王 艷

(中國石油遼河油田分公司 勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010)

埃塞俄比亞位于非洲東北部，處于非洲、歐亞、印度洋三大板塊的交匯處，歐加登盆地位于埃塞俄比亞的西南部，是在前寒武系基底之上發(fā)育的疊合盆地，構造上屬于索馬里盆地的一個次盆[1]，盆地總面積為35×104km2。Karroo群是非洲東部和南部最大的地層單元，約占現(xiàn)有陸地面積的一半以上，記錄了晚石炭世至三疊紀期間全部沉積地層[2]，在歐加登盆地發(fā)育陸相碎屑沉積層序，主要為泥巖和砂巖，沉積環(huán)境為湖相、三角洲和河流相。歐加登盆地油氣勘探始于二十世紀四十年代，先后有十余個國際石油公司在此展開勘探活動[3]，累計采集二維地震23×104km，鉆井57口，發(fā)現(xiàn)兩個氣田，是東非少有的以Karroo群為主要勘探目的層的盆地之一，目前來說，勘探程度較低，油氣資源潛力尚不明確。通過對盆地Karroo群烴源巖的評價，明確烴源巖分布和地球化學特征，為盆地油氣勘探?jīng)Q策提供重要依據(jù)。

1 區(qū)域地質背景

晚石炭世-三疊紀，在非洲大陸東南部和現(xiàn)今的東非大陸邊緣附近，發(fā)育了一個走向近SN的大型陸內(nèi)裂谷系，即Karroo裂谷系[4]，東非地區(qū)受到強烈區(qū)域性伸展構造作用，陸內(nèi)裂谷廣泛發(fā)育，受其影響東、西岡瓦納大陸分離，形成了東非大陸邊緣的雛形。埃塞俄比亞位于東非大陸的北部，構造上處于Karroo裂谷的末端，裂谷發(fā)育時期晚于南非地區(qū)，從晚二疊世開始接受沉積，盆地演化受裂谷影響作用相對較小，基底同沉積斷裂對沉積的控制作用相對于南非地區(qū)要弱，盆地內(nèi)部壘塹相間格局并不明顯，總體表現(xiàn)為碟狀。

歐加登盆地Karroo群見證了湖盆的產(chǎn)生、發(fā)展和消亡的全過程，經(jīng)歷了沖積環(huán)境-湖泊環(huán)境-河流三角洲環(huán)境的變遷。上二疊統(tǒng)Calub組為裂谷早期階段發(fā)育于前寒武系古基底之上的沖積沉積體系，巖性主要為淺灰色、灰色砂巖。下侏羅統(tǒng)Bokh組發(fā)育于盆地深陷階段，湖盆水域急劇擴張，廣大地區(qū)以深水湖相沉積為主，巖性主要為深灰色、黑灰色泥巖，泥巖有機質含量豐富，是盆地的主力烴源巖。中上侏羅統(tǒng)Gumburo組沉積于盆地斷陷-坳陷轉換階段，發(fā)育河流-三角洲沉積體系，巖性為淺灰色砂巖和深灰色泥巖互層(見圖1)。鑒于盆地內(nèi)油氣勘探的現(xiàn)實意義，本文烴源巖評價僅限于Bokh組。

2 烴源巖分布特征

歐加登盆地有20口井鉆遇Bokh組，揭示的巖性為大套泥巖、夾薄層砂巖、粉砂巖，泥巖質純，成巖性好，頁理較為發(fā)育。巖心中發(fā)現(xiàn)有淡水雙殼類、魚類動物化石和陸生植物碎片，表明該時期主要為湖泊沉積環(huán)境。測井曲線以低自然電位和低電阻率平直狀、局部呈微鋸齒狀、高自然伽馬、曲線變化幅度較高為主要特征。利用地震資料可以追蹤烴源巖的空間展布，Bokh組烴源巖在地震上為中振幅低頻中連續(xù)平行相，向北部斜坡帶過渡為弱振幅低頻不連續(xù)前積，向南部斜坡帶過渡為強振幅中頻連續(xù)前積相，結合鉆井資料發(fā)現(xiàn)北部斜坡帶發(fā)育辮狀河三角洲相，南部發(fā)育小型的近岸水下扇，深洼區(qū)內(nèi)深湖相烴源巖地震反射特征分布穩(wěn)定。

Bokh組沉積時期，裂谷作用最強，湖盆擴大，水體加深，沉積沉降中心與Karroo裂谷一致。烴源巖厚度自深洼區(qū)向周圍逐漸減薄，向東西兩側減薄的速度較快，向南北兩側遞減速度相對較慢，巖性由細變粗過渡為砂泥巖互層，與盆地的古地形特征相符合。Bokh組烴源巖面積約5.2×104km2，總體上埋深較大，頂界埋深在3 200～4 200 m，共發(fā)育兩個次級凹陷(見圖2)，東北次凹埋深較西南次凹要小，東北次凹走向為北東東向，烴源巖厚度一般在400～1 200 m，西南次凹走向為北北東向，烴源巖厚度一般在400～1 900 m。

3 烴源巖地球化學特征

3.1 有機質豐度

有機質豐度是衡量烴源巖生油氣母質含量的指標，由于Bokh組烴源巖成熟度較高，大量排烴導致生烴潛量(S1+S2)和氯仿瀝青“A”含量嚴重降低，但對有機碳含量(TOC)影響小，因此對Bokh組源巖主要用TOC指標進行評價[5]。從所收集的160個樣品來看，Bokh組烴源巖樣品TOC值整體不高，最大為1.18 %，平均為0.65 %。此次測試中樣品的生烴潛量(S1+S2)最大值為3.19 mg/g，平均2.27 mg/g。氯仿瀝青“A”含量平均為0.09%，總烴含量(HC)平均為430 mg/kg，綜合來看達到中等烴源巖評價標準。

3.2 有機質類型

有機質類型是衡量有機質產(chǎn)烴能力及產(chǎn)物性質的參數(shù)[6]，Bokh組16塊樣品的干酪根鏡下鑒定類型指數(shù)(Ti)值一般在45～65，平均為61.5，按陸相烴源巖有機質類型評價指標(SY/T 5735-1995)，Bokh組烴源巖有機質類型主要為ⅡA型。從Bokh組巖石熱解氫指數(shù)(HI)與熱解峰溫(Tmax)關系圖(見圖3)來看，46塊樣品中多數(shù)落在ⅡA型附近，少數(shù)在ⅡB型附近。由于Bokh組源巖成熟度較高，大量排烴使HI值嚴重降低，故有機質類型劃分應以干酪根鏡下鑒定結果為主，有機質類型主要為ⅡA型。

3.3 有機質熱演化

有機質成熟度是表征烴源巖生烴有效性和產(chǎn)物性質的重要參數(shù)，研究烴源巖的熱演化是評價烴源巖生烴潛力的重要內(nèi)容，一般只有成熟的源巖才可能對油氣藏具有貢獻[7]。歐加登盆地內(nèi)烴源巖有機質熱演化程度隨著埋藏深度的增加，總體趨勢逐漸增高。平面上西南次凹的Bokh組烴源巖熱演化程度最高，Ro值在1.3%～4.2%，處于高成熟-過成熟階段，自西南次凹向兩側及東北方向逐漸變低，斜坡帶Bokh組烴源巖Ro值在0.7%～1.8%，處于成熟-高成熟階段，總體來說Bokh組烴源巖主要以生干氣、凝析氣、凝析油為主。

4 烴源巖資源潛力

4.1 資源評價方法

油氣資源評價常用的方法有成因法、類比法和統(tǒng)計法三大類，資源評價方法基于不同的原理，同樣也適用于不同勘探程度的研究區(qū)[8]。由于歐加登盆地勘探程度較低，并且沒有可類比的刻度區(qū)，因此，關于油氣資源評價選擇采用成因法，成因法中盆地模擬法較為適合盆地早期油氣資源評價。盆地模擬法是地質問題、數(shù)學模型和計算機技術的有機結合。引入含油氣系統(tǒng)思路的盆地模擬法，其基本思路是首先根據(jù)盆地模擬方法確定盆地生烴量和排烴量；然后通過含油氣系統(tǒng)分析劃分運聚單元，在單元內(nèi)進一步劃分目標區(qū)帶；最后根據(jù)典型刻度區(qū)的解剖獲得運聚系數(shù)，通過類比確定目標區(qū)帶的運聚系數(shù)，從而計算資源量。

4.2 烴源巖生排烴特征

烴源巖烴產(chǎn)物類型、產(chǎn)率受烴源巖品質和所處熱演化階段控制，同層位烴源巖在盆地不同構造部位的烴產(chǎn)物類型、產(chǎn)率、排烴時間、排烴量也是有差異的[9]。根據(jù)單井模擬結果來看，凹陷區(qū)Bokh組烴源巖在三疊紀早期開始生油，白堊紀早期開始大量生氣，凸起區(qū)與斜坡帶在中侏羅世開始生油，至早白堊世仍有大量油生成，中晚白堊世開始大量生氣?？傮w來看，生排油早于生氣，生油高峰期在180×106～140×106a，排油高峰期在180×106～132×106a，生氣高峰期在170×106～100×106a，排氣高峰期在148×106～84×106a。

在烴源巖生油強度方面，現(xiàn)今Bokh組生排油強度高值區(qū)主要在盆地的西南次凹，生油強度最高達1 100×104t/km2，排油強度最高達700×104t/km2，其次在東北次凹有一個高值區(qū)，生油強度達800×104t/km2，排油強度達500×104t/km2。生排氣強度方面，生排氣中心分布與生排油中心分布基本一致，西南次凹生氣強度最高達280×108m3/km2，排氣強度最高達220×108m3/km2，東北次凹生氣強度達80×108m3/km2，排氣強度達20×108m3/km2。

4.3 油氣運聚特征

成熟油氣在一定的驅動力作用下，沿著運移通道進行二次運移。但地下連通的儲集體很多，不是每處都有油氣經(jīng)過。油氣的運移過程是沿著地下優(yōu)勢運移路徑進行的，在三維空間中，地下流體總是按著各自勢能減小的方向流動，并在相對的低勢區(qū)聚集[10]。因此，油氣運聚受構造控制較為明顯。

歐加登盆地構造演化史分析表明，早白堊世末期，盆地東北部開始強烈抬升，早期沉積的地層遭受強烈剝蝕，繼而沉積了晚白堊世—新生代地層，盆地西北部在漸新世開始抬升并遭受剝蝕，剝蝕作用一直持續(xù)至今。從歐加登盆地現(xiàn)今的油氣運聚流線圖(見圖4)中可以看出，盆地可劃分為4個油氣運聚單元，其中③單元最有利于油氣聚集，①、②、④單元也有一些油氣聚集部位。

4.4 資源評價

Bokh組烴源巖在地質歷史時期生成，排出大量油氣，其中生油量達2 000×108t，排油量達1 180×108t；生氣量達430×1012m3，排氣量達310×1012m3。空間上，西部凹陷是生、排油氣主要貢獻者，生油量、生氣量、排油量及排氣量占比在93.4%～99.8%。

如此規(guī)模的生烴量能夠聚集多少，取決于盆地運聚條件。石油運聚系數(shù)指某個地質單元內(nèi)石油地質資源量與生油量的比值，它是用成因法對資源量評價的重要參數(shù)。對運聚系數(shù)預測，應全面分析油氣系統(tǒng)中各運聚單元的地質特征，建立各單元油氣運聚系數(shù)與主要地質因素間的統(tǒng)計模型，以此來達到預測目的。本次資源評價采用回歸分析法對石油運聚系數(shù)進行預測，③運聚單元取值為1.36%，①、②、④運聚單元取值在0.73%～0.81%。而天然氣運聚系數(shù)取值主要與四川盆地進行類比獲得，③運聚單元取值3.8%，①、②、④運聚單元取值1.0%。

根據(jù)歐加登盆地各運聚單元生油氣量和相應的運聚系數(shù)，即可獲得盆地總資源規(guī)模。預測石油資源量為60×108t，天然氣資源量為4.5×1012m3。在油氣資源分布方面，各運聚單元差異比較大。①、②、③、④運聚單元石油資源量占比分別為42.7%、41.5%、6.4%和9.4%，天然氣資源量占比分別為41.2%、47%、8.2%和3.6%。盆地各運聚單元資源豐度也有較大差別，③運聚單元資源豐度最高，為21×104t/km2；其次是①運聚單元，資源豐度為17×104t/km2；再次是②運聚單元，資源豐度為12×104t/km2；最后是④運聚單元，資源豐度相對要低，僅為1×104t/km2。從資源豐度因素考慮，③運聚單元是勘探首選，其次是①運聚單元，再次是②運聚單元。

5 結論

1)歐加登盆地Bokh組烴源巖發(fā)育于盆地深陷階段，其分布受控于Karroo陸內(nèi)裂谷系，走向為北東向，巖性主要為深灰色、黑灰色泥巖，泥巖厚度大，西南次凹厚度最大達1 900 m，東北次凹厚度最大達1 200 m，是盆地的主力烴源巖。

2)Bokh組源巖有機質類型以ⅡA型為主，演化程度高，凹陷內(nèi)處于高成熟-過成熟階段，斜坡帶處于成熟-高成熟階段，總體以生干氣、凝析氣、凝析油為主。由于已發(fā)生過大量排烴，現(xiàn)今殘余有機質豐度較低，原始品質應該更好，綜合評價可達到中等烴源巖評價標準。

3)利用成因法預測盆地石油資源量為60×108t，天然氣資源量為4.5×1012m3。將歐加登盆地劃分為4個油氣聚集單元，其中③運聚單元最有利于油氣聚集，資源豐度最高，是目前尋求勘探突破最現(xiàn)實的地區(qū)。