苏丹红海中部地区沉积特征及成藏地质条件分析

苏传国，姜振学 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学 （北京）地球科学学院，北京102249）

苏丹红海中部地区沉积特征及成藏地质条件分析

苏传国，姜振学 （中国石油大学 （北京）油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学 （北京）地球科学学院，北京102249）

评价区位于红海裂谷盆地中部，具有海水深、盐层厚度大等复杂地质条件，导致油气勘探及认识程度较低。区域地质、钻井及地震等资料综合分析表明，该区前裂谷期沉积地层相对不发育，沉积物主要为中、上新统同裂谷期和后裂谷期沉积的碎屑岩、蒸发岩和碳酸盐岩，纵向上形成盐上及盐下两套含油气系统。盐上含油气系统分布于Zeit组三角洲沉积体系中，有利勘探区受盐丘形态控制，范围较为局限。盐下含油气系统以中新统Rudeis组页岩为生油岩，储层主要为Belayim组砂岩或碳酸盐岩，盖层为Dungnab组厚层盐岩和石膏，储、盖配置条件有利，是该区最有利的勘探目的层系。不过由于资料少，地震成像质量较差，盐下源岩的分布范围及生烃规模、有利灰岩储层分布范围、以及盐下圈闭的真实构造形态等都需要进一步落实。

苏丹；红海；深海；沉积地层；成藏条件

红海盆地是新生代在阿拉伯－非洲古陆之上发育的年轻裂谷盆地［1］，不同地区沉积及成藏特征差异较大。评价区位于苏丹红海地区中部，面积2.76×104km2，包括海域及少量陆上地区，其中500m以上的深水区面积占60% （图1）。目前区块内仅钻探井3口 （1962年钻探于西侧陆上），海域地区只有6246km的区域地震测线 （2008年采集，测网密度4km×6km），勘探及认识程度较低，主攻方向不明，严重制约了油气勘探进程。为此，笔者在对苏丹红海地区区域地质、地质露头、钻井及地震等资料综合分析的基础上，对该区地层沉积特征及油气成藏地质条件进行了初步探讨。

1 地层沉积特征

1.1 区域地质背景

古生代至渐新世时期，阿拉伯半岛为非洲古克拉通的一部分，在克拉通发育阶段，红海盆地的南、北两端分别接受了来自古印度洋和古特提斯洋两个方向的海侵，沉积了古、中生代的前裂谷期地层。由于海侵范围有限，在现今苏丹红海水域分布的红海中部地区，前裂谷期地层相对不发育［2］。

渐新世晚期 （25Ma），阿拉伯与非洲板块分离，红海陆内裂谷在红海南部开始形成［3］；之后逐渐扩张并向北延伸；22Ma时，红海裂谷开始了快速扩张期，接受了中新统为主的厚层碎屑岩、蒸发岩和碳酸盐岩，构成了红海盆地的沉积主体。

5Ma前，红海裂谷中南部开始海底扩张，盆地进入后裂谷期 （或漂移期）沉积演化阶段，沉积了上新统－更新统碎屑岩和碳酸盐岩。目前红海的北部地区仍然处于大陆裂谷阶段，红海中部 （苏丹红海所在地区）和南部的轴部地区已有洋壳出现，进入陆间裂谷发育期［4］。

1.2 主要沉积地层

前裂谷期沉积 （始新世之前）：仅在Maghersum－1井钻遇Mukawar组，岩性主要为深灰色粉砂质页岩及红色和灰色细－中粒砂岩，夹少量泥灰岩和灰岩，厚度235m。

同裂谷期 （始新世－中新世）：自下而上可划分为Hamamit组、Maghersum群（包含Rudeis组和Kareem组）、Belayim 组、Dungnab组和Zeit组5套层系 （图2）。

Hamamit组沉积于红海裂谷裂开初期时的冲积扇、河流及滨、浅湖环境，岩性主要为棕红色粗砂岩、砾岩，夹暗红色泥岩。Hamamit露头区下部发育两套薄层玄武岩，反映该组沉积时期仍然存在强烈的火山活动［5］。

Magershum群包含Rudeis组和Kareem组。中新世早期，红海裂谷主要处于深水环境，沉积了Rudeis组深海－半深海相泥、页岩，局部夹少量薄层砂岩、灰岩，为红海盆地重要的烃源岩层系；其后，海水开始变浅，沉积了Kareem组厚层钙质泥岩、粉砂岩，夹泥灰岩及薄层石膏。区块内3口探井均有钻遇，揭示地层主要为Kareem组，厚度200～500m。

Belayim组沉积期海水进一步变浅，沉积了台地相碳酸盐岩或三角洲相砂岩。露头区以碳酸盐岩为主；区块内Abu Shagara－1井和maghersun－1井揭示的岩性主要为浅灰色细砂岩，夹薄层页岩、石膏，厚度分别为282m和71m。

Dungnab组沉积时期红海北部及东南部与地中海及古印度洋的连接通道受到限制，红海裂谷处于相对局限的封闭环境，沉积了厚层蒸发岩系［6］，为红海盆地重要的区域性盖层和地层对比标志层。岩性主要为巨厚盐岩，夹石膏、薄层泥岩及粉砂岩，钻井揭示厚度119～697m，其中盐层厚度114～690m，单个盐层最大厚度149m （Dungnab－1井）。

Zeit组沉积时期海水开始加深，沉积了浅海三角洲或扇三角洲相砂、泥岩互层沉积地层，局部夹薄层石膏、灰岩，为盐上重要的生、储、盖层系。区块内仅Abu Shagara－1井和maghersun－1井两口井钻遇，厚度分别为55m和431m。

后裂谷期 （上新世－更新世）：主要沉积了上新统－更新统Abu Shagara群，下部 Wardan组以粗砂岩、砾岩为主，夹少量泥岩、灰岩和白云岩；上部Shagara组岩性主要为生物灰岩或砂岩。区块内3口探井均钻遇，厚度324～412m。

图1 评价区位置及井位分布图

1.3 地层分布特点

根据钻井及地震资料情况，将区块内发育的地层划分为Abu－Shagara 群、 Zeit 组、Dungnab组盐层和盐下 （因地震资料较差，盐下地层难以细分，故作为一整体进行讨论）4套层系，不同地层平面分布特征差异较大。

Abu－Shagara群在海岸附近厚度较大，一般为500～1000m，分析可能与沿岸广泛分布的生物礁有关；深海区地层厚度一般为100～150m，平面分布稳定。

Zeit组总体具有西厚东薄的分布特点，西侧地层发育区在平面上又大致形成南、北两个凹陷区，其中北部凹陷又被南北向发育的盐丘分割成一个个更小的沉积中心；凹陷区内Zeit组地层厚度一般为1000～2500m，最大厚度在3500m以上。

Dungnab组分布广泛，厚度一般500～2000m，东部盐丘发育区，厚度多在4000m以上。另外，盐层厚度与上覆地层 （尤其是Zeit组地层）具有明显的镜像对应关系，盐层厚度大的地区，Zeit组厚度较小；反之，盐层不发育的地区，Zeit组沉积厚度较大，说明盐丘形态对上覆地层的分布具有一定的控制作用。

盐下地层厚度一般为2000～3000m，主要集中于南、北两个凹陷区，北部凹陷最大厚度达到4500m，南部最大厚度3000m。

图2 苏丹红海地区地层柱状图

2 油气成藏地质条件

2.1 源岩分布及生烃特征

1）评价区主要发育盐下Rudeis组和盐上Zeit组两套有利烃源岩 Rudeis组烃源岩为裂谷早期深水环境下沉积的海相泥、页岩，在红海南部及北部均有分布，具有较好的生烃能力［7］。

苏丹红海地区目前仅南部Durwara－1井和北部Halaib－1井两口井钻遇，源岩厚度分别为75m和160m，有机碳含量 （TOC）1%～2%。评价区虽未钻遇该源岩，但从沉积相分析来看，推测其在南、北凹陷区内应有所分布。

Zeit组烃源岩主要为该组下部分布的三角洲相灰色、深灰色泥岩。苏丹红海南部地区源岩厚度一般200～300m，最厚达到500m；TOC为1.0%～5%。评价区内仅Maghersum－1井钻遇，浅灰色、灰色泥岩累计厚度33.5m，TOC一般0.4%～1.0%；局部藻类富集层段TOC达到1.99%。分析认为海上Zeit组沉积凹陷区内可能具有更好的源岩条件。

2）有机质类型及高地温梯度决定该区资源类型以气为主 红海盆地地温梯度及热流值较高。评价区内钻探的3口井现今地温梯度3.67～4.32°C/100m，东部靠近洋中脊地区地温梯度已在7°C/100m以上［8］。

Rudeis组源岩干酪根类型主要为Ⅱ型。由于地层后期抬升、剥蚀严重，导致区块内探井实测镜质体反射率 （Ro）值变化较大，分布在0.5%～1.6%，孢粉色变指数 （SCI）一般7.0～9.5，处于成熟－高成熟阶段；海域地区该源岩埋藏多在4000m以下，分析已处于过成熟阶段，以生气为主。

Zeit组源岩干酪根类型主要为Ⅲ型。陆上由于埋藏浅，探井实测Ro均小于0.5%，处于未成熟阶段；海域沉积凹陷区源岩埋藏较深，推测已达到成熟－高成熟阶段，能够形成一定的生烃能力。

目前苏丹红海地区获得的油气发现及显示均以气为主，可能与该区盐下源岩热演化程度高、盐上有机质类型差，均以生气为主有关。

2.2 储集层特征

目前苏丹红海地区所钻的探井虽然在Belayim组、Kareem组、Hamamit组等层系中见到油气显示，并在Zeit组获得了少量天然气和凝析油发现，但最有利的储集层系主要为盐下Belayim组和盐上Zeit组。

1）盐下储层主要为Belayim组灰岩或砂岩 Belayim组灰岩储集性能较好，已在红海北部及厄立特里亚境内获得油气发现，并且是苏伊士湾盆地重要的含油层系［9］。灰岩储层在评价区西岸Khor Eit、Tobanam及Saghum等地表广泛出露，顶部礁灰岩厚度一般为30～40m，横向分布稳定，且淋滤孔洞发育，具有较好的储集性能；钻井仅在苏丹红海南部钻探的Digna－1井揭示，岩性主要为白云岩，厚度400m，最大孔隙度达到23.2%。砂岩储层主要为Belayim组中－细粒砂岩，区块内探井揭示有效砂层厚度45～112m，测井解释最大孔隙度16.6%；海域地区由于更远离物源区，埋深更大，推测储层物性会相应变差。

2）盐上储集层主要为Zeit组中、下部薄层砂岩 苏丹红海南部Suakin－1井和Bashayer－1井获得的油气发现均分布于Zeit组下部砂岩中，储层孔隙度15%～25%，渗透率 （5～20）×10－3μm2，具有较好的储集能力。评价区内Maghersum－1井揭示Zeit组砂岩累计厚度224m，但单层厚度较薄，一般3～7m，横向连续性较差。

2.3 盖层特征

Dungnab组蒸发岩是区块内最重要的区域性盖层，平面分布广泛、厚度大，具有极好的封盖能力。局部盖层主要为盐下Rudeis组深海相泥、页岩及Zeit组层间分布的泥岩、薄层石膏，对Hamamit组及Zeit组砂岩储层分别具有一定的封盖作用。

2.4 主要圈闭类型

受红海裂开及盐构造活动的影响，区块主要发育盐上及盐下两套不同的构造层系。

盐上构造主要与沉积物重力滑动及盐底辟活动有关，圈闭类型主要为滚动背斜、盐丘上拱形成的穹隆状背斜或披覆构造、以及盐层侧向封堵形成的地层圈闭等；构造一般形成较晚，并随上覆沉积物的增加圈闭幅度持续增大［10］。

盐下构造主要与红海裂谷盆地的拉张、裂开有关，发育地垒和掀斜断块等圈闭类型；形成较早，早中新世已经形成、定型。

2.5 含油气系统特征

区域地质及海上地震解释结果表明，评价区后期构造活动较弱，裂谷期形成的断裂均未断穿上覆盐层，盐下Rudeis组源岩生成的油气难以穿越巨厚盐层运移至盐上地层中聚集成藏，因此评价区在纵向上可能发育盐上及盐下两套潜在的含油气系统，具有不同的油气成藏组合类型及成藏特点 （图3）。

图3 评价区油气成藏模式示意图

盐上含油气系统主要分布于Zeit组，烃源岩为Zeit组下部的暗色泥岩，上新世末期开始进入成熟门限；储层为Zeit组中下部砂岩，盖层为Zeit组层间分布的泥岩和石膏，属于自生自储型成藏组合类型。有利的生烃区主要位于西侧小的Zeit组沉积凹陷内，生成的油气沿断裂或侧向疏导层运移至滚动背斜和盐底辟运动有关的构造或地层圈闭中聚集、成藏，成藏时期主要上新世末期－更新世。

盐下含油气系统以Rudeis组页岩为生油岩，储层主要为Belayim组砂岩或碳酸盐岩，盖层为Dungnab组厚层盐岩和石膏，属于下生上储型成藏组合类型。源岩生烃较早，在中新世末期即进入成熟门限，开始大量生排烃，生成的油气沿断裂运移至红海裂谷期形成的掀斜断块、地垒等圈闭中形成聚集，成藏时期主要为中新世末期。

2.6 影响油气大规模成藏的主要地质因素

深海勘探作业风险大、钻探成本高，只有获得大规模的油气发现才能满足巨额投资的需要［11］。评价区盐上含油气系统虽然具有一定的油气成藏条件，但因Zeit组沉积凹陷面积小、区域性盖层缺乏，因而油气成藏条件相对不佳。而盐下含油气系统储盖配置条件较好，应是该区获得商业性油气发现的主要领域。不过由于勘探程度低、资料有限；加之地震成像质量较差，导致基底地质结构不清，油气成藏条件仍然存在以下不确定性：

1）目前区块地质露头及钻井均未揭示大段的Rudeis组烃源岩，该源岩在评价区内的分布范围、生烃能力及规模如何，目前尚不得而知。

2）露头区及钻井揭示的Belayim组岩性差异较大，有利的灰岩储层分布范围难以准确预测。

3）目前识别的盐下圈闭多位于厚层盐丘之下，地震解释可信程度较低；加之厚层盐丘发育，盐层与围岩的速度差异往往会造成盐下反射层 “上拉”形成假构造［12］，因此盐下圈闭的真实构造形态还有待进一步落实。

3 结 论

1）红海盆地是新生代在非洲－阿拉伯板块拉张过程中形成的裂谷盆地，基底主要为前寒武系火山岩和变质岩。评价区位于红海裂谷盆地中部，前裂谷期 （始新世之前）沉积地层相对不发育，沉积物主要为中、上新统同裂谷期和后裂谷期沉积的海陆交互相碎屑岩、蒸发岩和浅海相碳酸盐岩。

2）纵向上，区块主要发育盐上及盐下两套潜在的含油气系统。盐上含油气系统分布于Zeit组三角洲沉积体系中，烃源岩为Zeit组下部的暗色泥岩，储层为Zeit组中、下部砂岩，盖层为Zeit组层间分布的泥岩和石膏，属于自生自储型成藏组合类型；圈闭类型主要与盐底辟活动有关，一般形成较晚，在中新世末期开始形成，后期随盐底辟活动的增强构造幅度逐渐增大。盐下含油气系统以中新统Rudeis组页岩为生油岩，储层主要为Belayim组砂岩或碳酸盐岩，盖层为Dungnab组厚层盐岩和石膏，属于下生上储型成藏组合类型；圈闭的形成主要与红海裂谷盆地的拉张、裂开有关，形成较早，中新世早期已经形成、定型。

3）盐上Zeit组沉积主要受盐丘形态控制，范围较为局限，加之缺乏有利的区域性盖层，因而不利于大规模油气田的形成与富集；而盐下油气成藏条件更为优越，应是该区油气勘探的主要目的层系，但Rudeis组源岩的分布范围及生烃规模、Belayim组有利灰岩储层的分布范围、以及盐下圈闭的真实构造形态等都需要进一步落实。

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Analysis of Sedimentary Feature and Petroleum Geological Conditions in the Middle Block of Sudanese Red Sea

SU Chuan－guo，JIANG Zhen－xue（Authors'Address：State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，China University of Petroleum；College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

The studied Area was located in the middle of Red Sea rift basin and it had complex geologic conditions of deep water and thick salt distribution，by which low level of oil exploration and low understanding were induced.Based on the study of regional geologic，seismic and well drilling data，the research results indicate that the pre－rift sedimentary formation is not developed，the sediments are Miocene－Pliocene clastic carbonate and evaporate rocks which deposited in the Pre－Cambrian igneous and metamorphic rocks basement during Red Sea rifting and drafting periods and formed two sets of petroleum systems vertically.Above the salt，the petroleum system was developed in delta sedimentary system of Zeit Formation.The extent of Zeit Formation was mainly controlled by salt dome distribution and favorable exploration area was limited.Sub－salt petroleum system has more favorable oil－gas generation and accumulation conditions.The reservoir was mainly of sandstone and carbonate from Rudeis Formation.The cap－rock is thick salt and gypsum in Dungnab Formation，where favorable reservoir－sealing assemblage is formed，it is the most favorable target zone of the area.Because of lack of exploration data and poor seismic image quality，sub－salt source rock distribution scale and hydrocarbon generation extent，favorable grey rock reservoir distribution scale as well as the actual structural shape of the sub－salt traps in Belayim Formation，carbonate reservoir distribution extent and the real structural geometry of sub－salt traps are needed to be identified for further evaluation.

Sudan；Red Sea Basin；deep water exploration；sedimentary formation；petroleum geology

TE121.34

A

1000－9752 （2012）02－0007－06

2011－10－20

国家自然科学基金项目 （40972088）。

苏传国 （1970－），男，1992年大学毕业，博士，高级工程师，现从事石油地质综合研究工作。

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