东非坦桑尼亚盆地深水区天然气地球化学特征与成因

孙 涛 ，杨永才，王建新

（中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

近几年，我国在经济高速增长和环保日益严苛的双重刺激下，天然气作为清洁能源，其需求持续增加[1]。从2012年开始，东非海岸坦桑尼亚盆地、鲁武马盆地深水区发现了大量的天然气田，累计可采储量高达38 000×108m3，探井成功率超过80%[2]。2013年中石油参股东非大气田，打开了进军东非国家油气资源的大门。然而，该区域的油气地质研究程度相对较低，仅仅开展了有限的研究。如张光亚等（2015、2018）从构造-沉积方面开展了天然气储层的研究[2-3]；孙玉梅等（2016）对坦桑尼亚盆地的烃源岩进行了论述[4]。而对于天然气的地球化学特征及成因（油型气还是煤成气？）尚未开展系统研究。因此，这里重点分析坦桑尼亚盆地深水区天然气组分、天然气碳同位素特征，探讨天然气的气源成熟度，判识天然气的地球化学成因类型，研究成果以期对我国石油公司战略选区提供技术支持等。

1 区域地质概况

坦桑尼亚盆地位于东非海域，为被动大陆边缘型叠合盆地[5-7]，面积达18.8×104km2（其中陆上 5.7×104km2，海上 13.1×104km2），是世界上最大的沉积盆地之一，包括6个次级构造单元，分别为Ruvu次盆、Pemba-Zanzibar次盆、Dar es Salaam台地、Ruf i ji次盆、Mandawa次盆和Maf i a深水次盆（图1）。

图1 坦桑尼亚盆地地质图（据IHS[8]修改）

根据前人对东非海域晚石炭世以来主要构造事件与构造形成演化过程的分析[9-12]，东非海域的构造演化可划分为3个阶段（图2），分别为：（1）卡鲁裂谷期（陆内裂谷阶段） （C3-J1），以河流相、湖相和三角洲沉积为主，这一时期的陆相地层统称为Karoo群；（2）马达加斯加裂谷期（J2-K1），马达加斯加与非洲大陆的分离始于早侏罗世，东冈瓦纳板块向南漂移，马达加斯加的西海岸和非洲的东海岸开始进入被动大陆边缘演化阶段，以陆相和浅海相沉积为主，发育黑色页岩，为该区域的主力烃源岩；（3）被动大陆边缘阶段（K2-N），三角洲、海底扇、斜坡扇和下切谷重力流砂体为天然气主力储层，泥页岩为良好的区域性盖层。

图2 坦桑尼亚盆地构造沉积演化（据IHS [8]修改）

2 样品与资料情况

本次研究共收集3口井7个天然气气样（表1），钻井位置均位于深水区（位置见图1）。天然气样为MDT（模块式地层动态测试）取样，利用电阻率测量和实时光谱分析方法识别流体，可以有选择地取样，以获取高质量的剔除泥浆滤液影响的真实地层流体样品，具有可靠性高的特点。因此本次研究的样品数据真实可靠，资料的来源为IHS数据库和购买的外方资料。

表1 坦桑尼亚盆地深水区天然气组分和同位素组成

3 结果与讨论

3.1 天然气组分特征

天然气组分主要为烃类气体，烃类气体中甲烷占绝对优势，重烃含量极低。Cz-1井3个气样甲烷的含量在98.4% ～ 98.6%之间，Pz-1井2个气样的甲烷含量均为97.9%，Cw-1井2个气样的甲烷含量分别为97.4%和98.2%（表1）。烃类气体中甲烷的相对含量均大于95 %，明显表现为干气的特征。

3.2 天然气碳同位素组成

Cz-1井3个气样δ13C1分别在-45.4‰ ～ -38.0‰之间，δ13C2分别在-30.0‰ ～ -27.8‰之间，δ13C3分别在-24.2‰ ～ -20.4‰之间，δ13nC4分别在-22.8‰ ～ -22.6‰之间（表1）；Pz-1井2个气样δ13C1分别为-39.4‰和-35.5‰，δ13C2分别为-31.7‰和-28.6‰，δ13C3分别为-25.9‰和-24.5‰，δ13nC4分别为-24.3‰和-24.2‰（表1）；Cw-1井2个气样δ13C1分别为-40.2‰和-35.0‰，δ13C2分别为-30.8‰和-28.7‰，δ13C3分别为-24.8‰和-23.3‰，δ13nC4分别为-23.1‰和-22.9‰（表1）。

3.3 天然气成因类型与成熟度

甲烷及其同系物的碳同位素对天然气成因类型、成熟度、气-气对比和气-源对比提供了关键的科学依据[13]。根据成气的物质来源分为：有机成因气和无机成因气。本次研究的气样为有机成因气，有机成因气基于有机母质来源不同，再划分为煤型气和油型气两大亚类。在此基础上，依据外生营力划分为：细菌气、热解气和高温裂解气，这一成因分类的原则为“多源复合、主源定型和多阶连续、主阶定名”[14]。这里的成因类型分类也采用这一分类方案。

相同演化阶段的煤型气相比与油型气，其甲烷系列同系物明显富集13C，重烃气的碳同位素组成受母质来源控制明显，因此，δ13C2和δ13C3是区别油型气和煤型气的重要标志。一般情况下，煤型气其δ13C2＞-25.1‰和δ13C3＞-23.2‰，油型气其δ13C2＜-28.8‰和δ13C3＜-25.5‰[15]；张士亚等（1988）[16]提出δ13C2为-29‰作为煤型气和油型气的分界标志，也有学者提出以δ13C2= -28‰为分界点[17]。本文3口井7个气样中的6个其δ13C2＜-28‰（介于-31.7‰ ～ -28.6‰），另外一个气样（Cz-1井2 576.5 m）的δ13C2为-27.8‰；7个气样中的6个其 δ13C3＜ -23.2‰（介于 -25.9‰ ～ -23.3‰），另外一个气样（Cz-1井2 339.5 m）的δ13C3为-20.4‰。基于此，本次研究的天然气确定为油型气大类。另外，依据天然气甲烷和乙烷的图版（图 3），天然气为腐泥型气体，即油型气。

图3 天然气的甲烷和乙烷同位素（据schoell，1984）

在确定了天然气母质类型（油型气）的情况下，根据甲烷的碳同位素组成了解其母质的热演化阶段，反之也可以根据母质的热演化阶段，即δ13C1-Ro的数学模式来了解甲烷的碳同位素组成。天然气中烃类气的碳同位素组成主要受控于母质的同位素组成以及在其基础上由于生物、化学、物理作用所导致的同位素分馏效应[18]。Stahl（1975）[19]根据西北欧和北美天然气的甲烷碳同位素组成和对应气源岩的有机质类型和热演化程度后，开创性地建立了母质类型（油型、煤型）及其演化程度（Ro）与天然气甲烷碳同位素（δ13C1）之间的对应关系式，其中油型气的公式为：

δ13C1（‰）=14.8 log （Ro）-41.0 （1）

式（1）中：δ13C1为甲烷的碳同位素，‰；Ro为气源岩的热演化程度，%。

此后，中国学者在这个领域也开展了大量的研究[20-21]，提出了适合中国地质实际的δ13C1-Ro关系式。基于此公式，计算出了天然气的气源成熟度（表2）。Cz-1井气样的成熟度Ro介于0.5% ～ 1.6%；Pz-1井气样的成熟度Ro介于1.3% ～ 2.4%，达到了高成熟-过成熟阶段；同样，Cw-1两个气样也处于高成熟-过成熟阶段，Ro介于1.2% ～ 2.6%。

表2 天然气的气源岩成熟度估算

甲烷的碳、氢同位素也能反映出气体的成熟度，根据图版（图4），天然气的成熟度较高，甚至达到3.0%，表现出过成熟的特征。

3.4 天然气气源分析

坦桑尼亚盆地发育4套潜在烃源岩[4]。

（1）二叠纪湖沼相煤系烃源岩，露头样品显示总有机碳含量（TOC）在17.9% ～ 53.0%之间，氢指数（HI）在258 ～ 483 mg/g之间，主要为气源岩。

图4 甲烷的碳、氢同位素特征 （图版据Schoell， 1984）

（2）中-下侏罗统局限海相腐泥型烃源岩，Mandawa次盆的Mbuo-1井揭示了300 m厚的烃源岩，TOC介于2.2% ～ 9%之间，HI在272 ～ 1 000 mg/g 之间 ；Mandawa-7 井揭示两个深度段的烃源岩，其中一个深度段为1 715 ～ 1 718 m，TOC为2.68%，氢指数HI为391 mg/g，Ro为0.67%，另一个为 3 219 ～ 3 231 m，TOC 为 4.99%，HI为215 mg/g，Ro为1.01%，干酪根显微组分显示1 715 ～ 1 718 m样品有机质主要为无定型，Pr / Ph＜0.8，暗示缺氧还原的沉积环境。

（3）多口钻井揭示白垩系烃源岩，整体上表现为有机质丰度偏低，为潜在的气源岩。

（4）古近纪烃源岩整体上以有机质丰度低、热演化程度低、倾气性为特征。

综上所述的4套烃源岩质量分析，只有中-下侏罗统烃源岩为腐泥型烃源岩，具备生成大量油型气的物质基础。通过对深水区中-下侏罗统烃源岩的热模拟，中-下侏罗统烃源岩为过成熟阶段，部分区域为高成熟-成熟阶段，与天然气的成熟度相匹配。因此，认为天然气的气源为中-下侏罗统烃源岩。

4 结论

（1） 坦桑尼亚盆地经历了三期构造演化，其中马达加斯加裂谷期形成了下侏罗统-中侏罗统局限海相腐泥型烃源岩，具备生成大量油型气的物质基础。

（2）天然气烃类气体中甲烷占绝对优势，甲烷含量介于79.4% ～ 98.6%之间，为典型的干气。

（3）根据天然气同位素数据，天然气成因类型为油型气；根据甲烷的碳氢同位素，认为天然气的气源岩处于高-过成熟演化阶段；因此，天然气的成因类型为高-过成熟油型气。

（4） 深水区中-下侏罗统烃源岩处于成熟-过成熟阶段，与天然气的成熟度相匹配，因此，认为深水区天然气来自中-下侏罗统烃源岩。