埃及西沙漠盆地中生界烃源岩特征及剩余资源分布

杨晓兰

(中国石化 国际石油勘探开发有限公司，北京 100029)

1 区域地质背景

埃及西沙漠盆地位于非洲板块的东北部，是一个在新元古界刚性基底之上发育起来的古-中-新生代多旋回的叠合盆地，面积约106 500 km2(图1)。盆地经历了古生代克拉通稳定地台、中生代裂谷和新生代碳酸盐岩台地3期构造演化阶段。其中，古生代克拉通地台地层较薄，仅盆地西部可能残留下志留统的热页岩烃源岩，古生代砂岩储层发育广泛，为重要的油气储集层系；中生代裂谷包括2期裂陷和1期裂后沉降建造，主要发育海陆交互相及河流相沉积，建设了3套富有机质的烃源岩，成为盆地的主力烃灶；新生代盆地发育有巨厚的碳酸盐岩区域盖层。由此构成了纵向上多层系、多套的含油气生储盖组合(图2)，中生界既是主供烃源，也是油气成藏的富集层系，成为目前勘探开发的主要目的层系[2-5]。从中生界构造看，盆地呈现坳隆相间构造格局，分8个凹陷、3个隆起、2个凸起和1个台地。目前，油气田主要发现于Faghur，Shushan，Matruh，Alamein和Abu Gharadig等凹陷、凸起的古生代、侏罗系和白垩系多套层系。

该盆地中生代地层最为发育，自下至上分别为下侏罗统Ras Qattara组陆相碎屑岩、碳酸盐岩，中侏罗统Khatatba组浅海相-海陆过渡相碎屑岩、碳酸盐岩，上侏罗统Masajid组开阔大陆架环境沉积含页岩夹层的块状灰岩；下白垩统Alam El Bueb组(简称AEB组)浅海-三角洲相碎屑岩、Alamein组海相白云岩、Dahab组海相页岩和Kharita组浅海-斜坡相碎屑岩，上白垩统Bahariya组开阔海相碎屑岩、Abu Roash组海陆过渡相沉积(岩性包括灰岩、白云岩、砂岩和页岩)及Khoman组含白垩灰岩沉积(图2)。

图1 埃及西沙漠盆地构造单元Fig.1 Tectonic units of the Western Desert Basin,Egypt

图2 埃及西沙漠盆地生储盖组合Fig.2 Histogram showing the source-reservoir-caprock assemblage in the Western Desert Basin,Egypt

中生界建造了多套良好的烃源岩，包括侏罗系Khatatba组、白垩系AEB组、Bahariya组、Abu Roash组。其中，中侏罗统Khatatba组Safa段、Zahra段泥岩、页岩，以及上白垩统Abu Roash组的泥岩、页岩，是油源对比证实的3套主力烃源岩。

2 烃源岩宏观特征

2.1 侏罗系烃源岩展布特征

侏罗纪，西沙漠盆地处于早期裂陷阶段，在中侏罗世广泛建设了Khatatba组海相陆棚、三角洲沉积，包括Safa段和Zahra段[4-5]。其中，Safa段岩性主要是富有机质的暗色页岩、泥岩及煤层；Zahra段岩性主要为富有机质的暗色页岩、泥岩及薄煤层。钻震资料和地化数据反映，这2套烃源岩除Umbarka,Siwa,Qattara隆起和南部Gindi凹陷缺失外，广泛分布于其他7个凹陷和2个凸起上。Zahra段烃源岩厚度一般在30～200 m，平面上各凹陷厚度有较大差异，次凹沉降中心厚度大，向周缘厚度逐渐减薄；北部各凹陷区烃源岩总体厚度比南部凹陷区的略大，在Matruh与Alamein凹陷之间、Abu Gharadig凹陷东部沉降中心，烃源岩最大厚度超过300 m(图3a)。Safa段烃源岩厚度一般在10～450 m，其平面分布范围、横向厚度变化特征与Zahra段的相似。

图3 埃及西沙漠盆地侏罗系Zahra段(a)和白垩系AR-F段(b)烃源岩厚度Fig.3 Isopach of source rocks in the Jurassic Zahra(a) and Cretaceous AR-F(b) members in the Western Desert Basin,Egypt

2.2 白垩系烃源岩展布特征

晚白垩世，西沙漠盆地处于裂后演化阶段，各凹陷、凸起、隆起构造单元形成统一连片的沉积区域，广泛接受沉积建设；其中，沉积了一套厚度可达1 200 m的Abu Roash组海陆过渡相地层，其AR-F段岩性主要为暗色泥岩、页岩烃源岩，富含有机质为烃源岩。钻井、地震和地化资料反映，本套烃源岩在凹陷和隆起构造单元上广泛分布，厚度一般在30～100 m；平面上，北部Shushan，Matruh，Alamein凹陷和南部Abu Gharadig凹陷共存在4个面积大小不等的烃源岩厚度中心，向周缘厚度逐渐减薄，北部各凹陷烃源岩总体厚度略大于南部凹陷的，Shushan凹陷和Matruh凹陷烃源岩厚度最大，最厚达130 m以上(图3b)。

3 烃源岩地化特征

3.1 有机质丰度

有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”含量和生烃潜量(S1+S2)是评价有机质丰度和烃源岩质量的主要参数。收集了本区烃源岩大量的TOC和热解的裂解烃S2地化数据，依据这2组参数分析烃源岩品质。统计表明，中侏罗统Khatatba组烃源岩TOC主要分布在0.5%～10%(图4a)，总体含量较高。按层位看，Safa段烃源岩TOC含量主要分布在0.5%～10%，含量高于2%的样品占较大比例(图4a)，含少量煤的TOC大于30%，反映该套为很富有机质的烃源岩；Zahra段烃源岩TOC含量大多在0.5%～5%，高TOC的样品数量相对较少，含极少量煤的TOC大于30%。上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩TOC主要分布于0.5%～3%(图4b)，含量明显低于中侏罗统的烃源岩。

从生烃潜量的S2含量分析，其值从0.1～200 mg/g，变化区间很大。其中，Khatatba组Safa段、Zahra段烃源岩的S2主要分布在1～100 mg/g左右，上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩的S2主要分布于0.5～20 mg/g；各段S2数值高低和分布变化与其TOC的变化规律是一致的。从图5的烃源岩TOC与S2关系看，两者呈正相关关系，即烃源岩TOC高值，其生烃势相应也高值，反映高TOC即为高有机质丰度品质的烃源岩。

参照国内外海陆相烃源岩有机质丰度评价指标[6-7]，结合本区实际情况，建立了以TOC和S2参数为指标的烃源岩有机质丰度划分方案，将中生界烃源岩划分为差、中等、好、很好4个等级。可见，Khatatba组Safa段主要为富含有机质的中等-很好烃源岩，是区内品质最好的一套烃源岩；Zahra段为较富有机质的中等-很好烃源岩，为区内品质次好的一套烃源岩；Abu Roash组AR-F段主要为较富有机质的中等-好烃源岩，其品质逊色于前两套。与此同时，地化资料也反映，各套烃源岩有机质丰度都存在相当的非均质性。据报道，有机质TOC含量小于2%的被称为普通烃源岩、高于2%的称优质烃源岩[8]，优质烃源岩富含有机质，其生排烃量和效率明显高于普通烃源岩的[8-10]；国内外发现大规模油气田的海陆相盆地皆有这样的物质基础共性点[11-14]，包括非常规油气[15-16]。对比表明，西沙漠盆地Khatatba组烃源岩质量主要属优质的类型，故成为该区富油气的重要烃源动力。

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图4 埃及西沙漠盆地Khatatba组(a)和Abu Roash组(b)烃源岩TOC频率直方图Fig.4 TOC frequency histogram of the source rocks in the Khatatba(a) and Abu Roash(b) Formations of the Western Desert Basin,Egypt

3.2 有机质类型

有机质类型是衡量烃源岩有机质质量的指标，它决定了烃源岩中有机质的生烃潜量和所生烃的性质(油或气)，并直接影响着一个沉积盆地的含油气远景。本文利用岩石热解的轻指数(IH)与氧指数(IO)指标判断烃源岩有机质类型(图6)。从IH-IO关系图可知，中侏罗统Khatatba组烃源岩有机质类型以偏腐殖Ⅱ2型为主，其次有腐殖Ⅲ型和偏腐泥Ⅱ1型，含少量腐泥Ⅰ型，具有既可生油、也可生气的物质基础。其中，Safa段以偏腐殖Ⅱ2型为主，其次为偏腐泥Ⅱ1型和腐殖Ⅲ型，少量腐泥Ⅰ型；Zahra段以偏腐殖Ⅱ2型和腐殖Ⅲ型为主，含少量偏腐泥Ⅱ1型。上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩有机质类型以偏腐泥Ⅱ1和偏腐殖Ⅱ2型为主，有部分腐泥Ⅰ型和腐殖Ⅲ型，具备油气兼生的物质条件。

3.3 有机质成熟度

烃源岩成熟度代表有机质向油气转化的热演化程度，决定了有机质生成油气的数量和资源潜力，包含两层含义：一是烃源岩的原始有机质随热演化发生生烃与排烃作用；二是其中的剩余可溶有机组分又会随不断埋深而继续参与下一阶段的热演化过程。这是烃源岩一种热演化的连续动态复杂过程，有机质成熟度进入热演化干酪根降解生排烃门限是烃源岩发挥效能作用的必要前提[18-21]。

图5 埃及西沙漠盆地侏罗系Khatatba组(a)和白垩系Abu Roas组(b)烃源岩TOC-S2关系Fig.5 TOC-S2 relation diagram of the source rocks in the Jurassic Khatatba Fm(a) and Cretaceous Abu Roash Fm(b) in the Western Desert Basin,Egypt

图6 埃及西沙漠盆地Khatatba组(a)和Abu Roash组(b)烃源岩IH-IO关系Fig.6 IH-IO relation diagram of the source rocks in the Khatatba Fm(a) and Abu Roash Fm(b)in the Western Desert Basin,Egypt

根据研究区大量岩心的镜质体反射率(Ro)和最高热解峰温(Tmax)资料，侏罗系Khatatba组烃源岩Ro值基本大于0.5%，进入热演化干酪根生烃阶段；大部分样品Ro值在0.7%～1.3%，达到良好的成熟生油阶段；部分样品Ro值在1.3%～1.8%，达到高熟的生湿气阶段。数据表明，Khatatba组烃源岩Tmax值均大于435 ℃，其中90%以上样品的Tmax值在445～480 ℃，达到成熟-高成熟生烃阶段[22]。

上述烃源岩Ro和Tmax测试数据反映的有机质热演化成熟度完全一致，说明本区供烃灶成熟度可靠,表征成熟度的分析资料有规律可循；据此，可以利用Ro与深度关系来确定本区烃源岩的不同成熟度阶段的生烃门限(图7)。如图7所示，总体上Khatatba组烃源岩埋深约1 280～1 800 m，其Ro值达到0.5%，进入了有机质差熟开始生烃阶段；埋深2 350～3 080 m，其Ro值达到了0.7%，进入了有机质良好成熟大量生排烃阶段；埋深处于4 260～5 050 m，其Ro值达到1.3%时，进入有机质高成熟大量生湿气阶段。同时看出，因不同凹陷的低温梯度、盖层发育状况等差异，其烃源岩生油气门限有所不同。其中，Matruh凹陷Khatatba组烃源岩成熟生烃门限最浅，其次为Shushan凹陷的；Faghur凹陷该套烃源岩起始生烃较Ghazalat凹陷的深，后期成熟和高成熟大量生排烃门限则浅于后者。

同样方法，确定了上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩的生排烃门限。在此基础上，根据西沙漠盆地各凹陷不同层位的实测地层温度梯度数据(表1)，建立各凹陷的热史模型，并结合研究区的构造-沉积埋藏史，运用PetroMod含油气系统模拟软件对盆地热史进行模拟[23-29]。模拟结果反映，各凹陷主要生烃期的有机质热演化程度与烃源岩Ro和Tmax反映的成熟度一致，与Ro控制点的生排烃门限吻合。

图7 埃及西沙漠盆地各凹陷侏罗系Khatatba组烃源岩Ro与深度关系Fig.7 Relationship between Ro and depth of the Jurassic Khatatba Fm source rocks in different depressions of the Western Desert Basin,Egypta. Faghur凹陷;b. Ghzazlat凹陷;c. Shushan凹陷;d. Matruh凹陷

表1 埃及西沙漠盆地各凹陷不同层位实测地温梯度(℃/km)数据统计Table 1 The measured geothermal gradients(℃/km) of different layers in different depressions of the Western Desert Basin

譬如，中侏罗统Khatatba组Zahra段烃源岩，除Faghur凹陷西部、Abu Gharadig凹陷南部小范围的烃源岩成熟度处于Ro值0.5%～0.7%外，全盆地其他地区本套优质烃源岩Ro全部达到大于0.7%的良好成熟生排烃状况(图8a)；Shushan,Matruh,Alamein,Abu Gharadig凹陷中心部位Ro值超过1.3%，进入高熟生湿气阶段。位于中侏罗统Zahra段下伏的Safa段烃源岩则全部进入Ro值大于0.7%的成熟-高成熟生排烃阶段，有机质成熟度更佳。上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩成熟度偏低，其Ro值达到达到0.7%以上的，仅Abu Gharadig凹陷、Natrun凹陷主体区，以Abu Gharadig凹陷中心成熟较好(图8b)。

4 剩余资源潜力

4.1 剩余资源量分布

在上述研究基础上，运用不同方法计算了西沙漠盆地的资源量和剩余资源量。其中，按盆模法、有机碳法计算得到西沙漠盆地的总生烃量分别为587×108t和602×108t，均值为594×108t。按10%运聚系数计算资源量均值为59.4×108t，可采资源量11.88×108t，剩余可采资源量7.52×108t；按油藏规模序列法预测，剩余可采资源量(5.2～8.1)×108t，中间值为6.51×108t。可见，西沙漠盆地拥有可观的剩余资源，总体探明程度不高；按盆模法的探明程度仅36.7%，按油藏规模序列法估算的探明程度40.11%，反映仍处于储量发现高峰的中期阶段，具有很好的资源潜力。

从剩余资源的层系分布看(表2)，古生界、侏罗系、下白垩统AEB组剩余可采资源量规模较大，约占总剩余量的77%。从各领域勘探成果看，Abu Gharadig凹陷的古生界、侏罗系、下白垩统AEB，Matruh凹陷的古生界，Faghur凹陷的上白垩统，油气发现少，剩余资源量分布可观。

4.2 剩余资源勘探方向

纵观国内外的富油气盆地[8,13-15，30-33]，其成烃条件有3点共性：一是烃源岩以TOC>2%的高丰度有机质为主；二是优质烃源岩热演化以Ro>0.7%的成熟-高成熟烃灶为主；三是这样的高效能优质烃源岩一般有2套或更多套，且厚度较大、广泛分布。西沙漠盆地中生界烃源岩具有类似的成烃条件，而且剩余资源量巨大，属于典型的富油气盆地；据此，结合剩余资源分布状况，认为剩余潜力勘探方向如下。

1) 从多源高效烃灶的满凹含油条件比较[12,32]，勘探余地大。其中，Siwa，Qattara隆起和Kattaniya凸起以北诸凹陷具备Khatatba组Zahra段和Safa段优质烃源岩的高效能“双源烃灶”供给丰富的油气源，油、气资源并举相对均衡，在各凹陷及其毗邻的隆起和凸起区，油气可以聚集形成“满凹含油”的格局；南部诸凹陷除上述2套高效能烃灶外，还有上白垩统Abu Roash组AR-F段烃源岩成熟供给油源条件，存在“三源共存”的供烃条件，故其纵向勘探层系更多。目前，西沙漠盆地油气勘探主要围绕烃灶区上、下的成藏组合，工作范围明显小于满凹含油的领域，因此勘探回旋余地很大。

表2 埃及西沙漠盆地剩余资源量分布情况Table 2 The remaining resources of the Western Desert Basin

2) 从富油气凹陷资源分布的有序性比较[11-13,33]，多样性油藏类型潜力很大。目前，该区基本是针对构造圈闭实施勘探，也发现少量大个的地层不整合、河道岩性油气藏；总体上，油气藏类型较少，远未达到富油气盆地的油气分布连续性和有序性格局。

3) 从油气运移条件比较，具备纵横长距离输送油气聚集成藏。本区主成盆中生代时期，以2期裂谷断陷和1期裂后坳陷盆地的陆相和海陆相建造为主，断陷构造特点类似于渤海湾、苏北盆地；而苏北盆地只有普通烃源岩，其供烃灶成熟度偏低Ro以0.65%～1.30%为主，油气就能侧向运移到异地20～25 km外成藏，垂向运移超过3 km异地成藏[21,34]。反观本区，断层相对少，输导层海相砂体为主，侧向连通性更好，油气源也丰富的得多，油气纵横运移到达异地成藏的条件更好、有效成藏范围更广；因此异地聚集成藏是下步重点关注的勘探领域之一。

4) 从各凹陷剩余资源差异看，剩余资源量较大的盆地主要集中在分布在Shushan凹陷、Abu Gharadig凹陷及Matruh凹陷和Faghur凹陷，与侏罗系Khatatba组烃源岩高成熟度分布范围相对应。

5 结论

1) 埃及西沙漠盆地发育侏罗系Khatatba组(Safa段和Zahra段)煤系暗色泥页岩和白垩系AR-F段暗色泥页岩3套主力烃源岩，各凹陷厚度分布变化较大。侏罗系Khatatba组Safa段烃源岩厚度一般为10～450 m，Zahra段为30～200 m，总体上北部凹陷区烃源岩厚度较南部凹陷区的大。白垩系AR-F段烃源岩分布范围广，厚度一般在30～100 m，由南向北地层厚度变大，Shushan、Matruh凹陷厚度较大。

2) 3套烃源岩品质均姣好,TOC含量和S2含量均较高，且侏罗系烃源岩品质好于白垩系烃源岩；三套烃源岩均以混合Ⅱ型干酪根为主，烃源岩成熟度差异大，侏罗系烃源岩成熟度高，全盆均已成熟，部分深凹地区达到过熟生气阶段，白垩系烃源岩成熟度低，仅在东南部的Abu Gharadig凹陷、Natrun凹陷达到成熟阶段。

3) 西沙漠盆地剩余资源量可观，剩余可采资源量6.51×108t，目前处于储量发现高峰阶段的中期，具有很好的勘探潜力。Abu Gharadig凹陷的古生界、侏罗系、下白垩统AEB，Matruh凹陷的古生界，Faghur凹陷的上白垩统，油气发现少，探明程度低，是下步勘探的有利方向。