非洲喀土穆盆地下白垩统烃源岩特征与油气成藏

张新顺, 张光亚, 王克铭, 王 利, 余朝华, 何 军

非洲喀土穆盆地下白垩统烃源岩特征与油气成藏

张新顺*, 张光亚, 王克铭, 王 利, 余朝华, 何 军

(中国石油勘探开发研究院, 北京 100083)

喀土穆盆地是一个中新生代裂谷盆地, 位于中非裂谷系最东端, 盆内发育十多个凹陷。本次研究基于岩屑和原油样品的地球化学分析, 重点对盆地内K凹陷和D凹陷下白垩统烃源岩进行研究。结果表明, K凹陷下白垩统AJ组发育一套较为优质的湖相泥岩, 厚度为40～180 m, 以Ⅱ型有机质为主, 整体热演化为低熟-成熟阶段; AJ组泥岩的姥植比多为0.5～2之间, 属于半还原-半氧化环境, 有机质以半咸水湖泊中水体生物和陆源高等植物混源为主。而D凹陷的下白垩统D3组发育一套中等到好的气源岩, 以Ⅱ2～Ⅲ型有机质为主, 整体热演化为成熟-高成熟阶段, 总有机碳比AJ组稍低, 但厚度很大在200～500 m之间。从K凹陷向南到D凹陷, 有机质中高等植物来源占比增高, 藻类和细菌来源有机质占比降低, 盆地中原油的萜烷和甾烷含量均较低, 藿烷含量高, 具有典型的中非裂谷系原油特征。结合有机质类型和成熟度, 喀土穆盆地K凹陷未来勘探应以油为主, D凹陷以气为主, 其余凹陷潜力有限。

K凹陷; D凹陷; 下白垩统; 烃源岩; 中非裂谷系; 喀土穆盆地

0 引 言

喀土穆盆地为非洲陆上为数不多的低勘探盆地, 发育有十余个凹陷, 盆地总面积29×104km2, 位于苏丹(北)境内, 东距红海100 km[1–2]。盆地的油气勘探始于1980年代, 现有探井不足20口[3–4], 主要集中在盆地中南部的K凹陷和D凹陷(图1), 其中D凹陷已发现两个小规模油气藏, 证实该盆地具有油气勘探潜力, 其余凹陷勘探停滞, 仅有一些浅的水井[5–7]。随着邻近的穆格莱德盆地和迈卢特盆地逐渐进入中高勘探阶段[8–9], 低勘探程度且距离首都更近的喀土穆盆地也开始受到了重视。

虽然喀土穆盆地已经发现了油气, 但对盆地内烃源岩的发育特征和油气成藏特征并不清楚。本次研究拟梳理喀土穆盆地构造沉积条件, 重点针对盆地内K凹陷和D凹陷烃源岩有机质丰度、类型、成熟度和发育环境进行分析, 结合盆地内已发现原油地球化学特征和油气成藏条件, 综合分析喀土穆盆地油气勘探潜力和勘探有利区。

1 地质概况

喀土穆盆地位于中非裂谷系东端, 是一个中新生代裂谷盆地, 其形成机制和演化特征受中非走滑带影响, 与其西部迈卢特盆地、穆格莱德盆地基本相似[10–14]。盆地演化分为5个阶段: ①晚侏罗世: 裂谷初期, 冈瓦纳大陆解体, 以河流相为主的砂岩和砾岩, 伴随有火山岩的侵入[15–16]; ②早白垩世: 同裂谷期, 沉积水体变深, 气候湿热, 藻类发育, 多为半深湖、浅湖和曲流河沉积, 少有辫状河沉积; ③晚白垩世: 热沉降期, 水体变浅, 以辫状河砂岩沉积为主, 在盆地北部, 有海水侵入, 出现碳酸盐岩沉积[10,17]; ④古近纪: 弱裂谷期, 主要受非洲-阿拉伯板块与欧亚板块碰撞的影响, 大部分凹陷经历反转剥蚀[18–19], 沉积以河流相砂岩为主; ⑤新近纪: 裂谷后期, 受红海张裂影响, 形成多隆多凹的格局[20], 仍以河流相沉积为主。第四纪以后, 盆地干旱少雨, 少有沉积[21–23]。中非剪切走滑带穿过喀土穆盆地, 造成南北凹陷的演化稍不同, 剪切带南部, 裂谷开始较早、持续更长; 而剪切带北侧, 受拉张作用小, 而且受到前寒武基底地貌的影响较大, 由此形成盆地内白垩系南深北浅的特征。

钻井资料和重磁资料均证实盆地内发育的主要凹陷有10个, 均以早白垩世形成的地堑-半地堑型凹陷为特征[24–26], 其中规模较大几个为D凹陷、K凹陷、A凹陷、Ab凹陷、B凹陷和H凹陷(图1)。这些凹陷成因和沉积特征非常相似, 但是由于凹陷之间距离较远, 以往有些研究将各个凹陷视为单独的“盆地”[3,13], 造成了地层名称差异较大。喀土穆盆地6个主要凹陷的地层对应关系以及岩性柱状图如图2所示。

2 烃源岩有机质丰度、类型与成熟度

喀土穆盆地主要烃源岩形成于早白垩世裂陷期, 其中K凹陷主要发育在下白垩统AJ组上段, 而D凹陷烃源岩主要在D3组, 两者时代相近。AJ组平均厚度1000 m, 凹陷中心可达2000 m, 该组整体以泥岩为主, 夹砂岩和粉砂岩层, 纵向上可细分为上段、中段和下段。AJ组上段以泥岩、页岩为主, 夹薄层砂岩; 中段泥岩层中夹有粉砂岩和玄武岩, 局部有火山玄武岩不同程度的侵入; 下段发育泥岩为主, 夹砂岩和粉砂岩。D3组则以泥岩为主, 夹粉砂岩、砂岩, 在盆地边缘逐渐变为砂泥岩互层。

有机质丰度 K凹陷AJ组上段暗色泥岩, 总有机碳(total organic carbon, TOC)含量主要介于1%～ 2%之间, 高值可超过3% (图3),2介于1～10 mg/g之间,1+2变化范围为0.4～13 mg/g, 平均为4 mg/g, 生烃潜力中等-好(图4)。KS-1井AJ组氯仿沥青“A”资料显示主要介于1000～2000 μg/g之间, 总烃平均为1900 μg/g, 均表现为中等-好的烃源岩特征。钻井已揭示AJ组上段高丰度烃源岩厚度为40～180 m, 推测凹陷中心厚度可达300 m以上, 该套优质烃源岩在凹陷内广泛分布, 但在凹陷东南部火山岩入侵变强, 砂岩含量变高, 逐渐减薄至消失。而AJ组中段和下段泥岩虽然厚度为200～1000 m, 有机质丰度相对较低, TOC小于1%, 属于较差的气源岩(图3)。D凹陷D3组TOC主要介于1%～2%之间, 高值可达5%,2主要介于1～5 mg/g之间,1+2平均为2.5 mg/g, 生烃潜力中等(图4)。D3组烃源岩厚度比AJ组上段烃源岩厚一些, 可达300～500 m, 同样的是在凹陷的边缘相变较快, 有机质丰度也大幅降低。

有机质类型 K凹陷AJ组上段烃源岩氢指数H平均为300 mg/g, 高值可达600 mg/g, Ⅱ型有机质类型为主(图5)。KS-6井AJ组上段烃源岩中干酪根显微鉴定显示其中腐泥质含量为60%～90%, 镜质体为10%～15%, 惰质体为10%～30%, 而往下到AJ组中、下段腐泥质含量降低, 惰质体含量增加的趋势明显。KD-1井AJ组气测显示, 重烃含量较高, 湿度(C2–5/C1–5)为0.80～0.95, 推测为油型气, 侧面印证了AJ组上段烃源岩主要为Ⅱ型干酪根, 以生油为主。D凹陷的D3组烃源岩H平均为150 mg/g, 少量样品可达600 mg/g, 多以Ⅱ2-Ⅲ型有机质类型为主, 存在少量的Ⅱ1型有机质(图5), 仅局限分布在凹陷中心和南部沉积中心。

图1 喀土穆盆地构造分区图

图2 喀土穆盆地主要凹陷地层分布图(据文献[6]修改)

图中G、WM、ES、M、H、S、AJ、AA等均为地层组名; 图中问号代表推测界限。

有机质成熟度 K凹陷AJ组上段烃源岩镜质组反射率o主要介于0.5%～1.0%之间,max为439～ 457 ℃, 孢粉颜色指数SC(sporopollen color index)为3.5～8.5 (图6), 庚烷值为30%～38%, 均显示了有机质整体上为低熟-成熟特征。需要注意的是AJ组在靠近玄武岩侵入体附近的泥岩时热演化成熟度明显变高, 属于火山岩接触后导致, 并不能代表整体的有机质成熟度。KD-1井油和KS-6井烃源岩有机质的饱和烃色谱资料显示, 烷烃占比高, 极性分子和芳香烃相对较低, 说明靠近凹陷中心的烃源岩已经成熟。录井气测资料显示, KD-1井100～1960 m段均未见到气测异常, KS-6井1500～2700 m气测未见到明显异常, 说明埋深较浅的层位基本上没有成熟烃源岩。D凹陷D3组烃源岩埋深介于1500～5000 m之间, 成熟度变化较大, 镜质组反射率o介于0.5%～2%之间,max为435～480 ℃, 在凹陷中心D3组烃源岩已经进入生气阶段。D凹陷DH-1井6个天然气样品组分C1占比97.05%～97.98%、C2占比1.65%～1.76%和C3占比0%～0.64%, 均显示了高成熟干气特征。

3 烃源岩地球化学特征

K凹陷分为东次凹和西次凹, 两者的原油和烃源岩生物标志物有一定差异。东次凹的KS-6井AJ组上部烃源岩抽提物的姥植比为0.9～1.7, 饱和烃色谱显示C22+含量(本次研究中的生物标志物含量系指该化合物相对于它的同系物含量, 下同)变高, 基线偏离幅度变小, 向下到AJ组下部烃源岩的C21−含量更低,C22+含量更高, 基线不再偏离, 代表了自浅到深高等植物来源的有机质含量增加, 藻类和细菌来源的有机质减少, 以及生物降解作用变弱。KS-6井S组下部油砂的饱和烃色谱图中C21−含量相对较高, 反映了有机质来源中藻类含量较多, 基线严重偏离, 指示了有严重的生物降解(图7), 成熟度指标之一的奇碳优势指数CP(carbon preference index)介于1.07～1.12之间, 反映S组油为成熟原油降解形成, 并且AJ组烃源岩均已成熟。AJ组上段烃源岩的甲基菲指数为0.72, 对应的热演化程度与镜质组反射率(o=0.83%)。

图3 KD-1井AJ组地球化学柱状图

图4 喀土穆盆地下白垩统烃源岩AJ组上段烃源岩潜力评价图版

图5 K凹陷AJ组上段和D凹陷D3组有机质类型(图版据文献[27])

图6 K凹陷KS-6井镜质组反射率和孢粉颜色指数随深度变化图

图中问号表示样品数据点少, 可靠性存疑。

上述o与甲基菲指数的对应关系参考文献[28]。甲基菲指数与实测的镜组体反射率均反应了AJ组烃源岩为中等成熟度(图3)。而K凹陷西次凹KD-1井AJ组上段的原油显示其无生物降解, 长碳链的烷烃更多, 奇碳优势也不明显, 虽然也代表了中等成熟度原油, 但有机质与来源于东次凹有明显差异(图7)。

萜烷和藿烷生物标志物显示, KS-6井原油与烃源岩的t21、t22和t23三萜烷含量相当(图7), 伽马蜡烷含量向下变高, 代表先前的湖水盐度更大, Ts/(Ts+Tm)介于0.5～0.7之间, 也代表成熟的烃源岩与原油。KD-1井AJ组上段原油三萜烷含量中T21萜烷相对含量明显更高, 而且从纵坐标值上可以看出萜烷整体含量非常低, 藿烷相对含量较高, 具有典型的中非裂谷系湖相原油特征[2,8,29], 而这一现象在东次凹的KS-6井不明显(图7)。甾烷方面, KS-6井原油与烃源岩的C27、C28和C29甾烷呈“L”型分布, 代表有机质来源以藻类和细菌为主, 甾烷异构化比值C29-20S/(20S+20R)为0.4～0.6, Ts/(Ts+Tm)介于0.57～0.69之间, C29-αββ/(αββ+ααα)介于0.53～0.6之间, 藿烷的C31-22S/(22S+22R)比值为0.55～0.57, 均指示成熟烃源岩, 与前文热解和孢粉色变指数得出的观点一致。KD-1井原油甾烷化合物特征与之有明显差异, 其C29甾烷相对含量较高, C27、C28和C29甾烷呈“V”型分布, 代表高等植物与低等水生生物混源的有机质(图8)。在质谱/=177中显示KS-6井自浅到深双降藿烷和三降藿烷含量降低, 也代表了向下生物降解作用变弱, 与饱和烃色谱中基线的偏离反映特征一致。在质谱/=123中显示KD-1井原油存在β-胡萝卜烷, 指示厌氧、咸水和湖泊环境。西次凹的KH-1井S组原油与KD-1井原油较为相似, 同为低三萜烷、高藿烷和低甾烷的特征, 但不同在于其伽马蜡烷含量相对较高。

D凹陷烃源岩同样具有萜烷和甾烷含量低、藿烷含量高的特征, 与K凹陷西次凹KD-1井的原油较为相似, 说明盆地西南的凹陷主力烃源岩与中非裂谷系穆格莱德盆地烃源岩发育环境相似。D3组烃源岩Pr/Ph比值为0.85～1.4, 也代表了弱氧化-弱还原环境, C27、C29规则甾烷含量均比较高, 代表以低等水生生物和高等植物来源的有机质混源为主。DH-1井D3组烃源岩伽马蜡烷含量高, 反应明显的咸水湖泊环境, 正构烷烃奇偶优势消失, Ts/Tm比值较大, 反映成熟度较高(图9)。D3组烃源岩与K凹陷西次凹AJ组的油较为接近, 都具有低萜烷、低甾烷、高藿烷和混源为主等特征, 主要区别在于D3组伽马蜡烷含量较高, 高等植物来源有机质含量更高, 均与低等水生生物来源为主的K凹陷东次凹烃源岩差异较大。

图7 K凹陷AJ组烃源岩与原油饱和烃、藿烷和甾烷标志物分布图

Pr–姥鲛烷; Ph–植烷;C–正构烷烃;C–异构烷烃; t–萜烷; h–藿烷; m–莫烷; G–伽马蜡烷; C27d–重排甾烷; C27r–C29r为规则甾烷; TIC代表总离子。

图8 喀土穆盆地下白垩统烃源岩与原油规则甾烷(C27–C29)分布图

另外, 碳同位素方面, KS-6井烃源岩和原油的碳同位素介于−30‰ ～ −28‰之间, KD-1原油的碳同位素为−31‰, DH-1井D3组烃源岩饱和烃碳同位素为−29‰ ～ −28‰, 与中非裂谷系的原油比较相似[30], 说明喀土穆盆地烃源岩也同样发育在湖相环境。虽然, Pr/C17与Ph/C18比值显示有机质为海相与陆相混合成因, 但二苯并噻吩与菲比值非常低, 反映还原硫与有机质的结合能力较弱, 主要为湖相环境的有机质(图10), 加之非常低的碳同位素值, 综合分析认为喀土穆盆地下白垩系烃源岩沉积环境仍以湖相为主。

综上, 喀土穆盆地主力烃源岩为下白垩统烃源岩, 生烃潜力中等-好, 有机质类型以Ⅱ型和Ⅲ型为主, 高丰度烃源岩主要发育在凹陷沉积中心。受规模的限制, 不同凹陷成熟度差异也较大, 南部的D凹陷烃源岩成熟度达到高成熟阶段, 其余各凹陷以低熟-成熟阶段烃源岩为主, 分布在凹陷中心区域。喀土穆盆地以陆相有机质为主, 具有低等水生生物和高等植物混源的特征, 未钻凹陷也可能存在下白垩统良好烃源岩, 但其油气潜力受控于凹陷的规模和下白垩统发育特征。考虑到早白垩世海平面快速上升, 以及北部Abyad凹陷地层出现海相沉积物[4], 因此在盆地北部的凹陷可能发育少量的海相有机质。

4 烃源岩对油气成藏的控制作用

4.1 埋藏史

以K凹陷KD-1井和D凹陷DD-1井为代表井, 裂谷初期地温梯度选取40 ℃/km, 白垩纪的裂谷期推测为33 ℃/km[10], 现今凹陷地温梯度在22～27 ℃/km,结果利用实测o和地层测温数据校正, 获得埋藏史图(图11)。D凹陷的D3组烃源岩现今已进入高成熟阶段, 以凝析油和湿气为主, 而K凹陷的AJ组上段烃源岩为低熟-成熟阶段, 仍以生油为主。

图9 D凹陷下白垩统D3组烃源岩原油饱和烃、藿烷和甾烷标志物分布图

t–萜烷; h–藿烷; m–莫烷; C27d是重排甾烷; C27r–C29r为规则甾烷。

图10 喀土穆盆地下白垩统烃源岩沉积环境分析图版

DBT/P为二苯并噻吩与菲的比值。

4.2 油气类型与成藏模式

喀土穆盆地整体勘探程度较低, 仅K凹陷、D凹陷和A凹陷有探井, 获得发现也较少。K凹陷有两套成藏组合, 上组合为S组砂岩储层与Hebeika组泥岩夹凝灰岩盖层, 下组合为AJ组砂泥岩互层自生自储, 凹陷内多井钻遇油气显示, 主要集中在下组合, 其中KD-1井在下组合均测试出含水油层, 证实存在有效油源岩, 可能由于靠近输导性断层, 受断层活动破坏了油藏。由于该凹陷成熟烃源岩分布范围集中在凹陷中心, 凹陷内SN向断裂较为发育, 因此成藏有利区位于靠近凹陷中心的斜坡区, 有利成藏组合为AJ组上段自生自储组合。

而对于D凹陷, D2组以上地层以砂岩为主, 因此仅能在D2组下部和D3源内成藏。目前已有十几口钻井, 发现2个小规模气藏, 也是位于D2组下部和D3组上部, 紧邻烃源岩, 圈闭类型均为断背斜和断块圈闭。D凹陷西侧的缓坡区有利于油气的运移, 发育一系列的断块相关圈闭, 是油气成藏有利区。由于该区泥岩侧向相变较快, 因此要考虑凹陷西侧盖层分布范围, 以及断层的封闭性。由于中非裂谷系白垩纪广泛发育的烃源岩, 盆地内未钻凹陷均可能发育良好的烃源岩, 但是要结合凹陷的规模以及反转强度来综合判断其油气潜力。

5 结 论

(1) 喀土穆盆地主要发育10个大小不一的凹陷, 均为地堑-半地堑构造, 主要形成于早白垩世, 受中非剪切带控制, 地层以陆相沉积为主, 北部偶有海相沉积, 区内凹陷平均规模相对较小, 油气勘探程度低。

(2) 喀土穆盆地主力烃源岩形成于早白垩世晚期, 其中K凹陷下白垩统AJ组发育一套较为优质的湖相泥岩, 为低熟-成熟阶段的油源岩; 而D凹陷的下白垩统D3组发育一套中等到好的气源岩, 整体热演化为成熟-高成熟阶段。D凹陷向北到K凹陷有机质中高等植物来源占比逐渐减少, 藻类和细菌来源有机质占比增加。

(3) 喀土穆盆地油气以源内成藏或近源成藏为主, 圈闭类型以断块圈闭、断背斜圈闭为主; 成藏有利区为紧邻凹陷中心且在油气优势运移路径上的构造岩性圈闭。

图11 K凹陷KD-1井(左)和D凹陷DD-1井(右)埋藏史图

中国石油勘探开发研究院李志专家和刘计国专家在论文完成过程中提供了大量帮助; 评审专家和编辑部提出了许多建设性意见与详细的修改建议, 在此一并致谢！

[1] Abdalla Ahmed Awadalla. Investment opportunities in Sudan’s hydrocarbon industry [EB/OL]. (2015-11-26) [2020-02-20]. http: //unctad.org/meetings/en/Presentation/17OILGASMINE% 20Abdalla%20 Ahmed % 20Awadalla%20S1.pdf.

[2] Genik G J. Petroleum geology of cretaceous-tertiary rift basins in Niger, Chad, and Central African Republic[J]. AAPG bulletin, 1993, 77(8): 1405–1434.

[3] Schull T J. Rift basins of interior Sudan: petroleum exploration and discovery[J]. AAPG bulletin, 1988, 72(10): 1128–1142.

[4] IHS. Basin monitor (Khartoum Basin) [EB/OL]. (2014-12-30) [2020-02-20]. http: //edin.ihsenergy.com/.

[5] Farah F S. Structural and geological characteristics and oil generation conditions of southern Sudan basins[D]. Moscow: Russian State University for Oil and Gas, 2009.

[6] Mohammed Zayed Awad. Petroleum Geology and Resources of the Sudan[M]. Beilin: Geozon Science Media UG, 2015.

[7] Robertson. An evaluation of aspects of petroleum generation and source quality in Block 9, Khartoum Basin, Sudan [EB/OL]. (2006-10-30) [2020-02-20]. http: //www.robertson-cgg.com/.

[8] Makeen Y M, Abdullah W H, Hakimi M H, Mustapha K A. Source rock characteristics of the Lower Cretaceous Abu Gabra Formation in the Muglad Basin, Sudan, and its relevance to oil generation studies[J]. Mar Pet Geol, 2015, 59: 505–516.

[9] C&C Reservoirs. Field analogs, greater fula field[EB/OL]. (2013-6-30) [2020-02-20]. http: //www.ccreservoirs.com/solutions- services/daksdigital-analogs-knowledge-system/.

[10] 孔令武, 张树林, 段晓梦, 方勇. 蓝尼罗河盆地喀土穆凹陷构造演化及烃源岩发育特征[J]. 中国海上油气, 2017, 29(5): 22–29.

Kong Ling-wu, Zhang Shu-lin, Duan Xiao-meng, Fang Yong. Tectonic evolution and characteristics of source rocks in Khartoum sag, Blue Nile basin[J]. China Offshore Oil Gas, 2017, 29(5): 22–29 (in Chinese with English abstract).

[11] 叶先灯. 苏丹Melut盆地构造、沉积和油气成藏研究[D]. 广州: 中国科学院广州地球化学研究所, 2006.

Ye Xian-deng. Study on tectonics, sedimentology and reservoirs in Melut Basin[D]. Guang Zhou: Guangzhou Institute of Geochemistry, Chinese Academy of Sciences, 2006 (in Chinese with English abstract).

[12] 窦立荣, 潘校华, 田作基, 肖坤叶, 张志伟. 苏丹裂谷盆地油气藏的形成与分布——兼与中国东部裂谷盆地对比分析[J]. 石油勘探与开发, 2006, 33(3): 255–261.

Dou Li-Rong, Pan Xiao-Hua, Tian Zuo-Ji, Xiao Kun-Ye, ZhangZhi-Wei. Hydrocarbon formation and distribution of rift basins in Sudan: A comparative analysis of them with rift basins in East China[J]. Pet Explor Develop, 2006, 33(3): 255–261 (in Chinese with English abstract).

[13] 张庆莲, 侯贵廷, 潘校华. 中西非裂谷系形成的动力学机制[J]. 地质力学学报, 2018, 24(2): 169–176.

Zhang Qing-lian, Hou Gui-ting, Pan Xiao-hua. Dynamic mechanism of rift systems in Western Central Africa[J]. J Geomechan, 2018, 24(2): 169–176 (in Chinese with English abstract).

[14] 张艺琼, 何登发, 童晓光. 中非剪切带含油气盆地成因机制与构造类型[J]. 石油学报, 2015, 36(10): 1234–1247.

Zhang Yi-qiong, He Deng-fa, Tong Xiao-guang. Genetic mechanisms and tectonic types of petroliferous basins in the Central Africa Shear Zone[J]. Acta Pet Sinica, 2015, 36(10): 1234–1247 (in Chinese with English abstract).

[15] Ali E, Rahman E A. New ophiolite occurrences in Sudan and constraint on the western boundary of the Nubian Shield: Petrographical and geochemical evidence[J]. J African Earth Sci, 2011, 59(1): 101–110.

[16] Burgoyne P M, Wyk A E V, Anderson J M, Schrire B D. Phanerozoic evolution of plants on the African plate[J]. J African Earth Sci, 2005, 43(1): 13–52.

[17] Issawi B, Sallam E, Zaki S R. Lithostratigraphic and sedimentary evolution of the Kom Ombo (Garara) sub-basin, southern Egypt [J]. Arabian J Geosci, 2016, 9(5): 420.

[18] Guiraud R, Bosworth W. Senonian basin inversion and rejuvenation of rifting in Africa and Arabia: Synthesis and implications to plate-scale tectonics[J]. Tectonophysics, 1997, 282(1/4): 39–82.

[19] Fairhead J D, Green C M, Masterton S M, Guiraud R. The role that plate tectonics, inferred stress changes and stratigraphic unconformities have on the evolution of the West and Central African Rift System and the Atlantic continental margins[J]. Tectonophysics, 2013, 594(3): 118–127.

[20] El Gamal M M, Nassar H, Salah M, Aly M S. Rifting Dynamics of Gulf Of Suez and the Egyptian Red Sea Hydrocarbon Potentials Relationship[C]. Ravenna: Offshore Mediterranean Conference and Exhibition, 2009.

[21] Bireir F A, Eisawi A A M, Zeinelabdein K A E. Paleoecologic and paleoclimatic reconstruction during Mid-Cretaceous to Quaternary, Khartoum Basin: Geochemical and clay mineralogy implication[J]. Am J Earth Sci, 2015, 2(5): 92–105.

[22] Vrbka P, Bussert R, Abdalla O A. Groundwater in north and central Sudan[M]//Adelana S, MacDonald. Applied Groundwater Studies in Africa. Adelana: International Association of Hydrogeologists, 2008: 337–349.

[23] Madibbo A M, Ali A M E, Eobert B. Sedimentology and Late Quaternary palaeoenvironmental and palaeoclimatic changes in the Lower Reachers of Atbara River, East Central Sudan [EB/OL]. (2017-3-30) [2020-02-20]. http: //sapeg-sd.org/? page_id=112

[24] Jorgensen G J, Bosworth W. Gravity modeling in the Central African Rift System, Sudan: Rift geometries and tectonic significance[J]. J African Earth Sci, 1989, 8(2/4): 283–306.

[25] Millegan P. Aspects of the Interpretation of Mesozoic Rift Basins in Northern Sudan Using Potential-Fields Data[M]. Tulsa: Society of Exploration Geophysicists, 1990: 605–607.

[26] Amar M A E A M, Hassan K. Sedimentary facies and depositional environment of the shendi formation shendi: Atbara basin [EB/OL]. (2017-3-30) [2020-02-20]. http:// sapeg-sd.org/?page_id=112.

[27] 卢双舫, 陈国辉, 王民, 李进步, 王新, 单俊峰, 胡英杰, 毛俊莉. 辽河坳陷大民屯凹陷沙河街组四段页岩油富集资源潜力评价[J]. 石油与天然气地质, 2016, 37(1): 12–18.

Lu Shuang-fang, Chen Guo-hui, Wang Min, Li Jin-bu, Wang Xin, Shan Jun-feng, Hu Ying-jie, Mao Jun-li. Potential evaluation of enriched shale oil resource of Member 4 of the Shahejie Formation in the Damintun Sag, Liaohe Depression[J]. Oil Gas Geol, 2016, 37(1): 12–18 (in Chinese with English abstract).

[28] Radke M. Geochemical study on a well in the Western Canada Basin: Relation of the aromatic distribution pattern to maturity of organic matter[J]. Geochim Cosmochim Acta, 1982, 46(1): 1–10.

[29] 李威, 窦立荣, 张光亚, 程顶胜, 文志刚, 刘爱香, 客伟利. 苏丹Muglad盆地Fula坳陷油气地球化学特征与成藏意义[J].地学前缘, 2018, 25(2): 121–129.

Li Wei, Dou Li-rong, Zhang Guang-ya, Cheng Ding-sheng, Wen Zhi-gang, Liu Ai-xiang, Ke Wei-li. Geochemical charateristics of crude oil and their implications for hydrocarbon accumulationin the Fula Sub-basin, Muglad Basin, Sudan[J]. Earth Sci Front, 2018, 25(2): 121–129 (in Chinese with English abstract).

[30] Genik G J. Petroleum geology of Cretaceous-Tertiary rift basins in Niger, Chad, and Central African Republic[J]. AAPG Bulletin, 1993, 77(8): 1405–34.

Source rock characteristics and hydrocarbon accumulation from the Lower Cretaceous in the Khartoum basin, Africa

ZHANG Xin-shun, ZHANG Guang-ya, WANG Ke-ming, WANG Li, YU Zhao-hua and HE Jun

(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China)

The Khartoum basin is a Mesozoic-Cenozoic rift basin, located in the eastern Central African rift system. There are more than ten depressions in the basin. Based on the geochemical analysis of debris and crude oil samples, this paper focuses on the study of the Lower Cretaceous source rocks in the Khartoum and Dinder depressions. The results show that a set of high-quality lacustrine mudstones with thickness of 40–180 m developed in the Abu Jin formation of the lower Cretaceous in the Khartoum depression and are mainly type II organic matter; their overall thermal evolution is in a low maturity stage. The ratio of basking to planting of the mudstones in the Abu Jin formation is mostly between 0.5 and 2, which denotes an environment of semi-reduction and semi-oxidation, and the organic matter consists mainly of aquatic organisms from a semi-salt water lake, interjected by some terrestrial higher plants. The Dinder III formation of the lower Cretaceous in the Dinder depression developed a set of medium to good gas source rocks, which are dominated by type II2–III organic matter. The overall thermal evolution is at a high maturity stage. The total organic carbon (TOC) is slightly lower than that of the Abu Jin formation, but it is very thick, at 200–500 m. From the Khartoum depression to the Dinder depression, the proportion of organic matter from higher plants increased, whereas that from algae and bacteria decreased. The content of terpane and sterane in the crude oil in the basin was low, and the content of hopane was high, which are typical characteristics of Central African rift system crude oil. Combined with the type and maturity of organic matter, the future exploration of the Khartoum depression in the Khartoum basin should be dominated by oil, whereas that of the Dinder depression should be dominated by gas. However, the other depressions have limited potential.

Khartoum sag; Dinder sag; Lower Cretaceous; source rock; Central African rift system; Khartoum basin

P593; TE122.1

A

0379-1726(2021)06-0612-11

10.19700/j.0379-1726.2021.06.007

2020-02-20;

2020-03-16;

2020-05-19

中石油集团科技专项(2021DJ3103)和海外风险勘探研究课题(2021-167)

张新顺(1988–), 男, 工程师, 主要从事海外油气勘探和综合地质研究工作。

ZHANG Xin-shun, E-mail: vvvzxs@petrochina.com.cn; Tel: +86-10-83595250