塞内加尔盆地北部次盆白垩系烃源岩地球化学特征及分布

2023-05-29李越哲王振奇

大庆石油地质与开发 2023年3期

李越哲殷杰王振奇

（长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100）

0 引言

塞内加尔盆地是现今除巴西以外沿大西洋边缘开发的最大油气系统[1‐3］，目前进行了2 次较大规模的油气勘探[4］，随着勘探成果的不断扩大[5‐6］，该盆地已成为非洲西北海域新兴的油气盆地，具有巨大的勘探潜力。

塞内加尔盆地是在泛大陆解体期间形成的被动大陆边缘扩张盆地[7‐8］，陆架总体呈“南陡北缓”地貌特征[9‐14］，根据前人及钻探公司勘探实践证实，该盆地主要有3 个沉积单元存在油气潜力[15‐16］，即与晚侏罗世烃源岩相关的侏罗系—下白垩统的碳酸盐岩储集带、下白垩统及上白垩统的硅质碎屑岩储集带以及新生代的碳酸盐和硅质碎屑混合沉积，其中白垩系油气藏是盆地内发现的最重要的油气藏[17‐18］。

研究区大部分区域处于未开发阶段，随着油气勘探的逐步深入，盆地内烃源岩识别与分布越来越受到重视，需要对白垩系主力烃源岩层系进行精细刻画，为后续建立油气成藏模式奠定理论基础。前人主要针对塞内加尔盆地上白垩统烃源岩进行了研究，而缺乏对北部次盆上、下白垩统烃源岩特征进行差异对比、分布预测及综合分析。本文基于塞内加尔盆地北部次盆白垩系2 套烃源岩的地质、地球化学实验资料，系统研究了上、下白垩统烃源岩特征，并结合烃源岩测井相、地震相，对北部次盆主力烃源岩层的分布进行预测，为西非北段海上油气勘探增储和战略选区提供依据。

1 区域地质概况

塞内加尔盆地位于北纬10°50′～22°50′、西经17°30′～13°30′的范围内，是西非海岸最大的中新生代盆地[19］。盆地以大型转换断层为界，由北向南依次分为毛里塔尼亚次盆、北部次盆和卡萨芒斯次盆（图1），目前北部次盆是油气产出的重点区域，也是本次研究区。

图1 塞内加尔盆地北部次盆位置及井位Fig. 1 Location and well locations of Northern Sub-basin in Senegal Basin

北部次盆是早二叠世时期伴随北大西洋裂开而形成的典型被动大陆边缘盆地，同时也是在二叠系—三叠系裂谷体系上发育的中生界至新近系盆地。塞内加尔盆地的构造演化主要经历了裂陷期、过渡期及漂移期3 个阶段[20‐21］，其中本次研究的目的层白垩系Albian 期属于漂移期的中、早期，Cenomanian、Turonian 期属于漂移期的中期，此时期盆地内大部分地区发生了海侵（图2）。

图2 塞内加尔盆地地层综合柱状图（据文献[4]修改）Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Senegal Basin (modified from reference [4])

从三叠纪至今，塞内加尔盆地沉积物厚度平均为1 500 m[22］。受地堑控制，塞内加尔盆地裂陷初期发育河流−三角洲−湖泊沉积体系，裂陷后期由于物源供给较少，研究区发育了巨厚的局限盐岩沉积，一直持续到中侏罗世。从中侏罗世开始，塞内加尔盆地进入被动大陆边缘阶段，早白垩世Albian期由于北部次盆陆源供给充沛，碳酸盐岩发育面积不大，岩性以三角洲相的砂岩、海相暗色泥岩为主；晚白垩世Cenomanian−Turonian 期海平面相对上升，陆源供给相对Albian 时期较为匮乏，陆架边缘三角洲的面积向物源方向收敛，北部次盆陆架边缘以西多发育粉砂质泥岩及暗色泥页岩，以浅海及浊积扇沉积为主，为烃源岩提供良好的发育条件。

2 烃源岩地球化学特征

塞内加尔北部次盆白垩纪广泛发育海相地层，从岩性上来看，Albian 期北部次盆主要发育中−细砂岩及泥岩，Cenomanian−Turonian 期北部次盆发育粉砂岩及泥页岩。

塞内加尔北部次盆样品测试数据揭示，研究区白垩系所发育的2 套海相烃源岩分别为下白垩统Albian 阶烃源岩和上白垩统Cenomanian−Turonnian阶烃源岩。

2.1 有机质丰度及干酪根类型

2.1.1 有机质丰度

塞内加尔北部次盆下白垩统Albian 阶海相烃源岩丰度较高，其中w（TOC）为1%~2%的比例约为25%，大于2%的比例约为22%（图3），氢指数（IH）为200～350 mg/g。

图3 塞内加尔盆地北部次盆白垩系烃源岩w(TOC)Fig. 3 w(TOC) of Cretaceous source rocks in Northern Sub-basin of Senegal Basin

北部次盆南部Y 井下白垩统Albian 阶海相烃源岩w（TOC）为1.0%～4.0%，平均为2%，有机质丰度高，烃源岩S1+S2平均值为9.4 mg/g，生烃潜力较好（图4）；北部次盆北部的L 井钻遇了下白垩统Albian 阶半深海相烃源岩，为中−好烃源岩，w（TOC）为0.6%～2.0%，烃源岩S1+S2平均值为3.3 mg/g，生烃潜力较好。

图4 塞内加尔盆地北部次盆白垩系烃源岩S1+S2与w（TOC）关系Fig. 4 Relationship between S1+S2 and w（TOC） of Northern Sub-basin in Senegal Basin

上白垩统Cenomanian−Turonian 阶烃源岩是次盆中广泛分布的一套优质烃源岩，北部次盆w（TOC）大于2%的比例约为28%（图3）。，烃源岩S1+S2平均值为6.8 mg/g，生烃潜力较好（图4）。北部次盆南部Y 井上白垩统Cenomanian−Turonian阶烃源岩w（TOC）平均为2%，烃源岩S1+S2平均值为12.1 mg/g，干酪根类型为Ⅱ1型；北部次盆北部钻遇了 Cenomanian−Turonian 阶的 L 井，w（TOC）为1%～5%，平均值为2.95%，烃源岩S1+S2平均值为11.8 mg/g，生烃潜力较好。

2.1.2 干酪根类型

根据北部次盆岩石热解分析资料对其干酪根类型进行了划分（图5）。在北部次盆中，下白垩统Albian 阶烃源岩Ⅱ1型和Ⅱ2型干酪根居多，Ⅲ型干酪根对应的烃源岩取样位置基本都在靠陆方向，明显受到了陆源高等植物输入的干扰；上白垩统的Cenomanian−Turonian 阶烃源岩干酪根类型以Ⅱ型、Ⅲ型为主，北部的L 井干酪根类型以Ⅱ1型、Ⅱ2型为主。整体来看北部次盆烃源岩样品呈现出混合型干酪根的特征。

图5 塞内加尔盆地北部次盆各层位岩石热解干酪根类型划分Fig. 5 Classification of kerogen types by rock-eval pyroly‐sis for each horizon of Northern Sub-basin in Senegal Basin

2.2 成熟度及生烃史

利用盆地模拟软件，结合剥蚀量计算结果及所搜集层位数据、古水深、沉积水界面温度、古热流等数据，得出次盆内烃源岩的成熟度演化。距今83 Ma 时，Albian 期地层发生轻微抬升，北部次盆陆架边缘南部的Y 井所处地层埋深较大，Turonian阶上部烃源岩在埋深3 000 m 时进入生烃门限，对应时代为距今50 Ma。随着埋深的增加，烃源岩成熟度不断升高，距今26 Ma 时大量生成液态石油。Cenomanian 阶烃源岩在埋深约3 300 m 时进入生烃门限，对应的地质时间为65 Ma。烃源岩热演化程度主要受控于烃源岩层段的埋藏深度，根据镜质体反射率Ro、热解烃S2与深度的关系分析认为，塞内加尔盆地白垩系烃源岩埋深约3 000 m 时有机质开始进入生烃门限，即Ro达到了0.5%；在埋深约3 500 m 时，进入生油高峰。

2.3 生物标志化合物

北部次盆的南部 Y 井的 Albian 阶、Cenomanian−Turonian 阶有机分子地球化学特征（图6）表明，2 套白垩系烃源岩姥植比均大于1，且C31升藿烷至C35升藿烷在峰度上呈逐渐递减，并未明显观察到C35升藿烷富集。2 组参数显示，Y 井白垩系烃源岩均发育于弱还原环境。同时伽马蜡烷峰度明显偏低，这与姥植比、升藿烷分布特征相应对，表明烃源岩形成时期水体未形成明显分层，从而并不具备有机质良好保存条件。但Y 井的TIC 图（总离子流谱图）显示正构烷烃主峰碳数明显偏低，有显著的“前峰”型特征，同时C27规则甾烷相对于C28、C29规则甾烷明显富集，呈不规则“L”状，这2 种现象均表明Y 井白垩系烃源岩生源构成主要由藻类贡献，陆源有机质供给极少。综合来看，Albian 阶、Cenomanian−Turonian 阶2 套烃源岩发育时期水体虽然呈弱还原环境，但是具有藻类贡献为主的高有机质生产力。

图6 塞内加尔盆地北部次盆南部Y井烃源岩生物标志化合物GC/MS质谱Fig. 6 GC/MS mass spectra of biomarker compounds in source rock of Well Y in south of Northern Sub-basin in Senegal Basin

2.4 北部次盆烃源岩差异

塞内加尔盆地北部次盆发育下白垩统Albian 阶和上白垩统Cenomanian−Turonian 阶共2 套海相烃源岩，但是这2 套烃源岩的有机质丰度和干酪根类型在北部次盆南北部具有一定差异。以达喀尔（Dakar）为界，北部次盆北部的2 套烃源岩丰度较低，同时生烃潜力也不高，例如Ca 井和Ga 井，2套烃源岩的w（TOC）平均值为0.5%，IH平均值小于100 mg/g；而北部次盆南部的Y 井和L 井，2 套烃源岩的w（TOC）普遍大于1%，有不少样品超过2%，IH平均值大于300 mg/g。

塞内加尔盆地的北部次盆南部下白垩统Albian阶和上白垩统Cenomanian−Turonian 阶烃源岩干酪根类型普遍以Ⅱ1型为主，少数达到了Ⅰ型；而北部次盆北部的2 套烃源岩干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主。

北部次盆南北部烃源岩有机质丰度和干酪根类型分布的差异，主要是由于南北部的沉积环境不同而形成的。受几内亚高原的隆升作用影响，早白垩世北部次盆南部发生了差异抬升，发育近南北向展布的大型正断层，断层上升盘缓慢抬升，加之物源供应很弱，水体较浅，适于碳酸盐岩的生长和发育，因此形成以正断层为边界的宽阔碳酸盐岩台地，正断层的下降盘由于水体深，加上碳酸盐岩台地阻挡了沉积物的供给，主要以泥岩沉积为主，陆源沉积物供给贫乏（图7（a））；北部次盆北部构造活动较弱，仅后期在陆架坡折位置发育次生正断层，基本不发育碳酸盐台地，断层下降盘的沉积物直接受到塞内加尔古水系的影响，陆源贡献很大（图7（b））。所以受构造、沉积的共同作用，大陆架的“南宽北窄”直接控制了烃源岩的生源构成，造成了烃源岩质量的差异（图7（c））。

图7 塞内加尔盆地北部次盆沉积模式及烃源岩构成Fig. 7 Sedimentary pattern and source rock composition of Northern Sub-basin in Senegal Basin

3 烃源岩分布预测

3.1 预测方法

3.1.1 有机碳法

本次研究采用Passey 等提出的ΔlogR法[23‐26］，以K 井为例，首先将电阻率与声波时差进行叠合，其中将电阻率坐标设置为对数坐标，然后设一个电阻率对数刻度对应声波时差154 μs/m。当2 条曲线重合或者平行时，记录该处电阻率与声波时差值，设其为R基与Δt基，但非烃源岩中也含有部分有机碳，为减小误差，需在计算结果加上非烃源岩基准有机碳含量即w（TOC）补。由声波时差、电阻率叠加计算ΔlgR的方程为：

式中：R——测井仪器实测电阻率，Ω·m；R基——非烃源岩对应于线值时的电阻率，Ω·m；Δt——实测声波时差，μs/m；Δt基——平均声波时差，μs/m；Ro——镜质体反射率，%；w(TOC)——总有机碳质量分数，%；w(TOC)补——非烃源岩基准有机碳质量分数，%；0.005 9——每一个电阻率刻度所对应的声波时差（154 μs/m）的比值。

3.1.2 地震法

结合北部次盆地震相特征，本次研究共统计下白垩统Albian 阶15 口井、上白垩统Cenomanian−Turonian 阶12 口井的暗色泥岩发育情况，对白垩系Albian 阶和Cenomanian−Turonian 阶的烃源岩分布进行了地震相分析。

基于已有的二维地震资料，将关键井与地震剖面相结合[27‐29］，对单井的岩性组合进行统计与划分，将单井剖面划分为3 种组合（图8）：厚泥岩夹薄层灰岩型，泥地比为[75%，100%），此类模型泥岩含量高，纵向分布连续，为优质烃源岩地震响应模式；厚泥岩夹薄层砂岩型，泥地比为[50%，75%），此类型泥质含量较高，但单层泥岩纵向上连续性不如上类组合，泥岩厚度变薄，但同样为较优质的烃源岩地震响应模型；第3 种是厚灰岩夹薄泥岩型，泥地比为[25%，50%），泥地比较低，单层泥岩厚度与泥岩总厚度较薄。

图8 塞内加尔盆地北部次盆烃源岩测井响应组合特征Fig. 8 Logging response characteristics of source rocks for single well of Northern Sub-basin in Senegal Basin

根据北部次盆内实测井的地震剖面所对应烃源岩发育段的对比（图9（a）、（b））可以看出，厚泥岩夹薄层灰岩型，在地震响应上体现出中−高频率，振幅能量较强，并且各同相轴具有较好的连续性，多为平行−亚平行反射结构；厚泥岩夹薄层砂岩型表现出中−高频率、振幅以中−强振幅为主，连续性较好，为亚平行反射结构，出现少量杂乱反射结构；厚灰岩夹薄泥岩型，下部为大量灰岩、白云质灰岩，上部中薄层石灰岩夹泥岩，此类岩性组合在地震响应上较弱同时杂乱，相比之前2 种类型连续性差。

图9 塞内加尔盆地北部次盆单井烃源岩响应特征井震对比Fig. 9 Logging response characteristics of source rocks for single well in Northern Sub-basin

为直观地预测烃源岩横向分布，选取部分过北部次盆地震测线进行综合分析。A—A′剖面（图10，位置见图1）穿过Y 井附近，是位于达喀尔南部的东西向地震剖面，东部陆架地震相为中振幅、中频、较连续、前积反射，下伏地层地震相表现为中−弱振幅、中低频、较连续，亚平行−杂乱反射；陆架坡折带处遇大型正断层，地震相向西逐渐过渡为中强振幅、中频、较连续、亚平行反射，Y 井钻遇显示Albian 阶下部岩性为细砂岩与暗色泥岩互层，w（TOC）普遍小于0.5%，上部岩性以暗色泥岩夹薄层粉砂岩为主，w（TOC）平均值为1.5%；Cenomanian−Turonian 阶岩性则以暗色泥岩、灰质泥岩为主；陆架斜坡下部地震相主要为反映半深海沉积的中−强振幅、中−高频、连续、平行反射。

图10 塞内加尔盆地北部次盆Albian阶、Cenomanian-Turonian阶地震剖面Fig. 10 Seismic section of Albian and Cenomanian-Turonian stages in Northern Sub-basin of Senegal Basin

3.2 烃源岩分布预测

综合塞内加尔北部次盆地测井及地震方法，对白垩系烃源岩分布进行预测（图11）。预测结果显示，研究区下白垩统Albian 烃源岩总体呈现北厚南薄、西厚东薄的特点（图11（a）），主要分布在次盆北部陆架边缘D1 井、L 井附近，南部凹陷Y井附近的陆架边缘缓坡带深水沉积区域；上白垩统Cenomanian−Turonian 阶烃源岩总体依然呈西厚东薄、北厚南薄的分布特征（图11（b）），烃源岩主要分布在次盆北部陆架边缘D1 井、L 井附近，中南部Y 井附近，但南部J 井烃源岩基本不发育，结合沉积相平面展布，发现此时期该井附近发育厚层碳酸盐岩。北部次盆下白垩统Cenomanian−Turonian 阶烃源岩厚度整体小于上白垩统Albian 烃源岩厚度，但其烃源岩丰度及干酪根类型优于Albian 阶烃源岩。总体来说，塞内加尔北部次盆白垩系Albian 阶、Cenomanian−Turonian 阶海相烃源岩均为研究区主力烃源岩，通过对研究区2 套主力烃源岩的地化评价和平面展布的预测，为塞内加尔北部次盆已发现油气藏的成藏机制研究提供基础支撑，为研究区下一步勘探方向的优选提供思路。