東非海岸坦桑尼亞盆地烴源巖特征與油氣來源*

孫玉梅 孫 濤 許志剛

(中海油研究總院 北京 100028)

東非海岸坦桑尼亞盆地烴源巖特征與油氣來源*

孫玉梅 孫 濤 許志剛

(中海油研究總院 北京 100028)

近年來，東非海岸坦桑尼亞盆地深水區陸續有大的氣田發現，展示了巨大的勘探前景。但有關坦桑尼亞盆地烴源巖發育層位、沉積環境、生烴潛力及油氣來源的研究報道較少。根據研究區鉆井地球化學資料，結合沉積及構造演化特征，對坦桑尼亞盆地烴源巖特征和油氣來源進行了分析，結果表明：該盆地發育3套烴源巖，其中二疊系湖沼相烴源巖以傾氣型為主；三疊系湖相烴源巖有機質豐度高，以傾油型為主；下—中侏羅統瀉湖相、局限海相烴源巖有機質豐度高，以傾油型為主。該盆地深水區天然氣乙烷碳同位素組成變化大(為-30.8‰～-21.0‰)，甲烷氫同位素組成重(大于-120‰)，且熱演化程度高，為原油裂解氣，天然氣主要來自下—中侏羅統局限海相腐泥型烴源巖，下三疊統湖相烴源巖也可能有部分貢獻；推測下—中侏羅統傾油型烴源巖主要分布在該盆地海域，油氣勘探潛力大。

坦桑尼亞盆地；烴源巖特征；油氣來源

東非海岸盆地自北向南主要包括索馬里、拉穆、坦桑尼亞、魯武瑪和莫桑比克盆地。2009年以前僅在索馬里、莫桑比克和坦桑尼亞盆地淺水及陸上有少量中、小型氣田發現，近年來陸續在魯武瑪和坦桑尼亞盆地深水區發現規模氣田，累計地質儲量接近5萬億m3[1]。2012年全球油氣勘探前10位的油氣田中，有7個分布在魯武瑪盆地和坦桑尼亞盆地深水區，探明可采資源量約120億桶油當量。然而，東非海岸盆地目前的勘探程度仍然較低，關于烴源巖發育層位、沉積環境、生烴潛力及已發現油氣的來源均沒有明確的認識[2-5]，從而制約了該地區下一步油氣勘探方向。筆者在系統收集研究區地球化學資料(均來自項目購買數據庫、資料包和公開發表文獻)的基礎上，結合盆地演化及沉積環境分析，重點對坦桑尼亞盆地烴源巖特征和油氣來源進行探討，以期為該地區有利勘探方向選擇提供參考依據。

1 區域地質背景

坦桑尼亞盆地是世界上最大的沉積盆地之一，包括Ruvu次盆、Pemba-Zanzibar次盆、Dar es Salaam臺地、Rufiji 次盆、Mandawa次盆和Mafia深水次盆(圖1)。該盆地的沉積充填與東非海岸盆地的構造演化背景有著密切的關系。東非海岸盆地的構造演化分為以下3個階段[1-3](圖2)。

圖1 坦桑尼亞盆地構造區劃(據IHS[4]補充)

1) 陸內裂谷階段(晚石炭世—早侏羅世)。岡瓦納大陸裂開自晚石炭世開始，持續到早侏羅世，東非海岸盆地所沉積的地層統稱為Karoo(卡魯)群，主要為河流、湖泊和三角洲沉積，其中二疊系發育湖相黑色頁巖，三疊系發育傾油型烴源巖。該時期的海侵自北向南，坦桑尼亞盆地第一次明確的海侵發生在晚三疊世，第一次廣泛的海侵發生在早侏羅世[4]。

圖2 坦桑尼亞盆地構造沉積演化(據IHS[4]修改)

2) 陸內弱裂谷階段(中侏羅世—早白堊世)。該階段處于馬達加斯加漂移期，東岡瓦納板塊向南漂移，馬達加斯加西海岸和非洲東海岸進入被動大陸邊緣演化階段。中侏羅世海侵廣泛，在北部的索馬里海岸盆地形成了分布相對普遍的缺氧黑色頁巖Makarawe組，為一套潛在的油源巖。

3) 被動大陸邊緣階段(晚白堊世至今)。晚白堊世是東非海岸盆地第2次重要的海侵期，為陸架和陸坡細粒碎屑沉積。古新世沉積與晚白堊世持續的海侵有關。古新世至中新世在東非海岸盆地發育一系列三角洲及深水濁積扇復合沉積體系，這是坦桑尼亞及魯武瑪盆地近幾年持續獲得大發現的主要勘探層系。古近紀—新近紀東非陸上抬升事件導致了中始新統和中新統底部的區域不整合，區域上西部抬升并向東傾斜，抬升剝蝕產生的碎屑物充填在東部熱沉降的凹陷中。

2 烴源巖特征分析

坦桑尼亞盆地深水區未鉆遇侏羅系以下地層，根據陸地及近岸區域揭示的烴源巖分析，結合地震資料解釋成果，認為該盆地發育3套烴源巖：二疊紀裂谷期湖沼相煤系烴源巖與湖相頁巖，三疊系湖相烴源巖，下—中侏羅統瀉湖相、局限海相烴源巖。

2.1 二疊系—三疊系湖相及湖沼相烴源巖

坦桑尼亞盆地西南部陸上下二疊統煤系烴源巖發育，露頭樣品分析表明有機質類型為Ⅱ2和Ⅲ型，少量Ⅱ1型，有機質豐度高(圖3)，向東北方向有機質豐度變低，熱演化程度增加。該盆地東南部近海岸處揭示二疊系煤系和湖相烴源巖：煤及碳質頁巖總有機碳(TOC)含量為9.39%～78.4%，生烴潛量(S1+S2)為2.59～210.81 mg/g，氫指數IH為5～396 mg/g(圖3)，烴源巖以傾氣型為主；湖相頁巖TOC最高為7.5%，IH最高為386 mg/g。這說明在坦桑尼亞盆地東南部與魯武瑪盆地結合處發育二疊系煤系及湖相烴源巖。

坦桑尼亞盆地西南側的Selous盆地Liwale-1井已揭示三疊系黑色頁巖[4]，TOC最高為2.2%～9.0%，為優質烴源巖。該井埋藏史及熱演化史分析表明，三疊系烴源巖在中侏羅世已進入成熟—高成熟階段，早白堊世地層劇烈抬升，上三疊統出露地表，熱演化終止。坦桑尼亞盆地西北部的Makarawe-1井已揭示三疊系頁巖和煤[4]，TOC最高為59.79%，Ro最高為2.13%。該井埋藏史及熱演化史分析表明，三疊系烴源巖在白堊紀末達到成熟—高成熟階段，之后地層抬升，熱演化終止。因此，推測坦桑尼亞盆地三疊系烴源巖生排烴早，后期經歷多期構造抬升剝蝕，不利于油氣聚集保存。

二疊系—下三疊統烴源巖在索馬里盆地和馬達加斯加盆地是已證實的有效烴源巖，為湖沼相、湖相沉積，泥巖有機質類型以Ⅱ型為主，少量Ⅲ型[2-7]。另外，馬達加斯加盆地已發現的大型焦油瀝青油田Bemolanga和Tsimiroro稠油田的原油均為下三疊統湖相烴源巖生成。由于中侏羅世之前馬達加斯加盆地的Morondava次盆與坦桑尼亞盆地相鄰，因此推測該套烴源巖在坦桑尼亞盆地海域發育。

圖3 坦桑尼亞盆地烴源巖熱解參數

2.2 下—中侏羅統局限海相烴源巖

坦桑尼亞盆地南部Mandawa-7井及Mbuo-1井均已揭示下侏羅統瀉湖或局限海相蒸發鹽巖。其中，Mbuo-1井揭示的下侏羅統優質烴源巖厚度大于300 m，未成熟，TOC普遍大于2%，IH顯示有機質類型主要為Ⅱ1—Ⅰ型(圖3)；Mandawa-7井揭示的下侏羅統烴源巖厚度大于1 000 m，TOC普遍大于1%[8-10]，S2最大為23 mg/g，Ro最高可達1.0%以上，已進入大量生油階段，該井下部烴源巖IH及有機質豐度偏低可能與熱演化程度高有關。對Mandawa-7井烴源巖的分析表明[10]，該井下侏羅統為局限海沉積，發育蒸發鹽和頁巖，有機質為還原環境的海相藻類來源(圖4)，生物標志物特征為具有C35升藿烷優勢和豐富的伽馬蠟烷。地震資料解釋表明，該套烴源巖在坦桑尼亞盆地深水區亦發育[8]。坦桑尼亞盆地陸上其他井已揭示下侏羅統烴源巖有機質豐度中等—低，且以傾氣型為主，反映該套優質烴源巖可能主要發育在近海區域。

坦桑尼亞盆地西北部Makarawe-1井揭示的中侏羅統烴源巖厚度約100 m，TOC為0.78%～2.59%，S2最大為36.24 mg/g，Tmax為434～460 ℃，IH為138～197 mg/g(圖3)。該井中侏羅統烴源巖IH偏低可能與熱演化程度偏高有關，IH與IO數據顯示其原始有機質類型為Ⅰ—Ⅱ型。該井埋藏史-熱演化史分析表明，白堊紀晚期中侏羅統烴源巖已進入大量生烴階段，之后地層抬升，熱演化終止，烴源巖排烴導致殘余有機質IH降低。據地震資料推測，中侏羅統海相優質烴源巖在坦桑尼亞盆地海域發育廣泛。

圖4 坦桑尼亞盆地Mandawa-7 井下侏羅統烴源巖 Pr/nC17與Ph/nC18交會圖

3 油氣來源分析

3.1 深水區天然氣來源

該盆地主力儲層甲烷碳同位素和氘同位素較重，說明主力產層氣為高—過成熟氣(圖5)。深水區4口井巖屑罐頂氣樣、MDT取樣和在線Flowline取樣天然氣組分和碳同位素組成分析表明，已發現天然氣主要為烴類氣，甲烷含量高，一般大于95%(表1)，以干氣為主，且干燥系數由深至淺不斷增加。MDT取樣和在線Flowline取樣天然氣組分較干，干燥系數95.0%～99.5%；巖屑罐頂氣天然氣重烴含量偏高，干燥系數87%～98%，可能是巖屑罐頂氣在取樣過程中有部分甲烷散失而造成干燥系數稍低。淺層天然氣甲烷碳同位素為-61.77‰(表1)，反映有少量生物成因氣。

天然氣的重烴碳同位素與其母質類型關系密切，是判斷天然氣來源的重要參數，一般認為同一套烴源巖生成的天然氣的乙烷碳同位素變化不大于3‰。坦桑尼亞盆地深水區天然氣乙烷碳同位素為-31‰～-21‰，表明來自2套以上烴源巖。

圖5 坦桑尼亞盆地深水區天然氣甲烷碳同位素與氘同位素交會圖

表1 坦桑尼亞盆地深水區天然氣組分和同位素組成

坦桑尼亞盆地西北部Makarawe-1井中侏羅統烴源巖飽和烴碳同位素為-28.4‰，與正常的海相傾油型烴源巖一致。馬達加斯加盆地下三疊統烴源巖及重油碳同位素輕，下侏羅統烴源巖飽和烴碳同位素變化大，為-24.3‰～-29‰，坦桑尼亞盆地深水區天然氣碳同位素與之接近。綜合分析認為，下—中侏羅統為坦桑尼亞盆地深水區主力烴源巖，下三疊統可能有部分貢獻。

天然烷烴氣的氫同位素主要受烴源巖沉積環境和熱演化程度的影響，烴源巖的母質類型對氫同位素影響不大[11-12]。在同等成熟條件下，淡水湖泊烴源巖熱解所生成的甲烷富集輕的氫同位素，海相腐泥型烴源巖所生成的甲烷富集重的氫同位素，半咸水湖相烴源巖所生成的甲烷氫同位素組成介于上述兩者之間，典型煤系烴源巖所生成的甲烷氫同位素最輕。坦桑尼亞盆地深水區甲烷氫同位素普遍較重(圖6)，大于-120‰，重于塔里木盆地古生界海相烴源巖[12]，說明該地區天然氣應來自鹽度較高的海相烴源巖，且熱演化程度高。Mandawa-7及Mbuo-1井揭示下侏羅統為蒸發鹽巖，Makarawe-1井揭示中侏羅統為碳酸鹽巖，因此，下—中侏羅統高鹽度海相傾油型烴源巖是坦桑尼亞盆地深水區的主力氣源。熱模擬實驗表明，干酪根裂解和原油裂解形成的天然氣的C1/C2與C2/C3值完全不同[13-14]：對于干酪根裂解形成的天然氣，在ln(C1/C2)變化較大的情況下，ln(C2/C3)變化較小；對于原油二次裂解形成的天然氣，在ln(C1/C2)變化較小的情況下，ln(C2/C3)變化較大。坦桑尼亞盆地深水區天然氣ln(C2/C3)與ln(C1/C2)交會圖顯示，在ln(C1/C2)變化較小的情況下，ln(C2/C3)變化較大，說明天然氣主要為原油裂解氣(圖7)。
實驗研究表明，干酪根初次裂解氣δ13C2與δ13C3分餾較大，其差值呈負斜率的近垂直方向總體變大，而ln(C2/C3)基本不變；原油裂解氣δ13C2與δ13C3分餾較小，其差值基本呈水平方向變化，而ln(C2/C3)值則急劇變大[15-16]。坦桑尼亞盆地深水區天然氣Ch-1 in Tanzania basin
δ13C2-δ13C3與ln(C2/C3)關系圖顯示，δ13C2與δ13C3分餾較小，ln(C2/C3)值變化大，也說明天然氣屬于原油裂解氣(圖8)。

圖6 坦桑尼亞盆地深水區天然氣甲烷碳氫同位素交會圖(底圖據劉文匯 等[12])

圖7 坦桑尼亞盆地Ch-1井天然氣C2/C3與 C1/C2交會圖

圖8 坦桑尼亞盆地Pa-1井天然氣δ13C2-δ13C3與ln(C2/C3)交會圖

3.2 淺水區油氣來源

坦桑尼亞盆地淺水區已發現Mnazi Bay和Songo Songo兩個小型氣田。Mnazi Bay氣藏的甲烷含量高，可達96%，同時含有重烴組分凝析油，說明天然氣為熱成因氣。另據采自坦桑尼亞盆地的Nyuruko和Lipwapwata處的氣苗碳同位素分析結果，甲烷碳同位素為-28.6‰～-34.0‰，也為熱成因天然氣。

上述分析表明，坦桑尼亞盆地淺水區發育3套烴源巖。二疊系湖沼相烴源巖以傾氣型為主，甾烷系列中以C29甾烷占優勢，藿烷系列中C31升藿烷含量高，未檢測出C34和C35升藿烷，碳質頁巖飽和烴碳同位素為-27‰～-30.1‰。下三疊統湖相烴源巖有機質豐度高，以傾油型為主，飽和烴碳同位素較輕，小于-30‰。下—中侏羅統局限海相烴源巖有機質豐度高，為傾油型，甾烷系列中以C27甾烷占優勢，升藿烷系列含量較高。其中，下侏羅統烴源巖飽和烴碳同位素變化大，為-24.3‰～-29‰，部分樣品碳同位素重；中侏羅統海相烴源巖地化資料少，部分氣相色譜分析資料顯示姥姣烷/植烷小于1，飽和烴碳同位素為-28‰左右。另外，Songo Songo氣田凝析油碳同位素較重，飽和烴和芳烴碳同位素分別為-25.08‰～-24.27‰和-25.38‰～-23.4‰，與下侏羅統烴源巖碳同位素相似[8];生物標志物分析顯示較豐富的升藿烷系列，C29降藿烷含量高，反映海相沉積環境。Pemba島2個油苗的碳同位素和生物標志物分析也顯示，飽和烴碳同位素為-27.23‰～-27.54‰，芳烴碳同位素為-26.68‰～-27.23‰，較Songo Songo氣田凝析油的碳同位素稍輕；生物標志物藿烷系列具有豐富的C29降藿烷和C31—C35升藿烷系列，且C35>C34升藿烷[9]，反映海相碳酸鹽巖烴源巖特征，油苗來自中侏羅統海相烴源巖。因此，推測下—中侏羅統烴源巖為坦桑尼亞盆地淺水區凝析油或輕質油的主力烴源巖。

4 結論

1) 坦桑尼亞盆地陸上鉆井揭示3套烴源巖。其中，二疊系湖沼相煤系及淡水湖相烴源巖有機質豐度高，煤系烴源巖為傾氣型，湖相烴源巖為傾油型；三疊系湖相烴源巖有機質豐度高，以傾油型為主；下—中侏羅統瀉湖、局限海相烴源巖有機質豐度高，為傾油型。

2) 坦桑尼亞盆地深水區天然氣乙烷碳同位素組成變化大，甲烷氫同位素組成重，且熱演化程度高，為原油裂解氣，天然氣主要來自下—中侏羅統局限海相腐泥型烴源巖，但也可能有下三疊統湖相烴源巖部分貢獻。而該盆地淺水區已發現天然氣及氣苗為熱成因氣，凝析油及油苗碳同位素組成重，油苗生物標志物甾萜烷組成特征反映海相碳酸鹽巖沉積環境，油氣也主要來自下—中侏羅統局限海相烴源巖。

3) 鉆井揭示，二疊系—三疊系烴源巖主要分布在坦桑尼亞盆地陸上，生排烴早，且后期經歷較強烈的抬升剝蝕，不利于油氣保存。而地震資料解釋表明，下—中侏羅統傾油型烴源巖主要分布在坦桑尼亞盆地海域，推測油氣勘探潛力大。

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(編輯：張喜林)

Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin, East Africa coast

Sun Yumei Sun Tao Xu Zhigang

(CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China)

In recent years, the discovery of large gas fields in deep water area shows great exploration prospects in Tanzania basin, East Africa coast. However, few research in this area on source rock strata, depositional environment, hydrocarbon potential and oil-gas origin is reported. Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin are analyzed based on geochemical data, basin tectonic evolution and depositional characteristics. The results indicate that Tanzania basin develops three sets of source rocks in which Permian lake-swamp source rocks are prone to gas, Lower Triassic lacustrine source rocks with high organic matter content are prone to oil and Lower—Middle Jurassic lagoon and restricted marine source rocks with high organic matter content are prone to oil. The δ13C2has a large variation from -30.8‰ to -21.0‰ and the δD is heavier than -120‰ according to the isotope and composition, which indicates oil-cracked gas with high thermal evolution. The gas originates from Lower—Middle Jurassic restricted marine sapropelic source rocks, and Lower Triassic lacustrine source may have the secondary contribution. It is deduced that the Lower-Middle Jurassic oil prone source rocks develop in the offshore of this basin with great exploration potential.

Tanzania basin; source rock characteristics; oil-gas origin

孫玉梅，女，高級工程師，1990年畢業于原成都地質學院石油地質專業，主要從事油氣地球化學研究工作。地址：北京市朝陽區太陽宮南街6號院海油大廈A座(郵編：100028)。E-mail:sunym@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)01-0013-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.01.002

TE122.1+13

A

2015-04-29 改回日期：2015-08-24

*“十二五”國家科技重大專項“西非及亞太大陸邊緣盆地油氣田勘探開發一體化技術(編號：2011ZX05030)”部分研究成果。

孫玉梅,孫濤,許志剛.東非海岸坦桑尼亞盆地烴源巖特征與油氣來源[J].中國海上油氣，2016,28(1)：13-19.

Sun Yumei,Sun Tao,Xu Zhigang.Source rock characteristics and oil-gas origins in Tanzania basin, East Africa coast[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(1):13-19.