稠油是一种非常规油气资源，在全球原油产量中具有重要地位^[1-3]。在我国辽河、准噶尔、松辽等盆地发现了大量稠油储量，且已投入开发。同时专家学者在稠油成藏机理及开发技术等方面都取得了较为成熟与系统的研究成果，包括利用地化分析手段确定稠油的成因，明确了原生型与次生型2种成藏机理的稠油油藏，并形成了蒸汽驱开发技术、分层和选层注气技术、水平井开采技术等一系列开发技术^[4-8]，既补充了常规油气成藏理论^[3]，也进一步有效指导了稠油的勘探开发实践。

南苏丹Melut盆地是2000年中石油在苏丹中标的勘探区，近二十年来，勘探工作主要集中在Melut盆地的北部地区，发现了Palogue和Moleeta等一批大中型油田^[9-11]，有力支持了中国石油“海外大庆”的建设。经过近二十年的勘探，主力产层古近系Yabus组剩余常规构造圈闭面积变小，数量也逐渐减少，勘探工作必须要向新层系、新区带、新类型的“三新领域”转移。北部地区已发现零星稠油油藏，是潜在的重要勘探领域。众多学者针对常规油藏成藏规律与成藏模式进行了较为系统的研究，提出“古近系跨时代油气聚集成藏模式”及“白垩系近源构造、构造-岩性圈闭成藏”等认识，有效指导了一批油气田的勘探发现，但总体缺乏对稠油油藏成藏规律的分析总结^[12-13]。以Melut盆地不同层系典型稠油油藏解剖为基础，对重点油藏进行深入的成藏地质研究与成藏模式分析，结合油气运聚模拟技术，对Melut盆地北部地区稠油成藏模式及主控因素进行分析，并落实稠油勘探潜力，以期为该区下一步油气勘探提供借鉴。

南苏丹Melut盆地是在中非剪切带背景下形成的中—新生代陆内被动裂谷盆地，面积为3.3×104 km^2[12-13]，是中非陆内被动裂谷中的第二大盆地^{[9, 14-16]}，具有“五坳两隆”的构造格局，包括：北部坳陷、南部坳陷、东部坳陷、中部坳陷、西部坳陷，中央隆起和Adar隆起。其中北部坳陷又发育有Jamous凹陷、Ruman凹陷和Moleeta凹陷（图 1a），其均具有“西断东超”的构造特征。Melut盆地自白垩纪以来，经历了3期裂陷和1期坳陷活动，发育了4套构造层（图 1b）。其中，在早白垩世第1期强裂陷形成了盆地最重要的烃源岩Renk组，其遍布整个北部坳陷，岩性为灰黑色厚层泥岩，生烃潜力最高可达19.53 mg/g，有机质丰度为0.62%~2.92%，有机质类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅰ型，是一套非常好的烃源岩，具备优越的油源条件。盆地内发育4套储盖组合，自上而下分别为：新近系Jimidi组+Miadol组储盖组合；古近系Samma组/Yabus组+Adar组储盖组合，其占盆地已发现油气地质储量的90% 以上；上白垩统Galhak组内部储盖组合；下白垩统Gayger组+Renk组储盖组合。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 南苏丹Melut盆地北部地区区域构造位置（a）及白垩系—第四系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Regional tectonic location(a)and stratigraphic column of Cretaceous-Quaternary(b)in northern Melut Basin, South Sudan

南苏丹Melut盆地北部地区包括北部坳陷及Adar隆起，发育5种类型的稠油油藏，分别是新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏、古近系Yabus组断块稠油油藏和地层不整合稠油油藏、白垩系Galhak组上倾尖灭岩性稠油油藏、基岩潜山裂缝稠油油藏（图 2），其成因不尽相同。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 南苏丹Melut盆地北部地区稠油油藏类型 Fig. 2 Types of heavy oil reservoirs in northern Melut Basin, South Sudan

目前关于稠油的成因，研究发现有原生型与次生型2种类型。原生型稠油主要是低成熟烃源岩（R_o为0.5%~0.7%）生成的低熟油，原油内含有含量相对较高的重质组分，如非烃和沥青质，密度也较大，为0.87~0.89 g/cm³，黏度高，普遍为25~80 mPa·s，与中—高成熟演化阶段所生成的原油组分与性质具有明显差别。原生型稠油稠化因素来自于烃源岩，与油气的次生变化基本没有关系^{[8, 17]}；次生型稠油是先期成藏原油遭受后期破坏改造，与地下水、生物及氧气发生水洗、生物降解及氧化等多种化学-物理作用而形成的重质油^[18-19]，这种破坏改造作用大多是因为局部或区域构造运动而引起地层抬升，导致油藏埋藏变浅或暴露，使油藏与地表水、生物、游离氧接触，进而发生物理-化学反应，最终导致原油品质变差而形成稠油。目前专家学者普遍认为原生型稠油油藏资源较少，多数属于次生型或原生-次生混合型稠油^[8]。

Jimidi组构造-岩性稠油油藏与Yabus组断块稠油油藏埋深均较小，一般均小于1 000 m，同时控圈断层往往沟通地表且持续活动，原油与地表水和生物发生化学、生物作用，导致原油品质变差。如Melut盆地北部地区A-1井与B-1井Yabus组断块稠油油藏埋深小，原油受地表水与生物影响，降解严重，在正构烷烃总离子流图（TIC色谱图）上UCM峰特征明显，是典型的生物降解特征（图 3），属于次生型稠油油藏。目前已发现的地层不整合稠油油藏与基岩潜山裂缝油藏均位于Ruman凹陷东侧潜山周缘。已有研究证实，Ruman潜山遭受多期构造抬升^[20]，特别是古近纪Lau组沉积时期，盆地发生区域性构造运动，整体抬升剥蚀，形成Jimidi组底的区域不整合面，因此早期成藏油藏在Lau组沉积时期遭受破坏，为残留次生型稠油油藏。白垩系Galhak组上倾尖灭岩性稠油油藏埋深大，一般大于2 000 m。已钻井揭示，Galhak组储层的泥岩顶板与底板厚度均大于10 m，整体封堵条件好，油气成藏之后不易受氧化、水洗、生物等作用影响，推测其应是低熟油经过短距离运移成藏形成的原生型稠油油藏。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 南苏丹Melut盆地北部地区A-1井（a）和B -1井（b）古近系Yabus组TIC色谱图 Fig. 3 TIC chromatogram of Paleogene Yabus Formation of wells A-1(a)and B-1(b)in northern Melut Basin, South Sudan

不同成因的稠油油藏，具有不同的油气成藏模式。对于地层不整合稠油油藏及基岩潜山裂缝稠油油藏，由于对应的地层不整合圈闭及基岩潜山裂缝圈闭仅在盆地局部地区发育，潜力非常有限。因此，此次研究仅讨论南苏丹Melut盆地北部地区新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏、古近系Yabus组断块稠油油藏及白垩系Galhak组上倾尖灭稠油油藏的成藏模式，明确不同类型稠油油藏的主控因素，进而分析相应的勘探潜力，对推动不同层系稠油油藏的勘探具有重要指导意义。

新近系Jimidi组是Melut盆地在坳陷阶段发育的一套沉积地层，整体表现为厚层含砾中砂岩夹薄层杂色泥岩，在盆地大部分地区均为一套典型的河流相沉积。上覆Miadol组以大套块状泥岩和粉砂岩为特征，区域分布稳定，与下伏的Jimidi组形成渐变过渡，构成一套完整的正旋回沉积。因此，Jimidi组河流相砂岩与上覆Miadol组厚层泥岩形成了盆地最浅的一套储-盖组合。Jimidi组埋深小，一般小于700 m，钻探揭示Jimidi组砂岩胶结作用弱，粒度为中—粗粒，分选中等，磨圆主要表现为棱角—次棱角—次圆状，单层砂岩厚度最大可超过10 m，砂地比为30%~50%，测井解释储层孔隙度为28%~35%。上覆Miadol组是一套泥质体积分数大于95% 的优良盖层。因此Jimidi组与Miadol组是一套良好的储-盖组合。

Jimidi组在垂向上远离白垩系Renk组烃源岩，油气从下白垩统Renk组运移至新近系Jimidi组，要穿越上白垩统及古近系数千米的地层，因此油源及运移条件是其油气成藏的关键因素。以往研究针对Melut盆地跨时代的成藏特点，提出油源断裂在油气成藏中起着至关重要的作用^{[15, 21]}。研究表明：北部坳陷早白垩世强裂陷期沉积的Renk组是一套高丰度、以生油为主的优质烃源岩，按照成因法计算Moleeta凹陷、Ruman凹陷及Jamous凹陷的资源丰度为（61~104）×10⁴ t/km²，按照国内富油凹陷的评价标准，资源丰度大于40×10⁴ t/km²的凹陷就是富油凹陷^[22]。因此北部坳陷的3个生烃凹陷均为富油凹陷，油源条件好。同时，Jimidi组底面为区域不整合面，不整合面之上底砾岩与河道砂岩发育，具有高渗透性，是良好的油气运移通道。因此，Jimidi组油气成藏必须要有油源断裂沟通至不整合面，将深层白垩系Renk组生成的油气运移至浅层，进而通过不整合面侧向运移至Jimidi组圈闭成藏。

对已获得勘探突破的新近系Jimidi组稠油油藏进行解剖后发现，Jimidi组稠油油藏主要分布于盆缘区及控凹断裂周缘。以盆缘Gandool地区Jimidi组稠油油藏为例，其埋深为500~600 m，油气受水洗氧化作用影响严重，通过油源对比分析，发现其油气来源于相邻的Jamous凹陷Renk组烃源岩。Renk组生成的油气在垂向上要跨越上白垩统Galhak组与Melut组，以及古近系Samma组、Yabus组和Adar组，通过垂向断裂运移至Jimidi组底的区域不整合面，垂向运移距离超过3 km。Jimidi组圈闭主要发育在近边界断裂或盆缘隆起区，垂向输导至不整合面的油气在油气势能的影响下，继续通过不整合面由盆内高势区侧向运移至盆缘低势区圈闭成藏。通过油气运聚模拟，以Jimidi组底不整合面作为油气运移输导面，模拟北部坳陷内生烃强度为61×10⁴ t/km²时油气沿不整合面的输导情况。模拟结果显示，北部坳陷内油气可以运移至盆缘区，侧向运移距离至少25 km，具有远源长距离运移的特点，位于输导脊上的圈闭是有利的油气聚集区（图 4、图 5）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 南苏丹Melut盆地Gandool地区新近系Jimidi组油气运聚模拟 Fig. 4 Hydrocarbon migration and accumulation simula‐ tion of Neogene Jimidi Formation in Gandool area of Melut Basin, South Sudan

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 南苏丹Melut盆地北部地区新近系Jimidi组油气成藏模式 Fig. 5 Hydrocarbon accumulation model of Neogene Jimidi Formation in northern Melut Basin, South Sudan

控凹断裂周缘的Ruman地区Jimidi组油藏解剖结果显示，Jimidi组在垂向上可以划分为3段，具有“曲—辫—曲”河型演化特征，不同层段的储层连通性以及物性存在显著差异^[23]。通过岩性、物性反演分析，发现Jimidi-Ⅲ为曲流河沉积，单套河道砂体厚度为5~10 m，孔隙度为18%~24%，侧向发育泥质河漫滩；Jimidi-Ⅱ为辫状河沉积，发育多套辫状河道砂体，且垂向叠置，侧向加积，横向连通，单砂体厚度为6~12 m，孔隙度为22%~28%，局部发育低孔致密砂岩；Jimidi-Ⅰ为曲流河沉积，单套河道砂体厚度为4~8 m，侧向发育河漫滩泥质封隔带（图 6a）。依据Jimidi组的岩性特征，Ruman地区Jimidi组稠油油藏的平面展布特征为：在西北方向受泥岩封隔带封堵，且与构造等值线相交；在东北方向受大断裂控制；油藏的低部位为油水边界。因此，该油藏是由相对低孔封隔带、断层及油水界面联合控制的油藏，属于构造-岩性油藏（图 6b）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 南苏丹Melut盆地Ruman地区新近系Jimidi组稠油成藏模式（a）及平面特征（b） Fig. 6 Heavy oil accumulation model(a)and plane characteristics(b)of Neogene Jimidi Formation in Ruman area of Melut Basin, South Sudan

古近系Yabus组是Melut盆地北部地区油气发现的主要层系，与上覆Adar组区域性厚层泥岩形成了良好的储-盖组合，该储-盖组合储量发现占盆地总储量的90% 以上^[10-11]。以往研究针对Yabus组建立了“跨时代油气聚集成藏模式”^[9-10]，极大地推动了Melut盆地Yabus组的勘探发现。目前盆内Yabus组由于埋深大，普遍大于1500 m，同时下伏Renk组烃源岩已达到中—高成熟演化阶段，具备原地烃源岩条件，油气通过油源断裂运移至Yabus组圈闭成藏，受次生破坏影响小，API大部分约为30°，油品，如GU-1井Yabus组油藏就是典型的依靠原地烃源岩成藏的轻质油油藏（图 7）。Yabus组除了已发现的轻质油油藏，还有部分稠油油藏，主要分布在盆缘区，普遍埋深小，深度小于1 000 m，如Gasab，Jammam，Mooz等地区，原油API一般小于20°，是典型的稠油油藏，但部分探井产量也可达到日产数百桶。总体而言，相对勘探成熟的盆内Yabus组轻质油油藏，盆缘区稠油油藏还属于新的勘探领域，成藏条件及勘探潜力值得进一步研究。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 南苏丹Melut盆地北部地区古近系Yabus组油气成藏模式 Fig. 7 Hydrocarbon accumulation model of Paleogene Yabus Formation in northern Melut Basin, South Sudan

研究发现盆缘区Yabus组具备良好的油气成藏条件。首先是盆缘区毗邻北部富油气凹陷，北部地区Jamous凹陷、Moleeta凹陷和Ruman凹陷Renk组烃源岩在晚白垩世开始排烃，到古新世开始大规模排烃，凹陷中心Renk组烃源岩现今已进入过成熟阶段（表 1），而大部分的斜坡区烃源岩还在低成熟—高成熟阶段。持续的生排烃为油气的横向长距离运移提供了充足的物质来源，是北部盆缘区油气成藏的重要条件。此外，盆缘区Yabus组沉积主要为辫状河三角洲平原沉积，发育厚层辫状河道砂岩^[24]，同时埋深小，统计分析显示，Yabus组砂岩孔隙度最高可达31%，已发现的稠油油藏试油日产均能超过百桶，具有良好的储层物性特征。已钻井揭示盆缘区Adar组沉积与近凹斜坡主力油田区沉积相似，主要为滨浅湖沉积，泥岩发育，整体上，盆缘区Yabus组与Adar组具备形成良好储-盖组合的条件。

表 1(Table 1)

表 1 南苏丹Melut盆地北部地区烃源岩成熟度演化特征 Table 1 Maturity evolution characteristics of source rocks in northern Melut Basin, South Sudan 凹陷 成熟阶段距今时间/Ma 开始排烃距今时间/Ma 排烃高峰距今时间/Ma Ro=0.5% Ro=0.7% Ro=1.3% Ro=2.0% Jamous 105 97 62 44 89 55 Ruman 103 92 55 35 86 50 Moleeta 100 86 45 21 72 44

下载CSV 表 1 南苏丹Melut盆地北部地区烃源岩成熟度演化特征 Table 1 Maturity evolution characteristics of source rocks in northern Melut Basin, South Sudan

北部地区的盆缘区还具备稳定的构造背景，从白垩纪到现今长期为斜坡或隆起构造，特别是古近纪末期的区域构造运动，形成大量的反向断块、断鼻、断背斜圈闭^[12]（图 7），圈闭在垂向上被Adar组泥岩封盖，侧向上Yabus组与Adar组泥岩对接，具备侧向封堵条件。与新近系Jimidi组成藏规律类似，影响盆缘区Yabus组油气成藏的主要制约因素为油气运移路径。对已发现的盆缘区Yabus组稠油油藏的统计分析结果显示，其原地烃源岩均为未成熟或暗色泥岩不发育，原地烃源岩不具备生烃条件，盆缘区的圈闭均依靠盆内烃源岩生成油气并运移至盆缘成藏。以往研究也表明，对于远源的油气成藏，优势运移路径是油气成藏的关键条件，沿着油气运移的“高速公路”就可以实现“源外”找油^[25]。古近系Yabus组的油气运移方式不同于新近系Jimidi组，其上覆Adar组区域厚层泥岩，垂向及侧向封堵条件好，油气从白垩系Renk组生成以后，优先通过油源断裂输导至Samma与Yabus组富砂地层，受Adar组厚层泥岩封堵影响，油气沿Yabus组砂体侧向输导，从构造低部位逐渐运移至盆缘构造高部位，以断层-砂体阶梯式运移为主。以盆缘Jammam和Gasab地区Yabus组为例，油气运聚模拟结果显示，北部坳陷内生成的油气可以通过长距离运移至盆缘区成藏，位于油气优势运移路径（输导脊）上的构造带是有利的油气成藏区（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 南苏丹Melut盆地Jammam与Gasab地区古近系Yabus组油气运聚模拟 Fig. 8 Hydrocarbon migration and accumulation simula‐ tion of Paleogene Yabus Formation in Jammam and Gasab areas of Melut Basin, South Sudan

Galhak组是Melut盆地北部地区白垩纪晚期发育的辫状河三角洲砂泥互层沉积。Galhak组内部发育多套泥岩；同时，在盆地斜坡区的辫状河三角洲前缘发育厚度较大的水下辫状分流河道砂岩；近凹低部位的辫状河三角洲外前缘及前三角洲发育席状砂及厚度较小的水下分流河道。整体而言，Galhak组内部发育有效储-盖组合（图 9）。白垩系Galhak组下伏地层为Renk组，其为区域性优质烃源岩，生成的油气经过初次运移即可进入Galhak组圈闭聚集成藏，因此，Renk组与Galhak组具有良好的生-储-盖配置关系。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 南苏丹Melut盆地北部地区白垩系Galhak组连井沉积相对比剖面 Fig. 9 Well-tie sedimentary facies profile of Cretaceous Galhak Formation in northern Melut Basin, South Sudan

目前Melut盆地内仅Ruman凹陷Tean断裂带东侧斜坡发现Galhak组稠油油藏，而Tean断裂带东侧斜坡不发育构造圈闭。该区Galhak组发育水下古隆起背景下的滨浅湖滩坝沉积，滩坝砂沿Renk组顶面从斜坡低部位向上逐层超覆，形成多个上倾尖灭地层-岩性圈闭^[13]，在此基础上油气聚集形成地层-岩性油藏。因此，以Ruman凹陷Galhak组地层-岩性稠油油藏为例进行解剖，分析Galhak组地层-岩性稠油油藏的形成过程，以此对整个北部地区可能发育的稠油油藏有利勘探区提供一定启示。

Galhak组地层-岩性稠油油藏发育于Ruman凹陷Tean断裂带东侧斜坡，已钻井揭示，Galhak组埋深大于1 500 m，泥岩顶板、底板的厚度均在10 m以上，封堵条件好，油气成藏之后不容易受生物、水洗氧化等作用影响，推测其应是低熟油运移聚集形成的原生稠油油藏^[26]。Ruman凹陷烃源岩成熟史研究表明，对Tean断裂带东侧斜坡上倾尖灭圈闭有贡献的烃源岩在距今10 Ma进入成熟门限，现今成熟度小于0.7%，生成的低熟—未熟原油经垂向及侧向短距离运移至Tean断裂带东侧斜坡Galhak组上倾尖灭砂体，形成上倾尖灭岩性油藏。因此，Galhak组稠油成因应为原生型，且为晚期成藏^[27]。

对比Melut盆地北部Palogue，Moleeta，Abyat地区发现的Galhak组断块或断块-岩性轻质油油藏，发现Galhak组断块油藏油品偏轻。分析认为这主要是由于Galhak组断块圈闭的形成时间受区域构造运动的影响，主要形成时期是古近纪Lau组沉积时期（23~40 Ma），而Renk组烃源岩的大规模排烃时间也在该时期（图 10）^[28]，因此，中—高成熟阶段生成的油气充注于断块圈闭形成轻质油藏。盆缘岩性圈闭，如Ruman凹陷斜坡高部位已发现稠油油藏，由于凹陷中心烃源岩大规模排烃阶段排出的油气大部分通过油源断裂运移至白垩系上覆地层，难以运移至盆缘Galhak组岩性圈闭^[27]，Galhak组只能依靠本地下伏烃源岩成藏。此外如盆内地层-岩性圈闭，其形成时间早，在Galhak组沉积之后即形成地层-岩性圈闭，其下伏Renk组烃源岩成熟时间早，在白垩纪之前成熟度即达到0.5%~0.7%，而此时构造圈闭尚未形成，烃源岩生成的低熟稠油经短距离排烃优先进入地层-岩性圈闭，形成稠油油藏。因此，Galhak组稠油油藏主要表现为近源原生地层-岩性成藏模式（图 11）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 南苏丹Melut盆地北部地区烃源岩生排烃史 Fig. 10 Hydrocarbon generation and expulsion history of source rocks in northern Melut Basin, South Sudan

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 南苏丹Melut盆地北部地区白垩系Galhak组油气成藏模式 Fig. 11 Hydrocarbon accumulation model of Cretaceous Galhak Formation in northern Melut Basin, South Sudan

通过对Melut盆地北部地区Jimidi组、Yabus组、Galhak组油气成藏模式的分析，明确了Jimidi组和Yabus组稠油油藏具有“烃源岩-油源断裂-输导脊”联合控藏的特征，而Galhak组稠油油藏具有“近源未熟-低熟烃源岩控藏”的特征，并建立了相应层系的典型成藏模式。在此基础上落实Jimidi组、Yabus组、Galhak组稠油油藏有利勘探区及勘探潜力，对于推动稠油油藏的勘探具有重要意义。

对于新近系Jimidi组而言，其储-盖组合条件良好，在Jimidi组底区域不整合面的控制下，构造输导脊优势运移路径上的构造-岩性圈闭为有利勘探目标。通过对Melut盆地整个北部地区Jimidi组油气运聚的模拟分析，盆缘Jammam，Gandool，Dabass地区构造圈闭发育，且位于油气输导通道之上，是有利的稠油聚集区；同时盆内Moleeta控凹大断裂西侧的Ruman地区，油气可直接输导至浅层圈闭，形成次生稠油油藏。整体上，Jimidi组稠油油藏埋深小，孔隙度大，发育Jammam，Gandool，Dabass，Ruman等有利区带，是Melut盆地北部地区重要的储量接替层系（图 12a）。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 南苏丹Melut盆地北部地区不同层系稠油油藏有利发育区 Fig. 12 Favorable areas of heavy oil reservoirs of different formations in northern Melut Basin, South Sudan

Melut盆地北部坳陷主力产层古近系Yabus组轻质油藏勘探程度高，勘探难度越来越大，而盆缘区已发现的稠油油藏揭示Yabus组在盆缘区具备储-盖组合及油气运聚条件。Melut盆地北部坳陷盆缘区广泛发育，与Jimidi组相似，Yabus组盆缘区的有利区带油气成藏受输导脊控制，位于输导脊之上的构造区是Yabus组稠油勘探的有利区带。通过对盆地北部地区Yabus组油气运聚的模拟分析，Jammam断阶带、Dabass斜坡高部位未钻断块圈闭发育，且在油气运移路径之上，是盆缘区剩余的有利油气聚集区（图 12b），是北部地区Yabus组下一步勘探的主要区带。

白垩系Galhak组稠油油藏具有近源原生地层-岩性成藏的特征，这是由于未熟—低熟油形成的原油流动性差，仅可作短距离运移，国内也一般围绕低熟烃源岩周缘开展稠油油藏勘探^[29]。Galhak组地层-岩性圈闭是有利的稠油油藏勘探对象。以往对Galhak组沉积相的研究表明，近凹斜坡低部位Galhak组为滨浅湖与辫状河三角洲外前缘相带，储层薄，泥岩发育，虽然储-盖组合良好，但往往只发育低产薄油层^[24]，在海外效益勘探为先的思想指导下，埋深大的凹陷斜坡低部位，钻探成本高，勘探效益低，不是有利的勘探区。斜坡中高部位Galhak组相带主要是辫状河三角洲内前缘，其埋深较小，发育较厚层的辫状河水下分流河道砂岩与厚层泥岩；同时在Ruman凹陷、Moleeta凹陷和Jamous凹陷斜坡高部位Galhak组为楔形地层，内部地震反射特征表现为一系列上倾尖灭或超覆，具备形成地层-岩性圈闭的条件（图 12c），而斜坡高部位本地烃源岩也是低成熟，具备形成地层-岩性稠油油藏条件。因此，Galhak组地层-岩性稠油油藏是Melut盆地北部坳陷有利的储量接替领域。

（1）南苏丹Melut盆地北部地区发育5种类型的稠油油藏，其中新近系Jimidi组构造-岩性稠油油藏、古近系Yabus组断块稠油油藏及地层不整合稠油油藏、基岩潜山裂缝稠油油藏属于次生稠油油藏，白垩系Galhak组上倾尖灭岩性稠油油藏为原生稠油油藏。

（2）Melut盆地北部地区新近系Jimidi组构造-岩性油藏和古近系Yabus组断块稠油油藏具有“烃源岩-油源断裂-输导脊”联合控藏的特征；Galhak组地层-岩性稠油油藏具有“近源未熟-低熟烃源岩控藏”的特征。

（3）Melut盆地北部地区Jimidi组盆缘Gandool，Dabass，Jammam地区构造圈闭发育，位于油气输导通道之上，是有利的稠油聚集区；盆缘Jammam断阶带是主力产层Yabus组剩余的有利构造勘探区带；Ruman，Moleeta，Jamous凹陷斜坡高部位辫状河三角洲内前缘是Galhak组地层-岩性稠油油藏的主要发育相带。稠油油藏是Melut盆地北部成熟探区深化勘探与储量接替的重要领域。