盆地模拟是20世纪70年代逐渐发展起来的一项盆地定量化研究分析技术，其中应用最广和技术最成熟的是埋藏史、热史及烃源岩成熟史模拟，该技术可以对盆地的形成演化及油气生成过程进行数值模拟与定量分析，因此在国内外含油气盆地油气成藏定量研究中得到广泛应用，有效地指导了勘探实践^[1-7]，同时也深化了对烃源岩有机质热演化及油气成藏规律的认识^[8-9]。

Melut盆地是中国石油天然气集团公司(简称中国石油)2000年在苏丹中标的勘探区块，目前勘探主要集中在盆地的北部坳陷，发现了包括Palogue、Moleeta世界级大油田在内的一批大中型油田^[10-11]，有效地支撑了中国石油“海外大庆”的建设。该盆地前期主要侧重构造勘探与基础石油地质条件的研究，取得了很多认识; 同时对于油气成藏也有了较多研究成果^[10-13]; 但是对于烃源岩的热演化特征及其与油气成藏时期匹配关系的系统研究还不够深入。因此本文在烃源岩盆地模拟基础上，分析了该盆地主要烃源岩热演化规律及生排烃过程，同时结合油气成藏的其他关键要素，研究了北部坳陷油气成藏的主控因素及勘探潜力。这一方面对该坳陷接下来的油气勘探具有重要指导意义，另一方面对Melut盆地南部广大低探区的油气成藏研究具有一定借鉴作用。

南苏丹Melut盆地是在中非剪切带右旋走滑应力背景下形成的中—新生代陆内被动裂谷盆地，面积为3.3×10⁴km^{2 [14-15]}，是中非陆内裂谷盆地中第二大沉积盆地^{[10, 16]}。盆地在平面上表现为“五坳两隆”的构造格局，分别为北部坳陷、东部坳陷、中部坳陷、西部坳陷、南部坳陷、Adar隆起和中央隆起，同时北部坳陷又发育有Jamous凹陷、Moleeta凹陷及Ruman凹陷(图 1a)。白垩纪以来，该盆地共经历了3期裂陷和1期坳陷活动，包括早白垩世强裂陷期，晚白垩世—古新世弱裂陷期，始新世—渐新世强裂陷期及中新世坳陷期。其中，在早白垩世强裂陷期沉积了盆地主要的Renk组烃源岩(图 1b)，其遍布整个北部坳陷，岩性为厚层暗色泥岩，在凹陷地区厚度约为1000m，凸起地区厚度为200~300m;有机质丰度(TOC)为0.62%~2.92%，氢指数(I_H)普遍大于500mg/g，生烃潜力最高达19.53mg/g; 有机质类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅰ型^[10]; 是一套厚度大、丰度高的优质烃源岩。此外，下白垩统Gayger组上部及上白垩统Galhak组中下部也证实为有效烃源岩，但I_H普遍小于100mg/g，有机质类型以Ⅱ—Ⅲ型为主，生烃潜力普遍小于2mg/g，同时有效烃源岩厚度较薄，生烃贡献有限，是北部坳陷次要烃源岩^[17]。

图 1

图 1 Melut盆地北部坳陷构造单元划分(a)及盆地地层岩性简图(b) Fig. 1 Division of structural units in the Northern depression of Melut Basin (a) and stratigraphic column of the basin (b)

根据北部坳陷构造沉积特征，选取过该坳陷3个沉积中心的两条测线进行烃源岩热演化史模拟，这两条测线处地层发育完整且构造特征清楚，同时周边有探井钻至烃源岩层位，即有可供应用的烃源岩模拟参数。本文对于区域热流史恢复采用了“瞬时热流模型”^[18]，有机质成熟度模拟则采用目前学者普遍应用的“Easy% R_o”动力学模拟方法^[19-20]，排烃史研究则采用“R_o—排烃率”模型。

模拟过程中需要的参数有：①地层参数。主要是地层厚度，其来源于区域地层格架建立及地震资料解释，同时地层剥蚀厚度采用单井声波时差结合地震趋势面法恢复获得。②岩性参数。主要来源于探井的岩性录井资料。③物性参数。因该区岩心分析数据少，故主要采用测井解释的参数。④热力参数。包括各类岩性的比热、热导率等，选用盆地模拟软件提供的参数。⑤烃源岩地球化学参数。Renk组烃源岩TOC平均值为2.24%，有机质类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅰ型。⑥标定参数。主要包括实测R_o、温度及压力等。

Melut盆地属于被动裂谷盆地，其在发育过程中经历了区域拉张作用下岩石圈变薄、破裂、地幔上隆的过程^[21]，因此在盆地演化过程中处在减薄的大陆地壳背景之下，所以利用Mckenzie提出的瞬时均匀伸展模型恢复盆地的古热流是合适的^[22]。北部坳陷的3个凹陷相邻，受热历史差别不大，根据已钻探井的测温数据与深度的关系(图 2)，得出该坳陷现今平均地温梯度为29.4℃/km。运用该实测数据通过瞬时均匀伸展模型计算得到现今4口单井热流分布范围为50~56.7mW/m²，以F-1井为例，模拟得到北部坳陷热流随时间演化曲线(图 3a)，反映Melut盆地北部坳陷热流特征可以分为两个阶段：早白垩世区域拉张作用下，岩石圈减薄，破裂成盆，盆地形成初期火山岩不发育，热流值低，但随着持续的3期裂陷作用，岩浆上涌，火山作用发育，至晚古近纪第三次裂陷结束时盆地热流值达到最大; 自中新世开始，盆地进入坳陷阶段，热状态表现为持续冷却。

图 2

图 2 北部坳陷实测地温—深度关系图 Fig. 2 Relationship between measured temperature and depth in the Northern Depression

利用包裹体测定的该区被动裂谷盆地早白垩世热流值为56~62mW/m²，古近纪热流值约为83.7mW/m^2[23-24]，与上述热流特征基本吻合; 同时，模拟的镜质组反射率(R_o)随深度变化趋势与实测R_o具有较好的一致性(图 3b)，从而说明本项研究选取的模型及参数切合实际地质状况，模拟结果实用参考价值。

图 3

图 3 Melut盆地北部坳陷热流史(a)及以F-1井为例模拟Ro与实测值拟合关系(b) Fig. 3 Heat flow history of the Northern depression of Melut Basin (a) and the fitting curve between simulated Ro and measured Ro in Well F-1 (b)

本项研究采用“Easy% R_o”动力学模拟方法模拟计算研究区Renk组烃源岩有机质成熟度。从F-1井模拟的R_o随深度变化趋势与实测R_o随深度的变化趋势可以看出，二者具有一致性(图 3b)，表明利用“Easy% R_o”模型模拟北部坳陷烃源岩的成熟史是可行的。

利用“Easy% R_o”模型重点模拟了北部坳陷3个主要生烃凹陷的成熟度演化特征，得到Jamous凹陷、Moleeta凹陷、Ruman凹陷早白垩世Renk组烃源岩现今成熟度剖面，以及各凹陷烃源岩随时间演化的成熟史。模拟结果表明现今北部坳陷3个凹陷烃源岩演化程度高，Renk组烃源岩基本都已进入成熟阶段(图 4)。但Jamous凹陷、Ruman凹陷、Moleeta凹陷热演化程度存在一定差异。3个凹陷进入成熟阶段(R_o为0.5%)的时间分别为105Ma、103Ma、100Ma; 而三者进入高成熟演化阶段(R_o为1.3%)的时间分别为62Ma、55Ma、45Ma; 进入过熟阶段(R_o＞2.0%)的时间分别为44Ma、35Ma、21Ma(表 1)。综合来看，北部坳陷3个凹陷随时间的热演化顺序为：Jamous凹陷进入成熟、高成熟、过成熟的时间最早，Ruman凹陷次之，Moleeta凹陷最晚。分析认为，热演化程度的差异是由于3个凹陷不同构造演化阶段裂陷强度不同，导致凹陷间Renk组烃源岩在相同沉积时期埋深不同(图 4)，其中Jamous凹陷在白垩纪沉积时期裂陷强度最大，凹陷中心沉降速率最高达到80m/Ma，因此现今Jamous凹陷Renk组底面最大埋深已达7km，而Ruman凹陷最大埋深为6km左右，Moleeta凹陷最大埋深为5.5km，不同时期烃源岩埋深的差异是造成热演化程度不同的主要原因。

图 4

图 4 北部坳陷3个凹陷过虚拟井现今成熟度剖面图(剖面位置见图 1a) Fig. 4 Current maturity profile cross pseudo wells of three sags in the Northern depression (see Fig. 1a for profile locations) (a)Ruman凹陷和Moleeta凹陷; (b)Jamous凹陷

表 1

表 1 北部坳陷3个凹陷烃源岩成熟度演化特征 Table 1 Maturity evolution characteristics of source rocks in three sags of the Northern Depression 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

表 1 北部坳陷3个凹陷烃源岩成熟度演化特征 Table 1 Maturity evolution characteristics of source rocks in three sags of the Northern Depression

在盆地热史及烃源岩成熟史研究的基础上，开展烃源岩排烃史的模拟研究，可以重建盆地烃源岩油气初次运移历史，常用的模拟方法有：孔隙饱和度法、转化率—排烃率法及R_o—排烃率法。本项研究采用简单实用的“R_o—排烃率”模型，其基本原理是依据烃源岩不同热演化程度R_o对应于不同的排烃率来计算排烃量^[25-26]。基于该数学模型与原理，利用BasinMod软件对北部坳陷具代表意义的虚拟的V-1井、V-2井、V-3井烃源岩排烃史进行了模拟。

生烃史模拟表明Jamous凹陷、Ruman凹陷、Moleeta凹陷烃源岩生烃能力差异不大，但生烃时间具有一定差异性(图 5)。3个凹陷有机质累计生烃量达到320mg/g，但由于Jamous凹陷烃源岩成熟时间早，其生排烃时间也早于Ruman凹陷及Moleeta凹陷(表 1)，在晚白垩世晚期(89Ma)Jamous凹陷即开始排烃，在55Ma进入大规模排烃阶段，而Ruman凹陷及Moleeta凹陷进入大规模排烃阶段的时间在始新世(分别为50Ma、44Ma)。此外，由于Jamous凹陷规模较其他两个凹陷规模大，采用成因法估算3个凹陷的生烃量，Jamous凹陷生烃量最高，为264×10⁸t，而Moleeta凹陷与Ruman凹陷生烃量分别为71×10⁸t、25.5×10⁸t。考虑3个凹陷排烃时间的差异性，Jamous凹陷排烃规模远大于其他两个凹陷，这导致目前发现的油田主要集中在Jamous凹陷周缘，其次为Moleeta凹陷与Ruman凹陷; 同时也决定了Jamous凹陷周缘的勘探潜力高于Moleeta凹陷和Ruman凹陷。

图 5

图 5 虚拟井生排烃史 Fig. 5 Hydrocarbon generation and expulsion history of pseudo wells

在烃源岩盆地模拟基础上，明确了北部坳陷烃源岩热演化规律及生排烃过程，同时研究了坳陷其他油气成藏要素，该坳陷储盖组合主要有3套：下白垩统Gayger+Renk组组合、上白垩统Galhak组内部储盖组合及Yabus/Samma+Adar组组合，其中以Yabus/Samma+Adar组合为Melut盆地北部坳陷最重要的储盖组合，其油气发现占盆地油气发现总量的90%以上，在圈闭形成时间上，Yabus组与Samma组圈闭主要形成于区域盖层Adar组沉积之后，而北部坳陷的3个凹陷均在该时期达到大规模排烃阶段，时间匹配关系好(图 6)。但由于Yabus组与Samma组储层在垂向上距离Renk组烃源岩上千米，油气从下白垩统Renk组运移到古近系储层，要跨越上白垩统上千米的地层，仅依靠渗流是远远不够的，断裂的垂向输导起着至关重要的作用^[27]。而对坳陷内失利井分析也表明，影响圈闭成藏的断裂未沟通烃源岩，或形成时间早，在大规模排烃时停止活动，造成缺乏油源断裂，而导致圈闭钻探失利。因此油源断裂是坳陷内主力产层Yabus/Samma组成藏的主控因素。

图 6

图 6 北部坳陷成藏要素匹配图 Fig. 6 Matching graph of key elements for hydrocarbon accumulation in the Northern depression

而对于Gayger组与Galhak组次要目的层，由于紧邻烃源岩，油气生成之后，运移过程中首先进入相邻地层，同时烃源岩至今都处于大规模排油阶段，因此，近烃源岩层的Galhak组与Gayger组油气充注程度高，油源条件优越，但其埋深大，平均深度都在2500~3000m以深，孔隙度一般小于15%，储层物性是其成藏的主控因素。因此，明确北部坳陷油气成藏主控因素对该坳陷接下来的研究及油气勘探具有重要的指导作用。

从盆地烃源岩热演化史和生排烃史来看，Renk组烃源岩均已成熟(图 4)，现今大部分Renk组烃源岩成熟度为0.7%~2.0%，因有机质类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅰ型，以生油为主。因此，坳陷内大部分烃源岩从晚白垩世早期成熟以来，距今一直处于生油阶段，并在白垩纪末期—古近纪初开始大规模持续排烃，为油气成藏提供了优越的油源条件，因此勘探对象主要为油藏，而非气藏。同时，采用成因法计算3个凹陷的资源丰度，Jamous凹陷、Ruman凹陷及Moleeta凹陷其资源丰度分别为104×10⁴t/km²，77×10⁴t/km²，86×10⁴t/km²，按照资源丰度大于40×10⁴t/km²为富烃凹陷的标准^[28]，其均为富烃凹陷。而目前3个凹陷勘探发现大部分为构造油藏，仅有几个岩性油藏。从国内盆地勘探经验来看，地层—岩性油气藏的发现储量可占到盆地总发现储量的40%以上，且成熟盆地每年都持续有岩性油藏的勘探发现^[29-34]，影响地层—岩性油气藏成藏的关键之一就是油源条件，结合Melut盆地北部坳陷烃源岩热演化程度高的特点，持续排烃的Renk组为地层—岩性油藏的油气充注提供了丰富的物质基础。

同时，北部坳陷内主要油气发现层位为Yabus组，其上段以辫状河三角洲前缘沉积为主，面积广阔，岩性主要是泥夹砂，发育水下分流河道、河口坝等多种砂体，具备良好的储盖组合条件; 而对于Galhak组，其属于浅湖—三角洲沉积体系，凹陷陡坡发育扇三角洲，缓坡发育辫状河三角洲，整体表现为砂泥岩频繁互层，但在前缘亚相泥岩增多，水下分流河道多套叠置^[17]，具备形成岩性油藏的储盖组合条件。目前已勘探发现Yabus组及Galhak组岩性油藏，单个油藏的地质储量可达千万桶以上。因此，Galhak组和Yabus组的地层—岩性油藏应该是北部坳陷重要的勘探接替领域，其中对Galhak组地层—岩性油藏成藏研究的重点应是储层物性，而对Yabus组地层—岩性油藏成藏研究的关键应是输导体系中的油源断裂。

(1) Melut盆地北部坳陷早白垩世坳陷热流值低，至古近纪晚期热流值达到最大; 自中新世开始，热状态表现为持续冷却，具有明显的两段式演化特征。

(2) 受埋深影响，北部坳陷3个凹陷Renk组烃源岩热演化程度不同。Jamous、Ruman、Moleeta凹陷进入成熟阶段的时间分别为105Ma、103Ma、100Ma，开始排烃时间分别为89Ma、86Ma、72Ma。其中Jamous凹陷成熟时间最早、排烃时间最长、凹陷规模最大，排烃总量远高于其他两个凹陷，勘探潜力更大。

(3) Jamous、Ruman及Moleeta 3个凹陷均为富烃凹陷，但目前勘探发现局限于构造油藏，Yabus组与Galhak组砂泥互层型岩性组合具备地层—岩性油藏形成条件，是有利的地层—岩性油藏勘探层系，建议加强北部坳陷地层—岩性圈闭识别与勘探部署。