劉淑文 李 志 潘校華 客偉利 胡勝福 張新順

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

蘇丹富油氣凹陷巖性油氣藏區(qū)帶評價探討
——以Muglad盆地Fula凹陷為例

劉淑文 李 志 潘校華 客偉利 胡勝福 張新順

（中國石油勘探開發(fā)研究院）

蘇丹Muglad盆地Fula凹陷是一個陸相被動裂谷盆地內(nèi)發(fā)育的富油氣凹陷，經(jīng)過多期次勘探后，目前已進入新的以巖性圈閉為目標的勘探階段。以“滿凹含油理論”、“構(gòu)造—層序區(qū)帶聚集理論”為指導，以巖性油氣藏“四圖疊合”區(qū)帶評價方法為手段，對Fula凹陷三級層序內(nèi)構(gòu)造、沉積、有效烴源巖、運移條件的配置關(guān)系進行了綜合分析，并結(jié)合現(xiàn)今油氣發(fā)現(xiàn)，預測了Fula凹陷內(nèi)巖性油氣藏有利勘探區(qū)帶。分析結(jié)果認為：Abu Gabra組AG2段是巖性油氣藏發(fā)育最有利層段，Jake區(qū)扇三角洲前緣相帶是目前最有利的巖性油氣藏勘探區(qū)帶，Baleela區(qū)曲流河三角洲前緣相帶次之，Moga區(qū)曲流河三角洲前緣相帶再次之，F(xiàn)ula區(qū)斷裂坡折帶上盤巖性油氣藏勘探潛力有限。

蘇丹；Muglad盆地；Fula凹陷；巖性圈閉；Abu Gabra組；區(qū)帶評價；沉積層序

蘇丹地區(qū)主要含油氣盆地（Muglad和Melut）已經(jīng)歷了30多年的勘探歷程，自中國石油1997年開展大規(guī)模油氣勘探以來，已發(fā)現(xiàn)并證實了多個油氣田及含油氣構(gòu)造。以斷塊、斷鼻和大型穹隆背景下的斷背斜構(gòu)造油氣藏為主的油氣勘探，支撐了該地區(qū)3000多萬噸/年的高峰油氣產(chǎn)能。目前這些凹陷內(nèi)明顯的構(gòu)造圈閉均已鉆探，剩余的構(gòu)造圈閉越來越少，單個圈閉越來越小，且識別難度越來越大。隨著勘探資料的增加、經(jīng)驗的積累以及對油氣勘探可持續(xù)性的需求，對巖性油氣藏的勘探逐漸被提上日程。本文以蘇丹地區(qū)最大的含油氣盆地（Muglad盆地）內(nèi)典型的富油氣凹陷（Fula凹陷）為研究對象，借鑒國內(nèi)豐富的斷陷盆地富油氣凹陷勘探理念及成熟的巖性油氣藏區(qū)帶評價經(jīng)驗，依據(jù)巖性油氣藏的成藏條件及分布規(guī)律，對巖性油氣藏有利區(qū)帶進行評價，以期對蘇丹富油氣凹陷內(nèi)巖性油氣藏的勘探工作有指示意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

Muglad盆地Fula凹陷是在中非斷裂帶走滑剪切應力場背景下拉張形成的中—新生代裂谷盆地內(nèi)的箕狀凹陷[1-3]。該凹陷面積為3300km2，總體近南北向長條狀展布。受東、西、南3條邊界斷層控制，地層向凹陷東北部逐漸尖滅，凹陷內(nèi)斷層非常發(fā)育。Fula凹陷可以劃分為7個次級構(gòu)造單元，分別是：西部陡坡帶、南部次凹、西南部斷階帶、中央斷裂帶、東部斜坡帶、北部次凹和東北部斷階帶[4]。依據(jù)構(gòu)造單元特點在凹陷內(nèi)又劃分了7個研究區(qū)，分別是：Jake區(qū)、Keyi區(qū)、Bara區(qū)、Moga區(qū)、Fula區(qū)、FW區(qū)和Baleela區(qū)（圖1）。

圖1 Fula凹陷區(qū)域構(gòu)造圖

白堊紀至今，F(xiàn)ula凹陷共經(jīng)歷3期斷陷坳陷旋回（圖2），其中第一期為主斷坳旋回，主要沉積了下白堊統(tǒng)Abu Gabra組厚層湖相泥巖和Bentiu組大套河流相塊狀砂巖；第二期沉積了上白堊統(tǒng)Darfur群，自下而上主要發(fā)育Aradeiba組淺湖相紅褐色泥巖，Zarqa、Ghazal、Baraka組互層砂泥巖，以及古近系A(chǔ)mal組厚層河流相砂巖；第三期構(gòu)造活動較弱，主要是對前兩期沉積地層進行改造。其中Abu Gabra組泥巖為全凹主力烴源巖，Aradeiba組泥巖為區(qū)域性蓋層[4-5]。凹陷內(nèi)主要識別出了兩套一級油氣成藏組合，即源上油氣成藏組合及源內(nèi)油氣成藏組合。源上成藏組合主要是指位于烴源巖層（Abu Gabra組）之上的Bentiu組和Darfur群油氣成藏組合，其油氣藏以斷裂為主干輸導體系，已發(fā)現(xiàn)油氣多聚集在與斷裂相關(guān)的構(gòu)造圈閉中。源內(nèi)成藏組合主要指Abu Gabra組自生自儲型油氣成藏組合。

2 巖性油氣藏區(qū)帶劃分及分布特征

Fula凹陷是一個富油氣凹陷，圍繞南部沉降中心，已發(fā)現(xiàn)油田呈環(huán)帶狀分布，累計探明地質(zhì)儲量達2.5×108t以上，成熟烴源巖分布面積達1642km2，占凹陷總面積的近50%。

“滿凹含油”理論認為，在富油氣凹陷中，由于頻繁的湖盆振蕩,陸相多水系砂體與烴源巖得以大面積接觸，使得包括斜坡區(qū)的凹陷深部位都有油氣藏的形成和分布，因此對富油氣凹陷的勘探，應跳出二級構(gòu)造帶進入向斜區(qū)及凹陷深部位尋找?guī)r性油氣藏[6-11]。

巖性油氣藏區(qū)帶劃分以富油氣凹陷“滿凹含油”理論和巖性油氣藏成藏理論為主要依據(jù)，應遵循的原則主要體現(xiàn)在縱向和平面兩方面。縱向上應將油氣成藏組合作為巖性油氣藏區(qū)帶劃分的地層單元，突出主要的勘探目的層；平面上應圍繞油氣藏的主控因素，即有利沉積儲集相帶、油氣優(yōu)勢輸導體系、烴源巖和儲集體的時空配置及其組合作為重點進行綜合分析和劃分[12]。

2.1 巖性油氣藏區(qū)帶縱向劃分

2.1.1 成藏組合評價

源上Bentiu組成藏組合地層厚度為500～1600m，以沉積河流相塊狀砂巖夾薄層泥巖為特點，泥質(zhì)含量非常低，靠斷層封堵主要發(fā)育構(gòu)造油氣藏，缺乏發(fā)育巖性油氣藏的有利條件。

源上Darfur群成藏組合以大面積發(fā)育淺湖相及三角洲相為特點，主要沉積淺灰色—紅褐色泥巖及砂巖，其泥巖不具備生烴條件，只能通過斷層溝通深部Abu Gabra組油源，距油源較遠，達上千米，該群雖然具有砂泥巖互層特點，但砂地比較高，不易規(guī)模發(fā)育巖性油氣藏，與斷層配置可形成構(gòu)造—巖性油氣藏。

源內(nèi)Abu Gabra組成藏組合，沉積于裂谷盆地的主裂陷期，地層沉積巨厚，達900～4000m，是Fula凹陷的主力生油巖層系，也是唯一一套烴源巖層系（圖2）。強烈的裂陷活動形成了凹陷多凸多洼的構(gòu)造特點，創(chuàng)造了巨大的可容空間，具有三角洲—湖泊相多種類型沉積儲集體發(fā)育、砂泥巖交互及巖性尖滅發(fā)育的條件（圖1、圖3）。成熟烴源巖不僅為內(nèi)部河流相、三角洲相砂巖提供了最優(yōu)先、最有利的油氣充注，同時也可以提供有利的封閉條件，易于形成巖性油氣藏區(qū)帶聚集。

綜上所述，認為只有源內(nèi)Abu Gabra組油氣成藏組合具備且有較大的巖性油氣藏區(qū)帶聚集潛力。

圖2 Fula凹陷沉積演化綜合柱狀圖

圖3 Fula凹陷沉積樣式剖面圖

2.1.2三級層序評價

由于同一個一級成藏組合內(nèi)儲、蓋組合和油氣縱向分布特征也有所差異，故對其進一步探討。20世紀90年代后期至今，不同學者都曾對Fula凹陷Abu Gabra組進行過層序地層學研究。薛良清等將Abu Gabra組劃分為3個三級層序，分別為下部層序、中部層序和上部層序[13];楊俊生等在認同前人層序界面三分法的基礎(chǔ)上，又將Abu Gabra組細分為7個三級層序[14];吳冬等在三分法的基礎(chǔ)上再次對層序劃分進行了調(diào)整，將Abu Gabra組劃分為5個三級層序[4]。

本文研究認為，F(xiàn)ula凹陷Abu Gabra組分為5個三級層序較為合理，自下而上分別沉積了AG5段、AG4段、AG3段、AG2段及AG1段。從AG5段到AG1段，凹陷經(jīng)歷了第一期斷陷旋回內(nèi)的初始充填—初次湖泛—湖退—最大湖泛—湖退過程，不同沉積期地層具有不同的沉積特點（圖4）。

圖4 Fula凹陷Abu Gabra組層序地層劃分圖

AG5段發(fā)育于裂谷盆地裂陷初期，上覆于盆地基底，以沉積物快速充填及粗碎屑混雜堆積為主，顆粒分選差、磨圓度低，儲層物性差；AG4段是裂谷盆地初次湖泛時期的沉積產(chǎn)物，水域展布面積增大但有限，泥質(zhì)含量增高，以泥巖與砂巖互層為特點；AG3段沉積于凹陷水退期，發(fā)育一套向上變粗的反粒序砂巖，以細砂巖、粉砂巖為主，儲層物性差；AG2段發(fā)育于裂谷盆地最大湖泛時期，以泥巖沉積為主，泥巖分布廣而穩(wěn)定；其后凹陷再次經(jīng)歷水退，沉積了AG1段，一般以砂巖與薄層泥巖互層為特點，砂質(zhì)含量高。

巖性油氣藏一般圍繞最大湖泛時期地層發(fā)育，靠泥巖側(cè)向封閉和直接供烴成藏，以泥質(zhì)含量多為有利條件，砂地比在0.2～0.4是巖性圈閉發(fā)育的有利范圍帶[15]。

AG2段沉積于最大湖泛時期，泥質(zhì)含量最高，砂地比低，砂泥呈韻律變化，泥巖分布穩(wěn)定，灰黑色厚層塊狀泥巖發(fā)育，是已證實的烴源巖，在合適的沉積相帶、砂泥巖良好匹配處易形成巖性油氣藏。初次湖泛期沉積的AG4段也具備發(fā)育巖性圈閉的可能性，GR值較高且變化幅度大，RD值較高，反映了初次湖泛時期泥質(zhì)含量增多、但泥質(zhì)不純的特點；井資料較少，缺乏巖心及地球化學資料，且埋藏較深，儲層發(fā)育條件較差，巖性油氣藏發(fā)育的可能性次之。

AG3段及AG1段均沉積于水退時期，泥質(zhì)含量較AG2段及AG4段少，砂泥韻律變化不規(guī)律，形成巖性圈閉的可能性低于AG2段及AG4段。AG5段形成于裂谷初始裂陷期，泥質(zhì)含量少，顏色以棕褐色、紅色為主，砂巖粒度粗，難以形成巖性圈閉。

綜上所述，認為AG2段是Fula凹陷巖性油氣藏發(fā)育的最有利層段。

2.2 巖性油氣藏區(qū)帶平面劃分

“構(gòu)造—層序成藏組合”的巖性油氣藏區(qū)帶聚集理論認為：在一定的構(gòu)造古地理背景下充填的沉積層序及其體系域構(gòu)成有成因聯(lián)系的生儲蓋系統(tǒng)，在后期構(gòu)造、成巖演化和成藏過程中形成儲集體、圈閉和油氣藏,它們具有相似的成藏條件和油氣分布規(guī)律[16]。立足“構(gòu)造—層序成藏組合”巖性油氣藏區(qū)帶聚集理論，本次研究利用主要勘探目的層AG2段的構(gòu)造頂面圖、有效烴源巖分布圖、沉積相圖及油氣勘探成果圖進行“四圖疊合”,綜合評價油氣有利區(qū)帶。

2.2.1 構(gòu)造背景

Fula凹陷在平面上發(fā)育多級斷層。東部地區(qū)斷層以西掉為主，西部地區(qū)斷層以東掉為主，中部地區(qū)是東西兩端斷層交會處。

除南部邊界斷層外，F(xiàn)ula凹陷內(nèi)所有一級邊界斷層及二級斷層在Abu Gabra組沉積期均為同沉積斷層，共同控制了凹陷主體構(gòu)造形態(tài)。凹陷南部邊界斷層發(fā)育于第二期斷坳旋回，對Abu Gabra組沉積沒有控制作用（圖1）。

Abu Gabra組整體上呈現(xiàn)西厚東薄、從西南向東北方向逐漸減薄至尖滅的特點。在剖面上從北向南，F(xiàn)ula凹陷Abu Gabra組主要可以分為4種構(gòu)造結(jié)構(gòu)（圖5）。

圖5 Fula凹陷Abu Gabra組構(gòu)造剖面圖（剖面位置見圖1）

北部地區(qū)（A—A＇為例）：構(gòu)造平緩，整體呈西陡東緩，以東掉斷層為主，地層沉積較薄，以地層傾向與斷層傾向相反為特點。

中部地區(qū)（B—B＇為例）：是東西兩組斷層交會處，斷層在剖面上組合豐富，發(fā)育反Y字形組合及地塹、地壘組合等，反向斷塊的發(fā)育形成了東部斷壘和多個次級小洼陷，不利于物源向西部凹陷中心的快速進積，使得構(gòu)造變化較緩。

受東部、西部兩邊界斷層夾持的南部地區(qū)（C—C＇為例）：由于西部邊界斷層活動較東部邊界斷層更加強烈，形成了西陡東緩的不對稱地塹結(jié)構(gòu)。西部邊界斷層活動造成西部斷裂坡折帶緊鄰西部邊界發(fā)育。東部斜坡帶發(fā)育同沉積斷裂引起的斷階結(jié)構(gòu)，形成多級斷裂坡折帶；西部陡坡帶發(fā)育凹陷沉降中心。

受南部、西部兩邊界斷層夾持的南部地區(qū)（D—D＇為例）：由于南部邊界斷層為后期斷層，凹陷沉積作用只受東部邊界同沉積斷層控制，整體呈東陡西緩的單斷斷超式構(gòu)造結(jié)構(gòu)，沉降中心靠近東部陡坡帶，沉降中心與Baleela區(qū)方向凹陷外構(gòu)造隆起相連，使得南部Baleela區(qū)方向發(fā)育地形坡折帶。

從構(gòu)造角度出發(fā)，認為Fula凹陷南部地區(qū)的巖性圈閉發(fā)育條件較好。北部地區(qū)，地層沉積較薄，并且中部地區(qū)地壘的發(fā)育對東部沉積體的快速進積造成影響，使得地形趨緩。南部地區(qū)，地層沉積較厚，且發(fā)育多級斷裂坡折帶和地形坡折帶，在物源供應充足的情況下，易于多級次優(yōu)質(zhì)扇體的發(fā)育，斷層下盤沉積臨近沉降中心，易于砂體和泥巖之間的匹配，更容易形成巖性圈閉[17]。凹陷西部陡坡帶，受西部邊界斷層持續(xù)控制，沉積厚度大，易發(fā)育扇體及重力流沉積，也是巖性圈閉發(fā)育的有利位置。

2.2.2 沉積特點

AG2段在平面上共發(fā)育了4個沉積體系，分別為西部的Jake區(qū)扇三角洲前緣、東北部的Moga區(qū)曲流河三角洲前緣、東部的Fula區(qū)濱淺湖及東南部的Baleela區(qū)曲流河三角洲前緣[18-20]（圖6）。

圖6 AG2段沉積相模式圖（據(jù)文獻[4]修改）

Jake區(qū)發(fā)育扇三角洲前緣相帶，靠近西部邊界大斷層，坡降較大，近物源，相帶較窄。在巖心照片中可見沉積物分選較差，存在礫石發(fā)育，礫石磨圓中等，個別礫石直徑可達7～8cm，并發(fā)育水下分流河道沖刷面。錄井資料顯示，Jake區(qū)扇三角洲前緣相泥巖顏色以灰色、深灰色、綠色為主，總體呈還原色。測井曲線上自然伽馬值較高，齒化嚴重，曲線形態(tài)以齒化箱形為主，亦可見鐘形或齒化鐘形，漏斗形和復合形十分少見[4]，整體表現(xiàn)出砂泥巖混雜快速堆積的特點（圖7a）。

Moga區(qū)發(fā)育曲流河三角洲前緣相帶，沉積于波基面以上的濱淺湖地帶，相帶展布大，砂質(zhì)含量高，砂地比為0.1～0.5，測井曲線上自然伽馬值相對較低，變化幅度較大，存在齒化現(xiàn)象，曲線形態(tài)以漏斗形、鐘形或復合形為主，反映了砂泥互層的特點（圖7b）。受反向斷塊的作用，東部發(fā)育多次級小洼陷，構(gòu)造變化較緩，物源多次卸載，使靠近凹陷中心處砂地比低，孔隙度變小。

Baleela區(qū)發(fā)育曲流河三角洲前緣相帶，砂地比在0.1～0.2左右，泥質(zhì)含量較高。據(jù)僅有的B-1井測井資料顯示，塊狀砂巖發(fā)育，孔隙度較高。測井曲線形態(tài)自下而上表現(xiàn)為鐘形—箱形組合，反映了水下分流河道沉積特點（圖7c）。

Fula區(qū)發(fā)育濱淺湖相帶，在波浪、湖流作用下搬運碎屑物沉積，局部發(fā)育灘壩砂體，測井資料顯示其砂地比低，垂向上泥質(zhì)含量高，砂體厚度一般較小，物性較差。灘壩砂體一般規(guī)模較小，但常呈砂體群出現(xiàn)，具有橫向連片、縱向疊置的特點，砂體上下被泥巖包圍，在物性較好的有利地區(qū)，可形成透鏡體油氣藏（圖7d）。

圖7 Abu Gabra組沉積特征圖

2.2.3 烴源條件

Abu Gabra組是Fula凹陷的主力烴源巖層，具有有機質(zhì)豐度高、干酪根類型好的特點。

AG2段有機碳含量平均達2.30%，干酪根類型主要為Ⅰ—Ⅱ1型，是已證實的好—極好烴源巖[21-24]。本文以總有機碳含量0.6%為有效烴源巖標準[25]，采用ΔlgR方法計算并用地球化學數(shù)據(jù)標定的方法確定有效烴源巖的展布特點[26]。由于地球化學數(shù)據(jù)有限，主要通過擬合B-1井、FN-4井、F-1井及Azaq SW-1 4口井的Ro與深度的關(guān)系，估算出Abu Gabra組在2100～2500m進入生烴門限。本次以2500m為生烴門限，最終確定出AG2段成熟烴源巖展布范圍及供烴最有利區(qū)帶。

從圖8可以看到，AG2段烴源巖厚度從50～550m變化不等，生烴中心在凹陷的偏西南部。成熟烴源巖主要分布在Jake區(qū)、Keyi區(qū)、Bara區(qū)、Baleela區(qū)、FW區(qū)及Fula區(qū)附近，厚度約為150～550m。Moga區(qū)烴源巖成熟度低且厚度較薄。

圖8 Abu Gabra組AG2段烴源巖厚度展布圖

3 巖性油氣藏有利區(qū)帶評價

基于本文上述認識及“四圖疊合”區(qū)帶評價方法，并綜合考慮埋深、鉆井數(shù)量與地震資料品質(zhì)影響帶來的不確定性等因素，對Fula凹陷AG2段進行巖性油氣藏有利區(qū)帶評價。研究認為，Jake區(qū)是巖性油氣藏勘探的最有利區(qū)帶，為Ⅰ類有利區(qū)帶；Baleela區(qū)為Ⅱ類有利區(qū)帶；Moga區(qū)為Ⅲ類有利區(qū)帶；Fula區(qū)巖性油氣藏勘探潛力有限（表1、圖9）。

Jake區(qū)位于西部一級邊界同沉積大斷層下降盤，是繼承性洼陷帶，發(fā)育扇三角洲前緣相帶，扇體砂地比適中，砂泥巖交互。其前緣相的水下分流河道是巖性油氣藏發(fā)育的有利相帶，當水下分流河道下切于湖相泥巖，側(cè)向受泥巖包裹可形成巖性圈閉。當河道下切力度較強，可在臨近構(gòu)造凸起翼部形成砂巖上傾尖滅型巖性圈閉。扇三角洲砂體在重力作用下搬運堆積可形成濁積扇，并夾持于暗色泥巖中，油源供給充足，也是巖性油氣藏發(fā)育的有利相帶。在Jake區(qū)已有構(gòu)造油氣藏發(fā)現(xiàn)，證明了其斷層輸導和封堵的有效性，當封閉型斷層與砂泥巖有效匹配，亦可形成構(gòu)造—巖性油氣藏。Jake區(qū)目的層埋深在3000m左右，三維地震資料覆蓋，在三維地震屬性分析剖面上能發(fā)現(xiàn)一些濁積體滑塌跡象，預示了巖性圈閉的勘探潛力（圖9、圖10），認為是巖性油氣藏發(fā)育的最有利區(qū)帶。

Baleela區(qū)位于凹陷南部，發(fā)育曲流河三角洲前緣相帶，扇體相帶寬。古沉積期，地形坡折帶發(fā)育，地形變化快。在低水位期，坡折帶下傾方向常是低位體系域扇體發(fā)育區(qū)，由于坡折上下沉降的差異使得扇體增厚，沉積韻律增多。由于地形變化迅速，多發(fā)育滑塌體，可形成透鏡體巖性圈閉。在高水位期，坡折是深湖和濱淺湖的分界。坡折帶上傾方向水下分流河道砂及分流河口沙壩內(nèi)也可發(fā)育透鏡體巖性圈閉。Baleela區(qū)砂體位于凹陷生烴中心邊緣，油源充足，總體認為其具有較大的巖性油氣藏發(fā)育潛力。Baleela區(qū)及其前端埋深平均在2200m以下，只有1口鉆井，缺乏三維地震資料且尚無油氣發(fā)現(xiàn)，因此雖具潛力，但具有較大的不確定因素。

表1 AG2段巖性油氣藏區(qū)帶評價綜合分析表

Moga區(qū)位于凹陷中部，主要發(fā)育曲流河三角洲前緣相帶。多級斷壘和次洼的發(fā)育，阻礙了物源的快速進積，使得構(gòu)造變化較緩，沉積物分異徹底，在靠近生烴中心處砂地比較小，以粉砂巖和泥巖沉積為主，孔隙度較小，油氣充注效果不好。在局部有利相帶，如前緣水下分流河道及分流河口沙壩內(nèi)可能發(fā)育巖性油氣藏。在Moga區(qū)已有構(gòu)造油氣藏發(fā)現(xiàn)，證實了其斷層輸導和封堵的有效性，臨近生烴中心，配合斷層可形成構(gòu)造—巖性油氣藏。Moga區(qū)目的層埋深約1500m左右，鉆井數(shù)目多且有三維地震資料覆蓋，資料較豐富?？傮w認為，具有一定巖性油氣藏勘探潛力。

圖9 Abu Gabra組AG2段“四圖疊合”巖性油氣藏區(qū)帶評價綜合圖

圖10 Jake區(qū)AG2段地震屬性分析（剖面位置見圖9）

Fula區(qū)主要位于斷裂坡折帶上盤，主要沉積灘砂、壩砂等致密砂巖，物性差，離物源稍遠，地震資料品質(zhì)不好，總體認為其巖性油氣藏潛力有限。

4 結(jié)論

（1）源內(nèi)Abu Gabra組油氣成藏組合發(fā)育Fula凹陷內(nèi)唯一的有效烴源巖，在其沉積時期，經(jīng)歷了多期構(gòu)造及水進水退運動，具有西南低、東北高的構(gòu)造特點，平面上多凸多洼，發(fā)育多種沉積體系，包括扇三角洲相、曲流河三角洲相及濱淺湖相，由烴源巖直接接觸供烴，為巖性油氣藏發(fā)育創(chuàng)造了有利條件。

（2）在縱向上將源內(nèi)Abu Gabra組油氣成藏組合劃分為5個三級層序，綜合分析各層序沉積特點并結(jié)合巖性油氣藏發(fā)育特點，認為最大湖泛時期沉積的AG2段為巖性油氣藏發(fā)育最有利層段。

（3）在平面上對AG2段4個沉積體系進行評價，認為Jake區(qū)扇三角洲前緣相帶是目前巖性油氣藏勘探的最有利區(qū)帶，有利砂體類型為水下分流河道及濁積扇；Baleela區(qū)地形坡折帶附近的曲流河三角洲前緣相帶次之，有利砂體類型為低位扇、水下分流河道及分流河口沙壩；Moga區(qū)曲流河三角洲前緣再次之，有利砂體類型為水下分流河道及分支河口沙壩，儲層物性是成藏主控因素；Fula區(qū)斷裂坡折帶上盤濱淺湖灘壩的巖性油氣藏勘探潛力有限。

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Play evaluation on lithologic reservoirs in hydrocarbon-rich sags in Sudan: a case study on Fula sag, Muglad Basin

Liu Shuwen, Li Zhi, Pan Xiaohua, Ke Weili, Hu Shengfu, Zhang Xinshun
(PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development)

The Fula sag in the Muglad Basin is a hydrocarbon-rich sag in a passive continental rift basin. Currently, its exploration focuses on lithologic traps. According to the “sag-wide oil-bearing theory” and the “tectonic-sequence zone accumulation theory”, the matching relationship among structures, sedimentations, effective source rocks and migration conditions in third-order sequences of Fula sag was analyzed comprehensively by means of “four-map overlying” play evaluation method for lithologic reservoirs. Then, combined with existing oil and gas discoveries, the favorable plays of lithologic reservoirs in the Fula sag were predicted. It is indicated that AG2 Member of Abu Gabra Formation is the most favorable interval for the development of lithologic reservoirs, and the fan delta front within the Jake area is currently the most favorable lithologic reservoir exploration zone, followed by the meandering delta front within the Baleela area and then the meandering delta front within the Moga area. The lithologic reservoirs at the upper wall of fracturing slope break belt in the Fula area are limited in exploration potentials.

Sudan, Muglad Basin, Fula sag, lithologic trap, Abu Gabra Formation, play evaluation, sedimentary sequence

TE112.3

A

國家科技重大專項“海外重點探區(qū)目標評價與未來領(lǐng)域選區(qū)選帶研究”（2016ZX05029005）；中國石油天然氣集團公司科技攻關(guān)項目“海外油氣勘探資產(chǎn)評價與結(jié)構(gòu)優(yōu)化研究”（2016D-43）。

劉淑文（1992-），女，黑龍江大慶人，在讀碩士，主要從事油氣勘探區(qū)帶與目標評價研究工作。地址：北京市海淀區(qū)學院路20號，郵政編碼：100083。E-mail：lynnbooke@outlook.com

2016-09-18；修改日期：2017-02-20

10.3969/j.issn.1672-7703.2017.02.011