裂谷盆地是世界的重要含油气盆地类型之一，比如渤海湾盆地、西西伯利亚盆地、Muglad盆地等。据统计，截止2010年，在全球裂谷盆地中发现大型油气田(>5亿桶)231个，占全球大型油气田发现比例近30%。中国学者针对渤海湾盆地进行了大量的研究工作，发现多种砂体沉积类型和储层发育机制(林畅松等, 2000; 袁选俊和谯汉生, 2002; 冯有良和徐秀生, 2006; 周立宏等, 2017; 金凤鸣等, 2018)。1996年，中国石油进入苏丹/南苏丹Muglad盆地进行勘探工作，该盆地属于中西非裂谷系中新生代被动裂谷盆地，勘探重点是下白垩统上部Bentiu组地层(童晓光等, 2004; 窦立荣等, 2006)。随着勘探的深入，下白垩统下部AG组地层逐渐成为勘探重点。目前针对Muglad盆地Fula凹陷AG组断陷期沉积体系研究较多(薛良清等, 2004)，比如关于Fula凹陷西部AG组就有发育扇三角洲(吴冬等, 2015)和浅水三角洲(陈诚等, 2016)两种认识。关于Sufyan凹陷AG组沉积研究仅见1篇报道(王宇喆, 2017)，多数是对其构造和含油气系统的研究(张亚敏, 2007; 赵艳军等, 2008; Zhang and Gu, 2009; 曹华, 2016; 黄彤飞等, 2017; Yassin et al., 2017; 杨仓等, 2017)。

Sufyan凹陷具有不同于Muglad盆地其它凹陷的含油气系统，AG组为其主要勘探目的层，其它地区则以Bentiu组和Aradeiba组为主力油层(王国林等, 2018)。随着勘探的逐步展开，其沉积体系和优质储层发育特征成为油气勘探的主要制约因素。本文基于最新的岩心观察结果，结合多种地质与地球物理资料，以期研究建立其下白垩统AG组沉积体系，明确优质储层发育规律。

Muglad盆地属于中西非裂谷系，面积约16万平方千米，是该盆地群中最大的一个，在中非剪切带的右旋剪切应力场背景下拉张形成(Genik, 1993; 范迎风等, 2002; 魏永佩和刘池阳, 2003)，为典型被动裂谷盆地(童晓光等, 2004; 王国林等, 2018)。Sufyan凹陷位于盆地西北缘，有效面积近2400km²(黄彤飞等, 2017; 图 1)。Sufyan凹陷自南向北表现为南断北超，可以划分为三个(亚)二级断裂构造带，即南部断裂洼陷带、中央断裂构造带和北部断裂构造带，呈现东西分区、南北分带的构造格局(赵艳军等, 2008)。前人认为Sufyan凹陷是走滑-拉分盆地(张亚敏, 2007; Yassin et al., 2017)，其走向与北部中非剪切带一致，为近E-W向菱形展布(黄彤飞等, 2017)，盆地其它凹陷多为NW-SE或近S-N向展布，比如Fula凹陷、Kaikang槽等(吴冬等, 2015; 王国林等, 2018)。

图 1

Fig. 1

图 1 Muglad盆地Sufyan凹陷构造纲要及位置图(a, 据王国林等, 2018修改) Fig. 1 Structural sketch and location map of Sufyan sag, Muglad Basin (a, modified after Wang et al., 2018)

Muglad盆地Sufyan凹陷经历了三期“断坳”演化(黄彤飞等, 2017)，但不同于Fula等凹陷，Sufyan凹陷第一期(早白垩世)断陷作用强，发育了巨厚的AG组，其后两期断陷作用较弱。发育的NEE向大断裂控制了盆地的形态，后期继承发育的NWW向断裂控制了盆地构造带的分布，两组断裂的发育与中非剪切带早白垩世右旋走滑和晚白垩世左旋走滑有关(范迎风等, 2002)。Muglad盆地第二断陷期发育了较厚Darfur群，为区域盖层，和下覆Bentiu组组成了主力成藏组合(童晓光等, 2004)。Sufyan凹陷第二断陷期较弱，Darfur群相对较薄，难以形成区域盖层，主要油藏位于AG组内部构成了自生自储成藏组合。

根据前人研究，AG组相当于一个二级层序，可进一步划分为5个三级层序(图 2)，其中AG组2段为Muglad盆地主要烃源岩层系，也是Sufyan凹陷主要的含油气层系(曹华, 2016; 黄彤飞等, 2017; 李威等, 2018)。白垩纪Muglad盆地位于低纬度地区，早白垩世AG组沉积期古气候为干旱-半干旱环境，发育干热的盐湖环境，晚白垩世古环境逐渐变为暖-湿(Myers et al., 2011; Myers, 2013; 图 2)。该时期凹陷北临West Babanusa凸起、东临Nugara东部次凹、南部以Tomat凸起与Nugara西凹相隔，西部没有明显的隆起区(图 1a)，北部为整个盆地的外物源，Tomat凸起为盆地内物源。AG组时期由于构造幕式活动造成湖平面变化而沉积不同岩性(湖平面曲线见图 2)，AG组可细分为AG5到AG1五个部分，AG5段为凹陷裂陷初期，以砂砾岩沉积为主，向上泥岩段增加；AG4段发育泥包砂特征，以高导泥岩为特征，发育湖侵；AG3段湖退，砂岩沉积增加；AG2段断层再次活动，湖平面上升，可容纳空间增加，发育最大湖泛面，沉积了厚层的泥岩，夹薄层砂；AG1段湖平面逐步下降，进入断陷后期和断坳转换期，整体呈反旋回，GR基线明显高于Bentiu组(图 2)。根据目前油气成藏系统研究，AG2段发育Sufyan凹陷的主力烃源岩，埋藏相对适中，根据沉积和含油气特征，可分为5个砂层组AG2A-2E，其中AG2B含油气最为丰富(图 2)。本次研究是基于详细的岩心观察、测井相、录井资料、地震相等分析，结合构造演化对可容纳空间变化的控制变化，优选Sufyan凹陷AG组2段内部AG2B(相当于4级层序)，研究其沉积相演化过程，分析发育的沉积亚相、微相类型和南部两侧三角洲发育模式，探讨优质储层发育规律和油气勘探潜力。

图 2

Fig. 2

图 2 Muglad盆地Sufyan凹陷综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive map of Sufyan sag, Muglad Basin

物源区分析对于一个沉积盆地来说至关重要，弄清楚其主要物源区对于古地理分析、沉积模式的建立和后续储层预测十分关键(汪正江等, 2000; 徐亚军等, 2007; 杨仁超等, 2013)。从周缘地质条件上来看，Sufyan位于Muglad盆地最北部，是离中非走滑断裂带最近的一个凹陷，盆地呈现E-W走向(图 1)，与中非走滑断裂带一致，其向北一带都为其主力物源区，也是Muglad盆地的外物源，野外露头研究认为北部物源区岩性以花岗岩为主，还有片麻岩、石英岩等变质岩。Sufyan凹陷东部与Nugara东次凹相连，无明显物源区，西部无规模隆起，能够提供很少量的物源，根据D-1井钻探结果看，物源供给量有限。南部以Tomat凸起与Nugara西凹陷隔开。位于Tomat凸起最高点的一口钻井揭示其现今保留了近900m厚的地层，井震结合认为其中近300m厚的沉积地层为AG组，其岩性为细-极细粒砂岩、棕红色泥岩、中-粗粒厚层砂岩、棕红色泥岩、细-极细粒砂岩、绿灰色泥岩，说明在AG组沉积期多数时间Tomat凸起位于水下，为浅水沉积环境，薄片鉴定确认发育了丰富的中粒长石石英杂砂岩，分选中差，磨圆中差，基质支撑。钻遇的基底岩性鉴定为片麻岩，长石和石英含量85%，黑云母含量15%，粒经0.2~0.6mm。因此，Tomat凸起作为Sufyan和Nugara凹陷之间的分割带，提供物源能力有限(图 1a)。

AG2段总体来看处于AG组沉积期最大湖平面时期(图 2)，是一个相对完整的湖侵-湖退的沉积旋回(图 3)。从S-2井的AG2段沉积特征来看，AG2下部是灰色细粒-极细粒砂岩，向上变为深褐色泥页岩和细砂岩互层，中间达到最大湖平面，为大段深褐色泥页岩沉积，夹一套中粒砂岩沉积，岩心观察认为是重力流远岸扇沉积，最后变为深褐色与细砂岩互层，见灰绿色泥岩。整体AG2的旋回性十分清晰，其深色的泥岩也是Sufyan凹陷主力烃源岩。该段主要发育了浅湖相、半深湖、三角洲前缘相、重力流沉积等，基本代表了Sufyan凹陷的主要沉积相类型。

图 3

Fig. 3

图 3 重点取心井S-2井AG2段单井相图 Fig. 3 Well S-2 single well facies map of AG2 Formation

目前Sufyan凹陷共钻探井20余口，取心井3口，都是针对AG2段进行取心，累计取心段长度30m。取心发现有典型的三角洲前缘水下分流河道、河口坝、重力流、滑塌体、半深湖等沉积特征(图 4)。典型水下分流河道为正旋回沉积，岩性从浅灰色块状粉砂岩变为浅灰色块状泥质粉砂岩(图 4a)，水下分流河道在图 4c下段也有发现，为泥质粉砂岩和粉砂质泥岩；河口坝为反旋回沉积，波状交错层理发育，生物扰动明显，从深灰色泥质粉砂岩到细砂岩，图 4a中间河口坝以半深湖相深灰色泥岩与水下分流河道隔开，泥岩段质纯，广泛分布介壳化石，介壳大小0.3×2cm，介壳化石排列不好。典型的重力流沉积形成的远端扇岩心上表现为：上下部为深灰色纯泥岩、中间夹两套中粗粒砂岩，其中下部砂岩中含砾石，砾石大小0.3×0.3cm，两套砂岩中间发育薄层深灰色泥岩层，为半深湖相中重力流形成的砂体(图 4b)，半深湖相泥岩呈深灰色，质纯，通过测井解释泥岩在该套砂层上下都还有一定的延伸，说明半深湖相发育稳定。三角洲前缘-前三角洲连接带滑塌现象在两口井中都有发现，第一段发现在S E-2井2964~2967m取心段，该段为块状细砂岩和泥质粉砂岩沉积为主，细砂岩饱含油，灰绿色泥质粉砂岩中普遍见滑塌变形层理，且发现砾石0.3×3cm，根据测井曲线解释，该段砂岩上下都为泥岩段，属于正常水下扇与滑塌碎屑流混积(图 4c)，该特征在该井另一段取心上也有发现；在另一口井S W-2井取心段上，在灰色块状中细砂岩、灰色细砂岩、灰色泥岩中普遍发育滑塌变形特征，且多发育泄水构造，根据测井解释该岩心段下部为泥岩段，总体为偏深水沉积重力流沉积(图 4d)。

图 4

Fig. 4

图 4 Sufyan凹陷典型测井相图与岩心相 此次主要选择了4个典型沉积相岩心段进行说明，每段完整岩心段垂直长度为1m，从左往右为从浅到深，比如图 4a为S-2井，岩心长度共6m，最左边1盒为3216~3218m，为向上变粗的河口坝沉积，中间1盒为3220~3222m泥岩段，最右边1盒为3222~3224m，为向上变细的河口坝沉积，中间取心泥岩段有损失；图 4b右侧岩心为局部典型现象放大 Fig. 4 Typical electrofacies and lithology map of Sufyan sag

(1) 测井相识别

利用自然伽马、自然电位、电阻率等5种测井曲线，结合取心段，在研究区进行测井相的识别，识别出典型漏斗形、箱形、钟形、指形和复合型等测井相。

曲流河三角洲水下分流河道微相测井曲线呈明显二元结构，下部大套纯块状粉砂岩表现为低自然伽马的箱形或齿化箱形(图 4a)，上部因泥质含量增加，测井曲线相应变为钟形，为向上变细的正旋回(图 4c)。

重力流沉积形成的远端扇测井相为典型的箱形特征，S-2井取心段展示该远端扇上下部分都为大套的泥岩沉积，岩心显示为深灰色泥岩(图 4b)，而扇体的砂体粒度为中粗粒，见砾石，其粒度远比三角洲前缘相粗，显示其为典型的事件沉积，推测为洪水期的重力流作用形成。

曲流河三角洲前缘滑塌变形部分在测井上显示为复合测井相特征(图 4c)，下部为齿化钟形块状中细砂岩，中部为齿化漏斗形砂泥互层沉积，上部为指形泥岩，泥岩变形严重(图 4d)。

湖相环境下一般为湖泥沉积为主，夹薄层砂岩或粉砂岩，测井曲线多为指形，反应滨浅湖环境中砂泥岩间互沉积，如以泥岩为主一般为半深湖-深湖环境(图 4b)。

(2) 地震相识别

地震构型较好反映了沉积体系，本文主要应用地震构型开展地震相研究。Sufyan凹陷AG组2段发育了舌形、楔形、席状平行-亚平行、杂乱等地震相(表 1)。位于N-1井附近的剖面1，主要是中低频、中强振幅、中连续、平行-亚平行地震相，对应为曲流河三角洲前缘相带，相对较平的舌形，录井显示为浅灰色-灰绿色泥岩和细砂岩为主。剖面2位于凹陷西南缘，为低频、中-弱振幅、弱连续、杂乱地震相，外形呈楔形，代表近源形成的近岸水下扇或辨状河三角洲前缘相。剖面3位于凹陷南缘东侧，为中-高频、中-强振幅、中-强连续、亚平行地震相，叠瓦状外形，代表近源形成的近岸水下扇或辨状河三角洲前缘相。凹陷南部唯一钻井S S-1井揭示AG组2段以灰黑色、黑褐色泥页岩和细砂岩、粉砂岩为主，反应沉积环境较深。剖面4位于S-2井附近，其低频、中-弱振幅、高连续、亚平行相，反映典型的半深湖相席状沉积，钻井解释其发育深灰色泥岩，部分深色泥岩中夹中-粗粒砂岩，为重力流沉积结果(表 1)。

表 1

Table 1

表 1(Table 1)

表 1 Sufyan凹陷AG2段地震相与沉积相综合解释图版(剖面位置见图 1b) Table 1 AG2 seismic facies and sediment facies synthetic interpretation chart of Sufyan sag (profile seen in Fig. 1b)

表 1 Sufyan凹陷AG2段地震相与沉积相综合解释图版(剖面位置见图 1b) Table 1 AG2 seismic facies and sediment facies synthetic interpretation chart of Sufyan sag (profile seen in Fig. 1b)

(1) 剖面沉积相特征

结合地震剖面和钻井，进行了AG2段地震-沉积相的解释(图 5)。从北向南，从三角洲-滨浅湖相(前积-亚平行反射)到中间半深湖相杂乱反射的远端扇，到南部半深湖-近岸水下扇(楔形-前积反射)，展现了盆地从北部到南部的演化特征。从录井上来看，盆地最北部的S N-1井AG2B砂地比为5.5，泥岩为灰色-灰绿色，偶见深灰色，加薄层细砂，总体水体较浅，总体为滨浅湖相；H N-1井AG2B砂地比为18，泥岩为中灰色，偶见深灰色，砂岩以极细-中粒砂岩为主，以细砂岩为主，少量极细砂岩，偶见中粒砂岩，次圆-圆，中等-好分选，为三角洲前缘相；H-1井AG2B砂地比为24，泥岩为深灰色，偶见灰色，砂岩以细-粉砂岩为主，见少量中粒，次圆-圆，中等分选，为三角洲前缘相，与H N-1比其处于同一断层上盘(下降盘)，沉积环境更深，可容纳空间增大(图 1b)；S W-2井AG2B亚段砂地比为30.7，泥岩为深灰色，偶见灰色，砂岩以细-粉砂岩为主，见少量中粒，次圆-圆，中等-好分选，油气显示好，为三角洲前缘相，与H-1井比，其处于另一断层的上盘(下降盘)，水体更深，可容纳空间更大，为三角洲前缘滑塌和重流流发育的区域；S S-1井位于Sufyan凹陷南部边界断层下降盘，紧邻断层，不受系列南掉断层的控制，受控于南部边界大断层，其AG2B亚段砂地比为45.7，发育灰色-深灰色泥页岩，以极细-细砂岩为主，偶见中粒砂岩，次圆-圆，分选好，为辨状河三角洲前缘相或近岸水下扇，该井的位置目前是井钻遇AG组沉积地层最厚的位置，紧邻南部Tomat凸起带，深断裂使其具有较大的可容纳空间，离物源近，但是其砂岩的分选性却很好，可能与水下搬运有关。

图 5

Fig. 5

图 5 Sufyan凹陷AG2段典型地震相及沉积解释(剖面位置见图 1b) Fig. 5 Typical seismic profile and sediment facies interpretation of Sufyan sag (profile seen in Fig. 1b)

(2) 三维区平面属性特征

Sufyan地震资料主频低，仅为15Hz，纵向上仅能分辨AG组内部40m左右厚的砂层，而实际钻井结果表明，AG组内部砂层厚度为2~4m，因此常规储层预测方法难以满足AG组砂体预测的需要。由于研究区钻井较少，已有钻井密度无法满足统计学反演的统计需求，因此本次研究采用分频反演作为高精度趋势控制的统计学反演手段，对反演得到的波阻抗体制作沿层切片，显示最小采样间隔的沉积特征，通过沿层切片的形式，以期展示和研究系列沉积变化规律。图 6是三维工区AG2B亚段的一张砂体概率分布图(三维工区位置见图 1b)，高波阻抗(红色)是对砂体的响应，低波阻抗(深蓝色)是对泥岩的响应。本次选了两张图，分别代表AG2B相对低水位期(图 6a)和高水位期(图 6b)。相对低水位期凹陷中砂体分布范围较广，但砂体具有平面分布不均匀、变化快、非均质性强的特点，这点在垂向上反应也比较明显，频繁的砂泥互层，与多期三角洲前缘叠加沉积的特点相符合(图 6a)；高水位期，砂体分布的范围基本与低水位期相当，但是砂体分布面积明显变小(图 6b)。

图 6

Fig. 6

图 6 Sufyan凹陷三维区AG2B亚段砂体概率分布图(位置见图 1) Fig. 6 3D area sand body probability distribution diagram of Sufyan sag AG2B Sub-formation (location seen in Fig. 1b)

(3) 平面沉积相图

基于岩电震综合研究，形成了对于AG2B亚段的沉积相展布的认识，完成了AG2B相对低水位期和高水位期沉积相图(图 7a, b)。断陷湖盆具有近物源、多物源、相变快的特点，此次的岩心观察发现Sufyan北部物源供给的沉积物中砂岩主要是以细砂岩和粉砂岩为主，3口取心井中只有S-2井在第二段岩心中见到了累计厚度近3m的中粗粒砂岩，夹在暗色泥岩中(图 4a)。从地震相上看，前积特征也不太典型，单井相上砂地比在5.5%~30.7%之间，综合判断北部发育曲流河三角洲相，发育凹陷的主物源，在洪水期发育的砂体，三角洲前缘砂体的滑塌与多期断层耦合关系较好(图 7a, b)，断层控砂作用明显。

图 7

Fig. 7

图 7 Sufyan凹陷AG2B亚段平面沉积相图 Fig. 7 Plane facies map of Sufyan sag AG2B Sub-formation

Sufyan凹陷南部Tomat凸起带位于两个凹陷之间，研究Tomat-1井发现，其上面沉积了300m厚的AG组，说明该隆起区部分时间是在水下的，从泥岩的颜色偏红来看，水体较浅。位于南部边缘的S S-1井的砂地比为45.7，高于北部几口井，但其砂岩沉积粒度偏细，以细粒-极细粒砂岩为主，分选好，泥岩颜色深，发育环境类似扇三角洲，综合判断凹陷南缘发育辨状河三角洲前缘相或近岸水下扇，不排除沉积物在水下的再次搬运和淘洗作用。另外，凹陷西部长轴物源方向也发育小规模的曲流河三角洲，为次物源。

陆相湖盆沉积充填和构造演化息息相关。前人认为Sufyan凹陷为菱形的走滑-拉分凹陷，其形成受到中非裂谷系的张扭应力和Muglad盆地的张性应力共同影响(Yassin et al., 2017)。凹陷沉积中心位于中南部，靠近南部大断裂，总体呈北缓、南陡的结构(图 7)，按照传统三角洲发育模式(薛良清和Galloway, 1991)，认为南部发育扇三角洲沉积，北部发育辨状河三角洲模式。经过我们对AG组的构造恢复研究，发现目前Sufyan凹陷裂陷初期为典型的双断模式，为基本对称的地堑模式(黄彤飞等, 2017)，南北两条最大的断层F1和F3在AG组5段时期相当，北部在AG2期高水位期逐步演化成缓坡沉积，使得Sufyan凹陷具有了北部缓坡、南部陡坡的特征。随着构造的演化，向北出现新的断层，并沉积了AG4-3段地层。到了AG2时期，又进入高水位期(图 2)，从Tomat-1井的钻井分析来看，该时期南部隆起应该是大部分时间处于水下，虽然物源区到凹陷区距离较近，但是不具备大规模沉积物直接入湖形成扇三角洲的条件，而更符合辨状河三角洲沉积模式，在Tomat凸起处于水下时期，也会由于水流的作用搬运一些沉积物。另外，考虑到该时期Sufyan地区属于干旱-半干旱沉积环境(Myers et al., 2011; Myers, 2013)，其物源的陆上打碎、磨圆和搬运，风也能起到相当大的作用。在AG时期，凹陷北部的物源一直持续存在，物源区岩性主要是花岗岩为主，总体物源区地形较缓，发育曲流河三角洲相，断层连接处容易发生滑塌和重力流沉积，断层下降盘容易形成远端扇，具有较好的物性(图 8)。研究发现，断陷湖盆一般缓坡带在高水位期发育正常三角洲、低水位期发育辫状河三角洲(李思田等, 2002)，此次研究认为AG2B北部整体高水位期发育曲流河三角洲。

图 8

Fig. 8

图 8 Sufyan凹陷AG2段沉积模式图 Fig. 8 Depositional model of Sufyan sag AG2 Formation

目前看Sufyan凹陷主要的沉积微相类型包括三角洲前缘水下分流河道、河口坝、远端扇、水下扇等，北部断裂对于砂体沉积的控制和调节作用十分明显(图 4a、图 7a)，凹陷中部F2到F3断层部分应该是储层发育的最佳位置，与凹陷烃源岩发育区也不远，是最佳的勘探区带，这个区带同时也是岩性圈闭发育的良好区带，具备缓坡和物源稳定供给等优势(图 8)。特别是断层控制的重力流扇体，一般具有近油源、直接与生油岩接触或被生油岩包裹，具有优越的成藏条件和储盖组合，是重要的勘探领域和目标(袁选俊和谯汉生, 2002)。另外，南部F1断裂带附近砂体比较高，近烃源区，储层条件也较好，具备发育大油气田的基础，可以作为风险勘探的重点区带。

(1) Sufyan凹陷下白垩统初始裂陷阶段为典型的双断模式，到AG2段最大湖泛期逐步形成了“北缓、南陡”的沉积特征，北部物源作为Muglad盆地外物源，也是Sufyan凹陷的主物源；南部Tomat凸起为盆地内物源和次要物源之一。

(2) Sufyan凹陷AG2段主要发育了三角洲前缘水下分流河道、河口坝、重力流、滑塌体、半深湖泥等沉积微相类型，北部为曲流河三角洲沉积，南部为非典型辨状河沉积。沉积相类型的发育受到断裂发育的控制，具有明显的耦合关系。

(3) Sufyan凹陷中部构造带具有近烃源岩、储层发育的优势，不但是构造圈闭发育的重点区域，也是岩性体发育的有利地区，可作为勘探的重点区域。

致谢      本文在编写过程中得到了中国石油勘探开发研究院张光亚教授、肖坤叶教授、毛凤军、姜华、史艳丽、中国地质大学(北京)王海荣博士的指导和帮助，在此表示衷心感谢！