南非Orange海盆白垩系烃源岩成熟度与一维盆地模拟：对深水油气勘探潜力的启示

针对南非Orange海盆油气勘探程度低、资源潜力不明的现状，研究人员通过23个烃源岩样品的地球化学分析和4口井的一维盆地模拟，揭示了白垩系Turonian-Coniacian层段烃源岩TOC(0.53-1.89 wt.%)与低硫含量(0.21-1.18 wt.%)特征，确认其以III型干酪根为主且处于低成熟阶段，结合盆地演化史提出该区域存在3套油气系统的勘探前景，为南大西洋被动边缘深水区油气勘探提供了关键理论依据。

　　

南非Orange海盆作为南大西洋最具勘探潜力的被动大陆边缘盆地之一，其深水区油气资源评估长期面临数据匮乏的困境。尽管已发现Kudu和Ibhubesi等气田，但受限于勘探成本和技术瓶颈，该区域白垩系烃源岩的生烃潜力、热演化历史及其与构造活动的耦合关系仍存在重大认知空白。这直接制约着南非深水油气资源的战略开发，亟需通过系统的地球化学分析与盆地模拟研究破解勘探难题。

来自尼日利亚Usmanu Danfodiyo大学与马来西亚大学的研究团队，联合南非石油管理局(PASA)，首次对Orange海盆2-3区块白垩系烃源岩开展综合研究。通过28口井的岩屑样品Rock-Eval热解分析、有机地球化学测试，结合4口关键井的一维盆地模拟，系统重建了Cenomanian-Turonian时期的埋藏史与热演化轨迹。研究成果发表于《Journal of African Earth Sciences》，为揭示该区域油气系统形成机制提供了决定性证据。

关键技术方法
研究采用23个钻井岩屑样品进行总有机碳(TOC)和总硫(TS)含量测定，Rock-Eval热解获取S₁
(游离烃)、S₂
(热解烃)和S₃
(CO₂
)参数，计算氢指数(HI)和生烃潜力(PI)。结合镜质体反射率(Ro%)和T_max
数据评价热成熟度，利用BasinMod 1D软件模拟4口井(Cenomanian-Turonian层段最大埋深达2,110m)的构造沉降史，综合解析油气系统演化规律。

研究结果
烃源岩特征：Turonian-Coniacian层段TOC均值1.89 wt.%(17/23样品>1%)，TS含量0.21-1.18 wt.%，S₂
产率显示低生烃潜力，HI值证实III型干酪根主导，指示陆源有机质输入为主的混源特征。

热成熟度分析：Ro%与PI值显示烃源岩处于未成熟-成熟过渡阶段，T_max
范围435-445°C，证实白垩系地层尚未达到生油窗高峰期。

盆地模拟：一维模型揭示多期构造运动控制埋藏史，Cenomanian-Turonian时期快速沉降导致地层温度梯度达35°C/km，但热流值不足以保证大规模生烃。

油气系统：识别出裂谷后期3套油气系统，其中下裂谷后期组合最具潜力，上覆层系受限于有机质丰度与成熟度。

结论与意义
该研究首次量化证实Orange海盆白垩系烃源岩具备有限生烃能力，其低硫、III型干酪根特征决定了以天然气为主的资源禀赋。盆地模拟揭示的2,110m最大埋深与中等热演化程度，为深水区勘探靶区优选提供了温度-时间约束。尽管当前数据不支持大规模常规油气聚集，但裂谷后期组合的确认拓展了南大西洋边缘盆地勘探新思路。研究成果对南非油气政策制定具有战略参考价值，其"地球化学-盆地模拟"双轨研究方法可为类似被动边缘盆地评价提供范式。需要指出的是，研究区东部陆架可能因更高热成熟度成为未来勘探重点，这有待三维盆地建模的进一步验证。