阿曼盆地北部埃迪卡拉系—寒武系油气勘探目标及前景：基于E-C转换期的构造与沉积证据

陈 杰，梁 霄*，童明胜，张建立，刘 浪，徐剑良，程 亮，刘若林，杨 成

1. 中国石油海外天然气技术中心 成都 600051；
2. 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，成都 610051；
3. 中国石油中东公司，北京 100034

阿曼盆地位于阿拉伯半岛西北部，是世界典型已知的最古老含油气叠合盆地之一（图1）。阿曼盆地油气地质研究始于20世纪20~30年代对阿曼北部Batinah海岸与Jebel Akhdar山区的地质踏勘，直至1954年才完成较详细地面地质图绘制（Tschopp, 1967）。通过1956年后阿曼北部山区（阿曼山）与东南部Huqf-Haoshi露头区地震资料的大规模采集以及法胡德盐盆（Fahud Salt Basin）区27口钻井的实施，标志着阿曼盆地的油气勘探开发步入正轨。半个世纪以来，阿曼盆地经典含油气系统研究已取得积极进展（Pollastro, 1999；
Terken,1999；
Borgomano, 2002；
李浩武等，2014），但针对深层油气充注与勘探评价仍存在诸多模糊认识（Terken et al., 2001）。油气地质条件研究中，聚焦南阿曼盐盆（South Oman Salt Basin）与Huqf露头区前寒武系—寒武系烃源岩，基于油—源对比研究的大量有机碳同位素（δ13C）与甾烷数据（Grantham, 1986；
Grantham et al., 1987），“Huqf”与“Q”两套重要古老母源（油）类型的有效识别对全盆地上组合（下白垩统Shuaiba组）油气生成、运移与成藏认识产生了积极推动作用（Terken，2000）。然而做为近源成藏组合的Huqf-Haima含油气系统，由于深层—超深层复杂地质构造背景的限制，阿曼盆地北部下组合深层勘探目前暂未有大的突破。烃源岩、油源对比、构造演化等一系列油气地质难点不仅存在于早寒武世哈巴盐盆（Ghaba Salt Basin）一系列盐底辟（盐枕）构造中 (Faulkner,1998)，在法胡德盐盆以河流—滨岸沉积为主的上奥陶统—下志留统上Haima 超群（Upper Haima Supergroup）成藏组合分析中同样发生（Partington et al., 1998）。中国石油自2002年获得阿曼盆地北部5区块勘探开发作业权益以来，在中生界白垩系、新生界古近系（陈杰等，2021）的勘探开发作业中均获得了较大的突破和良好成绩，随着工作开展，工区深层勘探开发潜力评价势在必行。

图1 阿曼盆地重要构造单元简图Fig. 1 Location map, regional setting and field locations

与国内典型叠合盆地面临的震旦系—寒武系油—源识别难题相似（Wu et al., 2012；
梁霄等，2021），阿曼盆地前寒武系—寒武系两套源岩（油）在早前即已发现存在较强的中合（混合）效应（Fowler and Douglas，1987；
Bazhenova and Arefiev,1997）。该问题使得前寒武系—寒武系烃源岩的生烃贡献（Grosjean et al., 2009）、Huqf-Haima成藏组合的成藏规模、晚期油气藏调整与运移改造方向上仍存在一定争议。聚焦于Huqf与Haima超群过渡段的Ara群地层，其作为全球经典埃迪卡拉系—寒武系剖面而受到关注（Amthor et al., 2003）。目前国际地层年表采用的寒武系底界年龄541 Ma即来自阿曼Ara群A4C段蒸发岩—白云岩地层中的火山灰夹层锆石U-Pb CA-TIMS年龄（Bowring et al.,2007）。以四川盆地陡山沱组—灯影组—下寒武统筇竹寺组成藏组合为借鉴（刘树根等，2013），研究已逐步意识到该时期受微生物控制的碳酸盐岩储层形成与油气的重要关系（Grotzinger and Al-Rawahi, 2014）。阿曼盆地北部下组合（Huqf-Haima超群含油气系统）油气地质解析不仅能推动全球E-C重要转换期（Edicarian-Cambrian Transition）构造—沉积格局认识，并对略滞后的区域深层油气勘探起到重要推进作用。

1.1 晚新元古代全球多幕拉张背景

“罗迪尼亚大陆（Rodinia）”是中—新元古代存在一个包含几乎所有板块的超级大陆（McMenamin and McMenamin, 1990）。罗迪尼亚大陆由各个小板块沿格林威尔造山带在1400~900 Ma期间聚合形成（Li et al., 2008）。晚新元古代罗迪尼亚大陆西北边缘—北半球中高纬度地区一系列亲缘性板块包括华南、澳大利亚、塔里木、东南极以及印度板块等等（Liu et al., 2018）。在中—晚新元古代时期（830~580 Ma），罗迪尼亚大陆受超级地幔柱影响而发生裂解，使得相邻板块之间或内部常常发育基性岩墙群、双峰式火山岩、A型花岗岩以及岩石圈穹隆去顶作用、大陆裂谷沉积（Li et al., 1999, 2003）。由于罗迪尼亚大陆裂解过程中其周缘板块仍存在长期的洋壳俯冲活动，从而导致其裂解具有长期性和多幕次性的特点（Cawood et al.,2016）：如830~790 Ma、750以及630~580 Ma三个受地幔柱影响的裂解事件峰值（Li et al., 2003a）。罗迪尼亚大陆第一次受到超级地幔柱的影响而发生广泛裂解事件发生在825~800 Ma，以华南、塔里木、印度、澳大利、西伯利亚板块逐渐分离劳伦大陆西北缘—北缘为代表，这些板块发育大量的双峰式火山岩、大火山岩省、基性岩墙群以及地块之间发育基性—超基性侵入体和中酸性侵入体，标志着原太平洋（Proto-Pacific Ocean）的逐渐打开；
第二次强烈的裂解事件发生在750 Ma（Li et al., 2003b），以澳大利亚—南极、塔里木板块、华南板块以及劳伦大陆西南缘断续出现的侵入体和裂谷沉积序列为代表（Wang and Li, 2003），可能代表了澳大利亚—东南极、塔里木板块与华南板块逐渐分离劳伦大陆（Pisarevsky et al., 2007）；
最后一次重要的裂解事件发生在晚新元古代约650~610 Ma期间，处于罗迪利亚大陆西北缘相邻的澳大利亚、印度、塔里木、华南等板块均存在广泛的裂解事件。这些多幕次的裂解事件对阿拉伯板块在晚新元古代末从非洲板块（增生陆缘的一部）裂离具有深远的影响。

1.2 阿曼、华南与Gondwana的聚合过程

超级大陆的裂解和聚合总是相辅相成或此起彼伏的，随着罗迪尼亚大陆裂解冈瓦纳大陆开始了聚合，两者在时间上甚至存在重合。西冈瓦纳大陆由Rio de la Plata, Congo-São Francisco, West African 以及Amazonian板块在650~600 Ma期间陆—陆碰撞而形成，局部造山活动甚至持续到寒武纪（Ustaömer et al., 2009）。而东冈瓦纳大陆存在两个阶段的聚 合时间（Collins and Pisarevsky, 2005），即 早期650~620 Ma聚合事件（东非造山带）与随后的550~500 Ma的聚合事件（Kuunga造山带）。随着东冈瓦纳大陆（澳大利亚板块、印度板块、马达加斯加板块以及东南极板块等）与西冈瓦纳大陆（非洲板块和南美洲板块等等）之间的莫桑比克洋关闭（形成莫桑比克造山带），完成冈瓦纳大陆的最终聚合（Foden et al., 2006）。

前人多方面证据认为，晚新元古代至早古生代华南板块逐渐向东冈瓦纳北缘俯冲，但对其向东冈瓦纳北缘具体的俯冲—拼接方式却存在较大的争议，如扬子板块西缘—北缘与印度、澳大利亚、南极或阿拉伯板块（阿曼）等多种碰撞方案（Jiang et al., 2003；
Li et al., 2013）。由于华南板块缺乏早古生代的岩浆事件，加之华夏板块寒武纪与奥陶纪之间缺失很多地层，早期研究大多认为华夏板块南缘与印度或者澳大利亚板块拼接（Li et al., 2013）。然而寒武系与奥陶系之间的不整合在扬子板块西缘同样存在。最新沉积学、地球化学资料，尤其是碎屑锆石U-Pb年龄/Lu-Hf同位素揭示扬子板块西缘寒武系中存在与东非造山带物源相关的大量泛非洲年轻的锆石（Ca. 0.55~0.52 Ga）（Yao et al., 2015;Chen et al., 2018），指示扬子板块西缘更有可能与东冈瓦纳大陆北缘阿拉伯板块拼接（图2）。因此，晚新元古代—古生代早期随着罗迪尼亚大陆完全裂解逐渐向冈瓦纳大陆聚合，华南板块逐渐由罗迪尼亚西北缘（北半球高纬度）向东冈瓦纳北缘（赤道低纬度地区）漂移-俯冲（Li et al., 2008, 2013）。

图2 晚新元古代—早古生代阿拉伯板块的古构造格局（据Hu et al., 2018；
Yang et al., 2020修改）Fig. 2 The paleo-tectonic pattern of the Arabian plate from the Late Neoproterozoic to the Early Paleozoic（revised from Hu et al., 2018 ; Yang et al., 2020）

以四川盆地为重要参照，游离在原特提斯洋的四川克拉通继承了基底弱构造格局并持续受到克拉通外围拉张作用，震旦纪—寒武纪转折期在克拉通内部形成构造—沉积分异。从板块构造考虑，四川盆地及周缘震旦纪—寒武纪转折期隆起凹槽格局主要成型于冈瓦纳大陆汇聚阶段。在原特提斯洋俯冲过程中受板片下沉驱动力影响，洋壳板片发生拖拽作用，地壳浅表可能出现幕式性的隆升和裂陷事件（Wang et al., 2016；
王瀚，2020）。处于伸展背景下的四川盆地西缘发育震旦纪—早寒武世绵阳-长宁裂陷槽、东北缘发育震旦纪—早寒武世近南北向的“宜昌盆地”、东南缘外侧发育震旦纪灯影组—早寒武世麦地坪组典型热液沉积、东南缘内侧震旦纪则发育多个裂陷亚盆地（李智武等，2019）。对此处于Cadomia岛弧东侧的阿曼（阿拉伯）地区同时存在与弧后拉张相关的伸展背景。516 Ma华南与冈瓦纳大陆北缘完全拼合后，挤压背景使得拉张槽快速的填平补齐。四川盆地E-C转换期的构造-沉积分异格局也与阿拉伯板块阿曼盆地下组合E-C过渡地层Ara群—Haima超群发育海陆过渡相的扇三角洲—滨岸—陆棚相沉积背景相互映衬（图3）。

图3 阿曼—扬子早古生代聚合动力学模型Fig. 3 Aggregation kinetic model between Oman and Yangtze in the Early Paleozoic

2.1 阿曼盆地下组合Huqf超群地层与时间框架

以法胡德盐盆为代表，泛非基底上发育新元古代—早寒武世Huqf超级群地层（Loosveld et al.,1996）。Huqf超群底部Abu Mahara群岩性为冰海杂砾岩（冰碛岩）—硅质碎屑岩，该套沉积具有裂谷相关属性，与斯图特冰期（ca.723~711 Ma）大致对应（Brasier et al., 2000）。该期（ca.830~720 Ma）在华南板块反映为“兴凯地裂运动”（罗志立等，1981），其西缘即为康滇裂谷。与之相似Abu Mahara群Ghadir Manqil组也具有典型的裂谷沉积属性（Leather et al., 2002），同样与Rodinia超大陆离散过程相关的多幕拉张紧密联系。Huqf超群中上部为Nafun群，主要为两套碎屑岩—碳酸盐岩沉积旋回。下部为相对薄层的Masirah Bay组与Khufai组合，上部为厚层Shuram组与Buah组序列。Nufun群依据碎屑锆石限定其底部年龄为Ca.635~620 Ma，Shuram组底（Khufaid顶）层段具有明显的碳同位素正漂特征（+16‰）（图4），“Shuran”正飘逸具有全球化学地层对比性（Halverson et al., 2005）。

图4 阿曼盆地综合地层柱状图Fig. 4 Schematic stratigraphy and petroleum geology of Oman Basin

Buah组碳酸盐岩是阿曼盆地下组合潜在的储层发育层段，典型的潮坪沉积环境（Cozzi and Al-Siyabi,2004），其在阿曼北部山区与东部Huqf露头区出露较完整。横向上Buah组在与上覆Ara群地层接触关系、厚度与岩性上差异较大。阿曼盆地北部Jabal Akhdar山区剖面Buah组整体以大套风暴（砾屑）白云岩为主，但下部仍可见灰岩沉积。该区Buah组上部为Ara群Fara组（约600 m厚）海相碎屑岩、火山岩，其底部火山岩年龄为544±3.3 Ma，表明阿曼盆地北部埃迪卡拉纪末期已转变为滨岸—古陆环境。而在Huqf地区，由于Ara群底部也发育白云岩层段，早期部分研究认为阿曼东部Buah组与Ara群可能是等时的（McCarron, 2000）。根据对A4C段底埃迪卡拉系—寒武系界限年龄进行测定，Ara群内部一系列年龄包括底部A0段火山灰层年龄547 Ma，A3C段两层火山灰年龄543 Ma与542 Ma（Bowring et al., 2007），并成为全球前寒武系—寒武系的标准界限年龄。相关研究为限定Buah组—Ara群地层年代做了大量工作，对阿曼中部哈巴盐盆—Huqf地区Miqrat-1井与华南中扬子地区进行了对比，灯影组底部年龄550.5±0.8 Ma对应Buah组下部（Condon et al., 2005），而Buah组顶部不整合面（Ca. 546 Ma）则与上扬子地区灯二段普遍发育的桐湾运动Ⅰ幕不整合面具有高度可比性。由此，Nufun群Buah组碳酸盐岩与Ara群关系得到确定，其上部与Ara群呈平行不整合接触。上述证据不仅进一步指出Buah组与Ara群下部存在岩溶储层发育的有利条件，进而也不断丰富和促进阿曼盆地乃至全球埃迪卡拉系（震旦系）—寒武系界限研究。

2.2 四川盆地震旦系—寒武系界限特征与阿曼盆地Nufun群—Ara群沉积对比

上扬子地区上震旦统灯影组现今残留厚度600~1000 m，根据岩性、结构以及蓝细菌的丰度，灯影组自下而上可分为四段。受晚震旦世桐湾运动Ⅰ幕与Ⅱ幕影响，造成灯三段与下部灯二段、下寒武统与灯四段与呈平行不整合接触。灯三段厚度分布不稳定，部分地区仅残余很薄黑色泥页岩。四川盆地晚震旦世—早寒武世具有深水相（盆地相）、斜坡相（过渡相、近深水拉张槽相）、台地边缘相三类沉积环境。以杨坝剖面、高石1井位代表，四川盆地浅水台地边缘相表现为下寒武统筇竹寺组与灯影组顶部呈不整合接触，缺失间约17 Ma。杨坝剖面、高石1井灯影组顶部常具有典型的岩溶垮塌与沥青角砾特征。以清平剖面为代表，四川盆地斜坡相（过渡相）寒武系与其下伏震旦系灯影组是连续沉积, 一般发育一套硅质岩与黑色页岩构成的沉积序列（图5），硅质岩层下部有类似灯影组的块状白云岩段存在。斜坡相、盆地相区下寒武统底部硅质岩与黑色页岩呈连续互层分布。在实际中将部分地区灯影组顶部—寒武系底部仅有几厘米至几米的硅质、磷质地层归入寒武系麦地坪组。

阿曼盆地与四川盆地具有高度相似性（图5a）。实际研究表明阿曼盆地晚埃迪卡拉世—早寒武世沉积特征也具有深水相区（相关研究称深盆区）与台地边缘相区差异。作为Huqf超群顶部的Ara群岩性整体以大套的硅质岩—蒸发岩为主，并因其特殊的层序意义受到了大量关注。南阿曼盐盆台地边缘相区由Nufun群Buah组白云岩直接向Ara群6套“受构造—海平面升降控制下的”蒸发岩—碳酸盐岩旋回（A0-A6）过渡（Forbes et al.,2010），相关研究也称之为Birba台地（Amthor et al., 2005）。A0-A6段岩性以大套白云岩、盐岩、硬石膏为主，夹一定厚度砂岩，岩石地层单位分别对 应 Birba组（A0-A3）、“U”/Athel组（A4）、Al Noor组（A5-A6E）、Dhahaban组（A6C）。

基 于此，Ara群地层也普遍被称之为盐间层系（intra-salt rocks），而Nafun群也被称之为盐下层系（pre-salt rocks）。然而，南阿曼地区晚埃迪卡拉世—早寒武世过渡相区（近深水拉张槽相区）与台地边缘相区存在差异性表现在Ara群内已存在明显的黑色岩系发育。向盆地中心自A4段始岩性已逐步由台地相碳酸盐岩向次深海相（过渡相）碳酸盐岩与深水相（盆地相）碎屑岩过渡，A4段发育“U”与“Thuleilat”两套富有机质页岩以及Athel组硅质岩，该套序列与近年来在四川盆地早寒武世绵阳—长宁拉张槽内发育的具有穿时特征的麦地坪组高度相似（图5c）。但与四川盆地不同的是，无论是台地边缘相区还是盆地相区，阿曼盆地埃迪卡拉系—寒武系界面大多是连续的，不存在大规模的地层缺失。

图5 晚埃迪卡拉—早寒武世层序地层对比（部分剖面，层序划分据Ding et al., 2020；
Amthor et al., 2005）Fig. 5 Sequence stratigraphic correlation of key sections (Wells) from the platform interior to margin

3.1 晚埃迪拉卡世—早寒武世张性构造背景

岩石圈在拉张过程中，随着拉张强度和拉张应变速率的变化，依次出现拉张槽、大陆边缘盆地、裂谷、废弃裂谷、原始洋海槽和被动大陆边缘的演化序列（Allen and Allen, 2013）。拉张槽，对应英文的intracratonic sag，直译为克拉通内凹陷，是岩石圈在拉张过程中形成的第一个构造单元。拉张槽显示非常少的地壳拉张证据，缺乏广泛的张性断裂作用，但发生了长时间的凹陷型沉降作用。参考四川盆地“绵阳—长宁”拉张槽的发现与提出经验（钟勇等，2013；
刘树根等，2016），依据区域地质资料与工区三维地震数据，本文推测：阿曼盆地北部存在与东冈瓦纳大陆北缘（Cadomia岛弧）俯冲伸展背景相关的早寒武世“北阿曼拉张槽”。

阿曼盆地北部法胡德盐盆区目前无钻井揭示Huqf超群，依据邻区Haima-1井、HBND-1井钻探揭示， 相继标定了Haima超群底/Huqf超群顶（Ara群顶）， Haoshi群底/Haima超群顶反射波属性，其中：Huqf超群顶强同向轴特征以及Ara群内膏盐岩受到淋滤破坏效应指示“北阿曼拉张槽”也存在拉张孕育阶段，及埃迪卡拉纪末期的隆升剥蚀作用（参考“桐湾运动”）。该阶段的主要特征是Huqf超群Buah组、Ara群的隆升幅度越高，则剥蚀地层越多，该期出露地层越古老。同时，近东西地震剖面揭示位于Cadomian岛弧东侧的阿曼克拉通盆地（阿拉伯板块局部）的Haima超群向东侧超覆沉积特征明显（图6）。根据Haima超群岩性与厚度折算（＞2 000 m），“北阿曼拉张槽”的拉张核心期（即“壮年期”）持续时间长，消亡于晚寒武世—早奥陶世，拉张槽形态反映为拉张槽中心沉积的巨厚碎屑岩层系（Nimr群与Mahatta humaid群Amin组、Miqrat组与Andam组等）。需要指出的是，受限于工区面积大小与地震资料品质，目前暂不能完全明析早寒武世“北阿曼拉张槽”的完整形态。

图6 阿曼盆地北部下组合张性构造特征Fig. 6 Features of extensional structures in Ediacaran-Cambrian strata, North Oman Basin

3.2 下组合“Huqf”与“Q”型源/油特征

3.2.1 油/沥青特征

阿曼盆地共存在四类油（母源）类型，即埃迪卡拉系—寒武系的中上Huqf超群—下Haima超群“Huqf”与“Q”型、上侏罗统Shatan超群内分布的“Tuwaiq”型（也称“Shuaiba”型）以及中上白垩统“Natih”型。其中，以Huqf超群源岩生烃形成的原油类型被称之为“Huqf”原油。该型原油分布最广，除集中分布于南阿曼盐盆东翼Ara群内碳酸盐岩层、盐间Athel硅质岩层、寒武系Haima超群与石炭系—二叠系Haoshi超群等一系列构造圈 闭 外（Al-Marjeby and Nash, 1986; Konert et al.,1991），阿曼中部法胡德盐盆—哈巴盐盆局部以及阿曼北部山区均有报道。“Q”型原油得名则因20世纪80年代对其源的迷惑（Qustionable）,与Huqf型源—油对应，“Q”型原油分布比较集中，主要分布于阿曼中部、北部与南阿曼盐盆（北部）局部地区。如同一口井揭示两型原油，则“Q”型油藏普遍分布在“Huqf”型油藏上部。主要存在于南阿曼盐盆北部与阿曼中部地区。“Tuwaiq”型与“Natih”型分布较为局限，在阿曼北部山区有该两型原油的分布。源岩及油的有机地化特表明，中—新生代地层内分布的“Tuwaiq”型与“Natih”型因其偏重的δ13C值（-28‰~-26‰）而与下组合地层“Huqf”与“Q”型原油具有较好的区分。此外，南阿曼盐盆与阿曼北部Huqf型原油具有C29规则优势，显示出与上部两型原油的差异。

经过阿曼盆地大量的油—源有机地球化学分析与数据对比结果（Terken and Frewin, 2000；
Huc et al., 2000；
Grosjean et al., 2009），传统有机地球化学指标揭示前寒武系—寒武系Huqf超群烃源岩具有典型的C29-规则甾烷优势与轻（ca.-35‰）碳同位素，并有效区别于阿曼盆地中生代Natih与Tuwaiq型油-源（约等量的C27-C29规则甾烷分布与ca.-28‰偏重碳同位素值）（Grantham et al., 1987）。“Q”型源—油的复杂性即在于此，统计表明“Q”型原油具有C27-规则甾烷优势，而碳同位素在-30‰左右，并且C23-三环萜烷（TT23）相较于阿曼其它类型原油具有高峰（面积）特征。

3.2.2 烃源岩地球化学特征与油-源对比

近年来对阿曼盆地尤其是南部盐盆地区新元古代—寒武纪原油的产生进行了更细致研究。对Huqf超群内的Nufun群与Ara群各层段不同岩性做了大量的地化研究（Grosjean et al., 2009）。统计表明，Huqf超群各源岩发育层段仍具有较明显的有机地化指标差异。以Huqf型源岩最为发育的南阿曼盐盆为例，Nufun群Buah组碳酸盐岩下部Masirah Bay组与Shuran组泥页岩平均TOC（%Wtoc）值（13个样品）为2.7。δ13C值指标中，Buah组δ13C特征极轻（ca.-39.0‰），Basirah Bay组δ13C值略偏重（ca.-32.7‰），Shuram组这套相当于华南陡山沱组地层的Nufun群中下部黑色岩系抽提物饱和烃与芳烃平均δ13C值为-35.0‰。Nufun群上部Ara群A4段所夹Athel硅质岩段（E-C过渡段）与下/上部“U”与Thuleilat页岩段平均TOC（%Wtoc）值相较于Nufun群明显增高，平均值（14个样品） 4.8（ca.5.0），TOC（%Wtoc）最大值可到15%，三套层段饱和烃与芳烃δ13C平均值比较接近（ca.-36.5‰）（图 7）。

图7 阿曼盆地（北部）埃迪卡拉系—寒武系烃源岩（油）对比Fig. 7 Source rock (oil) correlation of Ediacaran-Cambrian in the Oman Basin (North)

通过对“Q”型原油的生标分析，早期研究推断其母源具有I/II型干酪根，来自具有强烈蒸发特征碳酸盐岩烃源岩，但并没有详细的盐度与环境证据（Grantham et al., 1987）。尽管如此，相关研究还根据其轻的同位素值与中合—混合特性（X compounds），认为该套母源为前奥陶系（Peters and Moldowan, 1993）。然而，参照南阿曼盐盆Huqf超群不同群组差异较大的碳同位素值分布，基于阿曼中北部地区“Q”型原油略偏重的碳同位素值，高丰富C27规则甾烷分布等证据，推测母源属于Huqf超群内的其它盐下—盐内层系。随着阿曼中北部地区对深层Huqf-Haima超群的揭示（eg.Haima-1井），认为法胡德盐盆与哈巴盐盆地区Ara群顶部Dhahaban组（A6段）与“Q”型原油具有油—源对比性。Fahud North-1井与Jaleel-1井对这套完全归属下寒武统的Dhahaban组进行了揭示，共发现20 m厚的烃源岩层系，TOC（%Wtoc）最大值可到8%，而该层系具有C27-规则甾烷优势，显示出与Huqf超群内其它层段的差异性。

上述研究结果表明，Huqf超群内Nufun群与Ara群烃源岩区分难度仍然较大。Buah上部烃源岩单元Ara群“U”泥岩/Athe硅质岩/Thuleilat泥岩/Dhahaban泥岩从年代地层上属下寒武统，该套烃源岩有机质丰度高，具有低Pr/Ph值，高H35（C35-藿烷）/H34（C34-藿烷）值特征，高丰度伽马蜡烷（Gam），TT23/TT24＜0.5，较低丰度tT24（C24-四环萜烷）所反映的低等水生生物腐泥型生油母质与中低等生源物质输入，与典型的下寒武统烃源岩特征十分吻合。因此，基于有机碳同位素、生标与TOC证据，北阿曼地区Huqf型、Q型源/油具有相似性，两类油藏与寒武系烃源岩具有更高的匹配度度。此外，Nufun群Shuram组与Buah组岩层与Ara群盐内地层有机地化特征整体十分相似，但与下寒武统烃源岩相比，Nufun群源岩Gam/H30偏低，tT24丰度升高，反映为更多的陆源碎屑输入，与同期构造-沉积背景较为吻合。宏观上，相关研究普遍认为南阿曼盐盆Huqf原油有部分来自于Nufun群是肯定的（Grosjean et al., 2009），这与华南上扬子四川盆地西北部地表广泛分布的沥青脉-油苗震旦系（陡山沱组）—寒武系（筇竹寺组）母源混淆具有相似性。

3.3 拉张作用对阿曼盆地下组合油气地质条件的控制作用

3.3.1 拉张槽发育对Buah组—Birba组（潜在）白云岩储层发育的控制作用

克拉通内地貌普遍较为平坦，仅易沉积Khufai组与Shuran组顶部微晶灰岩，并不利于优质储层的形成。拉张槽的存在为古地貌的差异提供了条件。伴随着台坳（凹）地貌的产生，拉张槽与周缘存在地貌差异形成古地貌高地。台隆地区属于浅水带，控制了该期微生物边缘礁、滩沉积，形成了一些边缘带。加之热隆升剥蚀作用是主动拉张槽形成的序幕。因此，拉张槽的形成与古喀斯特储层的发育关系密切。古地貌高地常暴露地表，经大气淋滤和交代作用，有利于Buah组—Birba组形成孔洞发育的白云岩优质储层。此外，拉张槽控制着邻近储层内烃类充注的强度和储层沥青含量。烃类充注是深层优质碳酸盐岩储层保持的最重要机制。油气充注可以使储层先期孔隙得以保存，并对储集空间进行一定的改善作用。

3.3.2 拉张槽发育对烃源岩展布、油气成藏效率的控制与影响

张性构造的形成使原平坦的台地地貌上产生沉积差异。拉张槽主拉张期沉降作用最大，致使水体较深且相对宁静，有利于较大厚度的烃源岩发育。而远离拉张槽区域，如法胡德盐盆-哈巴盐盆间烃源岩厚度可能快速减薄，岩性变粗。“北阿曼拉张槽”内是下寒武统（Ara群A4段—下Haima超群Nimr群）的沉积中心，具备更稳定的黑色岩系分布。在北阿曼地区，拉张槽内Ara群A4段、A6段Dhahaban组、下Haima超群Nimr群烃源岩最厚，生烃强度最大，生烃量最多（上Haima超群也可生成一定的烃量），形成了阿曼盆地北部（5区）下组合的生烃中心。

在此基础上，“北阿曼拉张槽”提高了油气成藏的效率和规模。Buah组、Birba组（A0-A3段）以及上Haima超群内等地层以下寒武统底部（A4-A6段）为主要烃源岩，与其分别构成新生古储（油气近源充注）、古生新储（油气远源充注）的源储组合。从源储配置关系来看，如果缺失拉张槽两侧的输导系统，下寒武统底部生成的油气难以大规模向下倒灌充注Buah组内，同时垂向上也很难跨过Nimr群向上输导至上Haima超群中，其油气成藏的效率低，规模较小。“北阿曼拉张槽”的形成改变了烃源岩与储集层之间的叠置关系。对于Buah组，拉张槽内的A4段、A6段Dhahaban组烃源岩与台地边缘带的Buah组—Birba组尽管在时间上属于新生古储，但在空间关系上受拉张槽的影响事实上变成了下生上储或旁生侧储的特征，加上烃源层与储集层为直接接触关系，极大地提高了油气运移效率和成藏规模。

阿曼盆地北部5区块深层勘探活动始于20世纪80年代，目前仅有1口探井钻至二叠系Gharif组，未钻至下组合Haima超群。阿曼盆地北部（5区）深层下组合是否具有成藏潜力？根据阿曼盆地北部含油气系统演化分析（图8），Ara群A4-A6段烃源岩在中晚寒武世—中奥陶世初始排烃，晚二叠世—早三叠世为主生烃期，晚三叠世—早中白垩世原油开始裂解，下组合油气藏历经早期古油藏成藏、古油藏裂解、古气藏形成与现今气藏调整四个过程。根据油气藏成藏演化和调整形式，预测阿曼盆地北部下组合主要具备以下两类型油气藏：

图8 阿曼盆地北部（M1井）下寒武统Dhahaban组含油气系统埋藏—热演化Fig. 8 Buried-thermal evolution of Lower Cambrian Dhahaban petroleum system in the North Oman Basin

（1）碎屑岩岩性（地层超覆）型油气藏

发生在古隆起区继承性弱变形构造带，由于构造变形弱，晚期调整后的油气基本就在原来的局部背斜圈闭中聚集成藏。5区东南70余千米的Khulud气田2009年在奥陶系—寒武系Haima超群Amin组砂岩获致密气发现。Haima超群碎屑岩致密气藏与Ara群烃源岩为下生上储成藏组合。勘探证实Amin组岩性为细粒—中粒岩屑砂岩和石英砂岩，冲积扇、河流相席状砂体储层平均厚度170 m，气柱高度超过275 m，盖层为AI Bashair页岩及Miqrat粘土岩。然而，致密砂岩储层受深层烃源岩排烃后输导效率的影响，Haima超群形成原生油藏规模可能较小（储层沥青丰度低），现今气藏规模仍具有不确定性。

（2）碳酸盐岩构造型油气藏

阿曼盆地东北部气田在寒武系Amin组碎屑岩储层中获气，除证实深层—超深层烃源的存在外，增强了本区超深层碳酸盐岩油气藏成藏潜力。深层海相碳酸盐岩油气藏更需要优质储层发育。“北阿曼拉张槽”的发育，有利于东侧古地貌高地（台缘高能带）埃迪卡拉系（震旦系）Buah组-Birba组形成优质白云岩储层。拉张槽区域的下寒武统Ara群A4-A6段烃源层与Nufun群Buah组、Ara群Birba组可形成旁生侧储源储组合，具备形成规模构造型油藏的基本地质条件。油气演化分析表明：A4-A6段烃源岩在古生代末期大量排烃，至晚白垩世油藏进入原油裂解生气高峰期。根据埋深与地温推算，目前埃迪卡拉系顶不整合面下部碳酸盐岩油藏应当已完全裂解成气，属原生油藏→原生气藏模式，是规模资源勘探的最有利区域。

（1）晚新元古代多幕次的裂解事件对阿曼盆地从非洲板块（增生陆缘的一部）分离裂解产生深远影响。早古生代初期游离于原特提斯洋的华南板块向东冈瓦纳大陆北缘的俯冲聚合控制了阿曼盆地晚埃迪卡拉世—早寒武世的构造—沉积格局；

（2）阿曼盆地下组合地层与时间框架解析表明其与四川盆地（上扬子区）具有相似性。近东西向深层地震剖面揭示位于Cadomian岛弧东侧的阿曼盆地北部（5区）同样具有典型的张性构造特征，暂命名为“北阿曼拉张槽”；

（3）对比“绵阳-长宁”拉张槽，早寒武世“北阿曼拉张槽”在拉张规模、动力学机制、充填地层厚度与岩性等特征上具有相似性与独特性。黑色岩系（页岩、硅质岩）分布于E-C过渡地层Ara群A4段以上，地层与时间框架上属下（早）寒武统（世）。有机碳同位素证据指示北阿曼的Huqf型、Q型与寒武系烃源岩具有更高的耦合度；

（4）拉张作用指示阿曼盆地北部深层具有较好的油气勘探前景。拉张槽的发育有利于东侧古地貌高地Buah组中上部形成孔洞发育的白云岩优质储层，增加了拉张槽内Ara群A4段、A6段Dahahaban组优质烃源岩的排烃效率，控制了下组合优质烃源岩—优质白云岩储层旁生侧储（下生上储）成藏组合的形成。

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