南加蓬次盆鹽下油氣分布規(guī)律與成藏特征＊

黃興文 胡孝林 于 水 孫鵬超 劉新穎

（中海油研究總院 北京 100028）

南加蓬次盆鹽下油氣分布規(guī)律與成藏特征＊

黃興文 胡孝林 于 水 孫鵬超 劉新穎

（中海油研究總院 北京 100028）

南加蓬次盆是西非加蓬沿岸盆地的次級(jí)構(gòu)造單元，其外裂陷帶深水鹽下油氣勘探程度很低。在盆地構(gòu)造演化、沉積充填分析的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)主力烴源巖、儲(chǔ)蓋組合等基本石油地質(zhì)條件的研究，系統(tǒng)總結(jié)了南加蓬次盆鹽下油氣分布規(guī)律及成藏特征與模式，并通過(guò)對(duì)比分析指出了構(gòu)造演化與沉積充填差異是南加蓬次盆內(nèi)外裂陷帶烴源巖演化、沉積儲(chǔ)層發(fā)育和油氣成藏特征差異的主要控制因素，認(rèn)為該地區(qū)外裂陷帶鹽下應(yīng)以找氣為主，下白堊統(tǒng)Gamba、Dentale組三角洲前緣砂巖為有利儲(chǔ)層，以多層疊置的層狀氣藏為主，生烴凹陷中的反轉(zhuǎn)構(gòu)造和掀斜斷塊為有利勘探目標(biāo)。這些研究成果為南加蓬次盆外裂陷帶鹽下勘探潛力與方向的確定提供了依據(jù)，對(duì)西非其他以碎屑巖為主的鹽下勘探區(qū)也有一定的參考和借鑒意義。

鹽下；下白堊統(tǒng)；油氣分布規(guī)律；成藏特征；成藏模式；南加蓬次盆；加蓬盆地；西非

南加蓬次盆位于西非海岸加蓬盆地南段，為典型的被動(dòng)大陸邊緣含鹽盆地。該次盆的油氣勘探始于20世紀(jì)50年代，油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在阿普特（Aptain）鹽巖以下的裂陷層序內(nèi)。截至2013年10月南加蓬次盆鹽下共獲得油氣發(fā)現(xiàn)49個(gè)，可采儲(chǔ)量達(dá)3.8億m3油當(dāng)量，以油為主，主要集中在陸上至淺水區(qū)的內(nèi)裂陷帶和中央凸起帶［1］，而次盆深水區(qū)外裂陷帶鹽下勘探程度非常低。近年來(lái)隨著大西洋西岸巴西桑托斯盆地鹽下接連獲得重大發(fā)現(xiàn)，西非深水鹽下也引起了全球各大石油公司的重視［2－3］。本文在對(duì)南加蓬次盆石油地質(zhì)條件、油氣分布規(guī)律及主控因素總結(jié)的基礎(chǔ)上，探討盆地鹽下油氣成藏特征與模式，并指明其勘探潛力與方向。

1 構(gòu)造及沉積充填演化

加蓬盆地是典型的大西洋被動(dòng)大陸邊緣含鹽盆地，面積約12.8萬(wàn)km2［4－9］，可劃分為南加蓬次盆、北加蓬次盆、內(nèi)次盆等3個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元（圖1）［910］。加蓬盆地下白堊統(tǒng)阿普特（Aptian）階鹽巖厚度可達(dá)3 km，此套巨厚鹽巖將晚侏羅世以來(lái)的沉積層劃分為鹽上、鹽下2個(gè)構(gòu)造層序（圖2），其中南加蓬次盆鹽上沉積薄、鹽下沉積厚，以鹽下為主要勘探層系。

加蓬盆地構(gòu)造演化經(jīng)歷了晚侏羅世—早白堊世早期裂陷階段、早白堊世晚期過(guò)渡階段（斷拗轉(zhuǎn)換期）和晚白堊世—新近紀(jì)漂移階段［11－12］，相應(yīng)地發(fā)育了裂陷期陸相沉積充填、過(guò)渡期鹽巖沉積、漂移期海相沉積充填等3套層序結(jié)構(gòu)（圖2）。盆地沉積層最厚達(dá)12 km［13］，且具有北次盆以鹽上沉積為主、南次盆以鹽下沉積為主的特點(diǎn)。

南加蓬次盆鹽下裂陷階段經(jīng)歷了2期伸展斷陷和2期擠壓抬升（圖2）。裂陷早期始于早白堊世紐康姆（Neocomian）期，沉降中心位于南加蓬陸上—淺水區(qū)域，NE向拉伸形成了Vera地塹、Dianago地塹等近海內(nèi)裂陷帶沉積中心。裂陷晚期始于巴雷姆（Barremian）期，沉降中心向西遷移，主要位于海上深水區(qū)，形成了Atlantic Dentale地塹等外裂陷帶沉積中心。這2期伸展之間為短暫的差異隆升調(diào)整期，形成了Gamba高地等中央凸起帶正向構(gòu)造單元。阿普特（Aptian）期早期的破裂不整合面標(biāo)志著裂陷作用的結(jié)束，盆地進(jìn)入過(guò)渡階段。這2期伸展分別形成了內(nèi)外2個(gè)裂陷帶［14－16］，奠定了南加蓬鹽下總體兩坳夾一隆的構(gòu)造格局（圖1），其中內(nèi)裂陷帶沉積最厚達(dá)5 km，外裂陷帶沉積最厚達(dá)6 km［17－18］。

圖1 加蓬盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐諪ig.1 Tectonic units of Gabon basin

分析認(rèn)為，南加蓬次盆鹽下裂陷早期主要沉積了以Kissenda組、Lucina組為代表的細(xì)粒湖相，沉積中心位于內(nèi)裂陷帶；裂陷晚期主要沉積了Melania組湖相富有機(jī)質(zhì)泥巖和Dentale組河流相—三角洲相。在破裂不整合面之上覆蓋了一套準(zhǔn)平原背景的Gamba組富砂沉積和Vembo組富泥沉積。此后盆地轉(zhuǎn)為局限海蒸發(fā)環(huán)境，形成了巨厚的阿普特（Aptian）鹽巖。

2 油氣地質(zhì)條件

2.1 烴源條件

南加蓬次盆鹽下發(fā)育2套湖相烴源巖，即下白堊統(tǒng)巴雷姆（Barremian）階Melania組湖相黑色頁(yè)巖和紐康姆（Neocomian）階Kissenda組頁(yè)巖，其中Melania組是鹽下的主力烴源巖，厚度200～600 m，有機(jī)質(zhì)豐度高，TOC值平均為6.1%，最高為20%，干酪根類型好，以Ⅰ型為主，少量Ⅱ型［11］。

圖2 加蓬盆地地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Gabon basin

南加蓬次鹽下內(nèi)、外裂陷帶構(gòu)造－沉積充填特征差異顯著，造成鹽下烴源巖成熟度具有內(nèi)裂陷帶低、外裂陷帶高的特點(diǎn)。Melania組沉積之后，內(nèi)裂陷帶經(jīng)歷了多期強(qiáng)烈擠壓抬升剝蝕夾間歇沉積，導(dǎo)致地層剝蝕量大、上覆殘留地層薄。巴雷姆（Barremian）期裂陷晚期伸展作用主要集中在外裂陷帶，造成內(nèi)裂陷帶Dentale組上覆沉積相對(duì)薄、外裂陷帶厚。阿普特（Aptian）期大洋開(kāi)裂及其伴生的破裂不整合進(jìn)一步增強(qiáng)了內(nèi)裂陷帶烴源巖上覆地層的剝蝕作用。晚白堊世之后，隨著新生洋殼冷卻、古近紀(jì)區(qū)域翹傾抬升及海平面持續(xù)下降，盆地沉積中心進(jìn)一步由陸（內(nèi)裂陷帶）向海（外裂陷帶）遷移，造成整個(gè)內(nèi)裂陷帶烴源巖上覆沉積薄，后期埋深相對(duì)淺，熱演化程度適中，目前大部分仍處于生油窗范圍內(nèi)，僅局部深洼區(qū)進(jìn)入生氣窗。而外裂陷帶是裂陷晚期和漂移階段的沉降和沉積中心，Melania組沉積之后仍處于繼承性、活躍的沉降和沉積作用中，構(gòu)造抬升剝蝕不明顯，造成上覆沉積巨厚，烴源巖處于高熟—過(guò)熟階段，以生氣為主。

2.2 儲(chǔ)集條件

南加蓬次盆鹽下主要發(fā)育3套儲(chǔ)集層系，分別是裂陷早期紐康姆（Neocomian）階Lucina組砂巖、裂陷晚期巴雷姆（Barremian）階Dentale組砂巖、過(guò)渡早期阿普特（Aptian）階Gamba組砂巖［19］。

Gamba組為南加蓬次盆鹽下主力儲(chǔ)層之一，是一套河流相—三角洲相砂巖，具有下粗上細(xì)、交錯(cuò)層理發(fā)育的特點(diǎn)。鉆井揭示，該套砂巖在內(nèi)裂陷帶具有席狀展布特征，厚度普遍小于60m，平均約23m，物性較好；而在南加蓬次盆陸上內(nèi)裂陷帶埋深1 000～2 000 m，孔隙度20%～30%，滲透率最高5 000 mD。

Dentale組為南加蓬次盆鹽下另一套主力儲(chǔ)層，也是一套河流相—三角洲相砂巖，沉積厚度大（最厚2 000 m），物性較好；而在南加蓬次盆陸上內(nèi)裂陷帶埋深1 500～2 500 m，孔隙度最高29%，滲透率最高1 000 mD。

Lucina組為南加蓬次盆次要儲(chǔ)層，是一套湖相濁積巖，以極細(xì)—細(xì)砂巖為主，在中央凸起帶埋深較淺（1 300～1 500 m）的地區(qū)孔隙度為15%～25%，滲透率為45～145 mD。

此外，加蓬盆地在裂陷初期的N’Dombo/Basal Sandstone組也發(fā)育砂巖儲(chǔ)層，但粒度偏細(xì)，且泥質(zhì)含量高，分選差，物性普遍偏差，在盆地中僅有少量油氣發(fā)現(xiàn)，且普遍不具備商業(yè)性［11］。

2.3 蓋層條件

南加蓬次盆鹽下主要發(fā)育4套蓋層，其中Ezanga組鹽巖和Vembo組泥巖可作為區(qū)域性蓋層，Melania組泥巖和Dentale組泥巖可作為局部蓋層。Ezanga組蒸發(fā)巖是鹽下最重要的一套區(qū)域性蓋層，主要由鹽巖組成，厚度一般為200～1 000 m，最厚2 000 m以上，為過(guò)渡期局限海蒸發(fā)環(huán)境下的產(chǎn)物［9］。Vembo組泥巖可作為Gamba組砂巖的直接蓋層，為一套海陸過(guò)渡相泥巖沉積，厚度在10～100 m。Melania組泥巖既是盆地最重要的烴源巖，同時(shí)也是下伏Lucina組儲(chǔ)層的直接蓋層。Dentale組泥巖可作為Dentale組三角洲砂巖儲(chǔ)層的直接蓋層，形成自儲(chǔ)自蓋。

3 油氣分布規(guī)律及主控因素

加蓬盆地油氣勘探始于20世紀(jì)50年代，截至2013年10月共獲得160余個(gè)油氣發(fā)現(xiàn)，2P可采儲(chǔ)量約7.6億m3油當(dāng)量。其中，鹽上油氣發(fā)現(xiàn)約113個(gè)，可采儲(chǔ)量約3.78億m3油當(dāng)量，主要分布在北加蓬次盆；鹽下油氣發(fā)現(xiàn)49個(gè)，可采儲(chǔ)量3.8億m3油當(dāng)量，以油為主，單個(gè)油氣藏儲(chǔ)量規(guī)模普遍大于鹽上，主要分布在南加蓬次盆，且集中于內(nèi)裂陷帶和中央凸起帶之上。

3.1 油氣差異富集規(guī)律

鹽下烴源條件優(yōu)越、充注能力強(qiáng)，圈閉的油氣充滿程度普遍較高。據(jù)陸上—淺水區(qū)域內(nèi)裂陷帶的Rabi、Gamba等26個(gè)鹽下油氣發(fā)現(xiàn)統(tǒng)計(jì)，構(gòu)造的圈閉范圍均被油氣充滿，可見(jiàn)圈閉規(guī)?？刂屏他}下油氣藏的儲(chǔ)量規(guī)模。這造成加蓬盆地鹽下油氣資源分布極其不均，8個(gè)主要大油田（可采儲(chǔ)量大于1 350萬(wàn)m3油當(dāng)量）的可采儲(chǔ)量占已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量的70%；而剩余41個(gè)油氣發(fā)現(xiàn)僅占已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量的30%。

3.2 油氣縱向分布規(guī)律

縱向上，南加蓬次盆鹽下各個(gè)組段均有油氣發(fā)現(xiàn)，但油氣儲(chǔ)量規(guī)模差異很大，其中鹽下已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量約91%位于上部的Gamba組和Dentale組砂巖儲(chǔ)層中（上組合），而下部3套儲(chǔ)層（包括紐康姆（Neocominan）—巴雷姆（Barremian）階的N’Dombo/Basal Sandstone，Kissenda和Lucina組）已發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量?jī)H占約9%。分析認(rèn)為，儲(chǔ)層發(fā)育程度控制了油氣的縱向分布，其中裂陷早期湖平面快速上升，以細(xì)粒沉積為主，粗碎屑相對(duì)不發(fā)育，僅在局部發(fā)育Kissenda、Lucina組濁積砂巖，儲(chǔ)層規(guī)模相對(duì)??；而裂陷晚期湖平面下降，湖盆碎屑供給量顯著增大，廣泛發(fā)育河流—三角洲等粗碎屑沉積，砂巖儲(chǔ)層廣泛分布，為上組合油氣聚集成藏提供了有利的聚集空間。

3.3 油氣平面分布規(guī)律

平面上，南加蓬次盆鹽下油氣發(fā)現(xiàn)主要集中在陸上和淺水區(qū)的內(nèi)裂陷帶和中央凸起帶；而深水區(qū)外裂陷帶勘探程度低，油氣發(fā)現(xiàn)少。

南加蓬次盆鹽下油氣主要集中在Vera地塹、Dianago地塹、Topo地塹等裂陷中，具有典型的凹陷富集型特征，擠壓反轉(zhuǎn)構(gòu)造、掀斜斷塊是主要富油氣圈閉，如Rabi Kounga油田。與之不同的是，安哥拉及巴西鹽下油氣主要賦存于碳酸鹽巖儲(chǔ)層中，繼承性的隆起或基底高是最有利的成藏部位，具有典型的凸起富集型特征。分析認(rèn)為，儲(chǔ)集層類型及有利儲(chǔ)層分布是造成南加蓬次盆與大西洋兩岸其他盆地鹽下油氣平面分布規(guī)律差異的主要原因。南加蓬次盆以砂巖儲(chǔ)層為主，有利的砂體展布受裂陷期古地貌控制，主要沿裂谷長(zhǎng)軸等低地貌區(qū)分布；而安哥拉及巴西以生物灰?guī)r儲(chǔ)層為主［2021］，繼承性隆起或基底高是其有利儲(chǔ)層發(fā)育部位。

勘探實(shí)踐揭示，南加蓬次盆鹽下具有內(nèi)油外氣的特點(diǎn)，即內(nèi)裂陷帶以油為主，外裂陷帶以氣為主（圖3）；目前南加蓬次盆外裂陷帶僅有2個(gè)天然氣發(fā)現(xiàn)。分析認(rèn)為，內(nèi)、外裂陷帶構(gòu)造－沉積充填的差異導(dǎo)致鹽下烴源巖成熟度內(nèi)低、外高，內(nèi)裂陷帶應(yīng)以找油為主、外裂陷帶應(yīng)以找氣為主。

圖3 南加蓬次盆鹽下油氣田分布圖Fig.3 Pre－salt oil and gas fields distribution in South Gabon sub－basin

4 油氣成藏特征及模式

4.1 成藏特征

南加蓬次盆鹽下主力勘探目的層系為晚巴雷姆（Barremian）—早阿普特（Aptian）期的Dentale組和Gamba組，該時(shí)期盆地整體為河流－三角洲沉積環(huán)境，物源自北向南沿著內(nèi)裂陷帶的Dianago地塹向外裂陷帶輸送。整體上，內(nèi)裂陷帶具有近源沉積的特征，以辮狀河－扇三角洲粗粒碎屑巖沉積為主，為大套砂夾薄層泥的巖性組合，且內(nèi)裂陷帶圈閉以擠壓、披覆背斜為主，圈閉類型好、聚烴能力強(qiáng)，但閉合幅度普遍低，多數(shù)小于200 m，多形成塊狀油藏，如加蓬盆地鹽下最大油田Rabi和Etame油田；而外裂陷帶以遠(yuǎn)源沉積為主，主體表現(xiàn)為三角洲前緣遠(yuǎn)端至湖相沉積中心，主力目的層段為砂泥巖互層。加蓬盆地勘探實(shí)踐表明，20 m厚的泥巖即可封蓋一定厚度的氣藏，加之外裂陷帶圈閉閉合幅度普遍較高，因而外裂陷帶特別是遠(yuǎn)離物源的區(qū)域多形成多層疊置的層狀氣藏。

4.2 成藏模式

加蓬盆地的油氣分布在縱向上具有明顯的分割性，以巨厚的阿普特（Aptian）階鹽巖為界發(fā)育鹽上、鹽下2個(gè)油氣系統(tǒng)。與大西洋沿岸其他含鹽盆地不同，加蓬盆地鹽下烴源巖生成的油氣均聚集在鹽下，尚未發(fā)現(xiàn)鹽下油氣穿越巨厚鹽巖在鹽上層系形成規(guī)模性油氣聚集［22－25］，且鹽下已發(fā)現(xiàn)油氣多位于裂陷中的反轉(zhuǎn)構(gòu)造或坳間隆之上，具有典型近源成藏的特點(diǎn)（圖4）。廣泛發(fā)育的深大斷裂是溝通深部Melania組烴源巖與淺部Dentale/Gamba組儲(chǔ)層的主要通道。湖相生烴灶多位于裂陷沉積中心，廣泛發(fā)育的鹽下斷裂為油氣垂向運(yùn)移的有利通道，裂陷中央的擠壓反轉(zhuǎn)構(gòu)造及裂陷周緣的基底構(gòu)造高上的披覆構(gòu)造為主要圈閉。Melania組湖相烴源巖生成的油氣主要沿裂陷期深大斷裂向上運(yùn)移到裂陷中央的擠壓反轉(zhuǎn)構(gòu)造或裂陷周邊隆起的披覆構(gòu)造中聚集成藏。

圖4 南加蓬次盆鹽下油氣成藏模式Fig.4 Hydrocarbon accumulation model of pre－salt in South Gabon sub－basin

5 結(jié)論

1）南加蓬次盆鹽下整體呈兩坳夾一隆的構(gòu)造格局，自東向西依次為內(nèi)裂陷帶、中央凸起帶、外裂陷帶，發(fā)育Melania組優(yōu)質(zhì)湖湘烴源巖和下白堊統(tǒng)Dentale/Gamba組砂巖－Ezanga組鹽巖優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)蓋組合，具有優(yōu)越的石油地質(zhì)條件。

2）南加蓬次盆鹽下油氣充滿程度高，差異富集特征明顯，圈閉規(guī)模很大程度上控制了油氣藏的儲(chǔ)量規(guī)模，儲(chǔ)層發(fā)育程度控制了油氣的縱向富集規(guī)律，縱向上油氣主要富集在上組合Gamba/Dentale組砂巖中。平面上油氣具有凹陷富集、外油內(nèi)氣的特征，油氣主要富集于凹陷中的反轉(zhuǎn)構(gòu)造和掀斜斷塊。

3）南加蓬次盆鹽下內(nèi)裂陷帶以塊狀油藏為主，而外裂陷帶以多層疊置層狀氣藏為主，具有自生自儲(chǔ)、垂向運(yùn)移、近源成藏的特征。

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Hydrocarbon distribution and accumulation characteristics of pre－salt zones in South Gabon sub－basin

Huang Xingwen Hu Xiaolin Yu Shui Sun Pengchao Liu Xinying
（CNOOC Research Institute，Beijing100028，China）

South Gabon sub－basin is a sub－tectonic unit of Gabon Coastal basin in West Africa，and deep water pre－salt zones in its Outer Rift belt is a frontier and less explored.Based on the analysis of tectonic evolution and sedimentary filling of the whole basin，the primary source rocks and reservoir－seal pairs were studied，and the hydrocarbon distribution and accumulation characteristics ＆model of the South Gabon sub－basin were systematically studied and summarized.And through comparison analysis，it is indicated that the difference of tectonic evolution and sedimentary filling is the key factor which controls the difference of source maturity，reservoir and hydrocarbon accumulation characteristics between the Inner Rift belt and Outer Rift belt in South Gabon sub－basin，it is considered that the Outer Rift belt are gas－prone，Lower Cretaceous Gamba and Dentale deltaic sandstones are favorable reservoirs，inversed structures and tilted fault blocks in the rift are favorable pre－salt traps，and multiple stack－layered reservoirs more likely occur.These results provide evidence for the determination of the exploration potential and prospecting directions of the Outer Rift belt in South Gabon sub－basin，and may benefit other clastics－targeting pre－salt exploration and related researches in West Africa basins.

pre－salt；Lower Cretaceous；hydrocarbon distribution；hydrocarbon accumulation characteristics；accumulation model；South Gabon sub－basin；Gabon basin；West Africa

TE5121.1

A

2015－01－20改回日期：2015－02－05

（編輯：張喜林）

黃興文，胡孝林，于水，等.南加蓬次盆鹽下油氣分布規(guī)律與成藏特征［J］.中國(guó)海上油氣，2015，27（2）：17－23.

Huang Xingwen，Hu Xiaolin，Yu Shui，et al.Hydrocarbon distribution and accumulation characteristics of pre－salt zones in South Gabon subbasin［J］.China Offshore Oil and Gas，2015，27（2）：17－23.

1673－1506（2015）02－0017－07

10.11935/j.issn.1673－1506.2015.02.003

＊“十二五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“海外大陸邊緣盆地勘探開(kāi)發(fā)實(shí)用新技術(shù)研究（編號(hào)：2011ZX05030－003）”部分研究成果。

黃興文，男，博士，工程師，主要從事海外油氣勘探研究工作。E－mail：huangxw2＠cnooc.com.cn。