轉(zhuǎn)換大陸邊緣盆地深水濁積砂巖油氣成藏差異性研究
——以西非北段科特迪瓦盆地為例

孔令武，趙紅巖，梁建設(shè)，程濤，王嘉，趙佳奇，喻英梅

中海油國際有限公司，北京 100028

0 引言

隨著陸地和淺水區(qū)勘探程度越來越高，深水油氣勘探成為了當(dāng)今世界油氣勘探的熱點[1-2]。2007年，美國的Kosmos 和英國的Tullow 公司在西非幾內(nèi)亞灣的科特迪瓦盆地深水區(qū)發(fā)現(xiàn)Jubilee 油田，其儲層為典型的深水濁積砂巖，可采儲量約為10 億桶原油，該大型油田的發(fā)現(xiàn)掀起了西非深水濁積砂巖油氣勘探的熱潮[3-4]。截止目前，前人對深水濁積砂巖油氣藏的研究主要集中在勘探程度較高的西非南段加蓬、下剛果等含鹽盆地，重點分析了油氣成藏條件、運移路徑、成藏模式等[5-9]。而對于盆地勘探程度較低的西非北段無鹽轉(zhuǎn)換大陸邊緣盆地的深水濁積砂巖油氣藏的研究較為薄弱，前人主要對該類盆地的構(gòu)造、沉積演化等基礎(chǔ)地質(zhì)條件進行了研究[10-15]，對深水濁積砂巖油氣藏的油氣來源、油氣運移及成藏模式的認(rèn)識尚不清晰，這嚴(yán)重制約了西非北段無鹽轉(zhuǎn)換大陸邊緣盆地深水濁積砂巖油氣藏的勘探。

本次研究以西非北段科特迪瓦盆地為例，從盆地的構(gòu)造和沉積演化特征分析入手，分析了盆地?zé)N源巖發(fā)育特征，明確了深水濁積砂巖的油氣分布規(guī)律，對比分析了不同類型的濁積砂巖油氣藏，弄清了其油氣成藏的差異性，結(jié)合失利井分析，探討了深水濁積砂巖油氣成藏的主控因素。

1 盆地概況

科特迪瓦盆地位于赤道幾內(nèi)亞灣北部，東西跨科特迪瓦、加納兩個國家，盆地主體部分位于科特迪瓦海域，東部延伸至加納海域，西南小部分延至利比里亞深海區(qū)（圖1），面積為18.6×104km2。盆地總體呈近東西向展布、拉長的菱形，處于非洲板塊和南美洲板塊分離時的轉(zhuǎn)換位置，起源于板塊分離形成的區(qū)域伸展背景下派生的局部剪切作用。轉(zhuǎn)換斷層對盆地的形成與演化具有強烈的控制作用，早期的轉(zhuǎn)換斷層具有走滑性質(zhì)，晚期演化為大洋轉(zhuǎn)換斷層。盆地類型為在轉(zhuǎn)換斷層之間所形成的早期具有拉分盆地性質(zhì)、后期疊加被動陸緣盆地性質(zhì)的轉(zhuǎn)換型被動大陸邊緣盆地[13,16]，本文簡稱轉(zhuǎn)換大陸邊緣盆地。

圖1 科特迪瓦盆地位置及油氣田分布圖Fig.1 Location map of C?te d’Ivoire Basin and fields

科特迪瓦盆地勘探程度較低，其油氣勘探始于上世紀(jì)50 年代，經(jīng)歷了早期淺水勘探階段（1950 年—2000 年）和深水勘探階段（2001—現(xiàn)今）兩個勘探階段。早期淺水勘探階段主要集中在陸架淺水區(qū)，以下白堊統(tǒng)構(gòu)造圈閉勘探為主，共獲得約30 個油氣發(fā)現(xiàn)，但油氣田規(guī)模較小，僅Espoir 和Foxtrot 儲量規(guī)模較大，分別為161 MMboe、128 MMboe，其余均小于100 MMbboe。自2001 年起，盆地油氣勘探開始向深水區(qū)轉(zhuǎn)移，進入了深水勘探階段（水深大于500 m），該階段主要以上白堊統(tǒng)深水濁積砂巖形成的巖性圈閉勘探為主，發(fā)現(xiàn)的油氣田儲量規(guī)模都比較大，如著名的Jubilee油田可采儲量高達10億桶。

據(jù)IHS 數(shù)據(jù)庫[17]，截至目前，盆地共發(fā)現(xiàn)原油可采儲量為24 億桶，凝析油為1.63 億桶，天然氣為7.5 Tcf。目前已發(fā)現(xiàn)的儲量主要集中在上白堊統(tǒng)濁積砂巖，共發(fā)現(xiàn)37個油氣田，其儲量占盆地總發(fā)現(xiàn)的75%。因此，上白堊統(tǒng)深水濁積砂巖油氣藏展現(xiàn)出廣闊的勘探前景，也是盆地勘探的重點領(lǐng)域。

2 盆地構(gòu)造演化特征

科特迪瓦盆地的形成與赤道大西洋的演化密切相關(guān)，受非洲板塊和南美洲板塊分離作用的控制[16,18]，科特迪瓦盆地經(jīng)歷了裂陷期和漂移期二期構(gòu)造演化階段，各期構(gòu)造層序間均發(fā)育區(qū)域不整合界面，不同的構(gòu)造演化階段具有不同的沉積充填特征（圖2）。

圖2 科特迪瓦盆地綜合柱狀圖Fig.2 Stratigraphic chart of C?te d’Ivoire Basin

（1）裂陷期（早白堊世阿普特—阿爾布期）：侏羅紀(jì)末期，岡瓦納大陸由南向北開始裂解，使得西非海岸盆地群的演化時序呈現(xiàn)“南早北晚”的特征。受東西向拉張作用控制，西非海岸南部形成了一系列的近南北向展布的裂谷盆地群[18-20]，包括寬扎、下剛果盆地等。科特迪瓦盆地位于西非海岸北部的赤道大西洋段，處于非洲板塊與南美洲板塊分離時的轉(zhuǎn)換位置，裂開時間較晚，主要為早白堊世阿普特—阿爾布期，其應(yīng)力場為非洲板塊和南美洲板塊分離形成的區(qū)域伸展背景下派生的局部剪切作用。受剪切作用控制，在赤道段形成了一系列近東西向展布的裂谷群，盆地之間以Romanche、Chain、St Paul等多條大型走滑斷裂為界，科特迪瓦盆地夾持在Romanche 和St Paul斷裂之間。該時期科特迪瓦盆地發(fā)生強烈裂陷作用，裂谷發(fā)育，但裂谷規(guī)模遠小于南部拉張作用形成的裂谷，這一時期盆地主要以陸相的河流、三角洲、湖泊相沉積為主，裂陷作用末期不發(fā)育鹽巖，裂陷期沉積地層厚度為1 000～4 400 m。

（2）漂移期（晚白堊世塞諾曼期—至今）：該時期非洲板塊與南美洲板塊已經(jīng)完全分離，洋殼產(chǎn)生，南北大西洋貫通，構(gòu)造活動變?nèi)?，科特迪瓦盆地進入熱沉降階段，廣泛發(fā)育海相沉積，主要以陸架邊緣的三角洲沉積與深水濁積砂巖沉積為主，漂移期沉積地層厚度為1 000～5 000 m。由于缺乏鹽巖和大套泥巖等塑性地層，整個漂移期地層構(gòu)造不發(fā)育，漂移期地層整體上呈向海傾斜的單斜，僅在轉(zhuǎn)換斷層附近，由于后期壓扭作用發(fā)育擠壓背斜構(gòu)造帶[21]。

3 烴源巖條件

烴源巖是油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，控制著油氣藏的形成。受構(gòu)造演化與沉積充填的控制，科特迪瓦盆地發(fā)育兩套主力烴源巖，分別為漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖和裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖。對比兩套烴源巖的地化指標(biāo)，漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖優(yōu)于裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖。

3.1 漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖

漂移期上白堊統(tǒng)塞諾曼—土倫階烴源巖是科特迪瓦盆地廣泛分布的一套烴源巖，為海相泥巖沉積，該套烴源巖在西非海岸其它盆地均已得到證實[22]。盆地內(nèi)多口井鉆遇了該套烴源巖，烴源巖有機質(zhì)豐度和類型由淺水區(qū)（水深小于500 m）向深水區(qū)（水深大于500 m）逐漸變好，淺水區(qū)烴源巖有機質(zhì)豐度為0.8%～2.8%，烴源巖有機質(zhì)類型主要為III型，而深水區(qū)烴源巖有機質(zhì)豐度為1%～15.27%，烴源巖類型主要為II1型。盆地東部深水區(qū)的A-1井揭示了塞諾曼—土倫階優(yōu)質(zhì)海相烴源巖，TOC 為2%～4.5%，HI 為400～650 mg HC/g TOC。

3.2 裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖

基于構(gòu)造演化分析，科特迪瓦盆地在早白堊世阿普特—阿爾布期發(fā)生強烈裂陷作用，發(fā)育深湖、半深湖相沉積，為湖相烴源巖的形成提供了有利的沉積環(huán)境。下白堊統(tǒng)阿普特—阿爾布階地層埋藏較深，僅有少量鉆井揭示該套烴源巖，其TOC 為0.8%～3.47%，大部分大于1%，S1+S2為0.48～9.04 mg/g，HI為41～268 mg HC/g TOC，烴源巖類型主要為III型，部分為II2型。研究表明，這些鉆井主要位于構(gòu)造高部位，并非深湖、半深湖相發(fā)育的有利構(gòu)造位置，不利于優(yōu)質(zhì)烴源巖的形成?；诤酂N源巖的分布規(guī)律，推測盆地在裂陷期深洼處發(fā)育的深湖和半深湖相細(xì)粒沉積，是尋找優(yōu)質(zhì)湖相烴源巖的有利區(qū)。

4 濁積砂巖油氣藏分布規(guī)律

受漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖和裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖控制，盆地形成了裂陷期和漂移期的兩大勘探層系，其中，漂移期層系為科特迪瓦盆地的主力勘探層系。截至目前，漂移期層系共發(fā)現(xiàn)37 個油氣田，儲層為深水沉積環(huán)境下水道、朵葉形成的濁積砂巖，本文統(tǒng)稱為深水濁積砂巖，圈閉類型為巖性或構(gòu)造—巖性圈閉，儲量約占盆地油氣發(fā)現(xiàn)的75%。目前已發(fā)現(xiàn)的濁積砂巖油氣藏分布在塞諾曼—土倫階和圣通—馬斯特里赫特階，根據(jù)含油氣層位的不同，將濁積砂巖油氣藏劃分為兩種類型，一種為塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏，另一種為圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏。

兩類油氣藏的流體類型和分布規(guī)律呈現(xiàn)明顯的差異。塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏主要分布在深水區(qū)（現(xiàn)今水深大于500 m），以油為主，單個油田的儲量規(guī)模為0.1～845 MMboe，平均為122.7 MMboe；而圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏僅分布在陸架及坡折區(qū)，流體類型以凝析油和氣為主，單個油田的儲量規(guī)模為1.2～187.7 MMBoe，平均為57.2 MMBoe（圖3）。統(tǒng)計分析表明，已發(fā)現(xiàn)的儲量主要集中在塞諾曼—土倫階，占比約為75%，而圣通—馬斯特里赫特階的儲量占比約為25%。

5 濁積砂巖油氣成藏差異性分析

油氣來源、油氣運移、成藏模式等方面的差異是造成上述兩類油氣藏差異分布的主要原因（圖4）。本次研究選取兩類油氣藏中具有代表性的典型油氣藏來分析兩者成藏的差異性，塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏的典型代表為Jubilee 油藏，圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏的典型代表為Teak油氣藏，兩個油氣藏相鄰，Teak 位于Jubilee 的北部（圖3，5）。

圖3 科特迪瓦盆地濁積砂巖油氣藏分布圖Fig.3 Distribution of turbidite sand fields in C?te d’Ivoire Basin

圖4 科特迪瓦盆地濁積砂巖油氣藏成藏特征對比圖Fig.4 Features of turbidite sand oil and gas accumulation in C?te d’Ivoire Basin

Jubilee油藏位于科特迪瓦盆地東部加納海上，發(fā)現(xiàn)時間為2007年，水深為1 530 m。Jubilee油藏為上傾方向受F斷裂遮擋的構(gòu)造—巖性圈閉，儲層為上白堊統(tǒng)土倫階深水濁積砂巖，含油面積高達105 km2，油層厚度約為98 m，原油可采儲量約為10億桶。

Teak 油氣藏位于Jubilee 油田的上傾方向，發(fā)現(xiàn)時間為2011 年，水深為868 m。Teak 油氣田為在古凸起背景上形成的巖性圈閉，發(fā)育多套儲層，主力儲層為坎潘階儲層，其次為土倫階儲層，坎潘階油氣層厚度累計56 m，土倫階油氣層累計厚度為19 m，流體類型為氣和凝析油，原油可采儲量為95 MMbbl，天然氣可采儲量為520 Bcf。

5.1 油氣來源不同

綜合油氣地球化學(xué)、烴源巖、構(gòu)造特征分析，塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏和圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏具有兩種不同油氣來源。

塞諾曼—土倫階油氣藏的油氣主要來源于塞諾曼—土倫階海相烴源巖。構(gòu)造演化分析表明，塞諾曼—土倫期，非洲板塊與南美板塊完全分離，南北大西洋貫通，下剛果、加蓬、科特迪瓦等西非海岸盆地進入漂移期，具有相似的古地理環(huán)境，該時期沉積的海相烴源巖特征類似。Coleet al.[23]對下剛果盆地裂陷期湖相烴源巖和漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖作了對比分析，發(fā)現(xiàn)兩者飽和烴和芳烴的δ13C 具有明顯的差異。對Jubilee 油田土倫階4 個原油樣品作了飽和烴及芳烴的碳同位素分析，其中飽和烴δ13C 碳同位素范圍為-28.6‰～-27.9‰，芳烴δ13C 碳同位素范圍為-26.9‰～-26.4‰，均與下剛果盆地上白堊統(tǒng)塞諾曼—土倫階烴源巖類似，落在了Sofer 判別圖版[24]的海相區(qū)（圖6），這表明Jubilee 油田的原油主要來源于塞諾曼—土倫階海相烴源巖。

圖5 科特迪瓦盆地東部Jubilee 和Teak 油田典型剖面圖Fig.5 Section across Jubilee and Teak fields in eastern C?te d’Ivoire Basin

圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏的油氣主要來源于深部裂陷期的高成熟湖相烴源巖。對比分析Teak 油氣田和Jubilee 油田的流體性質(zhì)，二者具有明顯的差異，Teak 油氣田主要為氣和凝析油，凝析油的API 為40°，而Jubilee 油藏的原油為正常原油，原油API 為36°，推測兩者的油氣來源可能不同。基于對漂移期塞諾曼—土倫階海相烴源巖和裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖熱演化分析，塞諾曼—土倫階海相烴源巖現(xiàn)今處于生油階段，未到生氣或凝析油階段，而阿普特—阿爾布階裂陷期湖相烴源巖埋藏較深，已經(jīng)進入生氣階段。因此，綜合流體類型與烴源巖成熟度的匹配關(guān)系，不難發(fā)現(xiàn)Teak 油氣田的油氣來源于深部熱演化程度較高的裂陷期湖相烴源巖。

5.2 油氣運移及成藏期次不同

基于油氣來源分析，結(jié)合烴源巖排烴史、斷層活動史的分析，兩類濁積砂巖油氣藏具有呈現(xiàn)出不同的油氣運移方式和成藏期次。

塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏的油氣運移路徑為層內(nèi)大型砂體，其成藏時期主要為始新世末（約34 Ma）。塞諾曼—土倫階濁積砂巖位于塞諾曼—土倫階烴源巖層內(nèi)，具有“近水樓臺先得月”的成藏優(yōu)勢，呈現(xiàn)典型的“源內(nèi)成藏”特征。塞諾曼—土倫階濁積砂巖與烴源巖直接接觸，油氣以橫向近距離運移為主，其運移路徑主要為大型濁積砂巖。目前已發(fā)現(xiàn)的塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏均分布在深水區(qū)塞諾曼—土倫階烴源巖灶范圍內(nèi)，成熟烴源巖生成的油氣就近直接運移至層內(nèi)大型濁積砂體（圖7）。塞諾曼—土倫階烴源巖的排烴期決定了該類油氣藏的成藏時期，下覆塞諾曼—土倫階烴源巖在始新世末（約34 Ma）開始大量排烴，Jubilee油田上傾方向的F 斷裂活動停止，斷層兩側(cè)為砂—泥對接，上傾方向形成良好的封堵作用，塞諾曼—土倫階烴源巖生成的油氣運移就近至土倫階圈閉中聚集成藏（圖7，8）。

圖7 始新世末期（34 Ma）Jubilee 油田生烴剖面Fig.7 Hydrocarbongeneration section of Jubilee in Eocene (34 Ma)

圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏的油氣運移路徑為層間斷裂，其成藏時期主要為馬斯特里赫特期。圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖與裂陷期烴源巖之間隔著厚層泥巖，斷裂是該類油氣藏油氣運移的主要方式。晚白堊世以后，盆地進入漂移期，整體上構(gòu)造活動較弱，僅陸架淺水區(qū)及坡折帶處的構(gòu)造活動相對較強，斷裂較為發(fā)育，這些斷裂可斷至深部裂陷期烴源巖，起到溝通深部裂陷期油源的作用，是油氣運移的重要通道。斷裂活動時期控制了該類油氣藏的成藏期次，分析Teak 油氣田南部F 斷裂活動性發(fā)現(xiàn)，馬斯特里赫特期，F(xiàn) 斷裂活動速率最大（圖9），是油氣運聚成藏的重要時期。該時期塞諾曼—土倫階烴源巖未熟，深部裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖已進入大量生氣階段，并伴有一定量的原油生成（圖10），油氣沿F 斷裂向上運移至土倫階和坎潘階砂體中聚集成藏。

圖9 Teak 油氣田F 斷裂活動圖Fig.9 Fault activity of Teak field

圖10 裂陷期阿普特—阿爾布階烴源排烴史圖Fig.10 Hydrocarbonexpulsion of syn-rift Lower Cretaceous Aptian-Albian source rock

圖8 科特迪瓦盆地塞諾曼—土倫階烴源巖排烴史圖Fig.8 Hydrocarbon expulsion of Upper Cretaceous Cenomanian-Turonian source rock in C?te d’Ivoire Basin

5.3 油氣成藏模式不同

油氣來源、油氣運移和油氣成藏期次的不同，使得兩種油氣藏的成藏模式呈現(xiàn)明顯的差異。Jubilee和Teak 兩個油氣藏相鄰，其構(gòu)造演化特征具有明顯相關(guān)性，基于油氣成藏的關(guān)鍵時期分析，本次研究建立了兩類油氣藏的成藏模式。

圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖的油氣成藏模式為“斷裂運移、下生上儲、源外成藏”。白堊紀(jì)馬斯特里赫特期，F(xiàn) 斷裂活動性最強，漂移期塞諾曼—土倫階烴源巖未熟，深部裂陷期阿普特—阿爾布階烴源巖已經(jīng)進入生氣階段，其生成的油氣沿F斷裂向上運移至上部土倫階、坎潘階圈閉聚集成藏（圖11）。

圖11 馬斯特里赫特末期Teak 油氣田成藏模式圖Fig.11 Accumulation model of Teak in Upper Cretaceous Maastrichtian

塞諾曼—土倫階濁積砂巖的油氣成藏模式為“近源運移、自生自儲、源內(nèi)成藏”。始新世末期，F(xiàn)斷裂活動停止，具良好的封堵作用，漂移期塞諾曼—土倫階烴源巖進入大量排烴階段，其生成的油氣就近直接運移至層內(nèi)大型濁積砂體聚集成藏（圖12）。

圖12 始新世末期Jubilee 油田成藏模式圖Fig.12 Accumulation model of Jubilee in the Eocene

5.4 油氣成藏主控因素不同

基于上述論述并結(jié)合失利井的分析，兩種油氣藏的成藏主控因素存在明顯的差異。

塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏為典型的“砂體運移、自生自儲、源內(nèi)成藏”的油氣成藏模式，該類油氣藏主要位于深水區(qū)塞諾曼—土倫階有效烴源巖范圍內(nèi)。而在有效烴源巖范圍之外的鉆探的4 口井雖然都揭示了優(yōu)質(zhì)濁積砂巖儲層，但卻均告失利，這表明了該類油氣藏成藏的主控因素為是否發(fā)育有效烴源巖。

圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏為典型的“斷裂運移、下生上儲、源外成藏”的油氣成藏模式，油氣依靠斷裂垂向運移至上部的濁積砂巖聚集成藏，該類油氣藏主要分布在斷裂比較發(fā)育的陸架及陸架坡折帶，而在斷裂不發(fā)育的深水區(qū)鉆探的2口井均告失利，這表明該類油氣藏成藏的主控因素為是否發(fā)育油源斷裂。

6 結(jié)論

（1）科特迪瓦盆地經(jīng)歷了早白堊世裂陷期和晚白堊世—現(xiàn)今的漂移期，發(fā)育漂移期塞諾曼—土倫階優(yōu)質(zhì)海相烴源巖和裂陷期阿普特—阿爾布階湖相烴源巖。

（2）漂移期層系為盆地的主力勘探層系，儲層類型主要為深水濁積砂巖，發(fā)育塞諾曼—土倫階和圣通—馬斯特里赫特階兩種類型的濁積砂巖油氣藏，兩種油氣藏表現(xiàn)出明顯的成藏差異性。

（3）塞諾曼—土倫階濁積砂巖油氣藏為典型的“砂體運移、自生自儲、源內(nèi)成藏”的油氣成藏模式。其油氣主要來源于塞諾曼—土倫階烴源巖，油氣運移路徑主要為廣泛分布的濁積砂巖，烴源巖的生、排烴期決定了油氣的成藏時期，是否發(fā)育成熟烴源巖是該類油氣藏成藏的主控因素。

（4）圣通—馬斯特里赫特階濁積砂巖油氣藏為典型的“斷裂運移、下生上儲、源外成藏”的油氣成藏模式。其油氣主要來源于深部裂陷期湖相烴源巖，斷裂是油氣運移的主要路徑，斷裂的活動時期控制了油氣的運移和成藏時期，是否發(fā)育油源斷裂是該類油氣藏成藏的主控因素。