非洲Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組巖性油氣藏勘探潛力

劉計國，周鴻璞，秦雁群，鄒 荃，鄭鳳云，李早紅，肖高杰

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

Levorsen［1］在20 世紀60 年代提出了隱蔽油氣藏（包括地層不整合、巖性和古地貌）的概念，各大油公司廣泛接受并開展相應勘探工作?！笆濉币詠?，巖性地層油氣藏已成為國內油氣發(fā)現(xiàn)和增儲的主體［2-3］。目前國內巖性油氣藏勘探在陸上斷陷、坳陷、前陸及海相克拉通等盆地內均有發(fā)現(xiàn)，目標巖性體涵蓋了碎屑巖、碳酸鹽巖和火山巖等多種類型［4-5］，并形成了相對成熟的巖性油氣藏地質理論與勘探技術［6-8］，其中高分辨率層序地層劃分和地震儲集層預測是2 項核心技術［6］。然而，中國石油天然氣股份有限公司海外區(qū)塊由于受勘探期短、地震資料品質不佳等因素影響，其巖性油氣藏勘探總體仍處于起步階段［9］。在凹陷中央少井區(qū)，高分辨率層序地層學和沉積相分析是預測巖性油氣藏發(fā)育有利區(qū)帶的有效方法［10-11］。為了進一步獲取優(yōu)質規(guī)模儲量，有針對性地開展海外成熟探區(qū)富油氣凹陷少井地區(qū)巖性油氣藏有利區(qū)帶優(yōu)選和評價，是下一步油氣增儲的重要領域。

非洲大區(qū)作為中國石油最有成效的海外合作區(qū)，目前勘探區(qū)塊主要位于中非裂谷系相關盆地。Muglad 盆地是中非裂谷系面積最大、油氣儲量發(fā)現(xiàn)最多的含油氣盆地。1995 年，中國石油天然氣股份有限公司開始進入該區(qū)塊并開展油氣勘探，經過近30 年的大規(guī)?？碧剑c斷裂相關的構造圈閉多已被鉆探并取得系列發(fā)現(xiàn)，受地震資料品質不佳、勘探投資回報率低等因素限制，繼續(xù)挖掘小型、復雜的構造油氣藏面臨諸多困難。Fula 凹陷作為Muglad 盆地富油氣凹陷之一，區(qū)內已發(fā)現(xiàn)油氣儲量占盆地發(fā)現(xiàn)總油氣儲量的30%以上，且?guī)缀蹙鶠闃嬙旎蚺c構造相關的油氣藏。以往對Fula 凹陷的研究多聚焦于構造特征與油氣關系［12-16］、層序地層與沉積體系［17-19］、烴源巖地球化學［20-23］以及油氣成藏［9，24］等方面，而對巖性油氣藏潛力研究相對較少?；趪鴥葦嘞菖璧貛r性油氣藏勘探理論與技術，運用層序地層學分析方法，對中非裂谷系Muglad 盆地Fula 凹陷巖性油氣藏的類型及分布進行研究，并對其勘探潛力進行分析，以期為該區(qū)油氣勘探及找尋未來接替領域提供借鑒。

1 地質概況

Muglad 盆地地處非洲中部，緊鄰中非剪切帶，屬于在前寒武系基底之上形成的中、新生代陸內被動裂谷盆地（圖1a）。盆地的形成演化受中非剪切帶右旋走滑構造作用影響，具有多期次和多旋回的演化特征［12-13］。Fula 凹陷位于Muglad 盆地東北部，總面積約3 300 km2，平面上呈近南北向展布，其東部、西部和南部均被大型控盆斷裂限制，地層向東北部超覆尖滅，可劃分為北部次凹、東部緩坡帶、福西陡坡帶、南部次凹、Fula-Moga 構造帶和南部斷階帶等構造單元［14-16］（圖1b）。凹陷內多級斷裂發(fā)育，多呈北西和北西西向。

受區(qū)域構造演化影響，F(xiàn)ula 凹陷經歷了3 期斷陷-坳陷演化旋回（圖1c）。其中，第一旋回發(fā)生在早白堊世，是凹陷最主要的沉積物堆積期，包括Abu Gabra（AG）組大套湖相泥巖夾薄層砂巖和Bentiu 組河流相砂巖夾少量泥巖，總沉積厚度超過5 000 m。第二旋回發(fā)生在晚白堊世—古近紀早期，主要為Darfur 群的淺湖相褐色泥巖、暗色泥巖夾粉砂巖以及Amal 組的厚層河流相砂巖，沉積厚度超過800 m。第三旋回發(fā)生于古近紀晚期以來，構造活動較弱，鉆井揭示多處沉積地層缺失嚴重。

烴源巖、儲層和蓋層宏觀特征及實驗室樣品分析表明，下白堊統(tǒng)AG 組厚層湖相泥巖是Fula 凹陷最主要的烴源巖；白堊系以三角洲前緣相和河流相為主的砂巖均可作為有效儲層；蓋層主要包括Darfur 群下部淺湖相泥巖形成的區(qū)域性蓋層及AG 組內部的層間蓋層（圖1c）?；谝寻l(fā)現(xiàn)的油氣藏綜合分析，將Fula 凹陷成藏組合劃分為源上和源內2 套。其中，源上成藏組合以AG 組湖相泥巖為烴源巖，以Bentiu 組和Darfur 群河流相、三角洲相砂巖為儲層，以Darfur 群內部淺湖相泥巖為蓋層，該組合發(fā)現(xiàn)的油氣多位于與斷裂相關的構造圈閉內；源內成藏組合是指AG 組內“自生自儲”型組合，目前發(fā)現(xiàn)的油氣多位于與斷裂相關的構造圈閉或斷裂控制下的構造-巖性圈閉內。

2 層序地層特征與有利儲集相帶

2.1 層序地層特征

不同學者提出了Fula 凹陷AG 組層序地層不同的劃分方案［17］。本次研究選取了鉆遇地層較全、無過井斷層、測井資料完整的Fula E-4 井作為AG 組層序劃分的標準井（圖2）。按照構造層序界面特征將AG 組劃分為1 個二級層序，再根據(jù)不整合面及將其對應的整合面作為三級層序邊界，將AG 組劃分為5 個三級層序，自下而上命名為SQ1—SQ5，分別對應地質分層AG5 段—AG1 段。由于層序SQ1 和SQ2 埋藏深，已鉆井多數(shù)未鉆遇，且不是研究區(qū)主要目的層段，因此，本次研究主要討論層序SQ3，SQ4 和SQ5。

圖2 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組層序地層劃分方案Fig.2 Sequence stratigraphic framework of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

層序SQ3 形成于盆地斷陷相對較早時期，層序內部上升半旋回發(fā)育時間短，下降半旋回發(fā)育時間長，可進一步劃分為3 個四級層序（圖2、圖3）。除底部發(fā)育少量的塊狀砂巖外，層序SQ3 總體為砂泥互層沉積，GR曲線可見密集的齒狀或少量指狀形態(tài)，砂體厚度小，鉆井揭示儲層物性差，目前發(fā)現(xiàn)少量的構造-巖性圈閉主要位于層序SQ3 中部，但總體占比較小。

圖3 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組層序地層剖面（剖面位置見圖1）Fig.3 Sequence stratigraphic profile of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

層序SQ4 與SQ3 具有相似的沉積旋回特征，但湖盆水體變深，屬于AG 組二級層序的最大湖泛面時期，三級層序內部上升半旋回發(fā)育時間長，下降半旋回發(fā)育時間短，可進一步劃分為4 個四級層序。其中，SQ4-3 湖泛面對應于三級層序的最大湖泛面（圖2、圖3）。層序SQ4 主要為砂泥巖互層，但泥巖段明顯增多，GR曲線大多為鋸齒狀，基值變化幅度小。鉆井揭示該套地層砂地比為0.2～0.4，儲層物性好，層間封堵性好，是研究區(qū)AG 組最易形成巖性油氣藏的層系［25］。目前發(fā)現(xiàn)的巖性或構造-巖性油氣藏多集中于層序SQ4 最大湖泛面附近厚層泥巖中的薄層砂體內，少量位于四級層序的上升半旋回初期和下降半旋回末期。

層序SQ5 形成于盆地斷陷末期，屬于AG 組二級層序的高位體系域時期，三級層序內部上升半旋回發(fā)育時間與下降半旋回發(fā)育時間相當，可進一步劃分為5 個四級層序。其中，SQ5-3 湖泛面對應于三級層序的最大湖泛面（圖2、圖3）。層序SQ5 沉積時期，構造沉降量明顯減小，雖然總體仍呈現(xiàn)為砂泥巖互層，但砂巖粒度變大，單層砂體厚度變大。目前，已在層序SQ5 上升半旋回初期發(fā)育的薄層砂巖中發(fā)現(xiàn)了少量構造-巖性油氣藏。

2.2 巖性油氣藏有利相帶

基于錄井、測井、巖心和地震等資料，開展研究區(qū)典型單井相劃分，發(fā)現(xiàn)受三角洲發(fā)育規(guī)模和湖平面升降影響，不同構造位置的沉積相差異較大。如Moga NE-1 井位于Fula-Moga 構造帶中部，受東北部物源供給控制，層序SQ4 和SQ5 沉積期均發(fā)育辮狀河三角洲前緣亞相，主要形成水下分流河道和河口壩砂體，局部發(fā)育席狀砂，內部的泥巖形成于分流間灣（圖4a）。Fula E-4 井位于Fula-Moga 構造帶南部，受東部物源供給影響，在層序SQ3 和SQ4沉積期發(fā)育濱淺湖亞相，主要形成灘壩砂體和濱淺湖泥巖；層序SQ5 沉積時期發(fā)育三角洲前緣亞相，主要形成水下分流河道和河口壩砂體（圖4b）。

圖4 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組Moga NE-1 井（a）和Fula E-4 井（b）單井沉積相Fig.4 Single well sedimentray facies of wells Moga NE-1（a）and Fula E-4（b）of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

近東西向連井剖面顯示，F(xiàn)ula 凹陷AG 組沉積時期的最大湖泛面位于層序SQ4 中上部（圖5）。在福西陡坡帶，層序SQ3 和SQ4 下部沉積物呈加積現(xiàn)象，往上則逐漸過渡為扇三角洲進積特征，在層序SQ3 和SQ4 沉積時期扇三角洲向湖盆中心方向發(fā)育濁積扇和灘壩沉積。東部Fula-Moga 構造帶主要發(fā)育辮狀河三角洲前緣沉積，自下而上表現(xiàn)為一個完整的退積-進積過程。SQ3 至SQ4 最大湖泛面沉積期間，辮狀河三角洲向湖岸退積。層序SQ4晚期到層序SQ5 初期，湖相沉積物分布面積最廣，三角洲相對不發(fā)育。層序SQ5 晚期，三角洲向湖盆中心進積，發(fā)育了規(guī)模較大的三角洲前緣砂體。

圖5 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組沉積相連井剖面（剖面位置參見圖1）Fig.5 Well-tie sedimentary facies profile of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

從三級層序沉積相的平面分布來看，F(xiàn)ula 凹陷在層序SQ3 沉積時期，福西陡坡帶邊緣主要發(fā)育扇三角洲沉積；東北部發(fā)育辮狀河三角洲沉積，其前緣延伸距離較長，三角洲前緣砂體發(fā)育；東南及西南部以濱淺湖沉積為主，局部發(fā)育灘壩砂體（圖6a）。層序SQ4 沉積時期，福西陡坡帶邊緣扇三角洲繼承性發(fā)育，范圍逐步擴大；東北方向辮狀河三角洲沉積的分布范圍減小，前緣砂體受波浪作用影響在三角洲前方及側翼發(fā)育大量灘壩砂體；東南方向辮狀河三角洲開始發(fā)育，展布范圍較小，僅在局部鉆井處有所顯示；西南部依然以濱淺湖沉積為主（圖6b）。層序SQ5 沉積時期，福西陡坡帶邊緣扇三角洲沉積的分布范圍進一步向東擴大，延伸至Jake SE-1 井附近；東北方向辮狀河三角洲沉積繼續(xù)向物源方向退積，分布范圍減小；東南方向辮狀河三角洲沉積的分布范圍擴大，在2 個三角洲之間形成了大量壩砂群；西南部仍然為濱淺湖沉積（圖6c）。

圖6 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組沉積相平面分布Fig.6 Plane distribution of sedimentary facies of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

3 烴源巖特征

AG 組是Fula 凹陷已證實的主力烴源巖層系，總體具有厚度大、分布范圍廣、有機質豐度高等特征。其中，AG3 段（SQ3）現(xiàn)今頂面最大埋深在北部次凹約2 400 m，屬于剛超過排烴門限［21］；在南部次凹則普遍超過2 400 m，最深可達5 000 m，處于高—過成熟演化階段。AG4 段（SQ2）在北部次凹發(fā)育局限，在南部次凹埋深普遍超過4 000 m，處于過成熟演化階段。

Fula 凹陷AG2 段（SQ4）烴源巖主要沉積于淺湖—半深湖環(huán)境，累計沉積厚度為100～550 m。干酪根類型為Ⅰ—Ⅱ1型，總有機碳（TOC）值普遍大于2.00%，平均值約為3.41%，生烴潛量（S1+S2）大于8 mg/g，烴源巖地化剖面顯示，凹陷中心烴源巖品質最好（圖7a，7b），屬于好—極好烴源巖［22-23］。鏡質體反射率（Ro）普遍大于0.5%，熱解峰溫（Tmax）已達到成熟門限，處于主要的生油窗內。因此，對于Fula 凹陷巖性油氣藏的形成貢獻最大的烴源巖層系為AG2 段（SQ4）。

基于烴源巖TOC，Ro和厚度（H）等值線分布完成的AG2 段烴源巖綜合評價圖（圖7c）表明，最有利烴源巖（TOC>4%，Ro>1.0%，H>300 m）位于南部次凹，平面上呈近南北向長條狀展布，其北部及東部邊緣受Fula-Moga 斷裂帶限制，南部延伸至Fula W-1 井北部。根據(jù)已鉆井揭示，目前巖性或構造-巖性油氣藏主要發(fā)育于Fula-Moga 構造帶的Fula N 及Moga 7 等地區(qū)以及福西陡坡帶邊緣的Jake 和Keyi 等地區(qū)，而在南部斷階帶、Fula-Moga構造帶東部及北部等地區(qū)發(fā)育少。因此，F(xiàn)ula 凹陷巖性油氣藏平面上多是沿有利烴源巖周緣展布，這主要是由于臨近烴源巖有利于排烴、儲集砂體被烴源巖有效包裹以及斜坡和斷裂與烴源巖層直接溝通有利于油氣輸導。

4 巖性油氣藏類型及分布

Fula 凹陷南部次凹的構造、斷裂分布組合樣式以及AG 組的沉積背景決定了該地區(qū)巖性油氣藏的成因具有多種類型（圖8）。福西陡坡帶扇三角洲多被邊界斷裂和調節(jié)斷裂復雜化，易形成扇三角洲內受斷裂控制的構造-巖性油氣藏，在其前端可形成滑塌濁積扇或湖底扇等透鏡狀巖性油氣藏；南部次凹中心部位可以形成被層間泥巖包裹的透鏡狀巖性油氣藏；Fula-Moga 構造帶西側靠近南部次凹的斜坡帶（以下簡稱Fula-Moga 斜坡帶）多形成上傾尖滅巖性油氣藏或被斷裂側向封堵形成構造-巖性油氣藏；Fula-Moga 構造帶內部多為斷裂控制下的構造-巖性油氣藏；Fula-Moga 構造帶東部地區(qū)受烴源巖分布和成熟度等因素影響，已鉆井發(fā)現(xiàn)油氣少，水層多，巖性油氣藏形成條件差。

圖8 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組巖性油氣藏成藏模式Fig.8 Lithologic reservoir accumulation model of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

Fula 凹陷AG 組巖性油氣藏輸導體系豐富（圖8）。福西陡坡帶以邊界控凹大斷裂及次級調節(jié)斷裂垂向輸導為主，向陡坡帶前緣部位存在層間砂體油氣輸導；南部次凹中心部位油氣藏主要靠層間砂體輸導；Fula-Moga 斜坡帶油氣主要靠斜坡、斷裂和層間砂體聯(lián)合輸導；Fula-Moga 構造帶內部油氣以斷裂縱向輸導為主。

5 勘探潛力

5.1 巖性油氣區(qū)帶劃分

根據(jù)油氣區(qū)帶劃分基本原則［26］，綜合分析Fula凹陷AG2 段斷裂平面分布組合樣式、次凹剖面結構、沉積相展布及巖性油氣藏分布特征等因素，將研究區(qū)劃分為福西陡坡帶北部和南部、南部次凹中心、Fula-Moga 斜坡帶北部和南部、Fula-Moga 構造帶和Fula-Moga 構造帶東部共7 個AG 組巖性油氣區(qū)帶（圖9）。

圖9 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG 組巖性油氣區(qū)帶劃分與評價Fig.9 Division and evaluation of lithologic reservoir zones of Cretaceous AG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

根據(jù)福西陡坡帶轉換帶分布情況［16］及AG2 段沉積相平面分布特征，將福西陡坡帶劃分為北部和南部2 個巖性油氣區(qū)帶。北部巖性油氣區(qū)帶位于控凹斷裂下降盤，AG2 段沉積時期發(fā)育扇三角洲，砂地比適中，砂泥巖交互，扇三角洲前緣水下分流河道和前端的濁積扇易形成巖性油氣藏。已鉆井在AG2 段靠近大斷裂邊緣發(fā)現(xiàn)了構造油氣藏，表明斷裂的油氣輸導和側向封堵的有效性。地震屬性分析結果顯示，該區(qū)存在明顯的剖面扇透鏡體和平面朵葉體狀異常體，表明存在巖性油氣藏的可能性大，但目前無鉆井證實。福西陡坡帶南部AG2 段扇三角洲規(guī)模較北部小，目前已發(fā)現(xiàn)了與控凹斷裂斜交的調節(jié)斷裂邊緣發(fā)育構造油氣藏，但受地震資料品質影響，巖性目標刻畫有待進一步加強。

南部次凹中心主要為AG2 段最有利烴源巖分布區(qū)，目前只有部分區(qū)域被三維地震覆蓋。根據(jù)已鉆井的測井和錄井資料分析可知，南部次凹在AG2段主要發(fā)育厚層暗色泥巖夾薄層砂巖，從現(xiàn)有的三維地震屬性資料和反演剖面中均可識別出砂體橫向變化特征，因此推測存在巖性油氣藏。

根據(jù)斷裂平面分布的傾向差異和AG2 段三角洲發(fā)育情況，F(xiàn)ula-Moga 斜坡帶可分為北部和南部2 個巖性油氣區(qū)帶。北部巖性油氣區(qū)帶位于同沉積斷裂的上升盤，斜坡坡度適中，發(fā)育三角洲前緣相和淺湖相灘壩，且在三維地震反演剖面上可見多層巖性體疊置現(xiàn)象。已鉆井表明Moga-7 井和Moga-7N 井（井位見圖1）在AG2 段可見明顯的3 套油藏，下部厚層油藏和中部薄層油藏屬于斷裂側向封堵的構造-巖性油藏，證實了Fula-Moga 斜坡帶北部存在巖性油氣藏。南部巖性油氣區(qū)帶位于同沉積斷裂的下降盤，該部位發(fā)育三角洲前緣相，在多級斷裂坡折背景下也易形成構造-巖性油氣藏。

Fula-Moga 構造帶是Fula 凹陷油氣最為聚集的構造帶，前期鉆探以斷塊圈閉為主，在該構造帶先后發(fā)現(xiàn)了Fula，F(xiàn)ula N 和Moga 等油田，均為斷塊、斷背斜等構造油氣藏。在AG2 段沉積時期，該構造帶南、北部均位于大型辮狀河三角洲前緣，水下分流河道和席狀砂與泥巖互層，砂地比適中，物性好，局部可以形成斷裂控制的構造-巖性油氣藏。

Fula-Moga 構造帶東部地區(qū)由于離生烴中心較遠，區(qū)內已鉆井在AG2 段雖可見不同程度發(fā)育的三角洲砂體，但試油顯示均為水層，表明其巖性油氣藏潛力有限。

5.2 勘探潛力分析

按照“多圖疊合”的巖性油氣區(qū)帶評價方法［18］，將Fula 凹陷AG2 段頂面構造圖、沉積相圖、烴源巖綜合評價圖、已發(fā)現(xiàn)油氣藏分布圖等進行疊置分析，綜合分析已鉆井油氣發(fā)現(xiàn)情況、三維地震屬性反演資料認為，F(xiàn)ula-Moga 斜坡帶北部為巖性油氣勘探Ⅰ類有利區(qū)帶；福西陡坡帶北部、Fula-Moga 斜坡帶南部、福西陡坡帶南部為巖性油氣勘探Ⅱ類有利區(qū)帶；南部次凹中心和Fula-Moga 構造帶是巖性油氣勘探Ⅲ類有利區(qū)帶；Fula-Moga 構造帶東部巖性油氣勘探潛力有限（表1、圖9）。

表1 Muglad 盆地Fula 凹陷白堊系AG2 段巖性油氣區(qū)帶綜合評價Table 1 Comprehensive evaluation of lithologic reservoirs zones of ofAG2 member of CretaceousAG Formation in Fula Sag，Muglad Basin

Fula-Moga 斜坡帶北部區(qū)帶目標層AG2 段現(xiàn)今埋深為1 400～2 200 m，儲層物性好，烴源巖、砂體與構造背景配置優(yōu)良，具備在現(xiàn)階段開展巖性目標勘探的理論和現(xiàn)實條件。福西陡坡帶北部和南部區(qū)帶雖然也緊鄰生烴中心，但AG2 段沉積時期扇三角洲近物源的特性，導致其砂巖結構和成分成熟度相對均較低，孔喉結構比Fula-Moga 斜坡帶北部三角洲前緣和灘壩砂體差，且鄰近陡坡帶，埋藏深，較強的壓實作用和成巖作用導致砂體物性比Fula-Moga 斜坡帶北部差。Fula-Moga 斜坡帶南部區(qū)帶AG2 段埋藏較北部區(qū)帶深，發(fā)育的辮狀河三角洲規(guī)模較北部小，巖性目標勘探難度相對較大。南部次凹中心由于三維地震覆蓋有限，下一步可在二維地震目標異?；A上開展重點區(qū)三維地震部署，落實巖性目標。Fula-Moga 構造帶已發(fā)現(xiàn)多個構造類型的油氣田，圍繞油田周邊開展精細勘探，是下一步發(fā)現(xiàn)巖性油氣藏的關鍵。

6 結論

（1）Muglad 盆地Fula 富油氣凹陷經歷了多期構造旋回，在下白堊統(tǒng)AG 組已發(fā)現(xiàn)多個油田，具備源內成藏、近源成藏等巖性油氣藏的形成的諸多優(yōu)勢條件，是巖性油氣勘探的有利場所。

（2）Fula 凹陷AG 組巖性油氣藏的形成特點：湖泛面附近是巖性油氣藏最有利分布位置、三角洲前緣和濱淺湖灘壩是巖性油氣藏聚集的最有利相帶、多沿優(yōu)質烴源巖周緣呈規(guī)律性展布、成因類型多、輸導體系豐富。

（3）Fula 凹陷AG2 段巖性油氣區(qū)帶可劃分為福西陡坡帶北部和南部、南部次凹中心、Fula-Moga斜坡帶北部和南部、Fula-Moga 構造帶和Fula-Moga構造帶東部7 個。綜合評價認為Fula-Moga 斜坡帶北部是巖性油氣勘探最有利區(qū)帶，具備在現(xiàn)階段開展巖性目標勘探的理論和現(xiàn)實條件。