南加蓬次盆鹽下油氣分布規律與成藏特征＊

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構造單元，其外裂陷帶深水鹽下油氣勘探程度很低。在盆地構造演化、沉積充填分析的基礎上，通過對主力烴源巖、儲蓋組合等基本石油地質條件的研究，系統總結了南加蓬次盆鹽下油氣分布規律及成藏特征與模式，并通過對比分析指出了構造演化與沉積充填差異是南加蓬次盆內外裂陷帶烴源巖演化、沉積儲層發育和油氣成藏特征差異的主要控制因素，認為該地區外裂陷帶鹽下應以找氣為主，下白堊統Gamba、Dentale組三角洲前緣砂巖為有利儲層，以多層疊置的層狀氣藏為主，生烴凹陷中的反轉構造和掀斜斷塊為有利勘探目標。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，對西非其他以碎屑巖為主的鹽下勘探區也有一定的參考和借鑒意義。

鹽下；下白堊統；油氣分布規律；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，為典型的被動大陸邊緣含鹽盆地。該次盆的油氣勘探始于20世紀50年代，油氣發現主要集中在阿普特（Aptain）鹽巖以下的裂陷層序內。截至2013年10月南加蓬次盆鹽下共獲得油氣發現49個，可采儲量達3.8億m3油當量，以油為主，主要集中在陸上至淺水區的內裂陷帶和中央凸起帶［1］，而次盆深水區外裂陷帶鹽下勘探程度非常低。近年來隨著大西洋西岸巴西桑托斯盆地鹽下接連獲得重大發現，西非深水鹽下也引起了全球各大石油公司的重視［2－3］。本文在對南加蓬次盆石油地質條件、油氣分布規律及主控因素總結的基礎上，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 構造及沉積充填演化

加蓬盆地是典型的大西洋被動大陸邊緣含鹽盆地，面積約12.8萬km2［4－9］，可劃分為南加蓬次盆、北加蓬次盆、內次盆等3個二級構造單元（圖1）［910］。加蓬盆地下白堊統阿普特（Aptian）階鹽巖厚度可達3 km，此套巨厚鹽巖將晚侏羅世以來的沉積層劃分為鹽上、鹽下2個構造層序（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。

加蓬盆地構造演化經歷了晚侏羅世—早白堊世早期裂陷階段、早白堊世晚期過渡階段（斷拗轉換期）和晚白堊世—新近紀漂移階段［11－12］，相應地發育了裂陷期陸相沉積充填、過渡期鹽巖沉積、漂移期海相沉積充填等3套層序結構（圖2）。盆地沉積層最厚達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。

南加蓬次盆鹽下裂陷階段經歷了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—淺水區域，NE向拉伸形成了Vera地塹、Dianago地塹等近海內裂陷帶沉積中心。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，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整期，形成了Gamba高地等中央凸起帶正向構造單元。阿普特（Aptian）期早期的破裂不整合面標志著裂陷作用的結束，盆地進入過渡階段。這2期伸展分別形成了內外2個裂陷帶［14－16］，奠定了南加蓬鹽下總體兩坳夾一隆的構造格局（圖1），其中內裂陷帶沉積最厚達5 km，外裂陷帶沉積最厚達6 km［17－18］。

圖1 加蓬盆地構造單元劃分Fig.1 Tectonic units of Gabon basin

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

2 油氣地質條件

2.1 烴源條件

南加蓬次盆鹽下發育2套湖相烴源巖，即下白堊統巴雷姆（Barremian）階Melania組湖相黑色頁巖和紐康姆（Neocomian）階Kissenda組頁巖，其中Melania組是鹽下的主力烴源巖，厚度200～600 m，有機質豐度高，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、外裂陷帶構造－沉積充填特征差異顯著，造成鹽下烴源巖成熟度具有內裂陷帶低、外裂陷帶高的特點。Melania組沉積之后，內裂陷帶經歷了多期強烈擠壓抬升剝蝕夾間歇沉積，導致地層剝蝕量大、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，造成內裂陷帶Dentale組上覆沉積相對薄、外裂陷帶厚。阿普特（Aptian）期大洋開裂及其伴生的破裂不整合進一步增強了內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、古近紀區域翹傾抬升及海平面持續下降，盆地沉積中心進一步由陸（內裂陷帶）向海（外裂陷帶）遷移，造成整個內裂陷帶烴源巖上覆沉積薄，后期埋深相對淺，熱演化程度適中，目前大部分仍處于生油窗范圍內，僅局部深洼區進入生氣窗。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，構造抬升剝蝕不明顯，造成上覆沉積巨厚，烴源巖處于高熟—過熟階段，以生氣為主。

2.2 儲集條件

南加蓬次盆鹽下主要發育3套儲集層系，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層之一，是一套河流相—三角洲相砂巖，具有下粗上細、交錯層理發育的特點。鉆井揭示，該套砂巖在內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層，是一套湖相濁積巖，以極細—細砂巖為主，在中央凸起帶埋深較淺（1 300～1 500 m）的地區孔隙度為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組也發育砂巖儲層，但粒度偏細，且泥質含量高，分選差，物性普遍偏差，在盆地中僅有少量油氣發現，且普遍不具備商業性［11］。

2.3 蓋層條件

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

3 油氣分布規律及主控因素

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

3.1 油氣差異富集規律

鹽下烴源條件優越、充注能力強，圈閉的油氣充滿程度普遍較高。據陸上—淺水區域內裂陷帶的Rabi、Gamba等26個鹽下油氣發現統計，構造的圈閉范圍均被油氣充滿，可見圈閉規模控制了鹽下油氣藏的儲量規模。這造成加蓬盆地鹽下油氣資源分布極其不均，8個主要大油田（可采儲量大于1 350萬m3油當量）的可采儲量占已發現儲量的70%；而剩余41個油氣發現僅占已發現儲量的30%。

3.2 油氣縱向分布規律

縱向上，南加蓬次盆鹽下各個組段均有油氣發現，但油氣儲量規模差異很大，其中鹽下已發現儲量約91%位于上部的Gamba組和Dentale組砂巖儲層中（上組合），而下部3套儲層（包括紐康姆（Neocominan）—巴雷姆（Barremian）階的N’Dombo/Basal Sandstone，Kissenda和Lucina組）已發現儲量僅占約9%。分析認為，儲層發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，以細粒沉積為主，粗碎屑相對不發育，僅在局部發育Kissenda、Lucina組濁積砂巖，儲層規模相對小；而裂陷晚期湖平面下降，湖盆碎屑供給量顯著增大，廣泛發育河流—三角洲等粗碎屑沉積，砂巖儲層廣泛分布，為上組合油氣聚集成藏提供了有利的聚集空間。

3.3 油氣平面分布規律

平面上，南加蓬次盆鹽下油氣發現主要集中在陸上和淺水區的內裂陷帶和中央凸起帶；而深水區外裂陷帶勘探程度低，油氣發現少。

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，擠壓反轉構造、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。分析認為，儲集層類型及有利儲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律差異的主要原因。南加蓬次盆以砂巖儲層為主，有利的砂體展布受裂陷期古地貌控制，主要沿裂谷長軸等低地貌區分布；而安哥拉及巴西以生物灰巖儲層為主［2021］，繼承性隆起或基底高是其有利儲層發育部位。

勘探實踐揭示，南加蓬次盆鹽下具有內油外氣的特點，即內裂陷帶以油為主，外裂陷帶以氣為主（圖3）；目前南加蓬次盆外裂陷帶僅有2個天然氣發現。分析認為，內、外裂陷帶構造－沉積充填的差異導致鹽下烴源巖成熟度內低、外高，內裂陷帶應以找油為主、外裂陷帶應以找氣為主。

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，該時期盆地整體為河流－三角洲沉積環境，物源自北向南沿著內裂陷帶的Dianago地塹向外裂陷帶輸送。整體上，內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，且內裂陷帶圈閉以擠壓、披覆背斜為主，圈閉類型好、聚烴能力強，但閉合幅度普遍低，多數小于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；而外裂陷帶以遠源沉積為主，主體表現為三角洲前緣遠端至湖相沉積中心，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離物源的區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）階鹽巖為界發育鹽上、鹽下2個油氣系統。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，尚未發現鹽下油氣穿越巨厚鹽巖在鹽上層系形成規模性油氣聚集［22－25］，且鹽下已發現油氣多位于裂陷中的反轉構造或坳間隆之上，具有典型近源成藏的特點（圖4）。廣泛發育的深大斷裂是溝通深部Melania組烴源巖與淺部Dentale/Gamba組儲層的主要通道。湖相生烴灶多位于裂陷沉積中心，廣泛發育的鹽下斷裂為油氣垂向運移的有利通道，裂陷中央的擠壓反轉構造及裂陷周緣的基底構造高上的披覆構造為主要圈閉。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移到裂陷中央的擠壓反轉構造或裂陷周邊隆起的披覆構造中聚集成藏。

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 結論

1）南加蓬次盆鹽下整體呈兩坳夾一隆的構造格局，自東向西依次為內裂陷帶、中央凸起帶、外裂陷帶，發育Melania組優質湖湘烴源巖和下白堊統Dentale/Gamba組砂巖－Ezanga組鹽巖優質儲蓋組合，具有優越的石油地質條件。

2）南加蓬次盆鹽下油氣充滿程度高，差異富集特征明顯，圈閉規模很大程度上控制了油氣藏的儲量規模，儲層發育程度控制了油氣的縱向富集規律，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、外油內氣的特征，油氣主要富集于凹陷中的反轉構造和掀斜斷塊。

3）南加蓬次盆鹽下內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、垂向運移、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律與成藏特征［J］.中國海上油氣，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”國家科技重大專項“海外大陸邊緣盆地勘探開發實用新技術研究（編號：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。