東非裂谷Turkana盆地石油地質特征與勘探潛力

胡濱，邱春光，張世鑫，賈屾，饒溯

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東非裂谷Turkana盆地石油地質特征與勘探潛力

胡濱，邱春光，張世鑫，賈屾，饒溯

（中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

東非裂谷東支South Lokichar盆地石油地質勘探獲得突破，使該區成為研究和勘探石油的熱點地區。Turkana盆地為裂谷東支鄰近South Lokichar盆地中面積最大的盆地，勘探程度低。最新地震地質綜合研究成果闡述了其石油地質特征和勘探潛力。Turkana盆地為主動裂谷，受控于兩期火山活動，發育中新世以來的3套沉積地層，最大厚度可達7 000m。鉆井揭示的上新統烴源巖指標較好，厚度約50m，推測發育中新統烴源巖。發育河流和三角洲相砂巖，孔滲物性好。北部凸起帶和中部凸起帶為有利勘探區帶。烴源是盆地勘探最主要的地質風險。

石油； Turkana盆地；勘探潛力；東非裂谷

東非裂谷（East African Rift System，簡寫作EARS）位于非洲東部陸上，南北長約3 500km，東西寬50~300km，在平面上分為東西兩支[1]。東支自北向南經過埃塞俄比亞、肯尼亞和坦桑尼亞，可分為北、中、南三段，共17個盆地（圖1），總面積11×104km2。北段包括Afar、Rift Valley、Chew Bahir、Omo等4個盆地；中段包括Turkana、Kerio、Tukwel、North Lokichar、South Lokichar等5個盆地；南段包括Kerio Valley、Suguta、Magadi、Nyanza、Utimbere、Speke、Eyasi和Manyara等8個盆地。

2012年以來，由Tullow（圖洛）和Africa Oil（非洲石油）公司組成的作業團體在面積僅有2 180km2的東支South Lokichar盆地取得油氣勘探突破。據作業者Tullow公司公布，盆地已發現８個油田，合計2C可采儲量5.6×108bbl[2]，使該區成為研究和勘探的熱點地區。然而多年來，在裂谷東支的其他盆地再無油氣勘探突破，其原因值得深入研究。

Turkana盆地位于South Lokichar盆地東北部（圖1），是鄰近South Lokichar盆地中面積最大的盆地，目前勘探程度低（圖2）。該盆地國際上相關研究較少，而國內處于研究空白區。基于最新地震地質綜合研究成果，與已獲得油氣勘探突破的South Lokichar盆地進行類比，對Turkana盆地的石油地質特征進行解剖，闡述其油氣勘探潛力和前景，這對該地區未來油氣勘探評價具有重要意義。

圖1 東非裂谷東支各盆地位置圖

圖2 Turkana盆地二維地震測網圖

1 區域地質概況

東非裂谷全貌的形成受到了元古代造山帶的影響[3]。早元古代（2 100～1 800Ma）Eburnian造山帶控制了西支南段的走向。中晚元古代（1400～900Ma）Kibarian造山帶控制了西支中段的走向，晚元古代（600Ma）Katangian的造山帶控制了東支走向。漸新世開始，受到Afar地幔柱活動（約31Ma），促使東非裂谷系整體進入新生代裂谷演化階段，阿拉伯板塊從非洲板塊分離，形成紅海-亞丁灣-東非裂谷系三叉裂谷[4,5]。東非裂谷系是其中的夭折支[6]，并逐步演化成現今的陸內裂谷盆地群。

東非裂谷東支的演化極為復雜，由多期裂谷疊置，包括二疊-三疊紀裂谷、白堊紀裂谷及新生代裂谷[7]。一般如不作特殊說明，專指新生代裂谷。裂谷東支是世界上最年輕的主動裂谷盆地群[8]，經歷了整個東非裂谷的各個構造演化階段，受Afar和肯尼亞地幔柱的影響較大[9]，不同盆地的演化差異大。主要發育兩期裂谷，西早東晚。第一期裂谷：South Lokichar[10]和Kerio Valley盆地為裂谷沉降中心，主要發育漸新統-中中新統地層[11]，厚度可達6 000m，中中新世之后盆地整體抬升，沉積厚度小。同時，Kerio、North Lokichar等盆地初步發育。第二期裂谷：晚中新世之后，沉降中心由South Lokichar盆地向東向北遷移，Kerio、North Lokichar和Turkana盆地沉積厚度大，可達6 000m。同時，Omo和Chew Bahir等盆地形成。因此，Turkana盆地是主動裂谷盆地，主要發育第二期裂谷。

2 盆地概況

2.1 基本情況

Turkana盆地位于東非裂谷東支中部，South Lokichar盆地東北部（圖1）。盆地為南北走向，長約180km，寬45km，面積約6 800km2，整體呈不對稱的地塹結構，最大沉積厚度約7 000m，主體位于Turkana湖上。湖長約248km，寬約16~32km，面積約6 400km2，平均水深30m，最深處109m，水位和水面積不定，唯一的長年支流是湖北部Omo河。Turkana湖無出口，為咸水湖，藍藻繁盛。

圖3 Turkana與South Lokichar盆地地層柱狀圖

2.2 勘探現狀

Turkana盆地的勘探程度低，采集了高分辨率重力資料，可用于大型斷裂與構造帶識別[12]。盆地內在上世紀80~90年代采集了6批二維地震測線190條，總長度3 380m（圖2）。測網不規則，陸上測網密、湖區測網稀，測網密度1.5km×1.5km~15km×18km。地震資料主頻約15Hz，頻帶寬10~30Hz，整體品質較差，表現為信噪比、同相軸連續性和地震波組特征較差。盆地內鉆有兩口干井，即1992年鉆探Es-1井和2015年鉆探的En-1井。

圖4 Turkana盆地上新統沉積相圖

2.3 沉積充填

Turkana盆地內發育中新世以來的3套沉積地層，即上中新統、上新統和更新統-全新統（圖3）。

地層年代由已鉆井標定確定，各地層之間為整合沉積，界面呈較強連續強反射特征。Turkana地區現今地表大面積被火山巖覆蓋，盆地曾經歷的兩期劇烈的火山事件，控制了兩個沉積旋回[13]。中新世火山活動較劇烈，持續時間長，地表被火山巖大面積覆蓋，巖性以玄武巖、流紋巖及凝灰巖等噴發巖為主，Es-1井揭示了這套火成巖（約10.0Ma）（圖3）。此時盆地局部地區沉積薄層河流相砂巖。晚中新世，裂谷逐漸拉開，早期以河流相沉積為主，后期湖泊開始出現，發育三角洲相與濱淺湖相沉積。中新世末期（約5.1Ma），又發生劇烈的火山事件，在盆地北部形成沉降中心，發育中深湖相沉積，鉆井揭示約50m的泥巖。上新世中期之后，Turkana湖西部和北部地區抬升，發育河流-三角洲沉積（圖4），以砂巖為主，孔滲物性較好，靠近湖西邊界斷層地區（En-1井區）發育扇三角洲沉積（圖4），砂巖孔滲物性較差。

2.4 斷裂特征

Turkana盆地發育4條一級斷層，即F1、F2、F3和F4（圖5左圖），均為東傾向的正斷層。盆地邊界斷層由多條斷層相接而成，在盆地北部為F1、在盆地南部為F4（圖5右圖）。F1呈南北或北東-南西走向，延伸長度超過150km（研究區范圍內）。F4呈北西-南東走向，延伸長度超過50km。F2為盆地北部控制盆地格局的二臺階斷層，地層發育特征與裂谷西支Albertine盆地相似[14]。F3位于盆地南部，為控制盆地陸地與湖的邊界斷層，但落實程度低，為3條二維地震測線和重力資料識別，其南部與F4邊界斷層相接（圖5左圖）。

圖5 Turkana盆地基底深度圖（左圖）和地質剖面圖（右圖）

2.5 盆地結構

Turkana盆地主要發育3個凹陷（北凹陷、中凹陷和南凹陷）和中央火山帶（圖5左圖）。其中北凹陷受控于F1和F2斷層，呈半地塹結構（圖5右圖中AA’測線），面積約90km2（研究區范圍內），沉積地層最大厚度可達7 000m，中新統厚度薄，上新世以來的地層明顯加厚；中凹陷（圖5右圖中CC’測線）無明顯半地塹結構，面積約80km2，地層厚度最大約5 500m；南凹陷西淺東深的不對稱地塹結構（圖5右圖中DD’測線），面積約100km2，地層厚度最大約5 000m，中新統地層相對厚。南部湖上盆地沉積地層厚度薄（小于3 000m）。中央火山帶發育火山，局部出露湖面，地層厚度較薄（圖5左圖）。

3 石油地質特征

3.1 烴源巖

3.1.1 烴源指標

Turkana盆地存在一套證實的烴源巖和一套潛在烴源巖。上新統底部烴源巖（證實）：Es-1揭示厚度約50m的泥巖，TOC值1.1%~4.9%，平均2.2%，HI值153~247mg/g，II2型干酪根，Tmax值435~440℃，處于低成熟階段（圖6）。沉積相分析認為該套泥巖為濱湖相，推測向沉積中心方向發育中深湖相泥巖沉積，并且烴源巖指標可能變好。

圖6 Turkana盆地烴源巖熱解參數

根據區域沉積環境演化，Turkana湖在晚中新世之后一直為東支的沉積中心，而北凹陷是Turkana盆地的沉積中心（圖5），結合上新統底部烴源巖的地震反射特征對比分析，推測在北凹陷的上中新統發育也發育湖相烴源巖（圖3）。

3.1.2 火山活動對烴源巖的影響

火山活動對Turkana盆地演化和沉積影響較大，對烴源巖的形成演化存在正反兩個方面的作用。有利于烴源巖的方面：①火山和熱液給湖盆水生生物帶來大量營養，利于藻類繁盛。同時使湖水含鹽度增高，形成還原環境，有利于藻類物質的保存[15]；②與火山熱液伴生的烴源巖過渡金屬含量高，過渡金屬的催化作用可以降低有機質中的C-C、C-S、C-O鍵活化能，催化有機質降解成烴和CO2；③火山烘烤促進干酪根熱演化，裂谷東支地溫梯度可達4.2℃/100m[16]，在一定程度上降低生烴門限。

不利于烴源巖的方面：①火山灰不僅能釋放鐵、氮和磷等營養物質，也會釋放銅和鋅等有害物質，濃度過高會嚴重抑制浮游生物的生長；②對于水體有限的湖泊，近距離火山噴發還會釋放大量氯化氫、氯氣等有毒氣體，并大幅提升水溫、降低pH值，從而造成生物大規模死亡[17]。

3.1.3 盆地模擬

針對以上兩套烴源巖進行盆地模擬。上新統烴源巖的TOC、HI和厚度等參考Es-1井實鉆結果，上中新統烴源巖厚度根據地震剖面推測選取300m，TOC和HI參考South Lokichar盆地參數，TOC值選取3%，HI值選取500mg/g。盆地模擬結果顯示在2 000m深度（約1 500ms）時烴源巖即可成熟（Ro=0.7%），盆地北部的烴源巖演化程度高，南部略低，排油量約120×108m3，比South Lokichar盆地略大，為潛在的富生烴盆地。

3.2 儲層

鉆井揭示Turkana盆地發育中上中新統和上新統兩套儲蓋組合。Es-1井揭示中上中新統和上新統以河流相砂巖為主，儲層較發育，砂巖孔隙度20%~35%，物性與South Lokichar盆地相似[18,19]。En-1井揭示靠近盆地邊界的地層以沖積扇為主（圖4），物性較差，推測向湖盆方向漸變為三角洲沉積，具備較好的儲蓋組合。根據地震相分析，盆地多數地區發育河流和三角洲相沉積，具有較好的儲蓋組合。

3.3 圈閉

Turkana盆地斷裂較發育，形成多種斷層相關類型的圈閉，圈閉面積10~80km2。并且發育與巖漿底辟相關的圈閉，受地震資料品質限制，識別難度大。

4 勘探潛力與成藏模式

盆模結果顯示油氣運移主體方向是從盆地凹陷區向構造高部位運移。綜合分析認為北部凸起帶與中部凸起帶為有利區勘探區帶。

有利成藏條件包括：①緊鄰北凹陷和中凹陷沉降中心，烴源巖已成熟；②具備雙向供烴的有利條件；③發育反向斷塊和斷背斜等圈閉類型（圖7）；④地震上呈現中強振幅較連續反射和弱振幅反射相間的特征，推測具備較好的儲層組合；⑤形成旁生側儲成藏模式（圖7）：凹陷生成的油氣通過砂體側向運移至凸起帶聚集成藏。不利因素在于部分區域位于Turkana湖上，鉆探條件受到一定限制。

圖7 Turkana盆地北部凸起帶成藏模式圖（剖面位置見圖5左圖）

5 主要風險與存在問題

Turkana盆地內Es-1和En-1井均為干井，鉆井周邊缺乏有效烴源灶是失利的主要原因，有效烴源灶及油氣優勢運移方向為成藏的主控因素。Turkana盆地雖然沉積背景與South Lokichar盆地相似，其上中新統地層地震反射特征與South Lokichar盆地主力烴源巖下中新統也較相似，但這兩個盆地演化時期差別大，Turkana盆地上中新統烴源巖證實程度仍然很低。

此外，目前盆地勘探程度低，導致各方面的研究程度也較低，當前的認識和結論存在一定不確定性。

6 結論

1）Turkana盆地為主動裂谷，受控于兩期火山活動。發育中新世以來的3套沉積地層，最大沉積厚度可達7000m。鉆井揭示的上中新統烴源巖指標較好，厚度約50m，推測發育上中新統烴源巖，盆模結果顯示盆地生烴量較大。發育河流和三角洲相砂巖，孔滲物性好。

2）盆地呈不對稱的地塹結構，可劃為3個凹陷。盆地內斷裂較發育，形成多種與斷層相關的構造圈閉，北部凸起帶和中部凸起帶為有利勘探區帶，可能形成旁生側儲成藏模式。

3）烴源是盆地勘探最主要的地質風險。

4）目前盆地勘探程度低，當前的認識和結論存在一定不確定性。

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Petroleum Geological Features and Prospecting Potential of the Turkana Basin in the East African Rift System

HU Bin QIU Chun-guang ZHANG Shi-xin JIA Shen RAO Su

(CNOOC Research Institute Ltd., Beijing 100028)

Oil and gas exploration in the South Lokichar Basin, the East Branch of the Eastern African Rift System (EARS) makes the studied area a hot spot area for oil-gas research and exploration. The Turkana Basin is the largest basin among the basins adjacent to the South Lokichar Basin and its exploration degree is lower. This paper has a discussion on the petroleum geological features and prospecting potential of the basin based on the latest seismic and geological study results. The Turkana Basin is an active rift basin controlled by two periods of volcanic activity. Three sets of sedimentary strata with total thickness of 7000 m have been developed in the basin since the Miocene. The fluvial and deltaic sandstone with good porosity and permeability was developed in the basin. The Pliocene source rock is 50 m thick. The Miocene source rock may be developed in the basin. The northern uplift zone and the eastern uplift zone are favorable zones for oil and gas prospecting.

East African Rift System (EARS); eastern branch; Turkana Basin; petroleum geological feature; prospecting potential; source rock

2018-04-25

“十三五”國家科技重大專項非洲重點區油氣勘探潛力綜合評價（2017ZX05032-002）

胡濱（1978-），男，北京人，高級工程師，碩士，長期從事海外區塊勘探綜合研究與新項目評價

P618.13

A

1006-0995（2019）01-0045-05

10.3969/j.issn.1006-0995.2019.01.010