王建君，李浩武，王 青，胡湘瑜，周 超，趙 旭

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

埃塞俄比亞歐加登次盆Karoo期碎屑巖成藏組合地質特征與勘探潛力

王建君，李浩武，王 青，胡湘瑜，周 超，趙 旭

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

Karoo期碎屑巖成藏組合是歐加登次盆最重要的天然氣成藏組合，Bokh組泥質烴源巖與Calub和Adigrat組砂巖構成了成藏組合最基本的源儲要素。在系統(tǒng)解剖油氣成藏要素的基礎上，認為Karoo期碎屑巖成藏組合發(fā)育斷塊、低幅度背斜、巖性尖滅、下切河道和透鏡砂體等圈閉類型。區(qū)域性古隆起決定了油氣富集區(qū)的平面展布，圈閉形成時間決定了充注的有效性，要盡量尋找Bokh組烴源巖白堊紀晚期大規(guī)模生排氣之前就已形成的圈閉。盆地北部Adigrat組以中—粗砂巖為主，Bodle深埋區(qū)以細砂巖為主，宏觀上Adigrat組下段物性優(yōu)于上段，下段將主要以構造型圈閉為主，上段可發(fā)育巖性體圈閉。由于Calub組上源下儲的格局，側向運移將占主導地位，盆地內古“凹中隆”最為有利，同時斜坡部位的巖性尖滅體也具有較大潛力。Calub古隆起及周邊Calub和Adigrat組儲層發(fā)育條件最好，斷裂體系發(fā)育，構造曲率變化大，又處于生烴中心圍限中，油氣成藏配置條件最佳，是最現(xiàn)實的主攻目標區(qū)。

Karoo期碎屑巖；Bokh組烴源巖；側向運移；古隆起；油氣成藏；歐加登次盆；索馬里盆地

歐加登次盆位于埃塞俄比亞東部，面積約為35×104km2，在構造上屬于索馬里盆地的次級單元[1-4](圖1)[1-2，5-6]。其為埃塞俄比亞境內面積最廣、沉積蓋層厚度最大的盆地，勘探工作開展得相對較多，也是目前唯一獲得商業(yè)油氣發(fā)現(xiàn)的地質單元。歐加登次盆內現(xiàn)已鉆探井32口，發(fā)現(xiàn)了以Karoo群Calub組和Adigrat組砂巖為儲層段的Calub氣田，以及以Adigrat組和侏羅系Hamanlei組為儲層的Hilala油氣田。但從總體來看，Karoo期碎屑巖勘探程度仍然偏低，除Calub氣田外，僅有10口井鉆穿，均未獲得有效發(fā)現(xiàn)，油氣成藏主控因素仍不十分明確，認識程度也偏低。筆者在系統(tǒng)分析Karoo期砂巖成藏組合基本油氣成藏要素的基礎上，剖析了油氣成藏主控因素，并對勘探潛力進行分析，以期為中國石油企業(yè)拓展非洲業(yè)務提供參考。

1 區(qū)域地質背景

1.1 地質背景和構造演化

索馬里盆地位于埃塞俄比亞地塊東側，在前寒武系基底上沉積了古生代Karoo期及中、新生代地層，除Bur Acaba隆起及北部亞丁灣沿岸出露基巖外，約90%的面積被沉積巖所覆蓋[7-8]。其可劃分為Ogaden次盆、Nogal隆起、Mudugh次盆、Mandera-Luga次盆及Mogadishu次盆等5個次級構造單元(圖1)[1-2,5-6]。索馬里盆地最大沉積蓋層厚度超過6 km，2個沉積中心分別位于Mandera-Luga次盆和Mudugh次盆，Ogaden次盆西南部沉積中心最大蓋層厚度超過5 km，向北部和西北部逐漸減薄[3,9]。與非洲東北部其他盆地類似，歐加登次盆分區(qū)性構造發(fā)育，NEE和NWW方向兩組基底斷裂控制了歐加登次盆的基本構造格局(圖1)[1-2,5-6]，NWW方向展布的斷裂具有明顯走滑性質[5,10-11]。

歐加登次盆二疊—白堊系層序經歷了完整的海侵—海退旋回，在海侵過程中，烴源巖發(fā)育程度高，沉積了多套有利的儲蓋組合。Karoo期沉積包含盆地內最重要的Bokh組生氣源巖、Gumburo組、Adigrat組和Calub組砂巖。侏羅—白堊系以海相碳酸鹽巖為主，中下侏羅統(tǒng)的Hamanlei組為盆地內最重要的含油層系，而Uarandab組泥巖為品質最優(yōu)的生油巖[4-5,12-13](圖2)。

1.2 構造演化

歐加登次盆最早形成于二疊紀，為一區(qū)域地槽，其形成演化可劃分為以下幾個階段[1,5,8-9,14-18]：(1)岡瓦納古陸分裂，形成次級盆地。二疊紀—早侏羅世，由于北大西洋和印度洋開裂，在埃塞俄比亞—肯尼亞形成了Karoo期三叉裂谷系，其由N-S向展布的Lamu裂谷、NE-SW向展布的歐加登古裂谷和NW-SE向展布的Bule Nile裂谷組成，這一階段的主要構造有地塹和半地塹、地壘和掀斜斷塊。(2)中晚侏羅世—早白堊世為中生代裂谷階段，主要構造有高角度斷層、寬地壘、半地塹和生長斷層等。(3)晚白堊世—漸新世，為反轉構造階段，主要構造包括低幅度背斜和穹隆的反轉構造、花狀構造等。(4)晚漸新世至今，為邊緣沉降階段，主要表現(xiàn)為披覆構造和部分復活的正斷層。

圖1 索馬里盆地構造格架[1-2,5-6]

圖2 歐加登次盆綜合柱狀圖

2 油氣地質條件

2.1 烴源巖

2.1.1 Bokh組烴源巖

Karoo期碎屑巖成藏組合最主要的烴源巖為二疊—三疊系Bokh組頁巖(圖3)[5]。Bokh組以黑色頁巖為主，含粉砂巖和粉砂質泥巖，具多個白云巖、粗砂巖和礫巖夾層，其厚度較大，在局部地區(qū)可達450 m[2,13]。干酪根類型以Ⅱ型為主，少量為Ⅲ型。TOC含量介于0.5%～1.5%之間，Ro普遍超過0.6%，Bodle深埋區(qū)已大面積超過2.0%，在盆地大部分區(qū)域內以生氣為主(圖3)[5]。成熟度總體北低南高，Ro超過2.0%的范圍大致呈SW-NE方向展布，在盆地的西部和北部仍有條帶狀展布的生油帶。在Bodle深埋區(qū)，Bokh組烴源巖白堊紀初期已經進入濕氣階段，在Calub-Shillabo地區(qū)，Bokh組烴源巖在始新世—中新世也已經進入生濕氣階段(圖3)[5]。

Bokh組烴源巖是Calub氣田的主力源巖[5]，Calub氣田氣態(tài)烴中甲烷含量占89%～95%。Bokh組之上的其余烴源巖與其在地化指標方面存在很大的差異。由于目前鉆井較少，Bokh組烴源巖的精確展布空間尚不十分明確，主要靠推斷獲得，但其沉積中心應與Karoo期古裂谷一致，向裂谷側翼逐漸減薄尖滅。

2.1.2 Transition組烴源巖

Transition組位于Hamanlei組下段泥質灰?guī)r和Adigrat砂巖之間(圖2)，厚約50～120 m，以灰黑色頁巖為主，夾碳酸鹽巖和硬石膏，其可能沉積于潮坪和潟湖環(huán)境[19]。

圖3 歐加登次盆Bokh組烴源巖頂面現(xiàn)今成熟度[5]及Hilala-4井埋藏史

Transition組烴源巖生烴潛力中等，干酪根類型主要為Ⅱ型和Ⅲ型。生氣帶集中于盆地中部深埋區(qū)，在Calub地區(qū)仍處于生油窗內(Ro=1.0%～1.3%)，成熟度較低的重質油—中質油帶(Ro<1.0%)主要分布于盆地的北部和西部[1,5]。

埋藏史資料表明，Transition組烴源巖在侏羅紀末—白堊紀初已經進入成熟生烴階段(圖3)[5]，推測Calub氣田Adigrat組的凝析油(55°API)和凝析氣可能源自本套烴源巖。

2.2 儲集層

歐加登次盆Karoo期碎屑巖成藏組合中最重要的儲層有Calub組和Adigrat組砂巖，而Gumburo組砂巖由于缺乏直接蓋層，多不能成為有效儲層。

2.2.1 Adigrat組儲層

Adigrat組主要由石英砂巖、長石砂巖以及頁巖夾層組成，屬于裂谷早期河流相沉積[20-21]，總體向NW方向粒度逐漸變粗，縱向與下伏Gumburo組呈漸變接觸關系[1,12]，其為Calub氣田和Hilala油氣田的主力產層。Adigrat組下段主要由純凈的中—粗砂巖組成，上段由于粒度總體偏細，泥質含量增加，物性條件要差于下段。Adigrat組最大厚度超過500 ft，沉積中心與Karoo期古裂谷一致，明顯受到其控制與影響，向盆地北部和西部逐漸減薄。儲層孔隙度普遍介于10%～16%之間，向盆地西部和北部呈逐漸增大態(tài)勢。滲透率一般為數(shù)十mD，部分層段超過100 mD。在Hilala-1井等5口井中，Adigrat組上部見氣顯示，主要以CH4為主，但下段的純凈砂巖(圖4a)[13]中并未獲得有效顯示。

Adigrat組的成巖作用主要包括壓實、石英次生加大、鐵質方解石/硬石膏膠結、白云巖化、高嶺石后期充填等。但壓實、方解石/硬石膏的膠結作用對儲層物性的影響最大，其余作用影響相對有限。

石英次生加大發(fā)生最早、影響范圍廣，但僅使粒間孔發(fā)生小幅下降，在盆地尺度范圍內，其影響可能要比壓實作用造成粒間孔的降低更小(圖4b)[13]。受壓實作用影響，石英次生加大多受到明顯抑制。

Adigrat組儲層品質的下降，多與鐵方解石和硬石膏有關，當這2種物質存在時，儲層膠結作用強烈，孔隙空間被大量充填(圖4c，d)[13]，儲層有效性明顯降低。

鐵方解石和硬石膏的膠結作用延遲了次生石英的發(fā)育，可明顯觀察到石英顆粒和其次生加大邊緣被腐蝕的現(xiàn)象(圖4d)[13]。最可能的方解石來源是上覆Transition和Hamanlei組地層水，而硬石膏膠結物可能是源自Transition組內硬石膏夾層[13]。

2.2.2 Calub組儲層

Calub組主要由粗粒長石砂巖組成，含沖積扇體礫巖，分選中等，成層性較好，其為Calub氣田的主力產層。Calub組主要分布在Karoo期NE-SW向展布的歐加登古裂谷內，與前寒武系結晶基底呈不整合接觸。其厚度在Calub地區(qū)介于65～225 m之間，在盆地東部Bokh-1井為300 m。儲層孔隙度一般為6%～15%，最大可達20%，平均滲透率為10 mD。

2.3 蓋層與圈閉

2.3.1 蓋層

Adigrat組砂巖的主要蓋層為上覆的Transition組，其厚約50～120 m，以灰黑色頁巖為主，夾碳酸鹽巖和硬石膏。Transition組之上的Hamanlei組下段主要由灰?guī)r組成，但在其下部發(fā)育灰泥巖，除發(fā)育少量孔隙外，普遍異常致密，在部分地區(qū)，其對下伏Adigrat組砂巖儲層具有一定的封蓋作用。

圖4 歐加登次盆Adigrat組儲層微觀成巖特征[13]樣品位置見圖1。

Bokh組頁巖為Calub組砂巖的主要蓋層，其由深灰色—灰綠色頁巖組成，含少量粉砂巖和細砂巖夾層。Bokh組頁巖厚度較大，在Calub-2井為320 m，在Bokh-1井和Magan-2井都已超過400 m，且一般遭受斷層破壞作用較弱，具有較強的封閉作用，是一套優(yōu)質蓋層。

2.3.2 圈閉

歐加登次盆內主要構造元素多發(fā)育于晚古生代，同時中生代構造運動曾極大地改變盆地的構造格局。中生代之前的構造斷裂控制著圈閉形成與油氣分布，斷層封堵的中—低幅構造圈閉是油氣藏圈閉的主要類型之一。總體來說，由于圈閉的形成期多早于Bokh組烴源巖的主要生排烴期，因此有效性較高。歐加登次盆內的Karoo期碎屑巖成藏組合圈閉類型可主要概括為以下幾類(圖5)：

(1)盆地南部和北部邊緣Calub組地層尖滅圈閉；(2)與扭動作用相關的背斜和斷塊(沿ENE和NW方向斷裂發(fā)育的拖曳褶皺及花狀構造)；(3)基底相關構造，如寬廣的低幅度隆起；(4)深地塹翼部斷裂相關圈閉；(5)Calub和Adigrat組砂巖透鏡體、砂壩和下切河道等；(6)Shillabo半地塹圍斜部位同沉積斷裂下盤Calub組濁積扇。

圖5 歐加登次盆下古生界圈閉模式

3 成藏組合評價與成藏特征

3.1 Adigrat組成藏組合

Adigrat組總體向NW方向粒度增大，在中—粗砂巖中，當膠結程度較低、基質成分含量較少時，物性條件較好(圖4a)[13]，孔隙度一般為10%～16%，Gherbi-1井甚至可達20%，滲透率超過100 mD。對于中砂巖儲層，當分選較好時，80%的孔喉直徑超過3 μm，均質性好；但當分選中等—偏差時，70%以上的孔喉半徑大于1 μm，且非均質性強。

細砂巖主要出現(xiàn)在盆地的西南部(El Kuran-Callafo一帶)，物性條件也逐漸變差，這主要是由于泥巖含量增加或基質組分增加所致。細砂巖分選總體較好，但普遍含泥質、云母碎片和方解石，硬石膏膠結物含量增加(圖4d)[13]，石英次生加大也比較明顯。細砂巖低孔隙度(2%～12%)和滲透率(0.1～4 mD)的特征反映出基質成分較多、膠結較為嚴重和孔喉較細的格局。但由于其主要以天然氣聚集為主，這種儲層品質也并不算太差。

總體而言，由于下段砂巖純凈、泥質含量少，因此物性條件普遍優(yōu)于上段。對于Adigrat組下段，除Bodle深埋區(qū)之外，其余均可以成為較好的原油儲層。向盆地邊緣，儲層物性條件將進一步變好，如西北部的Gherbi地區(qū)和東北部的Bokh地區(qū)，Bur Acaba隆起的西部和西北部也可能會有優(yōu)質儲層發(fā)育。除部分地區(qū)外，Adigrat組上段總體屬于較差的原油儲層(較高的驅替壓力、低滲透率、厚層油水過渡帶等)，但對天然氣仍屬有效儲層，其也可能發(fā)育大量巖性圈閉。

從Adigrat組儲層凈孔隙厚度(厚度×孔隙度)等值線可看出(圖6)[1-2,5-6]，Calub隆起及東西兩側物性最優(yōu)，凈孔隙厚度超過20 ft。但自Bodle深埋區(qū)至北部的Gherbi-1井區(qū)，地層整體處于單斜格局，缺乏構造圈閉，由于此方向Adigrat組總體物性條件較好，平面均質性較強，又以天然氣聚集為主，故也較難形成巖性圈閉，因此盆地東北方向潛力一般。

Calub隆起周邊Bokh組烴源巖已全面進入生氣窗內，而Transition組烴源巖尚處于輕質油帶，Adigrat組儲層的凈孔隙厚度大，物性條件較好；Calub隆起屬于區(qū)域性古隆起，是油氣區(qū)域性運移的指向區(qū)，此外斷裂和褶皺作用較發(fā)育，可進一步改善儲層品質。幾類有利成藏要素在Calub隆起一帶集中發(fā)育，很有可能發(fā)現(xiàn)具有氣頂?shù)妮p質油田，應具有較大的潛力。

圖6 歐加登次盆Adigrat組潛在有利目標區(qū)展布[1-2,5-6]

3.2 Calub組成藏組合

Calub組儲層分布局限于Karoo期三叉裂谷系中，東部為Bule Nile裂谷，西部為歐加登古裂谷，南部為Lamu裂谷。其中歐加登古裂谷寬度約為70 km，與Bule Nile裂谷相交的位置大致在Bodle深埋帶。

Calub組儲層物性較好，孔隙度6%～15%，但滲透率較低，通常低于10 mD。在Calub氣田，儲層最大有效厚度可達37 m。

目前，探索Calub組圈閉的井較少，在Calub隆起帶5個構造圈閉鉆遇Calub組砂層，均獲得良好氣顯示，發(fā)現(xiàn)了Calub組為主力產層的Calub氣田(圖7)[1,5]。盆地西部的Genale-B2X井位于尖滅線西側，其在Calub組也獲得了良好的天然氣顯示，由于儲層較為致密，物性偏差，測試未獲得商業(yè)性發(fā)現(xiàn)。推測Calub組物性可能受局部沉積微相影響，地層尖滅圈閉仍具有較大潛力，但需地震資料精細解釋刻畫。

對于Calub成藏組合，最有利區(qū)應分布在Calub隆起周邊，南北兩側發(fā)育地層尖滅圈閉，中部發(fā)育濁積砂體，并處于有利基底斷塊發(fā)育區(qū)(圖6)[1-2,5-6]，是Calub組成藏組合目前最現(xiàn)實的主攻區(qū)。此外，西部的Genale-B2X井附近有尖滅線發(fā)育，并且處于有利基底斷塊發(fā)育區(qū)，也應具有較大的潛力。

此外，由于Bokh組烴源巖成熟生氣早，白堊紀早期Bodle深埋區(qū)即已進入濕氣階段，因此要盡量尋找大規(guī)模生排氣之前即已存在的圈閉，晚期圈閉往往無效。此外，由于Bokh組烴源巖演化程度高，有利儲層分布區(qū)均位于生氣區(qū)內，未來發(fā)現(xiàn)將以天然氣為主。

4 油氣成藏主控因素分析

(1)區(qū)域性古隆起決定了油氣富集區(qū)的平面分布。

歐加登次盆中新生代構造較為穩(wěn)定，斷裂發(fā)育程度較低；Karoo期斷裂相對較發(fā)育，但后期活動性較弱。這種構造格局決定了油氣將以側向運移為主，僅在較大型斷裂發(fā)育區(qū)，垂向運移將占主要地位(對于Adigrat組儲層)。

對于Calub組圈閉，Bokh組烴源巖為其主要的供烴源巖，上源下儲的配置關系決定了側向運移將占絕對主導地位。對于Adigrat組圈閉，其被Bokh組和Transition組烴源巖夾持，一方面可以接受下伏Bokh組烴源巖生成天然氣垂向運移充注，另外還可接受Transition組烴源巖側向運移充注。

若無一定規(guī)模的隆起存在，Bokh組烴源巖生成的天然氣很難側向運移至下伏的Calub組儲層中，Adigrat組亦無法得到上覆Transition組烴源巖的充注。因此，要盡量尋找類似Calub隆起的古“凹中隆”，其為區(qū)域性油氣側向運移的主要指向區(qū)，對上源下儲型配置尤其有利。

圖7 歐加登次盆Calub組砂巖尖滅線及濁積砂體分布[1,5]

(2)圈閉形成時間控制了充注的有效性。

在盆地的深埋區(qū)，Bokh組烴源巖在侏羅紀早期已經進入成熟生烴窗，在白堊紀晚期構造抬升之前已經普遍進入生氣窗。受白堊紀晚期構造抬升影響，其成熟度變化不大，此階段所生成的烴類占總生烴量的比例也有限。因此，只有形成較早的圈閉才能得到有效的油氣充注，形成晚者往往為無效的圈閉，要尋找油氣大規(guī)模生成、運移之前即已存在的圈閉，油氣充注有效性更高。

5 認識與結論

(1)歐加登次盆Karoo期碎屑巖成藏組合具備良好的油氣成藏條件，發(fā)育厚度大、豐度高的Bokh組生氣源巖，可為Karoo期碎屑巖儲層提供雄厚的氣源基礎。此外，Transition組烴源巖亦可提供部分凝析油和凝析氣來源。Karoo期發(fā)育Adigrat組和Calub組砂巖儲層，與上覆Transition組和Bokh組泥巖蓋層構成良好的儲蓋組合。

(2)盆地內主要構造元素多發(fā)育于晚古生代，中生代以前構造活動控制著圈閉形成與油氣分布，發(fā)育巖性尖滅、斷塊圈閉、低幅度背斜等多種圈閉類型。Bokh組烴源巖自白堊紀晚期構造抬升之后，成熟度變化較小，生成天然氣規(guī)模也相對有限，油氣勘探應尋找Bokh組烴源巖大規(guī)模生氣、排氣之前就已經存在的圈閉。

(3)由于Calub組新生古儲的基本特點，天然氣將主要以側向運移為主，盆地內古“凹中隆”最為有利。Calub隆起及周邊儲層發(fā)育條件最好，斷裂體系發(fā)育，構造曲率變化大，又處于生烴中心圍限中，油氣成藏配置條件最佳。

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(編輯 韓 彧)

Geological characteristics and exploration potential of Karoo clastic play, Ogaden Basin, Ethiopia

Wang Jianjun, Li Haowu, Wang Qing, Hu Xiangyu, Zhou Chao, Zhao Xu

(ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China)

The Karoo clastic play is the most important gas play in the Ogaden Basin. The Bokh mudstones and the Calub and Adigrat sandstones worked as source rocks and reservoirs. Various traps developed in the Karoo clastic play, including faulted blocks, low-amplitude anticlines, lithologic pinchouts, channel sands and lens-shaped sand bodies. The distribution of regional paleo highs controlled the planar accumulation of hydrocarbon while trap formation timing determined the effectiveness of hydrocarbon charging. The traps which formed before the Late Cretaceous should be most efficient, for the Bokh source rocks had entered the gas window at that time. But in the following history, uplift took place in most parts of the Ogaden Basin, and the maturity of source rocks changed little. The Adigrat Formation has coarse sandstones in the northern basin and fine sandstones in the Bodle deep. The lower Adigrat Formation has better physical properties than the upper section. Structural traps are dominant in the lower part, while lithologic traps develop in the upper part. For the Bokh source rocks lay above the Calub reservoir, lateral migration was important for hydrocarbon accumulation. Intra-sag paleo highs are the most favorable, and the pinch outs in the basin slope also have a good potential. The Calub paleo high is a realistic exploration target since it is surrounded by the Bokh source rocks, where the Calub and Adigrat reservoirs were well developed. A widespread fracture system and various structural orientations also contribute to hydrocarbon migration and accumulation.

Karoo clastic rock; Bokh source rock; lateral migration; paleo high; hydrocarbon accumulation; Ogaden Basin; Somalia Basin

1001-6112(2015)04-0479-08

10.11781/sysydz201504479

2014-03-25；

2015-05-14。

王建君(1969—)，男，高級工程師，從事海外油氣新項目評價研究和管理。E-mail：wangjianjun@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項“全球剩余油氣資源研究及油氣資產快速評價技術”(2011ZX05028)資助。

TE122.3

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