郭念發(fā)

(中國(guó)石化 國(guó)際石油勘探開發(fā)公司，北京 100083)

北加蓬次盆油氣成藏主控因素分析及勘探潛力評(píng)價(jià)

郭念發(fā)

(中國(guó)石化 國(guó)際石油勘探開發(fā)公司，北京 100083)

北加蓬次盆是一個(gè)裂谷盆地與被動(dòng)大陸邊緣盆地疊加形成的中、新生代復(fù)合盆地，油氣成藏明顯受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、沉積環(huán)境、鹽巖變形等地質(zhì)因素的控制。盆地東部因抬升剝蝕而遭受不同程度的破壞，烴源巖及油氣藏沒(méi)有很好地保存，導(dǎo)致了東部構(gòu)造帶和西部構(gòu)造帶油氣資源貧富差異較大。沉積環(huán)境影響儲(chǔ)層發(fā)育，上白堊統(tǒng)濁積扇砂體和三角洲砂體是鹽上層系最重要的儲(chǔ)層，油氣圈閉的形成與鹽巖構(gòu)造活動(dòng)密切相關(guān)，圈閉類型豐富多彩。根據(jù)鹽上層系烴源巖和濁積砂體儲(chǔ)層分布等地質(zhì)規(guī)律研究，北加蓬次盆大西洋深水斜坡帶的中南部處于Azile組主力烴源巖分布區(qū)，油氣源供給條件優(yōu)越，儲(chǔ)層發(fā)育，油氣成藏條件得天獨(dú)厚，是盆地油氣勘探最有利的地區(qū)。

油氣成藏；主控因素；勘探潛力；北加蓬次盆

1 區(qū)域地質(zhì)概況

北加蓬次盆(North Gabon sub-Basin)是加蓬海岸盆地一個(gè)次盆，面積為5.52×104km2，其中陸上面積約1.32×104km2，海上面積約4.20×104km2(圖1)，它是裂谷盆地與被動(dòng)大陸邊緣盆地疊加形成的中、新生代復(fù)合型盆地[1]。沉積組合具有明顯的三分性，發(fā)育了鹽下、鹽層及鹽上3套沉積層序。含油氣層序以鹽上層系為主，油氣藏大多分布于上白堊統(tǒng)Anguille組和Point Clairette組砂巖以及第三系儲(chǔ)層中。油氣成藏受沉積相帶和有利構(gòu)造帶以及鹽巖活動(dòng)等因素控制。近年來(lái)，對(duì)北加蓬次盆油氣成藏理論研究不斷深化。本文通過(guò)成藏主控因素分析，旨在推動(dòng)北加蓬次盆油氣勘探向縱深發(fā)展。

2 油氣成藏主控因素分析

北加蓬次盆油氣成藏具有明顯的遞變性，盆地西部油氣富集，東部油氣貧乏；東部油氣藏層系變老，以鹽下含油氣層系為主，西部油氣藏層系變新，以鹽上含油氣層系為主。從成藏主控因素來(lái)看，烴源巖、儲(chǔ)層是影響油氣成藏的關(guān)鍵因素，油氣充注程度和油氣藏規(guī)模受烴源巖發(fā)育程度、儲(chǔ)層分布狀態(tài)的雙重控制，這些制約因素與區(qū)域構(gòu)造、沉積環(huán)境、鹽巖活動(dòng)密切關(guān)聯(lián)。

圖1 北加蓬次盆油氣聚集帶與油氣田分布

2.1 區(qū)域構(gòu)造帶控制油氣藏展布

構(gòu)造上盆地經(jīng)歷了裂谷階段、過(guò)渡階段和被動(dòng)大陸邊緣階段3個(gè)演化階段[2-3]。裂谷階段盆地?cái)嗔亚懈钭饔脧?qiáng)烈，形成一系列次凹、地壘和淺凹次級(jí)構(gòu)造單元。過(guò)渡階段區(qū)域性抬升，形成區(qū)域性不整合，斷裂作用發(fā)育，形成一系列的斷壘斷塊。被動(dòng)大陸邊緣階段受北西—南東向斷裂特別是大西洋樞紐帶的控制，盆地在北西—南東斷裂和北東—南西向2組斷裂體系控制下，結(jié)構(gòu)上呈現(xiàn)出東西分帶、南北分塊的構(gòu)造格局。這種構(gòu)造格局長(zhǎng)期穩(wěn)定，并不斷得到繼承和發(fā)展。

與區(qū)域構(gòu)造演化相適應(yīng)，盆地油氣藏按照北西—南東斷裂和北東—南西向構(gòu)造線帶狀分布，總體上，從東向西含油氣層位逐步變新，含油氣層位及油氣田數(shù)量逐漸增多，資源規(guī)模逐漸增大。以區(qū)域構(gòu)造單元為基礎(chǔ)，可將盆地劃分為大西洋深水斜坡帶、大西洋斜坡低隆帶、內(nèi)陸淺凹3個(gè)油氣聚集單元(圖1)。

2.1.1 大西洋深水斜坡油氣聚集帶

大西洋深水斜坡帶為油氣資源最豐富的地區(qū)，儲(chǔ)量較大，含油氣層系主要為Anguille組砂巖和Point Clairette組砂巖，該油氣聚集帶是勘探程度最高、油氣發(fā)現(xiàn)最多的構(gòu)造帶。近年來(lái)，北加蓬次盆發(fā)現(xiàn)的主要油氣田均分布在該油氣聚集帶。

北加蓬次盆發(fā)現(xiàn)的最大油氣田Anguille油氣田位于該帶，探明石油儲(chǔ)量達(dá)5 100×104t(350 MMbbl)，天然氣儲(chǔ)量為99.085×108m3(350 bscf)。此外，儲(chǔ)量規(guī)模較大的油氣田也分布在該油氣聚集帶上，如Grondin油氣田探明石油儲(chǔ)量為4 095×104t (286.67 MMbbl),Torpille油氣田探明石油儲(chǔ)量為2 957×104t (207.67 MMbbl)，Barbier油氣田探明石油儲(chǔ)量為1 942×104t (136 MMbbl)。這些油氣田的油氣藏類型一般為構(gòu)造—巖性復(fù)合油氣藏。

2.1.2 大西洋斜坡低隆油氣聚集帶

該油氣聚集帶油氣資源相對(duì)貧乏，發(fā)現(xiàn)油氣儲(chǔ)量規(guī)模不大。含油氣層系主要為Anguille組砂巖和Point Clairette組砂巖，圈閉類型為低幅度背斜構(gòu)造。發(fā)現(xiàn)的油氣田均為小型油氣田，例如M’Boumba油氣田探明石油儲(chǔ)量為285.7×104t (20 MMbbl)，Rembo油田探明石油儲(chǔ)量為257×104t(918 MMbbl)，Assewe油氣田探明石油儲(chǔ)量為85.7×104t(6 MMbbl)。

2.1.3 內(nèi)陸淺凹

內(nèi)陸淺凹發(fā)育了鹽下Melania組(生)—Dentale組/Gamba組(儲(chǔ))油氣成藏組合。主要儲(chǔ)層為鹽下層系白堊系Gamba組砂巖。鹽巖覆蓋之下的Gamba組為低幅度背斜構(gòu)造控制油氣藏。主要的烴源巖為湖相沉積的Melania組黑色泥巖。由于該油氣聚集帶整體資源潛力較小，勘探程度低，發(fā)現(xiàn)油氣田較少。在臨近蘭巴雷內(nèi)地壘附近發(fā)現(xiàn)一個(gè)Gamba組低幅度背斜油藏，該油藏可采儲(chǔ)量為71×104t(5 MMbbl)，是盆地陸上規(guī)模最小的油田之一。

2.2 沉積相帶對(duì)油氣成藏的控制

除構(gòu)造因素影響外，烴源巖沉積中心對(duì)油氣聚集影響較大。由于Azile組烴源巖分布在盆地西部，主要油氣藏均出現(xiàn)在盆地西部，而盆地東部Azile組烴源巖不發(fā)育，油氣勘探成功率較低。

早白堊世阿普第(Aptian)期，盆地轉(zhuǎn)變?yōu)闈暫啵练e建造以形成Ezanga組蒸發(fā)巖系為特征，鹽巖厚度最大達(dá)800 m。土倫期(Turonian)盆地進(jìn)入海相環(huán)境，出現(xiàn)一次最大規(guī)模的海侵，土倫階Azile組的沉積中心位于海上，Azile組以黑色泥巖為主，為盆地主要烴源巖，地層厚度約900～1 100 m。向東逐漸相變?yōu)榕_(tái)地相沉積，巖性以臺(tái)地碳酸鹽巖為主[4-5]。 區(qū)域上，Azile組烴源巖有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ-Ⅱ型為主，局部Ⅱ-Ⅲ型；總有機(jī)碳含量平均為3%～5%。

圖2 北加蓬次盆Anguille組濁積砂巖分布

海侵環(huán)境下形成不同物性的儲(chǔ)層，Anguille組為濁積扇砂巖沉積體系，為盆地第一套儲(chǔ)層。Anguille組濁積砂巖受地形變化影響較明顯，一般分布在地形坡度較大或斷裂差異升降區(qū)，這些地區(qū)的沉積物分布相對(duì)不穩(wěn)定，易于產(chǎn)生滑動(dòng)或垮塌堆積，Anguille組濁積砂巖向西呈發(fā)散狀分布(圖2)。該海相濁積砂巖包括濁積河道砂、下切谷、溢岸薄層砂和滑塌濁積砂體等，具有單層厚度小、不連續(xù)分布的特征，儲(chǔ)層物性較好，但非均質(zhì)性較強(qiáng)；地層厚度為10～100 m，孔隙度為5%～30%，滲透率為(1～700)×10-3μm2。該儲(chǔ)層主要發(fā)育在次盆西部，大約69%的石油儲(chǔ)量分布在Anguille組砂巖。

Point Clairette組淺海相砂巖是盆地第二套儲(chǔ)層，為淺海相三角洲沉積，分布范圍廣，層位穩(wěn)定，物性較好，非均質(zhì)性較弱。但該儲(chǔ)層距離Azile組烴源巖較遠(yuǎn)，在油氣運(yùn)移通道不暢的情況下，油氣充滿豐度較低。

2.3 鹽巖構(gòu)造控制油氣藏分布

北加蓬次盆是含鹽盆地，鹽巖地層形變?cè)炀土素S富多彩的鹽巖構(gòu)造(圖3)，鹽巖對(duì)鹽上層系構(gòu)造變形影響顯著。鹽巖活動(dòng)及其引起沉積建造的構(gòu)造變形對(duì)油氣富集產(chǎn)生重要影響[6-7]。由于鹽巖蠕變，鹽丘附近斷裂發(fā)育，這些斷裂有些可以作為油氣運(yùn)移的通道，有利油氣成藏?？碧阶C實(shí)，在許多情況下，鹽邊是油氣運(yùn)移的有效通道。當(dāng)?shù)貙优c鹽邊呈低角度相交時(shí)更有利于鹽邊運(yùn)移通道的形成。新近紀(jì)沉積期出現(xiàn)的鹽隆與油氣聚集成藏相匹配，大量油氣可通過(guò)鹽邊通道運(yùn)移至淺層儲(chǔ)層成藏。鹽巖底劈作用促進(jìn)了油氣圈閉的形成，為油氣聚集提供場(chǎng)所。盆地內(nèi)幾乎所有構(gòu)造油氣藏均與鹽巖變形活動(dòng)有關(guān)，盆地中72%的石油天然氣儲(chǔ)量分布在與鹽巖活動(dòng)相關(guān)聯(lián)的圈閉中[8-9]。

圖3 北加蓬次盆鹽巖構(gòu)造區(qū)域分布

晚白堊世是鹽巖刺穿作用活躍時(shí)期，鹽巖活動(dòng)對(duì)上部地層形成鹽上背斜、斷背斜等構(gòu)造，對(duì)油氣成藏至關(guān)重要。規(guī)模較大的油氣藏一般為非刺穿鹽隆背景下形成的背斜或斷背斜油氣藏，如Anguille Marine、Grondin Marine油田等。還有一種圈閉類型是與鹽巖拱升有關(guān)的披覆構(gòu)造圈閉、鹽巖刺穿“龜背”圈閉。目前，盆地一半以上的石油天然氣儲(chǔ)量分布于這種類型的圈閉中。其他類型油氣藏則規(guī)模相對(duì)較小?？碧阶C實(shí)，北加蓬次盆存在3個(gè)鹽巖構(gòu)造帶(圖4)。

2.3.1 西部鹽巖刺穿帶

該帶位于盆地西部，東界為大型鹽丘底劈為特征的中部斷裂構(gòu)造帶。該帶鹽巖活動(dòng)強(qiáng)烈，鹽巖底劈刺穿至第三系，鹽丘高度可達(dá)3～4 km。在鹽巖刺穿作用下，圍繞鹽丘發(fā)生構(gòu)造形變，表現(xiàn)為單斜翹起和褶皺撓曲。這樣的鹽巖構(gòu)造，斷裂不發(fā)育。

西部鹽刺穿帶的上白堊統(tǒng)發(fā)育較全，大部分地區(qū)仍有第三系保存，地震剖面上顯示出較清晰的第三系侵蝕作用，河道切入深度可達(dá)千米。

圖4 北加蓬次盆鹽巖構(gòu)造帶剖面 剖面位置見圖1。

西部鹽巖刺穿帶一般發(fā)育鹽邊側(cè)向遮擋型圈閉和鹽丘頂部的第三系背斜、斷背斜圈閉，這些圈閉是西部油氣聚集的重要場(chǎng)所。

2.3.2 中部斷裂構(gòu)造帶

盆地中部以斷裂構(gòu)造發(fā)育為特征，鹽巖刺穿作用微弱，一般以非刺穿鹽丘活動(dòng)為特征。斷裂發(fā)育，斷距規(guī)模大，最大的可達(dá)500 m。斷裂控制下的Anguille組濁積砂巖和Point Clairette組砂巖分布穩(wěn)定，沿?cái)嗔严陆当P的陡坡為濁積扇砂的分布區(qū)。在鹽丘附近發(fā)育鹽丘背斜圈閉、鹽邊斷鼻圈閉、鹽邊斷塊圈閉，這些圈閉為油氣聚集提供了有利的構(gòu)造空間。

2.3.3 東部低隆帶

東部低隆帶位于盆地東部，該帶斷裂作用微弱，受深部鹽隆或盆地基底構(gòu)造的影響，發(fā)育北北西向長(zhǎng)軸披覆背斜構(gòu)造。背斜幅度較低，烴源巖貧乏，Anguille組濁積砂巖儲(chǔ)層不發(fā)育，油氣聚集程度較弱。

3 盆地勘探潛力評(píng)價(jià)

北加蓬次盆油氣資源豐富，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)油氣田(藏)157個(gè)，可采儲(chǔ)量達(dá)32 400×104t(2 268.64 MMbbl)，油氣藏類型眾多[10]，以構(gòu)造油氣藏和構(gòu)造地層復(fù)合型油氣藏為主。通過(guò)鹽上成藏控制因素和成藏組合特征的研究，結(jié)合盆地?zé)N源巖分布和油氣聚集帶分布，對(duì)北加蓬次盆鹽上層系油氣成藏組合劃分為3個(gè)油氣聚集帶(圖1)。

最有利區(qū)帶位于大西洋深水斜坡帶中南部。該區(qū)帶處于Azile組主力烴源巖分布區(qū)，油氣源供給條件優(yōu)越，Anguille組、Point Clairette組濁積砂體儲(chǔ)層發(fā)育。 Azile/Anguille-Anguille-Point Clairette組油氣成藏組合是該區(qū)帶最重要的油氣組合。該帶鹽巖構(gòu)造發(fā)育，形成若干規(guī)模較大的與鹽隆有關(guān)的鹽枕、龜背形構(gòu)造，是區(qū)域有利于油氣富集的構(gòu)造類型。北加蓬次盆已發(fā)現(xiàn)的油氣田主要分布在該區(qū)帶，具有較好的勘探潛力。

較有利區(qū)帶分布于大西洋深水斜坡帶西北部地區(qū)。該區(qū)處于Azile組主力烴源巖分布區(qū)，油氣源供給條件優(yōu)越，具備油氣成藏的基本地質(zhì)條件。發(fā)育上白堊統(tǒng)Anguille組、Point Clairette組濁積體儲(chǔ)層，鹽巖構(gòu)造較發(fā)育，具有較大勘探潛力。但濁積砂體儲(chǔ)層變化較大，落實(shí)濁積砂體儲(chǔ)層是該區(qū)勘探的關(guān)鍵。

較差的油氣區(qū)帶為大西洋低隆帶和內(nèi)陸淺凹帶，它們遠(yuǎn)離主力烴源巖區(qū)，油氣供給條件變差，圈閉普遍較小，即便油氣有所發(fā)現(xiàn)，也難以商業(yè)開發(fā)。雖然這2個(gè)區(qū)帶鹽下層系較大西洋深水斜坡帶變淺，但埋藏深度仍在4 000 m以下，巖石成巖后生作用強(qiáng)烈，儲(chǔ)層物性變差，在當(dāng)前條件下勘探風(fēng)險(xiǎn)較大。已發(fā)現(xiàn)的油氣田規(guī)模較小，基本不具備商業(yè)開發(fā)價(jià)值。

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(編輯 徐文明)

Main controlling factors and exploration potential of hydrocarbon reservoirs in North Gabon sub-Basin

Guo Nianfa

(SINOPECInternationalPetroleumExplorationandProductionCorporation,Beijing100083,China)

The North Gabon sub-Basin is a Mesozoic-Cenozoic rift and divergent margin basin. The oil and gas reservoirs in the basin were controlled by tectonic movements, sedimentary environments and salt structures. The east of the basin was eroded due to regional uplift, and source rocks and hydrocarbon reservoirs were destroyed, leading to a significant difference of hydrocarbon potential between the east and the west tectonic belts. Sedimentary environments impacted reservoirs. The Upper Cretaceous turbidity sandstones and offshore sandstones were important reservoirs for the post salt layers. Various traps developed, which were related to salt structure activities. Based on research of the turbidity sandstones and offshore sandstones of the post-salt layers, the main hydrocarbon reservoirs of the North Gabon sub-Basin mainly lie on the middle-south, deep ocean slope belt, which is the center of the major source rocks of the Azile Formation. Thanks to favorable sourcing and reserving conditions, the middle-south, deep ocean slope belthas considerable hydrocarbon prospects.

hydrocarbon accumulation; controlling factor; exploration potential; North Gabon sub-Basin

1001-6112(2015)02-0194-04

10.11781/sysydz201502194

2014-04-11；

2015-02-05。

郭念發(fā)(1956—)，男，高級(jí)工程師，從事海外油氣勘探。E-mail: nfguo.sipc@sinopec.com。

TE122.3

A