南加蓬次盆盐下油气分布规律与成藏特征＊

黄兴文 胡孝林 于 水 孙鹏超 刘新颖

（中海油研究总院 北京 100028）

南加蓬次盆盐下油气分布规律与成藏特征＊

黄兴文 胡孝林 于 水 孙鹏超 刘新颖

（中海油研究总院 北京 100028）

南加蓬次盆是西非加蓬沿岸盆地的次级构造单元，其外裂陷带深水盐下油气勘探程度很低。在盆地构造演化、沉积充填分析的基础上，通过对主力烃源岩、储盖组合等基本石油地质条件的研究，系统总结了南加蓬次盆盐下油气分布规律及成藏特征与模式，并通过对比分析指出了构造演化与沉积充填差异是南加蓬次盆内外裂陷带烃源岩演化、沉积储层发育和油气成藏特征差异的主要控制因素，认为该地区外裂陷带盐下应以找气为主，下白垩统Gamba、Dentale组三角洲前缘砂岩为有利储层，以多层叠置的层状气藏为主，生烃凹陷中的反转构造和掀斜断块为有利勘探目标。这些研究成果为南加蓬次盆外裂陷带盐下勘探潜力与方向的确定提供了依据，对西非其他以碎屑岩为主的盐下勘探区也有一定的参考和借鉴意义。

盐下；下白垩统；油气分布规律；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，为典型的被动大陆边缘含盐盆地。该次盆的油气勘探始于20世纪50年代，油气发现主要集中在阿普特（Aptain）盐岩以下的裂陷层序内。截至2013年10月南加蓬次盆盐下共获得油气发现49个，可采储量达3.8亿m3油当量，以油为主，主要集中在陆上至浅水区的内裂陷带和中央凸起带［1］，而次盆深水区外裂陷带盐下勘探程度非常低。近年来随着大西洋西岸巴西桑托斯盆地盐下接连获得重大发现，西非深水盐下也引起了全球各大石油公司的重视［2－3］。本文在对南加蓬次盆石油地质条件、油气分布规律及主控因素总结的基础上，探讨盆地盐下油气成藏特征与模式，并指明其勘探潜力与方向。

1 构造及沉积充填演化

加蓬盆地是典型的大西洋被动大陆边缘含盐盆地，面积约12.8万km2［4－9］，可划分为南加蓬次盆、北加蓬次盆、内次盆等3个二级构造单元（图1）［910］。加蓬盆地下白垩统阿普特（Aptian）阶盐岩厚度可达3 km，此套巨厚盐岩将晚侏罗世以来的沉积层划分为盐上、盐下2个构造层序（图2），其中南加蓬次盆盐上沉积薄、盐下沉积厚，以盐下为主要勘探层系。

加蓬盆地构造演化经历了晚侏罗世—早白垩世早期裂陷阶段、早白垩世晚期过渡阶段（断拗转换期）和晚白垩世—新近纪漂移阶段［11－12］，相应地发育了裂陷期陆相沉积充填、过渡期盐岩沉积、漂移期海相沉积充填等3套层序结构（图2）。盆地沉积层最厚达12 km［13］，且具有北次盆以盐上沉积为主、南次盆以盐下沉积为主的特点。

南加蓬次盆盐下裂陷阶段经历了2期伸展断陷和2期挤压抬升（图2）。裂陷早期始于早白垩世纽康姆（Neocomian）期，沉降中心位于南加蓬陆上—浅水区域，NE向拉伸形成了Vera地堑、Dianago地堑等近海内裂陷带沉积中心。裂陷晚期始于巴雷姆（Barremian）期，沉降中心向西迁移，主要位于海上深水区，形成了Atlantic Dentale地堑等外裂陷带沉积中心。这2期伸展之间为短暂的差异隆升调整期，形成了Gamba高地等中央凸起带正向构造单元。阿普特（Aptian）期早期的破裂不整合面标志着裂陷作用的结束，盆地进入过渡阶段。这2期伸展分别形成了内外2个裂陷带［14－16］，奠定了南加蓬盐下总体两坳夹一隆的构造格局（图1），其中内裂陷带沉积最厚达5 km，外裂陷带沉积最厚达6 km［17－18］。

图1 加蓬盆地构造单元划分Fig.1 Tectonic units of Gabon basin

分析认为，南加蓬次盆盐下裂陷早期主要沉积了以Kissenda组、Lucina组为代表的细粒湖相，沉积中心位于内裂陷带；裂陷晚期主要沉积了Melania组湖相富有机质泥岩和Dentale组河流相—三角洲相。在破裂不整合面之上覆盖了一套准平原背景的Gamba组富砂沉积和Vembo组富泥沉积。此后盆地转为局限海蒸发环境，形成了巨厚的阿普特（Aptian）盐岩。

2 油气地质条件

2.1 烃源条件

南加蓬次盆盐下发育2套湖相烃源岩，即下白垩统巴雷姆（Barremian）阶Melania组湖相黑色页岩和纽康姆（Neocomian）阶Kissenda组页岩，其中Melania组是盐下的主力烃源岩，厚度200～600 m，有机质丰度高，TOC值平均为6.1%，最高为20%，干酪根类型好，以Ⅰ型为主，少量Ⅱ型［11］。

图2 加蓬盆地地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Gabon basin

南加蓬次盐下内、外裂陷带构造－沉积充填特征差异显著，造成盐下烃源岩成熟度具有内裂陷带低、外裂陷带高的特点。Melania组沉积之后，内裂陷带经历了多期强烈挤压抬升剥蚀夹间歇沉积，导致地层剥蚀量大、上覆残留地层薄。巴雷姆（Barremian）期裂陷晚期伸展作用主要集中在外裂陷带，造成内裂陷带Dentale组上覆沉积相对薄、外裂陷带厚。阿普特（Aptian）期大洋开裂及其伴生的破裂不整合进一步增强了内裂陷带烃源岩上覆地层的剥蚀作用。晚白垩世之后，随着新生洋壳冷却、古近纪区域翘倾抬升及海平面持续下降，盆地沉积中心进一步由陆（内裂陷带）向海（外裂陷带）迁移，造成整个内裂陷带烃源岩上覆沉积薄，后期埋深相对浅，热演化程度适中，目前大部分仍处于生油窗范围内，仅局部深洼区进入生气窗。而外裂陷带是裂陷晚期和漂移阶段的沉降和沉积中心，Melania组沉积之后仍处于继承性、活跃的沉降和沉积作用中，构造抬升剥蚀不明显，造成上覆沉积巨厚，烃源岩处于高熟—过熟阶段，以生气为主。

2.2 储集条件

南加蓬次盆盐下主要发育3套储集层系，分别是裂陷早期纽康姆（Neocomian）阶Lucina组砂岩、裂陷晚期巴雷姆（Barremian）阶Dentale组砂岩、过渡早期阿普特（Aptian）阶Gamba组砂岩［19］。

Gamba组为南加蓬次盆盐下主力储层之一，是一套河流相—三角洲相砂岩，具有下粗上细、交错层理发育的特点。钻井揭示，该套砂岩在内裂陷带具有席状展布特征，厚度普遍小于60m，平均约23m，物性较好；而在南加蓬次盆陆上内裂陷带埋深1 000～2 000 m，孔隙度20%～30%，渗透率最高5 000 mD。

Dentale组为南加蓬次盆盐下另一套主力储层，也是一套河流相—三角洲相砂岩，沉积厚度大（最厚2 000 m），物性较好；而在南加蓬次盆陆上内裂陷带埋深1 500～2 500 m，孔隙度最高29%，渗透率最高1 000 mD。

Lucina组为南加蓬次盆次要储层，是一套湖相浊积岩，以极细—细砂岩为主，在中央凸起带埋深较浅（1 300～1 500 m）的地区孔隙度为15%～25%，渗透率为45～145 mD。

此外，加蓬盆地在裂陷初期的N’Dombo/Basal Sandstone组也发育砂岩储层，但粒度偏细，且泥质含量高，分选差，物性普遍偏差，在盆地中仅有少量油气发现，且普遍不具备商业性［11］。

2.3 盖层条件

南加蓬次盆盐下主要发育4套盖层，其中Ezanga组盐岩和Vembo组泥岩可作为区域性盖层，Melania组泥岩和Dentale组泥岩可作为局部盖层。Ezanga组蒸发岩是盐下最重要的一套区域性盖层，主要由盐岩组成，厚度一般为200～1 000 m，最厚2 000 m以上，为过渡期局限海蒸发环境下的产物［9］。Vembo组泥岩可作为Gamba组砂岩的直接盖层，为一套海陆过渡相泥岩沉积，厚度在10～100 m。Melania组泥岩既是盆地最重要的烃源岩，同时也是下伏Lucina组储层的直接盖层。Dentale组泥岩可作为Dentale组三角洲砂岩储层的直接盖层，形成自储自盖。

3 油气分布规律及主控因素

加蓬盆地油气勘探始于20世纪50年代，截至2013年10月共获得160余个油气发现，2P可采储量约7.6亿m3油当量。其中，盐上油气发现约113个，可采储量约3.78亿m3油当量，主要分布在北加蓬次盆；盐下油气发现49个，可采储量3.8亿m3油当量，以油为主，单个油气藏储量规模普遍大于盐上，主要分布在南加蓬次盆，且集中于内裂陷带和中央凸起带之上。

3.1 油气差异富集规律

盐下烃源条件优越、充注能力强，圈闭的油气充满程度普遍较高。据陆上—浅水区域内裂陷带的Rabi、Gamba等26个盐下油气发现统计，构造的圈闭范围均被油气充满，可见圈闭规模控制了盐下油气藏的储量规模。这造成加蓬盆地盐下油气资源分布极其不均，8个主要大油田（可采储量大于1 350万m3油当量）的可采储量占已发现储量的70%；而剩余41个油气发现仅占已发现储量的30%。

3.2 油气纵向分布规律

纵向上，南加蓬次盆盐下各个组段均有油气发现，但油气储量规模差异很大，其中盐下已发现储量约91%位于上部的Gamba组和Dentale组砂岩储层中（上组合），而下部3套储层（包括纽康姆（Neocominan）—巴雷姆（Barremian）阶的N’Dombo/Basal Sandstone，Kissenda和Lucina组）已发现储量仅占约9%。分析认为，储层发育程度控制了油气的纵向分布，其中裂陷早期湖平面快速上升，以细粒沉积为主，粗碎屑相对不发育，仅在局部发育Kissenda、Lucina组浊积砂岩，储层规模相对小；而裂陷晚期湖平面下降，湖盆碎屑供给量显著增大，广泛发育河流—三角洲等粗碎屑沉积，砂岩储层广泛分布，为上组合油气聚集成藏提供了有利的聚集空间。

3.3 油气平面分布规律

平面上，南加蓬次盆盐下油气发现主要集中在陆上和浅水区的内裂陷带和中央凸起带；而深水区外裂陷带勘探程度低，油气发现少。

南加蓬次盆盐下油气主要集中在Vera地堑、Dianago地堑、Topo地堑等裂陷中，具有典型的凹陷富集型特征，挤压反转构造、掀斜断块是主要富油气圈闭，如Rabi Kounga油田。与之不同的是，安哥拉及巴西盐下油气主要赋存于碳酸盐岩储层中，继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。分析认为，储集层类型及有利储层分布是造成南加蓬次盆与大西洋两岸其他盆地盐下油气平面分布规律差异的主要原因。南加蓬次盆以砂岩储层为主，有利的砂体展布受裂陷期古地貌控制，主要沿裂谷长轴等低地貌区分布；而安哥拉及巴西以生物灰岩储层为主［2021］，继承性隆起或基底高是其有利储层发育部位。

勘探实践揭示，南加蓬次盆盐下具有内油外气的特点，即内裂陷带以油为主，外裂陷带以气为主（图3）；目前南加蓬次盆外裂陷带仅有2个天然气发现。分析认为，内、外裂陷带构造－沉积充填的差异导致盐下烃源岩成熟度内低、外高，内裂陷带应以找油为主、外裂陷带应以找气为主。

图3 南加蓬次盆盐下油气田分布图Fig.3 Pre－salt oil and gas fields distribution in South Gabon sub－basin

4 油气成藏特征及模式

4.1 成藏特征

南加蓬次盆盐下主力勘探目的层系为晚巴雷姆（Barremian）—早阿普特（Aptian）期的Dentale组和Gamba组，该时期盆地整体为河流－三角洲沉积环境，物源自北向南沿着内裂陷带的Dianago地堑向外裂陷带输送。整体上，内裂陷带具有近源沉积的特征，以辫状河－扇三角洲粗粒碎屑岩沉积为主，为大套砂夹薄层泥的岩性组合，且内裂陷带圈闭以挤压、披覆背斜为主，圈闭类型好、聚烃能力强，但闭合幅度普遍低，多数小于200 m，多形成块状油藏，如加蓬盆地盐下最大油田Rabi和Etame油田；而外裂陷带以远源沉积为主，主体表现为三角洲前缘远端至湖相沉积中心，主力目的层段为砂泥岩互层。加蓬盆地勘探实践表明，20 m厚的泥岩即可封盖一定厚度的气藏，加之外裂陷带圈闭闭合幅度普遍较高，因而外裂陷带特别是远离物源的区域多形成多层叠置的层状气藏。

4.2 成藏模式

加蓬盆地的油气分布在纵向上具有明显的分割性，以巨厚的阿普特（Aptian）阶盐岩为界发育盐上、盐下2个油气系统。与大西洋沿岸其他含盐盆地不同，加蓬盆地盐下烃源岩生成的油气均聚集在盐下，尚未发现盐下油气穿越巨厚盐岩在盐上层系形成规模性油气聚集［22－25］，且盐下已发现油气多位于裂陷中的反转构造或坳间隆之上，具有典型近源成藏的特点（图4）。广泛发育的深大断裂是沟通深部Melania组烃源岩与浅部Dentale/Gamba组储层的主要通道。湖相生烃灶多位于裂陷沉积中心，广泛发育的盐下断裂为油气垂向运移的有利通道，裂陷中央的挤压反转构造及裂陷周缘的基底构造高上的披覆构造为主要圈闭。Melania组湖相烃源岩生成的油气主要沿裂陷期深大断裂向上运移到裂陷中央的挤压反转构造或裂陷周边隆起的披覆构造中聚集成藏。

图4 南加蓬次盆盐下油气成藏模式Fig.4 Hydrocarbon accumulation model of pre－salt in South Gabon sub－basin

5 结论

1）南加蓬次盆盐下整体呈两坳夹一隆的构造格局，自东向西依次为内裂陷带、中央凸起带、外裂陷带，发育Melania组优质湖湘烃源岩和下白垩统Dentale/Gamba组砂岩－Ezanga组盐岩优质储盖组合，具有优越的石油地质条件。

2）南加蓬次盆盐下油气充满程度高，差异富集特征明显，圈闭规模很大程度上控制了油气藏的储量规模，储层发育程度控制了油气的纵向富集规律，纵向上油气主要富集在上组合Gamba/Dentale组砂岩中。平面上油气具有凹陷富集、外油内气的特征，油气主要富集于凹陷中的反转构造和掀斜断块。

3）南加蓬次盆盐下内裂陷带以块状油藏为主，而外裂陷带以多层叠置层状气藏为主，具有自生自储、垂向运移、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

（编辑：张喜林）

黄兴文，胡孝林，于水，等.南加蓬次盆盐下油气分布规律与成藏特征［J］.中国海上油气，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”国家科技重大专项“海外大陆边缘盆地勘探开发实用新技术研究（编号：2011ZX05030－003）”部分研究成果。

黄兴文，男，博士，工程师，主要从事海外油气勘探研究工作。E－mail：huangxw2＠cnooc.com.cn。