东非地区奥伽登盆地油气成藏要素及有利勘探区带分析

董玉文，陈旭，欧荣生，曾凡成

1.长江大学 油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北 蔡甸 430100；2.青海油田公司 勘探事业部，甘肃 敦煌 736202；3.长江大学 地球科学学院，湖北 蔡甸 430100

0 引言

北非和西非一直是非洲大陆的油气勘探开发主战场，其中北非的利比亚、埃及、苏丹和西非的尼日利亚、几内亚和刚果等，探明储量超过500×108t[1-3]。而东非地区却一直贫油、少气，截止目前只有少量的天然气发现，迄今没大型的油气田发现。研究表明，东非地区广泛发育沉积盆地，例如鲁伍马盆地、奥伽登盆地、拉穆盆地和莫桑比克盆地等[4-6]。由于东非地区经济基础落后、地缘政治背景以及地表条件复杂等因素影响，非洲东部盆地勘探程度低。随着全球范围内石油天然气钻采活动不断深入，非洲东部广大地区必将成为全球能源领域的新焦点。

地处于非洲东北部地区的埃塞俄比亚就是一个典型的实例，其国土面积约110.36万km2，截止2019年，仅在埃塞俄比亚的奥伽登盆地钻探发现若干个含油气构造和少量的油气藏[7-9]。油气勘探发现，与埃塞俄比亚毗邻的苏丹(东非大裂谷西北侧)、沙特阿拉伯(隔红海对望)的油气资源非常丰富。与此同时，奥伽登盆地作为埃塞俄比亚国内面积最大的沉积盆地(约35×104km2)，钻井仅有几十口，勘探程度极低[10]。

近期英国的新非洲全球能源有限公司(New African Global Energy Ltd.，简称New AGE)和美国Greencom 石油公司先后于2018年和2019年，开始涉足奥伽登盆地矿产资源勘探评价活动，目前已经取得一定规模的天然气藏发现。由此可见，该盆地具有较大勘探潜力和海外油气投资空间。因此，本文根据少量的基础地质资料，结合最新的勘探进展，通过盆地类比、大型沉积盆地石油地质条件分析等手段，总结盆地油气的基本成藏要素，优选有利的勘探区带，为中国在东非地区海外油气决策提供参考。

1 地质概况

奥伽登盆地是发育在古生代结晶基底之上的晚古生代—新生代沉积盆地，面积约35×104km2，约占埃塞俄比亚国土面积的1/3，地层的沉积厚度约2～6 km，最大可达7 km。盆地的形成和演化与东非裂谷作用密切相关，共经历了3次构造运动[11-14]，分别为：Karoo裂陷阶段(晚二叠世—三叠纪)、陆内坳陷阶段(侏罗纪—白垩纪)和东非—红海裂陷阶段(古近纪至今)，盆地现今构造格局呈现向西北部倾斜的特征，共划分为北部隆起带、中部斜坡带、中央隆起带、南部斜坡带、东南凹陷带和西南凹陷带等6个二级构造单元(图1)。地层自下而上依次为：上二叠统到三叠系的Karroo群陆相碎屑岩，为河流、三角洲和湖泊沉积；侏罗系—白垩系的海相碳酸盐岩—浅海沉积，夹杂少量三角洲砂泥岩层段以及古近系以来的浅海陆棚沉积[15-18](图2)。盆地油气勘探和发现程度低，目前仅在中央隆起构造带发现了A和B两个小型油气田，在盆地的西南斜坡带发现若干含油气构造。此外，在盆地西北部的山地露头区有油苗发现，也表明了该盆地具有良好的勘探潜力[7]。

图1 奥伽登盆地埃塞境内构造单元[15]Fig.1 Tectonic unit division of Ogedan Basin in Ethiopia

图2 奥伽登盆地综合柱状 [18]Fig.2 Comprehensive column of Ogedan Basin

2 烃源岩分布

生烃规模决定了盆地油气资源量和勘探潜力，因此烃源岩评估是奥伽登盆地早期勘探部署的关键要素。通过少量的钻井、地震和其他基础资料分析，盆地可能发育4套源岩，分别为Bokh组泥页岩、Adigrat组泥岩、Hamanlei群泥灰岩和Uarandab组页岩(表1，图3)。

表1 奥伽登盆地不同时代烃源岩特征表Table 1 Source rocks characteristics in different formations of Ogaden Basin

a.Uarandab海相页岩; b.Adigrat前三角洲泥岩; c.Bokh湖相泥页岩。图3 现今源岩成熟度图(据文献[20]修改)Fig.3 Distribution map of current source rock maturity

2.1 Bokh泥页岩

Bokh组泥页岩为盆地形成的第一套烃源岩，也是最主要的生油岩，一定程度上决定了盆地具有大型油气田形成的物质基础。在早三叠世Karoo裂陷期，盆地西南部和东南部为沉降中心，Bokh组有较大的可容纳空间，为湖泊相沉积环境。该套地层厚度大，可达500～1 500 m。岩性以暗色、黑色泥页岩为主，含少量薄层(粉)砂岩。该套烃源岩层系分布面积大，初步预测面积超过10×104km2。

根据中央隆起带3口井的钻井测试资料分析[19]，Bokh生油岩的总有机碳含量参数TOC在0.5%～1.8%之间，平均为1.2%，干酪根类型为Ⅱ型，镜质体反射率Ro在1.2%～2.63%之间，平均为1.67%。生烃潜量参数(S1+S2)在(30～700) kg/t之间，达到中等—好的生油源岩级别。中央隆起带油气田的油气来自Bokh泥页岩，证实Bokh泥页岩为主要的生油岩。

2.2 Adigrat泥岩

Adigrat组泥岩为次要烃源岩。岩性为前三角洲灰(黑)色泥岩，厚度范围为50～120 m，有利烃源岩发育地区为西南部凹陷地带。酪根类型为Ⅱ型和Ⅲ型[15]，其成熟度低于Bokh泥页岩，镜质体反射率Ro在0.4%～1.3%之间，生烃潜量参数(S1+S2)在(1.7～5.3)kg/t之间，HI氢指数达1.3 kg/t。Adigrat泥岩在晚白垩世开始生油，目前已经进入成熟阶段，向中央隆起带的Adigrat三角洲砂岩和Hamanlei群灰岩储层提供油气源。

2.3 Hamanlei群泥灰岩

通过A气田钻井资料发现[20]，中、上Hamanlei组内部可能发育少量烃源岩，岩性为泥岩或泥灰岩，厚度在3～15 m之间，一般<10 m，平面分布范围有限，生烃潜量(S1+S2)在(0.5～3)kg/t之间，最高达6 kg/t，生烃潜力小。

2.4 Uarandab海相页岩

Uarandab页岩是浅层、潜在的烃源岩[15,21]。为浅海陆棚环境，岩性为灰色页岩和(泥)灰岩。地层厚度约30～120m。干酪根类型为II型和III型，镜质体反射率Ro在0.6%～1.0%之间，生烃潜量参数(S1+S2)在(2～8.8)kg/t之间，最高达20 kg/t。由于Uarandab页岩形成时间晚、埋藏浅，热演化程度低，生烃潜力低。

3 储盖组合

研究发现，上二叠统到侏罗系发育Karoo群和Hamanlei群两套有利的成藏组合[22]，分述如下(表2，图2)：

表2 奥伽登盆地不同时代储盖特征Table 2 Reservoir-cap assemblage characteristics in different groups of Ogaden Basin

3.1 Karoo群砂岩与Bokh泥岩组合

Karoo群处于陆相河道-三角洲-湖泊沉积体系，沉积地层厚度范围为500～2 000 m，砂岩储层广泛发育，在纵向上可细分两套组合：Calub陆相河道砂岩与Bokh泥组合、Adigrat三角洲砂岩与层内或过渡带细粒沉积组合。

(1)Calub陆相河道砂岩与Bokh泥组合

Calub地层覆盖于基底之上，为陆相河道沉积。已钻井揭示该套地层主要分布中部隆起带和南部凹陷带，大面积超覆尖灭盆地的北部、西部等广大地区。

储层岩性以灰色中—细砂岩为主，不等粒砂岩也常见。岩石类型为长石质石英砂岩，石英含量约75%～85%，长石含量约10%～25%，岩屑<10%。从少量的显微镜下薄片分析发现(图4a,b,c)，砂岩颗粒分选较差，磨圆为次凌状，表明砂岩成分成熟度和结构成熟度中等[23-24]。储集空间以颗粒间孔隙为主，少量次生溶蚀孔隙。孔隙度范围在7%～15%之间，平均为11.6%，渗透率范围在1.36 ～120 md之间，平均为50.7 md，储集层评价为中—低孔、中—低渗储层。

上覆的Bokh湖相泥页岩，既是重要的烃源层又是区域盖层，形成了为新生、古储式的储盖组合。A和B油气田均在Calub陆相河道砂岩有油气发现，证实该套储盖组合有效，为主要的勘探层系。

(2)Adigrat三角洲砂岩与层内或过渡带细粒沉积组合

Adigrat组发育河流三角洲沉积，埋深浅、分布范围广，其储集物性明显优于Calub陆相河道砂岩。储层岩性以灰色细—中砂岩为主，偶见粗砂岩，砂质较纯，石英含量一般>90%，岩屑及长石含量较低。从少量的显微镜下薄片分析发现(图4d,e)，砂岩颗粒分选好，磨圆为次凌状—次圆状，表明砂岩成熟度和结构成熟度较高[22-23]。储集空间为粒间孔隙，孔隙度范围为11%～23%，平均15%，渗透率范围为100～500 md，平均为202.7 md[23]，为中孔、中渗储集层。

a.Calub组砂岩，粒间孔隙和次生溶孔，B11井，3 659.52 m,单偏光,×25; b.Calub组砂岩，粒间孔隙，A4井，4 502.83 m,单偏光,×50; c.Calub组砂岩，粒间孔隙，A2井，3 706.22 m,单偏光,×25; d.Adigrat组砂岩，粒间孔隙，B11井，2 775.61 m,单偏光,×25; e.Adigrat组砂岩，粒间孔隙，B3井，2 879.00 m,单偏光,×100; f.下Hamanlei段亮晶颗粒灰岩,粒间溶孔,A1井,2 460.80 m,单偏光,×50; g.下Hamanlei段颗粒灰岩,体腔孔隙, B2井, 2 595.50 m,单偏光,×25; h.中Hamanlei段泥晶灰岩,微小孔隙, A4井,2 021.70 m,单偏光,×50; i.上Hamanlei段颗粒灰岩，粒间溶孔和次生孔隙，B1井，1 939.11 m,单偏光,×25。图4 中央隆起带储层显微照片Fig.4 Micrographs of reservoir in central uplift zone

盖层为层间前三角洲泥岩或上覆过渡带泥页岩，局部遮挡可以形成岩性圈闭。Bokh泥岩为Adigrat砂岩储层提供油气源，为正常式储盖组合。A油气田少量钻井在Adigrat储层的测井解释出气层[24]，仍待进一步试油测试分析。

3.2 Hamanlei群灰岩储层与致密夹层或Uarandab页岩组合

Hamanlei群为海相碳酸盐岩开阔沉积环境，厚度范围为500～1 000 m，灰岩储层广泛发育。在纵向上可划分为下、中、上3套小层，每一套对应完整的岩性变化序列和沉积旋回[25-26]。

(1)下Hamanlei段

该段为浅海相灰岩沉积，中央隆起带处于较高能的沉积环境，颗粒滩较发育，以亮晶颗粒灰岩沉积为主。孔隙类型以粒间溶孔、体腔孔隙为主，孔、渗性好，形成优质储层(图4f,g)。

(2)中Hamanlei段

该段为边缘海—萨布哈沉积，岩性以泥晶灰岩为主，含极少量颗粒灰岩，岩性普遍致密，致密层内含少量渗透层段，表现为储层薄、物性变化快，孔隙度一般<8%[22](图4h)。

(3)上Hamanlei段

该段为浅海灰岩沉积，晚侏罗纪局部构造活动作用导致后期成岩溶蚀作用强，次生孔隙发育，孔隙度范围为15%～35%，平均约18%，渗透率普遍较高，形成中—高孔、中—高渗的储集层(图4i)。

层内的泥岩或泥灰岩等致密夹层，为局部盖层。上覆的Uarandab泥页岩区域分布稳定，沉积厚度大，形成区域盖层。

针对Hamanlei群灰岩储层，目前在中央隆起带及中部斜坡带东部钻井见油气显示[23-24]。目前周围众多含油气盆地均在侏罗系这套海相灰岩储层有大量的油气发现，例如沙特波斯湾盆地、也门盆地和北苏丹的迈陆塔盆地等[21]。奥伽登盆地与上述诸多盆地毗邻，且在中侏罗系的Hamanlei群有相似的地层和岩相组合，且钻井中已有油气显示，表明该套储层的储油气可能性较大。

4 圈闭特征

盆地形成和演化过程中，多种构造样式在时空上叠加组合，形成了不同的圈闭类型[6-9](表3)。奥伽登盆地有利圈闭类型以构造圈闭为主，还有少量的构造—岩性圈闭、地层圈闭和生物礁。

表3 奥伽登盆地不同时代的圈闭特征Table 3 Entrapment characteristics in different stages of Ogaden Basin

鉴于盆地整体勘探程度极低，不同类型油气圈闭的分布特点和油气潜力，仍需进一步研究。以中央隆起带为例，A和B小型油气田为(断)背斜和断块等构造圈闭(图5)。根据目前的勘探程度来看，盆地仍处于早期勘探阶段，构造圈闭为未来勘探的主要目标，而岩性—地层等圈闭类型由于基础资料缺乏，落实难度大，钻井风险高。

5 油气运聚与保存

晚二叠世到三叠纪的Karoo群和侏罗纪Hamanlei群沉积，形成了研究区最主要的成藏组合。该时期处于裂陷活动期，以伸展构造应力作用为主[15]，在南部凹陷带周缘和中央隆起带形成大规模、高角度的深大断裂系统。断裂构造活动频繁、持续时间长，在垂向上切割深度大、延伸距离远，形成沟通油源的断裂系统。这些断裂与次生(或伴生)断裂、砂岩输导层和地层不整合面连通，形成油气运移、聚集的立体网络，促进从Bokh烃源岩排出的油气向Karro群和Hamanlei群储层中运移聚集(图6)。

白垩纪，盆地构造演化裂后的热沉降作用时期[27]，地壳稳步沉降，沉降中心扩大，断裂活动弱，在南部凹陷带周缘和中央隆起带形成区域性、稳定的海相碳酸盐岩沉积盖层，为油气垂向封堵和聚集成藏创造有利条件。

古近纪至今，盆地处于东非—红海裂陷阶段，构造活动表现为奥伽登盆地的北部、西部等广大地区的沉积地层不断抬升倾斜，甚至遭受大范围剥蚀，一定程度上改变了盆地的地层格架和油气藏状态[25-26]。主要表现为两个方面：在中央隆起带地区，构造活动打破了原有的圈闭中油气藏的平衡，包括圈闭的面积、闭合度、高点和水动力条件等，已有的油气藏遭受调整改造。部分油气沿着活动的深大断裂发生再次运移，在新的圈闭中重新聚集成藏。此外，盆地北部、西部的白垩系—古近系地层遭受抬升剥蚀作用，形成广泛的区域不整合，Karoo群和Hamanlei群的原有单斜地层倾向不变,但倾角变陡，在盆地西北部隆起带露头发现油苗，这是西南斜坡带原有油气储盖体系被打破、油气遭到破坏的间接证据(图6)。

图6 近西东向油气成藏剖面(L3剖面位置见图1)Fig.6 Hydrocarbon accumulation in WE-trending cross section

6 有利区带分析

截止目前，盆地勘探程度低，油气勘探潜力巨大。勘探部署最有利的区带位于中央隆起带(图1)。中央隆起带形成(晚二叠世)和成型(三叠纪)时间早，紧邻西南部凹陷和东南部凹陷两个生油凹陷，发育沟通油源的断裂系统和Karoo群、Hamanlei群两套有利的成藏组合。多年勘探经验也表明，隆起构造背景是油气富集高产的重要因素，有利的成藏组合是油气藏形成的基本条件，控油断裂等油气输导体系是油气成藏的关键。因此，中央隆起带具备良好的构造背景、良好的储盖条件和运聚条件，为盆地勘探部署的最有利地区。西南部斜坡带为次要的勘探区带。该区紧邻西南部生油凹陷，油源条件优越，已钻探井的油气显示和盆地西部周缘露头油苗的发现表明该区存在较大油气潜力。西南部斜坡带的地层产状向西南倾斜尖灭，可能发育扇三角洲岩性—地层圈闭。然而，该地区钻井稀少，地震资料品质低，岩性—地层圈闭难以准确落实。此外，古近纪以来的东非大裂谷构造作用对该地区油气活动影响较大，油气圈闭存在盖层遮挡的风险(图1，图6)。

7 结论

(1)下三叠统Bokh组湖相泥岩构成盆地最主要的烃源岩，表现为厚度大(500～1 500 m)、在西南凹陷带大面积分布(>10×104km2)、有机质成熟度高(II型)，目前处于过成熟阶段，已发现油气田的油气源均来自该套烃源岩。此外，Adigrat组泥岩、Hamanlei群泥灰岩、Uarandab组页岩为潜在的烃源岩。

(2)上二叠统到侏罗系的Karoo群和Hamanlei群为盆地的两套有利成藏组合。Calub陆相河道砂与Bokh湖相泥、Adigrat 组三角洲河道砂和泥页岩组合有工业油气发现，仍需落实储层规模和油气储量。Hamanlei群储层也有一定的勘探潜力。

(3)勘探部署应以西南部生烃中心及周缘地区为突破口。中央隆起带具有极佳的油气成藏条件，为首选区带。西南部斜坡带紧邻生油中心，可能发育岩性—地层圈闭，存在盖层遮挡风险，为次要区带。