趙紅巖 陶維祥 于 水 郝立華 李 斐 程 濤 劉 瓊

（中海油研究總院）

下剛果盆地?zé)N源巖對(duì)油氣分布的控制作用分析＊

趙紅巖 陶維祥 于 水 郝立華 李 斐 程 濤 劉 瓊

（中海油研究總院）

通過(guò)對(duì)下剛果盆地?zé)N源巖發(fā)育特點(diǎn)與油氣分布規(guī)律的研究，認(rèn)為烴源巖是控制該盆地油氣差異性分布的關(guān)鍵因素。下剛果盆地發(fā)育鹽下湖相、鹽上海相2套烴源巖，油氣分布具有縱向分層、平面分帶的差異性特征。該盆地陸上及淺水區(qū)以鹽下湖相烴源為主且多為中—小型油氣田，而深水區(qū)以鹽上海相烴源為主且多為大—中型油氣田；鹽下裂谷期地塹發(fā)育程度南弱北強(qiáng)，導(dǎo)致了鹽下烴源巖發(fā)育規(guī)模南小北大，形成了淺水區(qū)南部以小型油氣田為主、北部以中—小型油氣田為主的差異分布特點(diǎn)；剛果扇沉積中心由南向北遷移，導(dǎo)致了深水區(qū)鹽上烴源巖的成熟度由南向北逐漸降低，形成了深水區(qū)油氣田分布數(shù)量與規(guī)模由南向北明顯減小的差異分布特點(diǎn)。

下剛果盆地 烴源巖 油氣分布 差異性

1 地質(zhì)背景

2 烴源巖發(fā)育特點(diǎn)

下剛果盆地是西非第二大含油氣盆地，截至2009年4月已發(fā)現(xiàn)油氣田362個(gè)，獲得油氣可采儲(chǔ)量達(dá)293億桶油當(dāng)量，盆地油氣資源豐富，是世界各大石油公司重點(diǎn)關(guān)注的區(qū)域［1－2］。近年隨著安哥拉深水巨型油氣田（如Girassol、Dalia）的發(fā)現(xiàn)，該盆地的深水區(qū)勘探已經(jīng)成為世界油氣勘探的熱點(diǎn)。

下剛果盆地屬西非大陸邊緣盆地，盆地北部以馬永巴（Mayumba）高原為界，南部以安布里什（Ambrizete）高原為界，東部為前寒武系基底，西部為洋、陸殼過(guò)渡帶［3－4］。盆地包括多個(gè)國(guó)家領(lǐng)土，分別為加蓬西南部、剛果（布）、安哥拉（卡賓達(dá)省）、剛果民主共和國(guó)和安哥拉西北部的部分陸上及海岸地區(qū)，盆地面積15．7×104km2，其中海上面積約占90%。

下剛果盆地從陸向海、從淺水向深水、由深層白堊系到淺層新近系都獲得了大量的油氣發(fā)現(xiàn)，油氣成藏與構(gòu)造演化及沉積充填密切相關(guān)。研究表明，該盆地經(jīng)歷了4個(gè)構(gòu)造演化階段：前裂谷階段、裂谷階段、過(guò)渡階段和漂移階段［5－8］，并以過(guò)渡階段早白堊世阿普特（Aptian）初期發(fā)育的蒸發(fā)鹽巖沉積為界分為鹽上、鹽下2個(gè)沉積序列。由于鹽下裂谷階段和鹽上漂移階段是該盆地?zé)N源巖發(fā)育、油氣成藏的重要階段，形成了多源、多層系的油氣成藏特點(diǎn)，因此本文重點(diǎn)討論該盆地?zé)N源巖對(duì)油氣分布的控制作用。

研究揭示，下剛果盆地發(fā)育鹽下、鹽上2套烴源巖。鹽下烴源巖（下白堊統(tǒng)紐康姆階—巴雷姆階）為淡水—半咸水缺氧環(huán)境下深湖相泥頁(yè)巖沉積，呈棕色、灰色或黑色，有機(jī)質(zhì)非常豐富，TOC平均值可達(dá)7%，最大值超過(guò)30%［9－10］，以I型和I—II型干酪根為主，是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖。該盆地淺水區(qū)Takula、Emeraude等油田鉆探資料已揭示下白堊統(tǒng)紐康姆階—巴雷姆階的Bucomazi組（安哥拉）、Marnes Noires組（剛果）湖相泥頁(yè)巖，有效厚度約430 m，TOC值5%～11%，有機(jī)質(zhì)類型為I型干酪根、含II型，地溫梯度為3．5～5．0℃／100 m，生烴門限為2 000～3 000 m。

鹽上烴源巖（上白堊統(tǒng)—始新統(tǒng)）為半深?！詈Ｏ囗?yè)巖沉積，有機(jī)質(zhì)豐富，TOC平均值4%，氫指數(shù)（IH）值超過(guò)700 mg HC／g TOC［11－12］，具有中等—好生烴潛力，以II型干酪根為主，是一套較好烴源巖。該盆地南部深水區(qū)Girassol、Dalia等油田鉆探資料已揭示賽諾曼—土侖階的Iabe組與Landana組（安哥拉）以及Madingo組與Likouala組（剛果），TOC平均值超過(guò)4．6%，生烴潛力較高；盆地西北部深水區(qū)鉆井資料也已揭示鹽上烴源巖TOC平均值為2%，具有中等—好生烴潛力（圖1），生烴門限為3 500～4 000 m［11－13］。

圖1 下剛果盆地西北部深水區(qū)鉆井地球化學(xué)指標(biāo)圖

3 油氣分布規(guī)律

圖2 下剛果盆地油氣縱向分布圖

縱向上，下剛果盆地發(fā)育多套成藏層系，油氣集中分布在以下3個(gè)成藏層系（圖2）：①深層鹽下河湖相碎屑砂巖、湖相碳酸鹽巖層系，發(fā)現(xiàn)油氣可采儲(chǔ)量總計(jì)22億桶，占盆地已發(fā)現(xiàn)總可采儲(chǔ)量的7．5%；②中層鹽上下白堊統(tǒng)阿爾布階陸架邊緣海相碳酸鹽巖、濱淺海砂巖層系，發(fā)現(xiàn)油氣可采儲(chǔ)量112．4億桶，占盆地已發(fā)現(xiàn)總可采儲(chǔ)量的38．3%；③淺層鹽上漸新統(tǒng)—中新統(tǒng)深水濁積碎屑砂巖層系，發(fā)現(xiàn)油氣可采儲(chǔ)量159．1億桶，占盆地已發(fā)現(xiàn)總可采儲(chǔ)量的54．2%。由此可見(jiàn)，下剛果盆地由深層白堊系至淺層新近系均分布有大量的油氣，鹽上阿爾布階海相碳酸鹽巖和新近系深水濁積碎屑砂巖層系是盆地勘探的主要目的層。

平面上，下剛果盆地油氣藏呈平行海岸線分布，具有明顯的分帶性（圖3）。以深層鹽下層系成藏的油氣田主要分布在盆地的東北部陸上及淺水區(qū)，以小—特小型油氣田為主（圖3a）；以中層下白堊統(tǒng)阿爾布層系成藏的油氣田集中分布在陸架邊緣附近，以中—小型油氣田為主（圖3b），其中淺水區(qū)北部以中型油氣田分布為主，淺水區(qū)南部以小型油氣田分布為主；以淺層新近系層系成藏的油氣田集中分布在盆地深水區(qū)的剛果扇沉積區(qū)域內(nèi)，以大—中型油氣田為主（圖3c），其中深水區(qū)南部及中部以大型油氣田分布為主，深水區(qū)北部以中型油氣田分布為主。由此可見(jiàn)，由陸向海，下剛果盆地儲(chǔ)集層系年代逐漸變新，先由深層鹽下層系到中層鹽上阿爾布階層系，再過(guò)渡為淺層新近系層系（圖4）。

圖3 下剛果盆地油氣平面分布特征

圖4 下剛果盆地油氣縱向分布特征

4 烴源巖對(duì)油氣差異性分布的控制作用

4．1 淺水區(qū)與深水區(qū)油氣分布差異

下剛果盆地淺水區(qū)與深水區(qū)油氣分布具有較大的差異性。淺水區(qū)主要以中—小型油氣田為主，油氣主要集中分布在深層鹽下碎屑巖與中層鹽上海相碳酸鹽巖層系，油氣成藏以鹽下湖相烴源巖為主；而深水區(qū)主要以大—中型油氣田為主，油氣集中分布在淺層新近系深水濁積碎屑巖層系，以鹽上海相烴源巖為主（圖5）。

圖5 下剛果盆地有效烴源巖分布圖

勘探已證實(shí)烴源巖是控制下剛果盆地淺水區(qū)與深水區(qū)油氣分布差異的主要因素。該盆地陸上及淺水區(qū)以鹽下裂谷期地層沉積為主，鹽上地層沉積發(fā)育厚度薄，并且缺失新近系剛果扇沉積，鹽上烴源巖不發(fā)育，油氣主要集中分布在鹽下與鹽上阿爾布階海相碳酸鹽巖層系。該盆地深水區(qū)油氣勘探目前仍集中在鹽上層系，新近系剛果扇發(fā)育，鹽上海相烴源巖沉積發(fā)育，最大沉積厚度在6 000～8 000 m［14］，鉆井證實(shí)鹽上烴源巖達(dá)到成熟且主要分布在鹽巖控制形成的相關(guān)小地塹內(nèi)，油氣主要分布在地塹周邊的淺層新近系濁積砂巖層系內(nèi)。由于該盆地深水區(qū)鹽巖厚度較大，缺少有效溝通鹽下烴源的運(yùn)移通道，因此深水區(qū)的鹽下烴源巖還沒(méi)有得到證實(shí)。但是，隨著巴西盆地深水區(qū)鹽下層系油氣勘探獲得成功突破，下剛果盆地深水區(qū)鹽下層系將會(huì)成為本區(qū)未來(lái)油氣勘探的重點(diǎn)和熱點(diǎn)領(lǐng)域。

4．2 淺水區(qū)油氣分布的南、北差異性

以近東西向的ZAIRE轉(zhuǎn)換斷層為界，將下剛果盆地分為南、北兩部分（圖6）。該盆地淺水區(qū)南部油氣田規(guī)模以小型油氣田為主，而北部以中—小型油氣田為主，這種分布特點(diǎn)主要是由于受盆地中部轉(zhuǎn)換斷層的影響，盆地北部和南部鹽下裂谷期構(gòu)造發(fā)育具有不均一性，南弱北強(qiáng)。南部地塹不發(fā)育（圖7，D—D′地質(zhì)剖面），或者發(fā)育規(guī)模較?。▓D7，C—C′地質(zhì)剖面），鹽下地層埋深小于3 000 m，烴源巖分布較局限，發(fā)育規(guī)模也有限。北部地塹較為發(fā)育（圖7，A—A′、B—B′地質(zhì)剖面），鹽下地層埋深在4 000～6 000 m，烴源巖分布廣泛，發(fā)育規(guī)模較大。因此，下剛果盆地地塹發(fā)育規(guī)模直接控制鹽下湖相烴源巖體積的發(fā)育程度，而有效烴源巖的發(fā)育規(guī)?？刂屏藴\水區(qū)油氣分布的南、北差異性。

圖6 下剛果盆地淺水區(qū)油氣分布

圖7 下剛果盆地淺水區(qū)地質(zhì)剖面（據(jù)IHS資料修改，剖面位置見(jiàn)圖6）

4．3 深水區(qū)油氣分布的南、北差異性

下剛果盆地深水區(qū)南、北部油氣田分布亦具有差異性，從南向北油氣田分布數(shù)量和規(guī)模明顯變小（圖3c），這種變化特點(diǎn)主要是由于剛果扇沉積中心從漸新世至中新世由盆地東南向西北方向遷移，導(dǎo)致了鹽上地層厚度的分布差異，盆地南部地層深度最大達(dá)8 000 m，而北部地層最大深度為6 000 m［14］。由南向北，該盆地鹽上地層的沉積厚度逐漸變小，使得鹽上烴源巖成熟度逐漸降低。例如，盆地南部安哥拉17區(qū)塊Girassol油田（圖5）鹽上地塹最大深度達(dá)4 500 m（水深約1 500 m），盆地中部安哥拉15區(qū)塊Kizomb A、B油田（圖5）鹽上地塹埋深超4 s（水深約1．3 s）；而剛果國(guó)家北部海域鹽上地塹埋深僅為3．2 s（水深約1．4s），周邊鉆井沒(méi)有獲得油氣發(fā)現(xiàn)，且揭示鹽上烴源巖層系未成熟（Ro＜0．5%）。因此，鹽上地層沉積厚度直接控制了鹽上烴源巖的成熟度及有效烴源巖的分布，從而控制了深水區(qū)油氣分布的南、北差異性。

5 結(jié)論

（1）下剛果盆地發(fā)育鹽上海相、鹽下湖相2套烴源巖。

（2）下剛果盆地油氣分布具有縱向分層、平面分帶的差異性特征?？v向上，該盆地發(fā)育多套成藏層系，油氣集中分布在鹽下、鹽上阿爾布階海相碳酸鹽巖以及新近系深水濁積碎屑巖3個(gè)成藏層系。平面上，該盆地儲(chǔ)集層系年代由陸向海逐漸變新，先由深層鹽下層系到鹽上阿爾布階層系，再過(guò)渡為淺層新近系層系。

（3）烴源巖是控制下剛果盆地油氣差異性分布的關(guān)鍵因素。該盆地陸上及淺水區(qū)油氣成藏以鹽下湖相烴源為主，多為中—小型油氣田，而深水區(qū)以鹽上海相烴源為主，多為大—中型油氣田；淺水區(qū)鹽下裂谷期地塹發(fā)育程度，南弱北強(qiáng)，導(dǎo)致了鹽下湖相烴源巖發(fā)育規(guī)模南小北大，形成了淺水區(qū)南部以小型油氣田為主、北部以中—小型油氣田為主的差異分布特點(diǎn)；剛果扇沉積中心由南向北遷移，導(dǎo)致了新近系沉積厚度南大北小，使得鹽上海相烴源巖成熟度由南向北逐漸降低，形成了深水區(qū)油氣田分布數(shù)量與規(guī)模由南向北明顯減小的差異分布特點(diǎn)。

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（編輯：周雯雯）

An analysis of the source rock control on hydrocarbon distribution in Lower Congo basin

Zhao Hongyan Tao Weixiang Yu Shui Hao Lihua Li Fei Cheng Tao Liu Qiong
（CNOOC Research Institute，Beijing，100027）

By researching the source rock characteristics and hydrocarbon distribution in Lower Congo basin，it can be considered that the source rocks are a key factor to control differential hydrocarbon distributions in the basin．There are two sets of source rock，i．e．the pre－salt lacustrine facies and the postsalt marine facies，and the hydrocarbon distribution is characterized by vertical beds and areal zones in this basin．The onshore area and shallow water in the basin are predominated by the pre－salt lacustrine source rock，with most fields in middle－small size；and the deep water in the basin is predominated by the post－salt marine source rock，with most fields in large－middle size．The pre－salt rifting graben developed weaker in the south and stronger in the north，with the distribution of pre－salt source rock smaller and larger respectively in the south and the north，which has resulted in a differential hydrocarbon distribution that the southern and northern shallow water are predominated respectively by small fields and small－middle fields．The migration of Congo fan depocenter from the south to the north has made the post－salt source rock maturity decrease towards the north in the deep water，which has resulted in another differential distribution that the deep water fields decrease dramatically in both number and size from the south to the north．

Lower Congo basin；source rock；hydrocarbon distribution；difference

＊“十二五”國(guó)家科技重大專項(xiàng)“非洲、中東重點(diǎn)勘探區(qū)油氣地質(zhì)評(píng)價(jià)及關(guān)鍵技術(shù)研究（編號(hào)：2011ZX05030－003）”部分研究成果。

趙紅巖，男，工程師，2006年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（北京），獲碩士學(xué)位，主要從事海外油氣勘探地質(zhì)評(píng)價(jià)工作。地址：北京市東城區(qū)東直門外小街6號(hào)海油大廈614室（郵編：100027）。電話：010－84525398。E－mail：zhaohy3＠cnooc．com．cn。

2011－11－22 改回日期：2012－06－09