劉延莉

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

塞內(nèi)加爾盆地油氣地質(zhì)特征及勘探潛力

劉延莉

（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

通過對塞內(nèi)加爾盆地區(qū)域構(gòu)造沉積演化的研究，綜合分析生儲蓋條件，認為盆地演化經(jīng)歷了裂谷期、過渡期和被動陸緣期3個階段.各個演化階段沉積地層3分：鹽下層系、膏鹽層和鹽上層系.主要油氣系統(tǒng)為鹽上含油氣系統(tǒng)，主要分布于盆地東部海上.控制油氣分布的關(guān)鍵因素是白堊系源巖的發(fā)育.通過對成藏條件的分析，對盆地油氣勘探潛力進行預(yù)測.

塞內(nèi)加爾盆地；盆地演化；控油因素；勘探潛力

塞內(nèi)加爾盆地是疊置于古生代盆地之上的大西洋型被動邊緣盆地，位于非洲的西北海岸，是一個面積逾1 040 000 km2的大型盆地.

1 構(gòu)造特征及演化

塞內(nèi)加爾盆地是一個向西朝大西洋敞開的典型被動大陸邊緣盆地.盆地主要經(jīng)歷了裂谷期（古生界—下三疊統(tǒng)）、過渡期（三疊系—下侏羅統(tǒng)）和被動陸緣期（中上侏羅統(tǒng)—現(xiàn)今）.它可以劃分為若干個亞盆地或南北向的分區(qū)，相互之間由東西向斷裂或與同裂谷期構(gòu)造有關(guān)的其他構(gòu)造斷層分隔開.

塞內(nèi)加爾盆地以主要轉(zhuǎn)換斷層為界劃分為3個主要的次盆（圖1）［1］，分別是：1）毛里塔尼亞次盆，范圍從塞內(nèi)加爾河到西撒哈拉南部；2）北部次盆，位于岡比亞河與塞內(nèi)加爾河之間；3）卡薩芒斯次盆，從岡比亞河南部經(jīng)過卡薩芒斯地區(qū)一直延伸至幾內(nèi)亞比紹［1］.

2 沉積地層特征

塞內(nèi)加爾盆地是發(fā)育在古生代和太古宙基底之上的中、新生代大西洋型被動陸緣盆地，以中生界為主，新生界在陸上較薄，從陸上向海域新生界逐漸變厚.在塞內(nèi)加爾北部陸上，中、新生界向西變厚.

沉積地層組合具有明顯的三分性，包括鹽下層系、鹽膏層和鹽上層系，分別對應(yīng)盆地前裂谷期、同裂谷期和被動陸緣期.鹽下層系屬下三疊統(tǒng)及之前的古生界地層，地層厚度3 000～7 500 m，以陸相碎屑巖為主；膏鹽層為三疊系—下侏羅統(tǒng)沉積膏鹽層，最大厚度約2 000 m，沉積相為潟湖復(fù)合體，鹽層內(nèi)可劃分出多個沉積旋回，是良好的區(qū)域性蓋層；鹽上層系屬中上侏羅統(tǒng)—新近紀沉積地層，地層厚度1 000～25 000 m，以海相碳酸鹽巖為主，局部位過渡相和陸相［2］.

圖1 塞內(nèi)加爾盆地構(gòu)造格架圖（據(jù)ARL/Beicip/Psa，1987，修改）Fig.1 Tectonic framework of the Senegal Basin（Modified fromARL/Beicip/Psa,1987）

中、新生界在陸上較薄，從陸上向海域新生界逐漸變厚.古生界、中生界和新生界都有沉積，不同時代沉積中心不同.古生界殘留主要分布在盆地東部陸上；中生界沉積中心主要在中部陸上近海區(qū)；新生界沉積中心在盆地西部海上，沉積中心最大厚度達10000m（圖2）.

3 烴源巖

塞內(nèi)加爾盆地主要源巖為賽諾曼-土侖階的富有機質(zhì)頁巖，次要源巖包括森諾階頁巖和可能的阿普特-阿爾布階頁巖，志留系頁巖是另一個可能源巖.

塞內(nèi)加爾盆地源巖主要為白堊系賽諾曼-土侖階海相頁巖.賽諾曼-土侖階源巖在2個不同的次盆被發(fā)現(xiàn)（圖3）.第一個位于Cape Verde北部，包括毛里塔尼亞和北部次盆，源巖厚達380 m，有機質(zhì)類型為II型和III型，生烴潛力在3×10-3～21×10-3之間.第二個地區(qū)位于達喀爾南部卡薩芒斯次盆內(nèi)，研究認為該地區(qū)有機質(zhì)類型主要為III型，其中包含少量II型有機質(zhì).生烴潛力在5×10-3～75×10-3之間，源巖厚度330～490 m.土侖階地層中的含瀝青質(zhì)頁巖沉積厚度達150 m，可能沉積于缺氧環(huán)境下.卡薩芒斯海上資料顯示，主要為II型干酪根，TOC值從7%到大于10%［3］.

深海探井地化資料顯示紐康姆-賽諾曼階潛力源巖在塞內(nèi)加爾盆地內(nèi)沉積等厚線超過2 m，源巖主要為II型干酪根，TOC值從3%到超過10%（圖4）.

塞內(nèi)加爾盆地另一套源巖是主要為下伏在三疊系鹽巖之下的上二疊統(tǒng)—下三疊統(tǒng)湖相頁巖.

在塞內(nèi)加爾盆地，由于局部地質(zhì)和地?zé)釁?shù)的不同，生油帶的深度為1 000～3 000 m.毛里塔尼亞次盆中阿爾布階源巖在晚始新世開始生油，而土侖階和賽諾曼階源巖在中新世開始生油（圖5,V-1井）.上白堊統(tǒng)源巖在中新世開始生油（圖5,COP-1井）.在毛里塔尼亞海上古新世源巖未成熟（圖5,COP-1井）.

由于鹽底辟的存在使地溫梯度升高，因此卡薩芒斯次盆和毛里塔尼亞次盆（圖1）的生油帶埋深較淺，Cape Verde附近由于火山作用生油帶埋深較淺，約900～1200 m.油氣運移可能開始于晚中新世，并一直持續(xù)至今.

圖2 塞內(nèi)加爾盆地地層綜合柱狀圖Fig.2 Stratigraphic column of the Senegal Basin

4 儲蓋組合及圈閉類型

塞內(nèi)加爾盆地中生代—新生代沉積包括幾個主要的儲層和蓋層組合：侏羅系—下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖儲層被賽諾曼階或其他下白堊統(tǒng)頁巖封蓋；上白堊統(tǒng)砂巖儲層和上覆頁巖蓋層；古近系碎屑巖和碳酸鹽巖儲層及上覆的頁巖夾層［5］（圖6）.

（1）上白堊統(tǒng)儲層

土侖期后（森諾階）儲層以下森諾階砂巖和碳酸鹽巖以及馬斯特里赫特階砂巖為代表.孔隙度15%～35%，滲透率在數(shù)百毫達西范圍.沿盆地邊緣地區(qū)，上馬斯特里赫特階砂層出現(xiàn)在陸上深度不足600 m處，為淡水含水層.在外陸棚至上斜坡帶，底層含分散細粒砂層的頁巖地層，厚度達5 m，孔隙度為17%［2］.與濁流沉積環(huán)境有關(guān)，局部具有儲層潛力.

（2）古近系—新近系儲層

古近系—新近系地層中既有碳酸鹽巖儲層，也有粗碎屑巖儲層.

圖4 塞內(nèi)加爾盆地內(nèi)兩口井TOC、生烴潛力（S2）及干酪根類型（據(jù)文獻［4］）Fig.4 The kerogen type,TOC and S2 in the Senegal Basin（FromReference［4］）

圖5 塞塞內(nèi)加爾盆地油氣成熟度演化Fig.5 Maturity evolution in the Senegal Basin

在盆地南部，古近紀—新近紀碳酸鹽巖儲層限于塞內(nèi)加爾南部幾內(nèi)亞比紹和幾內(nèi)亞地區(qū)的海上范圍［5］.在陸上，古近系—新近系出露于盆地邊緣，向下包括古新統(tǒng)灰?guī)r在內(nèi)的多孔帶通常為含水地層.盆地最有意義的儲層是中新統(tǒng)濁積砂巖和馬斯特里赫特階的砂巖.馬斯特里赫特階砂巖在東部孔隙度達到35%，滲透率一般為幾百毫達西.向西為砂巖和頁巖互層，砂巖孔隙度為15%～30%.在盆地南部儲層厚25 m，輕質(zhì)油浸，孔隙度20%～30%.中新統(tǒng)中到粗粒砂巖為濁積砂巖，已在毛里塔尼亞鹽盆的部分油田被證實為優(yōu)質(zhì)儲層.

中生代—新生代被動陸緣期存在多種油氣圈閉類型，包括鹽構(gòu)造圈閉、斷層圈閉、沿盆地東部邊緣的砂巖尖滅圈閉、侏羅系—下白堊統(tǒng)碳酸鹽巖灘圈閉、以及濁積巖地層圈閉等.

5 油氣成藏主控因素分析

盆地內(nèi)侏羅系—新近系具有較好的儲蓋層基礎(chǔ).由于同裂谷期鹽巖沉積，盆地裂谷期之后的鹽相關(guān)構(gòu)造較發(fā)育，易形成鹽相關(guān)構(gòu)造油氣藏和鹽相關(guān)構(gòu)造地層復(fù)合油氣藏.

圖6 含油氣系統(tǒng)剖面圖（據(jù)Bungener）Fig.6 Cross section of the petroleum system（After Bungener）

目前的油氣發(fā)現(xiàn)證實油氣成藏主控因素為烴源巖發(fā)育，上白堊統(tǒng)賽諾曼階—土侖階海相頁巖富含豐富有機質(zhì)，局部源巖厚度達490 m，有機質(zhì)類型主要為II型和III型，生烴潛力在3×10-3～75×10-3之間.由于中新世火山活動，源巖成熟度較高，有機質(zhì)類型和成熟度共同作用，盆地中發(fā)現(xiàn)氣比油相對較多.

6 勘探潛力分析

（1）塞內(nèi)加爾盆地面積大,勘探程度較低，盆地橫向具有良好的勘探潛力.

盆地東西寬400～800 km，南北長達1500 km，面積大于104.2×104km2.盆地的大部分勘探活動很有限，新區(qū)野貓井鉆井密度約為1口/8274 km2，地震密度為1 line-km/5.5 km2.

（2）盆地沉積蓋層厚，沉積層系全.盆地縱向具備豐富的勘探層系.

塞內(nèi)加爾盆地是發(fā)育在古生代原盆之上的中、新生代大西洋型被動陸緣盆地.古生界、中生界和新生界都有沉積，不同時代沉積中心不同.古生界殘留主要分布在盆地東部陸上；中生界沉積中心主要在中部陸上近海區(qū)；新生界沉積中心在盆地西部海上，沉積中心最大厚度達10 000 m.

（3）盆地中有已證實的裂谷后含油氣系統(tǒng).

裂谷后含油氣系統(tǒng)的主要源巖為上白堊統(tǒng)賽諾曼-土侖階頁巖.局部源巖厚度達490 m，有機質(zhì)類型主要為II型和III型，生烴潛力在3×10-3～75×10-3之間.由于中新世火山活動，源巖成熟度較高.由于有機質(zhì)類型和成熟度共同作用，盆地中發(fā)現(xiàn)氣比油相對較多.盆地最有意義的儲層是中新統(tǒng)濁積砂巖和馬斯特里赫特階的砂巖［6-7］.馬斯特里赫特階砂巖在東部孔隙度達到35%，滲透率一般為幾百毫達西.向西為砂巖和頁巖互層，砂巖孔隙度約為15%～30%.在盆地南部Casamance-Bissau地區(qū)鉆遇馬斯特里赫特階儲層厚25 m，輕質(zhì)油浸，孔隙度20%～30%.中新統(tǒng)中到粗粒砂巖為濁積砂巖，已在毛里塔尼亞鹽盆的Chinguetti等油田被證實為優(yōu)質(zhì)儲層.由于同裂谷期鹽巖沉積，所以在塞內(nèi)加爾盆地裂谷期之后的鹽相關(guān)構(gòu)造較發(fā)育，容易形成鹽相關(guān)構(gòu)造油氣藏，也容易形成鹽相關(guān)構(gòu)造地層復(fù)合油氣藏.

根據(jù)生儲蓋組合、配套的成藏條件以及油氣保存條件等因素綜合考慮，塞內(nèi)加爾盆地有較好的勘探前景.

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THE PETROLEUM GEOLOGY AND PROSPECTIVE ANALYSIS OF THE SENEGAL BASIN

LIU Yan-li
（Research Institute of Petroleum Exploration and Production,SINOPEC,Beijing 100083,China）

Based on the study of regional tectonic-sedimentary evolution of the Senegal Basin,with comprehensive analysis of reservoir-cap conditions,the basin evolution is devided into rift,transition and passive margin stages.The sedimentary strata are seperated into three parts:pre-salt sequence,salt sequence and post-salt sequence.The major petroleum system is the post-salt petroleum system,which is mainly distributs in the west of the basin.The key controlling factor to the petroleum istheCretaceoussourcerock.Acorrdingtotheanalysisoftheresevior,thefavourableprospectiveareasareputforward.

Senegal Basin;basin evolution;controlling factor to petroleum;prospective area

1671-1947（2014）02-0197-06

TE1

A

2013－05－ 20；

2013-08-01.編輯：周麗、李蘭英．

國土資源部“全球油氣地質(zhì)綜合研究與區(qū)域優(yōu)選”項目（編號GT-YQ-QQ-2008-4-11）資助.

劉延莉（1980—），女，高級工程師，從事石油地質(zhì)研究，通信地址北京市海淀區(qū)學(xué)院路31號，E-mail//liuyanli.syky@sinopec.com