董玉文，陳旭，歐榮生，曾凡成

1.長江大學(xué) 油氣資源與勘探技術(shù)教育部重點實驗室，湖北 蔡甸 430100；2.青海油田公司 勘探事業(yè)部，甘肅 敦煌 736202；3.長江大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，湖北 蔡甸 430100

0 引言

北非和西非一直是非洲大陸的油氣勘探開發(fā)主戰(zhàn)場，其中北非的利比亞、埃及、蘇丹和西非的尼日利亞、幾內(nèi)亞和剛果等，探明儲量超過500×108t[1-3]。而東非地區(qū)卻一直貧油、少氣，截止目前只有少量的天然氣發(fā)現(xiàn)，迄今沒大型的油氣田發(fā)現(xiàn)。研究表明，東非地區(qū)廣泛發(fā)育沉積盆地，例如魯伍馬盆地、奧伽登盆地、拉穆盆地和莫桑比克盆地等[4-6]。由于東非地區(qū)經(jīng)濟基礎(chǔ)落后、地緣政治背景以及地表條件復(fù)雜等因素影響，非洲東部盆地勘探程度低。隨著全球范圍內(nèi)石油天然氣鉆采活動不斷深入，非洲東部廣大地區(qū)必將成為全球能源領(lǐng)域的新焦點。

地處于非洲東北部地區(qū)的埃塞俄比亞就是一個典型的實例，其國土面積約110.36萬km2，截止2019年，僅在埃塞俄比亞的奧伽登盆地鉆探發(fā)現(xiàn)若干個含油氣構(gòu)造和少量的油氣藏[7-9]。油氣勘探發(fā)現(xiàn)，與埃塞俄比亞毗鄰的蘇丹(東非大裂谷西北側(cè))、沙特阿拉伯(隔紅海對望)的油氣資源非常豐富。與此同時，奧伽登盆地作為埃塞俄比亞國內(nèi)面積最大的沉積盆地(約35×104km2)，鉆井僅有幾十口，勘探程度極低[10]。

近期英國的新非洲全球能源有限公司(New African Global Energy Ltd.，簡稱New AGE)和美國Greencom 石油公司先后于2018年和2019年，開始涉足奧伽登盆地礦產(chǎn)資源勘探評價活動，目前已經(jīng)取得一定規(guī)模的天然氣藏發(fā)現(xiàn)。由此可見，該盆地具有較大勘探潛力和海外油氣投資空間。因此，本文根據(jù)少量的基礎(chǔ)地質(zhì)資料，結(jié)合最新的勘探進展，通過盆地類比、大型沉積盆地石油地質(zhì)條件分析等手段，總結(jié)盆地油氣的基本成藏要素，優(yōu)選有利的勘探區(qū)帶，為中國在東非地區(qū)海外油氣決策提供參考。

1 地質(zhì)概況

奧伽登盆地是發(fā)育在古生代結(jié)晶基底之上的晚古生代—新生代沉積盆地，面積約35×104km2，約占埃塞俄比亞國土面積的1/3，地層的沉積厚度約2～6 km，最大可達7 km。盆地的形成和演化與東非裂谷作用密切相關(guān)，共經(jīng)歷了3次構(gòu)造運動[11-14]，分別為：Karoo裂陷階段(晚二疊世—三疊紀)、陸內(nèi)坳陷階段(侏羅紀—白堊紀)和東非—紅海裂陷階段(古近紀至今)，盆地現(xiàn)今構(gòu)造格局呈現(xiàn)向西北部傾斜的特征，共劃分為北部隆起帶、中部斜坡帶、中央隆起帶、南部斜坡帶、東南凹陷帶和西南凹陷帶等6個二級構(gòu)造單元(圖1)。地層自下而上依次為：上二疊統(tǒng)到三疊系的Karroo群陸相碎屑巖，為河流、三角洲和湖泊沉積；侏羅系—白堊系的海相碳酸鹽巖—淺海沉積，夾雜少量三角洲砂泥巖層段以及古近系以來的淺海陸棚沉積[15-18](圖2)。盆地油氣勘探和發(fā)現(xiàn)程度低，目前僅在中央隆起構(gòu)造帶發(fā)現(xiàn)了A和B兩個小型油氣田，在盆地的西南斜坡帶發(fā)現(xiàn)若干含油氣構(gòu)造。此外，在盆地西北部的山地露頭區(qū)有油苗發(fā)現(xiàn)，也表明了該盆地具有良好的勘探潛力[7]。

圖1 奧伽登盆地埃塞境內(nèi)構(gòu)造單元[15]Fig.1 Tectonic unit division of Ogedan Basin in Ethiopia

圖2 奧伽登盆地綜合柱狀 [18]Fig.2 Comprehensive column of Ogedan Basin

2 烴源巖分布

生烴規(guī)模決定了盆地油氣資源量和勘探潛力，因此烴源巖評估是奧伽登盆地早期勘探部署的關(guān)鍵要素。通過少量的鉆井、地震和其他基礎(chǔ)資料分析，盆地可能發(fā)育4套源巖，分別為Bokh組泥頁巖、Adigrat組泥巖、Hamanlei群泥灰?guī)r和Uarandab組頁巖(表1，圖3)。

表1 奧伽登盆地不同時代烴源巖特征表Table 1 Source rocks characteristics in different formations of Ogaden Basin

a.Uarandab海相頁巖; b.Adigrat前三角洲泥巖; c.Bokh湖相泥頁巖。圖3 現(xiàn)今源巖成熟度圖(據(jù)文獻[20]修改)Fig.3 Distribution map of current source rock maturity

2.1 Bokh泥頁巖

Bokh組泥頁巖為盆地形成的第一套烴源巖，也是最主要的生油巖，一定程度上決定了盆地具有大型油氣田形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。在早三疊世Karoo裂陷期，盆地西南部和東南部為沉降中心，Bokh組有較大的可容納空間，為湖泊相沉積環(huán)境。該套地層厚度大，可達500～1 500 m。巖性以暗色、黑色泥頁巖為主，含少量薄層(粉)砂巖。該套烴源巖層系分布面積大，初步預(yù)測面積超過10×104km2。

根據(jù)中央隆起帶3口井的鉆井測試資料分析[19]，Bokh生油巖的總有機碳含量參數(shù)TOC在0.5%～1.8%之間，平均為1.2%，干酪根類型為Ⅱ型，鏡質(zhì)體反射率Ro在1.2%～2.63%之間，平均為1.67%。生烴潛量參數(shù)(S1+S2)在(30～700) kg/t之間，達到中等—好的生油源巖級別。中央隆起帶油氣田的油氣來自Bokh泥頁巖，證實Bokh泥頁巖為主要的生油巖。

2.2 Adigrat泥巖

Adigrat組泥巖為次要烴源巖。巖性為前三角洲灰(黑)色泥巖，厚度范圍為50～120 m，有利烴源巖發(fā)育地區(qū)為西南部凹陷地帶。酪根類型為Ⅱ型和Ⅲ型[15]，其成熟度低于Bokh泥頁巖，鏡質(zhì)體反射率Ro在0.4%～1.3%之間，生烴潛量參數(shù)(S1+S2)在(1.7～5.3)kg/t之間，HI氫指數(shù)達1.3 kg/t。Adigrat泥巖在晚白堊世開始生油，目前已經(jīng)進入成熟階段，向中央隆起帶的Adigrat三角洲砂巖和Hamanlei群灰?guī)r儲層提供油氣源。

2.3 Hamanlei群泥灰?guī)r

通過A氣田鉆井資料發(fā)現(xiàn)[20]，中、上Hamanlei組內(nèi)部可能發(fā)育少量烴源巖，巖性為泥巖或泥灰?guī)r，厚度在3～15 m之間，一般<10 m，平面分布范圍有限，生烴潛量(S1+S2)在(0.5～3)kg/t之間，最高達6 kg/t，生烴潛力小。

2.4 Uarandab海相頁巖

Uarandab頁巖是淺層、潛在的烴源巖[15,21]。為淺海陸棚環(huán)境，巖性為灰色頁巖和(泥)灰?guī)r。地層厚度約30～120m。干酪根類型為II型和III型，鏡質(zhì)體反射率Ro在0.6%～1.0%之間，生烴潛量參數(shù)(S1+S2)在(2～8.8)kg/t之間，最高達20 kg/t。由于Uarandab頁巖形成時間晚、埋藏淺，熱演化程度低，生烴潛力低。

3 儲蓋組合

研究發(fā)現(xiàn)，上二疊統(tǒng)到侏羅系發(fā)育Karoo群和Hamanlei群兩套有利的成藏組合[22]，分述如下(表2，圖2)：

表2 奧伽登盆地不同時代儲蓋特征Table 2 Reservoir-cap assemblage characteristics in different groups of Ogaden Basin

3.1 Karoo群砂巖與Bokh泥巖組合

Karoo群處于陸相河道-三角洲-湖泊沉積體系，沉積地層厚度范圍為500～2 000 m，砂巖儲層廣泛發(fā)育，在縱向上可細分兩套組合：Calub陸相河道砂巖與Bokh泥組合、Adigrat三角洲砂巖與層內(nèi)或過渡帶細粒沉積組合。

(1)Calub陸相河道砂巖與Bokh泥組合

Calub地層覆蓋于基底之上，為陸相河道沉積。已鉆井揭示該套地層主要分布中部隆起帶和南部凹陷帶，大面積超覆尖滅盆地的北部、西部等廣大地區(qū)。

儲層巖性以灰色中—細砂巖為主，不等粒砂巖也常見。巖石類型為長石質(zhì)石英砂巖，石英含量約75%～85%，長石含量約10%～25%，巖屑<10%。從少量的顯微鏡下薄片分析發(fā)現(xiàn)(圖4a,b,c)，砂巖顆粒分選較差，磨圓為次凌狀，表明砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度中等[23-24]。儲集空間以顆粒間孔隙為主，少量次生溶蝕孔隙?？紫抖确秶?%～15%之間，平均為11.6%，滲透率范圍在1.36 ～120 md之間，平均為50.7 md，儲集層評價為中—低孔、中—低滲儲層。

上覆的Bokh湖相泥頁巖，既是重要的烴源層又是區(qū)域蓋層，形成了為新生、古儲式的儲蓋組合。A和B油氣田均在Calub陸相河道砂巖有油氣發(fā)現(xiàn)，證實該套儲蓋組合有效，為主要的勘探層系。

(2)Adigrat三角洲砂巖與層內(nèi)或過渡帶細粒沉積組合

Adigrat組發(fā)育河流三角洲沉積，埋深淺、分布范圍廣，其儲集物性明顯優(yōu)于Calub陸相河道砂巖。儲層巖性以灰色細—中砂巖為主，偶見粗砂巖，砂質(zhì)較純，石英含量一般>90%，巖屑及長石含量較低。從少量的顯微鏡下薄片分析發(fā)現(xiàn)(圖4d,e)，砂巖顆粒分選好，磨圓為次凌狀—次圓狀，表明砂巖成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較高[22-23]。儲集空間為粒間孔隙，孔隙度范圍為11%～23%，平均15%，滲透率范圍為100～500 md，平均為202.7 md[23]，為中孔、中滲儲集層。

a.Calub組砂巖，粒間孔隙和次生溶孔，B11井，3 659.52 m,單偏光,×25; b.Calub組砂巖，粒間孔隙，A4井，4 502.83 m,單偏光,×50; c.Calub組砂巖，粒間孔隙，A2井，3 706.22 m,單偏光,×25; d.Adigrat組砂巖，粒間孔隙，B11井，2 775.61 m,單偏光,×25; e.Adigrat組砂巖，粒間孔隙，B3井，2 879.00 m,單偏光,×100; f.下Hamanlei段亮晶顆粒灰?guī)r,粒間溶孔,A1井,2 460.80 m,單偏光,×50; g.下Hamanlei段顆?；?guī)r,體腔孔隙, B2井, 2 595.50 m,單偏光,×25; h.中Hamanlei段泥晶灰?guī)r,微小孔隙, A4井,2 021.70 m,單偏光,×50; i.上Hamanlei段顆?；?guī)r，粒間溶孔和次生孔隙，B1井，1 939.11 m,單偏光,×25。圖4 中央隆起帶儲層顯微照片F(xiàn)ig.4 Micrographs of reservoir in central uplift zone

蓋層為層間前三角洲泥巖或上覆過渡帶泥頁巖，局部遮擋可以形成巖性圈閉。Bokh泥巖為Adigrat砂巖儲層提供油氣源，為正常式儲蓋組合。A油氣田少量鉆井在Adigrat儲層的測井解釋出氣層[24]，仍待進一步試油測試分析。

3.2 Hamanlei群灰?guī)r儲層與致密夾層或Uarandab頁巖組合

Hamanlei群為海相碳酸鹽巖開闊沉積環(huán)境，厚度范圍為500～1 000 m，灰?guī)r儲層廣泛發(fā)育。在縱向上可劃分為下、中、上3套小層，每一套對應(yīng)完整的巖性變化序列和沉積旋回[25-26]。

(1)下Hamanlei段

該段為淺海相灰?guī)r沉積，中央隆起帶處于較高能的沉積環(huán)境，顆粒灘較發(fā)育，以亮晶顆粒灰?guī)r沉積為主?？紫额愋鸵粤ｉg溶孔、體腔孔隙為主，孔、滲性好，形成優(yōu)質(zhì)儲層(圖4f,g)。

(2)中Hamanlei段

該段為邊緣?！_布哈沉積，巖性以泥晶灰?guī)r為主，含極少量顆?；?guī)r，巖性普遍致密，致密層內(nèi)含少量滲透層段，表現(xiàn)為儲層薄、物性變化快，孔隙度一般<8%[22](圖4h)。

(3)上Hamanlei段

該段為淺?；?guī)r沉積，晚侏羅紀局部構(gòu)造活動作用導(dǎo)致后期成巖溶蝕作用強，次生孔隙發(fā)育，孔隙度范圍為15%～35%，平均約18%，滲透率普遍較高，形成中—高孔、中—高滲的儲集層(圖4i)。

層內(nèi)的泥巖或泥灰?guī)r等致密夾層，為局部蓋層。上覆的Uarandab泥頁巖區(qū)域分布穩(wěn)定，沉積厚度大，形成區(qū)域蓋層。

針對Hamanlei群灰?guī)r儲層，目前在中央隆起帶及中部斜坡帶東部鉆井見油氣顯示[23-24]。目前周圍眾多含油氣盆地均在侏羅系這套海相灰?guī)r儲層有大量的油氣發(fā)現(xiàn)，例如沙特波斯灣盆地、也門盆地和北蘇丹的邁陸塔盆地等[21]。奧伽登盆地與上述諸多盆地毗鄰，且在中侏羅系的Hamanlei群有相似的地層和巖相組合，且鉆井中已有油氣顯示，表明該套儲層的儲油氣可能性較大。

4 圈閉特征

盆地形成和演化過程中，多種構(gòu)造樣式在時空上疊加組合，形成了不同的圈閉類型[6-9](表3)。奧伽登盆地有利圈閉類型以構(gòu)造圈閉為主，還有少量的構(gòu)造—巖性圈閉、地層圈閉和生物礁。

表3 奧伽登盆地不同時代的圈閉特征Table 3 Entrapment characteristics in different stages of Ogaden Basin

鑒于盆地整體勘探程度極低，不同類型油氣圈閉的分布特點和油氣潛力，仍需進一步研究。以中央隆起帶為例，A和B小型油氣田為(斷)背斜和斷塊等構(gòu)造圈閉(圖5)。根據(jù)目前的勘探程度來看，盆地仍處于早期勘探階段，構(gòu)造圈閉為未來勘探的主要目標，而巖性—地層等圈閉類型由于基礎(chǔ)資料缺乏，落實難度大，鉆井風(fēng)險高。

5 油氣運聚與保存

晚二疊世到三疊紀的Karoo群和侏羅紀Hamanlei群沉積，形成了研究區(qū)最主要的成藏組合。該時期處于裂陷活動期，以伸展構(gòu)造應(yīng)力作用為主[15]，在南部凹陷帶周緣和中央隆起帶形成大規(guī)模、高角度的深大斷裂系統(tǒng)。斷裂構(gòu)造活動頻繁、持續(xù)時間長，在垂向上切割深度大、延伸距離遠，形成溝通油源的斷裂系統(tǒng)。這些斷裂與次生(或伴生)斷裂、砂巖輸導(dǎo)層和地層不整合面連通，形成油氣運移、聚集的立體網(wǎng)絡(luò)，促進從Bokh烴源巖排出的油氣向Karro群和Hamanlei群儲層中運移聚集(圖6)。

白堊紀，盆地構(gòu)造演化裂后的熱沉降作用時期[27]，地殼穩(wěn)步沉降，沉降中心擴大，斷裂活動弱，在南部凹陷帶周緣和中央隆起帶形成區(qū)域性、穩(wěn)定的海相碳酸鹽巖沉積蓋層，為油氣垂向封堵和聚集成藏創(chuàng)造有利條件。

古近紀至今，盆地處于東非—紅海裂陷階段，構(gòu)造活動表現(xiàn)為奧伽登盆地的北部、西部等廣大地區(qū)的沉積地層不斷抬升傾斜，甚至遭受大范圍剝蝕，一定程度上改變了盆地的地層格架和油氣藏狀態(tài)[25-26]。主要表現(xiàn)為兩個方面：在中央隆起帶地區(qū)，構(gòu)造活動打破了原有的圈閉中油氣藏的平衡，包括圈閉的面積、閉合度、高點和水動力條件等，已有的油氣藏遭受調(diào)整改造。部分油氣沿著活動的深大斷裂發(fā)生再次運移，在新的圈閉中重新聚集成藏。此外，盆地北部、西部的白堊系—古近系地層遭受抬升剝蝕作用，形成廣泛的區(qū)域不整合，Karoo群和Hamanlei群的原有單斜地層傾向不變,但傾角變陡，在盆地西北部隆起帶露頭發(fā)現(xiàn)油苗，這是西南斜坡帶原有油氣儲蓋體系被打破、油氣遭到破壞的間接證據(jù)(圖6)。

圖6 近西東向油氣成藏剖面(L3剖面位置見圖1)Fig.6 Hydrocarbon accumulation in WE-trending cross section

6 有利區(qū)帶分析

截止目前，盆地勘探程度低，油氣勘探潛力巨大?？碧讲渴鹱钣欣膮^(qū)帶位于中央隆起帶(圖1)。中央隆起帶形成(晚二疊世)和成型(三疊紀)時間早，緊鄰西南部凹陷和東南部凹陷兩個生油凹陷，發(fā)育溝通油源的斷裂系統(tǒng)和Karoo群、Hamanlei群兩套有利的成藏組合。多年勘探經(jīng)驗也表明，隆起構(gòu)造背景是油氣富集高產(chǎn)的重要因素，有利的成藏組合是油氣藏形成的基本條件，控油斷裂等油氣輸導(dǎo)體系是油氣成藏的關(guān)鍵。因此，中央隆起帶具備良好的構(gòu)造背景、良好的儲蓋條件和運聚條件，為盆地勘探部署的最有利地區(qū)。西南部斜坡帶為次要的勘探區(qū)帶。該區(qū)緊鄰西南部生油凹陷，油源條件優(yōu)越，已鉆探井的油氣顯示和盆地西部周緣露頭油苗的發(fā)現(xiàn)表明該區(qū)存在較大油氣潛力。西南部斜坡帶的地層產(chǎn)狀向西南傾斜尖滅，可能發(fā)育扇三角洲巖性—地層圈閉。然而，該地區(qū)鉆井稀少，地震資料品質(zhì)低，巖性—地層圈閉難以準確落實。此外，古近紀以來的東非大裂谷構(gòu)造作用對該地區(qū)油氣活動影響較大，油氣圈閉存在蓋層遮擋的風(fēng)險(圖1，圖6)。

7 結(jié)論

(1)下三疊統(tǒng)Bokh組湖相泥巖構(gòu)成盆地最主要的烴源巖，表現(xiàn)為厚度大(500～1 500 m)、在西南凹陷帶大面積分布(>10×104km2)、有機質(zhì)成熟度高(II型)，目前處于過成熟階段，已發(fā)現(xiàn)油氣田的油氣源均來自該套烴源巖。此外，Adigrat組泥巖、Hamanlei群泥灰?guī)r、Uarandab組頁巖為潛在的烴源巖。

(2)上二疊統(tǒng)到侏羅系的Karoo群和Hamanlei群為盆地的兩套有利成藏組合。Calub陸相河道砂與Bokh湖相泥、Adigrat 組三角洲河道砂和泥頁巖組合有工業(yè)油氣發(fā)現(xiàn)，仍需落實儲層規(guī)模和油氣儲量。Hamanlei群儲層也有一定的勘探潛力。

(3)勘探部署應(yīng)以西南部生烴中心及周緣地區(qū)為突破口。中央隆起帶具有極佳的油氣成藏條件，為首選區(qū)帶。西南部斜坡帶緊鄰生油中心，可能發(fā)育巖性—地層圈閉，存在蓋層遮擋風(fēng)險，為次要區(qū)帶。