下刚果盆地烃源岩对油气分布的控制作用分析＊

赵红岩 陶维祥 于 水 郝立华 李 斐 程 涛 刘 琼

（中海油研究总院）

下刚果盆地烃源岩对油气分布的控制作用分析＊

赵红岩 陶维祥 于 水 郝立华 李 斐 程 涛 刘 琼

（中海油研究总院）

通过对下刚果盆地烃源岩发育特点与油气分布规律的研究，认为烃源岩是控制该盆地油气差异性分布的关键因素。下刚果盆地发育盐下湖相、盐上海相2套烃源岩，油气分布具有纵向分层、平面分带的差异性特征。该盆地陆上及浅水区以盐下湖相烃源为主且多为中—小型油气田，而深水区以盐上海相烃源为主且多为大—中型油气田；盐下裂谷期地堑发育程度南弱北强，导致了盐下烃源岩发育规模南小北大，形成了浅水区南部以小型油气田为主、北部以中—小型油气田为主的差异分布特点；刚果扇沉积中心由南向北迁移，导致了深水区盐上烃源岩的成熟度由南向北逐渐降低，形成了深水区油气田分布数量与规模由南向北明显减小的差异分布特点。

下刚果盆地 烃源岩 油气分布 差异性

1 地质背景

2 烃源岩发育特点

下刚果盆地是西非第二大含油气盆地，截至2009年4月已发现油气田362个，获得油气可采储量达293亿桶油当量，盆地油气资源丰富，是世界各大石油公司重点关注的区域［1－2］。近年随着安哥拉深水巨型油气田（如Girassol、Dalia）的发现，该盆地的深水区勘探已经成为世界油气勘探的热点。

下刚果盆地属西非大陆边缘盆地，盆地北部以马永巴（Mayumba）高原为界，南部以安布里什（Ambrizete）高原为界，东部为前寒武系基底，西部为洋、陆壳过渡带［3－4］。盆地包括多个国家领土，分别为加蓬西南部、刚果（布）、安哥拉（卡宾达省）、刚果民主共和国和安哥拉西北部的部分陆上及海岸地区，盆地面积15．7×104km2，其中海上面积约占90%。

下刚果盆地从陆向海、从浅水向深水、由深层白垩系到浅层新近系都获得了大量的油气发现，油气成藏与构造演化及沉积充填密切相关。研究表明，该盆地经历了4个构造演化阶段：前裂谷阶段、裂谷阶段、过渡阶段和漂移阶段［5－8］，并以过渡阶段早白垩世阿普特（Aptian）初期发育的蒸发盐岩沉积为界分为盐上、盐下2个沉积序列。由于盐下裂谷阶段和盐上漂移阶段是该盆地烃源岩发育、油气成藏的重要阶段，形成了多源、多层系的油气成藏特点，因此本文重点讨论该盆地烃源岩对油气分布的控制作用。

研究揭示，下刚果盆地发育盐下、盐上2套烃源岩。盐下烃源岩（下白垩统纽康姆阶—巴雷姆阶）为淡水—半咸水缺氧环境下深湖相泥页岩沉积，呈棕色、灰色或黑色，有机质非常丰富，TOC平均值可达7%，最大值超过30%［9－10］，以I型和I—II型干酪根为主，是一套优质烃源岩。该盆地浅水区Takula、Emeraude等油田钻探资料已揭示下白垩统纽康姆阶—巴雷姆阶的Bucomazi组（安哥拉）、Marnes Noires组（刚果）湖相泥页岩，有效厚度约430 m，TOC值5%～11%，有机质类型为I型干酪根、含II型，地温梯度为3．5～5．0℃／100 m，生烃门限为2 000～3 000 m。

盐上烃源岩（上白垩统—始新统）为半深海—深海相页岩沉积，有机质丰富，TOC平均值4%，氢指数（IH）值超过700 mg HC／g TOC［11－12］，具有中等—好生烃潜力，以II型干酪根为主，是一套较好烃源岩。该盆地南部深水区Girassol、Dalia等油田钻探资料已揭示赛诺曼—土仑阶的Iabe组与Landana组（安哥拉）以及Madingo组与Likouala组（刚果），TOC平均值超过4．6%，生烃潜力较高；盆地西北部深水区钻井资料也已揭示盐上烃源岩TOC平均值为2%，具有中等—好生烃潜力（图1），生烃门限为3 500～4 000 m［11－13］。

图1 下刚果盆地西北部深水区钻井地球化学指标图

3 油气分布规律

图2 下刚果盆地油气纵向分布图

纵向上，下刚果盆地发育多套成藏层系，油气集中分布在以下3个成藏层系（图2）：①深层盐下河湖相碎屑砂岩、湖相碳酸盐岩层系，发现油气可采储量总计22亿桶，占盆地已发现总可采储量的7．5%；②中层盐上下白垩统阿尔布阶陆架边缘海相碳酸盐岩、滨浅海砂岩层系，发现油气可采储量112．4亿桶，占盆地已发现总可采储量的38．3%；③浅层盐上渐新统—中新统深水浊积碎屑砂岩层系，发现油气可采储量159．1亿桶，占盆地已发现总可采储量的54．2%。由此可见，下刚果盆地由深层白垩系至浅层新近系均分布有大量的油气，盐上阿尔布阶海相碳酸盐岩和新近系深水浊积碎屑砂岩层系是盆地勘探的主要目的层。

平面上，下刚果盆地油气藏呈平行海岸线分布，具有明显的分带性（图3）。以深层盐下层系成藏的油气田主要分布在盆地的东北部陆上及浅水区，以小—特小型油气田为主（图3a）；以中层下白垩统阿尔布层系成藏的油气田集中分布在陆架边缘附近，以中—小型油气田为主（图3b），其中浅水区北部以中型油气田分布为主，浅水区南部以小型油气田分布为主；以浅层新近系层系成藏的油气田集中分布在盆地深水区的刚果扇沉积区域内，以大—中型油气田为主（图3c），其中深水区南部及中部以大型油气田分布为主，深水区北部以中型油气田分布为主。由此可见，由陆向海，下刚果盆地储集层系年代逐渐变新，先由深层盐下层系到中层盐上阿尔布阶层系，再过渡为浅层新近系层系（图4）。

图3 下刚果盆地油气平面分布特征

图4 下刚果盆地油气纵向分布特征

4 烃源岩对油气差异性分布的控制作用

4．1 浅水区与深水区油气分布差异

下刚果盆地浅水区与深水区油气分布具有较大的差异性。浅水区主要以中—小型油气田为主，油气主要集中分布在深层盐下碎屑岩与中层盐上海相碳酸盐岩层系，油气成藏以盐下湖相烃源岩为主；而深水区主要以大—中型油气田为主，油气集中分布在浅层新近系深水浊积碎屑岩层系，以盐上海相烃源岩为主（图5）。

图5 下刚果盆地有效烃源岩分布图

勘探已证实烃源岩是控制下刚果盆地浅水区与深水区油气分布差异的主要因素。该盆地陆上及浅水区以盐下裂谷期地层沉积为主，盐上地层沉积发育厚度薄，并且缺失新近系刚果扇沉积，盐上烃源岩不发育，油气主要集中分布在盐下与盐上阿尔布阶海相碳酸盐岩层系。该盆地深水区油气勘探目前仍集中在盐上层系，新近系刚果扇发育，盐上海相烃源岩沉积发育，最大沉积厚度在6 000～8 000 m［14］，钻井证实盐上烃源岩达到成熟且主要分布在盐岩控制形成的相关小地堑内，油气主要分布在地堑周边的浅层新近系浊积砂岩层系内。由于该盆地深水区盐岩厚度较大，缺少有效沟通盐下烃源的运移通道，因此深水区的盐下烃源岩还没有得到证实。但是，随着巴西盆地深水区盐下层系油气勘探获得成功突破，下刚果盆地深水区盐下层系将会成为本区未来油气勘探的重点和热点领域。

4．2 浅水区油气分布的南、北差异性

以近东西向的ZAIRE转换断层为界，将下刚果盆地分为南、北两部分（图6）。该盆地浅水区南部油气田规模以小型油气田为主，而北部以中—小型油气田为主，这种分布特点主要是由于受盆地中部转换断层的影响，盆地北部和南部盐下裂谷期构造发育具有不均一性，南弱北强。南部地堑不发育（图7，D—D′地质剖面），或者发育规模较小（图7，C—C′地质剖面），盐下地层埋深小于3 000 m，烃源岩分布较局限，发育规模也有限。北部地堑较为发育（图7，A—A′、B—B′地质剖面），盐下地层埋深在4 000～6 000 m，烃源岩分布广泛，发育规模较大。因此，下刚果盆地地堑发育规模直接控制盐下湖相烃源岩体积的发育程度，而有效烃源岩的发育规模控制了浅水区油气分布的南、北差异性。

图6 下刚果盆地浅水区油气分布

图7 下刚果盆地浅水区地质剖面（据IHS资料修改，剖面位置见图6）

4．3 深水区油气分布的南、北差异性

下刚果盆地深水区南、北部油气田分布亦具有差异性，从南向北油气田分布数量和规模明显变小（图3c），这种变化特点主要是由于刚果扇沉积中心从渐新世至中新世由盆地东南向西北方向迁移，导致了盐上地层厚度的分布差异，盆地南部地层深度最大达8 000 m，而北部地层最大深度为6 000 m［14］。由南向北，该盆地盐上地层的沉积厚度逐渐变小，使得盐上烃源岩成熟度逐渐降低。例如，盆地南部安哥拉17区块Girassol油田（图5）盐上地堑最大深度达4 500 m（水深约1 500 m），盆地中部安哥拉15区块Kizomb A、B油田（图5）盐上地堑埋深超4 s（水深约1．3 s）；而刚果国家北部海域盐上地堑埋深仅为3．2 s（水深约1．4s），周边钻井没有获得油气发现，且揭示盐上烃源岩层系未成熟（Ro＜0．5%）。因此，盐上地层沉积厚度直接控制了盐上烃源岩的成熟度及有效烃源岩的分布，从而控制了深水区油气分布的南、北差异性。

5 结论

（1）下刚果盆地发育盐上海相、盐下湖相2套烃源岩。

（2）下刚果盆地油气分布具有纵向分层、平面分带的差异性特征。纵向上，该盆地发育多套成藏层系，油气集中分布在盐下、盐上阿尔布阶海相碳酸盐岩以及新近系深水浊积碎屑岩3个成藏层系。平面上，该盆地储集层系年代由陆向海逐渐变新，先由深层盐下层系到盐上阿尔布阶层系，再过渡为浅层新近系层系。

（3）烃源岩是控制下刚果盆地油气差异性分布的关键因素。该盆地陆上及浅水区油气成藏以盐下湖相烃源为主，多为中—小型油气田，而深水区以盐上海相烃源为主，多为大—中型油气田；浅水区盐下裂谷期地堑发育程度，南弱北强，导致了盐下湖相烃源岩发育规模南小北大，形成了浅水区南部以小型油气田为主、北部以中—小型油气田为主的差异分布特点；刚果扇沉积中心由南向北迁移，导致了新近系沉积厚度南大北小，使得盐上海相烃源岩成熟度由南向北逐渐降低，形成了深水区油气田分布数量与规模由南向北明显减小的差异分布特点。

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（编辑：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”国家科技重大专项“非洲、中东重点勘探区油气地质评价及关键技术研究（编号：2011ZX05030－003）”部分研究成果。

赵红岩，男，工程师，2006年毕业于中国石油大学（北京），获硕士学位，主要从事海外油气勘探地质评价工作。地址：北京市东城区东直门外小街6号海油大厦614室（邮编：100027）。电话：010－84525398。E－mail：zhaohy3＠cnooc．com．cn。

2011－11－22 改回日期：2012－06－09