埃塞俄比亚欧加登次盆Karoo期碎屑岩成藏组合地质特征与勘探潜力

王建君，李浩武，王 青，胡湘瑜，周 超，赵 旭

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

埃塞俄比亚欧加登次盆Karoo期碎屑岩成藏组合地质特征与勘探潜力

王建君，李浩武，王 青，胡湘瑜，周 超，赵 旭

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

Karoo期碎屑岩成藏组合是欧加登次盆最重要的天然气成藏组合，Bokh组泥质烃源岩与Calub和Adigrat组砂岩构成了成藏组合最基本的源储要素。在系统解剖油气成藏要素的基础上，认为Karoo期碎屑岩成藏组合发育断块、低幅度背斜、岩性尖灭、下切河道和透镜砂体等圈闭类型。区域性古隆起决定了油气富集区的平面展布，圈闭形成时间决定了充注的有效性，要尽量寻找Bokh组烃源岩白垩纪晚期大规模生排气之前就已形成的圈闭。盆地北部Adigrat组以中—粗砂岩为主，Bodle深埋区以细砂岩为主，宏观上Adigrat组下段物性优于上段，下段将主要以构造型圈闭为主，上段可发育岩性体圈闭。由于Calub组上源下储的格局，侧向运移将占主导地位，盆地内古“凹中隆”最为有利，同时斜坡部位的岩性尖灭体也具有较大潜力。Calub古隆起及周边Calub和Adigrat组储层发育条件最好，断裂体系发育，构造曲率变化大，又处于生烃中心围限中，油气成藏配置条件最佳，是最现实的主攻目标区。

Karoo期碎屑岩；Bokh组烃源岩；侧向运移；古隆起；油气成藏；欧加登次盆；索马里盆地

欧加登次盆位于埃塞俄比亚东部，面积约为35×104km2，在构造上属于索马里盆地的次级单元[1-4](图1)[1-2，5-6]。其为埃塞俄比亚境内面积最广、沉积盖层厚度最大的盆地，勘探工作开展得相对较多，也是目前唯一获得商业油气发现的地质单元。欧加登次盆内现已钻探井32口，发现了以Karoo群Calub组和Adigrat组砂岩为储层段的Calub气田，以及以Adigrat组和侏罗系Hamanlei组为储层的Hilala油气田。但从总体来看，Karoo期碎屑岩勘探程度仍然偏低，除Calub气田外，仅有10口井钻穿，均未获得有效发现，油气成藏主控因素仍不十分明确，认识程度也偏低。笔者在系统分析Karoo期砂岩成藏组合基本油气成藏要素的基础上，剖析了油气成藏主控因素，并对勘探潜力进行分析，以期为中国石油企业拓展非洲业务提供参考。

1 区域地质背景

1.1 地质背景和构造演化

索马里盆地位于埃塞俄比亚地块东侧，在前寒武系基底上沉积了古生代Karoo期及中、新生代地层，除Bur Acaba隆起及北部亚丁湾沿岸出露基岩外，约90%的面积被沉积岩所覆盖[7-8]。其可划分为Ogaden次盆、Nogal隆起、Mudugh次盆、Mandera-Luga次盆及Mogadishu次盆等5个次级构造单元(图1)[1-2,5-6]。索马里盆地最大沉积盖层厚度超过6 km，2个沉积中心分别位于Mandera-Luga次盆和Mudugh次盆，Ogaden次盆西南部沉积中心最大盖层厚度超过5 km，向北部和西北部逐渐减薄[3,9]。与非洲东北部其他盆地类似，欧加登次盆分区性构造发育，NEE和NWW方向两组基底断裂控制了欧加登次盆的基本构造格局(图1)[1-2,5-6]，NWW方向展布的断裂具有明显走滑性质[5,10-11]。

欧加登次盆二叠—白垩系层序经历了完整的海侵—海退旋回，在海侵过程中，烃源岩发育程度高，沉积了多套有利的储盖组合。Karoo期沉积包含盆地内最重要的Bokh组生气源岩、Gumburo组、Adigrat组和Calub组砂岩。侏罗—白垩系以海相碳酸盐岩为主，中下侏罗统的Hamanlei组为盆地内最重要的含油层系，而Uarandab组泥岩为品质最优的生油岩[4-5,12-13](图2)。

1.2 构造演化

欧加登次盆最早形成于二叠纪，为一区域地槽，其形成演化可划分为以下几个阶段[1,5,8-9,14-18]：(1)冈瓦纳古陆分裂，形成次级盆地。二叠纪—早侏罗世，由于北大西洋和印度洋开裂，在埃塞俄比亚—肯尼亚形成了Karoo期三叉裂谷系，其由N-S向展布的Lamu裂谷、NE-SW向展布的欧加登古裂谷和NW-SE向展布的Bule Nile裂谷组成，这一阶段的主要构造有地堑和半地堑、地垒和掀斜断块。(2)中晚侏罗世—早白垩世为中生代裂谷阶段，主要构造有高角度断层、宽地垒、半地堑和生长断层等。(3)晚白垩世—渐新世，为反转构造阶段，主要构造包括低幅度背斜和穹隆的反转构造、花状构造等。(4)晚渐新世至今，为边缘沉降阶段，主要表现为披覆构造和部分复活的正断层。

图1 索马里盆地构造格架[1-2,5-6]

图2 欧加登次盆综合柱状图

2 油气地质条件

2.1 烃源岩

2.1.1 Bokh组烃源岩

Karoo期碎屑岩成藏组合最主要的烃源岩为二叠—三叠系Bokh组页岩(图3)[5]。Bokh组以黑色页岩为主，含粉砂岩和粉砂质泥岩，具多个白云岩、粗砂岩和砾岩夹层，其厚度较大，在局部地区可达450 m[2,13]。干酪根类型以Ⅱ型为主，少量为Ⅲ型。TOC含量介于0.5%～1.5%之间，Ro普遍超过0.6%，Bodle深埋区已大面积超过2.0%，在盆地大部分区域内以生气为主(图3)[5]。成熟度总体北低南高，Ro超过2.0%的范围大致呈SW-NE方向展布，在盆地的西部和北部仍有条带状展布的生油带。在Bodle深埋区，Bokh组烃源岩白垩纪初期已经进入湿气阶段，在Calub-Shillabo地区，Bokh组烃源岩在始新世—中新世也已经进入生湿气阶段(图3)[5]。

Bokh组烃源岩是Calub气田的主力源岩[5]，Calub气田气态烃中甲烷含量占89%～95%。Bokh组之上的其余烃源岩与其在地化指标方面存在很大的差异。由于目前钻井较少，Bokh组烃源岩的精确展布空间尚不十分明确，主要靠推断获得，但其沉积中心应与Karoo期古裂谷一致，向裂谷侧翼逐渐减薄尖灭。

2.1.2 Transition组烃源岩

Transition组位于Hamanlei组下段泥质灰岩和Adigrat砂岩之间(图2)，厚约50～120 m，以灰黑色页岩为主，夹碳酸盐岩和硬石膏，其可能沉积于潮坪和潟湖环境[19]。

图3 欧加登次盆Bokh组烃源岩顶面现今成熟度[5]及Hilala-4井埋藏史

Transition组烃源岩生烃潜力中等，干酪根类型主要为Ⅱ型和Ⅲ型。生气带集中于盆地中部深埋区，在Calub地区仍处于生油窗内(Ro=1.0%～1.3%)，成熟度较低的重质油—中质油带(Ro<1.0%)主要分布于盆地的北部和西部[1,5]。

埋藏史资料表明，Transition组烃源岩在侏罗纪末—白垩纪初已经进入成熟生烃阶段(图3)[5]，推测Calub气田Adigrat组的凝析油(55°API)和凝析气可能源自本套烃源岩。

2.2 储集层

欧加登次盆Karoo期碎屑岩成藏组合中最重要的储层有Calub组和Adigrat组砂岩，而Gumburo组砂岩由于缺乏直接盖层，多不能成为有效储层。

2.2.1 Adigrat组储层

Adigrat组主要由石英砂岩、长石砂岩以及页岩夹层组成，属于裂谷早期河流相沉积[20-21]，总体向NW方向粒度逐渐变粗，纵向与下伏Gumburo组呈渐变接触关系[1,12]，其为Calub气田和Hilala油气田的主力产层。Adigrat组下段主要由纯净的中—粗砂岩组成，上段由于粒度总体偏细，泥质含量增加，物性条件要差于下段。Adigrat组最大厚度超过500 ft，沉积中心与Karoo期古裂谷一致，明显受到其控制与影响，向盆地北部和西部逐渐减薄。储层孔隙度普遍介于10%～16%之间，向盆地西部和北部呈逐渐增大态势。渗透率一般为数十mD，部分层段超过100 mD。在Hilala-1井等5口井中，Adigrat组上部见气显示，主要以CH4为主，但下段的纯净砂岩(图4a)[13]中并未获得有效显示。

Adigrat组的成岩作用主要包括压实、石英次生加大、铁质方解石/硬石膏胶结、白云岩化、高岭石后期充填等。但压实、方解石/硬石膏的胶结作用对储层物性的影响最大，其余作用影响相对有限。

石英次生加大发生最早、影响范围广，但仅使粒间孔发生小幅下降，在盆地尺度范围内，其影响可能要比压实作用造成粒间孔的降低更小(图4b)[13]。受压实作用影响，石英次生加大多受到明显抑制。

Adigrat组储层品质的下降，多与铁方解石和硬石膏有关，当这2种物质存在时，储层胶结作用强烈，孔隙空间被大量充填(图4c，d)[13]，储层有效性明显降低。

铁方解石和硬石膏的胶结作用延迟了次生石英的发育，可明显观察到石英颗粒和其次生加大边缘被腐蚀的现象(图4d)[13]。最可能的方解石来源是上覆Transition和Hamanlei组地层水，而硬石膏胶结物可能是源自Transition组内硬石膏夹层[13]。

2.2.2 Calub组储层

Calub组主要由粗粒长石砂岩组成，含冲积扇体砾岩，分选中等，成层性较好，其为Calub气田的主力产层。Calub组主要分布在Karoo期NE-SW向展布的欧加登古裂谷内，与前寒武系结晶基底呈不整合接触。其厚度在Calub地区介于65～225 m之间，在盆地东部Bokh-1井为300 m。储层孔隙度一般为6%～15%，最大可达20%，平均渗透率为10 mD。

2.3 盖层与圈闭

2.3.1 盖层

Adigrat组砂岩的主要盖层为上覆的Transition组，其厚约50～120 m，以灰黑色页岩为主，夹碳酸盐岩和硬石膏。Transition组之上的Hamanlei组下段主要由灰岩组成，但在其下部发育灰泥岩，除发育少量孔隙外，普遍异常致密，在部分地区，其对下伏Adigrat组砂岩储层具有一定的封盖作用。

图4 欧加登次盆Adigrat组储层微观成岩特征[13]样品位置见图1。

Bokh组页岩为Calub组砂岩的主要盖层，其由深灰色—灰绿色页岩组成，含少量粉砂岩和细砂岩夹层。Bokh组页岩厚度较大，在Calub-2井为320 m，在Bokh-1井和Magan-2井都已超过400 m，且一般遭受断层破坏作用较弱，具有较强的封闭作用，是一套优质盖层。

2.3.2 圈闭

欧加登次盆内主要构造元素多发育于晚古生代，同时中生代构造运动曾极大地改变盆地的构造格局。中生代之前的构造断裂控制着圈闭形成与油气分布，断层封堵的中—低幅构造圈闭是油气藏圈闭的主要类型之一。总体来说，由于圈闭的形成期多早于Bokh组烃源岩的主要生排烃期，因此有效性较高。欧加登次盆内的Karoo期碎屑岩成藏组合圈闭类型可主要概括为以下几类(图5)：

(1)盆地南部和北部边缘Calub组地层尖灭圈闭；(2)与扭动作用相关的背斜和断块(沿ENE和NW方向断裂发育的拖曳褶皱及花状构造)；(3)基底相关构造，如宽广的低幅度隆起；(4)深地堑翼部断裂相关圈闭；(5)Calub和Adigrat组砂岩透镜体、砂坝和下切河道等；(6)Shillabo半地堑围斜部位同沉积断裂下盘Calub组浊积扇。

图5 欧加登次盆下古生界圈闭模式

3 成藏组合评价与成藏特征

3.1 Adigrat组成藏组合

Adigrat组总体向NW方向粒度增大，在中—粗砂岩中，当胶结程度较低、基质成分含量较少时，物性条件较好(图4a)[13]，孔隙度一般为10%～16%，Gherbi-1井甚至可达20%，渗透率超过100 mD。对于中砂岩储层，当分选较好时，80%的孔喉直径超过3 μm，均质性好；但当分选中等—偏差时，70%以上的孔喉半径大于1 μm，且非均质性强。

细砂岩主要出现在盆地的西南部(El Kuran-Callafo一带)，物性条件也逐渐变差，这主要是由于泥岩含量增加或基质组分增加所致。细砂岩分选总体较好，但普遍含泥质、云母碎片和方解石，硬石膏胶结物含量增加(图4d)[13]，石英次生加大也比较明显。细砂岩低孔隙度(2%～12%)和渗透率(0.1～4 mD)的特征反映出基质成分较多、胶结较为严重和孔喉较细的格局。但由于其主要以天然气聚集为主，这种储层品质也并不算太差。

总体而言，由于下段砂岩纯净、泥质含量少，因此物性条件普遍优于上段。对于Adigrat组下段，除Bodle深埋区之外，其余均可以成为较好的原油储层。向盆地边缘，储层物性条件将进一步变好，如西北部的Gherbi地区和东北部的Bokh地区，Bur Acaba隆起的西部和西北部也可能会有优质储层发育。除部分地区外，Adigrat组上段总体属于较差的原油储层(较高的驱替压力、低渗透率、厚层油水过渡带等)，但对天然气仍属有效储层，其也可能发育大量岩性圈闭。

从Adigrat组储层净孔隙厚度(厚度×孔隙度)等值线可看出(图6)[1-2,5-6]，Calub隆起及东西两侧物性最优，净孔隙厚度超过20 ft。但自Bodle深埋区至北部的Gherbi-1井区，地层整体处于单斜格局，缺乏构造圈闭，由于此方向Adigrat组总体物性条件较好，平面均质性较强，又以天然气聚集为主，故也较难形成岩性圈闭，因此盆地东北方向潜力一般。

Calub隆起周边Bokh组烃源岩已全面进入生气窗内，而Transition组烃源岩尚处于轻质油带，Adigrat组储层的净孔隙厚度大，物性条件较好；Calub隆起属于区域性古隆起，是油气区域性运移的指向区，此外断裂和褶皱作用较发育，可进一步改善储层品质。几类有利成藏要素在Calub隆起一带集中发育，很有可能发现具有气顶的轻质油田，应具有较大的潜力。

图6 欧加登次盆Adigrat组潜在有利目标区展布[1-2,5-6]

3.2 Calub组成藏组合

Calub组储层分布局限于Karoo期三叉裂谷系中，东部为Bule Nile裂谷，西部为欧加登古裂谷，南部为Lamu裂谷。其中欧加登古裂谷宽度约为70 km，与Bule Nile裂谷相交的位置大致在Bodle深埋带。

Calub组储层物性较好，孔隙度6%～15%，但渗透率较低，通常低于10 mD。在Calub气田，储层最大有效厚度可达37 m。

目前，探索Calub组圈闭的井较少，在Calub隆起带5个构造圈闭钻遇Calub组砂层，均获得良好气显示，发现了Calub组为主力产层的Calub气田(图7)[1,5]。盆地西部的Genale-B2X井位于尖灭线西侧，其在Calub组也获得了良好的天然气显示，由于储层较为致密，物性偏差，测试未获得商业性发现。推测Calub组物性可能受局部沉积微相影响，地层尖灭圈闭仍具有较大潜力，但需地震资料精细解释刻画。

对于Calub成藏组合，最有利区应分布在Calub隆起周边，南北两侧发育地层尖灭圈闭，中部发育浊积砂体，并处于有利基底断块发育区(图6)[1-2,5-6]，是Calub组成藏组合目前最现实的主攻区。此外，西部的Genale-B2X井附近有尖灭线发育，并且处于有利基底断块发育区，也应具有较大的潜力。

此外，由于Bokh组烃源岩成熟生气早，白垩纪早期Bodle深埋区即已进入湿气阶段，因此要尽量寻找大规模生排气之前即已存在的圈闭，晚期圈闭往往无效。此外，由于Bokh组烃源岩演化程度高，有利储层分布区均位于生气区内，未来发现将以天然气为主。

4 油气成藏主控因素分析

(1)区域性古隆起决定了油气富集区的平面分布。

欧加登次盆中新生代构造较为稳定，断裂发育程度较低；Karoo期断裂相对较发育，但后期活动性较弱。这种构造格局决定了油气将以侧向运移为主，仅在较大型断裂发育区，垂向运移将占主要地位(对于Adigrat组储层)。

对于Calub组圈闭，Bokh组烃源岩为其主要的供烃源岩，上源下储的配置关系决定了侧向运移将占绝对主导地位。对于Adigrat组圈闭，其被Bokh组和Transition组烃源岩夹持，一方面可以接受下伏Bokh组烃源岩生成天然气垂向运移充注，另外还可接受Transition组烃源岩侧向运移充注。

若无一定规模的隆起存在，Bokh组烃源岩生成的天然气很难侧向运移至下伏的Calub组储层中，Adigrat组亦无法得到上覆Transition组烃源岩的充注。因此，要尽量寻找类似Calub隆起的古“凹中隆”，其为区域性油气侧向运移的主要指向区，对上源下储型配置尤其有利。

图7 欧加登次盆Calub组砂岩尖灭线及浊积砂体分布[1,5]

(2)圈闭形成时间控制了充注的有效性。

在盆地的深埋区，Bokh组烃源岩在侏罗纪早期已经进入成熟生烃窗，在白垩纪晚期构造抬升之前已经普遍进入生气窗。受白垩纪晚期构造抬升影响，其成熟度变化不大，此阶段所生成的烃类占总生烃量的比例也有限。因此，只有形成较早的圈闭才能得到有效的油气充注，形成晚者往往为无效的圈闭，要寻找油气大规模生成、运移之前即已存在的圈闭，油气充注有效性更高。

5 认识与结论

(1)欧加登次盆Karoo期碎屑岩成藏组合具备良好的油气成藏条件，发育厚度大、丰度高的Bokh组生气源岩，可为Karoo期碎屑岩储层提供雄厚的气源基础。此外，Transition组烃源岩亦可提供部分凝析油和凝析气来源。Karoo期发育Adigrat组和Calub组砂岩储层，与上覆Transition组和Bokh组泥岩盖层构成良好的储盖组合。

(2)盆地内主要构造元素多发育于晚古生代，中生代以前构造活动控制着圈闭形成与油气分布，发育岩性尖灭、断块圈闭、低幅度背斜等多种圈闭类型。Bokh组烃源岩自白垩纪晚期构造抬升之后，成熟度变化较小，生成天然气规模也相对有限，油气勘探应寻找Bokh组烃源岩大规模生气、排气之前就已经存在的圈闭。

(3)由于Calub组新生古储的基本特点，天然气将主要以侧向运移为主，盆地内古“凹中隆”最为有利。Calub隆起及周边储层发育条件最好，断裂体系发育，构造曲率变化大，又处于生烃中心围限中，油气成藏配置条件最佳。

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(编辑 韩 彧)

Geological characteristics and exploration potential of Karoo clastic play, Ogaden Basin, Ethiopia

Wang Jianjun, Li Haowu, Wang Qing, Hu Xiangyu, Zhou Chao, Zhao Xu

(ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China)

The Karoo clastic play is the most important gas play in the Ogaden Basin. The Bokh mudstones and the Calub and Adigrat sandstones worked as source rocks and reservoirs. Various traps developed in the Karoo clastic play, including faulted blocks, low-amplitude anticlines, lithologic pinchouts, channel sands and lens-shaped sand bodies. The distribution of regional paleo highs controlled the planar accumulation of hydrocarbon while trap formation timing determined the effectiveness of hydrocarbon charging. The traps which formed before the Late Cretaceous should be most efficient, for the Bokh source rocks had entered the gas window at that time. But in the following history, uplift took place in most parts of the Ogaden Basin, and the maturity of source rocks changed little. The Adigrat Formation has coarse sandstones in the northern basin and fine sandstones in the Bodle deep. The lower Adigrat Formation has better physical properties than the upper section. Structural traps are dominant in the lower part, while lithologic traps develop in the upper part. For the Bokh source rocks lay above the Calub reservoir, lateral migration was important for hydrocarbon accumulation. Intra-sag paleo highs are the most favorable, and the pinch outs in the basin slope also have a good potential. The Calub paleo high is a realistic exploration target since it is surrounded by the Bokh source rocks, where the Calub and Adigrat reservoirs were well developed. A widespread fracture system and various structural orientations also contribute to hydrocarbon migration and accumulation.

Karoo clastic rock; Bokh source rock; lateral migration; paleo high; hydrocarbon accumulation; Ogaden Basin; Somalia Basin

1001-6112(2015)04-0479-08

10.11781/sysydz201504479

2014-03-25；

2015-05-14。

王建君(1969—)，男，高级工程师，从事海外油气新项目评价研究和管理。E-mail：wangjianjun@petrochina.com.cn。

国家科技重大专项“全球剩余油气资源研究及油气资产快速评价技术”(2011ZX05028)资助。

TE122.3

A