下刚果－刚果扇盆地油气成藏分析及有利区评价

邬长武，熊利平 陈焕杰，丁 峰（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083）

下刚果－刚果扇盆地油气成藏分析及有利区评价

邬长武，熊利平 陈焕杰，丁 峰（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083）

下刚果－刚果扇盆地构造演化可划分为裂谷阶段、过渡阶段和被动大陆边缘阶段，发育盐下裂谷期陆相层序、过渡期盐岩层序和盐上被动大陆边缘阶段海相层序，形成盐下裂谷期成藏组合、盐下－盐上复合成藏组合和盐上第三系浊积水道成藏组合。盐下成藏组合主要受控于裂谷盆地的发育和基底隆起，有利区位于陆上盐下裂谷盆地发育区。盐下－盐上复合成藏组合主要受控于盐下烃源岩的规模和盐窗的发育，有利区位于浅海区。盐上第三系浊积水道成藏组合主要受控于第三系浊积砂岩储层的发育及盐上烃源岩的成熟度，有利区位于深水区。

下刚果－刚果扇盆地；石油地质特征；浊积砂岩；盐构造；油气成藏主控因素；勘探潜力

安哥拉油气资源丰富，其境内的下刚果－刚果扇盆地是西非的第二大含油气盆地，成藏条件优越。目前，中石化在该盆地6个区块拥有不同的权益。开展安哥拉下刚果－刚果扇盆地油气成藏主控因素及勘探潜力研究，对中石化指导已有项目优质高效勘探开发，筛选、收购新区块具有十分重要的意义。

下刚果盆地是西非被动大陆边缘系列盆地之一［1］，刚果扇盆地实际上是渐新世以来叠置在下刚果盆地之上的巨大扇体，面积41.8×104km2。截至2011年5月，盆地已发现油气田386个，探明2P（总的探明和概算储量）原油可采储量39.84×108t，2P天然气可采储量9066×108m3，2P凝析油可采储量0.39×108t，以原油为主。

1 盆地构造及地层特征

下刚果－刚果扇盆地的演化与西非海岸其他盆地类似，主要经历了裂谷阶段、过渡阶段和被动大陆边缘阶段共3个阶段：裂谷阶段（晚侏罗世－早白垩世Aptian期）、过渡阶段（Aptian期）和被动大陆边缘阶段（晚白垩 Albian期－现今）［1～4］。

盆地以Aptian阶盐岩为界，分为盐下和盐上2套具有明显不同构造特征的构造层。盆地主要发育中生代晚侏罗世－新生代地层，可分为盐下层序、盐岩层序和盐上层序共3个充填序列。盐下层序不整合上覆于前寒武系基底，属于断陷湖盆沉积，主要沉积物为湖相碎屑岩［5］。其上的下白垩统Aptian阶蒸发岩层序是由硬石膏、盐岩、钾岩和泥岩夹层组成。被动陆缘地层包括Albian阶的碳酸盐岩和砂岩，被动大陆边缘时期沉积的碎屑岩。

2 油气成藏条件研究

2.1 烃源岩特征

下刚果－刚果扇盆地的烃源岩在盐下及盐上地层中均有分布，盐下主要为下白垩统Bucomazi组湖相页岩，盐上烃源岩主要为上白垩统－下第三系的Iabe/Landana组海相页岩。

盐下Bucomazi组湖相源岩（Neocomian阶－下Aptian阶）有机碳含量（TOC）最大值可达30%，其厚度可达1800m。生油窗上限位于2000～3000m之间，盆地西侧较深的位置处于生油窗内，而东边仍然未成熟［6］。

Cenomanian－Turonian阶Iabe页岩TOC值超过10%，古新统－第三系下层的Landana页岩TOC值为4%，都包含Ⅱ型干酪根，氢指数超过700mg/g。生油窗上限在3500～4000m之间，在拥有巨厚第三系沉积盖层处达到成熟［7］。

2.2 储层条件

盆地发育盐下和盐上2套储层，以碎屑岩储层为主，碳酸盐岩储层中也有一定的储量发现。

盐下碎屑岩主要为早期裂谷系的Luculla组和Erva组，其中Luculla组储层中发现的储量最大，这套储层上部的L－Luculla物性较好，沉积于高能环境，如湖相三角洲、沙滩和沿岸砂坝上，孔隙度可达30%，渗透率可达700×10－3μm2。盐下碳酸盐岩储层主要为Barremian期－Aptian期的Toca组，以藻丘或湖泊边缘建造形式出现，由石灰岩、白云岩和泥灰岩以及稍少的页岩和砂质碳酸盐岩组成。

盐上碎屑岩储层包括第三系渐新统和中新统Malembo组浊积砂岩和上白垩统Vermelha组，Malembo组是盆地油气发现储量最多的主力产层，主要为第三系浊积砂岩，这套浊积砂岩在地震资料上表现为明显的强振幅，岩性为纯净的未固结石英砂岩［8～10］。在31区块平均孔隙度30%，平均渗透率2000×10－3μm2。盐上碳酸岩储层主要为Albian阶Pinda组，在盆地浅海的局部地区储层物性良好（图1）。

2.3 盖层条件

Loeme组盐层是盆地的主要盖层，阻挡油气从盐下源岩向盐上储层运移。裂谷层系中，盖层主要为广泛分布的Bucomazi湖相页岩。盐上储层被广泛分布的下白垩统、上白垩统和第三系海相页岩封闭（图1）。

2.4 圈闭特征

盐下发育裂谷期形成的背斜、断块等圈闭，基底隆起区是盐下圈闭发育的最有利位置。盐上圈闭主要为被动陆缘期盐岩塑性流动或滑脱运动形成的盐相关构造及构造－岩性圈闭，如龟背斜、盐隆起圈闭、盐岩遮挡圈闭、盐岩构造与三角洲砂体或浊积砂体形成的复合圈闭等，这类圈闭在盆地浅海及深海区均有所发育。

2.5 成藏组合

盆地可划分为盐下裂谷期成藏组合、盐下－盐上复合成藏组合和盐上第三系浊积水道成藏组合［11，12］。盐下成藏组合烃源岩和储层主要为盐下裂谷期陆相碎屑岩；盐下－盐上复合成藏组合烃源岩为盐下裂谷期湖相烃源岩，储层为盐上上白垩统阿尔布阶碳酸盐岩及碎屑岩；盐上成藏组合烃源岩为盐上上白垩统海相页岩，储层主要为第三系浊积砂岩（图2）。

3 油气分布与成藏主控因素

3.1 油气分布特征

下刚果－刚果扇盆地原油主要分布在盐下裂谷期成藏组合、盐下－盐上复合成藏组合和盐上第三系浊积水道成藏组合中，3套组合目前所探明的2P可采原油储量分别是2.26×108、11.17×108、12.68×108t，分别分布在陆上、陆架和深水－超深水区。深水－超深水区发育盐上第三系浊积水道成藏组合，是盆地油气最富集的地区，陆架区发育盐下－盐上复合成藏组合，也是盆地重要的油气成藏组合。

3.2 油气成藏主控因素分析

3.2.1 盐上第三系浊积水道成藏组合

盐上第三系浊积水道成藏组合主要分布于深水－超深水区，油气藏类型主要为下生上储的盐构造－浊积砂岩性复合油气藏。深水－超深水区盐构造十分发育。第三系浊积砂体主要分布于渐新统和中新统，渐新统浊积水道展布在刚果河以南，中新统及更新统扇体往北偏移。浊积砂主要卸载在坡度较小的深水地区，斜坡区以过路浊积水道为主，超深水区砂体的规模也有所减小。盐上上白垩统烃源岩在第三系厚度较大的深水区才达到成熟，而在陆上、浅海陆架区及超深水区远端沉积，第三系厚度较薄，这套烃源岩不成熟，因此，浊积砂体展布以及烃源岩的成熟度是这套成藏组合主要控制因素。

图1 下刚果－刚果扇盆地石油地质特征

图2 下刚果－刚果扇盆地主要勘探领域分析

3.2.2 盐下－盐上复合成藏组合

盐下－盐上复合成藏组合主力烃源岩为盐下Bucomazi组湖相页岩，储层主要是上白垩统Albian阶Pinda组碳酸盐岩以及Vermelha组的滨岸砂岩，圈闭主要是盐相关构造，以盐滚背斜、盐筏构造为主。该成藏组合的储层和烃源岩垂向上距离相对较远，盐下烃源岩优先充注裂谷期储层，盐下裂谷期烃源岩生烃量是否充足是成藏的关键因素之一。此外，盐窗是否发育决定了盐下生成的油气能否穿过盐岩层运移到盐上聚集［13］，是这套成藏组合的另一成藏主控因素。

3.2.3 盐下裂谷期成藏组合

盐下裂谷期成藏组合油气主要分布在陆上地区，一般都是规模较小的断块等构造油气藏。在这一区域，盐上被动大陆边缘层序厚度较小，盐下裂谷盆地的发育规模决定了盐下烃源岩的成熟度及油气生成量，控制油气成藏。盐下圈闭的发育与基底隆起密切相关，在基底隆起区，储层埋深小，储层沉积时水体深度小，物性较好，基底隆起控制盐下裂谷期成藏组合的油气聚集。

4 有利区预测

盆地勘探有利区主要位于盐上第三系浊积水道成藏组合；盐下－盐上复合成藏组合；盐下成藏组合3个领域，由陆向深海方向成藏组合依次变新（图3）。第三系浊积水道成藏组合储层是盆地主要成藏组合，储层以渐新统和中新统浊积砂体－河道复合储集体为主。

图3 下刚果盆地有利区预测图

4.1 盐上第三系浊积水道成藏组合有利区

盆地第三系浊积水道成藏组合是近年来西非勘探取得重大突破的热点领域，按照成藏条件优劣、地质风险大小，第三系浊积水道成藏组合的成藏有利区可分为2类。

Ⅰ类有利区位于盆地深水区，该区域第三系沉积厚度大，上白垩统Iabe组优质烃源岩已经成熟。第三系浊积砂体沉积时地形坡度小，有利于浊积砂体卸载，渐新统－中新统浊积砂体十分发育。发育大量盐相关构造圈闭及构造－岩性复合圈闭，具有较大的勘探潜力。

Ⅱ类有利区位于盆地的陆架位置，该区域发育各类盐滚背斜、盐筏构造，盐上上白垩统烃源岩也已经成熟，但这一区域是第三系浊积砂体沉积时的斜坡区，仅发育小规模的过路浊积水道，浊积砂体规模小，储层是其主要的风险［14］。

Ⅰ类区往海方向延伸的超深水区，水深一般大于3000m，仍未钻探，该区浊积砂体和盐构造发育，具有良好的油气成藏条件。由于该区域靠近洋壳，且盐岩厚度巨大，盐上上白垩统烃源岩埋深小，烃源岩成熟度是该区的主要地质风险。

4.2 盐下－盐上复合成藏组合有利区

陆架区是盐下－盐上复合成藏组合的有利区。该区盐下Bucomazi组页岩TOC含量高，处于成熟阶段，盐岩不连续分布，发育大量的盐窗，为油气从盐下烃源岩运移到盐上储层提供了良好的油气运移通道。广泛发育的盐滚背斜、盐筏构造提供了丰富的圈闭。发育上白垩统Albian阶Pinda组碳酸盐岩储层和Vermelha组滨岸砂岩2套储层，具有良好的勘探潜力。向海方向盐下烃源岩过成熟，向陆方向盐岩相对不发育，盐相关构造少、规模小，风险较大。

4.3 盐下裂谷期成藏组合有利区

盐下裂谷期成藏组合有利区主要位于陆上及浅海地区，已有油气发现以小油藏居多。该区域盐下烃源岩已经成熟，储层发育，发育各类与基底隆起相关的构造圈闭及构造－岩性复合圈闭。该成藏组合陆上地区勘探程度相对较低，有一定的勘探潜力。深水区盐下烃源岩过成熟，风险较大。

5 结 论

1）下刚果－刚果扇盆地经历了裂谷期、过渡期和被动大陆边缘阶段，发育盐下裂谷期陆相层序、过渡期盐岩层序和盐上被动大陆边缘阶段海相层序。

2）盆地主要烃源岩包括盐下下白垩统裂谷期陆相烃源岩和盐上上白垩统被动大陆边缘期海相烃源岩，主要储层为盐下下白垩统裂谷期陆相储层、盐上上白垩统海相碳酸盐岩及碎屑岩储层、盐上第三系浊积砂岩储层，形成盐下裂谷期成藏组合、盐下－盐上复合成藏组合和盐上第三系浊积水道成藏组合。盐岩、裂谷期及被动大陆边缘期泥岩提供了良好的盖层条件。

3）盐下圈闭主要为与基底隆起相关背斜、断块，盐上圈闭主要为各类盐相关构造圈闭、构造－岩性复合圈闭。

4）盐下裂各期成藏组合主要受控于裂谷盆地的发育和基底隆起，有利区位于陆上盐下裂谷盆地发育区。盐下－盐上复合成藏组合主要受控于盐下烃源岩的规模和盐窗的发育，有利区位于浅海区。盐上第三系浊积水道成藏组合主要受控于第三系浊积砂岩储层的发育及盐上烃源岩的成熟度，有利区位于深水区。

［1］Anonymous.Global database and evaluation of deep water basins：Africa，IV［A］.IHS Energy 1999Annual Meeting［C］.Denver：1999.155～159.

［2］熊利平，西非构造演化及其对油气成藏的控制作用［J］.石油与天然气地质，2005，25（6），641～646.

［3］Emery K O.Continental margin off west Africa：angola to sierra Leone［J］ .AAPG Bull，1975，59（12）：2209～2265.

［4］Binks R D，Fairhead J D.A plate tectonic setting for mesozoic rifts of west and central Africa［J］.Tectonophysics，1992，213（2）：141～151.

［5］Brice S E，Cochran M D，Pardo G.Tectonics and sedimentation of the south Atlantic rift sequence：Cabinda，Angola［J］.AAPG，1982，34：5～18.

［6］Burwood R，De Witte S M，Mycke B.Petroleum geochemical characterisation of the Lower Congo Basin Bucomazi Formation［A］.Katz B J.Petroleum Source Rocks［C］.Michigan：Springer－Verlag，1995.

［7］Cole G A，Requejo A G，Ormerod.Petroleum geochemical assessment of the Lower Congo Basin［A］.Mello M R，Katz B J.Petroleum Systems of South Atlantic Margins，Memoir American Association of Petroleum Geologists［C］.Tulsa：American Association of Petroleum Geologists，2000.

［8］朱超，宫清顺，孟祥超，地震属性分析在扇体识别中的应用［J］.石油天然气学报，2011，33（9），68～71.

［9］齐宇，刘震，孙立春，等.深水海底扇储层地震沉积学研究［J］.石油天然气学报，2011，33（1），64～67.

［10］Anderson J，Cartwright J，Drysdall S.Controls on turbidite sand deposition during gravity－driven extension of a passive margin，examples from Miocene sediments in Block 4［J］.Marine and Petroleum Geology，2000，17（10）：1165～1203.

［11］Burwood R.Angola：source rock control for lower Congo Coastal and Kwanza Basin petroleum systems［A］.The Oil and Gas Habitats of the South Atlantic Margin［C］.Londo：Geological Society Special Publication，1999.181～194.

［12］Katz B J，Mello M R.Petroleum systems of South Atlantic marginal basins，an overview［A］，Mello M R.Petroleum systems of south Atlantic margins，Memoir American Association of Petroleum Geologists［C］.Tulsa：American Association of Petroleum Geologists，2000.

［13］郭丽丽，张卫海，吴刚，等.陆相成熟烃源岩区连通砂体对油气运移的控制作用［J］.地球科学与环境学报，2011，33（2），159～162.

［14］Kolla V，Bourges P，Urruty J W.Evolution of deep－water Tertiary sinuous channels offshore Angola（west Africa）and implications for reservoir architecture［J］ .Bulletin American Association of Petroleum Geologists，2001，85（8），1373～1405.

The Main Control Factor of Hydrocarbon Accumulation and Favorable Area Evaluation in Lower Congo－Congo Fan Basin

WU Chang－wu，XIONG Li－ping，CHEN Huan－jie，DING Feng（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Production，SINOPEC，Beijing100083，China）

The structural evolution history of Lower Congo－Congo Fan Basin was divided into three phases，such as rifting phase，transitional phase and passive land margin phase.Accordingly three mega sequences of strata were developed：presalt rifting continental sequence，transitional evaporative sequence and post－salt passive margin marine sequence.The basin encompassed three kinds of hydrocarbon accumulation modules：pre－salt rifting sequence module，pre－salt－post－salt combined module and post－salt Tertiary module.The three modules had different main controlling factors.The hydrocarbon accumulation of pre－salt sequence module is controlled by the development of rift basins and basement horsts and its favorable area is located in onshore area of the basin.The hydrocarbon accumulation of combined module is controlled by the development of scale of source rock and salt windows and its favorable area is located at shallow water area of the basin.The hydrocarbon accumulation of post－salt module is controlled by the distribution of turbidite sandstone and maturity of source rock and its favorable area is located in deep water area of the basin.

Lower Congo－Congo Fan Basin；petroleum geology character；turbidite sandstone；salt related structure；the main control factor of oil－gas accumulation；exploration potential

TE122.1

A

1000－9752（2012）07－0017－05

2011－04－05

中石化科技攻关项目（P10021）。

邬长武（1971－），男，1995年大学毕业，博士，高级工程师，现主要从事石油地质综合研究、新项目评价工作。

［编辑］ 宋换新