Levorsen^[1]在20世纪60年代提出了隐蔽油气藏（包括地层不整合、岩性和古地貌）的概念，各大油公司广泛接受并开展相应勘探工作。“十五”以来，岩性地层油气藏已成为国内油气发现和增储的主体^[2-3]。目前国内岩性油气藏勘探在陆上断陷、坳陷、前陆及海相克拉通等盆地内均有发现，目标岩性体涵盖了碎屑岩、碳酸盐岩和火山岩等多种类型^[4-5]，并形成了相对成熟的岩性油气藏地质理论与勘探技术^[6-8]，其中高分辨率层序地层划分和地震储集层预测是2项核心技术^[6]。然而，中国石油天然气股份有限公司海外区块由于受勘探期短、地震资料品质不佳等因素影响，其岩性油气藏勘探总体仍处于起步阶段^[9]。在凹陷中央少井区，高分辨率层序地层学和沉积相分析是预测岩性油气藏发育有利区带的有效方法^[10-11]。为了进一步获取优质规模储量，有针对性地开展海外成熟探区富油气凹陷少井地区岩性油气藏有利区带优选和评价，是下一步油气增储的重要领域。

非洲大区作为中国石油最有成效的海外合作区，目前勘探区块主要位于中非裂谷系相关盆地。Muglad盆地是中非裂谷系面积最大、油气储量发现最多的含油气盆地。1995年，中国石油天然气股份有限公司开始进入该区块并开展油气勘探，经过近30年的大规模勘探，与断裂相关的构造圈闭多已被钻探并取得系列发现，受地震资料品质不佳、勘探投资回报率低等因素限制，继续挖掘小型、复杂的构造油气藏面临诸多困难。Fula凹陷作为Muglad盆地富油气凹陷之一，区内已发现油气储量占盆地发现总油气储量的30% 以上，且几乎均为构造或与构造相关的油气藏。以往对Fula凹陷的研究多聚焦于构造特征与油气关系^[12-16]、层序地层与沉积体系^[17-19]、烃源岩地球化学^[20-23]以及油气成藏^{[9, 24]}等方面，而对岩性油气藏潜力研究相对较少。基于国内断陷盆地岩性油气藏勘探理论与技术，运用层序地层学分析方法，对中非裂谷系Muglad盆地Fula凹陷岩性油气藏的类型及分布进行研究，并对其勘探潜力进行分析，以期为该区油气勘探及找寻未来接替领域提供借鉴。

Muglad盆地地处非洲中部，紧邻中非剪切带，属于在前寒武系基底之上形成的中、新生代陆内被动裂谷盆地（图 1a）。盆地的形成演化受中非剪切带右旋走滑构造作用影响，具有多期次和多旋回的演化特征^[12-13]。Fula凹陷位于Muglad盆地东北部，总面积约3 300 km²，平面上呈近南北向展布，其东部、西部和南部均被大型控盆断裂限制，地层向东北部超覆尖灭，可划分为北部次凹、东部缓坡带、福西陡坡带、南部次凹、Fula-Moga构造带和南部断阶带等构造单元^[14-16]（图 1b）。凹陷内多级断裂发育，多呈北西和北西西向。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 Muglad盆地Fula凹陷区域构造位置（a）、构造纲要图（b）及岩性地层综合柱状图（c） Fig. 1 Tectonic location(a), structural units(b)and stratigraphic column(c)of Fula Sag, Muglad Basin

受区域构造演化影响，Fula凹陷经历了3期断陷-坳陷演化旋回（图 1c）。其中，第一旋回发生在早白垩世，是凹陷最主要的沉积物堆积期，包括Abu Gabra（AG）组大套湖相泥岩夹薄层砂岩和Bentiu组河流相砂岩夹少量泥岩，总沉积厚度超过5 000 m。第二旋回发生在晚白垩世—古近纪早期，主要为Darfur群的浅湖相褐色泥岩、暗色泥岩夹粉砂岩以及Amal组的厚层河流相砂岩，沉积厚度超过800 m。第三旋回发生于古近纪晚期以来，构造活动较弱，钻井揭示多处沉积地层缺失严重。

烃源岩、储层和盖层宏观特征及实验室样品分析表明，下白垩统AG组厚层湖相泥岩是Fula凹陷最主要的烃源岩；白垩系以三角洲前缘相和河流相为主的砂岩均可作为有效储层；盖层主要包括Darfur群下部浅湖相泥岩形成的区域性盖层及AG组内部的层间盖层（图 1c）。基于已发现的油气藏综合分析，将Fula凹陷成藏组合划分为源上和源内2套。其中，源上成藏组合以AG组湖相泥岩为烃源岩，以Bentiu组和Darfur群河流相、三角洲相砂岩为储层，以Darfur群内部浅湖相泥岩为盖层，该组合发现的油气多位于与断裂相关的构造圈闭内；源内成藏组合是指AG组内“自生自储”型组合，目前发现的油气多位于与断裂相关的构造圈闭或断裂控制下的构造-岩性圈闭内。

不同学者提出了Fula凹陷AG组层序地层不同的划分方案^[17]。本次研究选取了钻遇地层较全、无过井断层、测井资料完整的Fula E-4井作为AG组层序划分的标准井（图 2）。按照构造层序界面特征将AG组划分为1个二级层序，再根据不整合面及将其对应的整合面作为三级层序边界，将AG组划分为5个三级层序，自下而上命名为SQ1—SQ5，分别对应地质分层AG5段—AG1段。由于层序SQ1和SQ2埋藏深，已钻井多数未钻遇，且不是研究区主要目的层段，因此，本次研究主要讨论层序SQ3，SQ4和SQ5。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组层序地层划分方案 Fig. 2 Sequence stratigraphic framework of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

层序SQ3形成于盆地断陷相对较早时期，层序内部上升半旋回发育时间短，下降半旋回发育时间长，可进一步划分为3个四级层序（图 2、图 3）。除底部发育少量的块状砂岩外，层序SQ3总体为砂泥互层沉积，GR曲线可见密集的齿状或少量指状形态，砂体厚度小，钻井揭示储层物性差，目前发现少量的构造-岩性圈闭主要位于层序SQ3中部，但总体占比较小。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组层序地层剖面（剖面位置见图 1） Fig. 3 Sequence stratigraphic profile of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

层序SQ4与SQ3具有相似的沉积旋回特征，但湖盆水体变深，属于AG组二级层序的最大湖泛面时期，三级层序内部上升半旋回发育时间长，下降半旋回发育时间短，可进一步划分为4个四级层序。其中，SQ4-3湖泛面对应于三级层序的最大湖泛面（图 2、图 3）。层序SQ4主要为砂泥岩互层，但泥岩段明显增多，GR曲线大多为锯齿状，基值变化幅度小。钻井揭示该套地层砂地比为0.2~0.4，储层物性好，层间封堵性好，是研究区AG组最易形成岩性油气藏的层系^[25]。目前发现的岩性或构造-岩性油气藏多集中于层序SQ4最大湖泛面附近厚层泥岩中的薄层砂体内，少量位于四级层序的上升半旋回初期和下降半旋回末期。

层序SQ5形成于盆地断陷末期，属于AG组二级层序的高位体系域时期，三级层序内部上升半旋回发育时间与下降半旋回发育时间相当，可进一步划分为5个四级层序。其中，SQ5-3湖泛面对应于三级层序的最大湖泛面（图 2、图 3）。层序SQ5沉积时期，构造沉降量明显减小，虽然总体仍呈现为砂泥岩互层，但砂岩粒度变大，单层砂体厚度变大。目前，已在层序SQ5上升半旋回初期发育的薄层砂岩中发现了少量构造-岩性油气藏。

基于录井、测井、岩心和地震等资料，开展研究区典型单井相划分，发现受三角洲发育规模和湖平面升降影响，不同构造位置的沉积相差异较大。如Moga NE-1井位于Fula-Moga构造带中部，受东北部物源供给控制，层序SQ4和SQ5沉积期均发育辫状河三角洲前缘亚相，主要形成水下分流河道和河口坝砂体，局部发育席状砂，内部的泥岩形成于分流间湾（图 4a）。Fula E-4井位于Fula-Moga构造带南部，受东部物源供给影响，在层序SQ3和SQ4沉积期发育滨浅湖亚相，主要形成滩坝砂体和滨浅湖泥岩；层序SQ5沉积时期发育三角洲前缘亚相，主要形成水下分流河道和河口坝砂体（图 4b）。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组Moga NE-1井（a）和Fula E-4井（b）单井沉积相 Fig. 4 Single well sedimentray facies of wells Moga NE-1(a)and Fula E-4(b)of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

近东西向连井剖面显示，Fula凹陷AG组沉积时期的最大湖泛面位于层序SQ4中上部（图 5）。在福西陡坡带，层序SQ3和SQ4下部沉积物呈加积现象，往上则逐渐过渡为扇三角洲进积特征，在层序SQ3和SQ4沉积时期扇三角洲向湖盆中心方向发育浊积扇和滩坝沉积。东部Fula-Moga构造带主要发育辫状河三角洲前缘沉积，自下而上表现为一个完整的退积-进积过程。SQ3至SQ4最大湖泛面沉积期间，辫状河三角洲向湖岸退积。层序SQ4晚期到层序SQ5初期，湖相沉积物分布面积最广，三角洲相对不发育。层序SQ5晚期，三角洲向湖盆中心进积，发育了规模较大的三角洲前缘砂体。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组沉积相连井剖面（剖面位置参见图 1） Fig. 5 Well-tie sedimentary facies profile of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

从三级层序沉积相的平面分布来看，Fula凹陷在层序SQ3沉积时期，福西陡坡带边缘主要发育扇三角洲沉积；东北部发育辫状河三角洲沉积，其前缘延伸距离较长，三角洲前缘砂体发育；东南及西南部以滨浅湖沉积为主，局部发育滩坝砂体（图 6a）。层序SQ4沉积时期，福西陡坡带边缘扇三角洲继承性发育，范围逐步扩大；东北方向辫状河三角洲沉积的分布范围减小，前缘砂体受波浪作用影响在三角洲前方及侧翼发育大量滩坝砂体；东南方向辫状河三角洲开始发育，展布范围较小，仅在局部钻井处有所显示；西南部依然以滨浅湖沉积为主（图 6b）。层序SQ5沉积时期，福西陡坡带边缘扇三角洲沉积的分布范围进一步向东扩大，延伸至Jake SE-1井附近；东北方向辫状河三角洲沉积继续向物源方向退积，分布范围减小；东南方向辫状河三角洲沉积的分布范围扩大，在2个三角洲之间形成了大量坝砂群；西南部仍然为滨浅湖沉积（图 6c）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组沉积相平面分布 Fig. 6 Plane distribution of sedimentary facies of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

AG组是Fula凹陷已证实的主力烃源岩层系，总体具有厚度大、分布范围广、有机质丰度高等特征。其中，AG3段（SQ3）现今顶面最大埋深在北部次凹约2 400 m，属于刚超过排烃门限^[21]；在南部次凹则普遍超过2 400 m，最深可达5 000 m，处于高—过成熟演化阶段。AG4段（SQ2）在北部次凹发育局限，在南部次凹埋深普遍超过4 000 m，处于过成熟演化阶段。

Fula凹陷AG2段（SQ4）烃源岩主要沉积于浅湖—半深湖环境，累计沉积厚度为100~550 m。干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ₁型，总有机碳（TOC）值普遍大于2.00%，平均值约为3.41%，生烃潜量（S₁ + S₂）大于8 mg/g，烃源岩地化剖面显示，凹陷中心烃源岩品质最好（图 7a，7b），属于好—极好烃源岩^[22-23]。镜质体反射率（R_o）普遍大于0.5%，热解峰温（T_max）已达到成熟门限，处于主要的生油窗内。因此，对于Fula凹陷岩性油气藏的形成贡献最大的烃源岩层系为AG2段（SQ4）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组Baleela-1井（a）和Fula W-1井（b）典型地化剖面及AG2段烃源岩综合评价（c） Fig. 7 Typical geochemical profile of wells Baleela-1(a)and Fula W-1(b)and comprehensive evaluation of source rocks of AG2 member(c)of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

基于烃源岩TOC，R_o和厚度（H）等值线分布完成的AG2段烃源岩综合评价图（图 7c）表明，最有利烃源岩（TOC > 4%，R_o > 1.0%，H > 300 m）位于南部次凹，平面上呈近南北向长条状展布，其北部及东部边缘受Fula-Moga断裂带限制，南部延伸至Fula W-1井北部。根据已钻井揭示，目前岩性或构造-岩性油气藏主要发育于Fula-Moga构造带的Fula N及Moga 7等地区以及福西陡坡带边缘的Jake和Keyi等地区，而在南部断阶带、Fula-Moga构造带东部及北部等地区发育少。因此，Fula凹陷岩性油气藏平面上多是沿有利烃源岩周缘展布，这主要是由于临近烃源岩有利于排烃、储集砂体被烃源岩有效包裹以及斜坡和断裂与烃源岩层直接沟通有利于油气输导。

Fula凹陷南部次凹的构造、断裂分布组合样式以及AG组的沉积背景决定了该地区岩性油气藏的成因具有多种类型（图 8）。福西陡坡带扇三角洲多被边界断裂和调节断裂复杂化，易形成扇三角洲内受断裂控制的构造-岩性油气藏，在其前端可形成滑塌浊积扇或湖底扇等透镜状岩性油气藏；南部次凹中心部位可以形成被层间泥岩包裹的透镜状岩性油气藏；Fula-Moga构造带西侧靠近南部次凹的斜坡带（以下简称Fula-Moga斜坡带）多形成上倾尖灭岩性油气藏或被断裂侧向封堵形成构造-岩性油气藏；Fula-Moga构造带内部多为断裂控制下的构造-岩性油气藏；Fula-Moga构造带东部地区受烃源岩分布和成熟度等因素影响，已钻井发现油气少，水层多，岩性油气藏形成条件差。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组岩性油气藏成藏模式 Fig. 8 Lithologic reservoir accumulation model of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

Fula凹陷AG组岩性油气藏输导体系丰富（图 8）。福西陡坡带以边界控凹大断裂及次级调节断裂垂向输导为主，向陡坡带前缘部位存在层间砂体油气输导；南部次凹中心部位油气藏主要靠层间砂体输导；Fula-Moga斜坡带油气主要靠斜坡、断裂和层间砂体联合输导；Fula-Moga构造带内部油气以断裂纵向输导为主。

根据油气区带划分基本原则^[26]，综合分析Fula凹陷AG2段断裂平面分布组合样式、次凹剖面结构、沉积相展布及岩性油气藏分布特征等因素，将研究区划分为福西陡坡带北部和南部、南部次凹中心、Fula-Moga斜坡带北部和南部、Fula-Moga构造带和Fula-Moga构造带东部共7个AG组岩性油气区带（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG组岩性油气区带划分与评价 Fig. 9 Division and evaluation of lithologic reservoir zones of Cretaceous AG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

根据福西陡坡带转换带分布情况^[16]及AG2段沉积相平面分布特征，将福西陡坡带划分为北部和南部2个岩性油气区带。北部岩性油气区带位于控凹断裂下降盘，AG2段沉积时期发育扇三角洲，砂地比适中，砂泥岩交互，扇三角洲前缘水下分流河道和前端的浊积扇易形成岩性油气藏。已钻井在AG2段靠近大断裂边缘发现了构造油气藏，表明断裂的油气输导和侧向封堵的有效性。地震属性分析结果显示，该区存在明显的剖面扇透镜体和平面朵叶体状异常体，表明存在岩性油气藏的可能性大，但目前无钻井证实。福西陡坡带南部AG2段扇三角洲规模较北部小，目前已发现了与控凹断裂斜交的调节断裂边缘发育构造油气藏，但受地震资料品质影响，岩性目标刻画有待进一步加强。

南部次凹中心主要为AG2段最有利烃源岩分布区，目前只有部分区域被三维地震覆盖。根据已钻井的测井和录井资料分析可知，南部次凹在AG2段主要发育厚层暗色泥岩夹薄层砂岩，从现有的三维地震属性资料和反演剖面中均可识别出砂体横向变化特征，因此推测存在岩性油气藏。

根据断裂平面分布的倾向差异和AG2段三角洲发育情况，Fula-Moga斜坡带可分为北部和南部2个岩性油气区带。北部岩性油气区带位于同沉积断裂的上升盘，斜坡坡度适中，发育三角洲前缘相和浅湖相滩坝，且在三维地震反演剖面上可见多层岩性体叠置现象。已钻井表明Moga-7井和Moga-7N井（井位见图 1）在AG2段可见明显的3套油藏，下部厚层油藏和中部薄层油藏属于断裂侧向封堵的构造-岩性油藏，证实了Fula-Moga斜坡带北部存在岩性油气藏。南部岩性油气区带位于同沉积断裂的下降盘，该部位发育三角洲前缘相，在多级断裂坡折背景下也易形成构造-岩性油气藏。

Fula-Moga构造带是Fula凹陷油气最为聚集的构造带，前期钻探以断块圈闭为主，在该构造带先后发现了Fula，Fula N和Moga等油田，均为断块、断背斜等构造油气藏。在AG2段沉积时期，该构造带南、北部均位于大型辫状河三角洲前缘，水下分流河道和席状砂与泥岩互层，砂地比适中，物性好，局部可以形成断裂控制的构造-岩性油气藏。

Fula-Moga构造带东部地区由于离生烃中心较远，区内已钻井在AG2段虽可见不同程度发育的三角洲砂体，但试油显示均为水层，表明其岩性油气藏潜力有限。

按照“多图叠合”的岩性油气区带评价方法^[18]，将Fula凹陷AG2段顶面构造图、沉积相图、烃源岩综合评价图、已发现油气藏分布图等进行叠置分析，综合分析已钻井油气发现情况、三维地震属性反演资料认为，Fula-Moga斜坡带北部为岩性油气勘探Ⅰ类有利区带；福西陡坡带北部、Fula-Moga斜坡带南部、福西陡坡带南部为岩性油气勘探Ⅱ类有利区带；南部次凹中心和Fula-Moga构造带是岩性油气勘探Ⅲ类有利区带；Fula-Moga构造带东部岩性油气勘探潜力有限（表 1、图 9）。

表 1(Table 1)

表 1 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG2段岩性油气区带综合评价 Table 1 Comprehensive evaluation of lithologic reservoirs zones of ofAG2 member of CretaceousAG Formation in Fula Sag, Muglad Basin 区带 构造 优势沉积相 有利砂体 烃源岩 储层物性 输导体系 油气发现 综合评价 Fula-Moga斜坡带北部 斜坡 辫状河三角洲前缘 席状砂、河口砂坝 好 极好 断裂、斜坡、砂体 有 Ⅰ类 福西陡坡带北部 陡坡 扇三角洲前缘 水下分流河道 好 好 断裂、砂体 有 Ⅱ类 Fula-Moga斜坡带南部 斜坡 辫状河三角洲前缘 席状砂、河口砂坝 好 极好 断裂、斜坡、砂体 有 Ⅱ类 福西陡坡带南部 陡坡 扇三角洲前缘 水下分流河道 好 好 断裂、砂体 有 Ⅱ类 南部次凹中心 凹陷 滨浅湖 滩坝 极好 中等 砂体 无 Ⅲ类 Fula-Moga构造带 断块 辫状河三角洲前缘 席状砂、河口砂坝 好 极好 断裂 有 Ⅲ类 Fula-Moga构造带东部 断块 辫状河三角洲 水下分流河道 中等 好 断裂 无 Ⅳ类

下载CSV 表 1 Muglad盆地Fula凹陷白垩系AG2段岩性油气区带综合评价 Table 1 Comprehensive evaluation of lithologic reservoirs zones of ofAG2 member of CretaceousAG Formation in Fula Sag, Muglad Basin

Fula-Moga斜坡带北部区带目标层AG2段现今埋深为1 400~2 200 m，储层物性好，烃源岩、砂体与构造背景配置优良，具备在现阶段开展岩性目标勘探的理论和现实条件。福西陡坡带北部和南部区带虽然也紧邻生烃中心，但AG2段沉积时期扇三角洲近物源的特性，导致其砂岩结构和成分成熟度相对均较低，孔喉结构比Fula-Moga斜坡带北部三角洲前缘和滩坝砂体差，且邻近陡坡带，埋藏深，较强的压实作用和成岩作用导致砂体物性比FulaMoga斜坡带北部差。Fula-Moga斜坡带南部区带AG2段埋藏较北部区带深，发育的辫状河三角洲规模较北部小，岩性目标勘探难度相对较大。南部次凹中心由于三维地震覆盖有限，下一步可在二维地震目标异常基础上开展重点区三维地震部署，落实岩性目标。Fula-Moga构造带已发现多个构造类型的油气田，围绕油田周边开展精细勘探，是下一步发现岩性油气藏的关键。

（1）Muglad盆地Fula富油气凹陷经历了多期构造旋回，在下白垩统AG组已发现多个油田，具备源内成藏、近源成藏等岩性油气藏的形成的诸多优势条件，是岩性油气勘探的有利场所。

（2）Fula凹陷AG组岩性油气藏的形成特点：湖泛面附近是岩性油气藏最有利分布位置、三角洲前缘和滨浅湖滩坝是岩性油气藏聚集的最有利相带、多沿优质烃源岩周缘呈规律性展布、成因类型多、输导体系丰富。

（3）Fula凹陷AG2段岩性油气区带可划分为福西陡坡带北部和南部、南部次凹中心、Fula-Moga斜坡带北部和南部、Fula-Moga构造带和Fula-Moga构造带东部7个。综合评价认为Fula-Moga斜坡带北部是岩性油气勘探最有利区带，具备在现阶段开展岩性目标勘探的理论和现实条件。