莫桑比克盆地油氣地質特征與勘探前景

    1、區(qū)域地質概況

    莫桑比克盆地位于非洲東南部(圖1)，為古生代—新生代被動大陸邊緣盆地，面積約為4.73x105km2，是非洲赤道以南面積最大的盆地。盆地北部為莫桑比克褶皺帶(MozaMbiqueBelt)，該帶受泛非造山運動(約530Ma)的影響，經(jīng)歷了多期前寒武紀構造運動；西北部為前寒武紀的津巴布韋地盾(ZiMbabweShield)，構造走向為NE—SW向；西部為Kalahari－Kaapvaal區(qū)域和林波波(LiMpopo)單斜，南端伸入南非，為Na－tal地槽和莫桑比克山脊(MozaMbiqueRidge)，東部盆地深入到海上區(qū)域，在贊比西三角洲(ZaM－beziDelta)漸新統(tǒng)至今地層之下。

                                                                                                       圖１ 莫桑比克盆地位置

    2、構造演化與沉積構造特征

    莫桑比克盆地的演化與岡瓦納古陸解體和印度洋西部分離有關。非洲大陸自晚石炭世/二疊紀與岡瓦納古陸解體，一直持續(xù)到早侏羅世，在泛非構造運動后形成一個穩(wěn)定的克拉通。自晚三疊世至中侏羅世時期，岡瓦納古陸發(fā)育了卡魯?shù)蒯嶂?，在?jīng)歷了較長時間的裂谷時期后，東非被動大陸邊緣和西北非邊緣的初始形態(tài)形成，莫桑比克盆地也因此形成。其中，東西岡瓦納古陸分離致使非洲在南北向產(chǎn)生相對移動，莫桑比克北部區(qū)域的Davie斷裂帶形成西部的轉換—斷層邊緣(WeSterNTraNSforM－faultMargiN)，將盆地分成Nacala盆地和ANgoche盆地2個次凹。莫桑比克盆地可分為4個基本沉積階段(表2)，沉積充填有上侏羅統(tǒng)、白堊系和新生界地層，不整合覆蓋于卡魯玄武巖之上。上侏羅統(tǒng)為陸相紅層，白堊系為陸相和陸源海相沉積，新生界以海相與三角洲沉積為主；卡魯?shù)貙訌V泛分布于盆地內，但只在贊比西三角洲凹陷上部、莫桑比克盆地南部和MetoNgula盆地有出露，其上沉積了以非海相碎屑巖及層狀火山巖為主的陸相層序，并發(fā)育有大量煤系地層。盆地南部為莫桑比克減薄區(qū)(MozaMbiqueThiNNedZoNe)，是一個中生代—元古代或更老的薄地殼碎塊，內嵌有早白堊世的洋殼。盆地北部為非洲東海岸新生代最大的贊比西三角洲凹陷，厚達4km，地震剖面上發(fā)現(xiàn)有巖漿流。

                                                               表１ 莫桑比克盆地主要的天然氣田發(fā)現(xiàn)統(tǒng)計

                                                                                              表２ 莫桑比克盆地演化階段劃分

                                                                             圖２ 莫桑比克盆地構造格架

    莫桑比克盆地的構造樣式多樣，從圖2中可以清楚看到主要發(fā)育有2組走向明顯不同的構造，一組為走向近SN向的伸展正斷層，一組為NW—SE的正斷層，2組斷層形成了方向不同的地塹和半地塹構造。從二維地震資料可在盆地北部識別出2個主要裂谷階段：階段Ⅰ是推測發(fā)育在早侏羅世的岡瓦納古陸初始裂谷，階段Ⅱ的裂谷使盆地向東延伸，地殼減薄。其中，贊比西三角洲位于贊比西河外緣，向SE方向推進到了莫桑比克海域的贊比西三角洲凹陷，總的構造樣式反映了后期凹陷、沉降的構造背景特征。凹陷沉降最強、沉降量最大，卡魯期后的沉積物厚度可達12km。

    3、油氣地質條件

    3.1    烴源巖

    在莫桑比克盆地中證實存在生氣烴源巖，但層位未證實，推測位于上白堊統(tǒng)及古新統(tǒng)。由魯伍馬盆地大量的氣發(fā)現(xiàn)可推斷，在盆地內北部的Davie斷裂帶和深海區(qū)域存在有效烴源巖。陸殼脊狀帶有油顯示，并發(fā)現(xiàn)有一條多烴源巖來源的油氣顯示帶，向南延伸到坦桑尼亞，向北與存在較多油氣顯示的肯尼亞油氣顯示帶相連接。

    最有潛力的烴源巖為下白堊統(tǒng)Maputo組與SeNa組巖層、贊比西三角洲凹陷等較深位置的白堊系地層和勘探程度較低的海陸地塹等區(qū)域。深水區(qū)僅有1口井鉆到古新統(tǒng)，TOC值很高，表明在白堊紀某時期(140-88Ma)內，東非邊緣盆地內廣泛發(fā)育陸架背景下的缺氧沉積地層，具備形成深水(陸—洋過渡帶附近)高品質烴源巖層的條件。

    目前可以初步確定3套潛在烴源巖，分別為中下白堊統(tǒng)和始新統(tǒng)—上白堊統(tǒng)烴源巖，以及二疊系卡魯群煤層氣烴源巖。

    (1)二疊系卡魯群煤層氣烴源巖

    二疊系卡魯群烴源巖生成陸相沉積環(huán)境的煤層生物成因氣(CoalBedMethaNe)為非常規(guī)烴源巖，在東非廣泛發(fā)育。該套層系的沉積環(huán)境多變，在較多沉積相中均有發(fā)育，且埋藏較深，僅在西北邊緣的埃斯蓬加貝拉和南部的馬普托有見報道。

    (2)中下白堊統(tǒng)烴源巖

    主要來自Maputo組、SeNa組和下DoMo組3個部分：①Maputo組烴源巖，位于下白堊統(tǒng)卡洛夫階—阿普特階，屬海相沉積；NeMo1X井泥巖TOC值為0.63%-0.85%，TAI(熱變指數(shù))為2.8，裂解溫度為435℃，理論上已達到生油窗，經(jīng)過HI/OI比值分析發(fā)現(xiàn)，為Ⅲ型干酪根；NcheNgue1井只進行了TOC分析，其值為0.5%-0.9%。②SeNa組烴源巖，SeNa組層序僅分析了幾口井，TOC值在0.2%-1.2%，HIS和S2較低，在MaMboNe的Ro為0.8%，主要是Ⅲ型干酪根。③下DoMo組烴源巖，位于白堊系阿爾布階，為海相(深海相)沉積，TOC值平均為0.5%-1%，TAI普遍＞2.5，為Ⅲ型干酪根，均已成熟；下DoMo組泥巖油和凝析油的潛力都比較有限，但下DoMo組泥巖在埋深更深的條件下存在生油的可能。

    (3)始新統(tǒng)—上白堊統(tǒng)烴源巖

    主要來自上DoMo組和Grudja組：①上Do－Mo組烴源巖，位于白堊系土侖階—桑托階，總體來說，TOC值較高，TAI值顯示干酪根達到了生油成熟水平；在NeMo1X井的2590M深度處發(fā)現(xiàn)的油氣潛力值為1.75MgHC/g，所有的研究樣品受高溫都易發(fā)生裂解，干酪根類型為Ⅲ或Ⅳ型，都具有生油氣潛力；中南部幾口井的TOC測試值在0.5%-1.0%，淺水頁巖相為Ⅲ型干酪根，能產(chǎn)氣；南部的XaiXaiW—1井有一些Ⅱ和Ⅲ型干酪根，HI值達到100MgHC/gTOC，在北部則少于60MgHC/gTOC；②Grudja組烴源巖，位于白堊系科尼亞克階—丹尼階，為過渡相(湖濱相)、海相(淺海陸棚相)沉積；Grudja組上下層位的泥巖均有生烴潛力，3個已知氣田的儲層均為Grudja組下段砂巖層；位于贊比西三角洲的贊比西1井顯示，上Grudja組地層的TOC為0.69%，裂解溫度為435℃，為Ⅲ型干酪根，生烴潛力為0.45MgHC/g(圖3)。

                                                               圖３ 莫桑比克盆地地層柱狀圖

    3.2    儲集層

    盆地內重要的天然氣發(fā)現(xiàn)主要位于莫桑比克盆地中部濱海區(qū)，儲層主要位于白堊系，少部分位于始新統(tǒng)。

    3.2.1    已證實儲層

    已證實的儲層為白堊系DoMo組砂巖層和下Grudja組砂巖。

    (1)白堊系DoMo組砂巖層儲層

    DoMo砂巖組位于白堊系中部，在盆地內廣泛分布。盆地中部的DoMo1和NeMo1井中的白堊系DoMo組砂巖層有氣發(fā)現(xiàn)，孔隙度在11%-28%之間，有效厚度為3-40M，位于海底扇的砂巖具有儲層潛力，但勘探潛力還需沉積和壓實特征驗證。PalMeira地塹內發(fā)現(xiàn)有DoMo組儲層，孔隙度高達28%。

    (2)白堊系下Grudja組砂巖

    白堊系Grudja組下段砂巖層是優(yōu)質儲層，包括在海濱和海岸沙脊砂巖，在PaNde、TeMaNe、INhaSSoro等氣田中已證實。儲層孔隙度高達30%，滲透率也高達5000x10－3M2，總厚度在2-70M間，凈厚度在4-10M間。在盆地北部，該儲層的平均孔隙度＞15%，在PaNde氣田可高達34%，滲透率達到5000x10－3M2。該儲層的橫向連續(xù)性較差，發(fā)育有大量的地層圈閉，厚度在6-62M間。

    3.2.2    潛在儲層

        潛在儲層為白堊系SeNa組和Maputo組砂巖，以及始新統(tǒng)CheriNgoMa組。

    (1)白堊系SeNa組潛在儲層

    下白堊統(tǒng)紐康姆階—阿爾布階的SeNa組為陸相河流相和沖積相砂巖，廣泛分布于盆地內，但未經(jīng)證實，儲層有效厚度為6-12M，孔隙度10%-23%。SeNa組從QueliMaNe北部到南部沿著濱海區(qū)域有幾口井鉆探，Buzi1井的孔隙度為14%-16%，DiviNhe1井為10%，有效厚度為6.1M，RioNhaNquazi1井為23%，有效厚度為6.7M。從井資料中可識別很多砂巖儲層，均利于烴類聚集。

    (2)白堊系Maputo組潛在儲層

    白堊系Maputo組儲層位于下白堊統(tǒng)卡洛夫階—阿普特階，海相沉積，主要以海濱相和淺海相砂巖為代表。3口海上井的Maputo組地層孔隙度分別為11%、10.7%和7%，有效厚度為7-11M。SuNray3—1井的3036-3051M深度處發(fā)現(xiàn)有氣顯示，PalMeiraNE—1井的Maputo組砂巖層中發(fā)現(xiàn)有含瀝青層。

    (3)始新統(tǒng)CheriNgoMa組儲層

    CheriNgoMa組的有機礁灰?guī)r、礁前砂屑灰?guī)r等也是潛在儲層。礁灰?guī)r的孔隙度主要受成巖后生作用影響。CheriNgoMa高原有該組出露，有一定類似海綿的滲透屬性和破碎孔隙度特征。

    3.2.3    非常規(guī)含煤儲層

    卡魯超群存在非常規(guī)煤層，沒有特殊的構造特征，主要位于二疊系，在煤巖層中為自生自儲吸附型。優(yōu)質儲層具有高鏡質體、低灰含量特征，孔隙度至少在10%-15%以上，滲透率在(1-10)x10－3M²間，最小厚度為40cM，埋藏深度超過200M。煤自身是低滲透率儲層，滲透率可低至0.1%-10%。

    3.3    蓋層

    莫桑比克盆地的主要蓋層有：①白堊系卡洛夫階—阿普特階下DoMo組頁巖蓋層為SeNa組儲層的蓋層，也可為Maputo組潛在儲層提供封蓋層，PaNde氣田發(fā)育良好的上白堊統(tǒng)頁巖蓋層；②白堊系卡洛夫階—阿普特階上DoMo組頁巖蓋層發(fā)育厚層頁巖，為下伏的DoMo組砂巖儲層的主要蓋層；③白堊系科尼亞克階—丹尼階Grudja組蓋層屬層內的海相頁巖或澙湖相泥巖，為碎屑巖儲層提供蓋層；④古近系CheriNgoMa組蓋層為沖積相頁巖，可為該組地層內可能的儲層提供封蓋作用。

    3.4    含油氣系統(tǒng)

    莫桑比克盆地可初步劃分為2個含油氣系統(tǒng)：①白堊系—白堊系含油氣系統(tǒng)，包括白堊系的Maputo組、SeNa組和DoMo頁巖組，在贊比西三角洲深部有一定分布，主要儲層為上白堊統(tǒng)Do－Mo砂巖組和Grudja下段砂巖組；②二疊系—二疊系非常規(guī)煤層含油氣系統(tǒng)，自生自儲，在晚二疊世到白堊紀期間生成，主要產(chǎn)煤層氣。

    莫桑比克盆地存在4種圈閉：斷塊圈閉、裂谷側翼圈閉、披覆在火山巖臺地上的圈閉和火山巖內的地層圈閉，以斷塊和生長斷層形成的圈閉為主。PANDE大氣田為地層—構造圈閉，預測將是未來勘探的主要圈閉類型。地層圈閉可能位于白堊紀到古近紀—新近紀的深海扇和河道沉積環(huán)境內，贊比西三角洲內預測有大量巖性透鏡體和砂巖上傾尖滅形成的地層圈閉，而構造圈閉大多位于擠壓構造內。

    4、勘探潛力評價

    以往研究認為，東非構造活動活躍，且存在大量的破壞性因素，導致油氣保存條件不佳，加之地熱異常、鹽層序和水系分布等其他因素，造成了東非諸盆地油氣富集條件非常復雜。但東非地區(qū)勘探程度極低，待發(fā)現(xiàn)油氣資源潛力巨大，已探明的油氣資源分布極不均勻，也十分有限。東非氣田在2013年全球油氣資源并購中排第6位，魯伍馬盆地、坦桑尼亞盆地和莫桑比克盆地接連發(fā)現(xiàn)了幾個特大氣田，無原油發(fā)現(xiàn)，僅在地表及井下有重油、瀝青顯示。東非的天然氣勘探前景巨大。

    在陸上，可從已知產(chǎn)區(qū)向Beira和INhaMbaNe高地間等淺海區(qū)域預測進一步的勘探位置，預測會有重大發(fā)現(xiàn)。盆地南部區(qū)域的PalMeira和LiMpopo地塹有良好的構造圈閉，ChiNdeguele地塹海上區(qū)域的傾斜斷塊和沉積有良好的烴類構造圈閉，都極具勘探前景。

    贊比西三角洲是東非被動大陸邊緣盆地海域的大型三角洲，是重要的勘探目標。西非的尼日爾三角洲盆地是世界上最大的海退型三角洲盆地，深水領域勘探已獲成功，擁有豐富的油氣資源，加之在魯伍馬盆地深水區(qū)的6口井中發(fā)現(xiàn)有幾十米的儲層，表明東非深海扇是重要的油氣勘探區(qū)。東非南端的莫桑比克盆地發(fā)育有大型三角洲和深水扇，是東非油氣成藏條件最好的被動大陸邊緣盆地。

    (1)中部勘探前景

    在盆地中部有TEMANE、PANDE、INHAS－SORO、BUZI等眾多商業(yè)在產(chǎn)大型氣田。北部陸上區(qū)域的油氣存在從已知區(qū)域向外尤其是向Bei－ra和INhaMbaNe淺水區(qū)運移的跡象，PalMeira和林波波地塹有良好的構造圈閉，是進一步勘探的良好區(qū)域。南部勘探程度較高，但油氣勘探成效較差，不易取得突破。

    未來油氣勘探應主要圍繞未鉆探的南北向地塹展開，主要勘探對象為構造和地層圈閉。東南側的深海區(qū)也應予以考慮，但海上鉆井少，地震數(shù)據(jù)采集有限，很多層位未鉆探，情況不明。盆地內有成熟氣傾烴源巖存在的合適環(huán)境，位于贊比西三角洲凹陷和其他上侏羅統(tǒng)/下白堊統(tǒng)地塹位置，主要的油氣發(fā)現(xiàn)與一系列NS向地塹有關，其中大部分都未經(jīng)鉆探(圖4)。

 

                                                                               圖４ 贊比西三角洲模擬埋藏史和成熟度

    (2)贊比西三角洲勘探前景

    贊比西三角洲凹陷是較有利的勘探區(qū)，尤其是前三角洲以及海相泥頁巖顯示有良好生烴潛力。近幾年魯伍馬三角洲盆地在地層和構造成藏組合類型內有大規(guī)模的氣發(fā)現(xiàn)，意味著向南在莫桑比克盆地的Davie斷裂帶類似構造內有較好的勘探前景。贊比西三角洲的烴源巖與盆地濱海區(qū)陸上氣田相比，烴源巖埋藏更深，在盆地深部可能達到成熟—過成熟，深部斷層可以起到溝通油源和儲集層的作用。三角洲凹陷的下白堊統(tǒng)—古新統(tǒng)砂巖可以作為良好的儲集層，相應儲層之上的頁巖作為良好的蓋層，有利于油氣聚集、成藏。西非尼日爾三角洲為巨厚三角洲沉積，繼承性發(fā)展好，砂體重疊，地層圈閉分布廣泛，有十分優(yōu)越的油氣富集條件，從對稱性角度上可給予贊比西三角洲勘探前景更多信心(圖5)。

                                                                                                       圖５ 莫桑比克盆地有利勘探區(qū)帶分布

    (3)非常規(guī)煤層氣勘探前景

    南非、津巴布韋和莫桑比克境內卡魯超群煤層烴源巖發(fā)育分布廣泛，有煤層生物成因氣的潛力，有一定勘探價值。具體來說，含煤儲層主要存在于二疊系，包括莫桑比克、南非的MadzariNgwe組和MiKaMbeNi組煤層，以及在津巴布韋的MKuShwe組頁巖狀煤層、BeNdezi組和Marare組煤層單元。類似煤層也在博茨瓦納、南非和納米比亞的卡魯類型盆地內有一定存在跡象。

    5、結論

    莫桑比克盆地油氣勘探前景良好，目前有較多大型能源公司在該地區(qū)進行油氣勘探和開發(fā)。已發(fā)現(xiàn)有以PANDE氣田等為代表的大量天然氣田群，主要位于盆地中部濱海區(qū)，油氣總儲量為756.6MMboe，其中氣儲量占到95.8%。有較好的烴源巖和儲層分布，主要位于白堊系，少數(shù)可能存在于始新統(tǒng)。盆地內有利勘探區(qū)較多，贊比西三角洲凹陷、Beira和INhaMbaNe區(qū)、PalMeira和林波波地塹以及盆地東部深水區(qū)，均是未來重點勘探區(qū)域。值得一提的是，非常規(guī)卡魯超群二疊系煤層烴源巖發(fā)育分布廣泛，具有一定的勘探價值。但是，東非地區(qū)油氣投資環(huán)境風險諸多，缺乏相應基礎設施、國家政局混亂、治安環(huán)境堪憂等因素限制了各大能源公司在東非地區(qū)的油氣勘探開發(fā)活動，我國石油企業(yè)在考慮東非的油氣勘探開發(fā)時需要綜合考慮各方面因素，審慎進行決策。

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