ISSN 1672-9854
CN 33-1328/P
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Marine Origin Petroleum Geology >

2025 , Vol. 30 >Issue 5: 413 - 424

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1672-9854.2025.05.003

Characteristics and controlling factors of large carbonate oil and gas fields in Africa

  • XIAO Kunye ,
  • ZHAO Ning ,
  • CHEN Yajing ,
  • LIN Zimo ,
  • SUO Xiaofei ,
  • MA Xueying ,
  • ZHOU Hongpu ,
  • OU Yafei
Expand
  • PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development
ZHAO Ning, Senior Engineer, focus on sedimentary-reservoir geology, new project evaluation. Add: No. 20 Xueyuan Rd., Haidian District, Beijing 100083, China. E-mail:

XIAO Kunye, Professor, focus on oil and gas exploration and related work in Africa. Add: No. 20 Xueyuan Rd., Haidian District, Beijing 100083, China. E-mail:

Received date: 2025-04-22

  Revised date: 2025-08-05

  Online published: 2025-11-12

Fold

Abstract

Large carbonate hydrocarbon fields have long been a global research focus. Statistical analysis of IHS data reveals that Africa's giant carbonate oil and gas fields are mainly distributed in five basins: the Sirte, Pelagian, and Eratosthenes basins in North Africa, and the Lower Congo and Kwanza basins in West Africa. Among them, Sirte Basin accounts for 48.2% of Africa's total carbonate oil and gas reserves, making it the most prolific. Through detailed analysis of 19 large carbonate oil and gas fields, the conclusions are drawn as following: (1) The passive-margin marine transgressions associated with the Late Cretaceous-Eocene opening of the Neo-Tethys Ocean and South Atlantic are prerequisites for large-scale hydrocarbon accumulation in carbonate rocks, with the main reservoirs developed in the Cretaceous, Paleocene, and Eocene strata. (2) Unlike deep-water carbonate rocks, the shallow marine sedimentary environment and low latitude warm and humid climate after the breakup of Gondwana continent control the scale distribution of reservoirs and source rocks, forming various types of reservoirs mainly composed of bioclastic limestone, with dolomite, foraminifera limestone, oolitic limestone, and reef limestone as secondary reservoirs, and high-quality source rocks mainly composed of shallow marine shale. (3) During the base-level rise period (lowstand to transgressive system tracts), multiple sets of marine shale (source)-carbonate rock (reservoir)-shale (cap) combinations tend to develop. Subsequently, through sedimentary burial and tectonic processes, structural traps and stratigraphic-lithologic traps are primarily formed, leading to hydrocarbon accumulation. (4) The widely developed limestones, grainstones, and dolomites, along with diagenetic processes, governs the effective reservoirs and physical properties of large carbonate oil and gas fields. Large oil reservoirs are characterized by moderate to high porosity and moderate to low permeability, whereas large gas reservoirs typically exhibit moderate to low porosity and moderate to high permeability. From the distribution of recoverable oil and gas reserves in African carbonate rocks, there is still a huge exploration space, and the mature theoretical techniques in the genesis and characterization of carbonate reservoirs in China are worthy of further referencing.

Key words： carbonate rocks; reservoir characteristics; large oil and gas fields; characteristics of hydrocarbon accumulation; main controlling factors; Africa

Cite this article

XIAO Kunye , ZHAO Ning , CHEN Yajing , LIN Zimo , SUO Xiaofei , MA Xueying , ZHOU Hongpu , OU Yafei . Characteristics and controlling factors of large carbonate oil and gas fields in Africa[J]. Marine Origin Petroleum Geology, 2025 , 30(5) : 413 -424 . DOI: 10.3969/j.issn.1672-9854.2025.05.003

0 前言

碳酸盐岩储层以其展布广、厚度稳定、物性好而成为重要的产油气层。全球碳酸盐岩储层近2万套，其中的油气储量超过21 530×108 bbl（1 bbl=0.137 t），约占油气总储量的42.6%，产量约占油气总产量的16.4%，剩余可采储量占油气总剩余可采储量的59.4%[1]。从区域上看，中东、中亚、拉美和北美地区碳酸盐岩的油气可采储量和油气产量位居前列[1]，非洲碳酸盐岩石油和天然气可采储量分别占全球碳酸盐岩的3.3%和1.8%（油气田共计798个）。
碳酸盐岩大油气田是指以碳酸盐岩为储层且油气可采储量大于 5×108 bbl（6 849×104 t）油当量的油气田[2]。非洲碳酸盐岩大型油气田共计19个，包括13个油田和6个气田（据IHS数据[1]，截至2024年10月，下同），石油和天然气可采储量分别占全球碳酸盐岩油气储量的1.0%和0.4%。本文通过分析非洲大型碳酸盐岩油气田的分布和特征，探讨大型碳酸盐岩油气田的主控因素，以期为在非洲地区发现更多碳酸盐岩大油气田提供方向。

1 非洲碳酸盐岩大型油气田分布特征

1.1 盆地特征与分布

全球典型碳酸盐岩含油气盆地主要包括被动大陆边缘、前陆、克拉通陆内裂谷和克拉通陆内坳陷等4种盆地类型[3-4]，其油气总可采储量占比分别为78%、18%、3%和1%[1]，以前两者为主。非洲碳酸盐岩油气田主要分布于被动大陆边缘和克拉通陆内裂谷，集中分布于北非锡尔特、佩拉杰、埃拉托色尼和西非下刚果、宽扎等5个盆地（图1）。下文对各盆地的构造-沉积演化特征分别作简要介绍。
图1 非洲主要碳酸盐岩油气田（藏）分布图（据IHS数据，截至2024年10月，全文同）

Fig. 1 Distribution of major carbonate hydrocarbon reservoirs in Africa (source: IHS data, as of October 2024, same for the entire text)

锡尔特盆地 早侏罗世—始新世，北非板块发生新特提斯洋多期海侵[5]，形成了多套优质生储盖组合，这为碳酸盐岩油气藏的形成奠定了坚实的地质基础。晚白垩世，锡尔特盆地整体下沉，古地中海（新特提斯洋）快速海侵并蔓延至大部分北非克拉通地区；晚白垩世末至始新世初，新特提斯洋两次沟通几内亚湾，海相沉积遍布整个盆地；之后发生海退，盆地内出现过渡相—陆相沉积。锡尔特盆地发育上白垩统多套优质烃源岩、上白垩统—始新统碳酸盐岩储层（包括生物碎屑灰岩、礁灰岩和白云岩）以及优质页岩/盐岩盖层的成藏组合。其中共发现碳酸盐岩油气藏224个，总可采储量占非洲碳酸盐岩储量的48.2%，包括10个大型碳酸盐岩油田（图1）。
佩拉杰盆地 三叠纪—侏罗纪佩拉杰盆地处于裂谷期，且发生快速沉降，古特提斯洋海侵，发育了巨厚的浅海相碳酸盐岩。白垩纪该盆地进入后裂谷期，发生4期海侵旋回（新特提斯洋），包括早白垩世晚阿尔布期、晚白垩世中塞诺曼期、塞诺曼期与土伦期交界期和中土伦期，持续发育被动陆缘浅海相—过渡相—陆相沉积。古新世—始新世持续海侵（新特提斯洋）发育浅海相碳酸盐岩。佩拉杰盆地形成古新统多套海相烃源岩、始新统有孔虫灰岩储层和始新统页岩盖层的成藏组合。其中共发现3个大型碳酸盐岩油气田（图1）。
埃拉托色尼台地 中侏罗世，北非埃拉托色尼台地从非洲板块裂解形成孤立台地，新特提斯洋海侵；至晚白垩世，随着潘基亚超大陆的解体，新特提斯洋进一步扩张，台地被淹没，仍发育台地碳酸盐岩；晚白垩世—古新世/始新世，新特提斯洋开始向北俯冲消减；渐新世，非洲—阿拉伯板块开始向北移动，且在早中新世与欧亚板块碰撞[6]，导致了新特提斯洋的逐渐消减闭合[7-9]，在被动大陆边缘环境下发育碳酸盐岩[10-12]。盆地内形成了始新统优质页岩烃源岩、中新统有孔虫灰岩储层和中新统蒸发岩区域盖层的成藏组合。其中发现的Zohr巨型气田（图1），可采储量达到13 Tcf（1Tcf=283.2×108 m3）（合21.7×108 boe，1 boe=0.137 t）。
下刚果盆地与宽扎盆地 早白垩世巴雷姆期冈瓦纳大陆裂解，盆地进入裂谷期，发育河流—深/浅湖相碳酸盐岩；阿普特期逐渐向被动陆缘过渡，发育海相萨布哈盐岩[13]；至阿尔布期发生海侵，盆地发育局域海及碳酸盐台地沉积。晚白垩世—古新世盆地发育被动陆缘开阔海、陆架斜坡及浊流沉积[14]。下刚果盆地发育下白垩统巴雷姆阶湖相页岩烃源岩、阿尔布阶局限海相白云岩/白云质灰岩储层和阿尔布阶开阔海相页岩盖层的成藏组合，其中发现3个大型碳酸盐岩油气田（图1）。宽扎盆地发育下白垩统阿尔布阶湖相页岩烃源岩、石灰岩储层和阿尔布阶区域盐岩盖层的成藏组合，其中发现2个大型碳酸盐岩气田（图1）。
概括来讲，前三者均为被动大陆边缘型盆地，在北非地区晚白垩世—始新世新特提斯洋扩张及海侵背景下，形成多套生储盖组合及丰富的碳酸盐岩油气田，其中锡尔特盆地和佩拉杰盆地以油为主，埃拉托色尼台地全部为气。西非地区下刚果盆地和宽扎盆地为克拉通陆内裂谷盆地，自早侏罗世冈瓦纳大陆开始裂解至早白垩世晚期阿普特期，发育了滨浅湖相灰岩，这是宽扎盆地的主要碳酸盐岩储层；随后沃尔维斯脊和里奥格兰德脊火山岩带持续扩张[13]，至阿尔布期发生海侵，广泛发育局限海盐岩和潟湖相石灰岩/白云岩，形成下刚果盆地的主要碳酸盐岩储层和盖层。

1.2 主要含油气层系

非洲碳酸盐岩油气可采储量富集于白垩系、古近系（图2a）。大型碳酸盐岩油气田中的石油可采储量主要分布于古新统（图2b），白垩系、始新统次之；天然气可采储量主要分布在中新统、始新统和白垩系。如表1、表2所示，北非锡尔特盆地油气集中于古新统和上白垩统，佩拉杰盆地集中于始新统，埃拉托色尼台地集中于中新统，西非宽扎盆地和下刚果盆地集中于下白垩统。
图2 非洲碳酸盐岩油气可采储量按层系分布直方图

Fig. 2 Stratigraphic distribution of recoverable reserves in Africa carbonate oil and gas fields

表1 非洲大型碳酸盐岩油田特征

Table 1 Summary of large carbonate oil fields in Africa

盆地 油田名称 储层时代及岩性 沉积环境 圈闭类型 埋深/
m		 石油+凝析油可采储量/ MMbbl 原油
API度		 GOR/
(scf/bbl)		 总可采储量/ MMbbl
锡尔特 Gialo E2生物碎屑灰岩 浅海台地礁 构造 721 2 440.0 2 460.6
锡尔特 Defa E1泥质灰岩 浅海台地礁 地层 1 400 2 850.0 33.5 280 3 016.7
锡尔特 Nasser E1生物碎屑灰岩 浅海台地礁 构造 1 528 2 547.0 683 2 833.7
锡尔特 Intisar-D E1礁灰岩 浅海台地礁 地层-构造 2 590 1 305.0 40.0 14 674 1 425.3
锡尔特 Intisar-A E1礁灰岩 浅海台地礁 地层-构造 2 765 780.0 23 131 980.0
锡尔特 Dahra East-West E1生物碎屑灰岩 潮间带颗粒滩 构造 600 634.1 42.5 149 794.4
锡尔特 Bahi E1生物碎屑灰岩 潮间带颗粒滩 构造-地层 766 525.0 43.4 210 542.6
锡尔特 Augila-Nafoora K2生物碎屑灰岩 浅海台地滩 地层-风化壳 2 500 1 840.0 35.5 500 1 993.3
锡尔特 Waha K2生物碎屑灰岩 浅海台地礁 构造 1 825 1 500.0 35.4 360 1 602.1
锡尔特 Raguba K2生物碎屑灰岩 浅海台地滩 地层-风化壳 1 525 850.0 42.0 1 890 1 019.2
佩拉杰 Bouri E1-E2有孔虫灰岩 浅海台地礁 盐构造-地层 2 428 815.0 26.0 1 375 977.0
下刚果 Nemba K2生物碎屑灰岩 浅海潟湖 构造 3 000 545.0 39.9 1 375 995.0
下刚果 Pacassa K2白云岩 浅海潟湖 构造 3 230 552.1 38.0 635.4
合计 17 183.2 19 275.3

注：MMbbl为百万桶，scf/bbl为标准立方英尺/桶。

表2 非洲大型碳酸盐岩气田特征

Table 2 Summary of large carbonate gas fields in Africa

盆地 气田名称 储层时代及岩性 沉积环境 圈闭类型 埋深/
m		 气藏类型 天然气可采储量/ MMboe 总可采储量/
MMboe
埃拉托色尼 Zohr N1有孔虫灰岩 浅海台地礁 地层 3 456 干气 2 166.7 2 178.1
佩拉杰 Bahr Essalam E2有孔虫灰岩 浅海潟湖 盐构造-风化壳 2 470 溶解气、干气 1 105.5 1 364.5
佩拉杰 NC041-E E2有孔虫灰岩 浅海潟湖 盐构造-风化壳 2 474 伴生气、湿气 581.7 807.2
宽扎 Katambi K1生物碎屑灰岩 湖相礁滩 构造 5 700 湿气 583.3 695.3
宽扎 Omosi K1生物碎屑灰岩 湖相礁滩 构造 5 535 干气 583.3 584.3
下刚果 Garoupa K1白云质灰岩 浅海台地滩 地层-风化壳 3 000 伴生气、湿气 500.0 560.5
合计 5 520.5 6 189.9

注：MMboe为百万桶油当量，1 MMboe=13.7×104 t。

1.3 沉积储层特征

非洲大型碳酸盐岩油气田储层多发育于台地生物礁（点礁、塔礁和环礁）、潮间带和斜坡带碳酸盐滩等沉积相（表1，表2），其展布受海侵-海退旋回控制（图3）。
图3 非洲碳酸盐岩沉积相演化模式图

Fig. 3 Evolutionary model of carbonate sedimentary facies in Africa

低位体系域（图3c） 潮上带泥坪、潮间带碳酸盐滩相对发育；潮下带潟湖处于缺水期，石灰岩在强烈蒸发渗流作用下易转化为白云岩而形成良好的储集空间；台地高能带处于广海和潮下带潟湖之间，发育多种类型的生物礁，包括点礁、塔礁和环礁等，其两侧发育碳酸盐滩（面对广海一侧前滩相对较窄，面对潟湖一侧后滩相对较宽），可形成良好的障壁岛。
海侵体系域（图3b） 障壁岛仍有保留，台地礁滩和潮间带碳酸盐滩分布范围收缩，潮上带后退；随着海水不断向岸灌注，潮下带转变为开阔海环境，石灰岩类储层发育。
高位体系域（图3a） 海水淹没了台地高能带（障壁岛），潮下带与盆地连通为广海环境，台地礁滩不发育；潮间带碳酸盐滩发育。当海平面下降时，台地高能带逐步显露，重新发育礁滩沉积。
随着海侵-海退演化，从低位体系域到高位体系域，盆地形成了多套含油气层系。

2 非洲碳酸盐岩大型油田特征

2.1 储层岩性及层系

非洲大型碳酸盐岩油田共计13个，其中北非锡尔特盆地10个、佩拉杰盆地1个，西非下刚果盆地2个，储层以生物碎屑灰岩、礁灰岩和白云岩为主（表1）。其中，储层为生物碎屑灰岩的油田8个，可采储量占比60.5%，主要分布于上白垩统；储层为礁灰岩和有孔虫灰岩的各2个，可采储量占比分别为11.6%和9.0%，主要分布于古新统和始新统。

2.2 储层物性特征

非洲碳酸盐岩大型油田埋深介于600~3 200 m，绝大多数介于1 000~3 000 m，储层以石灰岩为主，少量为白云岩（图4）。13个大型碳酸盐岩油田储层孔隙度和渗透率分别为10%~30%和(10~700)×10-3 μm2，以中—高孔和中—低渗为特征（图5），非均质性强。
图4 非洲碳酸盐岩大型油气田埋深分布直方图

Fig. 4 Histogram of burial depth of large carbonate oil and gas fields in Africa

图5 非洲大型碳酸盐岩油气田孔隙度和渗透率分布直方图

Fig. 5 Histograms of porosity and permeability of large carbonate hydrocarbon reservoirs in Africa

统计表明：白垩系储层埋深平均达到2 400 m，平均孔隙度为15.7%，平均渗透率为336.2×10-3 μm2；古新统储层平均埋深为1 720 m，平均孔隙度为20.9%，平均渗透率为104.5×10-3 μm2；始新统储层平均埋深为1 610 m，平均孔隙度为17.1%，平均渗透率为122.4×10-3 μm2。
碳酸盐岩储集空间包括孔隙、溶洞和裂缝等3类，孔隙和溶洞是主要的储集空间，裂缝既是储集空间，也是主要的渗流通道[15]。随着埋深增加，机械压实、化学压实及胶结等作用会使孔隙度下降，而白云石化、断裂等作用可使孔隙度增加[16-17]。国内以塔里木盆地为代表，在碳酸盐岩缝洞型储层表征及建模方面开展了富有成效的研究[18-20]，取得的成果认识对非洲碳酸盐岩油气藏高效勘探来讲，值得深入学习与借鉴。

2.3 主要油藏特征

圈闭类型统计（表1）表明：非洲地区13个大型碳酸盐岩油田中，6个为构造圈闭，3个为地层圈闭，4个为复合圈闭，复合圈闭包括构造-地层、地层-构造和盐构造-地层圈闭。
晚白垩世—始新世，北非地区伴随新特提斯洋海侵，在被动陆缘环境下，碳酸盐台地和潮间带适宜造礁生物、有孔虫繁殖而形成生物礁，在后期沉积埋藏作用下常形成构造圈闭。储层为台地生物礁的油田包括锡尔特盆地的Defa油田（塔礁，图6a）和Intisar油田（点礁）。储层为潮间带颗粒滩的油田包括锡尔特盆地的Dahra East-West油田（图6b）和Bahi (032-A)油田。另外，在碳酸盐台地两侧（近潟湖和近陆棚斜坡）的地形坡折处发育颗粒滩，在后期沉积埋藏作用下形成地层/风化壳相关圈闭，例如锡尔特盆地的Augila-Nafoora和Raguba (020-E)油田（图6c）。该区上白垩统、古新统烃源岩发育，烃类沿断层垂向和不整合面侧向运移至较高部位的构造圈闭中聚集成藏。
图6 北非锡尔特盆地大型油田成藏剖面图

Fig. 6 Hydrocarbon accumulation profiles of large oil fields in the Sirte Basin, North Africa

早白垩世阿尔布期，西非地区由克拉通裂谷向被动陆缘转换，随着南大西洋海侵发育局限海环境，在局部低幅度凸起形成颗粒滩，在后期沉积埋藏作用下常形成构造圈闭，例如下刚果盆地Nemba油田（图7）和Pacassa油田（表1）。下白垩统巴雷姆阶—阿普特阶裂陷期湖相烃源岩发育，烃类沿断裂向上运移，在下白垩统阿尔布阶、上白垩统塞诺曼阶构造圈闭中聚集成藏。
图7 西非下刚果盆地Nemba油田成藏剖面图

Fig. 7 Hydrocarbon accumulation profile of Nemba Oilfield in the Lower Congo Basin, West Africa

大型碳酸盐岩油藏多为块状底水油藏，以轻质稀油为主，API度在33.5~43.4之间，中—高气油比，GOR在210~23 131之间（表1）。以可采储量最大的Defa油田为例，它位于锡尔特盆地，构造特征为南北向延伸、具有双高点的背斜，属浅海台地礁油藏。该油田于1960年发现，于1964年投产，古新统储层顶部埋深为1 400 m，厚度为172 m，原始地层压力为17.2 MPa；因碳酸盐岩相对致密，底水能量较弱，于1970年注水开发，油田采收率为29%。1970—1980年石油产量进入高峰期，保持在60×106 bbl以上；之后产量递减，至2016年为4×106 bbl。截至2024年，已钻井365口，其中242口井产油，2口井产气，干井18口，注水井47口，废井12口。

3 非洲碳酸盐岩大型气田特征

3.1 储层岩性及层系

非洲大型碳酸盐岩气田共计6个，其中北非埃拉托色尼盆地1个、佩拉杰盆地2个，西非宽扎盆地2个、下刚果盆地1个，储层以有孔虫灰岩、生物碎屑灰岩和白云质灰岩为主（表2）。其中，储层为有孔虫灰岩的气田有3个，可采储量占比70%，分布于中新统和始新统；储层为生物碎屑灰岩和白云质灰岩的气田分别有2个和1个，可采储量占比分别为21%和9%，主要分布于下白垩统。

3.2 储层物性特征

非洲碳酸盐岩大型气田埋深介于2 500~5 700 m，其中埋深在2 000~3 000 m之间的占比50.0%，超过5 000 m埋深的占比33.3%（图4）。石灰岩类储层多为孔隙型和裂缝型，以中—低孔和中—高渗为特征（图5），非均质性强。
统计表明：西非地区白垩系储层平均埋深达到4 700 m，平均孔隙度为10%，平均渗透率625.0×10-3 μm2；北非地区始新统储层平均孔隙度为15%，平均渗透率为190.0×10-3 μm2；中新统储层平均孔隙度为23%，平均渗透率为122.4×10-3 μm2。

3.3 主要气藏特征

圈闭类型统计（表2）表明：非洲6个大型碳酸盐岩气田中，2个为构造圈闭，1个为地层圈闭，3个为复合圈闭，复合圈闭包括盐构造-风化壳和地层-风化壳圈闭。
始新世，北非地区伴随新特提斯洋海侵，被动陆缘的潮间带适宜有孔虫繁殖，在后期沉积埋藏作用下形成有孔虫灰岩储层，在后期盐构造作用下形成构造和复合圈闭，如佩拉杰盆地Bahr Essalam气田和NC041-E气田（表2）。中新世，非洲—阿拉伯板块持续北移，新特提斯洋逐渐消减并与欧亚板块碰撞，孤立碳酸盐台地适宜造礁生物繁殖，在后期沉积埋藏作用下形成构造圈闭，如埃拉托色尼台地Zohr生物礁气田（图8）。渐新统—中新统深海泥页岩提供充足的烃源，上覆墨西拿阶蒸发岩为优质盖层，天然气在礁灰岩中大规模富集。
图8 北非埃拉托色尼台地Zohr生物礁气田地震解释剖面

Fig. 8 Seismic interpretation profile of the Zohr biogenic reef gas field in the Eratosthene Platform, North Africa

早白垩世阿普特期，西非地区处于克拉通陆内裂谷阶段，陆相湖盆斜坡上的局部高部位礁滩发育，在后期沉积埋藏作用下形成构造圈闭，如宽扎盆地Katambi和Omosi气田。下白垩统裂陷期湖相烃源岩发育，烃类沿断裂向上运移并在构造圈闭中聚集成藏，下白垩统生物碎屑灰岩充当优质储层。
大型碳酸盐岩气田多为块状底水和层状边水气藏，湿气和干气均有，气田开发以天然能量为主。以可采储量最大的Zohr气田为例，它位于埃拉托色尼台地，构造特征为NE—SW向延伸、具有双高点，属浅海台地礁气藏。该气田水深为1 452 m，于2015年发现、2017年投产，气藏整装，储层顶部埋深为3 456 m，储层净厚度为430 m，原始地层压力大（51.5 MPa），一直采用天然能量开发，气田采收率平均为49%。2019年气田进入产量高峰期，保持在800×109 scf以上，至2023年产量为770×109 scf。截至2024年，已钻井26口，其中15口井产气。

4 大型碳酸盐岩油气田主控因素

碳酸盐岩大油气田受控于碳酸盐岩储层的分布，同时受有利的生储盖配置的影响。古气候、古纬度控制了烃源岩的生成和碳酸盐岩的展布；古构造及其演化控制了碳酸盐岩的储层规模及油气富集程度；沉积成岩作用控制碳酸盐岩大油气田的储集性能；有利的生储盖配置是碳酸盐岩大油气田形成的关键[21]。
基于前文对非洲大型碳酸盐岩油气藏的分析，认为其主控因素包括以下4个方面：

4.1 被动陆缘构造背景

新特提斯洋海侵或南大西洋打开下的被动陆缘构造背景是形成大型碳酸盐岩油气田的前提[22]。北非地区大型碳酸盐岩油气田与晚白垩世—始新世新特提斯洋的多期海侵密切相关，如锡尔特盆地、佩拉杰盆地和埃拉特色尼台地的多个大型碳酸盐岩油气田，包括11个大型油田和3个大型气田，其可采储量占19个大型油气田的87.6%。
西非地区的大型碳酸盐岩油气田与早白垩世晚期阿尔布期南大西洋打开的被动陆缘环境密切相关，如下刚果盆地的2个大型油田，其可采储量占19个大型油气田的5.8%。

4.2 浅海环境和温暖湿润气候

与深水碳酸盐岩不同，冈瓦纳大陆裂解后的浅海沉积环境和低纬度温暖湿润气候控制了储层和烃源岩的规模展布。对于非洲大型碳酸盐岩油气田，碳酸盐岩主要形成于开阔海、蒸发潟湖以及陆相湖泊中，前两者与新特提斯洋有关，后者与大西洋的张开密切相关。晚白垩世、古新世和始新世，北非和西非处于低纬度地区，气候温暖、潮湿，有利于碳酸盐沉积，也有利于生物的生存和有机质的沉积，从而有利于烃源岩的发育[23]。从全球尺度看，烃源岩主要形成于间冰期的温暖环境，以海侵期为主（图9）[24]。古气候与古海洋环境联合控制了碳酸盐岩[25]、区域盖层的展布以及主力成藏组合。
图9 全球海平面升降旋回及冰期、间冰期分布（引自文献[24]）

Fig. 9 Global sea-level fluctuation cycles and the distribution of glacial/interglacial periods (cited from reference [24])

4.3 基准面升降旋回

基准面上升期（低位体系域和海侵体系域），广泛暴露的台地、障壁岛和潟湖提供了适宜原生海洋造礁生物生存发育的环境，易于形成碳酸盐岩储层和富有机质烃源岩，发育多套海相页岩-碳酸盐岩-页岩生储盖组合，为形成大型碳酸盐岩油气藏奠定了基础。而基准面下降期（高位体系域）海平面处于高位，不利于原生海洋造礁生物的繁衍，不利于形成有效的碳酸盐岩储层和富有机质烃源岩。

4.4 沉积及成岩作用

广泛发育的生物礁灰岩、颗粒灰岩和白云岩，以及成岩作用控制了大型碳酸盐岩油气田的有效储层和物性条件。生物礁和颗粒滩储集体的形成，直接影响了储层原生孔隙的发育。后期的成岩作用（例如白云石化作用、岩溶作用）一定程度上可改善储层的物性。许多大型油气藏的形成与碳酸盐岩储层的成岩作用有关[26]，其中石灰岩的白云石化作用和古岩溶作用最重要。
非洲大型碳酸盐岩油气田中，白垩系之上的碳酸盐岩储层白云石化程度相对较低，石灰岩储层的油气田数量远大于白云岩储层。白垩系之下的碳酸盐岩储层，由于形成时代早、埋藏时间长，白云石化比较彻底。白云岩在岩溶作用下释放晶间孔隙，可形成多种次生溶孔，有利于储层物性的改善。另外，西非地区早白垩世处于大西洋裂谷初期，局限海盆发育，且处于赤道附近而蒸发作用强烈，形成了白云质灰岩或白云岩。

5 结论

非洲大型碳酸盐岩油气田数量有限，但储量规模大而集中。与晚白垩世—始新世新特提斯洋扩展和南大西洋打开密切相关的被动陆缘海侵是形成非洲大型碳酸盐岩油气田的宏观构造因素，故其主力层系为古新统和白垩系，其次为始新统和中新统。与深水碳酸盐岩不同，冈瓦纳大陆裂解后的浅海沉积环境和低纬度温暖湿润气候形成了多种碳酸盐岩储层规模展布，包括生物碎屑灰岩、白云岩、有孔虫灰岩、鲕粒灰岩和礁灰岩等岩类，其中赋存于生物碎屑灰岩中的油气可采储量占比为48.2%，主要集中在北非锡尔特盆地。基准面上升期（低位体系域和海侵体系域）有利于原生海洋造礁生物的繁衍，在后期沉积埋藏过程中主要形成构造圈闭和岩性-地层圈闭，发育多套油气成藏组合。广泛发育的生物礁灰岩、颗粒灰岩和白云岩，以及成岩作用控制了有效储层和物性条件。大型油藏埋深相对较浅，储层以中—高孔、中—低渗为特征；大型气藏埋深较深，储层以中—低孔和中—高渗为特征。储层类型以孔隙型为主，其次为裂缝型，储层非均质性强、连续性好。
目前已发现的非洲大型碳酸盐岩油气田数量较少，大型油田均已动用开发，大型气田Zohr、Bahr Essalam已开发，其他气田均未动用。油气田总体动用程度较低，大部分处于天然能量开发阶段，滚动挖潜和开发上产潜力均较大。中小型油田和气田基本未动用，未来若建立大-中-小型碳酸盐岩油气田集成开发模式，会产生巨大的经济效益。

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