0 前言
宽扎盆地位于南大西洋西非海岸安哥拉境内及毗邻海域，北部以Ambrizete基底隆起为界与下刚果盆地相隔，南部以Morroliso隆起为界与纳米贝盆地相隔[1]，盆地面积约为16.3×104 km2，其中陆上面积2.9×104 km2。宽扎盆地是中生代晚期以来在前寒武纪基底上形成的被动大陆边缘盆地，与大西洋对岸的巴西坎波斯盆地共轭[2]。坎波斯盆地、桑托斯盆地和圣埃斯皮里图盆地共同被称为大坎波斯盆地，盐下湖相碳酸盐岩是其重要的勘探领域。大坎波斯盆地的盐下发育隆坳相间的构造格局，其中桑托斯盆地外部隆起带的盐下油气最为富集，以Lula、Lupiter和Iara大型油气田为代表，前人建立了“裂谷期烃源岩控富、古构造高控储、连续厚层盐岩控聚”的成藏模式[3-4]。2012年以来，随着地震采集处理、碳酸盐岩储层预测等技术的发展，桑托斯盆地的盐下油气勘探已转向中央坳陷带，以Carcara和Aram油田为代表。宽扎盆地的盐下地层构造特征与大坎波斯盆地类似，也具有隆坳相间的构造格局，因此，自2006年以来巴西大坎波斯盆地的盐下地层连续获得巨型油气田发现后，宽扎盆地深水区盐下湖相碳酸盐岩也已成为全球油气勘探的热点。2012年美国Cobalt国际能源公司在安哥拉深水区钻探的Cameia-1井以及丹麦Maersk石油公司钻探的Azul-1井均揭示了宽扎盆地深水盐下的下白垩统油气勘探新领域[5]。近些年，宽扎盆地的盐下地层虽获得一些油气发现，但较巴西坎波斯盆地的勘探成果还存在较大差距，另外，南美大坎波斯盆地资源类型以石油为主，而宽扎盆地资源类型以天然气为主。
在宽扎盆地共发现47个油气田，石油可采储量1 673 MMbbl（1 MMbbl=13.7×104 t），天然气可采储量16.47 Tcf（1 Tcf=283.2×108 m3），合计油当量4 418 MMboe（1 MMboe=13.7×104 t）（据IHS数据库[6]）。目前已发现的油气主要分布在深水区盐下的下白垩统湖相碳酸盐岩中。前期研究已证实宽扎盆地发育盐下巴雷姆阶湖相泥页岩、盐上阿尔布阶海相泥质灰岩以及始新统海相泥岩等3套烃源岩，其中以巴雷姆阶湖相泥页岩为主力烃源岩；储层包括盐下下白垩统Maculungo组碎屑岩和上Cuvo组湖相碳酸盐岩、盐上下白垩统阿尔布阶碳酸盐岩、古近系和新近系碎屑岩。发育盐上和盐下两大成藏组合：盐下成藏组合碎屑岩油气藏主要分布在陆上及浅水区，规模小且发现数量较少，盐下成藏组合碳酸盐岩油气藏主要分布在深水且盐岩连续发育区，储量规模较大；盐上成藏组合油气藏主要分布在陆上及浅水盐窗发育区。由此可见，盐岩对宽扎盆地油气分布具有明显的控制作用。
针对盐下成藏组合碳酸盐岩油气成藏特征及主控因素，前人已做过很多研究，认为中央隆起带的基底隆起区，不仅有利于圈闭的形成、有利于碳酸盐岩储层的发育，同时也是油气运移的有利指向区，是盐下白垩系碳酸盐岩储层成藏的有利区，但优质储层分布是油气勘探的关键[7]。本文根据新收集的地震和钻井资料，结合盆地构造特征、火山发育情况，进一步探讨中央隆起带南北储层差异分布的特征及控制因素，以期为宽扎盆地的盐下湖相碳酸盐岩成藏组合选区评价提供依据和参考，为中国的油公司获取优质资产提供支撑。
1 盐下白垩系构造-沉积特征
1.1 盐下构造特征
宽扎盆地构造演化与非洲西海岸其他盆地类似，主要经历了早白垩世裂谷期、阿普特拗陷期和晚白垩世至今的被动陆缘期3个阶段，垂向上划分为盐下、盐岩和盐上等3个大构造层。盐下构造层具有洼隆相间的构造特征，根据重磁和地震资料，可将其划分为东部内裂谷带、中部中央隆起带、西部外裂谷带（图1a）。内裂谷带具有基底隆起规模大、凹陷规模大的特征，基底隆升明显，盐下地层厚度较薄（图1b），内裂谷带在盆地北部的规模较南部的大；中央隆起带受大西洋枢纽带控制，具有基底隆起规模大、凹陷规模较小的特征，发育多个北西—南东向基底隆起构造带（图1）；外裂谷带具有隆起规模小、凹陷规模大的特征，盐下地层厚度较大（图1c），是盐下白垩系湖相烃源岩的主要发育区。盐上构造层受盐构造变形的影响，盐构造自陆向海依次划分为拉张带（盐滚构造区）、过渡带（盐底辟构造区）、挤压带（盐蓬/盐舌区及厚层盐岩区）[8]（图1c）。
1.2 盐下白垩系地层沉积充填特征
贝里阿斯期—欧特里夫期，盆地构造以裂谷阶段形成的地堑、半地堑为特征。早期沉积一套河流—湖泊相硅质碎屑岩和黑色富含有机质页岩，与火成岩（如凝灰岩和玄武岩）互层，沉积展布主要受北北西向垒-堑构造控制，地堑/半地堑以湖相泥岩沉积为主，地垒以冲积相沉积物为主。欧特里夫期，局部地垒区开始发育碳酸盐岩沉积。
早阿普特期，大西洋枢纽带及其东部重新活动，发生区域性沉降，发育厌氧环境下的淡水湖相沉积，形成了盐下Falcao组富有机质烃源岩。西部外裂谷带以深湖相沉积为主，局部基底隆起部位发育礁滩相微生物碳酸盐岩，东部内裂谷带继续发育湖相碎屑岩沉积。
晚阿普特期，大西洋南部海水越过宽扎盆地南部沃尔维斯脊（Walvis脊），发育局限海环境下的厚层盐岩沉积。
2 勘探开发现状及油气分布
2.1 勘探开发现状
宽扎盆地油气田开发主要集中在陆上，由于内战至2000年前全部停产。深水资源类型以天然气为主，受资源国政策限制，一直处于未开发状态。随着2018年安哥拉天然气法的颁布，以及20/21区块Golfinho油田和Cameia油气田FID（最终投资决策）的完成[14]，使得宽扎盆地天然气开发成为可能，势必将推动该盆地新一轮的勘探活动。
2.2 油气分布规律
表1 宽扎盆地2012年以来盐下下白垩统油气发现统计表（据IHS数据库[6]）Table 1 Hydrocarbon discoveries of pre-salt Lower Cretaceous in the Kwanza Basin since 2012 （cited from IHS database[6]） |
| 序号 | 油气田名称 | 水深/m | 类型 | 发现时间 | 目前区块 | 发现作业者 | 当前作业者 | 技术可采储量 | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 石油/ MMbbl | 凝析油/MMbbl | 天然气/Tcf | 油当量/ MMboe | ||||||||
| 1 | Katambi 1 | 1 397 | 气田 | 2015年 | Block 24 | 英国石油公司 | 安哥拉国家石油公司 | 112.00 | 3 500 | 695.33 | |
| 2 | Omosi 1 | 1 922 | 气田 | 2015年 | 康菲石油 | 1.00 | 3 500 | 584.33 | |||
| 3 | Lontra 1 | 1 275 | 气田 | 2013年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 | 100.00 | 2 500 | 516.67 | |
| 4 | Zalophus 1 | 1 760 | 气田 | 2016年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 | 140.00 | 2 000 | 473.33 | |
| 5 | Golfinho | 1 803 | 气田 | 2016年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 | 200.00 | 640 | 306.67 | |
| 6 | Cameia | 1 681 | 油气田 | 2012年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 道达尔 | 175.00 | 750 | 300.00 | |
| 7 | Bicuar 1A | 1 504 | 气田 | 2014年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 130.00 | 650 | 238.33 | ||
| 8 | Catchimanha 1 | 1 396 | 气田 | 2015年 | 莱普索尔 | 0.97 | 970 | 162.64 | |||
| 9 | Grenadier 1 | 1 900 | 气田 | 2023年 | Block 20/11 | 道达尔 | 道达尔 | 30.80 | 400 | 97.47 | |
| 10 | Pandora 1 | 1 300 | 油田 | 2015年 | 英国石油公司 | 80 | 70 | 91.67 | |||
| 11 | Ohanga 1 | 1 805 | 气田 | 2016年 | 埃尼 | 25.00 | 210 | 60.00 | |||
| 12 | Mupa 1 | 1 375 | 气田 | 2014年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 | 10.00 | 260 | 53.33 | |
| 13 | Mavinga 1 | 1 812 | 油气田 | 2013年 | Block 20/11 | 科博尔特 | 道达尔 | 30 | 60 | 40.00 | |
| 14 | Ombovo 1 | 1 776 | 油田 | 2014年 | 埃尼 | 30 | 30 | 35.00 | |||
| 合计 | 140 | 924.77 | 15 540 | 3 654.77 | |||||||
注：1 MMbbl=13.7×104 t；1 MMboe=13.7×104 t；1 Tcf=283.2×108 m3。 |
3 盐下湖相碳酸盐岩储层特征
宽扎盆地盐下白垩系碳酸盐岩储层包括裂谷晚期介壳灰岩、拗陷期微生物岩、内碎屑-球粒泥粒灰岩、颗粒灰岩和球晶泥粒灰岩，其中拗陷期微生物岩品质最优。裂谷晚期介壳灰岩岩性以含软体动物的泥粒灰岩和粒状灰岩为主，沉积在裂谷晚期淡水至中度盐（碱）湖泊环境的基底隆起之上。拗陷期微生物岩包括树枝状微生物岩和灌木状微生物岩，在拗陷期沉积于大型孤立基底隆起向海一侧，向上或向陆一侧过渡为内碎屑-球粒泥粒灰岩、颗粒灰岩和球晶泥粒灰岩，整体发育于高蒸发背景下的高碱性湖泊环境，主要分布在基底隆起之上形成的碳酸盐台地相（图4）。其中树枝状微生物岩和硅化微生物岩的原生孔洞发育，渗透率较高。钻探结果表明宽扎盆地大部分基底隆起之上都发育孔渗良好的微生物灰岩储层，而下伏的介壳灰岩储层仅在宽扎盆地北部分布。
受原生沉积相、多次溶蚀和胶结作用的影响，宽扎盆地盐下碳酸盐岩储层质量变化较大[15]。受南部火山链的影响，一些失利井钻遇的盐下地层显示为火山岩、火山碎屑岩和致密碳酸盐岩互层。然而，在盆地北部的深水钻井证明了盐下优质碳酸盐岩储层的发育，且孔隙连通性较好，比如Cameia油气田。Cameia油气田盐下地层主要为燧石、白云岩和石灰岩互层，发育多种类型的岩性（图5），主要储层为微生物岩，次要储层为沉积在微生物岩周缘或之间的白云岩、泥粒灰岩和颗粒灰岩[16]。岩石学和同位素证据表明Cameia油气田储层成岩作用开始较早（压实作用之前）。岩石学研究、岩心观察和毛管压力资料分析表明，Cameia油气田储层发育多种孔隙类型、多尺度范围孔径，从孔径谱上可以看到纳米孔（孔喉半径<0.10 μm）到特大孔（孔喉半径>50 μm）范围的孔洞，岩心和成像测井中可以看到直径2~4 mm的孔洞较发育[16]。储层孔隙结构和孔径大小对油气井产能有很大影响，Cameia-1井测试产能为石油5 010 bbl/d（1 bbl/d=0.137 t/d）、天然气14.3 MMcf/d（1 MMcf /d=2.832×104 m3/d），证实了优质储层的发育。
4 盐下油气成藏模式及主控因素
4.1 典型油气田解剖——Cameia油气田
Cameia油气田的储层为巴雷姆阶—阿普特阶Cuvo组湖相碳酸盐岩，厚610 m，被薄层湖相页岩所分隔，整体呈层状分布（图6）。主要储层段为拗陷期阿普特阶上Cuvo组微生物岩，厚约366 m，物性和产能最好，平均有效厚度为274 m，净毛比大于0.75，孔隙度分布在6%~15%之间，平均孔隙度为12%，发育溶孔、晶间孔和粒间孔。下部2个储层段为同裂谷期巴雷姆阶下Cuvo组湖相碳酸盐岩。
宽扎盆地的盐下白垩系湖相碳酸盐岩成藏组合已证实的烃源岩包括裂谷早期下白垩统贝里阿斯阶—欧特里夫阶Maculungo组、裂谷晚期巴雷姆阶Red Cuvo组和Falcao组的湖相富有机质泥岩[18-22]。Maculungo组烃源岩的TOC大于2%，S2为18 mg/g，HI为800 mg/g[23]，具有和Bucomazi组相似的生烃能力，但发育地区有限，难以预测。Bjoroy等[19]通过钻井资料分析认为宽扎盆地发育Bucomazi组或同时期的烃源岩，其TOC一般在1.2%~1.7%之间，S2为8.7~10.1 mg/g，HI为515~619 mg/g，干酪根类型为Ⅰ、Ⅱ型。23区块附近一口井钻遇裂谷晚期Red Cuvo组的湖相烃源岩，干酪根类型为Ⅰ型，TOC主要在1%~5%之间（最高达8%），S2为2~50 mg/g（最高达90 mg/g），HI介于100~1000 mg/g，大多数值在250~750 mg/g范围内[21]。Falcao组的湖相烃源岩在宽扎盆地北部近海Falcao 1井中被钻遇，厚度在200 m以上，TOC多为3%~6%（最高可达9.5%），干酪根类型为Ⅱ型。Henry等[22]在大西洋枢纽带以西的剖面中识别出了盐下Falcao组的潜在烃源岩，其分布不受断裂控制，与盐底近平行分布。
总而言之，宽扎盆地的盐下烃源岩分布受控于裂谷期裂陷盆地的分布范围。由于陆上及浅海区裂陷的规模较小，且盐下地层较薄，因此烃源岩成熟范围有限；中央隆起带和西部坳陷带裂陷规模较大，且发育厚层盐下地层，裂陷期烃源岩大面积达到成熟—过成熟阶段，可为盐下白垩系湖相碳酸盐岩成藏组合提供油气源。
4.2 油气藏成藏模式
阿普特阶厚层盐岩是宽扎盆地最重要的盖层，是盐下湖相碳酸盐岩成藏组合的直接盖层，对油气藏的保存起到至关重要的作用。受构造变形的影响，盐岩分布在平面上具有东西分带的特征，且盐体向西、向南增厚。根据变形特征，自东向西可将盐构造划分为拉张带、过渡带和挤压带（图1c和图7）。东部拉张带以盐滚构造为主，盐岩厚度较小，且分布局限，盐窗非常发育；中部过渡带以垂向流动变形的盐底辟构造为主，盐岩厚度整体大于东区伸展带，且连续分布，但厚层盐岩多集中于盐底辟发育位置（图7）；西部挤压带以盐蓬、盐舌和厚层连续分布的盐岩为主，盐岩厚度较大且连续分布[8,24]。因此，过渡带及挤压带连续分布的盐岩可为盐下油气成藏提供良好的保存条件。
通过典型油气田解剖，并结合盆地油气地质条件，建立宽扎盆地湖相碳酸盐岩成藏模式。盐下湖相富有机质烃源岩在晚白垩世开始生烃，盐下湖相碳酸盐岩构造-岩性圈闭形成于早白垩世晚期，裂陷内烃源岩晚白垩世生成的油气沿断层面纵向运移或沿岩性接触面横向运移，至基底隆起之上的Cuvo组碳酸盐岩储层聚集成藏，上覆厚层盐岩提供良好的封盖条件。盐下白垩系碳酸盐岩成藏具有“裂陷控源、隆起控储、盐岩控盖、优质储层控富”的特征（图8），基底隆起不仅有利于圈闭的形成、碳酸盐岩储层的发育，也是油气运移的有利指向区，是盐下白垩系碳酸盐岩油气成藏的主要控制因素。
5 盐下湖相碳酸盐岩勘探方向
宽扎盆地盐下白垩系储层包括陆上和浅水区的碎屑岩以及深水区基底隆起上发育的湖相碳酸盐岩，其中盐下碳酸盐岩是未来获得规模发现的重要领域。中央隆起带基底隆起非常发育，且与盐构造变形的过渡带叠置，上覆盐岩连续分布，是盐下碳酸盐岩勘探的有利区。但受原始沉积环境、后期成岩作用及火山活动的影响，碳酸盐岩储层品质差异较大，优质储层发育是宽扎盆地盐下碳酸盐岩油气勘探的关键。
目前的研究认为，盐下构造层的结构特征及南部火山链是导致中央隆起带储层差异分布的主要影响因素。首先，东部内裂谷带的发育规模控制了中央隆起带是否发育碳酸盐岩储层。在内裂谷带发育较宽较深的区域内，东部陆缘碎屑被输送到内裂谷带就发生沉积，中央隆起带则不受东部陆源碎屑物的影响，形成比较干净的水体环境，有利于碳酸盐岩储层的发育；而在内裂谷带较窄甚至不发育的区域内，陆缘碎屑可能会被输送至中央隆起带，因受陆源碎屑物的影响，水体变得浑浊，碳酸盐岩储层相对不发育，而发育混积岩，如在中央隆起带南部K1井盐下拗陷期地层钻遇7层累计50 m厚的混积岩地层。另外，南部发育火山链，产生的火山灰可能会抑制碳酸盐岩储层的发育，同时与火山相关的热液对储层的非均质性影响也较大，如在盆地南部K1井盐下拗陷期地层钻遇4层累计99 m厚的硅化微生物岩储层，在盐下裂谷晚期—拗陷期地层钻遇5层累计72.7 m厚的凝灰岩。因此，本次研究明确了中央隆起带北部是宽扎盆地盐下湖相碳酸盐岩优质储层发育区，该区远离南部火山链且其东侧内裂谷规模较大。
宽扎盆地中央隆起带多口探井钻探结果表明，盐下钻遇火山岩及致密碳酸盐岩储层，是盐下勘探失利的主要原因。结合优质储层发育的影响因素，进一步将宽扎盆地盐下湖相碳酸盐岩勘探的有利区聚焦到中央隆起带北部（图9）。宽扎盆地的盐下碳酸盐岩储层具有很强的非均质性，加强优质碳酸盐岩储层发育主控因素的研究，准确预测有利储层的分布，是提高盐下碳酸盐岩勘探成功率的关键。
6 结论
（1）宽扎盆地属于典型的被动陆缘含盐盆地，发育盐下、盐岩和盐上三大构造层，深水区盐下湖相碳酸盐岩是宽扎盆地油气勘探的主要方向，其成藏特征表现为“裂陷控源、隆起控储、盐岩控盖、优质储层控富”。
（2）盐下构造层具有洼隆相间的构造特征，可划分为东部内裂谷带、中央隆起带和西部外裂谷带，前人研究认为中央隆起带是盐下碳酸盐岩勘探的有利区。但实际钻探结果表明，受盐下构造层盆地结构特征及南部火山链影响，宽扎盆地盐下碳酸盐岩储层品质变化大，优质储层是勘探的关键。本文在探讨储层差异分布影响因素的基础上，进一步将宽扎盆地盐下湖相碳酸盐岩勘探有利区聚焦到中央隆起带北部。
（3）宽扎盆地深水区盐下碳酸盐岩领域勘探程度较低，资源潜力大，是中国的油公司获取优质资产的战略区。未来应加强地震及钻井等一手资料的获取，开展优质碳酸盐岩储层发育机理及碳酸盐岩储层预测方面的研究工作。
