西非Rio Muni盆 地油气地质与成藏特征

刘　琼，胡孝林，于　水，喻英梅，张英德，郝立业，彭佳勇

西非Rio Muni盆 地油气地质与成藏特征

刘琼，胡孝林，于水，喻英梅，张英德，郝立业，彭佳勇

（中海油研究总院，北京100027）

摘要：西非Rio Muni盆地经过50余年的油气勘探，在深水区取得显著的勘探成果。该盆地属于典型的被动大陆边缘含盐盆地，构造演化可以分为裂谷期、过渡期和漂移期。盆地内发育3套烃源岩，阿尔布—上阿普第阶海相泥岩和微晶灰岩是盆地的主力烃源岩，上白垩统坎佩尼阶和桑托阶深水浊积砂体是盆地的主力产层。盆地重力滑脱和盐拱作用较发育，油气成藏具有以下特征：盐拱冲断控制着有利勘探区带；构造和岩性双重控制油藏类型和分布；储层优劣控制着油藏的商业性。

关键词：Rio Muni盆地；构造演化；深水浊积；盐拱冲断；岩性—构造油气藏

非洲是继中东之后的世界第二大原油出口地区，被列为我国海外油气勘探开发的重要战略地区[1]。其中，西非被动大陆边缘盆地是目前油气勘探的重点和热点地区[2]。Rio Muni盆地位于几内亚湾南部，连同北部的尼日尔三角洲、南部的加蓬盆地和下刚果盆地等属于西非海上最具勘探潜力的地区[3]。

1　油气勘探概况

Rio Muni盆地主体位于赤道几内亚境内，部分延伸至喀麦隆和加蓬[4]。盆地北抵杜阿拉盆地，南邻北加蓬盆地，东至中非前寒武克拉通地盾，盆地总面积为1.95×104km2，其中86%位于海上（图1）。

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图1　西非Rio Muni盆地位置示意图

该盆地的油气勘探始于20世纪60年代末，迄今为止可以分为三个勘探阶段。

第一阶段（1968～1979年）：该时期缺少地震资料，勘探范围集中在浅水陆架区，钻井2口。1968年Gulf公司在盆地东南部的陆架区钻探Rio Muni A-1井，钻井见到油显示。随后1971年Chevron公司在盆地东北部的陆架区钻探Rio Muni-1井，结果为干井。之后由于赤道几内亚国家的政治原因，油气勘探活动进入平静期。

第二阶段（1980～1997年）：在20世纪80年代，赤道几内亚国家政局逐渐稳定，油气勘探相应进入活跃期。Total和Elf等公司开始进入Rio Muni盆地进行勘探，并开展大范围的地震作业，从1969年到1991年共采集二维地震近9 000 km。由于陆架区地质条件复杂和地震资料品质差，该阶段仅有4口钻井且集中在陆架和陆上地区，勘探证实盆地发育有白垩系的烃源岩但钻井揭示的储层物性较差。

第三阶段（1998年至今）：20世纪90年代，随着地震和深水工程技术的发展，油气勘探逐渐由浅水走进深水并在大西洋两侧深水相继获得重大发现，Rio Muni盆地从此进入油气发现的高峰期。1999年Triton公司钻探Ceiba-1井，水深670 m，在上白垩统坎佩尼（Campanian）阶的深水浊积砂岩中发现净厚度96 m的油层，从而发现Ceiba油田。在1999～2000年，Triton公司在所获得的F区块和G区块采集4 200 km2三维地震。2001年 Amerada Hess公司并购Triton，继续在Rio Muni盆地开展钻探，且在Ceiba油田的东北部Okume和Oveng构造的上白垩统坎佩尼阶先后获得油气发现，从而发现NBG油田。2002年在NBG油田内相继发现Akom、Ebano、Elon和Abang等子油田，同时在Ceiba油田的东南部发现G-13含油气构造。2004年，Amerada Hess公司宣布在G区块获得油气发现，G-19井钻遇净厚度34 m的油层。据IHS统计，截止2010年，Rio Muni盆地目前已发现石油储量约6.5亿桶。

2　盆地油气地质特征

2.1构造演化和地层发育

西非海岸盆地群的发育主要受控于中生代以来大西洋的形成和演化[5]。Rio Muni盆地的构造演化主要经历了3个阶段[6]，即晚侏罗世—早白垩世早期的裂谷阶段、早白垩世晚期的过渡阶段和早白垩世末期—第三纪的漂移阶段（图2）。

图2　西非Rio Muni盆地地层综合柱状图（据IHS修改，2010）

（1）裂谷阶段从晚侏罗世开始，受南美板块和非洲板块解体时拉张应力的影响，陆壳拉伸断裂，伴随着火山活动开始发育裂谷。由于Rio Muni盆地内钻井尚未揭示阿普第（Aptian）阶以下的地层，因此该阶段盆地的构造演化和沉积充填主要通过与北加蓬盆地进行类比。

受北北西向基底断裂制约，该时期在西非的南段发育一系列北西向断陷[7]，其中就有Rio Muni盆地；同时受北东东向区域转换断裂影响，盆地在南北方向上以横向隆起的形式与北部的杜阿拉盆地和南部的加蓬盆地隔开。在纽康姆期（Neoconian）由于断裂作用形成中小型地堑，主要沉积河流相砂岩和湖相泥岩；巴列姆（Barremian）期发生再次裂陷形成较深的地堑，充填河流—三角洲相和湖相沉积物。

（2）过渡阶段在阿普第早期，裂陷盆地遭受抬升剥蚀，发生了较广泛的准平原化作用。阿普第晚期，持续伸展作用导致南大西洋开始打开，受横向展布的沃尔维斯脊火山带的影响，南侧的海水周期性涌入该火山带北侧的沉积盆地，在西非海岸发育广泛的蒸发岩沉积[8]。由于远离沃尔维斯脊，与下刚果和加蓬盆地相比，Rio Muni盆地盐岩沉积明显较薄，一般厚在几十米到数百米。在浅海—泻湖环境下形成与盐岩互层沉积的富含有机质页岩，是盆地的重要烃源岩。在这套蒸发岩和页岩之上沉积厚达1 000 m的砂质含量较高的碎屑岩。

（3）漂移阶段阿尔布（Albian）期开始，随着大西洋的持续扩张和南美板块与非洲板块的完全分离，Rio Muni等西非海岸盆地演化成为广海环境，构造活动相对平缓，以重力构造和盐构造作用为主[9]。阿尔布期持续的海侵，引起相对海平面上升，形成浅海鲕粒灰岩和生物碎屑灰岩等区域性碳酸盐岩沉积[10]。阿尔布晚期—赛诺曼（Cenomanian）早期为全球性海平面上升及缺氧环境[11]，沉积富有机质海相页岩，可能是Ceiba油田的烃源岩之一。赛诺曼晚期—桑托（Santonian）期以重力滑动为主，巨厚的阿普第阶至赛诺曼阶早期块体沿着铲状断层或盐层滑脱面向下滑动，滑移位移可达几千米，在块体的前缘形成指状逆冲构造。滑动块体旋转形成的微次盆常充填赛诺曼晚期的富含有机质页岩，构成Ceiba油田的另一套烃源岩。桑托期随着南大西洋洋壳的发育和西非大陆的抬升，形成区域性不整合。强烈的侵蚀作用在陆架和下陆坡发育侵蚀水道，局部位置侵蚀到阿尔布早期的地层。不整合面之上随后沉积桑托期和坎佩尼期的深水浊积砂体，钻井证实该类砂体为盆地内主要的油气储集体。坎佩尼期晚期，盆地进入深水环境，所发育的厚层海相泥岩可作为区域性盖层。渐新世非洲大陆的整体抬升剥蚀[12]在中新统底部形成区域性的角度不整合，并随后在Rio Muni盆地沉积中新世的海相碎屑岩和深水浊积扇。

2.2烃源岩特征

根据地层沉积发育特征并结合地球化学分析，Rio Muni盆地发育有三套烃源岩：阿普第阶同裂谷期湖相页岩（SR3）、阿尔布—上阿普第阶过渡层序及海相微晶灰岩和泥岩（SR2）和赛诺曼—土伦（Turonian）阶海相泥岩（SR1）。这三套烃源岩均以生油为主。

第一套（SR3）：阿普第阶同裂谷期湖相页岩，TOC>5%，以I、II型干酪根为主，分布局限于靠近陆壳的地区。从桑托期剥蚀前的成熟度平面图可以看出，在盆地向海一侧已达到高成熟—过成熟阶段，烃源岩生排烃时间早，因此可能仅对桑托期剥蚀前所形成的构造来说是有效的。

第二套（SR2）：阿尔布—上阿普第阶海相泥岩和微晶灰岩，富含浮游生物，TOC>5%，S2>6 mg/g，生烃潜力大，以I、II型干酪根为主，为好—很好的烃源岩，分布较广泛，成熟度适中，是盆地的主力烃源岩。陆架区烃源岩的成熟度Ro在0.5%～0.7%之间，陆坡区烃源岩的成熟度大部分均在0.7%～1.0%。从生排烃史模拟结果，该套烃源岩大规模排烃的时间在80～60 Ma，相当于白垩纪末期至古新世，因此该套烃源岩对于晚白垩世时期所形成的圈闭是较为有利的。

第三套（SR1）：赛诺曼—土伦阶海相泥岩，全球性缺氧事件形成的富含有机质地层，TOC>3%，S2>10 mg/g，以II型干酪根为主，分布广泛。在晚白垩世末期大部分仍处于低成熟阶段（Ro小于0.7%），局部Ro达到0.7%～1.0%。总体上，这套烃源岩成熟度不高，生烃量相对有限，为盆地的次要烃源岩。

对于渐新世—中新世海相泥岩，尽管具有较高的有机质丰度和较好的有机质类型，但尚未进入成熟阶段。

2.3储层特征

Rio Muni盆地发育有海陆过渡三角洲相碎屑岩、浅海相碳酸盐岩和深海相碎屑岩等不同类型的储层，沉积时代主要包括下白垩统的阿普第阶、阿尔布阶、土伦阶、上白垩统的桑托阶、坎佩尼阶和第三系，其中以上白垩统坎佩尼阶和桑托阶储层的油气储量最为丰富。下面将重点介绍盆地主要储层的沉积特征和储层特征。

2.3.1上白垩统坎佩尼阶储层

上白垩统坎佩尼阶深水浊积砂体是Rio Muni盆地的主力产层，盆地内目前为止的两个重要发现Ceiba和NBG油田的主力产油层均属于该套地层。其中，NBG油田为发育在斜坡中上部的下切谷水道充填，以垂向相互叠置的厚层中粗或中细砂岩重复出现为特征，单层厚度大，横向变化较快，呈透镜状分布。在地震相上为大切谷背景下多期相互切割或垂向叠加的充填状，电性特征表现为低平背景下的中、高幅大型箱状或钟状。Ceiba油田则为发育在斜坡中下部的侧向迁移叠加水道充填，水道沉积垂向上呈明显的正韵律，多期砂体相互叠置构成叠合砂体，厚度由几米到40余米。地震上表现为多期透镜状地震相的侧向叠加，电性曲线特征为低平背景下的中、高幅大中型箱状或指状。

据Ceiba油田钻井岩心物性分析结果，储层孔隙度在20%～30%，平均26%，平均渗透率为500×10-3μm2，局部存在着高渗透性，达到5× 103～8×103μm2。

2.3.2上白垩统桑托阶储层

对比全球海平面变化曲线，晚白垩世桑托期处于长期海平面下降时期。因此，桑托期是深水浊积体发育的有利时期。Rio Muni盆地已发现的G-13含油气构造的主力储层即为桑托阶的深水浊积砂体。

通过古坡折识别和古生物分析结果，G-13构造位于陆架坡折带以下，属于浅海—半深海沉积环境，是深水浊流沉积发育的有利部位。

单井沉积相分析表明在G-13构造上白垩统桑托阶为外浅海—陆坡亚相，发育有浊积水道和陆坡泥沉积微相。浊积水道微相伽马测井曲线为箱型或漏斗型，岩性以浅灰色细砂岩和粉砂岩为主，次棱角—次圆状，分选中—好，地震相为中—强振幅，平行水流方向总体为楔状体结果特征，内部可见前积反射特征，而垂直水流方向可见弧形下凹的充填特征，向水道两侧边缘上超减薄。陆坡泥沉积微相伽马测井曲线平直，岩性以暗色泥岩为主，地震相为弱振幅平行—亚平行反射。

根据测井综合解释结果，在G-13构造，桑托阶储层整体具有单层厚度薄、储层物性差的特征。单层储层厚度一般在1～6 m之间，孔隙度一般则在8%～15%之间。

3　油气成藏特征

3.1盐拱冲断控制着有利勘探区带

西非海岸盆地在早白垩世阿普第晚期发育广泛的盐岩沉积。由于受到沃尔维斯脊的阻挡作用，盐岩的分布从沃尔维斯脊由南向北穿过宽扎盆地、下刚果盆地、加蓬盆地和Rio Muni盆地，最后消失在杜阿拉盆地，盐岩的沉积厚度由南向北逐渐减薄。Rio Muni盆地由于远离沃尔维斯脊，盐岩沉积厚度仅在几十米到数百米。随着晚白垩世构造抬升作用和沉积负荷的增加，盐岩开始塑性流动，造成盐层之上的白垩系碳酸盐和碎屑岩的地层沿着盐岩层产生顺层滑动，盐岩的活动控制着圈闭的形成、砂体的展布和油气的运聚，对Rio Muni盆地油气藏的形成和分布起着重要的作用。

根据盐岩发育分布、地层发育特点并结合现今地形特征，Rio Muni盆地可以划分出东部陆架区、斜坡盐拱带和西部深海盆地等三个区带，整体上区带平行于海岸线呈北东向条带状展布。其中，斜坡盐拱带油气成藏地质条件优越，是盆地有利的勘探区带。钻探表明，从南到北，已获油气发现的G-13含油构造、Ceiba油田、NBG油田等均位于该构造带范围内。

由于受到重力滑动、盐拱和冲断活动的影响，在斜坡盐拱带白垩系中形成了大量与盐岩活动相关的盐拱冲断构造，Ceiba油田和NBG油田就属于盐拱背景上形成的油气藏（图3）。盐拱—重力滑脱作用形成的古地貌低部位为深水重力流提供了可容纳空间，卸载沉积从陆架搬运至陆坡的沉积物，对深水浊积砂体的分布具有重要的控制作用。同时早期沉积的浊积砂体，后期由于受到盐拱作用可能被抬升至构造高部位，甚至可能遭受侵蚀切割，成为残余浊积水道砂体。Ceiba油田和G-13含油构造的主力储层即为悬挂于盐拱构造边缘的浊积砂体。而且滑脱断层、盐底辟断层为深部油气向上运移提供了重要通道。

图3　西非Rio Muni盆地区域地质剖面图（据IHS，2010）

3.2构造和岩性双重控制油藏类型和分布

Rio Muni盆地早期陆架区的油气勘探以寻找构造圈闭为主，钻探实践证实勘探效果并不明显。随着在盆地深水区相继发现Ceiba油田和NBG油田，以寻找深水浊积砂体储层相关的圈闭成为油气勘探的重点。目前盆地内深水区所发现的油藏主要有两种类型，分别为岩性—构造油藏和岩性油藏。油藏的类型和分布受到构造和岩性的双重控制。

Ceiba油田和G-13含油构造属于典型的岩性—构造油藏。其中Ceiba油田构造背景为盐拱冲断所形成的背斜圈闭，背斜宽约4 km，长约6 km，整体呈北东—南西向展布，主力储层为上白垩统坎佩尼阶的深水浊积砂体，水道砂体的展布受到盐岩活动所形成的古地形的控制，发育在背斜构造的东南翼部。油藏的分布范围受限于构造圈闭线和岩性尖灭线。对比油层顶面深度构造图，油藏的油柱高度已经超出构造最低圈闭线约100 m，溢出点位于背斜圈闭的东侧。钻探结果显示，油田已发现的油井主要分布在强振幅异常所预测的砂体范围内（图4），而在强振幅体以外的钻井均为失利。G-13含油构造的圈闭表现为盐拱活动相关的背斜形态，储层为上白垩统桑托阶的深水浊积砂体。从油层顶面深度构造图和储层砂体叠合图可知，整体上构造的走向为近南北方向而砂体的展布方向为北西向，由于受到下部盐刺穿作用的影响，在背斜圈闭的顶部发育盐岩，而储层砂体主要分布于构造的翼部低部位，该构造的两口油气发现井均位于构造和砂体的叠合范围内，油层则位于构造相对较高的部位。

NBG油田是典型的岩性油藏，由Okume、Ebano、Akom、Oveng、Abang、Elon等多个子油田组成。储层为上白垩统坎佩尼阶的深水浊积砂体，整体表现为切谷背景下的水道充填。由于受到切谷两侧地形的限制，不同沉积时期的浊积水道在切谷内发生小范围的摆动，垂向上多期砂体产生纵向叠置，向水道两侧发生岩性尖灭，从而形成在平面上呈带状分布的岩性油气藏，且这些油藏多呈不连续的孤立分布。

图4　西非Rio Muni盆地Ceiba油田钻井与地震振幅叠合图（据C&C，2010）

3.3储层优劣控制着油藏的商业性

Rio Muni盆地的油气显示层位纵向分布较广，从下而上包括下白垩统、上白垩统和第三系，同时不同层系的储量规模差异较明显，其中以上白垩统坎佩尼阶和桑托阶的储量最为丰富，占到盆地总油气储量的95%以上。从平面上看，除Ceiba油田和NBG油田之外，其它已发现的含油气构造多因储层物性差而并不具有商业价值。

Ceiba油田和NBG油田在上白垩统坎佩尼阶处于盆地的中、上陆坡，多形成垂向叠置和侧向叠置的水道复合体，相对较强的水动力条件有利于高效储层的发育。Ceiba油田和NBG油田单层砂体的厚度在10 m以上，储层孔隙度一般为20%～30%，渗透率多在200×10-3～2 000×10-3μm2，平均渗透率在500×10-3μm2。

G-13含油构造的主力储层为上白垩统桑托阶浊积砂体，属于发育在盆地中、下陆坡的分支水道，水动力条件相对较弱。钻井揭示，单层砂体的厚度在5 m以下，储层孔隙度一般小于15%，储层较为致密。因此虽然Triton公司在2002年即发现G-13含油构造，但由于储层差不具备商业性，最后连同该含油构造退还该公司所持有的区块。

4　结论

（1）Rio Muni盆地的油气勘探始于20世纪60年代末，勘探范围逐步从浅水区到深水区，先后经历勘探初期、勘探活跃期和发现高峰期等3个阶段，其中深水区的油气勘探效果最为显著。

（2）Rio Muni盆地属于典型的被动大陆边缘含盐盆地，经历了裂谷期、过渡期和漂移期。盆地发育3套烃源岩，阿尔布—上阿普第阶海相泥岩和微晶灰岩是盆地的主力烃源岩。上白垩统坎佩尼阶和上白垩统桑托阶深水浊积砂体是盆地的主力产层。

（3）盆地内重力滑脱和盐拱作用较发育，同时深水浊积砂岩储层的分布受到构造所形成的古地形的控制，地质条件相当复杂。盆地油气成藏具有以下特征：盐拱冲断控制着有利勘探区带；构造和岩性双重控制油藏类型和分布；储层优劣控制着油藏的商业性。

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中图分类号：TE122.3

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2012.03.023

基金项目：国家油气重大专项“西非被动大陆边缘盆地海底扇等勘探目标评价与优选”（2008ZX05030-003）。

收稿日期：2012-01-15；改回日期：2012-02-13

第一作者简介：刘琼，男，1981年生，工程师，2008年获中国地质大学（武汉）博士学位，主要从事海外油气勘探综合地质研究。

文章编号：1008-2336（2012）03-0023-06

Petroleum Geology and Reservoir Formation Characteristics of Rio Muni Basin in West Africa

LIU Qiong, HU Xiaolin, YU Shui, YU Yingmei, ZHANG Yingde, HAO Liye, PENG Jiayong
（CNOOC Research Institute, Beijing 100027, China）

Abstract:Through hydrocarbon exploration for more than 50 years in Rio Muni Basin, distinguished hydrocarbon exploration results have been obtained in deep-water area. As a typical passive margin salt-bearing basin, Rio Muni Basin has experienced three tectonic evolution periods, mainly rifting, transitional and drift periods. Three sets of source rocks are developed in Rio Muni Basin, of which Albian-Upper Aptian marine shale and micrite are the main source rocks. Upper Cretaceous Campanian and Santonian deep-water turbidite sandstone are the main production layers in the basin. Gravity gliding and salt related structure are developed in the basin. The petroleum geologic conditions for HC accumulation are as follows: the favorable exploration zones are controlled by salt arched thrust faulting, the reservoir types and distribution are controlled by structures and lithology, and the commercial values of oil and gas reservoirs are controlled by reservoir quality.

Key words:Rio Muni Basin; tectonic evolution; deep-water turbidite; salt arch-thrust; litho-structural reservoirs