叠合裂谷盆地风险勘探案例剖析——以尼日尔Termit盆地Agadem/Bilma/Tenere区块为例

袁圣强 翟光华 毛凤军 肖坤叶 郑凤云 何 伶 程顶胜 李早红 姜 虹

（1中国石油勘探开发研究院；2中国石油国际勘探开发有限公司）

0 引言

1961年10月,Soc Prosp/Expl Petr Alsac公司在尼日尔Djado盆地钻探了尼日尔第一口风险探井（野猫井）Kourneida-1,未获油气发现。1970年,尼日尔政府首次对外公开区块招标,并签署了第一个区块合同（原Agadem区块）。1970—2006年间,多家国际油公司（以美国油公司为主）先后在Agadem区块（包括Termit盆地主体）进行了36年勘探,累计投资约3.5亿美元,完成了30825km航磁及17000km二维地震采集,钻探井20口和评价井5口,发现7个油气藏,3P（证实+概算+可能）地质储量为2980×104t。由于所发现储量在地处撒哈拉沙漠腹地的尼日尔无法效益开发,并且合同到期,根据合同规定不转开发的区块到期将无偿退还政府,因此多家国际油公司无偿退出[1]。根据Agadem区块井位等部署推测,前作业者基本认识到了Termit盆地的含油气性,但许多地质问题尚未解决：（1）对于Termit盆地的油气成藏规律认识不足,包括烃源岩发育特征；（2）未认识到主力成藏组合和次要成藏组合特征；（3）认为Termit盆地油气资源潜力有限,对规模发现没有信心。这些问题同样也是中国石油进入后面临的挑战。

2022年底,中国石油走向海外即将满30年,进入尼日尔也即将满20年[2]。本文通过系统回顾尼日尔Agadem/Bilma/Tenere区块（简称A/B/T区块）前作业者和中国石油的勘探历程,总结其成功的经验和认识,形成一个海外自主勘探的案例,以期对“走出去”提供借鉴和参考。

1 区域地质特征

在前寒武纪,非洲的克拉通之间由泛非造山带连成古大陆[3]。Termit盆地是发育在前寒武系结晶基底之上的西非裂谷系中—新生代盆地（图1）,发育了一套厚达8～9km的白垩系—第四系的陆相/海相沉积岩,钻井揭示的基底岩性有花岗岩、片麻岩、片岩、伟晶岩等,Termit盆地西部揭示的花岗岩基底年龄为190Ma±7Ma[4]。该盆地的形成与冈瓦纳大陆解体、南大西洋裂开和印度洋开启有关,同时泛非基底构造可能对其走向和构造有显著的影响[5-6]。Termit盆地早期火山活动不发育,但晚白垩世—古近纪火山活动发育,火成岩年龄通常小于85Ma[4],部分年龄在62Ma左右[7-8]。Genik提出Termit盆地发育三期裂谷[4],中国石油研究认为其发育两期裂谷和两期坳陷[9-13],从下到上发育了下白垩统（K1）,上白垩统Donga组、Yogou组（细分为YS1段、YS2段和YS3段）、Madama组,古近系Sokor1组、Sokor2组和新近系（图2）。Termit盆地沉积环境经历了陆相—海相—陆相的演变过程[9,14-18],Donga组和Yogou组以海相砂泥岩沉积为主[19],形成了不同于中西非其他主要含油气盆地的上白垩统海侵沉积层序[20-21]。

图1 Termit盆地构造纲要及钻井位置图（据文献[4]修改）Fig.1 Structural outline of Termit Basin with well location (modified after reference [4])

图2 Termit盆地地层综合柱状图（据文献[9,11]修改）Fig.2 Comprehensive stratigraphic column in Termit Basin (modified after references [9,11])

2 油气勘探历程

2.1 前作业者勘探阶段

中国石油进入尼日尔进行勘探作业之前,尼日尔A区块进行过多轮次的作业者变更和合同重新签订,后进一步划分了B区块和T区块。油气勘探总体可分为4个阶段（图3a）。

2.1.1 早期阶段（1970—1980年）：Texaco公司和Esso公司先后成为A区块作业者，风险探索为主

Texaco公司和Esso公司是首批进入尼日尔进行勘探的国际油公司。1970年1月,两家公司联合中标原A区块,权益各占50%,Texaco公司为作业者。区块面积为117000km2（图3a）,合同模式是常规资源勘探许可,勘探期为1970—1977年。1977年,通过股权变更,Esso公司成为作业者,权益占75%,Texco公司权益占25%[22]。

1970—1980年,共采集二维地震资料3937km,在A区块共钻探风险探井8口,7口位于Termit盆地（图1）。1975年Madama-1井在Termit盆地首次发现了古近系Sokor1组油藏,1979年Yogou-1井在盆地首次发现了上白垩统Yogou组油藏,其余井失利,成功率为25%。

早期阶段部署的探井是围绕主力凹陷周边高部位的凸起区和斜坡区进行钻探,总体是以白垩系为主要目的层,基本揭示了所有沉积地层（其中3口井钻遇基底）,推测其目的是探索整个盆地的含油气性,以风险探索为主。

2.1.2 盆地古近系（上组合）探索获突破（1980—1995年）：Elf公司为A区块和B区块作业者

1980年12月,通过股权变更,Elf公司入股并成为A区块作业者,权益为33.33%,伙伴有Esso公司和Texaco公司。区块面积为90955km2（图3a）,合同模式是常规资源勘探许可。1980—1985年,义务工作量为采集二维地震资料1500km和钻井2口。1985年,Texaco公司退出,政府重新签署了区块合同,区块面积为72681km2,合同模式是常规资源勘探许可,Elf公司持股62.5%,仍为作业者,伙伴是Esso公司。1993年,Elf公司在A区块持股比例变更为50%,为作业者。

图3 尼日尔A/B/T区块范围变化示意图（部分数据来自文献[22]）Fig.3 Exploration rights scope changes of A/B/T blocks in Niger (part of data from reference[22])

1979年,Elf公司获得了原B区块合同,权益为100%,区块面积为62000km2（图3a）,合同模式是常规资源勘探许可。1981年,AG公司入股B区块25%权益,Elf公司权益变为75%,至1984年合同结束,B区块未实施实物工作量。

1980—1995年,Elf公司在A区块共采集二维地震资料7843km,钻探风险探井/评价井11口（探井6口、评价井5口,图1）。探井在西部Dinga断阶带上组合Sokor1组发现5个油气藏,针对下组合Yogou组钻探1口评价井Yogou-2井,失利。

期间钻井以古近系为目的层,在Dinga断阶带获得一定程度的发现,是前作业勘探发现的高峰期。该阶段成功的原因推测是吸取前期教训,探索和发现了上部成藏组合含油气性（图2）。

2.1.3 继续甩开探索上组合，收效甚微（1995—2001年）：Esso公司再次成为A区块作业者

1995年11月,尼日尔政府将原A区块重新划分为A区块、B区块和T区块（图3a）。通过作业者变更,Esso公司再次成为新划分A区块作业者,工作权益为80%；Elf公司为合作伙伴,权益为20%。A区块面积为27427km2,合同模式是常规资源勘探许可。勘探期为1996—2006年,义务工作量为钻井3口和完成投资6600万美元。1998年,Elf公司正式退出,Esso公司拥有A区块100%的权益。

1997年,TG World公司获得T区块100%权益,区块面积为70000km2（图3a）,合同为勘探许可,合同期为1997—2007年,分为4+3+3年。至2003年中国石油进入,TG World公司未在T区块实施实物工作量。

1995—2001年,Esso公司担任A区块作业者期间,采集二维地震资料1800km,钻井3口（图1）。3口井目的层均是古近系,探索了盆地北部隆起带和东部构造,均失利,古近系探索受挫,显示前作业者未认识到其成藏规律。

2.1.4 发现少量油气，勘探进入低谷期（2001—2006年）：Petronas公司成为A区块作业者

2001年6月,Petronas公司承诺独家新完成3口探井工作量,获得A区块50%的工作权益并成为作业者,Esso公司为合作伙伴。区块面积和合同模式等未调整。2005年1月,Esso公司再次成为作业者,和Petronas公司各拥有区块50%的权益,2006年两家公司正式无偿退出A区块。期间Petronas公司主导钻探了Jaouro-1-ST1、Archigore-1和Gani-1等3口探井（图1）,目的层是古近系,2口井位于盆地西部Dinga断阶带,发现两个小规模油藏；1口井位于盆地西南部Yogou斜坡,失利。

根据探井部署可以看出,Petronas公司以Dinga断阶带为勘探目标,未敢于大规模甩开勘探,同时在Yogou斜坡探索失利。根据后来中国石油对于成藏的认识,Yogou斜坡因为断层断距小,油气不利于运聚到上组合Sokor组,上组合含油性差,应以Yogou组自生自储成藏组合为主。中国石油在该地区以Yogou组为目的层发现了一个亿吨级油田群[23]（图4）,反映出Petronas等国际油公司对于成藏规律认识的不足。

图4 Termit盆地主要含油气区带分布图Fig.4 Distribution of main oil and gas areas in Termit Basin

2.1.5 前作业者勘探认识局限性与勘探面临挑战

经过前作业者36年勘探,基本摸清了Termit盆地的二级构造单元和地层沉积层序。认识到Termit盆地发育两套成藏组合,分别针对白垩系和古近系成藏组合进行了勘探,并在全盆地主要构造带进行甩开勘探,但未锁定主力目的层,发现集中在Dinga断阶带,认为其他区带成藏概率低,反映前作业者对于盆地主力成藏组合认识不清,对于盆地其他新区带潜力缺乏信心。由于成藏机理认识不深入,造成许多部署钻井目的层错位而失利。最典型的案例之一是Elf公司1982年钻探的Trakes-1井,目的层是针对上白垩统,未获油气发现。2020年中国石油在同一个断层另一侧的上升盘针对古近系目的层进行钻探,获得了商业发现。另外,Termit盆地多期裂谷叠置,构造结构复杂、破碎,以发育反向断块和断垒为主,圈闭识别难度大,使得中国石油进入后要取得规模油气发现面临诸多挑战。

2.2 中国石油区块评价获取与重大突破

2003年初,中国石油通过对Termit盆地进行初步评价,认为该盆地具有与苏丹Muglad盆地等相似的盆地演化和成藏地质条件,属于陆相裂谷盆地范畴。一是认为Termit盆地具备基本的石油地质条件,主坳陷埋藏深（超过8000m）,具有勘探潜力；二是认为Termit盆地发现主要集中在盆地西部陡坡带,广大东部和南部缓坡带地区尚未突破,勘探领域广；三是中国石油在陆相裂谷盆地勘探有丰富经验和技术优势。因此积极推动技术和商务一体化运作,2003年先进入覆盖Termit盆地外围的T区块和B区块（图3b）,2008年获得涵盖Termit盆地主坳陷的A区块。

2.2.1 技术商务一体化和接触战略见成效，2003年获取B/T区块，进行初步探索

2003年底,通过股权变更,中国石油进入T区块并获得80%的权益,TG World公司权益为20%。2004年,中国石油正式与政府签署区块合同,中国石油为作业者,区块面积为70770km2,为矿税制合同,勘探期为4+3+3年。第一勘探期为2004—2008年,延长了2年,义务工作量为采集二维地震资料1500km和钻井3口,期间进行钻探和区域地质研究探索；2011年,因未获勘探发现,TG World公司彻底退出T区块,中国石油权益为100%,并进入了第二勘探期。第二勘探期退出区块面积的50%,义务工作量为采集二维地震资料1000km和钻井4口；2016年进入第三勘探期,义务工作量为钻井1口。期间因不可抗力和勘探潜力等与政府谈判,勘探期有所补偿。2020年因未获商业油气发现中国石油最终退出T区块,共采集二维地震资料6702km,钻井8口。

2003年底,中国石油进入B区块（图3b）,权益为100%。2004年,中国石油正式与政府签署B区块合同,区块面积为66650km2,为矿税制合同,勘探期为4+3+3年,开发期为15年,可延长10年。第一勘探期义务工作量为采集二维地震资料1000km；第二勘探期义务工作量为采集二维地震资料1000km和钻井1口；第三勘探期义务工作量为采集二维地震资料500km或三维地震资料100km2和钻井2口。期间通过与政府谈判,申请了勘探延长期,最终勘探于2022年到期。2020年在B区块发现一个亿吨级油田群（Trakes）。

2.2.2 抓住时机，成为A区块作业者，地质研究攻关和勘探并行，获规模勘探突破

2008年6月,中国石油与尼日尔政府正式签署合同成为A区块作业者,权益为100%,根据地质认识和分步走战略,进行滚动和风险勘探。区块面积为27660km2,合同模式为产品分成,勘探期为4+2+2年,开发期为25年,可延长10年。第一勘探期4年,义务工作量为采集二维地震资料600km、采集三维地震资料220km2和钻井11口,退地50%；第二勘探期2年,义务工作量为采集二维地震资料1500km、采集三维地震资料100km2和钻井4口,退地50%；第三勘探期2年,义务工作量为采集二维地震资料1500km和钻井3口,勘探到期退出。期间,因为不可抗力勘探期补偿了1年。中国石油于2017年6月A区块勘探到期,全面转入开发。期间,2013年8月23日中国石油向台湾中油股份有限公司（简称台湾中油,OPIC）出售A区块20%的权益。根据合同规定,尼日尔政府在A区块进入开发期有权参股15%,开发期内中国石油权益为65%（作业者）,OPIC权益为20%,尼日尔政府权益为15%。至2017年A区块勘探到期转开发,新发现3个亿吨级油田群。

2.2.3 中国石油在尼日尔A/B/T 3个区块完成工作量

2003—2022年间,中国石油针对尼日尔A/B/T 3个区块实施了大量实物工作量,其中A区块2017年勘探到期转开发,T区块2020年勘探到期未获商业储量发现退出,B区块2022年勘探到期转开发。中国石油在尼日尔累计完成二维地震资料采集约24728km、三维地震资料采集近13500km2、时频电磁采集2122km,共完钻探井/评价井228口,新发现油气藏130多个（75%位于A区块,25%位于B区块）,其中亿吨级油气区带5个。2011年11月,A区块一期油田（EEA1,含3个断块）建成投产,年产能为100×104t石油,已稳产11年。目前二期油田450×104t年产能正在建设中,预计2023年建成投产。

3 盆地油气富集特征

针对前作业者在Termit盆地勘探研究中的认识盲区,中国石油基于陆相裂谷地质理论和被动裂谷盆地地质理论[23],进行攻关研究,提出新的地质认识,促进Termit盆地勘探大发现。

3.1 储盖组合

研究认为Termit盆地发育多套储层,包括下白垩统砂岩、上白垩统砂岩、古近系Sokor1组和新近系砂岩。在上白垩统Donga组下部、Yogou组上部和古近系Sokor1组储层中有工业油气流发现。通过对3套主要含油储层的岩石类型进行统计,认为Termit盆地储层的岩石类型较为单一,主要为石英砂岩。古近系Sokor1组储层以不等粒石英砂岩、细粒石英砂岩为主；碎屑组分主要为石英、长石、岩屑,其中石英平均含量达85%,成分成熟度高,偶见少量长石,储层发育原生孔隙和部分次生孔隙,平均面孔率为16%[24]。上白垩统储层岩石以细粒石英砂岩为主,含少量不等粒石英砂岩,分选中等—差,磨圆差；碎屑组分主要为石英、长石、岩屑,石英含量可达90%以上,成分成熟度高,储层发育原生孔隙和部分次生孔隙,平均面孔率为12.5%[25]。总体分析,两套储层的碎屑组分基本一致。

Termit盆地主要发育上白垩统和古近系盖层,其中古近系Sokor2组为区域盖层。通过测井评价,认为上述两套盖层均为有效盖层。Sokor2组泥岩盖层物性封闭能力强,且普遍存在异常压力；Yogou组和Donga组以泥岩为主,为Ⅰ—Ⅱ类盖层,均可有效封盖油气[26]。

由此,Termit盆地垂向上划分为上、下两套成藏组合,上组合为古近系成藏组合,包括下部Sokor1组砂泥岩互层段,上部Sokor2组发育区域性泥岩盖层[24,27]；下组合为上白垩统成藏组合,晚白垩世坳陷期发育海进—海退旋回,海退期形成主力烃源岩及近源成藏组合（图2）。

3.1.1 上组合（主力成藏组合）

古近纪裂谷初始期Sokor1组发育三角洲平原河道砂体及三角洲前缘分流河道砂体,古近纪裂谷深陷期Sokor2组湖泊相泥岩为区域盖层[24]。同时,研究认为古近纪裂谷层序发育范围小于晚白垩世海侵层序范围,古近系储盖组合处于烃源岩的有效供给范围内[28-30]。Termit盆地古近系Sokor1组反向断块发育,研究认为反向断块中主力储层Sokor1组砂岩与Sokor2组厚层泥岩段侧向对接,易形成良好的侧向封堵条件,结合前作业者钻探认识,综合确定古近系成藏组合是Termit盆地的主力成藏组合[1,11]。

3.1.2 下组合（次要成藏组合）

上白垩统成藏组合油气来自Yogou组和Donga组海相烃源岩。该套成藏组合的储层为三角洲及滨海相砂岩,主要发育在DS1层序及YS3层序上部。MS1层序砂岩缺乏盖层,不能有效聚集油气,故该套成藏组合主要储层段为YS3层序和DS1层序,DS2层序及YS2层序在盆地边缘沉积薄层砂岩,以自生自储为主（图2）。

另外,下白垩统是否存在成藏组合尚未确定。下白垩统是盆地第Ⅰ期裂谷期,裂开范围有限,只在局部凹陷区有沉积,推测以河流—湖泊相粗粒沉积为主,总体泥岩不发育。因为深凹区埋藏较深,可能局部发育泥岩,是否能够成为有效烃源岩还没有证实,且埋藏太深,推测砂岩物性差,可能不发育有效成藏组合。

3.2 烃源岩

地球化学分析认为Termit盆地存在古近系Sokor1组、上白垩统Yogou组和Donga组3套泥岩烃源岩[28-30]。Yogou组上段（YS3）泥岩为中等—好烃源岩,是主力烃源岩[31-32],其总有机碳含量平均达4.9%,生烃量达14.45mg/g（HC/岩石）,Ⅱ2型有机质为主,镜质组反射率为0.62%～1.29%。含油气系统分析与模拟显示该烃源岩全盆地大面积成熟,油气运移具有原地生油、垂向和侧向运移的特征。次要烃源岩包括Yogou组下段（YS1、YS2）泥岩、Donga组泥岩（Ⅱ2—Ⅲ型有机质为主,成熟—过成熟）和古近系Sokor1组泥岩（Ⅰ—Ⅱ1型为主,成熟范围小,只在Dinga深凹区局部成熟）。

含油气系统模拟预测表明,YS3段主力烃源岩层系生烃潜力较大,占总生烃量的96.3%,以生油为主,Termit盆地总生烃量为494.5×108t,总排烃量为401.6×108t,总资源量约为16×108t,潜力大,有效解决了盆地资源潜力的困扰。通过古生物和沉积环境分析,在上白垩统泥岩中识别出Cribroperidinium cooksoniae、Ovocytheridea bashibulakeensis、Micula staurophora等典型海相化石,证实晚白垩世与世界同步的大规模海侵的存在,结合地震等资料,确定YS3段发育海陆混源型烃源岩,且广覆式发育和成熟,有力支撑了盆地资源潜力评估和潜力区带优选。

3.3 油气成藏模式

针对成藏机理不清等问题,研究认为Termit盆地白垩纪和古近纪两期裂谷斜向叠置[11],上白垩统海相烃源岩广覆式发育,形成大范围生烃灶,与上覆古近系陆相主力成藏组合形成良好源储配置。热史重建与流体势运移模拟发现,盆地白垩纪古地温梯度低（平均为27.6℃/km）,古近纪增高（平均为35.7℃/km）,主力烃源岩在古近纪末期才开始大规模排烃,油气可以通过主力成藏组合下部的Madama组厚层砂岩（平均厚度达600m）和断裂系统进行侧向和垂向运移,在远离凹陷的构造带聚集成藏。古近纪裂谷期盆地在近东西向拉张应力诱导下,发生北西—南东向右旋弱走滑,形成一系列断块圈闭,据此建立了海陆叠合裂谷油气成藏模式（图5）。

图5 Termit盆地海陆叠合裂谷油气成藏模式图（剖面位置见图4）Fig.5 Hydrocarbon accumulation mode in marine and continental superimposed rift in Termit Basin(section location is in Fig.4)

在海陆叠合裂谷油气成藏模式的指导下,突破了前作业者勘探认识盲区,指导落实Dinga断阶带一个亿吨级区带,在前人失利的D构造带、中部Fana低凸起和东部Trakes斜坡等新发现4个亿吨级含油区带（图4）。

3.4 典型油气藏分析

2003年以来,中国石油在Termit盆地共落实1个亿吨级和新发现4个亿吨级油田群[1,33-34],除了Yogou斜坡亿吨级上白垩统油田群外,其余均为古近系油田群（图4）。Termit盆地油气田以断块油藏为主,盆地西侧的部分油田发育气顶油藏。Sokor1组油藏以反向断块和断垒为主,含油层系以三角洲前缘沉积为主,储层孔隙度为20%～30%,渗透率为200～1000mD,属中高孔—中高渗储层；Yogou组油藏以低幅度背斜和顺向断块为主,储层为海相细砂岩,孔隙度为8%～25%,渗透率低于500mD,属中孔—中渗储层,充满度较低,天然能量较为充足。

Sokor组主力油田埋深为1500～2600m,原油API重度为11～45,以中轻质原油为主,采收率介于20%～30%,下面以D油田群为例进行说明。D油田群以古近系Sokor1组为主力油层,埋深为1000～2500m,埋深适中,以反向断块和断垒为最有利圈闭类型（图6）。该区紧邻西侧的Dinga生油凹陷,发育两期断层,包括早白垩世断层和古近纪断层,且发育继承性大断层,成为沟通油气运移的主要通道,在反向断块上升盘聚集形成大油田群。

图6 D油田Sokor1组油藏平面图（a）和剖面图（b）Fig.6 Oil reservoir plane map (a) and profile (b) in Sokor1 group in D oilfield

D断块为断鼻构造,局部被反向次级断层切割复杂化；主断层断距为500～600m,次级断层断距为30～50m,含油圈闭南北长9km,东西宽约700m,含油圈闭幅度为160m；发现井D-1井目的层是Sokor1组的E2—E5油组,砂层厚、物性好,储层相对发育,为中高孔—中高渗储层。D断块E3—E4油组主力油层试油产量高,自喷达到1500bbl/d以上。纵向上原油性质有差异,主力油组E3—E4为中质原油,密度为0.90g/cm3,次主力油组E2为重质原油,密度较高,为0.94g/cm3。

4 勘探启示

4.1 坚持技术和商务一体化评价，制定适合的勘探策略，是尼日尔项目成功的基石

自主勘探成功的区块桶油成本低,效益一般均较好,自主勘探的成败对于海外油气项目至关重要[2,23]。中国石油之所以能够在尼日尔勘探获得成功,技术和商务一体化的密切结合,以及坚持在自己擅长领域进行自主勘探区块获取是重要原因。

海外勘探与国内差别很大,主要体现在时间紧、节奏快、任务重等方面,有明确的勘探期,一般累计不超过10年。以A区块为例,2008年6月,中国石油获得A区块,按照合同规定勘探期8年,分为4+2+2年,且3年内还要建成100×104t/a的产能、输油管线及炼厂,时间紧、节奏快、任务重。中国石油专家立足于长远规划,集思广益,制定了勘探分四步走策略。一是先依托前作业者已有的勘探发现,优先落实老油田及周边圈闭的油气储量规模,为100×104t/a产能建设提供储量基础；二是依托前作业者已有的勘探发现,先重点勘探Dinga断阶带,尽快落实该区带古近系的资源潜力；三是甩开评价盆地其他区带,尤其是东部斜坡；四是进一步探索白垩系勘探潜力。按照当初制定的四步走勘探策略,逐步实现了制定的战略目标,为二期450×104t/a产能建设和原油外输提供了储量基础。

4.2 创新地质认识是Termit盆地风险勘探突破的核心

中国石油接手后,针对面临的难题,系统开展了盆地构造演化、沉积储层、烃源岩评价、含油气系统模拟和油气运移成藏等研究工作,形成了“Termit盆地晚期生烃,跨时代运聚,晚期成藏”的地质新认识[30]。提出晚白垩世坳陷期Termit盆地遭受大规模海侵,泥岩全盆地广泛沉积,形成了上白垩统Yogou组和Donga组烃源岩；此外,由于古近纪裂谷作用较弱,沉积范围小,坐落于上白垩统优质烃源岩之上,形成“断坳叠置、下大上小”的盆地结构特征,供油面积大大增加,晚期生烃和跨时代运移使得上白垩统生成的油气运移到古近系中成藏。打破了前作业者认识局限,从而为后续盆地东部斜坡D构造带、Fana低凸起、Yogou斜坡风险勘探的突破及规模储量发现提供了坚实的指导。也正是基于这样的创新认识,2019—2022年,中国石油在盆地东缘Trakes斜坡勘探获重大突破,发现一个新的亿吨级油田群,距1982年第一口风险探井已走过40年。

4.3 应用和攻关适用的陆相裂谷技术，是促进规模储量快速发现的催化剂

针对Termit盆地构造复杂、圈闭破碎等难题,参考经典陆相裂谷盆地勘探理论技术,提出针对性建议。一是应用成熟技术,提出“三维地震资料整体部署、分步实施”策略。根据二维地震资料落实情况和石油地质研究认识确定先采集哪一部分,逐步实施,也可以根据实际钻探情况进行调减或调增,同时保持采集数据参数一致性,降低作业成本,提高圈闭识别精确度。以Trakes斜坡为例,同一个区域古近系Sokor1组顶构造图二维地震资料解释只发现2个小圈闭,圈闭总面积为2.3km2,实施三维地震后,新发现圈闭目标26个,圈闭总面积为126km2（图7）,充分显示了有规划的整体部署和分步实施三维的重要性。二是攻关形成系列适用技术,包括复杂断块精细刻画技术、相控模式下的分频属性反演技术和低阻油层成因机理研究与综合评价技术等,形成了技术手册和获得了软件著作权,有效解决了勘探中面临的难题,提高了勘探的效率。

图7 Termit盆地东缘Trakes斜坡二维区（a和b）与三维区（c和d）构造解释对比图Fig.7 Comparison of structural interpretation results in 2D (a and b) and 3D (c and d) seismic areas in Trakes slope in the eastern marginal of Termit Basin

5 结论

中国石油通过高效的技术和商务一体化运作,成功获取了尼日尔自主勘探区块。攻关前作业者认识盲区,快速明确了Termit盆地主力烃源岩特征、主力储盖组合并建立成藏模式,为勘探发现奠定基础。同时,遵循海外项目运营规则,按照制定策略和勘探期进行项目高效运作,自主勘探获得成功。尼日尔项目成为中国石油“走出去”自主勘探的又一成功典型案例,不但丰富和发展了被动裂谷盆地石油地质理论,也为未来类似区块的评价、获取和勘探提供参考。

致谢：文章撰写过程中得到窦立荣、张光亚、万仑坤和刘小兵等专家的指点和帮助,在此一并感谢。