尼日利亚Ariki油田地层层序、构造格架与油气运聚

AHANEKU C V，OKORO A U，ODOH B I，ANOMNEZE D O，CHIMA K I，EJEKE C F，OKOLI I N（. Department of Geological Sciences, Nnamdi Azikiwe University; . Department of Subsurface and Engineering, Nubian Group; . Department of Physics/Geology/Geophysics, Federal University）

尼日利亚Ariki油田地层层序、构造格架与油气运聚

AHANEKU C V1，OKORO A U1，ODOH B I1，ANOMNEZE D O2，CHIMA K I3，EJEKE C F1，OKOLI I N1
（1. Department of Geological Sciences, Nnamdi Azikiwe University; 2. Department of Subsurface and Engineering, Nubian Group; 3. Department of Physics/Geology/Geophysics, Federal University）

摘要：综合应用测井和三维地震数据，对尼日尔三角洲盆地西部浅海沉积带Ariki油田的构造格架和地层层序进行了解释，并开展了断裂控藏分析。该油田主力储集层Agbada组内识别出5个最大洪泛面和5个层序界面，构造格架受控于伸展构造活动所形成的主断层、次级断层以及滚动背斜。研究区共发育7条断层，可划分为3个主断层和4个次级断层；在油田西翼，次级断层活动形成类似地堑和地垒的构造。通过断距分析，认为在1 800 ms以下，主断层断距加大，主断层作为油气运移通道；在1 800 ms以上，主断层断距变小，可以作为油气圈闭遮挡。研究区存在四面下倾的滚动背斜和次级断层控制的三面下倾闭合圈闭等多种远景构造圈闭，有利于提升石油区带的规模勘探潜力。图8表1参10

关键词：尼日尔三角洲；Ariki油田；地层层序；构造格架；油气运聚；滚动背斜；断层封堵性

0　引言

尼日尔三角洲盆地位于赤道西非几内亚湾大陆边缘，即北纬3°～6°、东经5°～8°。该盆地以构造圈闭为主，也不乏地层圈闭，这些圈闭形成于Agbada滨海沉积的同沉积变形期[1-2]。受第三系Akata组欠压实、超压页岩不稳定性增大的影响，构造复杂性由北向南增强[3]。该盆地断层的断距大小和沿断面的页岩/黏土涂抹量直接影响断层的封堵能力，如果断距小于150 m （492 ft）或沿断面的页岩/黏土涂抹量大于25%，则认为断层具有封堵性[4-5]。

Ariki油田位于尼日尔三角洲盆地的西南部，为一典型老油田，油田在早期获得大量油气发现后投入开发，迄今，油田内已发现的构造圈闭大多数已被钻探并投入开发。尽管这些油气发现具有商业开采价值，但由于构造复杂，油田产量持续下降。构造复杂是该油田剩余油气勘探与开发中所面临的主要难题，因此，有必要厘清断裂体系与地层之间的关系。本文综合应用测井和三维地震数据，对Ariki油田的构造格架和地层层序进行解释，并开展断裂控藏分析，基于断距分析开展构造风险评估。

1　研究区地质概况

本文研究区位于尼日利亚尼日尔三角洲盆地西部浅海沉积带，面积55.38 km2（见图1）。尼日尔三角洲盆地属于典型的被动大陆边缘盆地。多数学者[6-8]认为，由于南美洲和非洲板块的裂解，导致南大西洋的开启，进而形成了尼日尔三角洲盆地。盆地发育于古新世，为南美与非洲板块分离期间所形成的三叉裂谷的衰亡支，盆地内沉积物厚度超过12 km[7-9]。

图1　研究区位置图

尼日尔三角洲盆地的沉积物主要有3种岩性：底部的海相泥岩（Akata组）；中部的互层状河流—三角洲相砂岩、粉砂岩及泥岩，属于典型的滨岸三角洲层序（Agbada组）；最上部的块状陆相砂岩，即Benin组。沉积地层的地质时代向盆地方向变新，表明三角洲内部的沉积环境整体具有海退特征。受沉积物快速输入和生长断裂作用的影响，形成一系列东—西走向的沉积中心，进而形成了该三角洲地区复杂的构造格局[3]。

尼日尔三角洲盆地仅发育一个确定的含油气系统[2, 9-10]，即第三系尼日尔三角洲（Akata—Agbada）含油气系统。盆地之所以油气分布广泛，主要是由于具备良好的石油地质条件。

尼日尔三角洲盆地Akata组海相泥岩和Agbada组下部的海陆交互相泥岩，有机碳含量较高，处于生烃高峰期，是极为有利的潜在烃源岩。

Agbada组的三角洲分流河道砂岩以及Akata组内部的浊积砂岩（深层）可作为储集层。其中Agbada组砂岩极其发育，单层厚度较大，砂岩固结程度差，属于高孔、高渗储集岩，是该盆地主要的油气储集层。

封盖类型包括断面黏土涂抹、封盖性单元互层产出以及砂-泥岩侧向对接。Agbada组顶部泥岩分布范围较广，是该组上部砂岩的区域性盖层。Agbada组内部各砂层组之间的泥岩层分布稳定，是主要的盖层。此外，各砂层组内部厚度相对较大、分布相对稳定的泥岩及三角洲侧翼的泥岩，也有一定程度的封盖作用。

圈闭类型包括构造圈闭（滚动背斜、断块）和地层圈闭。尼日尔三角洲盆地是新生代沉积盆地，沉积速度快，泥岩欠压实常见，发育一系列与重力作用有关的构造类型。滚动背斜及其伴生构造，是该盆地陆上和浅海地区油气聚集的主要圈闭类型。盆地内的圈闭形成与油气运移之间的时间配置良好。

2　数据与方法

本次研究所用数据由雪佛龙尼日利亚有限公司提供，其中包括三维地震数据体（55.38 km2）、4口井的测井曲线、2口井的井斜数据以及4口井的井震标定数据。本次研究采用Schlumberger公司的Petrel软件，对测井和地震数据进行解释。Petrel软件主要用于精细的测井和地震数据解释、合成地震记录制作、平面图与剖面图编制以及研究结果的二维和三维图像化显示。

利用时深转换数据进行地震记录合成和井震标定可消除地震和钻井数据之间的差异。数据表明，一个岩性段形成一个单独的反射。用AB05井的声波和密度测井资料来生成声阻抗和反射系数，应用SEG （Society of Exploration Geophysicists）正常极性零相位子波（产生于小波提取过程中），得到反射系数，进而生成合成记录。

断层和层位的合理解释有助于建立油气藏和油田开发尺度构造与地层模型。本次研究把信号处理和边缘检测属性分析应用于原始地震数据体，以增强断裂体系的可识别性和地震反射轴的连续性，使得地震数据解释更加客观，解释剖面更符合地质实际。应用构造平滑和中值滤波属性可显著提高信噪比，从而解决有些地区分辨率低的问题，增强地震反射轴的连续性，进而提高构造解释精度（见图2）。

将方差边缘属性投影到基于构造平滑数据体的时间切片上，可清晰地揭示出研究区内关键断层的空间展布（见图3）。进而开展断距分析，以确定断层的潜在作用：作为油气运移路径或是油气运移遮挡。

图2　原始地震剖面及处理结果

图3　方差边缘属性在时间切片上的投影（2 224 ms时间切片，红色箭头指示断面）

3　结果与讨论

3.1地层层序划分与对比

以自然伽马值60 API作为岩性划分的界线，结果表明研究区地层主要由砂岩和泥岩组成，分别对应于Benin组和Agbada组。上部层段Benin组的岩性组合为厚层块状砂岩夹薄层泥岩，下部层段Agbada组为砂岩与泥岩互层。Agbada组又可进一步细分为上段和下段，上段以砂岩为主，下段以泥岩为主。垂向和横向相变导致砂岩和泥岩厚度显著变化。

在地层划分的基础上，本研究对油田进行了连井地层对比（见图4）。以AB05井为例，共识别出11个地层界面，其中包括5个最大洪泛面（MFS）、5个层序界面（SB）以及Agbada组顶面；随后对AB01井及AB07井也进行了层序地层解释并与AB05井进行地层对比，以确定地层的横向连续性。对比结果表明，上述3口井位于同一断块，连井剖面上未见有断层切割现象（见图4）。

在钻井资料对比基础上井震结合生成合成地震记录，结果显示生成的合成记录与原始地震道匹配良好，置信度超过98%。

3.2构造格架

Ariki油田发育7条断层，分别为DLF1、DLF2、DLF3、ANF1、ANF2、ANF3及SNF1（见图5）。上述断层又可分为一级断层和二级断层2类，一级断层为主断层，有DLF1、DLF2、DLF3；二级断层为次级断层，有ANF1、ANF2、ANF3及SNF1。DLF1、DLF2、DLF3为向盆地一侧下掉的正断层（见图5），向南（向盆地方向）倾斜，将油田分割为4个断块（A、B、C、D），4个断块均呈东—西走向，下降盘位于西南方向（见图6）；此类断层切穿整个地层，且导致地层垂向断距较大。二级断层可分为顺向和反向正断层，导致研究区西翼形成类似地堑和地垒的构造；此类断层的垂向延伸距离和断距均相对较小。

向盆地方向的主断层下降盘，地层层序相对增厚，由此说明断块形成于沉积期。基本解释结果和构造格架三维可视化结果表明，研究区受控于向海方向的拉张应力，油田西翼的向陆倾斜正断层起调节作用。各种构造样式均证实层序构型主要受控于伸展构造活动。

3.3断层落差分析

图4　研究区AB05—AB01—AB07连井对比剖面（GR—自然伽马；Rlld—深侧向电阻率）

图5　地震剖面及断层解释结果（剖面位置见图1）

主断层（DLF1、DLF2、DLF3）明显错断解释层位（见图7），断距分析结果见表1。断层可能作为运移通道，也可能成为油气聚集的圈闭遮挡。分析结果显示：在1 800 ms以下，主断层作为油气运移通道；而在1 800 ms以上，主断层对油气聚集起到封堵作用。

图6　研究区MFS 5界面构造图

图7　DLF 1和DLF 2的断层断距分析

3.4构造对油气运聚的影响

研究区已被证实具有烃源岩、储集层及封存单元共存的特征。Ariki油田最主要的圈闭机制为主断层下降盘的四面下倾闭合型滚动背斜，以及主断层（浅层）和次级断层错断地层所形成的三面闭合构造（断层封堵）。

表1　DLF1和DLF2断层断距统计表

本文提出了研究区的油气圈闭概念模型（见图8），并认为切断1 800 ms以下地层的主断层（DLF 1至DLF 3）为油气运移路径，促使油气充注到浅层圈闭和深层滚动背斜。在1 800 ms以下，主断层断距加大，油气圈闭为滚动背斜和次级断层错断地层所形成的断层相关圈闭（三面闭合）。在1 800 ms以上，主断层断距变小，主断层具有封堵性，可作为油气圈闭遮挡。与四面下倾的闭合构造相比，三面闭合构造的勘探风险更高（见图8）。对断层落差进行分析将有助于降低钻探干井的风险。

图8　Ariki油田的油气圈闭概念模型

4　结论

本研究以Ariki油田为实例，结合三维地震和测井资料，采用Petrel软件对研究区的构造格架进行了解释，对断层封堵性重新进行评价。测井解释结果表明，在Ariki油田Agbada组可识别出5个最大洪泛面和5个层序界面；Ariki油田的构造格架受控于伸展构造活动所形成的3条主要正断层（向盆地方向下掉）、4条次级正断层（反向和顺向）以及滚动背斜。断裂体系主要控制研究区的层序架构，主断层把油田的东北翼分割为4个断块、将西翼分割为3个断块。基于断距分析的油气圈闭概念模型显示，在1 800 ms以下，主断层断距加大，主断层作为油气运移通道；在1 800 ms以上，主断层断距变小，具有封堵能力，可作为油气圈闭遮挡。次级断层可构成油气圈闭遮挡，但是勘探之前如未进行充分的断层封堵性分析，此类圈闭可能具有高勘探风险。研究区存在的远景构造圈闭（例如断块B和D的滚动背斜、概念模型所揭示的次级断层控制的三面下倾闭合圈闭以及断块C内已证实的油藏），有利于提升研究区整个石油区带的规模勘探潜力。断块B和D内识别的潜在油藏为Ariki油田提供了全新的勘探思路和开发策略。

致谢：感谢Ariki油田的所有方和作业方雪佛龙尼日利亚有限公司为本次研究提供数据。感谢Schlumberger和ExxonMobil公司分别提供Petrel软件和工作站的使用授权。

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（编辑张朝军黄昌武）

Stratigraphic sequence, structural framework and hydrocarbon migration of Ariki Field, Nigeria

AHANEKU C V1, OKORO A U1, ODOH B I1, ANOMNEZE D O2, CHIMA K I3, EJEKE C F1, OKOLI I N1
(1. Department of Geological Sciences, Nnamdi Azikiwe University, Awka, Anambra State, Nigeria; 2. Department of Subsurface and Engineering, Nubian Group, Lagos, Nigeria; 3. Department of Physics/Geology/ Geophysics, Federal University, Ndufu-Alike Ikwo, Ebonyi State, Nigeria)

Abstract:The structural framework and stratigraphy of the Ariki Field in the Western Shallow Offshore Depobelt, Niger Delta Basin, Nigeria are interpreted using well logs and 3-D seismic data, and the control of rift on hydrocarbon accumulation is analyzed. Five maximum flooding surfaces and five sequence boundaries are identified in the major reservoir of Agbada Formation in the field; and the structural framework of the field is controlled by the major faults, minor faults and rollover anticline formed by extensional tectonic movement. There are a total of seven faults identified across the field, including 3 major faults and 4 minor faults. On the western flank of the field, graben and horst-like structures were created by the minor faults. Fault throw analysis shows that below 1800 ms, the major faults with fault throw increasing act as hydrocarbon migration pathways, while above 1800 ms, with fault throw decreasing, they act as seals of hydrocarbon traps. There are four-way dip rollover anticlines and 3-way downdip traps created by the minor faults, and other prospective traps in the study area, which have substantial oil exploration potential.

Key words:Niger Delta; Ariki Field; stratigraphic sequence; structural framework; hydrocarbon migration and accumulation; rollover anticline; fault seal

中图分类号：TE122.2

文献标识码：A

文章编号：1000-0747(2016)01-0077-07

DOI:10.11698/PED.2016.01.09

第一作者简介：Ahaneku C V（1987-），男，尼日利亚人，现为尼日利亚纳姆迪—阿齐克韦大学地球科学学院在读博士研究生，主要从事石油地质及开发建模方面研究。地址：Department of Geological Sciences, Nnamdi Azikiwe University, P.M.B. 5025, Awka, Anambra State, Nigeria. E-mail: ahaneku.valeria@unizik.edu.ng

收稿日期：2015-06-21修回日期：2015-11-29