劉　瓊，胡孝林，于　水，喻英梅，張英德，郝立業(yè)，彭佳勇

西非Rio Muni盆 地油氣地質(zhì)與成藏特征

劉瓊，胡孝林，于水，喻英梅，張英德，郝立業(yè)，彭佳勇

（中海油研究總院，北京100027）

摘要：西非Rio Muni盆地經(jīng)過50余年的油氣勘探，在深水區(qū)取得顯著的勘探成果。該盆地屬于典型的被動大陸邊緣含鹽盆地，構(gòu)造演化可以分為裂谷期、過渡期和漂移期。盆地內(nèi)發(fā)育3套烴源巖，阿爾布—上阿普第階海相泥巖和微晶灰?guī)r是盆地的主力烴源巖，上白堊統(tǒng)坎佩尼階和桑托階深水濁積砂體是盆地的主力產(chǎn)層。盆地重力滑脫和鹽拱作用較發(fā)育，油氣成藏具有以下特征：鹽拱沖斷控制著有利勘探區(qū)帶；構(gòu)造和巖性雙重控制油藏類型和分布；儲層優(yōu)劣控制著油藏的商業(yè)性。

關(guān)鍵詞：Rio Muni盆地；構(gòu)造演化；深水濁積；鹽拱沖斷；巖性—構(gòu)造油氣藏

非洲是繼中東之后的世界第二大原油出口地區(qū)，被列為我國海外油氣勘探開發(fā)的重要戰(zhàn)略地區(qū)[1]。其中，西非被動大陸邊緣盆地是目前油氣勘探的重點和熱點地區(qū)[2]。Rio Muni盆地位于幾內(nèi)亞灣南部，連同北部的尼日爾三角洲、南部的加蓬盆地和下剛果盆地等屬于西非海上最具勘探潛力的地區(qū)[3]。

1　油氣勘探概況

Rio Muni盆地主體位于赤道幾內(nèi)亞境內(nèi)，部分延伸至喀麥隆和加蓬[4]。盆地北抵杜阿拉盆地，南鄰北加蓬盆地，東至中非前寒武克拉通地盾，盆地總面積為1.95×104km2，其中86%位于海上（圖1）。

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圖1　西非Rio Muni盆地位置示意圖

該盆地的油氣勘探始于20世紀(jì)60年代末，迄今為止可以分為三個勘探階段。

第一階段（1968～1979年）：該時期缺少地震資料，勘探范圍集中在淺水陸架區(qū)，鉆井2口。1968年Gulf公司在盆地東南部的陸架區(qū)鉆探Rio Muni A-1井，鉆井見到油顯示。隨后1971年Chevron公司在盆地東北部的陸架區(qū)鉆探Rio Muni-1井，結(jié)果為干井。之后由于赤道幾內(nèi)亞國家的政治原因，油氣勘探活動進入平靜期。

第二階段（1980～1997年）：在20世紀(jì)80年代，赤道幾內(nèi)亞國家政局逐漸穩(wěn)定，油氣勘探相應(yīng)進入活躍期。Total和Elf等公司開始進入Rio Muni盆地進行勘探，并開展大范圍的地震作業(yè)，從1969年到1991年共采集二維地震近9 000 km。由于陸架區(qū)地質(zhì)條件復(fù)雜和地震資料品質(zhì)差，該階段僅有4口鉆井且集中在陸架和陸上地區(qū)，勘探證實盆地發(fā)育有白堊系的烴源巖但鉆井揭示的儲層物性較差。

第三階段（1998年至今）：20世紀(jì)90年代，隨著地震和深水工程技術(shù)的發(fā)展，油氣勘探逐漸由淺水走進深水并在大西洋兩側(cè)深水相繼獲得重大發(fā)現(xiàn)，Rio Muni盆地從此進入油氣發(fā)現(xiàn)的高峰期。1999年Triton公司鉆探Ceiba-1井，水深670 m，在上白堊統(tǒng)坎佩尼（Campanian）階的深水濁積砂巖中發(fā)現(xiàn)凈厚度96 m的油層，從而發(fā)現(xiàn)Ceiba油田。在1999～2000年，Triton公司在所獲得的F區(qū)塊和G區(qū)塊采集4 200 km2三維地震。2001年 Amerada Hess公司并購Triton，繼續(xù)在Rio Muni盆地開展鉆探，且在Ceiba油田的東北部Okume和Oveng構(gòu)造的上白堊統(tǒng)坎佩尼階先后獲得油氣發(fā)現(xiàn)，從而發(fā)現(xiàn)NBG油田。2002年在NBG油田內(nèi)相繼發(fā)現(xiàn)Akom、Ebano、Elon和Abang等子油田，同時在Ceiba油田的東南部發(fā)現(xiàn)G-13含油氣構(gòu)造。2004年，Amerada Hess公司宣布在G區(qū)塊獲得油氣發(fā)現(xiàn)，G-19井鉆遇凈厚度34 m的油層。據(jù)IHS統(tǒng)計，截止2010年，Rio Muni盆地目前已發(fā)現(xiàn)石油儲量約6.5億桶。

2　盆地油氣地質(zhì)特征

2.1構(gòu)造演化和地層發(fā)育

西非海岸盆地群的發(fā)育主要受控于中生代以來大西洋的形成和演化[5]。Rio Muni盆地的構(gòu)造演化主要經(jīng)歷了3個階段[6]，即晚侏羅世—早白堊世早期的裂谷階段、早白堊世晚期的過渡階段和早白堊世末期—第三紀(jì)的漂移階段（圖2）。

圖2　西非Rio Muni盆地地層綜合柱狀圖（據(jù)IHS修改，2010）

（1）裂谷階段從晚侏羅世開始，受南美板塊和非洲板塊解體時拉張應(yīng)力的影響，陸殼拉伸斷裂，伴隨著火山活動開始發(fā)育裂谷。由于Rio Muni盆地內(nèi)鉆井尚未揭示阿普第（Aptian）階以下的地層，因此該階段盆地的構(gòu)造演化和沉積充填主要通過與北加蓬盆地進行類比。

受北北西向基底斷裂制約，該時期在西非的南段發(fā)育一系列北西向斷陷[7]，其中就有Rio Muni盆地；同時受北東東向區(qū)域轉(zhuǎn)換斷裂影響，盆地在南北方向上以橫向隆起的形式與北部的杜阿拉盆地和南部的加蓬盆地隔開。在紐康姆期（Neoconian）由于斷裂作用形成中小型地塹，主要沉積河流相砂巖和湖相泥巖；巴列姆（Barremian）期發(fā)生再次裂陷形成較深的地塹，充填河流—三角洲相和湖相沉積物。

（2）過渡階段在阿普第早期，裂陷盆地遭受抬升剝蝕，發(fā)生了較廣泛的準(zhǔn)平原化作用。阿普第晚期，持續(xù)伸展作用導(dǎo)致南大西洋開始打開，受橫向展布的沃爾維斯脊火山帶的影響，南側(cè)的海水周期性涌入該火山帶北側(cè)的沉積盆地，在西非海岸發(fā)育廣泛的蒸發(fā)巖沉積[8]。由于遠離沃爾維斯脊，與下剛果和加蓬盆地相比，Rio Muni盆地鹽巖沉積明顯較薄，一般厚在幾十米到數(shù)百米。在淺?！獮a湖環(huán)境下形成與鹽巖互層沉積的富含有機質(zhì)頁巖，是盆地的重要烴源巖。在這套蒸發(fā)巖和頁巖之上沉積厚達1 000 m的砂質(zhì)含量較高的碎屑巖。

（3）漂移階段阿爾布（Albian）期開始，隨著大西洋的持續(xù)擴張和南美板塊與非洲板塊的完全分離，Rio Muni等西非海岸盆地演化成為廣海環(huán)境，構(gòu)造活動相對平緩，以重力構(gòu)造和鹽構(gòu)造作用為主[9]。阿爾布期持續(xù)的海侵，引起相對海平面上升，形成淺海鮞?；?guī)r和生物碎屑灰?guī)r等區(qū)域性碳酸鹽巖沉積[10]。阿爾布晚期—賽諾曼（Cenomanian）早期為全球性海平面上升及缺氧環(huán)境[11]，沉積富有機質(zhì)海相頁巖，可能是Ceiba油田的烴源巖之一。賽諾曼晚期—桑托（Santonian）期以重力滑動為主，巨厚的阿普第階至賽諾曼階早期塊體沿著鏟狀斷層或鹽層滑脫面向下滑動，滑移位移可達幾千米，在塊體的前緣形成指狀逆沖構(gòu)造。滑動塊體旋轉(zhuǎn)形成的微次盆常充填賽諾曼晚期的富含有機質(zhì)頁巖，構(gòu)成Ceiba油田的另一套烴源巖。桑托期隨著南大西洋洋殼的發(fā)育和西非大陸的抬升，形成區(qū)域性不整合。強烈的侵蝕作用在陸架和下陸坡發(fā)育侵蝕水道，局部位置侵蝕到阿爾布早期的地層。不整合面之上隨后沉積桑托期和坎佩尼期的深水濁積砂體，鉆井證實該類砂體為盆地內(nèi)主要的油氣儲集體?？才迥崞谕砥?，盆地進入深水環(huán)境，所發(fā)育的厚層海相泥巖可作為區(qū)域性蓋層。漸新世非洲大陸的整體抬升剝蝕[12]在中新統(tǒng)底部形成區(qū)域性的角度不整合，并隨后在Rio Muni盆地沉積中新世的海相碎屑巖和深水濁積扇。

2.2烴源巖特征

根據(jù)地層沉積發(fā)育特征并結(jié)合地球化學(xué)分析，Rio Muni盆地發(fā)育有三套烴源巖：阿普第階同裂谷期湖相頁巖（SR3）、阿爾布—上阿普第階過渡層序及海相微晶灰?guī)r和泥巖（SR2）和賽諾曼—土倫（Turonian）階海相泥巖（SR1）。這三套烴源巖均以生油為主。

第一套（SR3）：阿普第階同裂谷期湖相頁巖，TOC>5%，以I、II型干酪根為主，分布局限于靠近陸殼的地區(qū)。從桑托期剝蝕前的成熟度平面圖可以看出，在盆地向海一側(cè)已達到高成熟—過成熟階段，烴源巖生排烴時間早，因此可能僅對桑托期剝蝕前所形成的構(gòu)造來說是有效的。

第二套（SR2）：阿爾布—上阿普第階海相泥巖和微晶灰?guī)r，富含浮游生物，TOC>5%，S2>6 mg/g，生烴潛力大，以I、II型干酪根為主，為好—很好的烴源巖，分布較廣泛，成熟度適中，是盆地的主力烴源巖。陸架區(qū)烴源巖的成熟度Ro在0.5%～0.7%之間，陸坡區(qū)烴源巖的成熟度大部分均在0.7%～1.0%。從生排烴史模擬結(jié)果，該套烴源巖大規(guī)模排烴的時間在80～60 Ma，相當(dāng)于白堊紀(jì)末期至古新世，因此該套烴源巖對于晚白堊世時期所形成的圈閉是較為有利的。

第三套（SR1）：賽諾曼—土倫階海相泥巖，全球性缺氧事件形成的富含有機質(zhì)地層，TOC>3%，S2>10 mg/g，以II型干酪根為主，分布廣泛。在晚白堊世末期大部分仍處于低成熟階段（Ro小于0.7%），局部Ro達到0.7%～1.0%?？傮w上，這套烴源巖成熟度不高，生烴量相對有限，為盆地的次要烴源巖。

對于漸新世—中新世海相泥巖，盡管具有較高的有機質(zhì)豐度和較好的有機質(zhì)類型，但尚未進入成熟階段。

2.3儲層特征

Rio Muni盆地發(fā)育有海陸過渡三角洲相碎屑巖、淺海相碳酸鹽巖和深海相碎屑巖等不同類型的儲層，沉積時代主要包括下白堊統(tǒng)的阿普第階、阿爾布階、土倫階、上白堊統(tǒng)的桑托階、坎佩尼階和第三系，其中以上白堊統(tǒng)坎佩尼階和桑托階儲層的油氣儲量最為豐富。下面將重點介紹盆地主要儲層的沉積特征和儲層特征。

2.3.1上白堊統(tǒng)坎佩尼階儲層

上白堊統(tǒng)坎佩尼階深水濁積砂體是Rio Muni盆地的主力產(chǎn)層，盆地內(nèi)目前為止的兩個重要發(fā)現(xiàn)Ceiba和NBG油田的主力產(chǎn)油層均屬于該套地層。其中，NBG油田為發(fā)育在斜坡中上部的下切谷水道充填，以垂向相互疊置的厚層中粗或中細砂巖重復(fù)出現(xiàn)為特征，單層厚度大，橫向變化較快，呈透鏡狀分布。在地震相上為大切谷背景下多期相互切割或垂向疊加的充填狀，電性特征表現(xiàn)為低平背景下的中、高幅大型箱狀或鐘狀。Ceiba油田則為發(fā)育在斜坡中下部的側(cè)向遷移疊加水道充填，水道沉積垂向上呈明顯的正韻律，多期砂體相互疊置構(gòu)成疊合砂體，厚度由幾米到40余米。地震上表現(xiàn)為多期透鏡狀地震相的側(cè)向疊加，電性曲線特征為低平背景下的中、高幅大中型箱狀或指狀。

據(jù)Ceiba油田鉆井巖心物性分析結(jié)果，儲層孔隙度在20%～30%，平均26%，平均滲透率為500×10-3μm2，局部存在著高滲透性，達到5× 103～8×103μm2。

2.3.2上白堊統(tǒng)桑托階儲層

對比全球海平面變化曲線，晚白堊世桑托期處于長期海平面下降時期。因此，桑托期是深水濁積體發(fā)育的有利時期。Rio Muni盆地已發(fā)現(xiàn)的G-13含油氣構(gòu)造的主力儲層即為桑托階的深水濁積砂體。

通過古坡折識別和古生物分析結(jié)果，G-13構(gòu)造位于陸架坡折帶以下，屬于淺海—半深海沉積環(huán)境，是深水濁流沉積發(fā)育的有利部位。

單井沉積相分析表明在G-13構(gòu)造上白堊統(tǒng)桑托階為外淺?！懫聛喯?，發(fā)育有濁積水道和陸坡泥沉積微相。濁積水道微相伽馬測井曲線為箱型或漏斗型，巖性以淺灰色細砂巖和粉砂巖為主，次棱角—次圓狀，分選中—好，地震相為中—強振幅，平行水流方向總體為楔狀體結(jié)果特征，內(nèi)部可見前積反射特征，而垂直水流方向可見弧形下凹的充填特征，向水道兩側(cè)邊緣上超減薄。陸坡泥沉積微相伽馬測井曲線平直，巖性以暗色泥巖為主，地震相為弱振幅平行—亞平行反射。

根據(jù)測井綜合解釋結(jié)果，在G-13構(gòu)造，桑托階儲層整體具有單層厚度薄、儲層物性差的特征。單層儲層厚度一般在1～6 m之間，孔隙度一般則在8%～15%之間。

3　油氣成藏特征

3.1鹽拱沖斷控制著有利勘探區(qū)帶

西非海岸盆地在早白堊世阿普第晚期發(fā)育廣泛的鹽巖沉積。由于受到沃爾維斯脊的阻擋作用，鹽巖的分布從沃爾維斯脊由南向北穿過寬扎盆地、下剛果盆地、加蓬盆地和Rio Muni盆地，最后消失在杜阿拉盆地，鹽巖的沉積厚度由南向北逐漸減薄。Rio Muni盆地由于遠離沃爾維斯脊，鹽巖沉積厚度僅在幾十米到數(shù)百米。隨著晚白堊世構(gòu)造抬升作用和沉積負(fù)荷的增加，鹽巖開始塑性流動，造成鹽層之上的白堊系碳酸鹽和碎屑巖的地層沿著鹽巖層產(chǎn)生順層滑動，鹽巖的活動控制著圈閉的形成、砂體的展布和油氣的運聚，對Rio Muni盆地油氣藏的形成和分布起著重要的作用。

根據(jù)鹽巖發(fā)育分布、地層發(fā)育特點并結(jié)合現(xiàn)今地形特征，Rio Muni盆地可以劃分出東部陸架區(qū)、斜坡鹽拱帶和西部深海盆地等三個區(qū)帶，整體上區(qū)帶平行于海岸線呈北東向條帶狀展布。其中，斜坡鹽拱帶油氣成藏地質(zhì)條件優(yōu)越，是盆地有利的勘探區(qū)帶。鉆探表明，從南到北，已獲油氣發(fā)現(xiàn)的G-13含油構(gòu)造、Ceiba油田、NBG油田等均位于該構(gòu)造帶范圍內(nèi)。

由于受到重力滑動、鹽拱和沖斷活動的影響，在斜坡鹽拱帶白堊系中形成了大量與鹽巖活動相關(guān)的鹽拱沖斷構(gòu)造，Ceiba油田和NBG油田就屬于鹽拱背景上形成的油氣藏（圖3）。鹽拱—重力滑脫作用形成的古地貌低部位為深水重力流提供了可容納空間，卸載沉積從陸架搬運至陸坡的沉積物，對深水濁積砂體的分布具有重要的控制作用。同時早期沉積的濁積砂體，后期由于受到鹽拱作用可能被抬升至構(gòu)造高部位，甚至可能遭受侵蝕切割，成為殘余濁積水道砂體。Ceiba油田和G-13含油構(gòu)造的主力儲層即為懸掛于鹽拱構(gòu)造邊緣的濁積砂體。而且滑脫斷層、鹽底辟斷層為深部油氣向上運移提供了重要通道。

圖3　西非Rio Muni盆地區(qū)域地質(zhì)剖面圖（據(jù)IHS，2010）

3.2構(gòu)造和巖性雙重控制油藏類型和分布

Rio Muni盆地早期陸架區(qū)的油氣勘探以尋找構(gòu)造圈閉為主，鉆探實踐證實勘探效果并不明顯。隨著在盆地深水區(qū)相繼發(fā)現(xiàn)Ceiba油田和NBG油田，以尋找深水濁積砂體儲層相關(guān)的圈閉成為油氣勘探的重點。目前盆地內(nèi)深水區(qū)所發(fā)現(xiàn)的油藏主要有兩種類型，分別為巖性—構(gòu)造油藏和巖性油藏。油藏的類型和分布受到構(gòu)造和巖性的雙重控制。

Ceiba油田和G-13含油構(gòu)造屬于典型的巖性—構(gòu)造油藏。其中Ceiba油田構(gòu)造背景為鹽拱沖斷所形成的背斜圈閉，背斜寬約4 km，長約6 km，整體呈北東—南西向展布，主力儲層為上白堊統(tǒng)坎佩尼階的深水濁積砂體，水道砂體的展布受到鹽巖活動所形成的古地形的控制，發(fā)育在背斜構(gòu)造的東南翼部。油藏的分布范圍受限于構(gòu)造圈閉線和巖性尖滅線。對比油層頂面深度構(gòu)造圖，油藏的油柱高度已經(jīng)超出構(gòu)造最低圈閉線約100 m，溢出點位于背斜圈閉的東側(cè)。鉆探結(jié)果顯示，油田已發(fā)現(xiàn)的油井主要分布在強振幅異常所預(yù)測的砂體范圍內(nèi)（圖4），而在強振幅體以外的鉆井均為失利。G-13含油構(gòu)造的圈閉表現(xiàn)為鹽拱活動相關(guān)的背斜形態(tài)，儲層為上白堊統(tǒng)桑托階的深水濁積砂體。從油層頂面深度構(gòu)造圖和儲層砂體疊合圖可知，整體上構(gòu)造的走向為近南北方向而砂體的展布方向為北西向，由于受到下部鹽刺穿作用的影響，在背斜圈閉的頂部發(fā)育鹽巖，而儲層砂體主要分布于構(gòu)造的翼部低部位，該構(gòu)造的兩口油氣發(fā)現(xiàn)井均位于構(gòu)造和砂體的疊合范圍內(nèi)，油層則位于構(gòu)造相對較高的部位。

NBG油田是典型的巖性油藏，由Okume、Ebano、Akom、Oveng、Abang、Elon等多個子油田組成。儲層為上白堊統(tǒng)坎佩尼階的深水濁積砂體，整體表現(xiàn)為切谷背景下的水道充填。由于受到切谷兩側(cè)地形的限制，不同沉積時期的濁積水道在切谷內(nèi)發(fā)生小范圍的擺動，垂向上多期砂體產(chǎn)生縱向疊置，向水道兩側(cè)發(fā)生巖性尖滅，從而形成在平面上呈帶狀分布的巖性油氣藏，且這些油藏多呈不連續(xù)的孤立分布。

圖4　西非Rio Muni盆地Ceiba油田鉆井與地震振幅疊合圖（據(jù)C&C，2010）

3.3儲層優(yōu)劣控制著油藏的商業(yè)性

Rio Muni盆地的油氣顯示層位縱向分布較廣，從下而上包括下白堊統(tǒng)、上白堊統(tǒng)和第三系，同時不同層系的儲量規(guī)模差異較明顯，其中以上白堊統(tǒng)坎佩尼階和桑托階的儲量最為豐富，占到盆地總油氣儲量的95%以上。從平面上看，除Ceiba油田和NBG油田之外，其它已發(fā)現(xiàn)的含油氣構(gòu)造多因儲層物性差而并不具有商業(yè)價值。

Ceiba油田和NBG油田在上白堊統(tǒng)坎佩尼階處于盆地的中、上陸坡，多形成垂向疊置和側(cè)向疊置的水道復(fù)合體，相對較強的水動力條件有利于高效儲層的發(fā)育。Ceiba油田和NBG油田單層砂體的厚度在10 m以上，儲層孔隙度一般為20%～30%，滲透率多在200×10-3～2 000×10-3μm2，平均滲透率在500×10-3μm2。

G-13含油構(gòu)造的主力儲層為上白堊統(tǒng)桑托階濁積砂體，屬于發(fā)育在盆地中、下陸坡的分支水道，水動力條件相對較弱。鉆井揭示，單層砂體的厚度在5 m以下，儲層孔隙度一般小于15%，儲層較為致密。因此雖然Triton公司在2002年即發(fā)現(xiàn)G-13含油構(gòu)造，但由于儲層差不具備商業(yè)性，最后連同該含油構(gòu)造退還該公司所持有的區(qū)塊。

4　結(jié)論

（1）Rio Muni盆地的油氣勘探始于20世紀(jì)60年代末，勘探范圍逐步從淺水區(qū)到深水區(qū)，先后經(jīng)歷勘探初期、勘探活躍期和發(fā)現(xiàn)高峰期等3個階段，其中深水區(qū)的油氣勘探效果最為顯著。

（2）Rio Muni盆地屬于典型的被動大陸邊緣含鹽盆地，經(jīng)歷了裂谷期、過渡期和漂移期。盆地發(fā)育3套烴源巖，阿爾布—上阿普第階海相泥巖和微晶灰?guī)r是盆地的主力烴源巖。上白堊統(tǒng)坎佩尼階和上白堊統(tǒng)桑托階深水濁積砂體是盆地的主力產(chǎn)層。

（3）盆地內(nèi)重力滑脫和鹽拱作用較發(fā)育，同時深水濁積砂巖儲層的分布受到構(gòu)造所形成的古地形的控制，地質(zhì)條件相當(dāng)復(fù)雜。盆地油氣成藏具有以下特征：鹽拱沖斷控制著有利勘探區(qū)帶；構(gòu)造和巖性雙重控制油藏類型和分布；儲層優(yōu)劣控制著油藏的商業(yè)性。

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中圖分類號：TE122.3

文獻標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2012.03.023

基金項目：國家油氣重大專項“西非被動大陸邊緣盆地海底扇等勘探目標(biāo)評價與優(yōu)選”（2008ZX05030-003）。

收稿日期：2012-01-15；改回日期：2012-02-13

第一作者簡介：劉瓊，男，1981年生，工程師，2008年獲中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）博士學(xué)位，主要從事海外油氣勘探綜合地質(zhì)研究。

文章編號：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