乍得Bongor盆地B区岩性油藏特征及成藏条件分析

华 夏

(中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院， 辽宁 盘锦 124010)

乍得Bongor盆地是呈NW — SE走向的被动裂谷盆地，最长处280 km，最宽处60 km，面积约1.8×104km2。该盆地受中非剪切带影响，并在中生代开始形成之后经历多次裂陷和反转，是中西非高风险勘探区域。中国石油集团于2007年获得该盆地油田的勘探开发权。该盆地相似程度高,仅沉降状态有差别[1-4]，含油气潜力较大。随着向深层岩性目标的持续勘探，陆续在Bongor盆地北部斜坡带发现了一批储量规模较大的油气藏。目前油田开发指标与预测结果吻合程度较高，动静态资料丰富。为了尽快挖掘新油藏以实现产量接替，本次研究将综合利用地震、钻井、开发等资料对B区块岩性油藏特征进行解剖，分析其成藏条件。

1 油藏概况

Bongor盆地受中西非裂谷系夹持[5-7]以及早白垩世走滑拉张断裂影响[8-9]，自北向南划分为北部斜坡、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷等4个一级构造单元。随着构造活动加剧，盆地又进一步被切割成诸多亚级单元。其北部斜坡东段为目前的主要油气富集区，构造形态最为复杂，由南向北近平行排列Mimosa-Raphia凸起、Mimosa凹陷、Baobab-Daniela凸起、Kubla、洼陷、Daniela洼陷。Mimosa凹陷西北侧被断层切割为南北两部分，将来自北西向物源的砂体一分为二。本次研究的对象包括断层北侧B1、B2块和南侧BS块的B油藏。图1所示为Bongor盆地构造单元划分图。

2 油藏特征

2.1 地层特征

盆地自早白垩世开始，在下白垩统地层自上而下依次沉积了B、R、K、M、P组，缺失上白垩统地层[10]。目前盆地沉积层共发现上下部2套成藏组合，下部成藏组合由M组和P组地层构成。P组是该成藏组合主力生油和储集层，钻遇厚度为200～740 m，可进一步细分为3个油组 —— P-I、P-II、P-III。其中：P-I油组含砂量及粒度明显增加，可视为良好储层；P-II油组为厚层灰绿色、灰色泥岩和薄层粉砂岩、细砂岩；P-III油组主要为厚层黑褐色泥岩、页岩夹灰色薄层粉砂岩、含砾中 — 粗砂岩，偶夹薄层钙质页岩及油页岩。图2所示为B区块地层划分与构造平面图。

2.2 构造特征

Bongor盆地结构走向呈南陡北缓之势，为深度和厚度呈阶梯状递减的箕状断陷[11]，B区块位于此断陷北部高阶半地堑构造。B区块内部存在一条切割Mimosa凹陷的南倾正断层FO，断距达400 m；北侧另一高阶断层F1与切凹断层近似平行；断块东侧以南西倾向的分支正断层F2为界。在断层影响下，油藏构造形态表现为F0北侧B1和B2块南北端高，而东西两侧下倾的鞍状，南侧BS块则为北高南低的断背斜状，各级别地层构造具有继承性，上下基本一致。

图1 Bongor盆地构造单元划分示意图

图2 B区块地层划分与构造平面示意图

2.3 储层特征

储层矿物成分以长石和岩屑居多，粒度级别多为粗砂和砾级,泥质胶结较严重。取心井B1-14和BS1-1岩心照片多为块状层理和颗粒呈定向排列的平行层理，可见明显的杂基支撑砾岩和变形构造，颗粒以次圆、次棱角状为主，表明储层成分和结构成熟度均低[12]。储集空间为原生粒间孔，次生溶孔少，属溶孔-粒间孔组合类型。根据铸体薄片和压汞曲线资料评测，本区南北块物性特征不一致。B1、B2块储层喉道类型主要为中喉，喉道平均半径为10～12 μm，孔隙度为14%～30%，渗透率为 50×10-3～2 800×10-3μm2；BS块喉道平均半径为0.6～4.0 μm，属细 — 微细喉道，孔隙度为12%～26%，渗透率为5×10-3～500×10-3μm2。储层纵向分布可达200 m，B1、B2块近物源端单层厚度较大，平均厚度为2.6 m，层数为20～30层；凹陷至BS块单层平均厚度减薄至1.5 m左右，层数也减少为15～18层；储层总面积约19 km2，并由根部向端部呈扇形分布。图3所示为岩心及镜下微观特征。

2.4 油水分布与温压特征

综合利用录井、测井、PVT和生产动态资料分析油水分布规律，发现区块以岩性油藏为主，但各块、各砂组含水存在一定差异，区块南部近Mimosa凹陷部位的BS块和北部B1、B2块上部为岩性油藏，仅B1、B2块下部油水分布受构造控制，含少量边水。图4所示为B区块油藏剖面图。地表温度为27.3 ℃，油藏温度为71.0～108.0 ℃，B1、B2块地温梯度为3.8 ℃/hm，BS块地温梯度稍高(达4.0 ℃/hm)。压力测试数据显示，油藏内压力系统也存在差异。其中：B1、B2块属正常压力系统，压力系数为1.1;而BS块属异常高压，压力系数为1.4。

3 油气成藏条件

3.1 裂陷作用的发展与反转

Bongor盆地经历了早白垩世强烈裂陷和新生代坳陷2个成盆阶段，同时还分别于晚白垩世和古近纪遭受过不同程度的构造反转。构造会对油气成藏产生深远影响。

首先，早白垩世裂陷为盆地沉积提供了可容空间，使随后的沉积演化都发生在盆地范围内，形成一系列控沉积断层[13]。由于存在较大断距，砂体在经过短距离搬运后直接沉积于Mimosa深部凹陷中，为暗色泥岩的覆盖并形成岩性圈闭创造了条件。此外，裂谷盆地裂陷作用引起地壳变薄，火山喷发或侵入导致热流上升，从而使该阶段盆地具有逐渐变热的特征[14]，后期构造反转伴随火山喷发[15-16]，热演化过程持续进行。盆地一维模拟结果显示，早白垩世晚期是P组烃源岩的主要排烃时期[10]。这表明，在生储盖形成的基础上，裂陷作用还是源岩生烃的诱导因素。

其次，晚白垩世晚期区域发生了构造反转[17]。地震资料显示，Bongor盆地多发育垂向形态基本一致的褶皱变形，且基本未见“上下皆逆”的断层[18]和正反转构造，表明此反转程度较弱。该反转终止了早期裂陷作用，并使油藏表现出一定的构造圈闭特点，油层纵向具一定高差，各块构造高点如B1块X5井区以及BS块BS1、BS2井区储层较厚，向低部位如W4、W8井区逐渐减薄直至尖灭。对比油藏南北侧压力发现，自Mimosa凹陷向北，油藏地层压力系数由1.4逐渐降至1.1。 油气总是由高应力区向低应力区汇集[19]，因此，可认为构造反转挤压了已成熟并大量排烃的P组烃源岩，使生成的油气二次运移，形成了现在的低阶BS块饱含油及远生烃凹陷B1、B2块油藏底部含边水的差异聚集现象。

3.2 沉积演化的变化与影响

Bongor盆地是典型的被动陆内裂谷盆地，其多旋回性拉张裂陷作用导致沉积演化具有不连续的幕式特点[20]，并于早白垩世时期形成多个三级层序。裂陷起始阶段在区块南部Mimosa凹陷形成半深湖 — 深湖环境，充填低位域沉积，表现为黑褐色厚层泥岩夹含砾中粗砂岩；上覆湖进体系域暗色泥岩，厚度约700 m，B1井地化分析资料表明该泥岩有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1型，有机碳含量平均为4%，成熟程度高，是该岩性油藏主要的有效烃源岩。P组晚期发育了高位域粗砂岩、砂砾岩储层，代表本次沉积层序的完结，区块盖层形成于M组沉积期湖水再次扩大的过程中，是下一层序的湖泛沉积。录井资料显示，与P组相比，M组盖层多呈绿灰、棕灰等氧化色，反映浅水沉积环境，将源自P组的油气就近封堵于该组储层内。至此，在纵向上形成一套完整的生储盖下部成藏组合(见图2)。沉积演化在横向上反映出不同位置储层特征的差别。沉积物源为发育于盆地北缘Baobab凸起及向南东展布的扇三角洲前积砂体，扇根扇中部位使其搬运至B1、B2块位置时受到安静水体首次缓冲，流速显著变缓。沉积一套分布集中且物性较好的粗粒碎屑，在越过一条低阶断层后，前积于凹陷内部的BS区域。此时，搬运动力受安静水体的顶托而完全抵消，扇端的较细粒砂体分散，砂泥混杂沉积形成大面积含砾中 — 粗砂岩薄储层，物性变差。

4 结 语

B区块位于乍得Bongor盆地北部斜坡带Mimosa凹陷北缘，被切凹断层F0分隔，由高阶B1、B2块和远物源低阶BS块的油藏组成，储层分布于P组顶端P - I油组，是来源于北部Baobab凸起的扇三角洲砂体。储层成分成熟度和结构成熟度总体均较低，随搬运距离增加而升高。储层物性由北向南表现为降低趋势，扇根部B1、B2块储层分布集中，向扇端BS块发散。该岩性油藏油水关系与温压复杂，油气充注程度以南部BS块和北侧B1、B2块上部最高。其中，B1、B2块仅下部含边水，油藏地温梯度变化较小，而压力系数差别较大。B1、 B2块属正常压力系统，BS块属异常高压系统。

构造活动与沉积演化是油气成藏的重要条件，早白垩世初期开始的裂陷为沉积充填提供了可容空间，促进了油藏主要烃源岩的形成。至P组旋回晚期，砂体向凹陷补偿性进积，受湖水反向停滞作用影响，油藏南北侧储集性能为非均质化，第二期旋回发育了覆盖于P组储层的泥岩，从而完整地构成了该油藏下部成藏要素组合；早白垩世晚期的裂陷活动引发了地壳减薄和热流上升，加快了烃源岩的成熟和排烃速度；晚白垩世晚期的构造正反转活动改造了原油气分布格局，其揉皱作用导致油藏形成了构造与岩性圈闭复合叠加的特点，产生的挤压效应形成了现今横向与纵向上不同类型压力系统的油藏形态。