乍得Bongor盆地白垩系测井特征、低阻油气层成因和分布

毛志强 姜志豪 李长文 令狐松 张莉莉

(①中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； ②西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065； ③中国石油集团测井有限公司国际事业部，北京 102206； ④中国石油天然气集团公司测井重点实验室，陕西西安 710077)

1 概况

乍得Bongor盆地是在中非NE-SW向走滑拉张机制下形成的被动裂谷[1-4](图1)，其构造演化基本过程包括早白垩世初始断陷期(Prosopis组(P组)沉积期)、快速断陷期(Mimosa组(M组)沉积期)、断坳转换期(Kubla组(K组)沉积期)、坳陷发展期(Ronier组(R组)沉积期)及坳陷萎缩期(Baobab组(B组)沉积期)[5]。Bongor盆地在经历以上断陷、坳陷构造演化过程后，将寒武系花岗岩(花岗片麻岩等)基底上的盆地裂分为数十个NE-SW向斜列展布、由南向北深度依次阶梯递减、面积不等的箕状断陷群[6-10](图2[11])。盆地纵向断、坳层次分明，上白垩统被完全剥蚀，油气主要发现于下白垩统，下白垩统从上向下依次钻遇B组、R组、K组、M组和P组[12-15]。不同断陷(勘探区块)的含油性存在差异，其中自生自储的P组是白垩系的主要产层，岩性为粉砂岩—砂砾岩，储层厚度差别大，同时还存在(粉)砂质泥层等非常规油气层。地层内不同油气层的电阻率变化范围大(2～3欧姆·米至数千欧姆·米)，其中存在低电阻率及低对比度油气层的识别难题，其成因机理和分布也有待研究。

图1 Bongor盆地地理位置及主要构造单元

图2 Bongor盆地AB测线地震剖面(位置见图1)及综合地层柱状图[11]蓝色波浪线为不整合面

Bongor盆地P组沉积期为盆地初始断陷期，湖盆被一系列平行于边界断层的古隆起分隔[16-18]。凹陷处于欠补偿沉积环境，沉积作用仅发生在凹陷内部，水体较深且持续水进，沉积物双向上超沉积，主要发育了深湖—半深湖相层序[3]。

M组沉积于盆地快速断陷期，边界断层活动强烈，盆地快速沉降，特别是北部早期的多个小凹陷开始相互连通，盆地水深加大和沉积范围扩大，主要沉积了半深湖—深湖相的泥岩、页岩，是盆地内主力烃源岩，同时也是良好盖层。

K组沉积时，盆地进入缓慢沉降阶段，沉降速率小于沉积速率，粗碎屑物质的充填作用逐渐加强，在盆地内部形成明显的上超面，地层厚度差变大，在地震剖面上表现为由盆地中心向斜坡带的大规模楔状反射。该时期构造活动相对较弱，大量陆源碎屑物质注入盆地，形成以砂、砾岩为主的充填体。K组以薄—中层泥岩夹砂岩沉积为主，向上砂质含量增多，为半深湖—浅湖砂坝相的沉积序列。

R组沉积时，断裂活动很弱或处于基本停止的平静期，盆地以稳定沉降为主。涌入盆地的碎屑物质往往经受了较为充分的搬运、分选和沉积作用改造，主要沉积了大套中—厚层块状砂岩地层。R组底部厚层砂岩为滨浅湖—近源水下扇体系沉积。

B组沉积时，盆地仍处于缓慢沉降阶段。底部砂岩为河流三角洲相，顶部暗色泥岩为半深湖—深湖相。

Bongor盆地存在多种类型的低阻油气层，成因复杂、分布广泛且识别困难。本文以Bongor盆地Baobab区块和Daniela区块为主要研究对象，旨在研究白垩系测井响应特征，并分析和总结目标层位不同低阻油气层的成因和分布，对Bongor盆地和其他类似盆地的层序地层划分和低阻油气层识别具有借鉴意义。

2 白垩系测井特征

Bongor盆地从白垩纪早期开始进入断陷构造演化，仅在白垩纪末期发生抬升和剥蚀，因此大部分箕状断陷的下白垩统层序较齐全。通过分析Baobab和Daniela区块常规测井响应特征认为，除上部B组不发育外，白垩系其他各组的测井特征相似、连续，且在横向上可对比。

2.1 P组

根据测井特征确定的层组分界线与地质分层界面基本一致(图3)，P组底部直接上覆于花岗岩基底之上，地层底界易于确定(B1、B2及B3井均完钻于P组)，P组岩性变化较大，上部以湖底扇相的砂砾岩为主，下部以泥岩为主[19]。在B2井中，P组下部泥岩具有低电阻率、中子—密度正差异重叠(中子曲线在左、密度曲线在右)和高声波时差等泥岩典型特征。上部砂砾岩表现为高电阻率、中子—密度基本重叠和较低声波时差特征。上部砂砾岩呈从上到下声波时差逐渐降低趋势，表明地层沉积速率稳定[20]。在B1井中，P组砂岩不发育，M组泥岩直接与P组下部泥岩相连。

图3 Baobab区块B1(左)、B2(中)及B3(右)井白垩系连井测井特征对比GR、SP、CAL、BS分别为自然伽马、自然电位、井径、钻头直径曲线；AT90、AT 60、AT 30、AT 20、AT 10分别为探测深度为90、60、30、20、10in阵列感应电阻率曲线；NPHI、RHOZ、DT分别为中子、密度、声波时差曲线。下同

2.2 M组

M组测井特征相对简单，基本表现为低阻(白垩系中电阻率最低的地层，约为1Ω·m)、中子—密度正差异重叠和高声波时差等泥岩地层典型特征，而高伽马、高电阻率、低密度尖刺状等测井曲线特征指示地层为薄层状烃源岩。M组泥岩的中子孔隙度更大、密度更低、声波时差更大(声速更低)以及电阻率更低，与白垩系其他层组泥岩的测井曲线特征差别很大，指示M组具有快速沉积、欠压实特点。M组底部和P组是Bongor盆地最主要的生油岩地层，其中P组的有机碳含量(TOC)平均值达到7.1%，生烃潜量(S1+S2)平均为40.6mg/g，最高达188.8mg/g，生烃潜力大，是良好的烃源岩(图4)。M-P组的厚层泥岩是主力烃源岩，同时M组也是良好盖层。因此，M组超压特征对于排烃作用及油气成藏具有重大意义。目前发现的两类低阻油气层的成因和分布均与M组地层的超压特点有关，下文将详细论述。

图4 Baobab区块M组(上)、P组(下)地化分析剖面对比TOC、S1、S2、IH、Tmax分别为有机碳含量、岩石中的可溶有机质、干酪根热解产物、氢指数和岩石最高热解峰温

M组自然伽马测井特征明显，在白垩系各层组中M组泥岩的自然伽马值相对最低，反映沉积物的母岩伽马辐射强度非常低(如基质的火成岩)。M组沉积期物源区风化淋滤作用异常强烈，导致大量细粒沉积物搬运、快速沉积在水体较深的湖盆中。风化淋滤作用使可辐射伽马射线的同位素从母岩中分解并溶于水介质溶液[21-23]。此期间气候及古地理环境等因素也利于有机质形成并在深水环境中保存，有机质生成、富集、沉积过程中又进一步吸附溶液中溶解的可辐射伽马射线的同位素，如铀酰离子，使水体中的伽马辐射强度周期性降低，形成的泥岩具有较低的伽马辐射强度。M组的自然伽马值较低表明，相对于M组沉积， P组和K组沉积物矿物成熟度更低，沉积区距物源区更近。

2.3 K组和R组

不同区块K-R组的地层及测井特征存在明显差别，指示了各断陷的构造演化差异。如Baobab断陷中K组与R组的界限非常清楚，K组顶部有一层厚约100m的低阻泥岩(指示沉积速率高于正常值)，与上部R组的较高电阻率泥岩明显区分(图3)。此外，在一些断陷中K组和R组的测井特征差异较小，从测井特征变化规律上看，K组和R组为连续沉积且沉积速率相近的两个层序。图5为Daniela区块D1、D2及D3井白垩系连井测井特征对比。由图可见，与图2相比，Daniela区块钻遇的P组地层较薄、M组地层更厚，P组、M组测井特征与Baobab区块类似，K组和R组测井特征基本一致，呈中子—密度曲线正差异以及随深度增加密度增加、中子孔隙度降低的特征，指示K组和R组是沉积速率相近且连续沉积的两个层序[24]。

图5 Daniela区块D1(左)、D2(中)及D3(右)井白垩系连井测井特征对比

2.4 M组超压特征不具普遍性

在其他区块或断陷(如Raphia区块)也出现了类似M组的上述超压泥岩测井特征，但M组超压特性并不普遍，其他区块的M组基本没有表现出明显的地层超压特征。

M组沉积时不同断陷的物源条件及沉积速率不同，当出现快速沉积时会形成地层超压。部分断陷中M组沉积期的沉积速率并没有加快，沉积地层在正常的埋藏、压实作用下不会出现上述地层超压现象。

3 低阻油气层成因类型及分布

乍得Bongor盆地前期勘探过程中，在M组底部和P组顶部发现了若干电阻率较低、但产量又异常高的薄油气层，以及一些难于认定储层有效性的油气层。同时，在P组主力储层中、下部也证实存在部分低对比度油层。经过系统分析和研究，对其成因机制、分布规律等有了明确认识，概述如下。

3.1 第一类低阻油气层及其分布

Bongor盆地Baobab、Daniela区块经过试油证实的低阻油气层分为两类。第一类低阻油气层为薄砂层或(薄层)泥质砂层，一般发育在M组底部或P组储层顶部。该类低阻储层的电阻率小于10Ω·m，因邻近泥岩导致电阻偏低，且泥质含量高，测井解释时容易漏判。该类储层具有良好的充注条件，封盖于高饱和度的油气层之上，当存在一定储集空间时，易形成高产油气藏。

图6为Baobab 区块试油证实的第一类低阻油层测井响应。由图可见：①在B4井867.5～870.0m试油层段中划分出3层厚约0.5m的薄砂层，有效孔隙度约为25%，岩性较纯净，指示储层具有较好的储集空间，应为该试油层段产能主要来源(图6a)；②B1井试油段由两层薄泥质砂层构成，泥质含量接近40%，有效孔隙度约为16%，属于典型泥质砂岩储层(图6b)；③B4、B1井试油层段油层的电阻率(接近或小于10 Ω·m)明显低于其下部油层(正常电阻率为40～100 Ω·m)。目前已通过试油证实的第一类低阻油气层均发育在M组底部或P组顶部。

图6 Baobab 区块试油证实的第一类低阻油层测井响应(a)B4井852～872m井段测井组合曲线；(b)B1井一个试油层段测井组合曲线

B4井853.5～859.0m、867～870m两层8.5m合试，证实为高产油气层，属于异常高压地层(压力系数为1.37)；B1井1546.4～1549.7m射开(层厚为3.3m)，证实为高产油层，存在异常高压(压力系数为1.35)。PEFZ为光电吸收截面指数曲线；绿色指示油层，红色指示气层；解释结论后的数字为解释层号。下同

3.2 第二类低阻油气层及其分布

本文定义的第二类低阻油气层为“非常规低阻油气层”。该类位于M组底部或P组顶部，属于源内或近源成藏，具有有效孔隙度低、泥质含量高(远高于有效储层泥质含量上限)、电阻率小于30 Ω·m的特点，表现为类似于页岩油(气)的非常规储层测井特征。

图7为Daniela区块试油证实的第二类低阻油层测井响应。由图可见：①两个测试层可以解释为(粉)砂质泥岩和泥质粉砂岩互层，以(粉)砂质泥岩为主，不具有典型储层的测井响应特征，一般很难解释为储层，砂岩的特征也不明显；②与M组典型泥岩的测井响应特征不同，测试层表现为电阻率较高(2～5 Ω·m)、声速较大(声波时差为100 μs/ft)及中子孔隙度较低(30%)，其测井响应特征与“非常规页岩储层”更相似。由于粉砂质泥岩发育于生油岩地层中，且具有地层超压特点，因此在近源或源内具备异常高成藏动力情况下，可形成非常规油气藏[25]。

图7 Daniela区块试油证实的第二类低阻油层测井响应D1井分别射开2层进行试油。第1号试油井段为1121～1132m(层厚为11m)，经Swab测试，结论为低产油层，属于高压低渗储层(地层压力系数为1.38)。第2号试油井段为1146～1156m(层厚为10m)，试油结论为高产油气层

目前，由试油证实的这类非常规油气层也发育于M组底部或P组顶部。由于该类储层泥质含量高，因此储层电阻率也较低(只是略高于泥岩电阻率)，与P组主力砂砾岩油层的高电阻率相比，属于特别容易忽视的低电阻率油气层。通过分析该类低阻油气层的成因机制可知，其仅分布于(具有超压特点的)M组生油岩或与之相邻的P组顶部且具有一定砂质含量的(粉)砂质泥岩地层中。如果砂质含量进一步升高(成为泥质砂岩)，则转变为第一类低阻油气层。

3.3 第三类低对比度油气层及其分布

在Bongor盆地P组主力砂砾岩储层下部常发现高阻水层，其电阻率接近甚至高于紧邻的上部油层，油层与水层的电阻率差异小，形成了低对比度油气层。研究表明，这类高阻水层属于天然水淹层，是油层遭到天然水淹破坏后形成的。

图8 为Baobab区块试油证实的第三类低对比度油层测井响应。由图可见：两个紧邻的试油层段储层产液性质完全不同，但电阻率相近；与水层相比，油气层的电阻率明显表现为低对比度，水层则相对高阻，但油气层和水层的自然电位响应差别明显，是区分油层和水层的重要依据。

多个断陷的P组主力砂层下部或P组中下部出现高阻水层是一个普遍现象。在经试油证实的高阻水层中，产出水水型为NaHCO3。部分测试层中水中带“油花”，同时部分测试层在测试工具上发现高黏度原油。综合分析认为，该类高阻水层属于天然水淹层，是油层遭到天然水淹破坏后形成的，推测与多期成藏或早期成藏后构造或圈闭遭到破坏有关，储层中残留的稠油组分和低矿化度的外部水加剧形成高阻水层。

4 结论

Bongor盆地白垩系断陷不同区块测井响应特征具有相似性。R组、K组、M组和P组的测井曲线特征差异明显，可作为地质分层的参考依据。

Bongor盆地M组、P组油气层电阻率差异大，低电阻率油层和低对比度油层的成因与不同的地质作用有关，可以通过纵向分布位置和测井曲线特征的差异准确识别。

第一类低阻油气层为薄砂层或(薄层)泥质砂层，电阻率小于10 Ω·m，一般发育在M组底部或P组储层顶部。

第二类低阻油气层为“非常规低阻油气层”，位于M组底部或P组顶部，属于源内或近源成藏，具有有效孔隙度低、泥质含量高、电阻率小于30 Ω·m的特点。当具有欠压实、超压等测井响应特征时，会形成高产油层。

第三类低阻油层为低对比度油气层。P组主力砂层下部常发育高阻水层，储层中残留的稠油组分和低矿化度的外部水加剧造成这种高阻水层，使其电阻率接近甚至高于紧邻的上部油层。