乍得Bongor盆地B區(qū)巖性油藏特征及成藏條件分析

華 夏

(中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院， 遼寧 盤(pán)錦 124010)

乍得Bongor盆地是呈NW — SE走向的被動(dòng)裂谷盆地，最長(zhǎng)處280 km，最寬處60 km，面積約1.8×104km2。該盆地受中非剪切帶影響，并在中生代開(kāi)始形成之后經(jīng)歷多次裂陷和反轉(zhuǎn)，是中西非高風(fēng)險(xiǎn)勘探區(qū)域。中國(guó)石油集團(tuán)于2007年獲得該盆地油田的勘探開(kāi)發(fā)權(quán)。該盆地相似程度高,僅沉降狀態(tài)有差別[1-4]，含油氣潛力較大。隨著向深層巖性目標(biāo)的持續(xù)勘探，陸續(xù)在Bongor盆地北部斜坡帶發(fā)現(xiàn)了一批儲(chǔ)量規(guī)模較大的油氣藏。目前油田開(kāi)發(fā)指標(biāo)與預(yù)測(cè)結(jié)果吻合程度較高，動(dòng)靜態(tài)資料豐富。為了盡快挖掘新油藏以實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量接替，本次研究將綜合利用地震、鉆井、開(kāi)發(fā)等資料對(duì)B區(qū)塊巖性油藏特征進(jìn)行解剖，分析其成藏條件。

1 油藏概況

Bongor盆地受中西非裂谷系夾持[5-7]以及早白堊世走滑拉張斷裂影響[8-9]，自北向南劃分為北部斜坡、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷等4個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元。隨著構(gòu)造活動(dòng)加劇，盆地又進(jìn)一步被切割成諸多亞級(jí)單元。其北部斜坡東段為目前的主要油氣富集區(qū)，構(gòu)造形態(tài)最為復(fù)雜，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凹陷西北側(cè)被斷層切割為南北兩部分，將來(lái)自北西向物源的砂體一分為二。本次研究的對(duì)象包括斷層北側(cè)B1、B2塊和南側(cè)BS塊的B油藏。圖1所示為Bongor盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐謭D。

2 油藏特征

2.1 地層特征

盆地自早白堊世開(kāi)始，在下白堊統(tǒng)地層自上而下依次沉積了B、R、K、M、P組，缺失上白堊統(tǒng)地層[10]。目前盆地沉積層共發(fā)現(xiàn)上下部2套成藏組合，下部成藏組合由M組和P組地層構(gòu)成。P組是該成藏組合主力生油和儲(chǔ)集層，鉆遇厚度為200～740 m，可進(jìn)一步細(xì)分為3個(gè)油組 —— P-I、P-II、P-III。其中：P-I油組含砂量及粒度明顯增加，可視為良好儲(chǔ)層；P-II油組為厚層灰綠色、灰色泥巖和薄層粉砂巖、細(xì)砂巖；P-III油組主要為厚層黑褐色泥巖、頁(yè)巖夾灰色薄層粉砂巖、含礫中 — 粗砂巖，偶夾薄層鈣質(zhì)頁(yè)巖及油頁(yè)巖。圖2所示為B區(qū)塊地層劃分與構(gòu)造平面圖。

2.2 構(gòu)造特征

Bongor盆地結(jié)構(gòu)走向呈南陡北緩之勢(shì)，為深度和厚度呈階梯狀遞減的箕狀斷陷[11]，B區(qū)塊位于此斷陷北部高階半地塹構(gòu)造。B區(qū)塊內(nèi)部存在一條切割Mimosa凹陷的南傾正斷層FO，斷距達(dá)400 m；北側(cè)另一高階斷層F1與切凹斷層近似平行；斷塊東側(cè)以南西傾向的分支正斷層F2為界。在斷層影響下，油藏構(gòu)造形態(tài)表現(xiàn)為F0北側(cè)B1和B2塊南北端高，而東西兩側(cè)下傾的鞍狀，南側(cè)BS塊則為北高南低的斷背斜狀，各級(jí)別地層構(gòu)造具有繼承性，上下基本一致。

圖1 Bongor盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐质疽鈭D

圖2 B區(qū)塊地層劃分與構(gòu)造平面示意圖

2.3 儲(chǔ)層特征

儲(chǔ)層礦物成分以長(zhǎng)石和巖屑居多，粒度級(jí)別多為粗砂和礫級(jí),泥質(zhì)膠結(jié)較嚴(yán)重。取心井B1-14和BS1-1巖心照片多為塊狀層理和顆粒呈定向排列的平行層理，可見(jiàn)明顯的雜基支撐礫巖和變形構(gòu)造，顆粒以次圓、次棱角狀為主，表明儲(chǔ)層成分和結(jié)構(gòu)成熟度均低[12]。儲(chǔ)集空間為原生粒間孔，次生溶孔少，屬溶孔-粒間孔組合類型。根據(jù)鑄體薄片和壓汞曲線資料評(píng)測(cè)，本區(qū)南北塊物性特征不一致。B1、B2塊儲(chǔ)層喉道類型主要為中喉，喉道平均半徑為10～12 μm，孔隙度為14%～30%，滲透率為 50×10-3～2 800×10-3μm2；BS塊喉道平均半徑為0.6～4.0 μm，屬細(xì) — 微細(xì)喉道，孔隙度為12%～26%，滲透率為5×10-3～500×10-3μm2。儲(chǔ)層縱向分布可達(dá)200 m，B1、B2塊近物源端單層厚度較大，平均厚度為2.6 m，層數(shù)為20～30層；凹陷至BS塊單層平均厚度減薄至1.5 m左右，層數(shù)也減少為15～18層；儲(chǔ)層總面積約19 km2，并由根部向端部呈扇形分布。圖3所示為巖心及鏡下微觀特征。

2.4 油水分布與溫壓特征

綜合利用錄井、測(cè)井、PVT和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析油水分布規(guī)律，發(fā)現(xiàn)區(qū)塊以巖性油藏為主，但各塊、各砂組含水存在一定差異，區(qū)塊南部近Mimosa凹陷部位的BS塊和北部B1、B2塊上部為巖性油藏，僅B1、B2塊下部油水分布受構(gòu)造控制，含少量邊水。圖4所示為B區(qū)塊油藏剖面圖。地表溫度為27.3 ℃，油藏溫度為71.0～108.0 ℃，B1、B2塊地溫梯度為3.8 ℃/hm，BS塊地溫梯度稍高(達(dá)4.0 ℃/hm)。壓力測(cè)試數(shù)據(jù)顯示，油藏內(nèi)壓力系統(tǒng)也存在差異。其中：B1、B2塊屬正常壓力系統(tǒng)，壓力系數(shù)為1.1;而B(niǎo)S塊屬異常高壓，壓力系數(shù)為1.4。

3 油氣成藏條件

3.1 裂陷作用的發(fā)展與反轉(zhuǎn)

Bongor盆地經(jīng)歷了早白堊世強(qiáng)烈裂陷和新生代坳陷2個(gè)成盆階段，同時(shí)還分別于晚白堊世和古近紀(jì)遭受過(guò)不同程度的構(gòu)造反轉(zhuǎn)。構(gòu)造會(huì)對(duì)油氣成藏產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。

首先，早白堊世裂陷為盆地沉積提供了可容空間，使隨后的沉積演化都發(fā)生在盆地范圍內(nèi)，形成一系列控沉積斷層[13]。由于存在較大斷距，砂體在經(jīng)過(guò)短距離搬運(yùn)后直接沉積于Mimosa深部凹陷中，為暗色泥巖的覆蓋并形成巖性圈閉創(chuàng)造了條件。此外，裂谷盆地裂陷作用引起地殼變薄，火山噴發(fā)或侵入導(dǎo)致熱流上升，從而使該階段盆地具有逐漸變熱的特征[14]，后期構(gòu)造反轉(zhuǎn)伴隨火山噴發(fā)[15-16]，熱演化過(guò)程持續(xù)進(jìn)行。盆地一維模擬結(jié)果顯示，早白堊世晚期是P組烴源巖的主要排烴時(shí)期[10]。這表明，在生儲(chǔ)蓋形成的基礎(chǔ)上，裂陷作用還是源巖生烴的誘導(dǎo)因素。

其次，晚白堊世晚期區(qū)域發(fā)生了構(gòu)造反轉(zhuǎn)[17]。地震資料顯示，Bongor盆地多發(fā)育垂向形態(tài)基本一致的褶皺變形，且基本未見(jiàn)“上下皆逆”的斷層[18]和正反轉(zhuǎn)構(gòu)造，表明此反轉(zhuǎn)程度較弱。該反轉(zhuǎn)終止了早期裂陷作用，并使油藏表現(xiàn)出一定的構(gòu)造圈閉特點(diǎn)，油層縱向具一定高差，各塊構(gòu)造高點(diǎn)如B1塊X5井區(qū)以及BS塊BS1、BS2井區(qū)儲(chǔ)層較厚，向低部位如W4、W8井區(qū)逐漸減薄直至尖滅。對(duì)比油藏南北側(cè)壓力發(fā)現(xiàn)，自Mimosa凹陷向北，油藏地層壓力系數(shù)由1.4逐漸降至1.1。 油氣總是由高應(yīng)力區(qū)向低應(yīng)力區(qū)匯集[19]，因此，可認(rèn)為構(gòu)造反轉(zhuǎn)擠壓了已成熟并大量排烴的P組烴源巖，使生成的油氣二次運(yùn)移，形成了現(xiàn)在的低階BS塊飽含油及遠(yuǎn)生烴凹陷B1、B2塊油藏底部含邊水的差異聚集現(xiàn)象。

3.2 沉積演化的變化與影響

Bongor盆地是典型的被動(dòng)陸內(nèi)裂谷盆地，其多旋回性拉張裂陷作用導(dǎo)致沉積演化具有不連續(xù)的幕式特點(diǎn)[20]，并于早白堊世時(shí)期形成多個(gè)三級(jí)層序。裂陷起始階段在區(qū)塊南部Mimosa凹陷形成半深湖 — 深湖環(huán)境，充填低位域沉積，表現(xiàn)為黑褐色厚層泥巖夾含礫中粗砂巖；上覆湖進(jìn)體系域暗色泥巖，厚度約700 m，B1井地化分析資料表明該泥巖有機(jī)質(zhì)類型為Ⅰ～Ⅱ1型，有機(jī)碳含量平均為4%，成熟程度高，是該巖性油藏主要的有效烴源巖。P組晚期發(fā)育了高位域粗砂巖、砂礫巖儲(chǔ)層，代表本次沉積層序的完結(jié)，區(qū)塊蓋層形成于M組沉積期湖水再次擴(kuò)大的過(guò)程中，是下一層序的湖泛沉積。錄井資料顯示，與P組相比，M組蓋層多呈綠灰、棕灰等氧化色，反映淺水沉積環(huán)境，將源自P組的油氣就近封堵于該組儲(chǔ)層內(nèi)。至此，在縱向上形成一套完整的生儲(chǔ)蓋下部成藏組合(見(jiàn)圖2)。沉積演化在橫向上反映出不同位置儲(chǔ)層特征的差別。沉積物源為發(fā)育于盆地北緣Baobab凸起及向南東展布的扇三角洲前積砂體，扇根扇中部位使其搬運(yùn)至B1、B2塊位置時(shí)受到安靜水體首次緩沖，流速顯著變緩。沉積一套分布集中且物性較好的粗粒碎屑，在越過(guò)一條低階斷層后，前積于凹陷內(nèi)部的BS區(qū)域。此時(shí)，搬運(yùn)動(dòng)力受安靜水體的頂托而完全抵消，扇端的較細(xì)粒砂體分散，砂泥混雜沉積形成大面積含礫中 — 粗砂巖薄儲(chǔ)層，物性變差。

4 結(jié) 語(yǔ)

B區(qū)塊位于乍得Bongor盆地北部斜坡帶Mimosa凹陷北緣，被切凹斷層F0分隔，由高階B1、B2塊和遠(yuǎn)物源低階BS塊的油藏組成，儲(chǔ)層分布于P組頂端P - I油組，是來(lái)源于北部Baobab凸起的扇三角洲砂體。儲(chǔ)層成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度總體均較低，隨搬運(yùn)距離增加而升高。儲(chǔ)層物性由北向南表現(xiàn)為降低趨勢(shì)，扇根部B1、B2塊儲(chǔ)層分布集中，向扇端BS塊發(fā)散。該巖性油藏油水關(guān)系與溫壓復(fù)雜，油氣充注程度以南部BS塊和北側(cè)B1、B2塊上部最高。其中，B1、B2塊僅下部含邊水，油藏地溫梯度變化較小，而壓力系數(shù)差別較大。B1、 B2塊屬正常壓力系統(tǒng)，BS塊屬異常高壓系統(tǒng)。

構(gòu)造活動(dòng)與沉積演化是油氣成藏的重要條件，早白堊世初期開(kāi)始的裂陷為沉積充填提供了可容空間，促進(jìn)了油藏主要烴源巖的形成。至P組旋回晚期，砂體向凹陷補(bǔ)償性進(jìn)積，受湖水反向停滯作用影響，油藏南北側(cè)儲(chǔ)集性能為非均質(zhì)化，第二期旋回發(fā)育了覆蓋于P組儲(chǔ)層的泥巖，從而完整地構(gòu)成了該油藏下部成藏要素組合；早白堊世晚期的裂陷活動(dòng)引發(fā)了地殼減薄和熱流上升，加快了烴源巖的成熟和排烴速度；晚白堊世晚期的構(gòu)造正反轉(zhuǎn)活動(dòng)改造了原油氣分布格局，其揉皺作用導(dǎo)致油藏形成了構(gòu)造與巖性圈閉復(fù)合疊加的特點(diǎn)，產(chǎn)生的擠壓效應(yīng)形成了現(xiàn)今橫向與縱向上不同類型壓力系統(tǒng)的油藏形態(tài)。