乍得Bongor盆地白堊系測井特征、低阻油氣層成因和分布

毛志強(qiáng) 姜志豪 李長文 令狐松 張莉莉

(①中國石油大學(xué)(北京)油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； ②西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065； ③中國石油集團(tuán)測井有限公司國際事業(yè)部，北京 102206； ④中國石油天然氣集團(tuán)公司測井重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710077)

1 概況

乍得Bongor盆地是在中非NE-SW向走滑拉張機(jī)制下形成的被動裂谷[1-4](圖1)，其構(gòu)造演化基本過程包括早白堊世初始斷陷期(Prosopis組(P組)沉積期)、快速斷陷期(Mimosa組(M組)沉積期)、斷坳轉(zhuǎn)換期(Kubla組(K組)沉積期)、坳陷發(fā)展期(Ronier組(R組)沉積期)及坳陷萎縮期(Baobab組(B組)沉積期)[5]。Bongor盆地在經(jīng)歷以上斷陷、坳陷構(gòu)造演化過程后，將寒武系花崗巖(花崗片麻巖等)基底上的盆地裂分為數(shù)十個NE-SW向斜列展布、由南向北深度依次階梯遞減、面積不等的箕狀斷陷群[6-10](圖2[11])。盆地縱向斷、坳層次分明，上白堊統(tǒng)被完全剝蝕，油氣主要發(fā)現(xiàn)于下白堊統(tǒng)，下白堊統(tǒng)從上向下依次鉆遇B組、R組、K組、M組和P組[12-15]。不同斷陷(勘探區(qū)塊)的含油性存在差異，其中自生自儲的P組是白堊系的主要產(chǎn)層，巖性為粉砂巖—砂礫巖，儲層厚度差別大，同時還存在(粉)砂質(zhì)泥層等非常規(guī)油氣層。地層內(nèi)不同油氣層的電阻率變化范圍大(2～3歐姆·米至數(shù)千歐姆·米)，其中存在低電阻率及低對比度油氣層的識別難題，其成因機(jī)理和分布也有待研究。

圖1 Bongor盆地地理位置及主要構(gòu)造單元

圖2 Bongor盆地AB測線地震剖面(位置見圖1)及綜合地層柱狀圖[11]藍(lán)色波浪線為不整合面

Bongor盆地P組沉積期為盆地初始斷陷期，湖盆被一系列平行于邊界斷層的古隆起分隔[16-18]。凹陷處于欠補(bǔ)償沉積環(huán)境，沉積作用僅發(fā)生在凹陷內(nèi)部，水體較深且持續(xù)水進(jìn)，沉積物雙向上超沉積，主要發(fā)育了深湖—半深湖相層序[3]。

M組沉積于盆地快速斷陷期，邊界斷層活動強(qiáng)烈，盆地快速沉降，特別是北部早期的多個小凹陷開始相互連通，盆地水深加大和沉積范圍擴(kuò)大，主要沉積了半深湖—深湖相的泥巖、頁巖，是盆地內(nèi)主力烴源巖，同時也是良好蓋層。

K組沉積時，盆地進(jìn)入緩慢沉降階段，沉降速率小于沉積速率，粗碎屑物質(zhì)的充填作用逐漸加強(qiáng)，在盆地內(nèi)部形成明顯的上超面，地層厚度差變大，在地震剖面上表現(xiàn)為由盆地中心向斜坡帶的大規(guī)模楔狀反射。該時期構(gòu)造活動相對較弱，大量陸源碎屑物質(zhì)注入盆地，形成以砂、礫巖為主的充填體。K組以薄—中層泥巖夾砂巖沉積為主，向上砂質(zhì)含量增多，為半深湖—淺湖砂壩相的沉積序列。

R組沉積時，斷裂活動很弱或處于基本停止的平靜期，盆地以穩(wěn)定沉降為主。涌入盆地的碎屑物質(zhì)往往經(jīng)受了較為充分的搬運(yùn)、分選和沉積作用改造，主要沉積了大套中—厚層塊狀砂巖地層。R組底部厚層砂巖為濱淺湖—近源水下扇體系沉積。

B組沉積時，盆地仍處于緩慢沉降階段。底部砂巖為河流三角洲相，頂部暗色泥巖為半深湖—深湖相。

Bongor盆地存在多種類型的低阻油氣層，成因復(fù)雜、分布廣泛且識別困難。本文以Bongor盆地Baobab區(qū)塊和Daniela區(qū)塊為主要研究對象，旨在研究白堊系測井響應(yīng)特征，并分析和總結(jié)目標(biāo)層位不同低阻油氣層的成因和分布，對Bongor盆地和其他類似盆地的層序地層劃分和低阻油氣層識別具有借鑒意義。

2 白堊系測井特征

Bongor盆地從白堊紀(jì)早期開始進(jìn)入斷陷構(gòu)造演化，僅在白堊紀(jì)末期發(fā)生抬升和剝蝕，因此大部分箕狀斷陷的下白堊統(tǒng)層序較齊全。通過分析Baobab和Daniela區(qū)塊常規(guī)測井響應(yīng)特征認(rèn)為，除上部B組不發(fā)育外，白堊系其他各組的測井特征相似、連續(xù)，且在橫向上可對比。

2.1 P組

根據(jù)測井特征確定的層組分界線與地質(zhì)分層界面基本一致(圖3)，P組底部直接上覆于花崗巖基底之上，地層底界易于確定(B1、B2及B3井均完鉆于P組)，P組巖性變化較大，上部以湖底扇相的砂礫巖為主，下部以泥巖為主[19]。在B2井中，P組下部泥巖具有低電阻率、中子—密度正差異重疊(中子曲線在左、密度曲線在右)和高聲波時差等泥巖典型特征。上部砂礫巖表現(xiàn)為高電阻率、中子—密度基本重疊和較低聲波時差特征。上部砂礫巖呈從上到下聲波時差逐漸降低趨勢，表明地層沉積速率穩(wěn)定[20]。在B1井中，P組砂巖不發(fā)育，M組泥巖直接與P組下部泥巖相連。

圖3 Baobab區(qū)塊B1(左)、B2(中)及B3(右)井白堊系連井測井特征對比GR、SP、CAL、BS分別為自然伽馬、自然電位、井徑、鉆頭直徑曲線；AT90、AT 60、AT 30、AT 20、AT 10分別為探測深度為90、60、30、20、10in陣列感應(yīng)電阻率曲線；NPHI、RHOZ、DT分別為中子、密度、聲波時差曲線。下同

2.2 M組

M組測井特征相對簡單，基本表現(xiàn)為低阻(白堊系中電阻率最低的地層，約為1Ω·m)、中子—密度正差異重疊和高聲波時差等泥巖地層典型特征，而高伽馬、高電阻率、低密度尖刺狀等測井曲線特征指示地層為薄層狀烴源巖。M組泥巖的中子孔隙度更大、密度更低、聲波時差更大(聲速更低)以及電阻率更低，與白堊系其他層組泥巖的測井曲線特征差別很大，指示M組具有快速沉積、欠壓實(shí)特點(diǎn)。M組底部和P組是Bongor盆地最主要的生油巖地層，其中P組的有機(jī)碳含量(TOC)平均值達(dá)到7.1%，生烴潛量(S1+S2)平均為40.6mg/g，最高達(dá)188.8mg/g，生烴潛力大，是良好的烴源巖(圖4)。M-P組的厚層泥巖是主力烴源巖，同時M組也是良好蓋層。因此，M組超壓特征對于排烴作用及油氣成藏具有重大意義。目前發(fā)現(xiàn)的兩類低阻油氣層的成因和分布均與M組地層的超壓特點(diǎn)有關(guān)，下文將詳細(xì)論述。

圖4 Baobab區(qū)塊M組(上)、P組(下)地化分析剖面對比TOC、S1、S2、IH、Tmax分別為有機(jī)碳含量、巖石中的可溶有機(jī)質(zhì)、干酪根熱解產(chǎn)物、氫指數(shù)和巖石最高熱解峰溫

M組自然伽馬測井特征明顯，在白堊系各層組中M組泥巖的自然伽馬值相對最低，反映沉積物的母巖伽馬輻射強(qiáng)度非常低(如基質(zhì)的火成巖)。M組沉積期物源區(qū)風(fēng)化淋濾作用異常強(qiáng)烈，導(dǎo)致大量細(xì)粒沉積物搬運(yùn)、快速沉積在水體較深的湖盆中。風(fēng)化淋濾作用使可輻射伽馬射線的同位素從母巖中分解并溶于水介質(zhì)溶液[21-23]。此期間氣候及古地理環(huán)境等因素也利于有機(jī)質(zhì)形成并在深水環(huán)境中保存，有機(jī)質(zhì)生成、富集、沉積過程中又進(jìn)一步吸附溶液中溶解的可輻射伽馬射線的同位素，如鈾酰離子，使水體中的伽馬輻射強(qiáng)度周期性降低，形成的泥巖具有較低的伽馬輻射強(qiáng)度。M組的自然伽馬值較低表明，相對于M組沉積， P組和K組沉積物礦物成熟度更低，沉積區(qū)距物源區(qū)更近。

2.3 K組和R組

不同區(qū)塊K-R組的地層及測井特征存在明顯差別，指示了各斷陷的構(gòu)造演化差異。如Baobab斷陷中K組與R組的界限非常清楚，K組頂部有一層厚約100m的低阻泥巖(指示沉積速率高于正常值)，與上部R組的較高電阻率泥巖明顯區(qū)分(圖3)。此外，在一些斷陷中K組和R組的測井特征差異較小，從測井特征變化規(guī)律上看，K組和R組為連續(xù)沉積且沉積速率相近的兩個層序。圖5為Daniela區(qū)塊D1、D2及D3井白堊系連井測井特征對比。由圖可見，與圖2相比，Daniela區(qū)塊鉆遇的P組地層較薄、M組地層更厚，P組、M組測井特征與Baobab區(qū)塊類似，K組和R組測井特征基本一致，呈中子—密度曲線正差異以及隨深度增加密度增加、中子孔隙度降低的特征，指示K組和R組是沉積速率相近且連續(xù)沉積的兩個層序[24]。

圖5 Daniela區(qū)塊D1(左)、D2(中)及D3(右)井白堊系連井測井特征對比

2.4 M組超壓特征不具普遍性

在其他區(qū)塊或斷陷(如Raphia區(qū)塊)也出現(xiàn)了類似M組的上述超壓泥巖測井特征，但M組超壓特性并不普遍，其他區(qū)塊的M組基本沒有表現(xiàn)出明顯的地層超壓特征。

M組沉積時不同斷陷的物源條件及沉積速率不同，當(dāng)出現(xiàn)快速沉積時會形成地層超壓。部分?jǐn)嘞葜蠱組沉積期的沉積速率并沒有加快，沉積地層在正常的埋藏、壓實(shí)作用下不會出現(xiàn)上述地層超壓現(xiàn)象。

3 低阻油氣層成因類型及分布

乍得Bongor盆地前期勘探過程中，在M組底部和P組頂部發(fā)現(xiàn)了若干電阻率較低、但產(chǎn)量又異常高的薄油氣層，以及一些難于認(rèn)定儲層有效性的油氣層。同時，在P組主力儲層中、下部也證實(shí)存在部分低對比度油層。經(jīng)過系統(tǒng)分析和研究，對其成因機(jī)制、分布規(guī)律等有了明確認(rèn)識，概述如下。

3.1 第一類低阻油氣層及其分布

Bongor盆地Baobab、Daniela區(qū)塊經(jīng)過試油證實(shí)的低阻油氣層分為兩類。第一類低阻油氣層為薄砂層或(薄層)泥質(zhì)砂層，一般發(fā)育在M組底部或P組儲層頂部。該類低阻儲層的電阻率小于10Ω·m，因鄰近泥巖導(dǎo)致電阻偏低，且泥質(zhì)含量高，測井解釋時容易漏判。該類儲層具有良好的充注條件，封蓋于高飽和度的油氣層之上，當(dāng)存在一定儲集空間時，易形成高產(chǎn)油氣藏。

圖6為Baobab 區(qū)塊試油證實(shí)的第一類低阻油層測井響應(yīng)。由圖可見：①在B4井867.5～870.0m試油層段中劃分出3層厚約0.5m的薄砂層，有效孔隙度約為25%，巖性較純凈，指示儲層具有較好的儲集空間，應(yīng)為該試油層段產(chǎn)能主要來源(圖6a)；②B1井試油段由兩層薄泥質(zhì)砂層構(gòu)成，泥質(zhì)含量接近40%，有效孔隙度約為16%，屬于典型泥質(zhì)砂巖儲層(圖6b)；③B4、B1井試油層段油層的電阻率(接近或小于10 Ω·m)明顯低于其下部油層(正常電阻率為40～100 Ω·m)。目前已通過試油證實(shí)的第一類低阻油氣層均發(fā)育在M組底部或P組頂部。

圖6 Baobab 區(qū)塊試油證實(shí)的第一類低阻油層測井響應(yīng)(a)B4井852～872m井段測井組合曲線；(b)B1井一個試油層段測井組合曲線

B4井853.5～859.0m、867～870m兩層8.5m合試，證實(shí)為高產(chǎn)油氣層，屬于異常高壓地層(壓力系數(shù)為1.37)；B1井1546.4～1549.7m射開(層厚為3.3m)，證實(shí)為高產(chǎn)油層，存在異常高壓(壓力系數(shù)為1.35)。PEFZ為光電吸收截面指數(shù)曲線；綠色指示油層，紅色指示氣層；解釋結(jié)論后的數(shù)字為解釋層號。下同

3.2 第二類低阻油氣層及其分布

本文定義的第二類低阻油氣層為“非常規(guī)低阻油氣層”。該類位于M組底部或P組頂部，屬于源內(nèi)或近源成藏，具有有效孔隙度低、泥質(zhì)含量高(遠(yuǎn)高于有效儲層泥質(zhì)含量上限)、電阻率小于30 Ω·m的特點(diǎn)，表現(xiàn)為類似于頁巖油(氣)的非常規(guī)儲層測井特征。

圖7為Daniela區(qū)塊試油證實(shí)的第二類低阻油層測井響應(yīng)。由圖可見：①兩個測試層可以解釋為(粉)砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖互層，以(粉)砂質(zhì)泥巖為主，不具有典型儲層的測井響應(yīng)特征，一般很難解釋為儲層，砂巖的特征也不明顯；②與M組典型泥巖的測井響應(yīng)特征不同，測試層表現(xiàn)為電阻率較高(2～5 Ω·m)、聲速較大(聲波時差為100 μs/ft)及中子孔隙度較低(30%)，其測井響應(yīng)特征與“非常規(guī)頁巖儲層”更相似。由于粉砂質(zhì)泥巖發(fā)育于生油巖地層中，且具有地層超壓特點(diǎn)，因此在近源或源內(nèi)具備異常高成藏動力情況下，可形成非常規(guī)油氣藏[25]。

圖7 Daniela區(qū)塊試油證實(shí)的第二類低阻油層測井響應(yīng)D1井分別射開2層進(jìn)行試油。第1號試油井段為1121～1132m(層厚為11m)，經(jīng)Swab測試，結(jié)論為低產(chǎn)油層，屬于高壓低滲儲層(地層壓力系數(shù)為1.38)。第2號試油井段為1146～1156m(層厚為10m)，試油結(jié)論為高產(chǎn)油氣層

目前，由試油證實(shí)的這類非常規(guī)油氣層也發(fā)育于M組底部或P組頂部。由于該類儲層泥質(zhì)含量高，因此儲層電阻率也較低(只是略高于泥巖電阻率)，與P組主力砂礫巖油層的高電阻率相比，屬于特別容易忽視的低電阻率油氣層。通過分析該類低阻油氣層的成因機(jī)制可知，其僅分布于(具有超壓特點(diǎn)的)M組生油巖或與之相鄰的P組頂部且具有一定砂質(zhì)含量的(粉)砂質(zhì)泥巖地層中。如果砂質(zhì)含量進(jìn)一步升高(成為泥質(zhì)砂巖)，則轉(zhuǎn)變?yōu)榈谝活惖妥栌蜌鈱印?/p>

3.3 第三類低對比度油氣層及其分布

在Bongor盆地P組主力砂礫巖儲層下部常發(fā)現(xiàn)高阻水層，其電阻率接近甚至高于緊鄰的上部油層，油層與水層的電阻率差異小，形成了低對比度油氣層。研究表明，這類高阻水層屬于天然水淹層，是油層遭到天然水淹破壞后形成的。

圖8 為Baobab區(qū)塊試油證實(shí)的第三類低對比度油層測井響應(yīng)。由圖可見：兩個緊鄰的試油層段儲層產(chǎn)液性質(zhì)完全不同，但電阻率相近；與水層相比，油氣層的電阻率明顯表現(xiàn)為低對比度，水層則相對高阻，但油氣層和水層的自然電位響應(yīng)差別明顯，是區(qū)分油層和水層的重要依據(jù)。

多個斷陷的P組主力砂層下部或P組中下部出現(xiàn)高阻水層是一個普遍現(xiàn)象。在經(jīng)試油證實(shí)的高阻水層中，產(chǎn)出水水型為NaHCO3。部分測試層中水中帶“油花”，同時部分測試層在測試工具上發(fā)現(xiàn)高黏度原油。綜合分析認(rèn)為，該類高阻水層屬于天然水淹層，是油層遭到天然水淹破壞后形成的，推測與多期成藏或早期成藏后構(gòu)造或圈閉遭到破壞有關(guān)，儲層中殘留的稠油組分和低礦化度的外部水加劇形成高阻水層。

4 結(jié)論

Bongor盆地白堊系斷陷不同區(qū)塊測井響應(yīng)特征具有相似性。R組、K組、M組和P組的測井曲線特征差異明顯，可作為地質(zhì)分層的參考依據(jù)。

Bongor盆地M組、P組油氣層電阻率差異大，低電阻率油層和低對比度油層的成因與不同的地質(zhì)作用有關(guān)，可以通過縱向分布位置和測井曲線特征的差異準(zhǔn)確識別。

第一類低阻油氣層為薄砂層或(薄層)泥質(zhì)砂層，電阻率小于10 Ω·m，一般發(fā)育在M組底部或P組儲層頂部。

第二類低阻油氣層為“非常規(guī)低阻油氣層”，位于M組底部或P組頂部，屬于源內(nèi)或近源成藏，具有有效孔隙度低、泥質(zhì)含量高、電阻率小于30 Ω·m的特點(diǎn)。當(dāng)具有欠壓實(shí)、超壓等測井響應(yīng)特征時，會形成高產(chǎn)油層。

第三類低阻油層為低對比度油氣層。P組主力砂層下部常發(fā)育高阻水層，儲層中殘留的稠油組分和低礦化度的外部水加劇造成這種高阻水層，使其電阻率接近甚至高于緊鄰的上部油層。