乍得BS區塊油氣富集規律研究

華 夏

（中國石油長城鉆探工程有限公司地質研究院，遼寧盤錦 124010）

裂谷盆地作為板塊在拉張作用下減薄沉降形成的沉積盆地，只占世界盆地面積的5.4%，卻擁有世界油氣儲量的10%，單位面積油氣豐度高[1]。這種較獨特的地質單元在中國東部渤海灣和松遼盆地極為典型，蘇丹Muglad和Melut盆地等也有重要的油氣勘探發現，但整個地質歷史時期均處于穩定沉降狀態[2–5]。乍得BS油藏位于乍得Bongor盆地，該盆地是中國石油天然氣集團公司在海外的高風險勘探區塊，其勘探難度在于盆地后期強烈的反轉作用使盆地成藏條件復雜化，前人30多年勘探中未獲得任何商業發現。但中國石油僅用7年時間就完成了該盆地勘探開發步驟，落實一批重點油氣區塊，并根據各油藏地質特征制定對應開發方案，建成 200×104m3產能的大油氣田。盆地內 BS油藏作為占總產量15%的貢獻者，其油藏特征和富集規律極具代表意義，因此有必要針對盆地后期構造強烈反轉背景下的BS塊油藏進行剖析，摸清該塊油氣成藏規律，以指導盆地新的油氣聚集帶的發現。

1 區域地質概況

Bongor盆地是受中非裂谷系和西非裂谷系所夾持的被動裂谷盆地[6–8]，早白堊世走滑拉張斷裂[9–10]自北向南將盆地劃分為北部斜坡、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷4個一級構造單元，隨著構造活動加劇和后期改造，在一級構造單元中進一步切割成諸多亞級單元，如北部斜坡中的Mimosa–Raphia凸起、Mimosa凹陷、Baobab–Daniela凸起、Kubla和Daniela洼陷。BS油藏即位于北部斜坡帶Mimosa凹陷西北側，Baobab凸起南緣（圖1）。P組為油藏主要含油氣層位，該地層屬盆地變質巖基底上覆早白堊世時期沉積的最早地層，相鄰區塊烴源巖地化資料分析表明，其下部厚度約700 m的暗色泥巖有機碳平均含量為4%，有機質類型為Ⅰ～Ⅱ1型，生烴潛力大，且達到成熟階段（Tmax＞440 ℃），是BS油藏主要的有效烴源巖；上部覆以斷陷期背景下的粗粒扇三角洲砂體是油藏的主要儲層。隨裂陷程度減弱，M組時期沉積的淺水泥巖成為油藏的區域性蓋層，故在縱向上形成一套較為完整的生儲蓋組合。

2 油藏特征

2.1 地層特征

盆地下白堊統地層自下而上劃分為 P、M、K、R、B組，上白堊統被完全剝蝕[11]。P組鉆遇厚度200～740 m，并進一步劃分為3個油組（圖2），底部的PIII油組主要為厚層黑褐色泥巖、頁巖夾灰色薄層粉砂巖、含礫中–粗砂巖，偶夾薄層鈣質頁巖及油頁巖；中部PII油組為厚層灰綠色、灰色泥巖和薄層粉砂巖、細砂巖，上部PI油組含砂量明顯增加，粒度變粗，儲集性能好，且該油組地層沉積期次特征明顯，地震反射具備幾個連續性好、強振幅、中低頻率的強相位，對應于各砂巖組頂部的高自然伽馬、

圖1 Bongor盆地構造單元劃分

高聲波時差泥巖，是砂巖組劃分的重要標志層，結合井震資料將PI油組從上至下劃分為5個砂組。

圖2 BS區塊地層劃分綜合圖

2.2 沉積儲層特征

BS區塊儲層礦物成分以長石居多，含少量巖屑，泥質膠結較嚴重，砂體粒度級別多為粗砂、中砂，其概率累計曲線主要為三段式，其跳躍組分與懸浮組分粒度大小分布不集中。巖心觀察可見重力流與牽引流混合的塊狀層理和正粒序沉積，成分成熟度較低，分選差。縱向上含油井段長（200 m），層數多（13～18層），單砂層薄（平均厚1.5 m）。平面延伸范圍有限，垂直物源方向砂體連續性弱，平行物源方向延伸遠，達4 km。孔隙類型以原生粒間孔為主，次生溶孔次之，屬溶孔–粒間孔組合類型；喉道類型為細喉道、微細喉道，平均喉道半徑0.6～4.0 μm；定量統計結果表明，儲層孔隙度為12%～26%（平均17%），滲透率為 5×10-3～500×10-3μm2（平均 80×10-3μm2），屬中孔、中滲儲層。

2.3 油氣分布特征

BS區塊油藏油氣分布于巖性圈閉中，Bongor盆地結構樣式主要為南斷北超背景上的箕狀斷陷，表現為半地塹形態，從南向北深度和厚度呈階梯狀遞減[12]。該塊油氣所賦存的圈閉位于北部斜坡 Baobab油氣富集帶南部，兩側受Mimosa凹陷和Kubla洼陷所夾持，北靠一條近東西向切凹主干正斷層F0，斷層延伸遠（10 km），斷距大（475 m），起橫向遮擋作用（圖3），在F0斷層影響下BS塊呈現北高南低、南翼較陡且長軸軸向近平行于該斷層的斷背斜，并具備兩個局部高點（主高點BS1井和次高點BS2井），另發育兩條依附 F0的次生斷層以及油藏內部的小斷層，延伸長度短，對油氣分布影響可忽略。儲層向東西南三個方向下傾延伸，尖滅于Mimosa凹陷半深湖泥巖中，對烴類形成巖性圈閉（圖3）。油藏不含邊底水，測壓資料顯示為異常高壓純巖性油藏。

3 油氣成藏主控因素

3.1 沉積演化過程

圖3 過B2-3～BS1-11井油藏剖面

P組沉積時期正值盆地強烈斷陷期，陸相盆地的多旋回性拉張裂陷作用導致沉積演化具有不連續的幕式特點[13]，造就了Mimosa凹陷形成半深湖–深湖沉積的先決條件，并在層序上形成以底部充填低位域沉積，覆蓋湖進體系域暗色泥巖；晚期發育高位域粗砂巖的組合特征，P組末期湖泛影響頻繁，至M組沉積時又發生另一次小規模湖進，因此縱向上形成一套完整的生儲蓋下成藏組合。BS巖性油藏烴源巖即對應于早白堊世早期快速沉降階段沉積的 P組中下部的半深湖-深湖泥巖，儲層為自北西向沉積于湖盆邊緣的高位扇三角洲前積砂體，蓋層為上覆M組厚層灰至綠灰色淺湖泥巖，將源自P組的油氣就近封堵于P組儲層內。該沉積層序在Bongor盆地普遍發育，另發現的幾個大型巖性主控的油藏也均位于此類沉積演化形成的下成藏組合中。

3.2 構造活動影響

構造對油藏的影響主要為兩個方面，一是早白堊與晚白堊世兩期裂陷奠定了盆地的格局，為沉積活動創造了可容空間，并形成了一系列控沉積斷層[14]，這些裂陷形成的斷層斷距較大，離物源較近，剝蝕和搬運速率都很高，易于形成不穩定的、成熟度低的扇三角洲體系[15]；砂體在越過一條幅度較低的二級斷裂坡折帶北側B1和B2塊后（圖3），搬運動力大幅降低，至BS塊沉積于F0斷層下降盤時，安靜水體的頂托和前滯作用使砂體分散開來，沉積了薄層大范圍含礫中–粗砂巖儲層；裂陷期形成的伴生斷裂同時也能為油氣的縱向輸導和橫向運移創造良好的條件[16]。其二是晚白堊世晚期的區域應力反轉改造了盆地原構造格局[17]，使儲層形成了一定的構造高差幅度，構造高點 BS1、BS2井區油層厚度大，向低部位油層減薄尖滅，體現了此次反轉的改造結果（圖3），導致構造與巖性圈閉互相疊加。此外Bongor盆地主力烴源巖P組自早白堊世晚期開始生烴，早白堊世末期進入生烴高峰，構造反轉發生于生烴期之后，除造成生烴作用停滯等消極影響外，還產生了促使烴源巖內油氣自 Mimosa凹陷向北擠入BS區塊儲層的積極效果。通過F0斷層北側區塊測壓結果比較，壓力值自南向北降低，表明Mimosa生油凹陷因為反轉的平衡作用被進一步擠壓形成了高應力區，而 BS區塊油藏構造位置高、應力低的BS1、BS2井區又存在較大的儲集空間，油氣總是由高應力區向低應力區匯集[18]，促使油氣從凹陷向該油藏儲層擠壓運移。

4 油氣成藏模式

早白堊世早期發育的 Mimosa凹陷是P組主力烴源巖分布區，Mimosa凹陷與 Kubla洼陷之間的Baobab調節帶是扇三角洲沉積物進入凹陷的有利部位（圖4），該部位也有利于在P組最大湖進期暗色泥巖與砂礫巖的互相超覆形成圈閉條件好的巖性體。盆地一維模擬顯示，P組烴源巖排烴時期為早白堊世晚期[18]，遠晚于以 P組為主力層系的下成藏組合的形成，因而有利于油氣就近在 BS巖性圈閉中聚集。盆地于晚白堊世發生的第一次擠壓反轉作用導致北部斜坡斷陷作用減弱，并加強了BS斷背斜的構造幅度，擠壓生油凹陷中的油氣向構造高部位應力低值區域運移，調整了油氣的空間分布；第二次于古近紀發生的擠壓反轉程度較弱，對本油藏無實質影響。由此推測，盆地斜坡區應以下部具有自生自儲特點的成藏組合和巖性圈閉為勘探目標。

圖4 Mimosa–Kubla洼陷構造及地層發育史剖面

5 結論

（1）BS區塊儲層礦物成分以低成分成熟度的長石為主，粒度多為粗砂、中砂，含少量礫石，泥質膠結較嚴重，儲層物性較差。BS區塊油氣來源于南側Mimosa凹陷P組烴源巖，在早白堊世晚期成熟并排烴，縱向上含油井段長，油層分散，厚度薄，平面分布廣，順斷層走向連續。

（2）BS油藏油氣富集主要受沉積演化和構造活動因素影響，早白堊世與晚白堊世兩期裂陷決定了盆地基本面貌，為沉積演化提供了可容空間。在此基礎上湖泛的頻繁發生有利于烴源巖的形成與保存，P組末期大規模扇三角洲直接進積于湖盆，配合以后期湖進泥巖作為蓋層，形成了完整的BS塊下成藏組合。晚白堊世晚期的區域應力反轉對盆地的擠壓機制促進了烴類的運移，直接導致該巖性油藏邊底水的排出，并同時具備了構造與巖性雙重控藏的特征。

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