乍得Bongor盆地储层沉积成岩特征及其主控因素

赵 健，童晓光，肖坤叶，窦立荣，季汉成，杜业波，袁志云，肖高杰

1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083

2.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034

3.中国石油大学地球科学学院，北京 102249

0 引言

Bongor盆地位于乍得共和国西南部，呈NWSE走向，长约280km，宽40～80km，面积1.8×104km2。近年来，油气勘探不断获得突破，该盆地成为中西非地区一个新的储量增长点。随着勘探的逐步深入，探索构造圈闭外围岩性目标并逐渐向盆地深层勘探正成为盆地油气勘探的现实选择。但由于盆内钻井数目有限，且分布不均，取心资料更是稀缺（目前整个盆地取心井尚不足10口），造成了目前对盆地沉积充填过程和储层成岩特征研究相当薄弱，对盆地储层发育特征、深部储层物性特征尚无明确认识，已成为盆地油气勘探的重要瓶颈。而油气勘探实践和地质研究均发现Bongor盆地属强反转裂谷盆地［1－3］，不仅沉积充填过程具有独特性，而且在盆地多期构造运动过程中，储层遭受强烈抬升－再埋藏作用和烃类流体改造，其成岩过程亦极具特殊性。因此，笔者拟通过系统总结盆地构造演化，分析其对盆地地质结构的形成及沉积充填过程的控制，认识盆地储层的空间展布特征，并在此基础上利用有限的取心资料，对盆地主力储层成岩特征进行系统研究，了解其在埋藏成岩过程中的微观结构变化及物性演化特征，探讨盆地优质储层的潜在发育区，为盆地未来油气勘探和海外类似盆地地质研究提供指导和借鉴。

1 区域构造演化与盆地结构

Bongor盆地属中、新生代陆内裂谷盆地，具有典型的被动裂谷特征［1－3］，其形成于冈瓦那古大陆的解体和南大西洋、印度洋张裂的区域构造背景［4－10］。早白垩世（130～96Ma）南大西洋张裂形成的三叉裂谷中的一支夭折于非洲板块内部，形成了具走滑、拉张力学属性的中非剪切带［5，11］（图1中黄色箭头），位于剪切带中段北侧的Bongor盆地受NESW向走滑拉张作用明显，将前寒武系基底裂分为数十个NW－SE向斜列展布、深度由南向北阶梯递减、面积大小不等的箕状断陷群（图1），Bongor盆地初具雏形。晚白垩世（96～75Ma）早期区域第一期裂陷延续了早白垩世走滑拉张力学特征，盆地进一步发育，但拉张裂陷很快陆续转变为稳定而显著的构造热沉降［3］及强烈的区域应力反转（下文详述），裂陷作用终止，盆地遭到显著改造，至晚白垩世末盆地基本定型。区域范围内的第三期裂陷（74～30Ma）主要发生于苏丹Muglad等NW－SE向裂谷盆地［9，12］，而Bongor盆地此时以幅度较小的热沉降作用为主，并一直延续到后裂谷期（30～0Ma）［3，13］，盆地最终定型。

在区域拉张断陷背景下，Bongor盆地还分别于晚白垩世桑顿期（85～80Ma）［1－3，14－15］和古近纪末红海张裂期发生2期构造反转［16－17］。前者主要受控于非洲板块和欧洲板块的碰撞［1］，区域应力场由拉张转变成近N－S向强烈挤压（图1中蓝色箭头）［14－15］，不仅中止了盆地早白垩世以来的裂陷沉降作用，而且造成了区域挤压隆升和地层大幅剥蚀［3］。区域的第二期反转与红海NE－SW向张裂产生的局部挤压应力场有关（图1中绿色箭头）［16－17］，与“桑顿期挤压事件”相比，此次反转影响偏弱，只波及到邻近的Melut、Muglad等盆地，对Bongor盆地影响较弱，仅产生小幅抬升剥蚀［3］，且仍继承了早白垩世“西强东弱，北强南弱”的剥蚀特征。两期地层剥蚀累计，剥蚀量相当可观：盆地西部和北部斜坡带剥蚀量大的区域达1 500～2 300m；凹陷带偏小，剥蚀厚度亦达800～1 200m［18］。

经历了区域上3期裂陷、2期构造反转和多期断续的热沉降过程，Bongor盆地平面上坳隆格局明显（图1），纵向上断坳层次分明（图2）。地震剖面和钻井资料揭示，晚白垩世区域构造反转抬升形成的K1／E区域角度不整合（图2青绿色波浪线）将盆地纵向上分为白垩系和新生界2套构造层系，其中上白垩统被完全剥蚀［18］，油气发现主要富集于下白垩统。根据储盖组合及油气分布特征，以M组为界将下白垩统进一步划分为上下2套成藏组合。其中以P－M组为油源、M组为区域盖层、P组和M组局部砂体为主力储层的下成藏组合为盆地最主要成藏组合（图2）。前人研究结果表明，P－M组烃源岩早白垩世晚期开始生烃，在早白垩世末期进入生烃高峰［18］，排出的油气近源富集，P组储层聚集了盆地大部分储量发现，为盆地主力储层，也是本文主要的讨论对象。

图1 Bongor盆地区域构造位置及构造单元划分简图（据文献［2］修编）Fig.1 Structural location and its tectonic division of Bongor basin（modified after reference［2］）

图2 Bongor盆地典型地震剖面及综合地层柱状图Fig.2 Representative seismic section and stratigraphic column of Bongor basin

2 储层沉积特征及主控因素

P组沉积时期为盆地强烈断陷期，湖盆被一系列平行于边界断层的古隆起分隔，凹隆相间，沉积作用仅发生在凹陷内部（图2）。凹陷处于欠补偿沉积环境，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［18］。边界断层活动强度大，发育了多期近物源、短物源沉积砂体。现有钻井、录井和岩心观察均表明，P组砂体主要为中厚层岩屑质长石砂岩和长石砂岩，粗粒、中－粗粒结构，含砾现象普遍（图3a，b，c），颗粒呈棱角、次棱角状，结构成熟度和成分成熟度均较低。岩心可见明显的正粒序递变层理（图3a）、包卷层理（图3b，c）、滑塌变形（图3c）等丰富的重力流堆积构造和少量的牵引流构造；早期研究者据砂体发育位置将其划分为陡坡水下扇和缓坡扇三角洲沉积，并认为现已发现的扇体主要为扇三角洲沉积体系，储层砂体主要为三角洲前缘水下部分，水上部分未钻遇［18］。近期多口探索“三角洲”水上部分的钻井也未发现三角洲平原及河口坝等水上部分，引发了砂体沉积环境再讨论。随钻井密度及关键井取心资料增加，笔者对岩心进行了系统再描述，发现“泥包砂”现象普遍（图3b，c），不同厚度砂体分布于泥岩环境。泥岩致密质纯，以深灰色－灰黑色为主，反映了深水还原环境。砂体颜色亦整体偏暗，呈灰色、深灰色－灰黑色。砂岩中亦常见泥质团块、条带及撕裂屑等（图3b，d），应是泥岩在半固结状态下被重新搅起再沉淀的结果。另外，砂泥岩往往呈截然接触关系（图3a，b，c），底面冲刷现象普遍，反映间歇式水流和突变式沉积特征。鉴于此，笔者结合沉积凹陷古构造、古地形、岩性组合及沉积构造特征综合分析后认为：P组砂体很可能不发育水上部分，陡深的凹陷、边界断层快速活动及水侵过程使其基本以水下深水沉积为主，整体应属于近岸水下扇，局部可能发育湖底扇。

基于上述认识，根据测井相、地震相等研究成果，建立了Bongor盆地P组储层砂体空间分布模式（图4）。从图4可以看出，各凹陷砂岩沉积整体相似，主要分布在控凹断层下降盘，向凹陷内部逐渐相变为湖相泥页岩，两者参差接触，相变较快，扇体延伸范围有限。但不同凹陷由于距离物源区远近、裂陷深度和横向跨度等不同，砂体富集程度表现出一定差异性：盆地北部凹陷裂陷深度和横向跨度小，又毗邻北部隆起带物源区，砂岩分布广；盆地南部凹陷裂陷深度和横向跨度偏大，砂体分布局限，凹陷内部以泥岩为主，从而形成了这种“小凹富砂，大凹贫砂”的空间分布模式。

综合来看，裂陷初期凹隆相间的古构造格局决定了早期物源体系和沉积物空间分布。古隆起在P组沉积时期出露于水面，成为小范围局部物源，并对短轴物源形成遮挡，砂体难以越过低凸起，因此，沉积作用仅局限在凹陷内部。隆起边界的同沉积断裂相对陡倾，所形成的断裂坡折带控制着扇体的发育，形成了围绕古隆起发育的以近源、深水、快速沉积为特征的水下扇砂体。从储层矿物组成来看，主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩，富含花岗质岩屑，明显来自于基底花岗岩、花岗片麻岩等的原地风化。换言之，基岩的原地风化成为水下扇体的最主要物源，并且这些沉积物并未经过长距离搬运、分选和磨圆。因此，其结构成熟度和成分成熟度整体偏低，亦表现出明显的独特性。

3 储层成岩特征及主控因素

3.1 成岩作用类型及成岩阶段

P组储层成岩作用主要包括机械压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用，其中压溶作用和交代作用少见。储层矿物颗粒基本以点接触、点－线接触，少见缝合线接触，大颗粒支撑为主（图5a，b），部分杂基支撑（图5c）。薄片镜下观察所能识别的胶结物主要包括硅质、黏土矿物和碳酸盐等，其中硅质胶结物体积分数很低，一般低于10%，主要以石英次生加大为主，高分辨率扫描电镜下最高可见石英的Ⅱ－Ⅲ级加大，但相对少见。黏土矿物和碳酸盐胶结比较普遍，构成填隙物主体。黏土矿物主要包括绿泥石、高岭石、伊利石和伊蒙混层（I／S）等，以黏土膜形式分布于颗粒边缘或呈斑点状、团块状充填于粒间孔隙。X衍射定量测试表明：黏土矿物中绿泥石体积分数最高，为40%～65%；I／S混层和高岭石体积分数相当，为10%～25%，其中I／S中的S占15%～50%；伊利石体积分数偏低，一般低于20%。单井统计发现，随深度增加，高岭石体积分数降低，绿泥石和伊利石平均体积分数增加。

图3 Bongor盆地储层岩心特征及典型沉积构造Fig.3 Typical sedimentary structures of the reservoirs in Bongor basin

图4 Bongor盆地沉积充填及储层分布模式图Fig.4 Reservoir sedimentation and distribution pattern in Bongor basin

碳酸盐胶结物主要包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石等。其中，方解石最常见，主要以亮晶，部分以嵌晶形式充填储层孔隙，并紧邻矿物颗粒呈第一世代胶结（图5c，d），表明胶结作用发生时间较早。铁白云石和铁方解石往往充填于长石和方解石等溶蚀孔隙，表明其形成晚于长石溶蚀，应为晚期碳酸盐胶结物。研究中发现部分井中矿物组成相同、粒度相近的砂体，其碳酸盐胶结物总体积分数却差异明显。选择取心段相对较长的代表性钻井，连续取样制作薄片，并进行碳酸盐体积分数的定量测试。表1为B NE－3井1 456.99～1 471.91m深度范围内连续取心测试样品中碳酸盐胶结物体积分数及物性特征统计表。从表1可明显看出，1 457.20、1 458.62、1 461.22和1 468.19m 深度处不含油砂岩的碳酸盐体积分数均大于10%，最高可达23.1%，远高于附近含油砂岩碳酸盐体积分数（一般小于5%），储层物性条件亦明显变差，渗透率比含油储层低2～3个数量级。

图5 Bongor盆地储层镜下微观特征Fig.5 Typical diagenesis phenomenons of the reservoir in Bongor basin

胶结作用在破坏储层孔隙的同时，各种胶结物也与杂基、长石等共同构成了易溶组分，为溶蚀作用提供了便利，使P组储层溶蚀现象相当普遍，方解石和长石颗粒多见因溶蚀而形成的锯齿及港湾状边缘（图5a，b和d），其中长石溶蚀最为常见。图5a，b可明显看到长石颗粒、岩屑颗粒溶蚀现象。长石颗粒不仅边缘被溶蚀成锯齿状，而且颗粒的内部也被溶蚀，沿节理面形成大小不均、形状不规则孔洞系统（图5a）。

借鉴前人关于Bongor盆地储层成岩作用的研究成果［19－20］，依据本研究薄片观察所取得的认识，笔者选取典型井制作埋藏史曲线，建立了Bongor盆地储层埋藏成岩演化模式（图6）。从图6可以看出，P组储层整个成岩作用过程可分为3个阶段：早白垩世－晚白垩世早期裂陷沉积期，盆地快速沉降，压实作用占主导，高岭石环边及早期方解石成为第一世代胶结物，溶蚀作用相对较弱，但伴随着早白垩世晚期源岩成熟排烃及有机酸注入，发生了第一期强溶蚀，溶蚀对象主要为长石和岩屑颗粒，形成了富含矿物离子的孔隙流体；晚白垩世晚期构造反转期间，储层被大幅抬升，压实作用被抬升卸载所取代，温度、压力降低，孔隙流体溶解度降低，发生过饱和沉淀，形成了大量高岭石、蒙皂石及II期碳酸盐等胶结物；新生代以来的盆地再沉积过程，压实作用得以延续，形成了少量的铁方解石、铁白云石等晚期碳酸盐胶结物。同时，高岭石、蒙皂石等脱水向伊蒙混层、伊利石等转变，但由于整体埋深变浅且埋藏速率放缓，储层温度回升缓慢，黏土矿物转化规模不大。根据碎屑岩储层成岩阶段划分依据，认为P组储层主体尚处于中成岩A期阶段。储层孔隙也以原生孔隙为主（图5a，b红色箭头），局部溶蚀孔发育（图5a，b青绿色箭头）。定量统计发现，储层孔隙度为15%～29%，渗透率为（10～1 000）×10－3μm2，属于中孔、中高渗储层。

3.2 储层成岩特殊性及主控因素分析

根据上文储层成岩类型及成岩阶段划分不难发现，Bongor盆地P组储层成岩呈现四大特殊性：一是储层进入早成岩阶段时间早，但持续时间短，中成岩持续时间长，埋深跨度大；二是压实作用不连续，压实程度整体偏弱；三是胶结作用发生较早，后期明显减弱；四是溶蚀作用相对发育，长石成溶蚀主体。分析认为这些特殊性是多种地质因素共同作用的结果：储层本身的矿物组成决定了成岩作用类型；早期烃类流体充注改变了孔隙流体介质环境；区域构造反转改变了储层温压状态，影响其最终的成岩作用程度。从前文关于储层沉积充填过程分析可知，P组储层基本以粗粒－中粗粒结构长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，长石颗粒及花岗岩岩屑体积分数高，为溶蚀作用提供条件，储层溶蚀作用相对普遍。其中长石蚀变易形成高岭石、绿泥石等黏土矿物，造成了储层中黏土矿物胶结很普遍，体积分数也较高。另外，储层本身结构成熟度低，分选差，刚性颗粒多，抗压强度大，基本以颗粒支撑为主，颗粒间以点接触或点－线接触。

表1 B NE－3井储层胶结物体积分数及物性统计Table 1 Calcite volume fraction and the physical property of the reservoir in well B NE－3

图6 Bongor盆地P组（B NE－4井）储层成岩阶段划分及成岩演化模式Fig.6 Diagenetic stage division and its evolution model of the reservoir in Bongor basin

现有研究成果［18］表明，Bongor盆地源岩具有排烃期早、排烃期长特征。早期油气的通过或充注均会在储层孔隙中产生不同程度的滞留，一定程度上改变了储层成岩的流体环境，影响了后期的成岩作用。研究中制作并观察了大量的荧光薄片及阴极发光薄片，对含油储层孔隙中的烃类及胶结矿物微观分布特征等进行了细致观察。图7a为B S1－1井1 523.16m深度油浸细砾岩储层荧光薄片镜下特征，可以明显看出淡蓝、蓝白色油质沥青充填储层孔隙，受黏土矿物浸染呈淡黄色，矿物颗粒边界清晰，未见明显的溶蚀现象，亦未见除第一世代黏土膜之外的胶结成岩矿物。图7b为B NE－3井1 462.19 m富含油长石砂岩的阴极发光薄片，可以明显看出亮蓝色长石颗粒未见溶蚀现象，棕红色石英颗粒亦未见次生加大现象，橙红色方解石斑点状紧邻矿物颗粒分布，其外侧充满不发光烃类，表明其形成早于烃类充注，少见其他后期胶结矿物，表明以液体或沥青形式赋存于储层孔隙内烃类成为控制含油储层成岩作用的主因，较大程度上抑制了储层后期的成岩作用。

盆地早白垩世裂陷期快速沉积埋藏，晚白垩世晚期大幅抬升剥蚀使储层成岩作用发生较早，但由于大幅卸载，再加上后期再埋藏深度降低，温度、压力下降，降低了储层成岩作用进程，使储层长期处于中成岩A期阶段。储层压实程度明显小于Muglad盆地同时期形成、埋深较大的Abu Gabra和Bentiu组储层，却又明显高于相近埋藏深度的古近系Amal组储层，表现出特殊性［11］。为定量评估构造反转抬升对储层压实作用的影响程度，研究中借鉴泥岩压实程度定量评价方法——压实曲线法［21］，在全盆地各凹陷选择代表性钻井，进行砂岩孔隙度－深度关系分析。为使评价结果主要体现正常成岩状态下的孔隙演化特征，最大限度地避免烃类充注对储层物性的影响，研究中主要选择单井中非含油／沥青（以录井、测井资料为依据）砂岩为研究对象。表2为盆地不同构造单元砂岩储层孔隙度－深度关系统计表。从表中可明显看出两者关系拟合度（R2）较高，表明机械压实作用仍是影响研究区储层孔隙大小的主导因素。同时，地层压实程度的关键参数——压实系数（C）在不同构造单元存在明显差异。总体上，西部凹陷大于东部凹陷，北部坳陷南部陡坡大于北缓坡，极大值出现在南陡坡西段Delo东部凹陷和Annona凹陷，压实系数达到0.000 9，这与盆地西强东弱、北强南弱地层剥蚀强度特征［18］完全一致，表明在盆地西部和北部剥蚀量较大区域地层压实作用并不充分，孔隙度随深度降低相对缓慢，压实系数偏小；而北部坳陷南部深凹区地层剥蚀量偏小，压实作用持续时间相对较长，孔隙度降低相对明显，压实系数明显偏大。

若以盆地现已发现的含油储层孔隙度10%为物性下限，根据表2中压实曲线公式可获得各构造单元有效储层的深度极限。可以看出，盆地有效储层极限深度总体为1 400～2 000m，主要为1 700m左右。对各构造单元有效储层埋深下限的进一步分析发现，从北向南，从西向东呈明显增加趋势，明显大于现今主要油层深度（集中为1 200～1 500m），这意味着Bongor盆地各凹陷深层仍发育有良好的物性条件储层，可为油气储集提供空间。

图7 Bongor盆地储层含油性与成岩矿物镜下微观特征Fig.7 Diagenesis characterisits of the oil－bearing sandstone in Bongor basin

表2 Bongor盆地砂岩压实特征及极限深度估算Table 2 Compaction equation and the buried depth limit estimation

4 结论

1）Bongor盆地主力储层被局限在早白垩世拉张断陷所形成的一系列凹陷内，属近岸水下扇沉积，具有近源、深水、快速沉积特征。源区母岩性质决定了储层基本以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主；近源、快速的沉积方式造成矿物颗粒分选－磨圆较差，结构成熟度和成分成熟度较低。

2）Bongor盆地储层成岩呈现四大特殊性：一是储层进入早成岩阶段时间早，但持续时间短，中成岩持续时间长，且埋深跨度大；二是压实作用不连续，压实程度整体偏弱；三是胶结作用发生较早，后期明显减弱；四是溶蚀作用相对发育，长石成溶蚀主体。最终造成了储层原生孔隙得以保存，局部次生溶孔发育，储层物性条件良好，以中孔、中高渗为主。

3）Bongor盆地独特的构造演化方式，不仅决定了盆地地质结构及沉积充填方式，而且决定了储层砂体类型和空间分布。构造演化过程中的多期埋藏－抬升，较大程度上控制着储层成岩作用强度，决定了优质储层的发育区带和发育深度。因此，盆地构造演化成为控制储层沉积成岩过程的首要因素。

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