尼日利亚博尔努盆地沉积地层分布特征

Olabode Solomon O,Adekoya John A,Ola Peter S

（1.Department of Applied Geology,The Federal University of Technology;2.Department of Geological Sciences,Osun State University）

尼日利亚博尔努盆地沉积地层分布特征

Olabode Solomon O1,Adekoya John A2,Ola Peter S1

（1.Department of Applied Geology,The Federal University of Technology;2.Department of Geological Sciences,Osun State University）

利用博尔努盆地内23口探井的钻井、测井资料，借助于Excel、Petrel及Surfer等软件，确定了盆地Kerri-Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组及整个沉积地层的空间分布。对整个沉积地层空间分布研究发现，博尔努盆地共有3个主要坳陷（A、C、D）和1个构造高点B。坳陷A位于盆地东北部，坳陷C和D分别位于盆地东南部和西南部，构造高点B分隔坳陷A和坳陷C。Kerri-Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组在盆地广泛分布，但地层厚度存在变化；3口深层探井（Kadaru-1井、Herwa-1井及Kinasar-1井）仅钻揭Bima组上部层段（岩性为中—粗粒长石砂岩），对Bima组下部层段尚未钻遇。因此建议针对盆地内部的潜在含油气坳陷区开展深层钻探。图14表1参17

博尔努盆地；尼日利亚；地下沉积结构；地层分布特征

1 研究区概况

乍得盆地属于克拉通内裂谷盆地，是中西非裂谷系的一部分，盆地总面积约2 335 000 km2[1-6]。博尔努盆地位于乍得盆地西南部尼日利亚境内（见图1），约占乍得盆地总面积的十分之一，并与贝努埃地槽相连。博尔努盆地和贝努埃地槽同属北东—南西走向裂谷系的一部分，受基底拉张构造活动和锯齿状断层作用影响，盆地内常见地垒、地堑、潜山及侵入型火山岩[7]。断层主要表现为拉张性质，向下通常断至基底，向上大多终止于白垩系—第三系区域性角度不整合面之下。

博尔努盆地与乍得和尼日尔境内的泰尔米特盆地地质背景相似，目前泰尔米特盆地已发现商业性油气藏[8]，受此影响，博尔努盆地成为油气勘探的热点地区。20世纪70—90年代，尼日利亚国家石油公司在博尔努盆地钻探了23口探井，其中1口井见天然气显示，证实了盆地的含油气性。含油气盆地的基本要素之一即具有厚层沉积物，就油气富集要素而言，厚层沉积区的含油气潜力通常大于薄层沉积区。本文旨在应用博尔努盆地23口探井的钻井、测井资料，分析盆地地下结构，进而确定盆地厚层沉积区。

2 层序地层特征

博尔努盆地发育裂谷相关沉积，沉积作用始于早白垩世晚阿普特期—阿尔布期（见图2）。第1沉积旋回期，博尔努盆地发育广泛分布的三角洲层序，沉积含零星化石、分选差的中—粗粒长石砂岩，即Bima

组砂岩。Bima组主要由砂岩组成，局部发育少量页岩夹层[10-12]，可作为潜在储集层，其中页岩可作为潜在烃源岩。

图1 博尔努盆地区域位置及区内探井分布图

图2 博尔努盆地地层柱状图[9]

第2沉积旋回期，贝努埃地槽首次沟通特提斯洋与南大西洋，海侵作用延伸至乍得盆地南部，博尔努盆地沉积形成Gongila组（见图2），其主要由浅海相钙质砂岩和页岩组成。在部分地区，Bima组与Gongila组之间还发育赛诺曼阶Yolde组海相地层。Gongila组通常被视为盆地海侵初期阶段沉积，此次海侵作用起始于早白垩世晚阿尔布期，并于土仑期达到顶峰，海水淹没了整个贝努埃地槽—乍得盆地。随后发生海退，导致早土仑期的海槽消失。

第3沉积旋回期，再次发生海侵，博尔努盆地沉积富含菊石的蓝黑色开阔海相页岩（Fika组），此次海侵作用一直持续至晚白垩世晚森诺期。

晚白垩世土仑期—马斯特里赫特期发生了两次重要的地质事件[6,9]，第1次地质事件即尼日利亚东北部发育河流/三角洲相沉积，形成了Gombe组砂岩；第2次地质事件即乍得盆地发生伸展变形，并一直持续至白垩纪末期[9]，此次变形作用严重改变了乍得盆地的构造格局。第三纪时期，盆地沉积了Kerri-Kerri组，其与白垩系之间呈不整合接触[10,13]。钻井资料表明，Kerri-Kerri组与其上覆Chad组之间亦存在一小型不整合面，不整合面附近存在红土层（见图2）。地震资料表明，博尔努盆地的最大沉积地层厚度估计超过10 km[11]。

表1 基于钻井的地层组顶深及厚度

3 测井曲线解释

准确认识盆地和钻井覆盖区的地下结构是本次研究的重点。本次研究利用盆地内23口井的钻测井资料，通过分析测井曲线组合样式进行测井相对比（见表1，图3、图4），并细分岩性单元。同时采用反射双目显微镜对录井钻屑（取样间隔为50 m）进行沉积学分析。最后综合应用测井曲线解释结果和钻屑分析结果，将沉积层序精细划分为层组；借助于Excel、Petrel及Surfer等软件，分别确定了单套层组（Kerri-Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组）和整个沉积地层的空间分布（见图5—图11），由此可确定盆地内的厚层沉积地层分布区。

3.1 测井曲线叠加样式

测井曲线初步研究结果表明，工区大多数测井曲线具有指状、进积、退积、加积以及新月型叠加样式（见图3、图4），上述叠加样式反映了沉积过程变化及沉积物供给与可容纳空间的变化。指状叠加样式指示薄层砂岩与页岩以不同比例互层；箱状叠加样式指示垂向粒度均一的层段，表明沉积物供给与可容纳空间增量达到平衡；进积型叠加样式反映整体向上变浅的趋势，表明沉积物供给量增大、可容纳空间增量减小，对应于整体海退；退积型叠加样式指示海侵，表明可容纳空间增大、沉积物供给减少。盆地北部和南部的测井曲线对比剖面还揭示出大量构造特征，如地层单元错断（见图3、图4）。

图3 博尔努盆地北部井间地层对比与断层解释（GR—自然伽马；RILD—深感应电阻率）

图4 博尔努盆地西南部井间地层对比、测井曲线叠加样式及断层解释

图5 博尔努盆地沉积地层总厚度分布图

图6 博尔努盆地Bima组沉积厚度分布图

图7 博尔努盆地Gongila组沉积厚度分布图

图8 博尔努盆地Fika组沉积厚度分布图

图9 博尔努盆地Gombe组沉积厚度分布图

图10 博尔努盆地Kerri-Kerri组沉积厚度分布图

图11 博尔努盆地主要沉积坳陷分布图

3.2 测井曲线解释结果

基于乍得盆地探井的岩性地层单元研究结果揭示出明显的地层错断现象，导致井间对比十分困难。但邻井之间存在一定程度的可对比性，邻井对比结果显示（见图3、图4），部分区域存在因断层作用或不整合面造成的岩性地层单元缺失现象。Carter等[14]和Avbovbo等[9]研究发现盆地内沉积了Bima组、Gongila组、Fika组、Gombe组、Kerri-Kerri组及Chad组。另外，Petters[11]还在Bima组与Gongila组之间识别出Yolde组过渡相。但Moumouni等[15]认为部分井（如Kanadi-1井、Albarka-1井、Gaibu-1井及Kasade-1井）同时缺失Kerri-Kerri组和Gombe组。Olugbemiro等[16]研究也发现Albarka-1井和Kanadi-1井同样缺失Kerri-Kerri组和Gombe组。

4 博尔努盆地主要地质特征

根据地层厚度图（见图5），可识别出4个明显的厚层沉积物堆积区，代表了盆地内部4个局部坳陷或沉积中心（见图5），其中包括3个坳陷（A、C、D）和1个构造高点（B）。坳陷A位于研究区东北部，另外两个坳陷位于研究区南部。构造高点B分隔坳陷A与坳陷C（见图5）。此认识与Avbovbo等[9]发表的论文及其他学者利用重力数据和地震剖面所获得的博尔努盆地深部构造结构研究成果一致。

坳陷A是盆地最主要的沉积中心，从尼日利亚境内延伸至乍得境内，可能为一南—北向盆地（主体部分位于乍得共和国和尼日尔共和国境内）的西翼。该坳陷构造特征呈不对称状，分布于Kadaru-1井和Herwa-1井周围，坳陷南部地区此种构造特征逐步变浅，这也可能是由于南部地区缺乏钻井数据，但在坳陷北部和西部地区，上述构造特征的埋深显著增加。例如，坳陷西部的Bulte-1井与Kadaru-1井之间，北部的Kadaru-1与Faltu-1/Albarka-1井之间，相同层组的地层厚度存在突变现象。上述两个区域的地层厚度突然减小可能为推测的主断层或其他局部构造所致。前人研究结果表明，受南—北走向主断层和北东—南西走向次级断层的影响，北西—南东走向的泰尔米特盆地中断于乍得湖地区，形成狗腿型形态，进而导致乍得盆地终止于尼日利亚与喀麦隆的国界线附近[9,17]。

在研究区东南部和西南部分别识别出一个深部构造（或坳陷，C和D）。坳陷C表现为伸长型深部坳陷，近似呈东—西走向，可进一步细分为两个洼陷，其中西侧洼陷（位于Kinasar-1井和Ziye-1井附近）规模相对更大、更深，下凹深度约4 200 m；东侧洼陷（Murshe-1井附近）规模相对较浅、较小，下凹深约3 800 m。坳陷D位于研究区西南部（Gubio-1井附近），表现为小型坳陷，下凹深约3 600 m。

南部坳陷（C和D）与北部坳陷（A）之间发育一个构造高点B。构造高点B近似呈南—北走向，下凹规模不足2 600 m。

5 讨论

坳陷A和坳陷D的测井曲线研究结果表明，大多数探井可能并未钻遇Bima组砂岩（见图12—图14）。Bima组测井曲线叠加样式通常呈指状，可能归因于薄层砂岩与页岩以不同比例互层，偶见箱型叠加样式（反映具有均一粒度的层段）。然而，与北部坳陷区的探井相比，南部坳陷区的探井所揭示的页岩厚度通常更大（大于30 m）。上述探井的最顶部可识别出相似的指状测井曲线叠加样式，对应于Chad组，其余层段（对应于Gongila组、Fika组、Gombe组及Kerri-Kerri组）常见进积型和退积型测井曲线叠加样式，偶见指状叠加样式（见图3、图4），其中发育厚逾300 m的厚层页岩（Fika组）和厚约150 m的砂岩（Gombe组），厚层页岩内通常可见薄层砂岩和粉砂岩。

博尔努盆地的最老沉积物为陆相沉积[13]，相应沉积层段的底部主要由砾岩和粗砂岩组成，偶见黏土层。随着海侵作用延伸至博尔努盆地，其上覆盖页岩。本次研究所涉及的测井曲线叠加样式特征进一步证实了上述观点。

5.1 总厚度

前已述及，博尔努盆地的沉积地层主要集中分布于3个坳陷（A、C、D）（见图11），其中坳陷A的沉积地层厚度最大，部分井揭示其沉积地层总厚度超过5 000 m。坳陷C由两部分组成，其总沉积地层厚度次之，其中坳陷西侧沉积地层厚度相对较大，Kinasar-1井揭示坳陷C沉积地层厚度超过4 600 m；向东沉积地层厚度减薄，Murshe-1井揭示沉积地层厚度为3 900 m。西南部地区（即坳陷D）Gubio-1井揭示的沉积地层厚度约为3 600 m，在其他地区，沉积地层厚度通常不足2 800 m（见图5、图11）。

5.2 Bima组

盆内23口探井的钻井数据表明（见表1），Bima组广泛分布于整个盆地，大多数探井均有钻遇（见图6）。

图12 博尔努盆地北部坳陷A中Kuchalli-1井—Albarka-1井地层对比剖面

图13 博尔努盆地南部地区坳陷C中Krumta-1井—Saa-1井地层对比剖面

图14 博尔努盆地西南部地区坳陷D中Ngor-1井—Gubio-1井地层对比剖面

Bima组沉积厚度最大的区域即位于前文所提及的3个坳陷（A、C、D）（见图5），其中坳陷A和坳陷C沉积厚度最大，Bima组厚度超过1 500 m（见图6、图11），西南部区域（即坳陷D）Bima组的厚度次之，不足1 000 m。盆地其他区域的探井也钻遇Bima组，但厚度更薄，一般为500～800 m（见图6）。

5.3 Gongila组

Gongila组广泛分布于博尔努盆地所有坳陷，但其厚度从北部向东南部、从西南部向东南部逐渐增大（见图7）。在北部（坳陷A）及西南部地区，Gongila组厚度约为750 m，而在东南部地区，Gongila组厚度超过1 150 m。

5.4 Fika组

Fika组与Gongila组一样，广泛分布于整个博尔努盆地，钻井揭示最厚区位于盆地西南部（见图8），即Tuma-1井和Saa-1井附近，约为1 900 m，而在北部地区，Fika组的厚度约为1 600 m。北部与南部厚层沉积区（即坳陷A和C）之间的构造高点区域（构造高点B），Fika组的厚度一般不足1 000 m。在东南部地区，Fika组视地层厚度偏低的原因可能是由于该区域缺乏钻井数据。

5.5 Gombe组

Gombe组亦广泛分布于整个博尔努盆地，最大沉积厚度约500 m（见图9），位于坳陷A附近（即Herwa-1井和Kadaru-1井附近）。南部地区存在两个中等厚度区（厚度小于350 m），其间由一个近似北西—南东走向的厚度低值带所分隔。在盆地其他区域，Gombe组的厚度偏低，通常不足200 m。

5.6 Kerri-Kerri组

Kerri-Kerri组沉积期，沉积中心向盆地北部迁移，厚层沉积物分布于坳陷A附近，Kerri-Kerri组最大厚度约为1 000 m（见图10），而在盆地南部，Kerri-Kerri

组的沉积厚度往往不足300 m。

6 结论

本次研究利用博尔努盆地内23口探井的钻测井数据，分别确定了单套层组（Kerri-Kerri组、Gombe组、Fika组、Gongila组和Bima组）和整套沉积地层的空间分布，由此可确定盆地内的厚层沉积地层分布区。研究发现，博尔努盆地沉积地层存在3个沉积坳陷（A、C、D）和1个构造高点B，从白垩纪开始，上述3个坳陷便成为博尔努盆地的沉积中心。构造高点B分隔坳陷A和坳陷C，坳陷A内部靠近乍得境内的Kadaru-1井钻揭的Bima组厚度超过1 500 m，盆地内其他探井也钻遇Bima组，但是厚度偏薄。坳陷C最深的探井（Kinasar-1井）所钻揭的沉积地层厚达4 663 m。坳陷D内有3口探井，其中Ngor-1井和Ngamma-1井钻揭的Bima组厚度分别为1 059 m和475 m。由于盆地内最深探井尚未钻遇Bima组下部层段，因此建议针对盆地内部的潜在含油气坳陷区开展深层钻探。

[1] Ziegler P A.Geological atlas of Western and Central Europe[M].2nd ed.London:Shell International Petroleum Mij.B.V.and Geological Society,1990:239.

[2] Guiraud R.Mesozoic rifting and basin inversion along the northern African Tethyan margin:An overview[C]//Macgregor D S,Moody R T J,Clark-Lowes D D.Petroleum geology of North Africa.London:Special Publication,1998,133:217-229.

[3] Guiraud R,Issawi B,Bosworth W.Phanerozic history of Egypt and surrounding areas[C]//Ziegler P A,Cavazza W,Robertson A H F,et al.Peri-Tethys memoir 6:Peri-Tethyan rift/wrench basins and passive margins.Paris:Me´moires du Muse´um national d_Histoire naturelle de Paris,2001,186:469-509.

[4] Guiraud R,Doumnang Mbaigane J C,Carretier S,et al.New evidence for a 6000 km length NW—SE-striking lineament in northern Africa:The Tibesti lineament[J].Journal of Geology Society,2000,157:897-900.

[5] Guiraud R,Bosworth W,Thierry J B,et al.Phanerozoic geological evolution of Northern and Central Africa:An overview[J].Journal of African Earth Sciences,2005,43:83-143.

[6] Obaje N G,Wehner H,Scheeder G,et al.Hydrocarbon prospectivity of Nigeria’s inland basins:From the viewpoint of organic geochemistry and organic petrology[J].AAPG Bulletin,2004,87:325-353.

[7] Wilson M,Guiraud R.Magmatism and rifting in Western and Central Africa,from Late Jurassic to recent times[J].Tectonophysics,1992,213:203-225.

[8] Genik G J.Petroleum geology of Cretaceous-Tertiary rift basins in Niger,Chad and Central African Republic[J].AAPG Bulletin,1993,77(8):1405-1434.

[9] Avbovbo A A,Ayoola E O,Osahon G A.Depositional and structural styles in the Chad basin of Northeastern Nigeria[J].AAPG Bulletin,1986,70(5):1787-1798.

[10] Carter J D,Barber W,Tait E A,et al.The geology of parts of Adamawa,Bauchi and Borno Provinces in northeastern Nigeria[J].Geological Survey of Nigeria Bulletin,1963,30:1-108.

[11] Petters S W.Stratigraphy of Chad and Iullemmeden Basins[J].Ecologae Geology Helv,1981,74(1):139-150.

[12] Petters S W,Ekweozor C M.Petroleum geology of the Benue trough and southeastern Chad Basin,Nigeria[J].AAPG Bulletin,1982,66:1141-1149.

[13] Adegoke O S,Agumanu A E,Benkhelil M J,et al.New stratigraphic,sedimentologic and structural data on the Kerri-Kerri Formation,Bauchi and Bornu States,Nigeria[J].Journal of African Earth Sciences,1986,5(3):249-277.

[14] Carter J D,Barber N A,Tait E A,et al.The geology of parts of Adamawa,Bauchi and Borno Provinces in northeastern Nigeria[J].Geological Survey of Nigeria Bulletin,1963,30(1):1-108.

[15] Moumouni A,Obaje N G,Nzegbuna A I,et al.Bulk geochemical parameters and biomarker characteristics of organic matter in two wells(Gaibu-1 and kasade-1)from the Bornu Basin:Implications on the hydrocarbon potentials[J].Journal of Petroleum Sciences and Engineering,2007,58(3):275-282.

[16] Olugbemiro R O,Ligouis B,Abaa S I.The Cretaceous series in the Chad Basin,NE Nigeria:Source rock potential and thermal maturity[J].Journal of Petroleum Geology,1997,20(1):51-58.

[17] Genik G J.Petroleum geology of Cretaceous-Tertiary rift basins in Niger,Chad and Central African Republic[J].AAPG Bulletin,1993,77(8):1405-1434.

（编辑 黄昌武）

Distribution of sedimentary formations in the Bornu Basin,Nigeria

Olabode Solomon O1,Adekoya John A2,Ola Peter S1
(1.Department of Applied Geology,The Federal University of Technology,P.M.B.704 Akure,Nigeria;2.Department of Geological Sciences,Osun State University,P.M.B.4494,Osogbo,Nigeria)

By using drilling data and geophysical wireline logs of twenty-three wells in the Bornus Basin,the overall distribution of stratigraphic formations(Kerri-Kerri,Gombe,Fika,Gongila and Bima)in the basin have been simulated with software of Excel,Petrel and Surfer etc.Three major depressions,labeled A,C and D and a structural high B,have been identified.Depression A is located in the northeast,while depressions C and D are located in the southeast and southwest of the basin,respectively,structural high B separates depression A from depression C.All the existing stratigraphic formations(Kerri-Kerri,Gombe,Fika,Gongila and Bima)are widespread in the basin,but with variation in thickness.Drilling data of three deep wells(Kadaru - 1,Herwa - 1 and Kinasar - 1)showed that only the upper part of Bima Formation(middle to coarse grained arkose)have been penetrated,while the lower part of Bima Formation is not drilled yet,therefore,it is suggested that the deep formations in the depressions be drilled to find their hydrocarbon potential.

Bornu Basin;Nigeria;subsurface sediment configuration;formation distribution features

尼日利亚国家石油技术发展基金会项目（PTDF）

TE122.2

A

1000-0747(2015)05-0615-09

10.11698/PED.2015.05.08

Olabode Solomon O(1987-)，男，尼日利亚人，尼日利亚阿库雷联邦科技大学在读博士研究生，主要从事构造地质及石油勘探方面研究。地址:Department of Applied Geology,The Federal University of Technology,P.M.B.704,Akure,Ondo State,Nigeria。E-mail:soolabode@futa.edu.ng;bodesolomon@yahoo.com.

2014-08-08

2015-06-10