乍得BS区块油气富集规律研究

华 夏

（中国石油长城钻探工程有限公司地质研究院，辽宁盘锦 124010）

裂谷盆地作为板块在拉张作用下减薄沉降形成的沉积盆地，只占世界盆地面积的5.4%，却拥有世界油气储量的10%，单位面积油气丰度高[1]。这种较独特的地质单元在中国东部渤海湾和松辽盆地极为典型，苏丹Muglad和Melut盆地等也有重要的油气勘探发现，但整个地质历史时期均处于稳定沉降状态[2–5]。乍得BS油藏位于乍得Bongor盆地，该盆地是中国石油天然气集团公司在海外的高风险勘探区块，其勘探难度在于盆地后期强烈的反转作用使盆地成藏条件复杂化，前人30多年勘探中未获得任何商业发现。但中国石油仅用7年时间就完成了该盆地勘探开发步骤，落实一批重点油气区块，并根据各油藏地质特征制定对应开发方案，建成 200×104m3产能的大油气田。盆地内 BS油藏作为占总产量15%的贡献者，其油藏特征和富集规律极具代表意义，因此有必要针对盆地后期构造强烈反转背景下的BS块油藏进行剖析，摸清该块油气成藏规律，以指导盆地新的油气聚集带的发现。

1 区域地质概况

Bongor盆地是受中非裂谷系和西非裂谷系所夹持的被动裂谷盆地[6–8]，早白垩世走滑拉张断裂[9–10]自北向南将盆地划分为北部斜坡、中央坳陷、南部隆起和南部坳陷4个一级构造单元，随着构造活动加剧和后期改造，在一级构造单元中进一步切割成诸多亚级单元，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带Mimosa凹陷西北侧，Baobab凸起南缘（图1）。P组为油藏主要含油气层位，该地层属盆地变质岩基底上覆早白垩世时期沉积的最早地层，相邻区块烃源岩地化资料分析表明，其下部厚度约700 m的暗色泥岩有机碳平均含量为4%，有机质类型为Ⅰ～Ⅱ1型，生烃潜力大，且达到成熟阶段（Tmax＞440 ℃），是BS油藏主要的有效烃源岩；上部覆以断陷期背景下的粗粒扇三角洲砂体是油藏的主要储层。随裂陷程度减弱，M组时期沉积的浅水泥岩成为油藏的区域性盖层，故在纵向上形成一套较为完整的生储盖组合。

2 油藏特征

2.1 地层特征

盆地下白垩统地层自下而上划分为 P、M、K、R、B组，上白垩统被完全剥蚀[11]。P组钻遇厚度200～740 m，并进一步划分为3个油组（图2），底部的PIII油组主要为厚层黑褐色泥岩、页岩夹灰色薄层粉砂岩、含砾中–粗砂岩，偶夹薄层钙质页岩及油页岩；中部PII油组为厚层灰绿色、灰色泥岩和薄层粉砂岩、细砂岩，上部PI油组含砂量明显增加，粒度变粗，储集性能好，且该油组地层沉积期次特征明显，地震反射具备几个连续性好、强振幅、中低频率的强相位，对应于各砂岩组顶部的高自然伽马、

图1 Bongor盆地构造单元划分

高声波时差泥岩，是砂岩组划分的重要标志层，结合井震资料将PI油组从上至下划分为5个砂组。

图2 BS区块地层划分综合图

2.2 沉积储层特征

BS区块储层矿物成分以长石居多，含少量岩屑，泥质胶结较严重，砂体粒度级别多为粗砂、中砂，其概率累计曲线主要为三段式，其跳跃组分与悬浮组分粒度大小分布不集中。岩心观察可见重力流与牵引流混合的块状层理和正粒序沉积，成分成熟度较低，分选差。纵向上含油井段长（200 m），层数多（13～18层），单砂层薄（平均厚1.5 m）。平面延伸范围有限，垂直物源方向砂体连续性弱，平行物源方向延伸远，达4 km。孔隙类型以原生粒间孔为主，次生溶孔次之，属溶孔–粒间孔组合类型；喉道类型为细喉道、微细喉道，平均喉道半径0.6～4.0 μm；定量统计结果表明，储层孔隙度为12%～26%（平均17%），渗透率为 5×10-3～500×10-3μm2（平均 80×10-3μm2），属中孔、中渗储层。

2.3 油气分布特征

BS区块油藏油气分布于岩性圈闭中，Bongor盆地结构样式主要为南断北超背景上的箕状断陷，表现为半地堑形态，从南向北深度和厚度呈阶梯状递减[12]。该块油气所赋存的圈闭位于北部斜坡 Baobab油气富集带南部，两侧受Mimosa凹陷和Kubla洼陷所夹持，北靠一条近东西向切凹主干正断层F0，断层延伸远（10 km），断距大（475 m），起横向遮挡作用（图3），在F0断层影响下BS块呈现北高南低、南翼较陡且长轴轴向近平行于该断层的断背斜，并具备两个局部高点（主高点BS1井和次高点BS2井），另发育两条依附 F0的次生断层以及油藏内部的小断层，延伸长度短，对油气分布影响可忽略。储层向东西南三个方向下倾延伸，尖灭于Mimosa凹陷半深湖泥岩中，对烃类形成岩性圈闭（图3）。油藏不含边底水，测压资料显示为异常高压纯岩性油藏。

3 油气成藏主控因素

3.1 沉积演化过程

图3 过B2-3～BS1-11井油藏剖面

P组沉积时期正值盆地强烈断陷期，陆相盆地的多旋回性拉张裂陷作用导致沉积演化具有不连续的幕式特点[13]，造就了Mimosa凹陷形成半深湖–深湖沉积的先决条件，并在层序上形成以底部充填低位域沉积，覆盖湖进体系域暗色泥岩；晚期发育高位域粗砂岩的组合特征，P组末期湖泛影响频繁，至M组沉积时又发生另一次小规模湖进，因此纵向上形成一套完整的生储盖下成藏组合。BS岩性油藏烃源岩即对应于早白垩世早期快速沉降阶段沉积的 P组中下部的半深湖-深湖泥岩，储层为自北西向沉积于湖盆边缘的高位扇三角洲前积砂体，盖层为上覆M组厚层灰至绿灰色浅湖泥岩，将源自P组的油气就近封堵于P组储层内。该沉积层序在Bongor盆地普遍发育，另发现的几个大型岩性主控的油藏也均位于此类沉积演化形成的下成藏组合中。

3.2 构造活动影响

构造对油藏的影响主要为两个方面，一是早白垩与晚白垩世两期裂陷奠定了盆地的格局，为沉积活动创造了可容空间，并形成了一系列控沉积断层[14]，这些裂陷形成的断层断距较大，离物源较近，剥蚀和搬运速率都很高，易于形成不稳定的、成熟度低的扇三角洲体系[15]；砂体在越过一条幅度较低的二级断裂坡折带北侧B1和B2块后（图3），搬运动力大幅降低，至BS块沉积于F0断层下降盘时，安静水体的顶托和前滞作用使砂体分散开来，沉积了薄层大范围含砾中–粗砂岩储层；裂陷期形成的伴生断裂同时也能为油气的纵向输导和横向运移创造良好的条件[16]。其二是晚白垩世晚期的区域应力反转改造了盆地原构造格局[17]，使储层形成了一定的构造高差幅度，构造高点 BS1、BS2井区油层厚度大，向低部位油层减薄尖灭，体现了此次反转的改造结果（图3），导致构造与岩性圈闭互相叠加。此外Bongor盆地主力烃源岩P组自早白垩世晚期开始生烃，早白垩世末期进入生烃高峰，构造反转发生于生烃期之后，除造成生烃作用停滞等消极影响外，还产生了促使烃源岩内油气自 Mimosa凹陷向北挤入BS区块储层的积极效果。通过F0断层北侧区块测压结果比较，压力值自南向北降低，表明Mimosa生油凹陷因为反转的平衡作用被进一步挤压形成了高应力区，而 BS区块油藏构造位置高、应力低的BS1、BS2井区又存在较大的储集空间，油气总是由高应力区向低应力区汇集[18]，促使油气从凹陷向该油藏储层挤压运移。

4 油气成藏模式

早白垩世早期发育的 Mimosa凹陷是P组主力烃源岩分布区，Mimosa凹陷与 Kubla洼陷之间的Baobab调节带是扇三角洲沉积物进入凹陷的有利部位（图4），该部位也有利于在P组最大湖进期暗色泥岩与砂砾岩的互相超覆形成圈闭条件好的岩性体。盆地一维模拟显示，P组烃源岩排烃时期为早白垩世晚期[18]，远晚于以 P组为主力层系的下成藏组合的形成，因而有利于油气就近在 BS岩性圈闭中聚集。盆地于晚白垩世发生的第一次挤压反转作用导致北部斜坡断陷作用减弱，并加强了BS断背斜的构造幅度，挤压生油凹陷中的油气向构造高部位应力低值区域运移，调整了油气的空间分布；第二次于古近纪发生的挤压反转程度较弱，对本油藏无实质影响。由此推测，盆地斜坡区应以下部具有自生自储特点的成藏组合和岩性圈闭为勘探目标。

图4 Mimosa–Kubla洼陷构造及地层发育史剖面

5 结论

（1）BS区块储层矿物成分以低成分成熟度的长石为主，粒度多为粗砂、中砂，含少量砾石，泥质胶结较严重，储层物性较差。BS区块油气来源于南侧Mimosa凹陷P组烃源岩，在早白垩世晚期成熟并排烃，纵向上含油井段长，油层分散，厚度薄，平面分布广，顺断层走向连续。

（2）BS油藏油气富集主要受沉积演化和构造活动因素影响，早白垩世与晚白垩世两期裂陷决定了盆地基本面貌，为沉积演化提供了可容空间。在此基础上湖泛的频繁发生有利于烃源岩的形成与保存，P组末期大规模扇三角洲直接进积于湖盆，配合以后期湖进泥岩作为盖层，形成了完整的BS块下成藏组合。晚白垩世晚期的区域应力反转对盆地的挤压机制促进了烃类的运移，直接导致该岩性油藏边底水的排出，并同时具备了构造与岩性双重控藏的特征。

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