乍得Bongor盆地Mimosa稠油区块油藏地质特征

2022-11-22中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院

内江科技 2022年10期

◇中国石油辽河油田分公司勘探开发研究院傅巍

本文利用老资料和新的测井和地震资料对Bongor盆地中部Mimosa稠油区块Baobab组稠油层的构造、储层、油藏油层、油藏流体性质等进行综合研究。研究结果表明：Baobab组油藏类型为层状边水岩性构造油藏。Baobab油层可划分成BⅠ、BⅡ、BⅢ三个油组，三套储层砂岩的非均质性较强。Ⅱ油组油层厚度最大，发育面积最广，是主力目的层。Mimosa4块BⅡ油层原油为普通稠油Ⅱ类；MimosaN-2块BⅢ油层原油为普通稠油Ⅰ类。

Bongor盆地是中新生代形成的陆相箕状断陷盆地，断裂非常发育，构造复杂，盆地可划分为上、下两套构造层，下构造层为白垩系地层，上构造层为古近系地层，两者之间发育有大规模的不整合面，地化分析认为剥蚀厚度达1000m以上[1]。盆地主体为下白垩世断陷沉积体系，沉积地层主要为下白垩统和新生界的碎屑岩。本次研究的主要目标层属于下构造层的白垩系地层。Mimosa油田首钻井Mimosa1井，于2004年1月26日完钻，从而发现了Mimosa含油气构造，此后部署并实施了多口预探井。截止2017年，该区完钻井中共有探井16口，开发井16口，其中有13口井进行过试油工作。本文利用老资料和新的测井和地震资料开展Mimosa稠油区块的油藏地质综合研究，总结油气富集规律。

1 构造特征

Bongor盆地位于乍得南部（图1），是受中非剪切带右旋走滑诱导发育起来的中新生代裂谷盆地。该盆地近东西向展布，是一个形态比较宽缓的盆地[2]。Mimosa断块构造上位于Bongor盆地中部，南邻盆地的主凹陷，Mimosa断块构造整体上为一个轴向近北西西向的断背斜构造，以背斜圈闭为主。

图1 工区位置图

2 储层特征

根据盆地完钻井资料分析，结合地层岩性、电性标志特征，揭示该区主要发育有下白垩统的Cailcedra、Mimosa、Kubla、Ronier和Baobab五个组，本次研究主要目的层为Baobab组稠油层。根据对所收集到Mimosa4-1取心井和少数井壁取心井分析化验数据分析，Mimosa块下白垩统储层岩性以长石砂岩为主，成分成熟度较低，其长石含量在18%-60%之间，平均约30%-45%，长石颗粒多呈板状、长条状，以钾长石为主，常见长石颗粒被溶蚀及高岭石化。石英颗粒约占50%-65%，以单晶石英颗粒为主，也见少量岩浆岩成因的多晶石英，石英颗粒表面较光洁，常见I-II级加大边。岩屑约占5%-10%，以岩浆岩及变质岩为主，见碳酸盐岩颗粒，岩屑中也出现溶蚀作用。

综合钻井、测井、录井等数据分析了主要含油层系的储层特征。Mimosa块整体砂岩厚度呈北高南低、西高东低的特点，由此可说明该区物源总体上来自西北向。该区Baobab组储层总体上为高孔、高渗、高泥质含量，储层物性中部最好，东部区域次之。

BⅠ油组：砂岩厚度一般在50-100m，砂地比一般为0.3-0.5，孔隙度一般在27.5%左右，全区发育稳定，渗透率一般在500-2000mD。泥质含量呈西高东低的特点，一般在5%-15%。渗透率变异系数Vk平均为1.29，渗透率突进系数Tk平均为5.33，渗透率极差Jk平均为124，储层为强非均质性（表1）。

BⅡ油组：储层砂体发育程度优于BⅠ组，砂岩厚度集中在75-125m，砂地比一般为0.3-0.5，孔隙度一般在25%-27.5%。渗透率一般在250-1000mD。泥质含量总体上呈西高东低的趋势，一般在4%-15%。渗透率变异系数Vk平均为1.5，渗透率突进系数Tk平均为6.63，渗透率极差Jk平均为153，储层为强非均质性（表1）。

BⅢ油组：储层砂体发育一般，大部分地区砂体厚度在75m以下，砂地比一般为0.2-0.6，孔隙度一般在15%-22.5%，工区储层整体渗透率较低，平均在250mD，泥质含量一般在4%-22%，呈西高东西的趋势。渗透率变异系数Vk平均为2.2，渗透率突进系数Tk平均为9.9，渗透率极差Jk平均为129，储层为强非均质性（表1）。

表1 Baobab油层储层层间非均质性参数统计表

三个油组渗透率变异系数均大于0.7，渗透率突进系数均大于3，渗透率极差均大于100，故非均质性较强。

隔层是发育在含油层系内或复合油气藏内能分隔上、下油气层或上、下油气藏的非渗透岩层。一般发育在相邻两砂层间。平面分布稳定多呈连续状展布，特别是油藏在开采过程中，当两套开发层系之间存在一定压差时，隔层要起到阻止油气水发生窜流作用。

Baobab组隔层岩性主要为灰色、深灰色泥岩，BⅠ- BⅡ油组间隔层最大厚度为33m，最小为1.9m，平均10.3m。其中最厚部位发育在中东部井区，最大可达25m以上，北部和西部隔层相对不发育，厚度在5m以下。BⅡ- BⅢ油组间隔层最大厚度为56.4m，最小为0.9m，平均11.8m。其中最厚部位发育在东北部MimosaN-2井区，最大可达30m以上，中部主力井区隔层相对不发育，其中Mimosa1-3井区附近隔层最不发育，厚度在5m以下。整体上看主力砂岩组间隔层的封隔能力较强。

3 油藏特征

Mimosa块Baobab稠油层主要分布在断层相对复杂的构造主体部位，油层顶面埋深400-850m，含油层段长130-200m。按照该区油层发育特征，研究中将工区分为Mimosa4和MimosaN-2两个目标区，本次工作重点对其开展油藏特征研究。

3.1 油藏类型

Mimosa块Baobab油层油气受构造因素控制，主要聚集在断背斜构造高部位，向构造低部位逐渐过渡为水层，油层多呈薄互层发育，具备多套油水系统。MimosaN-2块BⅢ组油层属于单砂体成藏，总体上Baobab组油藏类型为层状边水岩性构造油藏。

3.2 油层特征

根据Mimosa块储层旋回性和标志层特征将Baobab油层划分成BⅠ、BⅡ、BⅢ三个油组，其中BⅡ油组油层厚度最大，发育面积最广，是本次研究的主力目的层。

Mimosa4块目标区井控程度较高，油层较发育，以薄互层为主，油藏埋深370-475m，含油幅度80m，油水界面为-150～-240m。油层平均厚度16.5m，单层油层厚度1-3m，最大为7.4m，最小为1.2m。其中BⅡ油组油层发育较好，工区中部井位密集区油层发育厚度大，可达35m以上，为主力层位，BⅢ油组油层不发育，不含油。

MimosaN-2块井控程度较低，油藏埋深420-440m，含油幅度190m，无统一油水界面。油层主要分布在BⅠ和 BⅢ油组，BⅡ油组油层不发育。

3.3 流体性质

Mimosa4块BⅡ油层原油20℃时地面原油密度0.984g/cm3，50℃时地面脱气原油粘度平均7853mPa·s，为普通稠油Ⅱ类，MimosaN-2块BⅢ油层原油20℃时地面原油密度0.93g/cm3，50℃时的地面脱气原油粘度平均273.3mPa·s，地层温度下原油粘度会降低，分析油品性质可能属于普通稠油Ⅰ类（表2）。