乍得Bongor盆地儲層沉積成巖特征及其主控因素

趙 健，童曉光，肖坤葉，竇立榮，季漢成，杜業(yè)波，袁志云，肖高杰

1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083

2.中國石油天然氣勘探開發(fā)公司，北京 100034

3.中國石油大學地球科學學院，北京 102249

0 引言

Bongor盆地位于乍得共和國西南部，呈NWSE走向，長約280km，寬40～80km，面積1.8×104km2。近年來，油氣勘探不斷獲得突破，該盆地成為中西非地區(qū)一個新的儲量增長點。隨著勘探的逐步深入，探索構造圈閉外圍巖性目標并逐漸向盆地深層勘探正成為盆地油氣勘探的現(xiàn)實選擇。但由于盆內鉆井數(shù)目有限，且分布不均，取心資料更是稀缺（目前整個盆地取心井尚不足10口），造成了目前對盆地沉積充填過程和儲層成巖特征研究相當薄弱，對盆地儲層發(fā)育特征、深部儲層物性特征尚無明確認識，已成為盆地油氣勘探的重要瓶頸。而油氣勘探實踐和地質研究均發(fā)現(xiàn)Bongor盆地屬強反轉裂谷盆地［1－3］，不僅沉積充填過程具有獨特性，而且在盆地多期構造運動過程中，儲層遭受強烈抬升－再埋藏作用和烴類流體改造，其成巖過程亦極具特殊性。因此，筆者擬通過系統(tǒng)總結盆地構造演化，分析其對盆地地質結構的形成及沉積充填過程的控制，認識盆地儲層的空間展布特征，并在此基礎上利用有限的取心資料，對盆地主力儲層成巖特征進行系統(tǒng)研究，了解其在埋藏成巖過程中的微觀結構變化及物性演化特征，探討盆地優(yōu)質儲層的潛在發(fā)育區(qū)，為盆地未來油氣勘探和海外類似盆地地質研究提供指導和借鑒。

1 區(qū)域構造演化與盆地結構

Bongor盆地屬中、新生代陸內裂谷盆地，具有典型的被動裂谷特征［1－3］，其形成于岡瓦那古大陸的解體和南大西洋、印度洋張裂的區(qū)域構造背景［4－10］。早白堊世（130～96Ma）南大西洋張裂形成的三叉裂谷中的一支夭折于非洲板塊內部，形成了具走滑、拉張力學屬性的中非剪切帶［5，11］（圖1中黃色箭頭），位于剪切帶中段北側的Bongor盆地受NESW向走滑拉張作用明顯，將前寒武系基底裂分為數(shù)十個NW－SE向斜列展布、深度由南向北階梯遞減、面積大小不等的箕狀斷陷群（圖1），Bongor盆地初具雛形。晚白堊世（96～75Ma）早期區(qū)域第一期裂陷延續(xù)了早白堊世走滑拉張力學特征，盆地進一步發(fā)育，但拉張裂陷很快陸續(xù)轉變?yōu)榉€(wěn)定而顯著的構造熱沉降［3］及強烈的區(qū)域應力反轉（下文詳述），裂陷作用終止，盆地遭到顯著改造，至晚白堊世末盆地基本定型。區(qū)域范圍內的第三期裂陷（74～30Ma）主要發(fā)生于蘇丹Muglad等NW－SE向裂谷盆地［9，12］，而Bongor盆地此時以幅度較小的熱沉降作用為主，并一直延續(xù)到后裂谷期（30～0Ma）［3，13］，盆地最終定型。

在區(qū)域拉張斷陷背景下，Bongor盆地還分別于晚白堊世桑頓期（85～80Ma）［1－3，14－15］和古近紀末紅海張裂期發(fā)生2期構造反轉［16－17］。前者主要受控于非洲板塊和歐洲板塊的碰撞［1］，區(qū)域應力場由拉張轉變成近N－S向強烈擠壓（圖1中藍色箭頭）［14－15］，不僅中止了盆地早白堊世以來的裂陷沉降作用，而且造成了區(qū)域擠壓隆升和地層大幅剝蝕［3］。區(qū)域的第二期反轉與紅海NE－SW向張裂產(chǎn)生的局部擠壓應力場有關（圖1中綠色箭頭）［16－17］，與“桑頓期擠壓事件”相比，此次反轉影響偏弱，只波及到鄰近的Melut、Muglad等盆地，對Bongor盆地影響較弱，僅產(chǎn)生小幅抬升剝蝕［3］，且仍繼承了早白堊世“西強東弱，北強南弱”的剝蝕特征。兩期地層剝蝕累計，剝蝕量相當可觀：盆地西部和北部斜坡帶剝蝕量大的區(qū)域達1 500～2 300m；凹陷帶偏小，剝蝕厚度亦達800～1 200m［18］。

經(jīng)歷了區(qū)域上3期裂陷、2期構造反轉和多期斷續(xù)的熱沉降過程，Bongor盆地平面上坳隆格局明顯（圖1），縱向上斷坳層次分明（圖2）。地震剖面和鉆井資料揭示，晚白堊世區(qū)域構造反轉抬升形成的K1／E區(qū)域角度不整合（圖2青綠色波浪線）將盆地縱向上分為白堊系和新生界2套構造層系，其中上白堊統(tǒng)被完全剝蝕［18］，油氣發(fā)現(xiàn)主要富集于下白堊統(tǒng)。根據(jù)儲蓋組合及油氣分布特征，以M組為界將下白堊統(tǒng)進一步劃分為上下2套成藏組合。其中以P－M組為油源、M組為區(qū)域蓋層、P組和M組局部砂體為主力儲層的下成藏組合為盆地最主要成藏組合（圖2）。前人研究結果表明，P－M組烴源巖早白堊世晚期開始生烴，在早白堊世末期進入生烴高峰［18］，排出的油氣近源富集，P組儲層聚集了盆地大部分儲量發(fā)現(xiàn)，為盆地主力儲層，也是本文主要的討論對象。

圖1 Bongor盆地區(qū)域構造位置及構造單元劃分簡圖（據(jù)文獻［2］修編）Fig.1 Structural location and its tectonic division of Bongor basin（modified after reference［2］）

圖2 Bongor盆地典型地震剖面及綜合地層柱狀圖Fig.2 Representative seismic section and stratigraphic column of Bongor basin

2 儲層沉積特征及主控因素

P組沉積時期為盆地強烈斷陷期，湖盆被一系列平行于邊界斷層的古隆起分隔，凹隆相間，沉積作用僅發(fā)生在凹陷內部（圖2）。凹陷處于欠補償沉積環(huán)境，水體較深且持續(xù)水進，沉積物雙向上超沉積，主要發(fā)育了深湖－半深湖相層序［18］。邊界斷層活動強度大，發(fā)育了多期近物源、短物源沉積砂體?，F(xiàn)有鉆井、錄井和巖心觀察均表明，P組砂體主要為中厚層巖屑質長石砂巖和長石砂巖，粗粒、中－粗粒結構，含礫現(xiàn)象普遍（圖3a，b，c），顆粒呈棱角、次棱角狀，結構成熟度和成分成熟度均較低。巖心可見明顯的正粒序遞變層理（圖3a）、包卷層理（圖3b，c）、滑塌變形（圖3c）等豐富的重力流堆積構造和少量的牽引流構造；早期研究者據(jù)砂體發(fā)育位置將其劃分為陡坡水下扇和緩坡扇三角洲沉積，并認為現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的扇體主要為扇三角洲沉積體系，儲層砂體主要為三角洲前緣水下部分，水上部分未鉆遇［18］。近期多口探索“三角洲”水上部分的鉆井也未發(fā)現(xiàn)三角洲平原及河口壩等水上部分，引發(fā)了砂體沉積環(huán)境再討論。隨鉆井密度及關鍵井取心資料增加，筆者對巖心進行了系統(tǒng)再描述，發(fā)現(xiàn)“泥包砂”現(xiàn)象普遍（圖3b，c），不同厚度砂體分布于泥巖環(huán)境。泥巖致密質純，以深灰色－灰黑色為主，反映了深水還原環(huán)境。砂體顏色亦整體偏暗，呈灰色、深灰色－灰黑色。砂巖中亦常見泥質團塊、條帶及撕裂屑等（圖3b，d），應是泥巖在半固結狀態(tài)下被重新攪起再沉淀的結果。另外，砂泥巖往往呈截然接觸關系（圖3a，b，c），底面沖刷現(xiàn)象普遍，反映間歇式水流和突變式沉積特征。鑒于此，筆者結合沉積凹陷古構造、古地形、巖性組合及沉積構造特征綜合分析后認為：P組砂體很可能不發(fā)育水上部分，陡深的凹陷、邊界斷層快速活動及水侵過程使其基本以水下深水沉積為主，整體應屬于近岸水下扇，局部可能發(fā)育湖底扇。

基于上述認識，根據(jù)測井相、地震相等研究成果，建立了Bongor盆地P組儲層砂體空間分布模式（圖4）。從圖4可以看出，各凹陷砂巖沉積整體相似，主要分布在控凹斷層下降盤，向凹陷內部逐漸相變?yōu)楹嗄囗搸r，兩者參差接觸，相變較快，扇體延伸范圍有限。但不同凹陷由于距離物源區(qū)遠近、裂陷深度和橫向跨度等不同，砂體富集程度表現(xiàn)出一定差異性：盆地北部凹陷裂陷深度和橫向跨度小，又毗鄰北部隆起帶物源區(qū)，砂巖分布廣；盆地南部凹陷裂陷深度和橫向跨度偏大，砂體分布局限，凹陷內部以泥巖為主，從而形成了這種“小凹富砂，大凹貧砂”的空間分布模式。

綜合來看，裂陷初期凹隆相間的古構造格局決定了早期物源體系和沉積物空間分布。古隆起在P組沉積時期出露于水面，成為小范圍局部物源，并對短軸物源形成遮擋，砂體難以越過低凸起，因此，沉積作用僅局限在凹陷內部。隆起邊界的同沉積斷裂相對陡傾，所形成的斷裂坡折帶控制著扇體的發(fā)育，形成了圍繞古隆起發(fā)育的以近源、深水、快速沉積為特征的水下扇砂體。從儲層礦物組成來看，主要為長石砂巖、巖屑質長石砂巖，富含花崗質巖屑，明顯來自于基底花崗巖、花崗片麻巖等的原地風化。換言之，基巖的原地風化成為水下扇體的最主要物源，并且這些沉積物并未經(jīng)過長距離搬運、分選和磨圓。因此，其結構成熟度和成分成熟度整體偏低，亦表現(xiàn)出明顯的獨特性。

3 儲層成巖特征及主控因素

3.1 成巖作用類型及成巖階段

P組儲層成巖作用主要包括機械壓實作用、壓溶作用、膠結作用、交代作用和溶解作用，其中壓溶作用和交代作用少見。儲層礦物顆?；疽渣c接觸、點－線接觸，少見縫合線接觸，大顆粒支撐為主（圖5a，b），部分雜基支撐（圖5c）。薄片鏡下觀察所能識別的膠結物主要包括硅質、黏土礦物和碳酸鹽等，其中硅質膠結物體積分數(shù)很低，一般低于10%，主要以石英次生加大為主，高分辨率掃描電鏡下最高可見石英的Ⅱ－Ⅲ級加大，但相對少見。黏土礦物和碳酸鹽膠結比較普遍，構成填隙物主體。黏土礦物主要包括綠泥石、高嶺石、伊利石和伊蒙混層（I／S）等，以黏土膜形式分布于顆粒邊緣或呈斑點狀、團塊狀充填于粒間孔隙。X衍射定量測試表明：黏土礦物中綠泥石體積分數(shù)最高，為40%～65%；I／S混層和高嶺石體積分數(shù)相當，為10%～25%，其中I／S中的S占15%～50%；伊利石體積分數(shù)偏低，一般低于20%。單井統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，隨深度增加，高嶺石體積分數(shù)降低，綠泥石和伊利石平均體積分數(shù)增加。

圖3 Bongor盆地儲層巖心特征及典型沉積構造Fig.3 Typical sedimentary structures of the reservoirs in Bongor basin

圖4 Bongor盆地沉積充填及儲層分布模式圖Fig.4 Reservoir sedimentation and distribution pattern in Bongor basin

碳酸鹽膠結物主要包括方解石、鐵方解石、白云石和鐵白云石等。其中，方解石最常見，主要以亮晶，部分以嵌晶形式充填儲層孔隙，并緊鄰礦物顆粒呈第一世代膠結（圖5c，d），表明膠結作用發(fā)生時間較早。鐵白云石和鐵方解石往往充填于長石和方解石等溶蝕孔隙，表明其形成晚于長石溶蝕，應為晚期碳酸鹽膠結物。研究中發(fā)現(xiàn)部分井中礦物組成相同、粒度相近的砂體，其碳酸鹽膠結物總體積分數(shù)卻差異明顯。選擇取心段相對較長的代表性鉆井，連續(xù)取樣制作薄片，并進行碳酸鹽體積分數(shù)的定量測試。表1為B NE－3井1 456.99～1 471.91m深度范圍內連續(xù)取心測試樣品中碳酸鹽膠結物體積分數(shù)及物性特征統(tǒng)計表。從表1可明顯看出，1 457.20、1 458.62、1 461.22和1 468.19m 深度處不含油砂巖的碳酸鹽體積分數(shù)均大于10%，最高可達23.1%，遠高于附近含油砂巖碳酸鹽體積分數(shù)（一般小于5%），儲層物性條件亦明顯變差，滲透率比含油儲層低2～3個數(shù)量級。

圖5 Bongor盆地儲層鏡下微觀特征Fig.5 Typical diagenesis phenomenons of the reservoir in Bongor basin

膠結作用在破壞儲層孔隙的同時，各種膠結物也與雜基、長石等共同構成了易溶組分，為溶蝕作用提供了便利，使P組儲層溶蝕現(xiàn)象相當普遍，方解石和長石顆粒多見因溶蝕而形成的鋸齒及港灣狀邊緣（圖5a，b和d），其中長石溶蝕最為常見。圖5a，b可明顯看到長石顆粒、巖屑顆粒溶蝕現(xiàn)象。長石顆粒不僅邊緣被溶蝕成鋸齒狀，而且顆粒的內部也被溶蝕，沿節(jié)理面形成大小不均、形狀不規(guī)則孔洞系統(tǒng)（圖5a）。

借鑒前人關于Bongor盆地儲層成巖作用的研究成果［19－20］，依據(jù)本研究薄片觀察所取得的認識，筆者選取典型井制作埋藏史曲線，建立了Bongor盆地儲層埋藏成巖演化模式（圖6）。從圖6可以看出，P組儲層整個成巖作用過程可分為3個階段：早白堊世－晚白堊世早期裂陷沉積期，盆地快速沉降，壓實作用占主導，高嶺石環(huán)邊及早期方解石成為第一世代膠結物，溶蝕作用相對較弱，但伴隨著早白堊世晚期源巖成熟排烴及有機酸注入，發(fā)生了第一期強溶蝕，溶蝕對象主要為長石和巖屑顆粒，形成了富含礦物離子的孔隙流體；晚白堊世晚期構造反轉期間，儲層被大幅抬升，壓實作用被抬升卸載所取代，溫度、壓力降低，孔隙流體溶解度降低，發(fā)生過飽和沉淀，形成了大量高嶺石、蒙皂石及II期碳酸鹽等膠結物；新生代以來的盆地再沉積過程，壓實作用得以延續(xù)，形成了少量的鐵方解石、鐵白云石等晚期碳酸鹽膠結物。同時，高嶺石、蒙皂石等脫水向伊蒙混層、伊利石等轉變，但由于整體埋深變淺且埋藏速率放緩，儲層溫度回升緩慢，黏土礦物轉化規(guī)模不大。根據(jù)碎屑巖儲層成巖階段劃分依據(jù)，認為P組儲層主體尚處于中成巖A期階段。儲層孔隙也以原生孔隙為主（圖5a，b紅色箭頭），局部溶蝕孔發(fā)育（圖5a，b青綠色箭頭）。定量統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，儲層孔隙度為15%～29%，滲透率為（10～1 000）×10－3μm2，屬于中孔、中高滲儲層。

3.2 儲層成巖特殊性及主控因素分析

根據(jù)上文儲層成巖類型及成巖階段劃分不難發(fā)現(xiàn)，Bongor盆地P組儲層成巖呈現(xiàn)四大特殊性：一是儲層進入早成巖階段時間早，但持續(xù)時間短，中成巖持續(xù)時間長，埋深跨度大；二是壓實作用不連續(xù)，壓實程度整體偏弱；三是膠結作用發(fā)生較早，后期明顯減弱；四是溶蝕作用相對發(fā)育，長石成溶蝕主體。分析認為這些特殊性是多種地質因素共同作用的結果：儲層本身的礦物組成決定了成巖作用類型；早期烴類流體充注改變了孔隙流體介質環(huán)境；區(qū)域構造反轉改變了儲層溫壓狀態(tài)，影響其最終的成巖作用程度。從前文關于儲層沉積充填過程分析可知，P組儲層基本以粗粒－中粗粒結構長石砂巖和巖屑質長石砂巖為主，長石顆粒及花崗巖巖屑體積分數(shù)高，為溶蝕作用提供條件，儲層溶蝕作用相對普遍。其中長石蝕變易形成高嶺石、綠泥石等黏土礦物，造成了儲層中黏土礦物膠結很普遍，體積分數(shù)也較高。另外，儲層本身結構成熟度低，分選差，剛性顆粒多，抗壓強度大，基本以顆粒支撐為主，顆粒間以點接觸或點－線接觸。

表1 B NE－3井儲層膠結物體積分數(shù)及物性統(tǒng)計Table 1 Calcite volume fraction and the physical property of the reservoir in well B NE－3

圖6 Bongor盆地P組（B NE－4井）儲層成巖階段劃分及成巖演化模式Fig.6 Diagenetic stage division and its evolution model of the reservoir in Bongor basin

現(xiàn)有研究成果［18］表明，Bongor盆地源巖具有排烴期早、排烴期長特征。早期油氣的通過或充注均會在儲層孔隙中產(chǎn)生不同程度的滯留，一定程度上改變了儲層成巖的流體環(huán)境，影響了后期的成巖作用。研究中制作并觀察了大量的熒光薄片及陰極發(fā)光薄片，對含油儲層孔隙中的烴類及膠結礦物微觀分布特征等進行了細致觀察。圖7a為B S1－1井1 523.16m深度油浸細礫巖儲層熒光薄片鏡下特征，可以明顯看出淡藍、藍白色油質瀝青充填儲層孔隙，受黏土礦物浸染呈淡黃色，礦物顆粒邊界清晰，未見明顯的溶蝕現(xiàn)象，亦未見除第一世代黏土膜之外的膠結成巖礦物。圖7b為B NE－3井1 462.19 m富含油長石砂巖的陰極發(fā)光薄片，可以明顯看出亮藍色長石顆粒未見溶蝕現(xiàn)象，棕紅色石英顆粒亦未見次生加大現(xiàn)象，橙紅色方解石斑點狀緊鄰礦物顆粒分布，其外側充滿不發(fā)光烴類，表明其形成早于烴類充注，少見其他后期膠結礦物，表明以液體或瀝青形式賦存于儲層孔隙內烴類成為控制含油儲層成巖作用的主因，較大程度上抑制了儲層后期的成巖作用。

盆地早白堊世裂陷期快速沉積埋藏，晚白堊世晚期大幅抬升剝蝕使儲層成巖作用發(fā)生較早，但由于大幅卸載，再加上后期再埋藏深度降低，溫度、壓力下降，降低了儲層成巖作用進程，使儲層長期處于中成巖A期階段。儲層壓實程度明顯小于Muglad盆地同時期形成、埋深較大的Abu Gabra和Bentiu組儲層，卻又明顯高于相近埋藏深度的古近系Amal組儲層，表現(xiàn)出特殊性［11］。為定量評估構造反轉抬升對儲層壓實作用的影響程度，研究中借鑒泥巖壓實程度定量評價方法——壓實曲線法［21］，在全盆地各凹陷選擇代表性鉆井，進行砂巖孔隙度－深度關系分析。為使評價結果主要體現(xiàn)正常成巖狀態(tài)下的孔隙演化特征，最大限度地避免烴類充注對儲層物性的影響，研究中主要選擇單井中非含油／瀝青（以錄井、測井資料為依據(jù)）砂巖為研究對象。表2為盆地不同構造單元砂巖儲層孔隙度－深度關系統(tǒng)計表。從表中可明顯看出兩者關系擬合度（R2）較高，表明機械壓實作用仍是影響研究區(qū)儲層孔隙大小的主導因素。同時，地層壓實程度的關鍵參數(shù)——壓實系數(shù)（C）在不同構造單元存在明顯差異?？傮w上，西部凹陷大于東部凹陷，北部坳陷南部陡坡大于北緩坡，極大值出現(xiàn)在南陡坡西段Delo東部凹陷和Annona凹陷，壓實系數(shù)達到0.000 9，這與盆地西強東弱、北強南弱地層剝蝕強度特征［18］完全一致，表明在盆地西部和北部剝蝕量較大區(qū)域地層壓實作用并不充分，孔隙度隨深度降低相對緩慢，壓實系數(shù)偏??；而北部坳陷南部深凹區(qū)地層剝蝕量偏小，壓實作用持續(xù)時間相對較長，孔隙度降低相對明顯，壓實系數(shù)明顯偏大。

若以盆地現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的含油儲層孔隙度10%為物性下限，根據(jù)表2中壓實曲線公式可獲得各構造單元有效儲層的深度極限?？梢钥闯?，盆地有效儲層極限深度總體為1 400～2 000m，主要為1 700m左右。對各構造單元有效儲層埋深下限的進一步分析發(fā)現(xiàn)，從北向南，從西向東呈明顯增加趨勢，明顯大于現(xiàn)今主要油層深度（集中為1 200～1 500m），這意味著Bongor盆地各凹陷深層仍發(fā)育有良好的物性條件儲層，可為油氣儲集提供空間。

圖7 Bongor盆地儲層含油性與成巖礦物鏡下微觀特征Fig.7 Diagenesis characterisits of the oil－bearing sandstone in Bongor basin

表2 Bongor盆地砂巖壓實特征及極限深度估算Table 2 Compaction equation and the buried depth limit estimation

4 結論

1）Bongor盆地主力儲層被局限在早白堊世拉張斷陷所形成的一系列凹陷內，屬近岸水下扇沉積，具有近源、深水、快速沉積特征。源區(qū)母巖性質決定了儲層基本以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主；近源、快速的沉積方式造成礦物顆粒分選－磨圓較差，結構成熟度和成分成熟度較低。

2）Bongor盆地儲層成巖呈現(xiàn)四大特殊性：一是儲層進入早成巖階段時間早，但持續(xù)時間短，中成巖持續(xù)時間長，且埋深跨度大；二是壓實作用不連續(xù)，壓實程度整體偏弱；三是膠結作用發(fā)生較早，后期明顯減弱；四是溶蝕作用相對發(fā)育，長石成溶蝕主體。最終造成了儲層原生孔隙得以保存，局部次生溶孔發(fā)育，儲層物性條件良好，以中孔、中高滲為主。

3）Bongor盆地獨特的構造演化方式，不僅決定了盆地地質結構及沉積充填方式，而且決定了儲層砂體類型和空間分布。構造演化過程中的多期埋藏－抬升，較大程度上控制著儲層成巖作用強度，決定了優(yōu)質儲層的發(fā)育區(qū)帶和發(fā)育深度。因此，盆地構造演化成為控制儲層沉積成巖過程的首要因素。

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