◇中國石油遼河油田分公司勘探開發(fā)研究院 傅 巍

本文利用老資料和新的測井和地震資料對Bongor盆地中部Mimosa稠油區(qū)塊Baobab組稠油層的構(gòu)造、儲(chǔ)層、油藏油層、油藏流體性質(zhì)等進(jìn)行綜合研究。研究結(jié)果表明：Baobab組油藏類型為層狀邊水巖性構(gòu)造油藏。Baobab油層可劃分成BⅠ、BⅡ、BⅢ三個(gè)油組，三套儲(chǔ)層砂巖的非均質(zhì)性較強(qiáng)。Ⅱ油組油層厚度最大，發(fā)育面積最廣，是主力目的層。Mimosa4塊BⅡ油層原油為普通稠油Ⅱ類；MimosaN-2塊BⅢ油層原油為普通稠油Ⅰ類。

Bongor盆地是中新生代形成的陸相箕狀斷陷盆地，斷裂非常發(fā)育，構(gòu)造復(fù)雜，盆地可劃分為上、下兩套構(gòu)造層，下構(gòu)造層為白堊系地層，上構(gòu)造層為古近系地層，兩者之間發(fā)育有大規(guī)模的不整合面，地化分析認(rèn)為剝蝕厚度達(dá)1000m以上[1]。盆地主體為下白堊世斷陷沉積體系，沉積地層主要為下白堊統(tǒng)和新生界的碎屑巖。本次研究的主要目標(biāo)層屬于下構(gòu)造層的白堊系地層。Mimosa油田首鉆井Mimosa1井，于2004年1月26日完鉆，從而發(fā)現(xiàn)了Mimosa含油氣構(gòu)造，此后部署并實(shí)施了多口預(yù)探井。截止2017年，該區(qū)完鉆井中共有探井16口，開發(fā)井16口，其中有13口井進(jìn)行過試油工作。本文利用老資料和新的測井和地震資料開展Mimosa稠油區(qū)塊的油藏地質(zhì)綜合研究，總結(jié)油氣富集規(guī)律。

1 構(gòu)造特征

Bongor盆地位于乍得南部（圖1），是受中非剪切帶右旋走滑誘導(dǎo)發(fā)育起來的中新生代裂谷盆地。該盆地近東西向展布，是一個(gè)形態(tài)比較寬緩的盆地[2]。Mimosa斷塊構(gòu)造上位于Bongor盆地中部，南鄰盆地的主凹陷，Mimosa斷塊構(gòu)造整體上為一個(gè)軸向近北西西向的斷背斜構(gòu)造，以背斜圈閉為主。

圖1 工區(qū)位置圖

2 儲(chǔ)層特征

根據(jù)盆地完鉆井資料分析，結(jié)合地層巖性、電性標(biāo)志特征，揭示該區(qū)主要發(fā)育有下白堊統(tǒng)的Cailcedra、Mimosa、Kubla、Ronier和Baobab五個(gè)組，本次研究主要目的層為Baobab組稠油層。根據(jù)對所收集到Mimosa4-1取心井和少數(shù)井壁取心井分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，Mimosa塊下白堊統(tǒng)儲(chǔ)層巖性以長石砂巖為主，成分成熟度較低，其長石含量在18%-60%之間，平均約30%-45%，長石顆粒多呈板狀、長條狀，以鉀長石為主，常見長石顆粒被溶蝕及高嶺石化。石英顆粒約占50%-65%，以單晶石英顆粒為主，也見少量巖漿巖成因的多晶石英，石英顆粒表面較光潔，常見I-II級加大邊。巖屑約占5%-10%，以巖漿巖及變質(zhì)巖為主，見碳酸鹽巖顆粒，巖屑中也出現(xiàn)溶蝕作用。

綜合鉆井、測井、錄井等數(shù)據(jù)分析了主要含油層系的儲(chǔ)層特征。Mimosa塊整體砂巖厚度呈北高南低、西高東低的特點(diǎn)，由此可說明該區(qū)物源總體上來自西北向。該區(qū)Baobab組儲(chǔ)層總體上為高孔、高滲、高泥質(zhì)含量，儲(chǔ)層物性中部最好，東部區(qū)域次之。

BⅠ油組：砂巖厚度一般在50-100m，砂地比一般為0.3-0.5，孔隙度一般在27.5%左右，全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，滲透率一般在500-2000mD。泥質(zhì)含量呈西高東低的特點(diǎn)，一般在5%-15%。滲透率變異系數(shù)Vk平均為1.29，滲透率突進(jìn)系數(shù)Tk平均為5.33，滲透率極差Jk平均為124，儲(chǔ)層為強(qiáng)非均質(zhì)性（表1）。

BⅡ油組：儲(chǔ)層砂體發(fā)育程度優(yōu)于BⅠ組，砂巖厚度集中在75-125m，砂地比一般為0.3-0.5，孔隙度一般在25%-27.5%。滲透率一般在250-1000mD。泥質(zhì)含量總體上呈西高東低的趨勢，一般在4%-15%。滲透率變異系數(shù)Vk平均為1.5，滲透率突進(jìn)系數(shù)Tk平均為6.63，滲透率極差Jk平均為153，儲(chǔ)層為強(qiáng)非均質(zhì)性（表1）。

BⅢ油組：儲(chǔ)層砂體發(fā)育一般，大部分地區(qū)砂體厚度在75m以下，砂地比一般為0.2-0.6，孔隙度一般在15%-22.5%，工區(qū)儲(chǔ)層整體滲透率較低，平均在250mD，泥質(zhì)含量一般在4%-22%，呈西高東西的趨勢。滲透率變異系數(shù)Vk平均為2.2，滲透率突進(jìn)系數(shù)Tk平均為9.9，滲透率極差Jk平均為129，儲(chǔ)層為強(qiáng)非均質(zhì)性（表1）。

表1 Baobab油層儲(chǔ)層層間非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

三個(gè)油組滲透率變異系數(shù)均大于0.7，滲透率突進(jìn)系數(shù)均大于3，滲透率極差均大于100，故非均質(zhì)性較強(qiáng)。

隔層是發(fā)育在含油層系內(nèi)或復(fù)合油氣藏內(nèi)能分隔上、下油氣層或上、下油氣藏的非滲透巖層。一般發(fā)育在相鄰兩砂層間。平面分布穩(wěn)定多呈連續(xù)狀展布，特別是油藏在開采過程中，當(dāng)兩套開發(fā)層系之間存在一定壓差時(shí)，隔層要起到阻止油氣水發(fā)生竄流作用。

Baobab組隔層巖性主要為灰色、深灰色泥巖，BⅠ- BⅡ油組間隔層最大厚度為33m，最小為1.9m，平均10.3m。其中最厚部位發(fā)育在中東部井區(qū)，最大可達(dá)25m以上，北部和西部隔層相對不發(fā)育，厚度在5m以下。BⅡ- BⅢ油組間隔層最大厚度為56.4m，最小為0.9m，平均11.8m。其中最厚部位發(fā)育在東北部MimosaN-2井區(qū)，最大可達(dá)30m以上，中部主力井區(qū)隔層相對不發(fā)育，其中Mimosa1-3井區(qū)附近隔層最不發(fā)育，厚度在5m以下。整體上看主力砂巖組間隔層的封隔能力較強(qiáng)。

3 油藏特征

Mimosa塊Baobab稠油層主要分布在斷層相對復(fù)雜的構(gòu)造主體部位，油層頂面埋深400-850m，含油層段長130-200m。按照該區(qū)油層發(fā)育特征，研究中將工區(qū)分為Mimosa4和MimosaN-2兩個(gè)目標(biāo)區(qū)，本次工作重點(diǎn)對其開展油藏特征研究。

3.1 油藏類型

Mimosa塊Baobab油層油氣受構(gòu)造因素控制，主要聚集在斷背斜構(gòu)造高部位，向構(gòu)造低部位逐漸過渡為水層，油層多呈薄互層發(fā)育，具備多套油水系統(tǒng)。MimosaN-2塊BⅢ組油層屬于單砂體成藏，總體上Baobab組油藏類型為層狀邊水巖性構(gòu)造油藏。

3.2 油層特征

根據(jù)Mimosa塊儲(chǔ)層旋回性和標(biāo)志層特征將Baobab油層劃分成BⅠ、BⅡ、BⅢ三個(gè)油組，其中BⅡ油組油層厚度最大，發(fā)育面積最廣，是本次研究的主力目的層。

Mimosa4塊目標(biāo)區(qū)井控程度較高，油層較發(fā)育，以薄互層為主，油藏埋深370-475m，含油幅度80m，油水界面為-150～-240m。油層平均厚度16.5m，單層油層厚度1-3m，最大為7.4m，最小為1.2m。其中BⅡ油組油層發(fā)育較好，工區(qū)中部井位密集區(qū)油層發(fā)育厚度大，可達(dá)35m以上，為主力層位，BⅢ油組油層不發(fā)育，不含油。

MimosaN-2塊井控程度較低，油藏埋深420-440m，含油幅度190m，無統(tǒng)一油水界面。油層主要分布在BⅠ和 BⅢ油組，BⅡ油組油層不發(fā)育。

3.3 流體性質(zhì)

Mimosa4塊BⅡ油層原油20℃時(shí)地面原油密度0.984g/cm3，50℃時(shí)地面脫氣原油粘度平均7853mPa·s，為普通稠油Ⅱ類，MimosaN-2塊BⅢ油層原油20℃時(shí)地面原油密度0.93g/cm3，50℃時(shí)的地面脫氣原油粘度平均273.3mPa·s，地層溫度下原油粘度會(huì)降低，分析油品性質(zhì)可能屬于普通稠油Ⅰ類（表2）。

表2 Baobab油層原油性質(zhì)參數(shù)表

4 結(jié)論

（1）Baobab組油藏類型為層狀邊水巖性構(gòu)造油藏。

（2）Baobab油層可劃分成BⅠ、BⅡ、BⅢ三個(gè)油組，三套儲(chǔ)層砂巖的非均質(zhì)性較強(qiáng)。BⅡ油組油層厚度最大，發(fā)育面積最廣，是主力目的層。

（3）Mimosa4塊BⅡ油層原油為普通稠油Ⅱ類；MimosaN-2塊BⅢ油層原油為普通稠油Ⅰ類。