乍得Bongor盆地储层沉积成岩特征及其主控因素

第４３卷　第３期
２０１３年０５月
吉林大学学报（地球科学版）
Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｊｉｌｉｎ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｅａｒｔｈ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　Ｅｄｉｔｉｏｎ）
Ｖｏｌ．４３　Ｎｏ．３
Ｍａｙ　２０１３　
　乍得Ｂｏｎｇｏｒ盆地储层沉积成岩特征及其主控因素赵　健１，童晓光２，肖坤叶１，窦立荣２，季汉成３，杜业波１，袁志云１，肖高杰１
１．中国石油勘探开发研究院，北京　１０００８３
２．中国石油天然气勘探开发公司，北京　１０００３４
３．中国石油大学地球科学学院，北京　１０２２４９
摘要：乍得Ｂｏｎｇｏｒ盆地储层沉积成岩特征具有明显的独特性。

结合盆地区域构造演化，利用地震、钻井、岩心、薄片、测试等资料，系统分析了Ｂｏｎｇｏｒ盆地主力储层沉积展布特征和成岩演化。

研究结果表明：
Ｂｏｎｇｏｒ盆地早白垩世强烈拉张裂陷作用形成了一系列ＮＷ－ＳＥ向深陡凹陷，主力储层局限分布在凹陷内
部，以近岸水下扇沉积为主，毗邻控凹断层分布，具有近源、深水、快速沉积特征，结构成熟度和成分成熟度
均较低；受多期构造运动及烃类流体改造，储层压实作用不充分，胶结成岩作用减弱，溶蚀现象普遍，目前
尚处于中成岩Ａ期阶段；以原生孔隙为主，属中孔、中高渗储层，有效储层埋深下限明显大于现今油层深
度，表明盆地深层仍发育有优质储层，具有良好的勘探潜力。

关键词：乍得；Ｂｏｎｇｏｒ盆地；储层；砂体分布；成岩作用；主控因素
中图分类号：Ｐ６１８．１３ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７１－５８８８（２０１３）０３－０６４９－１０
收稿日期：２０１２－０８－２４
基金项目：国家科技重大专项项目（２０１１ＺＸ０５０２９－００１）；中国石油勘探开发研究院院级课题（２０１２Ｙ－０５６）
作者简介：赵健（１９８２－），男，在站博士后，主要从事海外油气勘探、石油地质综合研究与资源评价工作，Ｅ－ｍａｉｌ：ｚｈａｏ－ｊｉａｎ６８＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ。

Ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ－Ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ　Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　Ｓａｎｄｓｔｏｎｅａｎｄ　Ｔｈｅｉｒ　Ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　Ｆａｃｔｏｒｓ　ｉｎ　Ｂｏｎｇｏｒ　Ｂａｓｉｎ，Ｃｈａｄ
Ｚｈａｏ　Ｊｉａｎ１，Ｔｏｎｇ　Ｘｉａｏｇｕａｎｇ２，Ｘｉａｏ　Ｋｕｎｙｅ１，Ｄｏｕ　Ｌｉｒｏｎｇ２，
Ｊｉ　Ｈａｎｃｈｅｎｇ３，Ｄｕ　Ｙｅｂｏ１，Ｙｕａｎ　Ｚｈｉｙｕｎ１，Ｘｉａｏ　Ｇａｏｊｉｅ１
１．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ＆Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１０００８３，Ｃｈｉｎａ
２．Ｃｈｉｎａ　Ｎａｔｉｏｎａｌ　Ｏｉｌ　ａｎｄ　Ｇａｓ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　＆Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１０００３４，Ｃｈｉｎａ
３．Ｃｏｌｌｅｇｅ　ｏｆ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅｓ，Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｂｅｉｊｉｎｇ　１０２２４９，Ｃｈｉｎａ
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｅ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　ａｎｄ　ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｗｅｒｅ　ｓｐｅｃｉａｌ　ｉｎ　Ｂｏｎｇｏｒ　ｂａｓｉｎ，
Ｃｈａｄ．Ｂａｓｅｄ　ｏｎ　ｒｅｇｉｏｎａｌ　ｔｅｃｔｏｎｉｃ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｖａｒｉｏｕｓ　ｂａｓｉｃ　ｄａｔａ　ｓｕｃｈ　ａｓ　ｃｏｒｅｓ，ｔｈｉｎ　ｓｅｃｔｉｏｎｓ，ｍｕｄｌｏｇｇｉｎｇ，ｔｅｓｔ　ｄａｔａ　ａｎｄ　ｓｏ　ｏｎ，ｔｈｅ　ａｕｔｈｏｒｓ　ｄｏ　ｓｙｓｔｅｍａｔｉｃ　ｒｅｓｅａｒｃｈ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ－ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ．Ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗ　ｔｈａｔ　ｓｅｒｉｅｓ　ｏｆ　ＮＷ－ＳＥ　ｄｅｐｒｅｓｓｉｏｎｓ　ｗｅｒｅ　ｆｏｒｍｅｄｄｕｒｉｎｇ　ｔｈｅ　ｅａｒｌｙ　Ｃｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｒｉｆｔｉｎｇ　ｓｔａｇｅ　ｂｙ　ｔｈｅ　ＮＥ－ＳＷ　ｅｘｔｅｎｓｉｏｎ，ｗｈｉｃｈ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄ　ｔｈｅ　ｓｅｄｉｍｅｎｔｓｏｕｒｃｅ，ｔｈｅ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｐａｔｔｅｒｎｓ　ａｎｄ　ｆｏｒｍｅｄ　ｌｏｔｓ　ｏｆ　ｆａｎｓ．Ｔｈｅｓｅ　ｆａｎｓ　ｓｈｏｕｌｄ　ｂｅ　ｃｌａｓｓｉｆｉｅｄ　ａｓｓｕｂａｑｕｅｏｕｓ　ｆａｎｓ　ａｎｄ　ｍａｉｎｌｙ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ　ａｌｏｎｇ　ｔｈｅ　ｂｏｕｎｄａｒｙ　ｆａｕｌｔｓ．Ｔｈｅ　ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ　ｉｎｖｅｒｓｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ＬａｔｅＣｒｅｔａｃｅｏｕｓ　ｉｎｄｕｃｅｄ　ｌａｒｇｅ　ａｍｏｕｎｔ　ｏｆ　ｅｒｏｓｉｏｎ　ａｎｄ　ｕｐｌｉｆｔｅｄ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｇｒｅａｔｌｙ．Ｉｔ　ａｌｓｏ　ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｄ　ｔｈｅｎｏｒｍａｌ　ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ　ｐｒｏｃｅｓｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．Ｄｕｅ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｔｅｃｔｏｎｉｃ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ，ｔｈｅ　ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ　ｉｎｆｉｌｌｉｎｇ　ａｎｄｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎａｌ　ｍａｔｕｒｉｔｉｅｓ，ｔｈｅｉｒ　ｍｅｃｈａｎｉｃａｌ　ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ　ｗｅｒｅ　ｒｅｌａｔｉｖｅｌｙ　ｗｅａｋ　ｂｕｔ　ｔｈｅｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｗａｓ　ｒｅｌａｔｉｖｅｌｙ　ｃｏｍｍｏｎ．Ｔｈｅ　ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｗａｓ　ｓｔｉｌｌ　ｕｎｄｅｒ　ｔｈｅ　ｓｕｂｓｔａｇｅ　ｏｆｔｈｅ　ｍｉｄｄｌｅ　ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ　ｓｔａｇｅ　ａｎｄ　ｈａｓ　ｔｈｅ　ｇｏｏｄ　ｑｕａｌｉｔｙ：ｍｅｄｉｕｍ　ｐｏｒｏｓｉｔｙ，ｍｅｄｉｕｍ－ｈｉｇｈ　ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙ．ＴｈｅDOI:10.13278/ki.jjuese.2013.03.015
ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅ　ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｐｏｒｏｓｉｔｙ　ａｎｄ　ｂｕｒｉａｌ　ｄｅｐｔｈ　ｒｅｖｅａｌｅｄ　ｔｈａｔ　ｔｈｅ　ｄｅｐｔｈ　ｌｉｍｉｔｏｆ　ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｓ　ｍｕｃｈ　ｄｅｅｐｅｒ　ｔｈａｎ　ｔｈａｔ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｐｒｅｓｅｎｔ　ｏｉｌ　ｐａｙ　ｚｏｎｅｓ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｄｅｅｐ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｉｌｌ　ｈａｓ　ａ　ｇｏｏｄ　ｐｒｏｓｐ
ｅｃｔ　ｏｆ　ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ．Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：Ｃｈａｄ；Ｂｏｎｇｏｒ　ｂａｓｉｎ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ；ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ；ｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　
ｆａｃｔｏｒｓ０　引言
Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地位于乍得共和国西南部，呈ＮＷ－ＳＥ走向，长约２８０ｋｍ，宽４０～８０ｋｍ，面积１．８×
１０
４　
ｋｍ２。

近年来，油气勘探不断获得突破，该盆地成为中西非地区一个新的储量增长点。

随着勘探的
逐步深入，探索构造圈闭外围岩性目标并逐渐向盆地深层勘探正成为盆地油气勘探的现实选择。

但由于盆内钻井数目有限，且分布不均，取心资料更是稀
缺（目前整个盆地取心井尚不足１０口），造成了目前对盆地沉积充填过程和储层成岩特征研究相当薄弱，对盆地储层发育特征、深部储层物性特征尚无明确认识，
已成为盆地油气勘探的重要瓶颈。

而油气勘探实践和地质研究均发现Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地属强反转裂谷盆地［
１－
３］，不仅沉积充填过程具有独特性，而且在盆地多期构造运动过程中，
储层遭受强烈抬升－再埋藏作用和烃类流体改造，其成岩过程亦极具特殊性。

因此，
笔者拟通过系统总结盆地构造演化，分析其对盆地地质结构的形成及沉积充填过程的控制，认识盆地储层的空间展布特征，并在此基础上利用有限的取心资料，对盆地主力储层成岩特征进行系统研究，
了解其在埋藏成岩过程中的微观结构变化及物性演化特征，探讨盆地优质储层的潜在发育区，
为盆地未来油气勘探和海外类似盆地地质研究提供指导和借鉴。

１　区域构造演化与盆地结构
Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地属中、新生代陆内裂谷盆地，具有典型的被动裂谷特征［１－
３］，其形成于冈瓦那古大陆的解体和南大西洋、印度洋张裂的区域构造背景［４－
１０］。

早白垩世（１３０～９６Ｍａ
）南大西洋张裂形成的三叉裂谷中的一支夭折于非洲板块内部，形成了具走滑、拉张力学属性的中非剪切带［５，１１］
（图１中黄色箭
头），位于剪切带中段北侧的Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地受ＮＥ－ＳＷ向走滑拉张作用明显，将前寒武系基底裂分为数十个ＮＷ－ＳＥ向斜列展布、深度由南向北阶梯递减、面积大小不等的箕状断陷群（图１），Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地初具雏形。

晚白垩世（９６～７５Ｍａ）早期区域第一期裂陷延续了早白垩世走滑拉张力学特征，盆地进一步发育，但拉张裂陷很快陆续转变为稳定而显著
的构造热沉降［３］
及强烈的区域应力反转（下文详
述），裂陷作用终止，盆地遭到显著改造，至晚白垩世末盆地基本定型。

区域范围内的第三期裂陷（７４～
３０Ｍａ）主要发生于苏丹Ｍｕｇ
ｌａｄ等ＮＷ－ＳＥ向裂谷盆地［９，１２］
，而Ｂｏｎｇｏｒ盆地此时以幅度较小的热沉降作用为主，并一直延续到后裂谷期（３０～０Ｍａ
）［３，１３］
，盆地最终定型。

在区域拉张断陷背景下，Ｂｏｎｇｏｒ盆地还分别于晚白垩世桑顿期（８５～８０Ｍａ）［１－３，１４－
１５］和古近纪末红海张裂期发生２期构造反转［
１６－
１７］。

前者主要受控于非洲板块和欧洲板块的碰撞［１］，区域应力场由拉张
转变成近Ｎ－Ｓ向强烈挤压（
图１中蓝色箭头）
［１４－
１５］，不仅中止了盆地早白垩世以来的裂陷沉降作用，而且造成了区域挤压隆升和地层大幅剥蚀［
３］。

区域的第二期反转与红海ＮＥ－ＳＷ向张裂产生的
局部挤压应力场有关（图１中绿色箭头）［１６－
１７］，与“桑
顿期挤压事件”相比，此次反转影响偏弱，只波及到邻近的Ｍｅｌｕｔ、Ｍｕｇｌａｄ等盆地，对Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地影响较弱，
仅产生小幅抬升剥蚀［３］
，且仍继承了早白垩世“西强东弱，北强南弱”的剥蚀特征。

两期地层剥蚀累计，
剥蚀量相当可观：盆地西部和北部斜坡带剥蚀量大的区域达１　５００～２　
３００ｍ；凹陷带偏小，剥蚀厚度亦达８００～１　
２００ｍ［１８］。

经历了区域上３期裂陷、２期构造反转和多期断续的热沉降过程，Ｂｏｎｇｏｒ盆地平面上坳隆格局明显（图１），纵向上断坳层次分明（图２
）。

地震剖面和钻井资料揭示，晚白垩世区域构造反转抬升形成的
Ｋ１
／Ｅ区域角度不整合（图２青绿色波浪线）将盆地纵向上分为白垩系和新生界２套构造层系，其中上
白垩统被完全剥蚀［
１８］
，油气发现主要富集于下白垩统。

根据储盖组合及油气分布特征，以Ｍ组为界将
下白垩统进一步划分为上下２套成藏组合。

其中以
Ｐ－Ｍ组为油源、Ｍ组为区域盖层、Ｐ组和Ｍ组局部
砂体为主力储层的下成藏组合为盆地最主要成藏组０
５６ 吉林大学学报（
地球科学版） 第４３卷　
图１　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地区域构造位置及构造单元划分简图（据文献［２］修编）Ｆｉｇ．１　Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ　ｌｏｃａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｔｅｃｔｏｎｉｃ　ｄｉｖｉｓｉｏｎ　ｏｆ　Ｂｏｎｇ
ｏｒ　ｂａｓｉｎ（ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ａｆｔｅｒ　ｒｅｆｅｒｅｎｃｅ［２］
）具体位置见图１。

图２　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地典型地震剖面及综合地层柱状图Ｆｉｇ．２　Ｒｅｐｒｅｓｅｎｔａｔｉｖｅ　ｓｅｉｓｍｉｃ　ｓｅｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｓｔｒａｔｉｇｒａｐｈｉｃ　ｃｏｌｕｍｎ　ｏｆ　Ｂｏｎｇ
ｏｒ　ｂａｓｉｎ合（图２）。

前人研究结果表明，Ｐ－Ｍ组烃源岩早白垩世晚期开始生烃，
在早白垩世末期进入生烃高峰［１８］
，排出的油气近源富集，Ｐ组储层聚集了盆地
大部分储量发现，为盆地主力储层，也是本文主要的讨论对象。

２　储层沉积特征及主控因素
Ｐ组沉积时期为盆地强烈断陷期，
湖盆被一系列平行于边界断层的古隆起分隔，凹隆相间，沉积作用仅发生在凹陷内部（图２）。

凹陷处于欠补偿沉积环境，水体较深且持续水进，沉积物双向上超沉积，
１
５６　第３期 赵　健，等：乍得Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层沉积成岩特征及其主控因素
主要发育了深湖－半深湖相层序［１８］。

边界断层活动强度大，发育了多期近物源、短物源沉积砂体。

现有钻井、录井和岩心观察均表明，Ｐ组砂体主要为中厚层岩屑质长石砂岩和长石砂岩，
粗粒、中－粗粒结构，含砾现象普遍（图３ａ，ｂ，ｃ），颗粒呈棱角、次棱角状，
结构成熟度和成分成熟度均较低。

岩心可见明显的正粒序递变层理（图３ａ）、包卷层理（图３ｂ，ｃ）、滑塌变形（图３ｃ
）等丰富的重力流堆积构造和少量的牵引流构造；早期研究者据砂体发育位置将其划分为陡坡水下扇和缓坡扇三角洲沉积，并认为现已发现的扇体主要为扇三角洲沉积体系，储层砂体主要为三角洲前缘水下部分，水上部分未钻遇［
１８］。

近期多口探索“三角洲”水上部分的钻井也未发现三角洲平原及河口坝等水上部分，
引发了砂体沉积环境再讨论。

随钻井密度及关键井取心资料增加，笔者对岩心进行了系统再描述，发现“泥包砂”现象普遍（图３ｂ，ｃ），不同厚度砂体分布于泥岩环境。

泥岩致密质纯，以深灰色－灰黑色为主，反映了深水还原环境。

砂体颜色亦整体偏暗，
呈灰色、深灰色－灰黑色。

砂岩中亦常见泥质团块、条带及撕裂屑等（图３ｂ，ｄ
），应是泥岩在半固结状态下被重新搅起再沉淀的结果。

另外，
砂泥岩往往呈截然接触关系（图３ａ，ｂ，ｃ），底面冲刷现象普遍，反映间歇式水流和突变式沉积特征。

鉴于此，
笔者结合沉积凹陷古构造、古地形、岩性组合及沉积构造特征综合分析后认为：Ｐ组砂体很可能不发育水上部分，
陡深的凹陷、边界断层快速活动及水侵过程使其基本以水下深水沉积为主，整体应属于近岸水下扇，局部可能发育湖底扇。

基于上述认识，根据测井相、地震相等研究成果，建立了Ｂｏｎｇｏｒ盆地Ｐ组储层砂体空间分布模式（图４）。

从图４可以看出，各凹陷砂岩沉积整体相似，主要分布在控凹断层下降盘，向凹陷内部逐渐相变为湖相泥页岩，两者参差接触，相变较快，扇体延伸范围有限。

但不同凹陷由于距离物源区远近、裂陷深度和横向跨度等不同，砂体富集程度表现出一定差异性：盆地北部凹陷裂陷深度和横向跨度小，又毗邻北部隆起带物源区，砂岩分布广；盆地南部凹陷裂陷深度和横向跨度偏大，
砂体分布局限，凹陷内部以泥岩为主，从而形成了这种“小凹富砂，大凹贫砂”的空间分布模式。

综合来看，裂陷初期凹隆相间的古构造格局决
定了早期物源体系和沉积物空间分布。

古隆起在Ｐ组沉积时期出露于水面，成为小范围局部物源，并对短轴物源形成遮挡，砂体难以越过低凸起，因此，沉积作用仅局限在凹陷内部。

隆起边界的同沉积断裂相对陡倾，
所形成的断裂坡折带控制着扇体的发育，形成了围绕古隆起发育的以近源、深水、快速沉积为特征的水下扇砂体。

从储层矿物组成来看，主要为长石砂岩、
岩屑质长石砂岩，富含花岗质岩屑，明显来自于基底花岗岩、
花岗片麻岩等的原地风化。

换言之，基岩的原地风化成为水下扇体的最主要物源，并且这些沉积物并未经过长距离搬运、分选和磨圆。

因此，其结构成熟度和成分成熟度整体偏低，亦表现
出明显的独特性。

３　储层成岩特征及主控因素
３．１　成岩作用类型及成岩阶段
Ｐ组储层成岩作用主要包括机械压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用和溶解作用，其中压溶作用和交代作用少见。

储层矿物颗粒基本以点接触、
点－线接触，少见缝合线接触，大颗粒支撑为主（图５ａ，ｂ），部分杂基支撑（图５ｃ）。

薄片镜下观察所能识别的胶结物主要包括硅质、
黏土矿物和碳酸盐等，
其中硅质胶结物体积分数很低，一般低于１０％，
主要以石英次生加大为主，高分辨率扫描电镜下最高可见石英的Ⅱ－Ⅲ级加大，但相对少见。

黏土矿物和碳酸盐胶结比较普遍，构成填隙物主体。

黏土矿物主要包括绿泥石、高岭石、伊利石和伊蒙混层（Ｉ／Ｓ）等，以黏土膜形式分布于颗粒边缘或呈斑点状、
团块状充填于粒间孔隙。

Ｘ衍射定量测试表明：黏土矿物中绿泥石体积分数最高，为４０％～６５％；
Ｉ／Ｓ混层和高岭石体积分数相当，为１０％～２５％，
其中Ｉ／Ｓ中的Ｓ占１５％～５０％；伊利石体积分数偏低，一般低于２０％。

单井统计发现，随深度增加，高岭石体积分数降低，绿泥石和伊利石平均体积分数增加。

碳酸盐胶结物主要包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石等。

其中，方解石最常见，主要以亮晶，部分以嵌晶形式充填储层孔隙，并紧邻矿物颗粒
呈第一世代胶结（图５ｃ，ｄ
），表明胶结作用发生时间较早。

铁白云石和铁方解石往往充填于长石和方解石等溶蚀孔隙，表明其形成晚于长石溶蚀，应为晚期碳酸盐胶结物。

研究中发现部分井中矿物组成相同、粒度相近的砂体，其碳酸盐胶结物总体积分数却
差异明显。

选择取心段相对较长的代表性钻井，
连２
５６ 吉林大学学报（
地球科学版） 第４３卷　
ａ．Ｂ　Ｎ－８井，１　４００．９８ｍ（Ｐ组），粗粒砂岩，正粒序层理构造，泥岩顶面可见负载构造；ｂ．Ｂ　Ｓ１－１井，１　５２２．６１ｍ（Ｐ组），中粗粒砂岩，砂泥截然接触，可见冲刷面，且砂层含泥质条带、泥质团块；ｃ．Ｂ　ＮＥ－３井，１　４６１．２０ｍ（Ｐ组），包卷层理、滑动变形构造；ｄ．Ｂ　Ｎ－８井，１　３９４．５６ｍ（Ｐ组）
，泥质撕裂屑，层内冲刷。

图３　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层岩心特征及典型沉积构造Ｆｉｇ．３　Ｔｙｐｉｃａｌ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙ　
ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ　ｉｎ　Ｂｏｎｇｏｒ　ｂａｓｉ
ｎ具体位置见图１。

图４　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地沉积充填及储层分布模式图Ｆｉｇ．４　Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｓｅｄｉｍｅｎｔａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ　ｐａｔｔｅｒｎ　ｉｎ　Ｂｏｎｇ
ｏｒ　ｂａｓｉｎ续取样制作薄片，并进行碳酸盐体积分数的定量测试。

表１为Ｂ　ＮＥ－３井１　４５６．９９～１　４７１．９１ｍ深度范围内连续取心测试样品中碳酸盐胶结物体积分数及物性特征统计表。

从表１可明显看出，１　
４５７．２０、１　４５８．６２、１　４６１．２２和１　
４６８．１９ｍ深度处不含油砂岩的碳酸盐体积分数均大于１０％，最高可达２３．１％，
远高于附近含油砂岩碳酸盐体积分数（一般小于５％），储层物性条件亦明显变差，渗透率比含３
５６　第３期 赵　健，等：乍得Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层沉积成岩特征及其主控因素
ａ．Ｂ　ＳＥ－１井，１　９７４．０ｍ（Ｐ组），长石、岩屑颗粒边缘及内部遭溶蚀，产生溶蚀孔洞（蓝色为铸体）；ｂ．Ｂ　ＳＥ－１井，１　９９１．５ｍ，长石颗粒边缘及内部遭溶蚀，形成粒间溶孔、粒内溶孔（蓝色为铸体）；ｃ．Ｂ　ＳＥ－２井，２　２６０ｍ（Ｐ组）（＋），不等粒岩屑长石砂岩，泥晶－亮晶方解石胶结；ｄ．Ｂ　ＳＥ－１井，１　
９７８ｍ（Ｐ组），长石砂岩，方解石胶结和局部溶蚀。

Ｑｔｚ．石英；Ｃａｌ．方解石；Ｐｌ．斜长石；Ｆｄ．钾长石；Ｒ．岩屑。

图５　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层镜下微观特征Ｆｉｇ．５　Ｔｙｐｉｃａｌ　ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ　ｐ
ｈｅｎｏｍｅｎｏｎｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　Ｂｏｎｇｏｒ　ｂａｓｉｎ油储层低２～３个数量级。

胶结作用在破坏储层孔隙的同时，各种胶结物也与杂基、长石等共同构成了易溶组分，为溶蚀作用提供了便利，使Ｐ组储层溶蚀现象相当普遍，方解石和长石颗粒多见因溶蚀而形成的锯齿及港湾状边
缘（图５ａ，ｂ和ｄ），其中长石溶蚀最为常见。

图５ａ
，ｂ可明显看到长石颗粒、
岩屑颗粒溶蚀现象。

长石颗粒不仅边缘被溶蚀成锯齿状，而且颗粒的内部也被溶蚀，沿节理面形成大小不均、形状不规则孔洞系统（图５ａ
）。

借鉴前人关于Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层成岩作用的研究成果［１９－
２０］，依据本研究薄片观察所取得的认识，笔
者选取典型井制作埋藏史曲线，建立了Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层埋藏成岩演化模式（图６）。

从图６可以看出，Ｐ组储层整个成岩作用过程可分为３
个阶段：早白垩世－晚白垩世早期裂陷沉积期，盆地快速沉降，
压实作用占主导，高岭石环边及早期方解石成为第
一世代胶结物，溶蚀作用相对较弱，但伴随着早白垩
世晚期源岩成熟排烃及有机酸注入，
发生了第一期强溶蚀，溶蚀对象主要为长石和岩屑颗粒，形成了富含矿物离子的孔隙流体；
晚白垩世晚期构造反转期间，储层被大幅抬升，压实作用被抬升卸载所取代，温度、压力降低，孔隙流体溶解度降低，发生过饱和沉淀，形成了大量高岭石、蒙皂石及ＩＩ期碳酸盐等
胶结物；新生代以来的盆地再沉积过程，压实作用得以延续，形成了少量的铁方解石、铁白云石等晚期碳酸盐胶结物。

同时，高岭石、蒙皂石等脱水向伊蒙混层、伊利石等转变，但由于整体埋深变浅且埋藏速率放缓，
储层温度回升缓慢，黏土矿物转化规模不大。

根据碎屑岩储层成岩阶段划分依据，认为Ｐ组储层主体尚处于中成岩Ａ期阶段。

储层孔隙也以原生
孔隙为主（图５ａ，ｂ红色箭头）
，局部溶蚀孔发育（图５ａ，ｂ青绿色箭头）。

定量统计发现，储层孔隙度为１５％～２９％，渗透率为（１０～１　０００）×１０－３μｍ２
，属于中孔、中高渗储层。

３．２　储层成岩特殊性及主控因素分析
根据上文储层成岩类型及成岩阶段划分不难发
现，Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地Ｐ组储层成岩呈现四大特殊性：一４
５６ 吉林大学学报（
地球科学版） 第４３卷　
表１　Ｂ　ＮＥ－
３井储层胶结物体积分数及物性统计Ｔａｂｌｅ　１　Ｃａｌｃｉｔｅ　ｖｏｌｕｍｅ　ｆｒａｃｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｐｈｙｓｉｃａｌ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　
ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　ｗｅｌｌ　Ｂ　ＮＥ－３样品编号井深／ｍ岩性
φ（
碳酸盐）／％孔隙度／％渗透率／（１０－３μｍ
２）２－０３／４１　１　４５６．９９灰褐色富含油砂砾岩
２．９３　１３．８７　５５．１７２－０４／４１　１　４５７．２０灰褐色砂砾岩１１．０６　１０．５８　０．１９２－０７／４１　１　４５７．８９灰褐色富含油砂砾岩
２．０２　１５．４９　１８９．５３２－１０／４１　１　４５８．６２灰白色中砂岩１０．１５　７．６５　０．０２２　５２－２３／４１　１　４６１．２２浅灰色粉砂岩２３．１０　４．１６　０．００６　３２２－２５／４１　１　４６１．７２灰褐色富含油中砂岩３．５１　１６．２３　８．３４３－１１／３３　１　４６８．１９灰褐色含砾粗砂岩１２．３４　６．９５　４．７７３－２３／３３　１　４７０．８９灰褐色油浸砂砾岩０．６２　１７．５３　１５９．９５３－２７／３３　
１　
４７１．９１灰褐色油浸砂砾岩
０．５４　
１１．９２　
４６．８
５
图６　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地Ｐ组（Ｂ　ＮＥ－４井）储层成岩阶段划分及成岩演化模式Ｆｉｇ
．６Ｄｉａｇｅｎｅｔｉｃ　ｓｔａｇｅ　ｄｉｖｉｓｉｏｎ　ａｎｄ　ｉｔｓ　ｅｖｏｌｕｔｉｏｎ　ｍｏｄｅｌ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　Ｂｏｎｇ
ｏｒ　ｂａｓｉｎ是储层进入早成岩阶段时间早，但持续时间短，中成岩持续时间长，埋深跨度大；二是压实作用不连续，
压实程度整体偏弱；三是胶结作用发生较早，后期明显减弱；四是溶蚀作用相对发育，长石成溶蚀主体。

分析认为这些特殊性是多种地质因素共同作用的结果：储层本身的矿物组成决定了成岩作用类型；早期烃类流体充注改变了孔隙流体介质环境；区域构造反转改变了储层温压状态，影响其最终的成岩作用程度。

从前文关于储层沉积充填过程分析可
知，Ｐ组储层基本以粗粒－中粗粒结构长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，长石颗粒及花岗岩岩屑体积分数高，
为溶蚀作用提供条件，储层溶蚀作用相对普遍。

其中长石蚀变易形成高岭石、绿泥石等黏土矿物，
造成了储层中黏土矿物胶结很普遍，体积分数也较高。

另外，储层本身结构成熟度低，分选差，刚性
颗粒多，抗压强度大，基本以颗粒支撑为主，颗粒间以点接触或点－线接触。

现有研究成果［１８］
表明，Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地源岩具有５
５６　第３期 赵　健，等：乍得Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层沉积成岩特征及其主控因素
排烃期早、排烃期长特征。

早期油气的通过或充注均会在储层孔隙中产生不同程度的滞留，一定程度上改变了储层成岩的流体环境，影响了后期的成岩作用。

研究中制作并观察了大量的荧光薄片及阴极发光薄片，
对含油储层孔隙中的烃类及胶结矿物微观分布特征等进行了细致观察。

图７ａ为Ｂ　Ｓ１－１井１　５２３．１６ｍ深度油浸细砾岩储层荧光薄片镜下特征，可以明显看出淡蓝、蓝白色油质沥青充填储层孔
隙，受黏土矿物浸染呈淡黄色，矿物颗粒边界清晰，未见明显的溶蚀现象，亦未见除第一世代黏土膜之外的胶结成岩矿物。

图７ｂ为Ｂ　ＮＥ－３井１　
４６２．１９ｍ富含油长石砂岩的阴极发光薄片，
可以明显看出亮蓝色长石颗粒未见溶蚀现象，
棕红色石英颗粒亦未见次生加大现象，橙红色方解石斑点状紧邻矿物颗粒分布，其外侧充满不发光烃类，表明其形成早于烃类充注，少见其他后期胶结矿物，表明以液体或沥青形式赋存于储层孔隙内烃类成为控制含油储层成岩作用的主因，较大程度上抑制了储层后期的成岩作用。

ａ．Ｂ　Ｓ１－１井，１　５２３．１６ｍ油浸细砾岩，油质沥青呈淡蓝、蓝白色充填颗粒孔隙内部，部分被黏土浸染呈淡黄色、黄色，黏土矿物呈第一世代分布于颗粒边缘，矿物颗粒边界清晰，未见明显溶蚀现象；ｂ．Ｂ　ＮＥ－３井，１　４６２．１９ｍ富含油长石砂岩，粒间充填大量不发光有机质，橙红色方解石呈斑点状、丝环带状紧邻骨架颗粒边缘分布，少见其他成岩矿物。

图７　Ｂｏｎｇ
ｏｒ盆地储层含油性与成岩矿物镜下微观特征Ｆｉｇ．７　Ｄｉａｇｅｎｅｓｉｓ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｉｔｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｏｉｌ－ｂｅａｒｉｎｇ　
ｓａｎｄｓｔｏｎｅ　ｉｎ　Ｂｏｎｇｏｒ　ｂａｓｉｎ盆地早白垩世裂陷期快速沉积埋藏，晚白垩世晚期大幅抬升剥蚀使储层成岩作用发生较早，但由于大幅卸载，
再加上后期再埋藏深度降低，温度、压力下降，降低了储层成岩作用进程，使储层长期处于
中成岩Ａ期阶段。

储层压实程度明显小于Ｍｕｇ
ｌａｄ盆地同时期形成、埋深较大的Ａｂｕ　
Ｇａｂｒａ和Ｂｅｎｔｉｕ组储层，却又明显高于相近埋藏深度的古近系Ａｍａｌ组储层，
表现出特殊性［１１］。

为定量评估构造反转抬升对储层压实作用的影响程度，
研究中借鉴泥岩压实程度定量评价方法———压实曲线法［２１］
，在
全盆地各凹陷选择代表性钻井，进行砂岩孔隙度－深度关系分析。

为使评价结果主要体现正常成岩状态下的孔隙演化特征，最大限度地避免烃类充注对储层物性的影响，
研究中主要选择单井中非含油／沥青（以录井、测井资料为依据）砂岩为研究对象。

表２为盆地不同构造单元砂岩储层孔隙度－深度关系统
计表。

从表中可明显看出两者关系拟合度（
Ｒ２）较高，表明机械压实作用仍是影响研究区储层孔隙大小的主导因素。

同时，地层压实程度的关键参数———压实系数（Ｃ）在不同构造单元存在明显差异。

总体上，西部凹陷大于东部凹陷，北部坳陷南部陡坡大于北缓坡，极大值出现在南陡坡西段Ｄｅｌｏ东部凹陷和Ａｎｎｏｎａ凹陷，压实系数达到０．０００　
９，这与盆地西强东弱、
北强南弱地层剥蚀强度特征［１８］
完全一致，表明在盆地西部和北部剥蚀量较大区域地层压实作用并不充分，孔隙度随深度降低相对缓慢，压实系数偏小；而北部坳陷南部深凹区地层剥蚀量偏小，压实作用持续时间相对较长，孔隙度降低相对明显，
压实系数明显偏大。

若以盆地现已发现的含油储层孔隙度１０％为物性下限，根据表２中压实曲线公式可获得各构造
单元有效储层的深度极限。

可以看出，盆地有效储层极限深度总体为１　４００～２　０００ｍ，主要为１　７００ｍ左右。

对各构造单元有效储层埋深下限的进一步分
析发现，从北向南，从西向东呈明显增加趋势，明显
６
５６ 吉林大学学报（
地球科学版） 第４３卷　
表２　Ｂｏｎｇｏｒ盆地砂岩压实特征及极限深度估算
Ｔａｂｌｅ　２　Ｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ　ｅｑｕａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｂｕｒｉｅｄ　ｄｅｐｔｈ　ｌｉｍｉｔ　ｅｓｔｉｍａｔｉｏｎ
构造单元压实曲线关系式压实系数Ｒ２代表井１０％孔隙度下限对应深度／ｍ
Ｄｅｌｏ东部凹陷北侧Ф＝３３．４１ｅ－０．０００　９　ｈ　０．０００　９　０．７８Ｖｉｔｅｘ－１；Ｓａｖｏｎｎｉｅｒ－１　１　４６４．６６Ｍｉｍｏｓａ凹陷西Ф＝２９．８７ｅ－０．０００　５　ｈ　０．０００　５　０．７１Ｐｒｏｓｏｐｉｓ－１；Ｃａｓｓｉａ　Ｎ－１　１　５５５．４５Ｂａｏｂａｂ－Ｄａｎｉｅｌａ凸起Ф＝３４．８９ｅ－０．０００　６　ｈ　０．０００　６　０．７７Ｄａｎｉｅｌａ－１；Ｄａｎｉｅｌａ－２　１　７８２．８１Ｂａｏｂａｂ北凹陷Ф＝３３．１８ｅ－０．０００　４　ｈ　０．０００　４　０．６８Ｂａｏｂａｂ　Ｎ－３；Ｂａｏｂｏｂ　ＮＥ－１；Ｔｅｃｔｏｎａ－１　１　７１３．４５Ｍａｎｇｏ洼陷Ф＝３７．１１ｅ－０．０００　６　ｈ　０．０００　６　０．７０Ｐｅｒａ－１；Ｍａｎｇｏ－１；Ｓｅｍｅｇｉｎ－１；Ｂｅｒｓａｙ－１　２　００４．００Ａｎｎｏｎａ凹陷Ф＝３６．３６ｅ－０．０００　９　ｈ　０．０００　９　０．８７Ａｎｎｏｎａ－１；Ｔａｍａｒｉｎｄ－１　１　７４４．１６
大于现今主要油层深度（集中为１　２００～１　５００ｍ），这意味着Ｂｏｎｇｏｒ盆地各凹陷深层仍发育有良好的物性条件储层，可为油气储集提供空间。

４　结论
１）Ｂｏｎｇｏｒ盆地主力储层被局限在早白垩世拉张断陷所形成的一系列凹陷内，属近岸水下扇沉积，具有近源、深水、快速沉积特征。

源区母岩性质决定了储层基本以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主；近源、快速的沉积方式造成矿物颗粒分选－磨圆较差，结构成熟度和成分成熟度较低。

２）Ｂｏｎｇｏｒ盆地储层成岩呈现四大特殊性：一是储层进入早成岩阶段时间早，但持续时间短，中成岩持续时间长，且埋深跨度大；二是压实作用不连续，压实程度整体偏弱；三是胶结作用发生较早，后期明显减弱；四是溶蚀作用相对发育，长石成溶蚀主体。

最终造成了储层原生孔隙得以保存，局部次生溶孔发育，储层物性条件良好，以中孔、中高渗为主。

３）Ｂｏｎｇｏｒ盆地独特的构造演化方式，不仅决定了盆地地质结构及沉积充填方式，而且决定了储层砂体类型和空间分布。

构造演化过程中的多期埋藏－抬升，较大程度上控制着储层成岩作用强度，决定了优质储层的发育区带和发育深度。

因此，盆地构造演化成为控制储层沉积成岩过程的首要因素。

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７
５
６
　第３期 赵　健，等：乍得Ｂｏｎｇｏｒ盆地储层沉积成岩特征及其主控因素
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２４．下期要目
《矿床模型综合地质信息预测技术》方法理论框架叶天竺……………………………………………………矿产预测类型及其在矿产资源潜力评价中的运用王登红，陈毓川，徐志刚，等………………………………全国重要矿产资源潜力评价一些基本预测理论方法的进展肖克炎，娄德波，孙莉，等………………………西藏甲玛铜多金属矿床深部斑岩矿体找矿突破及其意义唐菊兴，郑文宝，陈毓川………………………地质单元法的区域成矿预测研究陈建平，严琼，李伟，等………………………………………………………模型区定量估算参数的确定丁建华，肖克炎，叶天竺，等………………………………………………………中国钨矿床品位－吨位模型杨武胜
………………………………………………………………………………８
５６ 吉林大学学报（
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