鄂爾多斯盆地湖盆中部地區(qū)三疊系深水沉積巖巖相類型及特征

20世紀(jì)60年代和70年代，以鮑馬序列和綜合扇模型為代表的過濾工程為基礎(chǔ)的經(jīng)典濁流理論的建立，促進(jìn)了世界深水沉積物的研究和勘探，在墨西哥灣、巴西和尼拉克半島取得了顯著成效。據(jù)統(tǒng)計(jì)2000~2007年全球在陸源斜坡深水沉積體系共發(fā)現(xiàn)33個大型油氣田,占全球同期發(fā)現(xiàn)的大型油氣田的42%。近年來,一些學(xué)者從沉積模擬、坡折帶及湖盆底形、深水沉積機(jī)制等方面對深水砂巖成因開展了研究,認(rèn)為深水區(qū)有砂質(zhì)碎屑流、滑塌、濁流等多種成因砂巖[6~9]。我國廣泛發(fā)育大型內(nèi)陸湖盆,鄂爾多斯、松遼等盆地深湖—半深湖相沉積廣泛發(fā)育[10~14],形成了種類多樣的深水巖類,有利的生儲配置使其成為油氣富集的有利場所。鄂爾多斯盆地湖盆沉積中心深水重力流砂巖已落實(shí)數(shù)億噸級石油地質(zhì)儲量,而且深水區(qū)的砂泥巖、泥頁巖不僅僅是作為生油巖層,同時也是非常規(guī)油氣藏勘探的重要領(lǐng)域。本文針對鄂爾多斯盆地延長組深水巖相開展了層序演化、巖相特征及識別標(biāo)志和巖相組合等方面的研究,以期為我國深水油氣藏的勘探研究提供參考。1深水沉積物的形成1.1盆地延長組聚類從晚三疊世開始,鄂爾多斯盆地演化進(jìn)入了大型內(nèi)陸坳陷盆地的形成和發(fā)展時期。北部陰山山系、西部阿拉善—隴西古陸、南部的北秦嶺向盆地持續(xù)供屑,在鄂爾多斯盆地形成了厚度約1000m的延長組碎屑巖系,自下而上劃分長10~長1共10個油層組[15~17],為一個完整的湖盆沉積演化旋回。通過區(qū)域不整合面、沉積環(huán)境轉(zhuǎn)換面、河道沖刷面、地層結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)換面以及巖性顏色變化面和湖泛面6種成因界面的識別和沉積旋回分析,可以將延長組劃分為1個頂?shù)诪闃?gòu)造不整合面限制的超長期旋回,5個長期旋回和16個中期旋回(圖1)。其中長7油層組位于延長組第3個長期旋回,深水沉積發(fā)育。1.2中期地質(zhì)成因晚三疊世,北秦嶺發(fā)生一系列的逆沖推覆作用,隆起造山作用顯著,造成長7油層組沉積的初期,湖盆整體快速沉降,水體深度達(dá)到了最大,油層組下部主要發(fā)育一套半深湖、深湖暗色泥巖和油頁巖,為延長組最大湖泛面;長7中期開始,構(gòu)造活動減弱,侵蝕基準(zhǔn)面降低,供屑能力增大,周邊三角洲不斷進(jìn)積,充填作用加強(qiáng),湖盆開始逐漸萎縮,并在三角洲前端向湖方向形成斜坡。在持續(xù)的進(jìn)積作用下,斜坡坡度逐漸增大,形成沉積坡折帶。在重力和構(gòu)造活動力的誘導(dǎo)下,沉積物易于順坡發(fā)生整體搬運(yùn),形成重力流。在坡腳和湖底平原地帶由于水深急劇增大,湖水的頂托作用增強(qiáng),造成重力流能量驟減,由此導(dǎo)致沉積物快速卸載,長7中晚期在湖盆沉積中心的深水區(qū)廣泛發(fā)育厚層的重力流砂體(圖2),即在第3個長周期旋回的下降半旋回發(fā)育重力流成因的厚層塊狀砂巖。厚層砂巖與其向源方向的三角洲砂體分布不連續(xù),中間存在一個間隔帶,該間隔帶為斜坡帶,以細(xì)粒的粉砂質(zhì)和泥質(zhì)沉積為主。1.3積期早期長6盆地呈現(xiàn)鄂爾多斯盆地延長組長7油層組主要為湖泊、三角洲和重力流沉積相,在盆地西緣局部發(fā)育沖積扇。深水沉積是指分布在盆地中部的半深湖-深湖、重力流及部分三角洲前緣沉積。長7沉積期早期(長73),盆地急劇沉降,深水區(qū)西抵崇信—環(huán)縣西一帶,東部接近子長東一帶,湖盆整體上處于饑餓狀態(tài),盆地周邊三角洲砂體呈指狀、朵狀,延伸距離有限,河道寬度窄,湖盆中部只零星發(fā)育薄而小的透鏡狀砂體(一般小于10m,寬度小于10km)(圖3-a)。長72開始盆地逐漸萎縮,深水區(qū)范圍減少,西界位于環(huán)縣—慶陽—寧縣南一帶,東界退至吳起—志丹—富縣一帶。三角洲向盆地腹部推進(jìn),形成進(jìn)積序列,由于物質(zhì)供給顯著增強(qiáng),深水區(qū)廣泛發(fā)育重力流沉積砂體(圖3-b)。2大數(shù)據(jù)的比較大有可為深水區(qū)不同的位置和層段,沉積物的巖性及其組合特征存在較大的差異。筆者通過對長7段的露頭、巖心、錄井和測井等資料的綜合分析,將延長組長7深水巖相劃分為四種巖相,即油頁巖巖相、暗色泥巖巖相、砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相和砂巖巖相。2.1巖相油頁2.1.1鉆井巖心特征油頁巖巖相主要分布在長7下部長73小層,俗稱“張家灘頁巖”。在露頭上表現(xiàn)為灰黑色片狀,頁理發(fā)育(圖4-a,b),鉆井巖心為黑色、褐黑色塊狀,隱顯水平層理,或呈薄層,水平層理發(fā)育(圖5-a)。由于該沉積期氣候溫暖、潮濕,生物繁多,常見魚化石、魚鱗片(圖5-b,d)、魚牙和藻類化石。頁巖厚度大、品質(zhì)好,成熟度適中,為鄂爾多斯盆地中生界優(yōu)質(zhì)烴源巖。2.1.2低密度盆地主要特征為油頁巖在測井曲線上表現(xiàn)為高電阻(100~155Ω·m)、高自然伽馬(>200API)、高聲波時差(260~285μs/m)、低密度(2.0~2.3g/cm3)、泥質(zhì)含量大于70%、自然電位負(fù)異常等特征(表1),尤其在盆地的西部、南部這種特征表現(xiàn)特別明顯。由于油頁巖頁理發(fā)育,并經(jīng)過強(qiáng)排烴作用等因素,造成聲波時差和密度測井曲線頻繁跳躍。在地震剖面上呈現(xiàn)出雙相位、強(qiáng)振幅連續(xù)反射的特征,局部地區(qū)為單相位或是三相位強(qiáng)振幅連續(xù)反射。2.1.3油頁巖的分布地質(zhì)錄井、測井識別、地震屬性、地球化學(xué)判識分析相結(jié)合,刻畫了長7油頁巖巖相平面分布特征。長7油頁巖的發(fā)育厚度與沉積相的展布密切相關(guān)(圖6-a),位于深湖相沉積環(huán)境的姬塬—華池、固城等地發(fā)育的油頁巖厚度最大,一般都大于20m,局部可達(dá)40m,油頁巖的分布面積約3.5×104km2。油頁巖的厚度由湖盆中心向周邊逐漸減小,呈環(huán)帶狀分布。2.2黑色粘土巖相2.2.1魚牙連絲鹽巖深湖、半深湖環(huán)境中泥巖比較發(fā)育并且連續(xù)厚度較大,主要為灰黑色、黑色,厚層均質(zhì)塊狀,局部層段發(fā)育水平層理(圖5-e),本文稱之為暗色泥巖。碎屑顆粒直徑一般小于4μm,魚牙、魚鱗片、藻類化石常見,有時可發(fā)育少量介形蟲和葉肢介,厚度大、富含有機(jī)質(zhì)。有機(jī)質(zhì)類型腐殖腐泥型為主,其次為腐泥型、腐泥腐殖型干酪根,有機(jī)碳含量平均約3.0%,S1+S2平均9.5mg/g,氯仿瀝青A平均0.62%,總烴含量3985.3ppm,有機(jī)質(zhì)成熟度一般0.7~1.0%,各項(xiàng)指標(biāo)顯示長7暗色泥巖巖相為一套好的烴源巖。2.2.2馬5.2.3、高密度、高聲波時差71.3.4.3.3.3.5g/cm3、高聲波時差b特點(diǎn)暗色泥巖巖相在測井上表現(xiàn)為中低電阻(52~110Ω·m)、中高自然伽馬(150~210API)、高密度(2.4~2.65g/cm3)、高聲波時差(235~270μs/m)的特征,泥質(zhì)含量大于70%(表1)。主要呈塊狀,頁理不發(fā)育,聲波時差和密度跳躍的現(xiàn)象不突出。2.2.3盆地表面沉積相綜合各種方法可以得到泥巖巖相的平面展布圖(圖6b),總體上泥巖巖相分布范圍廣,面積約5.5×104km2,而且沉積厚度與沉積相也顯示出較好的匹配關(guān)系,由盆地腹部向邊緣厚度呈逐漸減薄的趨勢。在湖盆中部地區(qū)形成四個厚度中心,從西北向東南分別為姬塬、華池、固城、太白,這幾個地區(qū)累計(jì)泥巖厚度大于50m,面積超過1×104km2。2.3砂巖粘土與粘土砂巖巖的結(jié)合2.3.1砂泥巖相特征在野外地質(zhì)剖面及鉆井巖心剖面上,深水泥巖中常常發(fā)育灰綠色的細(xì)砂巖、粉砂巖與深灰色泥巖薄互層、韻律層及粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖(圖5-f,g)。這些沉積物既不是烴源巖,也不是正常情況下碎屑巖油氣儲層,而且測井和地震識別難度大,本文將這類巖相稱之為砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相。該巖相沉積物顆粒較細(xì),粒徑一般4~10μm,砂質(zhì)沉積中常常可見豐富的變形層理、沙紋層理、平行層理和水平層理。沉積類型多樣,一些砂泥巖薄互層或韻律層中的砂質(zhì)巖不發(fā)育層理或顯示正粒序,而且砂泥巖的界面常常發(fā)育各種底模構(gòu)造(圖5-h),這類沉積為濁積巖;還有些砂質(zhì)沉積物中平行層理、沙紋層理等層理類型發(fā)育,具有牽引流作用的特征,為湖底底流改造的沉積。2.3.2泥質(zhì)特性特征在測井曲線上表現(xiàn)為低電阻(一般50~80Ω·m)、中自然伽馬(一般90~150API)、低聲波時差(一般200~240μs/m)、高密度(一般2.5~2.7g/cm3)、電位曲線靠近泥巖基線,泥質(zhì)含量一般20~70%等特征(表1)。由于砂、泥巖互層頻繁變化,造成聲波時差和密度曲線跳躍現(xiàn)象也比較顯著,伽馬曲線呈鋸齒狀。2.3.3環(huán)縣—砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相平面分布特征從長7砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖厚度等值線圖可以看出(圖6-c),深水砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相主要發(fā)育在斜坡地帶,一般厚度大于20m。該巖相在西南斜坡帶的環(huán)縣—慶陽—寧縣一帶厚度分布較為穩(wěn)定,一般20~40m,北西—南東向展布,巖相帶一般10~40km,表現(xiàn)出西部陡窄,西南寬緩的特征。在東北深水斜坡帶定邊—吳起—甘泉一帶,厚度一般超過20m,該帶相對較寬緩,寬約40~50km,而且厚帶與薄帶相間分布。湖盆中部油頁巖巖相、泥巖巖相和砂巖巖相均較發(fā)育,而砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖較薄,一般厚度小于20m,局部地區(qū)小于10m。2.4砂巖巖相2.4.1厚層砂體及砂體湖盆中部地區(qū)除了泥巖巖相和油頁巖巖相發(fā)育外,砂巖巖相亦廣泛分布,主要為灰綠色細(xì)砂巖和粉砂巖。砂巖巖相存在多種成因類型的組合:一是滑塌巖,該類砂巖中變形、包卷層理(圖5-i)、砂巖巖脈以及砂包泥、泥包砂等現(xiàn)象發(fā)育,存在滑動面;二是砂質(zhì)碎屑巖,細(xì)砂巖為主,并常常或多或少攜帶角礫狀泥巖撕裂屑(圖5-j),變形層理發(fā)育;三是濁積巖,缺少泥巖段的多個正粒序濁積巖的疊加也可以形成厚度較大的砂巖,粒度細(xì),主要為粉細(xì)砂巖(圖5-k),四是水下分流河道砂體,粒度相對較粗,以細(xì)砂巖為主,夾少量中砂巖和粉砂巖,交錯層理發(fā)育(圖5-l)。在華池以北的地區(qū),厚層砂體常常由滑塌巖、砂質(zhì)碎屑巖和三角洲砂體組成,砂巖成分具高長石(平均38.7%)、低石英(平均31.9%)、低填隙物(平均14.2%)的特點(diǎn);在華池、慶陽、合水、正寧一帶厚層的深水砂巖主要為砂質(zhì)碎屑巖、濁積巖、滑塌巖構(gòu)成,砂巖成分具有高石英(平均44.1%)、低長石(平均23.3%)、高填隙物(平均17.0%)的特征。總體上,長7深水砂巖儲層致密,孔隙度一般小于10%,滲透率一般小于0.3×10-3μm2。2.4.2自然電位特征在測井曲線上表現(xiàn)為低電阻(55~120Ω·m)、低自然伽馬(60~115API)、低聲波時差(215~240μs/m)、較高密度(2.4~2.6g/cm3)、泥質(zhì)含量小于20%(表1)、自然電位低幅度負(fù)異常等特征。根據(jù)砂巖組合的不同伽馬曲線呈現(xiàn)不同的形態(tài),均質(zhì)的厚層砂體常常表現(xiàn)為箱型,多個砂巖的疊加時伽馬曲線往往呈齒狀箱形、鐘形等形態(tài)。聲波時差和密度曲線變化的幅度不大。2.4.3砂帶及厚度特征長7期,多個物源在湖盆沉積中心深水區(qū)匯聚,重力流沉積砂體大面積復(fù)合連片,呈北西—南東向沿環(huán)縣—合水一線大致平行于相帶界線(湖盆軸向)分布,砂帶延展約150km,表現(xiàn)為西北窄(約30km)、西南寬的特征(約85km),面積超過1×104km2。砂巖厚度大,單砂層厚度一般5~40m,累計(jì)厚度一般15~40m,局部地區(qū)砂巖累計(jì)厚度超過20m。總體上,重力流成因砂體與三角洲砂體之間往往存在一個泥質(zhì)巖分隔帶(圖6-d)。3深度巖石相組合3.1巖巖相組合的巖相古地理深水斜坡帶基本不發(fā)育油頁巖巖相。西部深水斜坡位于環(huán)縣—慶陽—寧縣一帶,帶寬一般10~30km,主要為砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相和暗色泥巖巖相組合,厚度分別為20~40m和10~30m,而且從長72至長6期,隨著三角洲進(jìn)積,沉積造成的斜坡向東遷移;東部深水斜坡位于定邊—吳起—甘泉一帶,帶寬一般30~40km,主要為砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相、暗色泥巖巖相與砂巖巖相組合,厚度分別為20~40m,10~50m和5~20m,且隨著湖盆的萎縮,斜坡帶向西遷移(圖7)。斜坡帶油頁巖一般小于10m(表2)。3.2下地殼下油頁巖巖相在湖底平原地區(qū)長7主要發(fā)育油頁巖巖相、暗色泥巖巖相和砂巖巖相,其厚度一般分別為10~40m,30~60m和15~40m。其中下部主要發(fā)育油頁巖巖相,中上部主要為砂巖巖相和暗色泥巖巖相,局部夾少量薄層油頁巖巖相和砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相。即隨著湖盆逐漸充填,湖盆水體變淺,巖相組合的變化趨勢為油頁巖巖相→暗色泥巖巖相、砂巖巖相夾砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相和薄層油頁巖巖相→砂巖巖相、暗色泥巖巖相夾砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)砂巖巖相轉(zhuǎn)變(圖7)。4深水巖相的石油地質(zhì)意義(1)盆地內(nèi)生烴量長7油頁巖和暗色泥巖富有機(jī)質(zhì),有機(jī)質(zhì)類型好,以腐泥型和腐殖腐泥型干酪根為主(圖8),有機(jī)碳含量平均約5.4%,其中油頁巖有機(jī)碳含量平均13.1%(圖9),S1+S2平均41.4mg/g,氯仿瀝青“A”平均0.79%,總烴含量3837.0ppm,有機(jī)質(zhì)成熟度一般0.7~1.0%,熱模擬表明油頁巖熱模擬液態(tài)烴生烴率超過400kg/t·TOC,平均生烴強(qiáng)度270×104t/km2,長7油頁巖和暗色泥巖生烴量約1989×108t,占盆地中生界烴源巖總生烴量的80%以上,為鄂爾多斯盆地延長組大型低滲透巖性油藏和非常規(guī)油藏的形成奠定了油源基礎(chǔ)。(2)角洲砂體砂體長7中晚期,隨著三角洲進(jìn)積作用加強(qiáng),多個物源在湖盆沉積中心深水區(qū)匯聚,受構(gòu)造活動影響,誘發(fā)大規(guī)模的重力流事件沉積,砂質(zhì)碎屑巖、濁積巖、滑塌巖等砂體大面積復(fù)合連片,沿環(huán)縣—合水一線大致平行于湖盆軸向分布,砂帶分布寬,延伸遠(yuǎn),厚度大。在東北物源區(qū)發(fā)育三角洲砂體。以粉細(xì)砂巖為主,塑性顆粒含量較高,壓實(shí)作用強(qiáng)烈,損失的孔隙度平均約15%,膠結(jié)損孔隙度約5.1%。現(xiàn)今儲層孔隙度一般小于10%,滲透率一般小于0.3×10-3μm2,為典型的致密儲層。(3)長7深水砂巖儲層致密油延長組長7深水砂巖巖相是鄂爾多斯盆地大規(guī)模致密油的重要儲層。深水砂巖巖相分布范圍廣,平面上位于生烴中心,縱向上夾于湖盆中部生油巖層之間,或與之緊鄰,因此形成了良好的源儲配置關(guān)系(圖7)。在埋藏過程中長7烴源巖演化經(jīng)歷了強(qiáng)烈的欠壓實(shí)和生烴增壓作用,形成顯著的過剩壓力,因此盡管長7深水砂巖儲層致密,滲透率一般小于0.3×10-3μm2,但高的過剩壓力為石油向致密儲層強(qiáng)充注提供了強(qiáng)大的動力,有利于大規(guī)模致密油的形成。由于深水細(xì)粒沉積物中,砂、泥巖互層發(fā)育,巖相變化較頻繁,有利于油藏后期保存。(4)砂泥巖相、泥巖巖相和油頁巖相目前,在鄂爾多斯盆地長7致密砂巖儲層勘探中,約400口井已獲得工業(yè)油流,落實(shí)致密油