南堡凹陷下第三系厚层泥岩储层特征及成因

南堡凹陷下第三系厚层泥岩储层特征及成因

辽东油田南部的坍塌属于中生代（早第三纪前）渤海湾板断层盆地群的组成部分。总体呈东西略长的多边形,柏各庄断裂和西南庄断裂为东部和北部的控制性盆缘断裂,西部和南部边界西段为断阶带(图1),其剖面形态呈北断南超的箕状。南堡凹陷早第三纪最大沉降量达6600m,从新生代开始,以断裂作用为主要构造特征的断陷盆地内沉积了沙河街组(Es3(5)、Es3(4)、Es3(3)、Es3(2)、Es3(1)、Es2、Es1)和东营组(Ed3、Ed2、Ed1)。早第三纪晚期,渤海湾断陷盆地群整体抬升,遭受剥蚀,至晚第三纪整体坳陷,盆地内沉积了馆陶组、明化镇组和第四系地层。1盆缘断陷区岩心陆相断陷湖盆的幕式沉降的特点已被广大的地质学者所认识,南堡凹陷明显地表现出沉降和沉积中心的迁移。在沙河街组沉积时期,盆地的中心位于高(尚堡)-柳(赞)地区,东营组沉积时期,随着高柳断层的发育而成为盆缘断裂,柏格庄断裂处于弱活动状态,盆地的中心迅速迁移至高柳断层以南。多幕断陷演化的结果导致了盆地具有多次通过岩心观察,厚层泥岩呈深灰-灰黑色、质纯、水平层理发育、含少量介形虫和动物介壳化石,为中-深湖沉积。厚层泥岩分布广,可达控制性盆缘大断裂边界;厚度大,如高尚堡地区Ed2泥岩厚200～300m,在北堡地区泥岩厚300m左右;含砂率低(10%～30%),并且砂岩主要为透镜状近岸水下扇和深水浊积砂体,侧向连通性差。2厚粘土封盖效果评价2.1薄层岩的热演化在南堡凹陷纵向上区域分布的火山岩共有5套,分布于下第三系沙河街组三段和一段、东营组三段和一段以及上第三系馆陶组。原生岩浆受控于上地幔的部分熔融作用,多期火山活动反映了南堡凹陷的形成与软流圈的脉动上涌有关,反映了地幔热点的多期上升。因此,南堡凹陷的热演化,一方面受埋藏深度的影响;另一方面与基性火山岩的喷溢和次火山岩的侵入等热活动事件有关,导致局部区域和层段古地温出现高值,这种特征在镜质体反射率剖面上表现明显。现有资料统计,柳赞地区L21-5井(2800m以下)、L13-1井(2800m以下),高尚堡地区Gc1井以及北堡地区北5井存在高幅度热异常。北5井在4200m深度以下(沙一段下段)出现的高反射率值,反映了深部古地温梯度陡增,在4700m以下趋于正常(图2);Gc1井的Ro-深度剖面表现为3级台阶状,反映了多级热演化特征(图3)。经分析,排除了剥蚀等构造作用,高古地温梯度的出现与厚层泥岩的分布存在密切的对应关系,厚层泥岩位于高古地温梯度带的上部,图3中所示Gc1井上部的3个高古地温梯度带与Es3(5)中部、Es3(4)、Es3(2)对应;北5井高古地温梯度带与Es1上部对应;柳赞地区高古地温梯度带与Es3(2)对应。另外,东一段、上第三系的馆陶组以及高柳地区东三段的火山活动未能诱发浅部地层高幅度热异常,说明了厚层泥岩的热屏蔽作用是古地温异常必不可少的条件。厚层泥岩使其上下两套地层热流动受阻,形成上浅下深的热演化异常,并且异常幅度与厚层泥岩的厚度、含砂率、分布有关。Es3(5)中部泥岩厚度在5套厚层泥岩中最薄,形成于盆地初始裂陷期,分布范围有限,在Gc1井显示异常幅度较小;Es1上部泥岩最厚,B5井又处在热活动强烈地区,异常幅度最大。同时,厚层泥岩的热封闭作用将对埋藏较浅的源岩有机质热演化具有强化作用,如L25-1井3100m深度样品镜质体反射率可达1.5%;而对异常带内源岩有机质热演化具有抑制作用,反映为较小的古地温梯度,如Gc1井在异常带内Ro变化幅度较小。2.2成岩作用分析水化学剖面显示,高尚堡、柳赞地区分别在2800～3400m、3050～3400m深度段氯离子含量和总矿化度出现高值,柳赞地区异常幅度较小。北堡和老爷庙地区分别在3000～3600m、2800～3500m深度段氯离子含量和总矿化度出现高值,发育高矿化度带(图4),说明了水岩作用强烈,存在流体封存箱。在成岩作用方面,南堡凹陷内溶蚀作用具有明显的分带性。镜下统计分析表明,碳酸盐岩主要是方解石的溶蚀作用。高-柳地区碳酸盐深蚀作用主要发生在2600～3500m,残留碳酸盐含量一般小于3%,形成孔隙以大孔粗喉为特征;在3500～4200m深度,溶蚀残留碳酸盐含量可达5%～10%,甚至超过15%,形成中孔细喉和小孔细喉为主的孔隙类型;长石的溶蚀作用主要发生在2600～3300m,孔隙以蜂窝状、筛状产出。在北堡地区,碳酸盐深蚀作用发生于3100～3600m,老爷庙地区则发育于3000～3600m,是北堡、老爷庙地区Ed2以及Ed3上部储层粒间扩大孔和残粒孔的主要成因类型,老爷庙地区3000～3600m深度段见明显的长石溶蚀,对次生孔隙的贡献约占10%～25%。不难看出,在4个地区高矿化度带与深蚀作用带的深度范围一致,主要反映了流体活动。显然,如果缺少厚层泥岩的封盖作用,这种异常带不会表现为异常带上下分界突变的特征。高-柳地区的异常带顶界与Es3(2)、Es3(4)以及北堡、老爷庙地区异常带顶界与Ed2是一一对应的。2.3高压异常与超压联系根据探井静压测量数据,高(尚堡)-柳(赞)地区在深度4000m以上异常高压发育。高尚堡地区2700m深度下部开始出现异常高压,其中2900～3450m压力系数可达1.54,大于3450m则显示高压异常值相对稳定和缓慢变化(图5A)。因此,高尚堡地区以2700m为界可划分上部的水静压力系统和下部的地静压力系统。柳赞地区在2900m深度开始出现异常高压,2900～3400m压力系数可达1.19。在老堡地区,现有的两条地震反射剖面上可见,泥岩底劈形成的气烟窗和高角度断层(图5B),说明了超压箱存在和高压流体突破,超压体本身就是有效的封盖层,并且超压增强了封盖作用。参考国际典型超压盆地,异常高压体系形成于快速沉降和快速充填背景,巨大的沉积物总厚度和厚层泥质岩的存在是必不可少的条件,具有厚层泥岩的含砂率低(一般<10%)、一般常见深度>3000m、高地温梯度等特征。南堡凹陷也不例外,柳赞地区压力异常幅度较高尚堡地区小,这与高尚堡次凹带沉降幅度较大和欠压实发育有关,而柳赞次凹带面积小、沉积物供给速率大、厚层泥岩含砂率高。北堡和老爷庙地区分别在3000～3600m、2800～3500m深度段发育的高矿化度带,但其对应的却是水静压力系统,这与缺少热流体活动有关(图2)。综上所述,南堡凹陷的热异常、矿化度异常以及超压与厚层泥岩密不可分,高的古地温梯度与高矿化度、深蚀作用、高压异常本身也存在一定联系,高温促进了水岩反应强烈以及有机物的降解,并在深度等适宜条件下形成高压异常,它们之间的联系直接反映为异常深度范围较一致。文中异常带的深度范围存在一定差别,这与采用的不同钻井资料的相关层位埋藏深度有关,也增大了异常带分布深度范围。几种异常带分布在厚层泥岩内及其下伏地层中,总体上都反映了厚层泥岩的有效封盖作用。3有利油气藏类型分析(1)厚层泥岩既是生油源岩,又是区域性的盖层。北堡、老爷庙、老堡地区的深部(>4000m,Es1以下)有机质演化程度高,存在高压气藏的可能性大。Es1上段厚层泥岩有效封盖作用的评价,提供了这些地区沙河街组一段以下地层的油气勘探的有力依据,因此北堡、老爷庙、老堡地区的深部是下一步勘探的重点。(2)厚层泥岩中所夹的砂体形成了自生自储的岩性油气藏,是南堡凹陷重要的隐蔽油气藏类型,在高尚堡地区已获得良好的开发效果。在有待勘探开发的老堡地区,根据Lao2-1井资料显示本区浊积砂体发育,是本区有利油气藏类型之一。(3)厚层泥岩对浅部源岩具有热演化强化作用,在北堡、老爷庙、老堡地区具有较大的油气演化意义,这些地区Ed3埋藏浅,上部未达到门限深度,Ed2厚层泥岩的强化作用能促进源岩的热成熟和生烃作用发生。(4)碳酸盐溶蚀形成粒间扩大孔和部分残粒孔;长石溶蚀是铸模孔、粒间孔及残粒孔的主要成因机制;绿泥石溶蚀则是扩大粒间孔和改善孔隙喉道的重要机制。由厚层泥岩所导致的深蚀作用,改善了其内部及下部储层的物性,有利于油气的富集。(5)北堡和老爷庙地区缺乏深部压力数据,但这两个地区裂陷期和裂陷后期沉积连续