苏北盆地洋心次凹泰二段细粒沉积新认识

何 勇，何 叶

(中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 310023)

苏北盆地洋心次凹泰二段细粒沉积新认识

何 勇，何 叶

(中国石油浙江油田分公司，浙江杭州 310023)

以传统石油地质学、沉积岩石学及致密油气形成新理论、新方法为指导，在上百米岩心、薄片、X衍射及测录井资料分析基础上，开展了苏北盆地白驹凹陷洋心次凹泰二段致密油气沉积学特征研究。研究表明，泰二段细粒沉积岩既发育优质烃源岩，又发育白云岩类储集层；泥质白云岩孔隙度一般为4%～8%，为相对优质储集层；厚度一般大于12 m，平面呈环状分布，源储匹配好，微观含油性较高。这些结论打破了以往关于泰二段主要发育烃源岩而储集层不发育的认识，增强了在细粒沉积区寻找致密油气的信心，为该区致密油气勘探突破提供了地质认识支撑。

细粒沉积；致密油气；泰二段；洋心次凹；苏北盆地

随着全球页岩气、致密油等非常规油气勘探开发的深入，数量巨大的细粒沉积已成为继勘探开发程度较高的河流、三角洲等粗粒沉积之后另一重要前沿领域[1-7]。细粒沉积岩是指粒径小于0.0625 mm的颗粒含量大于50%的沉积岩，其主要发育于湖盆前三角洲～半深湖-深湖相带，由于以往的油气勘探多针对粗粒沉积，因此常把这一区域沉积的细粒岩作烃源岩[8-9]。苏北盆地洋心次凹泰州组二段(泰二段)是该区主力生烃层系，泰州组一段(泰一段)及阜宁组均发现以此为油源的工业油气藏，同时钻井取心及录井资料表明泰二段油气显示活跃。前人针对泰二段的大量研究工作多集中于沉积层序、沉积相、烃源岩评价及资源量分析等方面，尚缺乏应用致密油气及细粒沉积地质学理论方法开展凹陷中部细粒相区地质研究的系统认识，故本文在5口井百余米岩心观察、薄片、X衍射分析及测录井资料分析的基础上，系统开展了细粒沉积岩性、储集性能及含油性分析，以期为该区致密油气勘探的突破提供认识支撑。

1 地质概况

洋心次凹是苏北盆地东北部白驹凹陷的一个次级凹陷，位于建湖隆起东南，高邮凹陷、柘垛低凸起以东，吴堡凸起、小海凸起、溱潼凹陷以北，裕华凸起以西，整体为一南断北超的箕状断陷[10]。洋心次凹北部为施家舍断阶带，南部为草埝断阶带，面积约408 km2(图1)。洋心次凹是在白垩系末期的仪征运动的基础上，开始古近系、新近系和第四系沉积，其间经历晚白垩世区域坳陷、古近纪的拉张断陷、新近系以来的整体坳陷沉降等成盆期，古近系自下而上沉积了泰州组、阜宁组、戴南组及三垛组，泰一段主要为一套三角洲相粗粒沉积，岩性主要为粗砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及不等粒砂岩；泰二段是在湖扩期沉积的一套半深湖-深湖相细粒岩，岩性主要为泥页岩、泥质白云岩、泥灰岩和粉砂质泥岩，是该区主力烃源岩层系[11-12]。

图1 洋心次凹构造简图Fig.1 The map of structural of Yangxin subsag

2 细粒沉积岩特征

2.1 既发育优质烃源岩，又发育白云岩类储集层

泰二段烃源岩品质较好，属于中等～好烃源岩。有机质类型主要为Ⅰ型～Ⅱ1型，显微组成以腐泥组为主；有机碳含量TOC一般为0.5%～2.0%，平均为1.5%，好烃源岩(TOC>1%)比例高达60%以上，生烃潜量(S1+S2)一般为1～10 mg/g，纵向上主要分布于泰二段底部的“六间峰”段(图2)。泰二段埋深一般<3500 m，镜质体反射率Ro一般为0.45%～1.0%，虽然相对较浅，但主体已处于低成熟-成熟演化阶段，而勘探实践表明，泰一段常规砂岩油气主要来源于泰二段烃源岩，因此泰二段烃源岩是已成熟且生烃的。烃源岩厚度一般为30～100 m，凹陷中部最大厚度可达150 m，好烃源岩厚度一般为20～40 m。

岩心、薄片观察表明，泰二段白云岩类储集层也较发育，以泥质白云岩为主，其次为白云岩、泥质灰岩。白云岩类储集层主要呈块状、薄层状集中分布，其次呈纹层状与泥质或砂屑组成纹层状页岩；块状白云岩结晶程度中等，以泥粉晶为主，其次为细晶(图3a、3b)。X衍射分析表明，湖相细粒沉积由石英、长石、方解石、白云石、黏土等主要矿物及黄铁矿、方沸石等多达8种矿物成分组成，其中，石英+长石等长英质平均含量为21.5%，方解石+白云石等碳酸盐矿物平均含量为57.6%，方沸石平均含量为5.4%，黏土矿物平均含量为15.5%。泥页岩的黏土矿物最高含量仅为22.0%，打破了以往关于泥页岩主要由黏土矿物组成且其含量一般大于50%的认识(图4)。

图2 洋心次凹泰二段烃源岩有机碳含量、(S1+S2)含量柱状图Fig.2 Organic carbon content and (S1+S2) content in source rocks of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

图3 洋心次凹泰二段岩性、储集层特征图Fig.3 The map of lithologic and reservoir characteristics of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsaga.ft7井岩心，页岩夹块状泥质白云岩；b.ft14，3058.0 m，泥晶白云岩，10×102(正交偏光)；c.ft15，3864.6 m，泥质灰岩，溶蚀孔洞；d.ft3，1463.0 m，强荧光，示意晶间孔，10×10(荧光)；e.ft14，扫描电镜，粒间孔、溶蚀孔；f.s3，黏土矿物晶间孔

图4 洋心次凹泰二段X衍射矿物分布柱状图Fig.4 X-diffraction mineral distribution histogram of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

2.2 储集层呈环状分布，品质较好

2.2.1 储集层特征

泰二段细粒沉积岩储集层有白云岩类和泥页岩两种，以泥质白云岩为主。储集空间主要为晶间微孔、层理缝、微裂缝、溶蚀孔洞，扫描电镜分析可见粒间孔、微裂缝、黏土矿物晶间孔及生物孔等(图3c～3f)。物性分析表明，泥质白云岩储集性能明显优于泥页岩，泥质白云岩孔隙度一般为4%～8%，平均为5.5%，渗透率一般小于0.01 mD；泥页岩孔隙度一般小于4%，渗透率一般也小于0.01 mD(图5)。

图5 洋心次凹泰二段储集层特征Fig.5 The map of reservoir characteristics of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

2.2.2 储集层岩性识别

白云岩及砂岩一般均具有较低的自然伽马，但由于白云岩类相对砂岩更致密，因此白云岩往往具有中高电阻率、中高密度、低声波时差，且自然电位异常幅度往往较小，故可以利用常规测井资料进行定性岩性识别。本文在岩性定性分析的基础上，通过系统岩心观察、薄片鉴定、X衍射分析及测井归位，建立了岩性矿物成分的定量识别公式：

碳酸盐含量=121.5×(ΔGR)0.83

(1)

黏土矿物含量=-26.1× ln(ΔGR)-6.71

(2)

其他矿物含量=100-(1)-(2)

(3)

ΔGR=(GR基值-GR目标值)/GR基值

(4)

式中 ΔGR——自然伽马相对比值；GR基值——某口井泰二段泥页岩的基线值，API；

GR目标值——待解释层段的自然伽马值，API。

图6 洋心次凹泰二段岩石矿物成分与ΔGR相关关系图Fig.6 Relationship between rock mineral composition and ΔGR of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

从图6可以看出，碳酸盐岩含量、黏土矿物含量与ΔGR均具有较好的相关关系。通过多口井X衍射分析，即可建立其相关关系(图7a)。在解释过程中，尚需要参考自然电位、电阻率及声波时差、补偿密度等信息，以区分白云岩及砂岩储集层。如图7b所示，泰二段下部主要为泥页岩、泥质白云岩和白云岩的岩性组合，上部发育粉细砂岩。

2.2.3 储集层平面分布特征

在测井岩性解释基础上，结合地震反演信息，明确了(泥质)白云岩储集层平面展布特征。如图8所示，(泥质)白云岩储集层单层厚度一般为3.5 m，累计厚度一般为8～22 m，最大可达30 m；平面分布具有环带分布特点，主要分布于洋心次凹的西南部f102～f103井一带，向北西方向ft15井延伸，东北部ft15～ft16井一带储集层厚度较小。

2.3 源储匹配好，微观含油性较高

优质烃源岩、储集层及其匹配关系是致密油气富集的关键。泰二段不仅发育优质烃源岩，而且优质储集层也较发育，根据岩心观察、测井特征及岩性测井识别，泰二段烃源岩、储集层主要呈互层状产出，这就有利于油气的近距离运移充注。荧光薄片观察表明，(泥质)白云岩储集层微观含油性较好，中强荧光的样品占比达60%，油气主要分布于晶间孔中，其次为溶蚀孔洞和微裂缝中。

3 认识与结论

苏北盆地白驹凹陷洋心次凹泰二段致密油气资源丰富，优质烃源岩及储集层均发育，烃源岩TOC一般大于1.0%，储集层孔隙度一般大于4%，厚度一般大于10 m；源储互层，匹配关系好，有利于油气近距离运移充注，微观含油性好。储集层厚值区主要分布于凹陷东南f102～f103井一带，为该区致密油气勘探突破的主要潜力区。在目前低油价严峻形势下，针对致密油气的勘探虽然受到一定限制，但针对该区致密油气基础地质的研究已展现出该区具备非常规油气勘探成功的潜力，针对重点目标区f102～f103井的“甜点”评价将是后期研究的重点。

图7 测井GR值选取方法(a)与测井岩性解释实例(b)Fig.7 Logging GR value selection method and examples of lithologic interpretation of logging

图8 洋心次凹泰二段(泥质)白云岩储集层厚度平面分布图Fig.8 The map of plane distribution of dolomite reservoir thickness of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

图9 洋心次凹泰二段(泥质)白云岩微观含油性柱状图(35样点/5口井)Fig.9 Microscopic oil-bearing chart of dolomite of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag

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NewUnderstandingofFine-grainedSedimentsofSub-memberofTai-2SandstoneReserviorinYangxinSubsag,SubeiBasin

He Yong, He Ye

(PetroChinaZhejiangOilfieldCompany，Hangzhou,Zhejiang310023,China)

Guided by the new theory and new method of traditional petroleum geology, sedimentary petrology and dense oil and gas formation, based on the analysis of hundreds of meters of core, thin film, X-diffraction and logging data, sediment characteristics of dense oil and gas of Tai-2 sandstone reservior in Yangxin subsag of Subei basin. The results showed that the fine-grained sedimentary rocks of Tai-2 sandstone reservior develope both high-quality source rocks and dolomite reservoirs, and the porosity of dolostones is 4%～8%, which is relatively high-quality reservoirs. The thickness is generally greater than 12m, the plane is ring-shaped distribution, the source storage match is good, micro-oily high. These conclusions have broken the previous understanding of the main development of the source rocks of Tai-2 sandstone reservior, and have enhanced the confidence in finding the dense oil and gas in the fine sedimentation area, which provided the geological understanding support for the breakthrough oil and gas exploration breakthrough.

fine-grained sediments; tight hydrocarbon; Tai-2 sandstone reservior; Yangxin subsag; Subei basin

何勇(1967—)，高级工程师，主要从事油气勘探开发地质和部署综合研究。邮箱：hey85@petrochina.com.cn.

TE122.2+22

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