沾化地区深湖环境泥岩沉积规律及页岩油地质意义

2022-04-21朱德顺

中国石油大学胜利学院学报 2022年1期

朱德顺

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015)

沾化凹陷截至目前已有多口探井页岩油产量过万吨，显示较好页岩油资源潜力。从该区水平井钻探过程或进行相邻探井同层沉积物对比时发现泥岩类型复杂且非均质性强[1-6],即泥岩在短距离内其储集性、含油性等性质发生较大变化，不符合传统同期、同层泥岩的特征基本一致观点，导致页岩油勘探过程中泥岩的分布规律难以确定，影响页岩油勘探效率。笔者从泥岩沉积角度入手，精细划分泥岩类型，系统研究泥岩组合规律，探究泥岩沉积特征及分布并建立相应的预测手段，以提高深湖相泥岩的空间预测能力。

1 深湖泥岩沉积类型

沾化凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷东北部地区(图1)，沙三段时期为深湖沉积环境，发育厚层暗色泥岩地层，且有机质具有类型好、丰度高，利于页岩油的富集成藏，对研究区泥岩岩芯进行观察，最直观特点有3个：①颜色深与浅，②层理发育或呈均质块状，③碳酸盐矿物是否结晶。通过重点取样分析基本可以明确含油性好的泥岩多有机质含量较高并呈现深色、层理相对发育，其碳酸盐矿物具有明显结晶现象，岩性定名以灰质黏土岩为主，镜下分析常见有机质孔、结晶孔、微缝等空间，表现出较好的储集性；相反含油性差的泥岩有机质含量较低(普遍低于2%)，岩芯相对较浅色，碳酸盐结晶颗粒泥晶或基本不结晶，岩性定名以块状砂质黏土岩或黏土岩为主，孔隙类型少、孔径小，储集性较差。

考虑泥岩沉积类型划分尽量关联页岩油潜力，以影响泥岩储集性、含油性属性优选划分标准，确定将有机质含量、层理发育、矿物结构、基础岩性作为深湖泥岩沉积类型划分的参数标准。部分学者提出湖相碳酸盐结晶为成岩作用产物，不应作为湖相泥岩沉积类型划分依据[7-9]。借助沉积模拟实验、碳氧同位素追踪，证实半深湖—深湖区碳酸盐结晶为生物—化学成因，属沉积作用产物。另外，在苏干湖现代沉积物中，也确实发现了纹层状微晶碳酸盐与黏土矿物互层沉积。

图1 沾化凹陷构造位置

按照此划分标准结合沾化地区L67、L69等30余口井泥岩取心段的高精度密集描述，确定6种主要沉积类型：富有机质纹层状泥晶黏土质灰岩、富有机质纹层状微晶黏土质灰岩、富有机质层状灰质黏土岩、富有机质层状黏土质灰岩、富有机质块状灰质黏土岩、富有机质纹层状黏土岩。

2 深湖泥岩沉积组合及分布

在湖相页岩沉积类型划分基础上，对沾化地区泥岩沉积类型及组合进行分析。纵向上沙三下亚段共4个层组的沉积特征各有特点，自下而上沙三下4层组至沙三下1层组均发育各自典型的沉积类型，分别为含有机质层状碳酸盐岩、富有机质纹层状微晶黏土质灰岩、富有机质纹层隐晶黏土质灰岩、富有机质层状泥晶黏土质灰岩；各层组的沉积特征表现为主要组分含量呈旋回分布，自下而上灰质含量先减小后增大，黏土矿物、长英质含量先增大后减小的共性规律。

现有资料丰度条件下，仅明确单一沉积类型的特点或规律难以实现其空间预测，即便预测所反映出的分布规律较为杂乱，不足以支撑勘探部署。因而通过探索扩大研究尺度，以沉积组合的方式整体进行划分研究。沉积组合在垂向上呈“互层”分布，受各层组发育的典型沉积类型控制，纵向上各层组的“互层”也有序变化，自下而上依次发育富有机质纹层灰质黏土岩与富有机质纹层微晶黏土质灰岩互层(Ⅰ型)、富有机质纹层灰质黏土岩与富有机质纹层泥晶黏土质灰岩互层(Ⅱ型)、富有机质层状泥晶黏土质灰岩与灰质黏土岩互层(Ⅲ型)。

划分后将沾化地区的“互层”变化规律与临区洼陷的单井纵向的沉积组合规律对比，相似深湖环境下泥岩沉积组合的有序性基本一致(图2)，证实了该种沉积组合划分方法推广性和可复制性。

横向上将物质的分布与沉积期构造位置进行关联，不仅相似沉积部位发育的深湖沉积物类型、组合特征基本相同，而且沉积组合在纵横向的发育规律一致，即沿湖盆物源注入方向从斜坡到深湖区，沉积组合的变化规律与单井纵向沉积组合的变化一致，证明碎屑岩沉积中的瓦尔特相律在深湖泥岩的沉积研究中同样适用，湖相泥岩的沉积组合不仅纵向、横向有序变化，而且纵向与横向的沉积特征具有协同演化的特点。

3 深湖泥岩沉积体系

深湖环境是机械—化学双物源控制下多种沉积物质的叠加，导致深湖泥岩沉积体系相对常规沉积体系更复杂，沉积物特征不仅与沉积部位有关，还与湖盆整体的水体环境有关，沉积体系命名方案应尽可能兼顾沉积作用和沉积物分布等特征。

研究区陆相湖盆主要由外部注入的碎屑组分和内部生成的碳酸盐组分构成，考虑以物源为依据划分沉积相，沉积相类型可分为外源相、内源相和混源相，外源相为机械物源为主的陆源注入，代表机械沉积，内源相为化学结晶后的自然沉降，代表生物-化学沉积，过渡区定为混源相。

图2 临区跨洼陷泥岩沉积类型剖面

综合不同沉积组合的沉积部位与沉积作用的控制作用，进行亚相细分，外源相靠近盆地边缘机械物源注入区，按照主力沉积部位划分为斜坡边缘亚相、外斜坡亚相；内源相通常在湖盆中心，主要发育受机械物源影响较小沉积组合，局部还具有一定蒸发环境特征，可细分为浅洼亚相和低位台地亚相；混源相细分为内部斜坡亚相和深洼亚相。

结合岩芯、录井、岩芯分析测试对多口系统井的沉积亚相进行判识并建立各沉积(亚)相识别标志，综合常规测井参数(自然伽马、密度、中子、声波、微电极等)可建立各沉积亚相电性判识标准(表1)。以外源相中外斜坡亚相为例，自然伽马值高值且形态呈多期漏斗状，密度测井值2.3～2.5 g/cm3，声波测井大于10 μs/ft，微电极测井中值且负差异等。

表1 沾化地区页岩沉积亚相电性判识标准

运用沉积亚相判识标准识别出研究区单井沉积相，参考古地貌发育特点进行区域性沉积亚相划分，明确研究区沉积相发育特征，受物源、水深控制，不同沉积相类型以盆地几何中心呈环带状分布，以沙三下2层组为例，内源相主要分布在水下台地和浅洼区，混源相主要发育在半深湖区，外源相分布在碎屑岩体系边缘(图3)。

4 不同沉积相页岩油潜力

统计研究区油气显示井油流井，70%以上集中在斜坡亚相、深洼亚相和台地亚相。其中台地亚相的页岩油井受地形及沉积物质双重控制，易形成断裂，油气可经断裂小规模聚集，但该亚相泥岩自身生油能力有限，勘探上虽多点突破，但难以形成规模，稳产难度大，勘探潜力较小。

研究区斜坡亚相与深洼亚相主要发育在咸化环境，泥岩生油母质丰富且生烃能力强，受物源影响沉积组合呈现泥岩与灰质、砂质等脆性矿物互层，在高效生油能力基础上兼具较好的导流能力和微裂缝形成能力，在沉积成岩生烃的共同作用下形成了有效封闭环境封存油气，研究区斜坡亚相的平面分布面积超过600 km2，据最新一轮探区资源评价初步估算页岩油游离油资源量为9.19～9.82亿t。