滑塌濁積扇內(nèi)幕結構及成因
——以潿西南凹陷流一段上亞段為例

陶倩倩 周家雄 孫文釗 陳麗君 李 達

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司研究院,廣東湛江 524057)

0 引言

陸相湖盆重力流沉積體系中的滑塌濁積扇具有良好的油氣成藏條件[1]。它一般發(fā)育于半深湖—深湖相沉積環(huán)境，鄰近烴源巖；處于三角洲前緣坡折帶，儲蓋組合好。目前，在中國陸相含油氣盆地中，特別是處于勘探中后期的陸相斷陷湖盆中，滑塌濁積巖油氣藏已成為一個重要的勘探領域，如渤海灣盆地的東營凹陷、惠民凹陷、黃河口凹陷、岐口凹陷等[2-6]，蘇北盆地的高郵凹陷[7]，二連盆地的白音查干凹陷[8]，松遼盆地的松南斜坡[9-10]，準噶爾盆地的阜康凹陷[11]及鄂爾多斯盆地[12-13]等均發(fā)現(xiàn)規(guī)模不等的濁積巖類型油氣田(藏)。

北部灣盆地潿西南凹陷屬于陸相斷陷湖盆，發(fā)育多種類型的巖性圈閉，如扇三角洲前緣水下分流河道巖性圈閉、湖底扇巖性圈閉、三角洲前緣水下分流河道巖性圈閉、滑塌濁積扇巖性圈閉等。以往的研究僅集中于油氣勘探效果較好的扇三角洲及湖底扇沉積的巖性圈閉[14-16]，而對于三角洲前緣的滑塌濁積扇的研究[17]較少。在2016～2017年，針對上始新統(tǒng)流沙港組一段(以下簡稱流一段)上亞段的滑塌濁積扇先后鉆探4口井，均獲得油氣流。

潿西南凹陷流一段上亞段發(fā)育大型滑塌濁積扇，根據(jù)鉆井巖性組合及地震相特征，濁積扇內(nèi)部單層砂體厚度不一且互不連通，但呈現(xiàn)砂體縱向疊置、橫向連片的特征，當累計厚度較大時，可成為巖性油氣藏的有利富集帶。由于針對滑塌濁積扇特征方面的研究較少，因而其內(nèi)部沉積構成、成因機制、成藏規(guī)律等均認識不清，嚴重制約了勘探進程及成效。本文綜合運用沉積相、地震相、地層切片、模型正演、相控稀疏脈沖反演等多種地質(zhì)及地球物理手段，對潿西南凹陷流一段上亞段發(fā)育的滑塌濁積扇的內(nèi)幕結構、主控因素及沉積模式等進行深入探討，以期指導潿西南凹陷的巖性油氣藏勘探。

1 地質(zhì)背景

潿西南凹陷是北部灣盆地的一個三級構造單元，面積約為3800km2，具北斷南超的箕狀斷陷地質(zhì)結構，經(jīng)歷了古近紀張裂和新近紀裂后熱沉降的構造演化過程。其中，潿西南凹陷古近紀經(jīng)歷了湖盆的出現(xiàn)、發(fā)展至消亡的一個完整過程，而新近紀接受海侵，形成海相沉積旋回。

流一段沉積時期凹陷長期繼承性發(fā)育大型三角洲沉積體系，成藏條件優(yōu)越： 流一段砂體直接覆蓋在流二段烴源巖上；漸新世末期開始并持續(xù)活動的斷層形成油氣運移通道；半深湖區(qū)發(fā)育的泥巖、頁巖厚度較大，可以作為良好的蓋層。

流一段上亞段(地震反射層T80-T81)三角洲多期發(fā)育并逐步擴大成為統(tǒng)一的復合性大型三角洲。本文以其中的一期三角洲朵葉體為研究對象，即以2號斷裂帶下降盤、B洼和C洼結合部(圖1a)，在三角洲朵葉體前緣發(fā)育的大型滑塌濁積扇為例(圖1b)，分析其沉積特征及成藏機理，為凹陷內(nèi)其他朵葉體的研究提供參考。

圖1 研究區(qū)位置(a)及地震剖面(b)

2 技術流程

研究區(qū)內(nèi)濁積砂體分布零散，沉積相多變，內(nèi)部結構復雜，成藏規(guī)律不清。本文從分析滑塌濁積扇沉積特征出發(fā)，綜合運用地層切片、相控稀疏脈沖反演及模型正演三種地質(zhì)、地球物理手段，著重突出滑塌濁積扇內(nèi)幕結構的精細剖析，分析濁積扇發(fā)育的主控因素，明確濁積扇的沉積模式，進而指明潿西南凹陷有利勘探方向(圖2)。

圖2 滑塌濁積扇研究技術流程圖

3 沉積特征

3.1 地震反射特征

滑塌濁積扇一般發(fā)育于三角洲前緣坡折帶，由于地形坡度的突變，在構造活動、自身重力、波浪或湖平面沉降等作用下，三角洲前緣沉積物滑塌并與水體混合形成高密度濁流，在不斷對底床進行沖刷侵蝕的過程中重新堆積而形成外形呈扇狀的濁積體[18]。由于滑塌再搬運作用，導致滑塌濁積扇的地震相特征與三角洲前積層有明顯的不同。濁積體地震反射外形呈透鏡狀或楔狀，內(nèi)部呈波狀、短波狀或雜亂反射結構，反射波組具有低—中頻率、變振幅和差連續(xù)性等特征，不同于三角洲前緣典型的S型前積特征。高分辨率三維地震剖面上可見流一段上亞段的濁積水道下切、充填形態(tài)。濁積扇體為平面上連片展布、垂向上相互疊置的多期小型分支濁積水道復合體，或者僅發(fā)育于孤立、單一的大型濁積水道中。單個濁積水道地震相特征表現(xiàn)為“V”形或“U”形反射，反映了水道的下切侵蝕作用較強(圖3)。

圖3 滑塌濁積扇典型地震反射特征(測線位置見圖1a)

3.2 沉積序列及巖性特征

流一段上亞段三角洲朵葉體主要發(fā)育兩種沉積序列。一種為由水下分流河道細砂巖—分流河道間灣灰色泥巖組成，粒度向上變粗，地層變厚的進積型結構； 另一種為由下部濁積巖—頂部深湖相暗色泥巖組成，在垂向上反復疊置，形成總體向上地層變薄、粒度變細的退積型結構。例如，W15和W14井L1Ⅲ油組向上地層變厚，表明流一段晚期低位域三角洲體系呈高建設性不斷進積態(tài)勢。而W9井和W10井L1Ⅳ、L1Ⅴ油組多發(fā)育細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖與厚層褐灰色泥巖互層的正韻律沉積序列，為發(fā)育于高位域中深湖相泥巖環(huán)境中的濁積扇體(圖4)。濁積扇內(nèi)部單層砂體厚度變化較大，為1～25m不等，縱向上多期次砂體疊置，總厚度可達90m。砂巖成分以石英為主，微含暗色礦物，細粒為主，分選較好。單層砂體的GR曲線多呈漏斗形，塊狀厚層砂巖呈箱型，多層砂體的疊置常呈齒化箱型、鐘形或漏斗形。

3.3 巖心沉積特征

研究區(qū)滑塌濁積體巖性由細砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖組成，多呈正韻律，底部與下伏泥巖呈突變接觸的關系。在重力滑塌、滑動、快速堆積等作用下，內(nèi)部多發(fā)育滑塌變形構造、波狀層理、變形層理、包卷層理及泥巖撕裂片、重荷模、泄水構造等各種指示液化變形的標志(圖5a)，另外也常見塊狀層理、遞變層理、平行層理等指示較強水動力條件及快速堆積的標志(圖5b)。

圖4 研究區(qū)流一段上亞段鉆井地層對比

圖5 潿西南凹陷滑塌濁積扇巖心沉積構造特征

W6井(圖5)巖心具有滑塌濁積巖特征，內(nèi)部發(fā)育多期不完整的鮑馬序列，缺少A段具遞變層理的雜砂巖段，但是底部存在明顯的滑塌作用造成的沖刷面及與滑塌作用有關的沉積構造，與下伏塊狀泥巖呈突變接觸的關系。向上逐漸發(fā)育B段具平行層理的分選較好的細砂巖，C段具波狀層理或斜交層理的細砂巖，內(nèi)部存在含泥質(zhì)紋層，D段具有斷續(xù)水平層理的泥質(zhì)粉砂巖層及E段塊狀泥巖。各個鮑馬序列多以BCD、BC、BD、BCDE等多種組合形式出現(xiàn)，厚度從0.1～4.0m不等。

4 內(nèi)幕結構

利用地層切片及正、反演相結合的手段研究滑塌濁積扇砂體的發(fā)育規(guī)模、內(nèi)部橫向接觸關系及縱向疊置樣式等，了解濁積扇體的發(fā)育規(guī)律。

4.1 砂體平面展布特征

根據(jù)研究區(qū)已鉆井分析，結合地震反射特征，流一段上亞段滑塌濁積扇具有橫向巖性變化快、縱向砂巖厚度變化大的特點，滑塌濁積扇內(nèi)部砂體多呈點狀或帶狀分布。本文利用三維高分辨率地震資料對流一段上亞段區(qū)域性界面T80、T81及各油組頂面進行精細追蹤解釋 (圖3)，并利用地層切片技術[6,19-22]還原滑塌濁積扇發(fā)育早期至晚期的砂體展布規(guī)律，為進一步認清濁積扇內(nèi)幕結構奠定基礎。

L1Ⅴ油組沉積時期，研究區(qū)為半深湖相沉積，濁積砂體以點狀、條帶狀分布為主(圖6a)。點狀堆積說明砂體再次搬運過程中以塊體流整體搬運為主，未發(fā)育濁積水道；條帶狀展布反映了濁積水道的存在。濁積水道主要呈北北西—南東東向展布，反映了物源來自北西。A和B構造區(qū)主要發(fā)育點狀濁積砂體， C構造區(qū)主要發(fā)育條帶狀濁積砂體；濁積砂體主要分布于近物源的B、C構造區(qū)，A區(qū)分布較零星。

L1Ⅳ油組沉積早期，濁積砂體主要以長條帶狀展布為主(圖6b)，反映了此時濁積水道較為發(fā)育。在圖中可以清晰識別濁積水道發(fā)育形態(tài)及側(cè)向遷移擺動的現(xiàn)象。濁積水道主要呈北西—南東向展布，反映了此時物源方向有所變化，但仍以北西向為主。A區(qū)濁積砂體分布范圍擴大。

L1Ⅳ油組沉積中后期，發(fā)育大規(guī)模濁積砂體(圖6c)。A構造區(qū)濁積體呈橫向連片展布，范圍繼續(xù)擴大。B構造區(qū)以北西—南東向短條帶狀濁積砂體為主，濁積砂體范圍縮小。

L1Ⅲ油組沉積時期，研究區(qū)以濱淺湖相沉積為主，發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體，砂體平面展布范圍較廣(圖6d)。

利用地層切片可以清晰識別出不同時期濁積砂體的發(fā)育特征，并由此可推斷油氣成藏規(guī)律。以A區(qū)為例： 早期(圖6a)，濁積砂體以點狀或短條帶狀鑲嵌于廣闊的泥巖背景中，易形成巖性圈閉，但由于砂體發(fā)育范圍較小且遠離斷層，缺少溝通烴源通道，不利于油氣的充注；中期(圖6b、圖6c)，濁積砂體以條帶狀為主，砂體展布范圍擴大，但仍以泥巖環(huán)境為主，具有形成巖性圈閉的有利條件，并且油氣可通過斷層垂向運移和砂體的橫向輸導聚集成藏；晚期(圖6d)，由于砂體橫向連通性增強，缺少泥巖遮擋，不易形成巖性圈閉，成藏可能性較小。

圖6 潿西南凹陷流一段上亞段地層切片

4.2 砂體橫向連通性分析

波阻抗反演可以將反映巖石界面信息的振幅轉(zhuǎn)化為反映巖性信息的波阻抗。相控稀疏脈沖反演是加入沉積相控制參數(shù)的波阻抗反演技術。該技術以沉積相模式為指導，分析地震反射波組的組合特征，并結合地層切片信息，建立能反映研究區(qū)沉積微相特征的層序體；將該層序體應用于初始全頻帶模型的建立并參與反演，反演結果可更準確地反映砂泥巖信息，并能清晰展示各油組砂體的橫向連通性。

通過對研究區(qū)目的層位進行巖石物理分析,得知流一段上亞段砂、泥巖波阻抗分異性不明顯。整體上呈現(xiàn)砂巖低阻抗、泥巖高阻抗的特征，但是底部L1Ⅴ油組砂巖阻抗反轉(zhuǎn)為高阻抗，內(nèi)部還存在低阻抗泥巖，導致反演效果不理想，不能嚴格區(qū)分L1Ⅴ油組沉積時期砂、泥巖，但是對研究L1Ⅲ、L1Ⅳ砂體橫向連通性仍具有一定價值。

從波阻抗反演結果看(圖7)，W10井區(qū)L1Ⅳ油組砂體橫向連通性較好，巖性尖滅點清晰，與W12井區(qū)的砂體呈不連通的關系，能合理解釋低部位W10井處為油層、高部位W12井處為水層的現(xiàn)象。L1Ⅲ油組整體橫向砂體連通性較好。L1Ⅴ油組由于砂巖具有高阻抗特征，與圍巖阻抗差異較小，反演效果較差，但大致可判斷橫向展布范圍較窄，多為孤立砂體。

圖7 聯(lián)井波阻抗反演剖面

4.3 砂體疊置樣式

受分辨率的限制，地震資料和波阻抗反演大致只能反映規(guī)模較大砂體的接觸關系及厚層砂巖的地質(zhì)外形，對于厚度小于地震分辨率的砂體形態(tài)及接觸樣式難以判別。本文根據(jù)濁積砂體沉積特征及規(guī)律，建立砂體賦存樣式與地震響應模型，尋找與其類似的地震反射特征，從而還原單砂體規(guī)模、泥巖隔層厚度及砂體之間的接觸樣式，并且由此反推了A構造的濁積體正演模型，最終對濁積體內(nèi)幕結構有了清晰認識。

4.3.1 不同砂體賦存樣式的地震響應特征

地震響應是不同巖石界面、地質(zhì)體外形、地質(zhì)體厚度、隔層厚度及地質(zhì)體接觸關系的綜合反映。為此，本文建立了不同條件下的砂體接觸模型，并對正演模型地震響應與實際地震反射進行對比，從而找出隱藏在地震剖面中的地質(zhì)信息[23]。

表1展示了砂體厚度變化、泥巖隔層厚度變化及橫向接觸關系與地震響應的關系。針對砂體厚度變化，設計了三個模型： 當砂體厚度大于地震分辨率時(a1)，由于砂、泥波阻抗的差異，砂巖頂、底面均可形成強反射界面，從而可識別出地質(zhì)外形；而當砂體厚度小于地震分辨率時(a2、a3)，不能識別出砂體地質(zhì)外形，但隨著砂巖厚度的減薄，地震響應從強反射特征(a2)逐漸變?yōu)槿醴瓷涮卣?a3)。

當砂巖厚度大于地震分辨率，不論泥巖隔層厚度大于或小于地震分辨率(b1、b2)，都可以識別出上下疊置的各個砂體；而當砂巖厚度和泥巖隔層厚度均小于地震分辨率時(b3)，反射波旁瓣相互疊加形成強反射，則識別不出單個地質(zhì)體外形，僅能通過阻抗界面大致判斷巖性。

當多期砂體橫向接觸樣式不同時，會出現(xiàn)“V”形(c1)、“U”形(c2)、波狀(c3)等多種地震反射特征。在研究區(qū)，均能找出與模型地震響應相對應的實例，說明濁積扇內(nèi)部砂體的堆積方式主要為表中所列幾種情形。

4.3.2 濁積砂體內(nèi)幕結構恢復

基于以上研究，可以利用實際地震反射特征來反推地下地質(zhì)體的堆積樣式，從而更加直觀地建立濁積扇的內(nèi)幕結構。以A構造為例，根據(jù)已鉆井的巖性組合、巖石物理特征、油水關系，結合該區(qū)濁積扇體地震反射特征，恢復該構造的濁積體內(nèi)幕結構(圖8a)，得到的正演地震響應(圖8b)與實際地震反射(圖8c)特征相似，說明建立的濁積扇體模型非常接近地下實際情況。整個濁積扇是由縱向上厚度不同、橫向展布范圍不同的多期濁積砂體堆積而成，砂體疊置樣式復雜，內(nèi)部泥巖隔層較發(fā)育。

通過總結滑塌濁積扇地質(zhì)模型、正演模擬地震響應和實際地震反射特征，可以得出三點認識。

(1)L1Ⅴ油組底部砂體具有 “V”形、“U”形孤立濁積水道地震響應特征，說明砂體厚度較大且橫向展布范圍較小。因此，如果該套砂體處不發(fā)育溝通油源斷層，則成藏可能性較??； L1Ⅳ油組主要呈波狀強反射結構，說明砂體橫向連通性相對較好，且砂巖厚度相對較大，油氣可通過溝通油源斷層和砂體橫向輸導聚集成藏； L1Ⅲ砂體呈橫向連續(xù)性好、弱—中反射地震特征，說明砂體分布范圍廣，砂巖厚度較小，缺少泥巖隔擋，不利于油氣聚集。

(2)地震剖面上類似層內(nèi)小斷層的響應(圖8c藍色虛線所示)可能是由于兩側(cè)砂體不連通造成的假象，而非真實存在斷層。只有貫穿濁積體上下地層的斷層響應才是由構造活動形成的斷層。

(3)巖性發(fā)育及油氣成藏存在多種可能性。經(jīng)正演模型演示并經(jīng)鉆井證實，存在同一套砂體高部位為水層(W12井)、低部位為油層(W10井)的可能性； 也存在緊鄰的兩口井中，一口井巖性基本為泥巖而另外一口井出現(xiàn)巨厚砂巖的情況。

圖8 A構造滑塌濁積扇內(nèi)幕結構及地震響應特征

5 主控因素及沉積模式

5.1 主控因素

影響滑塌濁積扇發(fā)育的主控因素主要有沉積環(huán)境、重力作用及特殊地形三個方面。

根據(jù)沉積序列及巖性組合特征，研究區(qū)滑塌濁積扇形成于高位體系域，也只有在湖平面處于較高時期的半深—深湖滯水、強還原環(huán)境中，受外界破壞作用小[8,24]，濁積扇才能得以保存。

根據(jù)前人對三角洲前緣滑塌濁積體形成過程的模擬[18]，受自身重力作用而產(chǎn)生的滑塌濁積扇，存在近于垂直岸線的深水溝道,沉積物沿著溝道緩慢移動和沉積，形成斷續(xù)相連或孤立的小型濁積砂體。研究區(qū)發(fā)育的滑塌濁積扇內(nèi)部存在多期濁積水道，與前人模擬特征相似，證實形成滑塌濁積扇的因素主要為自身的重力。

潿西南凹陷始新世晚期，即流一段沉積時期，2號斷裂帶為橫貫凹陷的北東向張扭性走滑斷裂帶，在斷裂帶上下盤形成一個落差較大的構造坡折帶，且各斷層之間發(fā)育較多地勢較低的斷溝或斷槽，對沉積物的堆積起到重要的引導作用?？梢?，滑塌濁積扇的形成也需要具備有利的地形條件。

5.2 沉積模式

潿西南凹陷在始新世中期基本定型，控凹1號斷裂帶及2號走滑斷裂帶已經(jīng)形成，但A洼和B洼沒有明顯的分隔界限，兩者為一個統(tǒng)一的湖盆。始新世晚期， 1號斷裂帶持續(xù)活動， 2號斷裂帶基本停止活動[25]。在1號斷裂帶控制下，來自粵桂隆起區(qū)繼承發(fā)育的大規(guī)模北西物源的三角洲沉積，越過A洼直至2號斷裂帶。受2號斷裂帶構造斜坡的控制作用，大量碎屑物質(zhì)在2號斷裂帶附近快速堆積。當三角洲前緣沉積厚度和坡度增大到穩(wěn)定休止角的極限值時，沉積物自身的重量大于下部泥巖的承受能力，促使沉積界面發(fā)生傾斜及強烈液化，并沿泥質(zhì)沉積物表面順斷槽發(fā)生滑移而形成重力滑塌。隨著滑塌和對下伏沉積物的截切和沖刷作用增強，形成下切侵蝕水道[13,18]，并在深水區(qū)多期發(fā)育，互相疊置，最終在2號斷裂帶下降盤形成滑塌濁積扇(圖9)。濁積砂體的發(fā)育位置也逐步向湖盆中央靠近。另外，研究區(qū)濁積體的發(fā)育規(guī)模還受內(nèi)部次級斷層的影響，次級斷層形成的二級構造斜坡控制沉積物滑塌方向和規(guī)模，在其前端發(fā)育的濁積體的規(guī)模大于無二級斷層發(fā)育的濁積體。

圖9 流一段上亞段滑塌濁積扇沉積模式

6 結論

(1)潿西南凹陷流一段上亞段發(fā)育的滑塌濁積扇內(nèi)部呈多個下切水道“V”形或“U”形組成的波狀、短波狀或雜亂地震反射結構，反射波組具有低—中頻率、變振幅和差連續(xù)性等特征。向上變細的正韻律沉積序列及巖心內(nèi)部變形層理等印證了滑塌濁積體的存在。

(2)運用地層切片、相控稀疏脈沖反演及模型正演三種地球物理技術，剖析了滑塌濁積扇內(nèi)幕結構，認為濁積扇體由縱向上厚度不同、橫向展布范圍不同的多期濁積砂體組成，砂體呈點狀、條帶狀、塊狀展布,且疊置樣式及接觸關系多變，泥巖隔層較發(fā)育。

(3)研究區(qū)滑塌濁積扇發(fā)育的主控因素為半深湖相滯水、強還原環(huán)境、自身重力作用和2號斷裂帶發(fā)育的構造坡折及斷槽。