碳酸鹽質(zhì)礫巖致密油成藏主控因素研究
——以束鹿凹陷沙河街組沙三下亞段礫巖儲層為例

曹曉峰，陳朝兵，李靜，呂宏玖，張玉川，謝杰，王亮，李云峰，焦立芳，朱玉雙

(1.中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司第五采油廠，河北 辛集 052360；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安 710065；3.西北大學地質(zhì)學系大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安 710069)

礫巖通常是近源快速堆積下的產(chǎn)物，碳酸鹽質(zhì)礫巖通常形成于海相沉積環(huán)境，其成因及分布受海平面升降變化的控制，多為低位體系域下的沉積產(chǎn)物(邱隆偉等，2006)。碳酸鹽質(zhì)礫巖一般為內(nèi)源成因，在地震、重力失穩(wěn)及風暴等外力作用下，臺地斜坡帶易形成高密度流，經(jīng)過一定距離搬運堆積于斜坡底部，也可為臺地邊緣沉積物受外力觸發(fā)發(fā)生原地堆積(崔周旗等，2015)。此外，構(gòu)造、巖溶及準同生期的干化破裂也可形成碳酸鹽質(zhì)礫巖。陸源碎屑巖成因的碳酸鹽質(zhì)礫巖很少存在，由于碳酸鹽的抗風化能力較差，搬運過程中易發(fā)生化學溶解，因此國內(nèi)僅在四川盆地西部及渤海灣盆地冀中凹陷存在(邱隆偉等，2006；韓超等，2015)。冀中凹陷南部的束鹿凹陷沙河街組沙三下亞段廣泛發(fā)育碳酸鹽質(zhì)礫巖沉積，并在礫巖體中獲得了較好的油氣顯示和勘探潛力，該套礫巖常與泥灰?guī)r互層發(fā)育，面積廣且厚度大。研究后認為該套含油礫巖為混源碳酸鹽質(zhì)礫巖(吳因業(yè)等，2019)，既有陸源礫石也有內(nèi)源礫石，儲層相對致密，為碳酸鹽質(zhì)礫巖致密油藏。其儲層特征及成藏條件與目前已發(fā)現(xiàn)的,如美國Williston盆地巴肯油田和鄂爾多斯盆地延長組等非常規(guī)致密油藏存在明顯差異(付小東等，2019)。

目前，學者對束鹿凹陷沙三下亞段碳酸鹽質(zhì)礫巖的研究已取得了一些有益成果(邱隆偉等，2006；韓超等，2015；趙賢正等，2014；崔周旗等，2015；李慶，2015；趙蕊，2015)。趙賢正等(2014)認為束鹿凹陷碳酸鹽質(zhì)礫巖是一種特殊的致密油氣藏，儲層整體物性較差，層內(nèi)非均質(zhì)性強，地層壓力系數(shù)高，但投產(chǎn)后產(chǎn)量遞減快；李慶(2015)認為控制碳酸鹽質(zhì)礫巖儲集性能的主要因素是有機質(zhì)、礦物組分、巖相及裂縫等；邱隆偉等(2006)系統(tǒng)分析了碳酸鹽質(zhì)礫巖的成因及來源，認為束鹿凹陷的碳酸鹽質(zhì)礫巖缺乏黏土組分，應(yīng)屬于非黏性的陸源高密度碎屑流沉積，而不屬于殘積或坡積成因；崔周旗等(2015)通過巖石宏觀及微觀特征分析，提出了適合油田勘探、生產(chǎn)的多維巖性劃分方案，將束鹿凹陷沙三下亞段的巖性劃分為砂巖、礫巖、泥灰?guī)r和泥巖4大類、10種巖石類型，并認為顆粒支撐的碳酸鹽質(zhì)礫巖是致密油儲層的“甜點”區(qū)；韓超等(2015)通過微觀實驗手段對碳酸鹽質(zhì)礫巖儲層的孔隙空間及成因進行了研究，認為溶孔、礫內(nèi)孔及構(gòu)造縫是礫巖主要的儲集空間，裂縫發(fā)育區(qū)往往是優(yōu)質(zhì)儲層的有利區(qū)。鑒于前人的研究多集中于碳酸鹽質(zhì)礫巖的分類、成因及儲層特征上，對于碳酸鹽質(zhì)礫巖的成藏條件及油藏富集規(guī)律等方面涉及不多，加之目前深部探井資料的不斷補充，有必要深化束鹿凹陷碳酸鹽質(zhì)礫巖致密油的成藏特征及主控因素，摸清礫巖致密油的分布規(guī)律，為碳酸鹽質(zhì)礫巖隱蔽油藏的勘探開發(fā)提供一定指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

束鹿凹陷位于渤海灣盆地冀中坳陷南部(圖1)，是一南北向展布、東斷西超的單斷箕狀凹陷，東側(cè)發(fā)育新河主斷層且與新河凸起緊鄰，西側(cè)以斜坡形式過渡到寧晉凸起，北側(cè)發(fā)育衡水斷層并和深縣凹陷連接(梁星如等，2016)，面積約700 km2。東側(cè)新河主斷層的雛形形成于燕山期西太平洋板塊向華北板塊北東向擠壓構(gòu)造運動，即古新河斷層。此后，該斷層于古近紀基底活動性增強，形成了東側(cè)、南側(cè)及西側(cè)均被古生界碳酸鹽巖隆起區(qū)所包圍，北側(cè)與深縣古湖盆相連通的古地貌格局(宋濤等，2013)。古近紀沙三段沉積早期，束鹿凹陷基底遭受不同程度的風化剝蝕作用，地層自西向東由老變新，依次發(fā)育中奧陶統(tǒng)、石炭系和二疊系(邱隆偉等，2006)。在此基礎(chǔ)上，伴隨著構(gòu)造活動性的不斷增強，束鹿凹陷內(nèi)同沉積斷層及后期斷層的持續(xù)影響，從始新統(tǒng)向上依次沉積了沙河街組、東營組、館陶組及明化鎮(zhèn)組，深凹區(qū)地層厚度達6 500 m左右，凹陷內(nèi)的沉積環(huán)境以近源碎屑巖及湖相碳酸鹽巖沉積為主(趙賢正等，2015)。

圖1 冀中凹陷南部束鹿凹陷構(gòu)造簡圖Fig.1 Simplified structure of Shulu sag in the south of Jizhong sag

沙河街組沙三段早中期為基底斷裂擴張活動期，束鹿凹陷內(nèi)部同沉積斷層活動性增強，湖盆快速沉降(邱隆偉等，2006)。此時，束鹿凹陷內(nèi)部發(fā)育荊丘古隆起和臺家莊古隆起，將箕狀湖盆分隔為南部洼槽、中部洼槽和北部洼槽等3個水體不完全暢通的沉積區(qū)，其中南部洼槽相對閉塞，水體咸化程度相對較高(李海鵬等，2015)。沙三下早期，凹陷東、南、西3個方向的碳酸鹽巖隆起區(qū)為束鹿凹陷提供了充足的碳酸鹽質(zhì)碎屑礫石，同時受基底古生界碳酸鹽巖古隆起原地剝蝕的影響，中部洼槽沉積了厚度較大的碳酸鹽質(zhì)礫巖及泥灰?guī)r等沉積物(趙賢正等，2014)，多期礫巖體分布廣泛，相互疊置，分布范圍超過200 km2，沙三下亞段地層直接覆于古生界基底之上，呈東厚西薄特征，地層厚度主體為500～1 000 m，東側(cè)深凹區(qū)最厚達1 200 m，其中碳酸鹽質(zhì)礫巖厚度為3～527 m，平均厚度約為150 m，同時也沉積了富含有機質(zhì)的暗色厚層泥灰?guī)r，二者呈互層狀分布(付小東等，2019)。沙三下亞段是束鹿凹陷主要的成湖期和優(yōu)質(zhì)烴源巖的形成期，在東高西低的構(gòu)造背景上，形成了東西分帶、南北分區(qū)的沉積局面(宋濤等，2013)。沙三段晚期—沙一段沉積期，湖盆開始緩慢抬升并逐漸開始咸化，至館陶組沉積期湖盆逐漸萎縮消亡，進入河流相沉積環(huán)境(邱隆偉等，2006)。

2 沉積特征及巖石類型

根據(jù)沙三下亞段碳酸鹽質(zhì)礫巖的沉積構(gòu)造及展布特征，將該礫巖成因劃分為2類，分別為扇三角洲礫巖和滑塌扇礫巖(圖2、圖3)，且具有一定混源特征(邱隆偉等，2006；趙賢正等，2014；李慶，2015)。

圖2 扇三角洲成因礫巖沉積模式圖Fig.2 Sedimentary model of conglomerates of fan delta

圖3 滑塌扇成因礫巖沉積模式圖Fig.3 Sedimentary model of conglomerate of slump fan

扇三角洲礫巖距離源區(qū)較近，礫石搬運距離較短，磨圓及分選差，礫石與砂泥混雜，成分及結(jié)構(gòu)成熟度低。扇三角洲劃分為扇三角洲平原、前緣及前扇三角洲3個亞相(圖2)。其中，扇三角洲平原的巖石類型主要為顆粒支撐陸源礫巖(圖4a、圖4b、圖4c)，顏色為灰色、灰白色，礫石成分以泥晶灰?guī)r和球?；?guī)r為主，粒徑最大可達十幾厘米，礫石之間充填粉砂級、砂級陸源碳酸鹽巖碎屑雜基，常見下粗上細的正粒序。由扇三角洲平原到前扇三角洲，逐漸由陸相向湖相過渡，水動力減弱，大量來自陸源的細粒碎屑雜基成為沉積主體，巖性出現(xiàn)了雜基支撐陸源礫巖(圖4d、圖4e、圖4f)，大的陸源礫石呈分散漂浮狀分布于暗色雜基中，礫石經(jīng)歷了一定的磨圓和分選，巖石碎屑成分與扇三角洲平原的礫巖成分相近，受同一源區(qū)控制。

滑塌扇礫巖是受火山、地震等外部觸發(fā)因素的影響，碎屑沉積物由凹陷斜坡區(qū)或凹陷內(nèi)的古隆起高部位滑塌形成礫巖體(圖3)，類似于濁積巖(崔周旗等，2015；趙蕊，2015)，也稱“震濁積巖”或“震積巖”，此類礫巖與扇三角洲礫巖的最大區(qū)別在于其特有的重力流軟沉積變形構(gòu)造。如液化砂脈(圖4g)、卷曲變形(圖4h)及同沉積小斷層(圖4i)等。滑塌扇通常劃分為內(nèi)扇、中扇及外扇。其中，內(nèi)扇主水道礫巖體厚度大，主要為顆粒支撐陸源礫巖，因為搬運距離很短，堆積速度快，顆粒磨圓差，分選差，呈棱角狀，礫石多見古生界的基底巖石。

中扇水道的巖性出現(xiàn)變化，既有雜基支撐陸源礫巖和顆粒支撐陸源礫巖，也見雜基支撐混源礫巖和顆粒支撐混源礫巖(圖4j、圖4k、圖4 l)?；煸吹[巖的碎屑成分混雜了半固結(jié)或固結(jié)的湖相泥灰?guī)r礫石，這些泥灰?guī)r礫石是受重力滑塌攪動破碎后的內(nèi)源礫石?；煸吹[石中的陸源礫石粒徑較小，通常小于2 cm，內(nèi)源礫石粒徑通常較大，為2～13 cm，陸源礫石充填在內(nèi)源礫石之間，形成陸源礫石與內(nèi)源礫石共存的特殊巖石類型。

a.顆粒支撐陸源礫巖巖心，束探1H井，3 969.2 m；b.礫石的分選磨圓差，晉67井,4 113.6 m；c.顆粒支撐云巖-灰?guī)r礫巖，束探1H井，3 969.15 m；d.雜基支撐陸源礫巖巖心，束探1H井，4 082.9 m；e.陸源礫石漂浮在雜基內(nèi)，束探1H井，3 988.7 m；f.雜基支撐云巖-灰?guī)r礫巖，束探1H井，3 974.3 m；g.液化砂脈構(gòu)造，束探3井，3 973.7 m；h.層理發(fā)生變形，束探1H井，4 032.5 m；i.同沉積斷層，束探1H井，4 084.5 m；j.雜基支撐混源礫巖巖心，束探1H井，3 950.3 m；k.顆粒支撐混源礫巖巖心，束探3井，3 871.1 m；l.含生物殼體的內(nèi)源礫石，顆粒支撐，束探3井，3 971.2 m圖4 碳酸鹽質(zhì)礫巖巖石類型圖Fig.4 Types of carbonate conglomerate rocks

3 成藏主控因素

3.1 優(yōu)質(zhì)充足的烴源巖為礫巖致密油提供了物質(zhì)基礎(chǔ)

束鹿凹陷沙三下沉積期，北部洼槽、中部洼槽及南部洼槽水體由淡水向微咸環(huán)境過渡，水體深度大、透光性差，湖盆底部水體缺乏喜氧細菌，有機質(zhì)得以較好保存；分別在3個洼槽內(nèi)沉積了巨厚湖相泥灰?guī)r(宋濤等，2013；李海鵬等，2015)，并與碳酸鹽質(zhì)礫巖呈相間互層接觸。泥灰?guī)r厚度為210～1 510 m，其中厚度大于200 m的分布面積約250 m2(圖5a)；中部洼槽沉積的泥灰?guī)r面積和厚度最大，凹陷東部緊鄰新河斷裂的深凹區(qū)泥灰?guī)r沉積厚度普遍大于800 m，向西部斜坡區(qū)泥灰?guī)r厚度逐漸減薄。

圖5 (a)束鹿凹陷沙三下亞段泥灰?guī)r厚度圖(b)束鹿凹陷沙三下亞段泥灰?guī)rRo值平面圖Fig.5 (a) Plan of marlstone thickness in lower 3rd member of the Shahejie formation of Shulu sag (b) Plan of marlstone Ro in lower 3rd member of the Shahejie formation of Shulu sag

束鹿凹陷沙三下亞段的湖相泥灰?guī)r可劃分為塊狀泥灰?guī)r和紋層狀泥灰?guī)r(邱隆偉等，2010；梁宏斌等，2007)。微觀顯微特征表明紋層狀泥灰?guī)r和塊狀泥灰?guī)r均富含有機質(zhì)。紋層狀泥灰?guī)r呈亮色和暗色紋層相間的沉積韻律層(圖6a)，多形成于斜坡帶-半深湖區(qū)(曹鑒華等，2014)，其中亮色紋層屬于湖相化學沉積的泥晶或微晶方解石和白云石(圖6b)，暗色紋層主要為陸源沉積的雜基類物質(zhì)，成分復(fù)雜，富含有機質(zhì)，熒光鏡下可見發(fā)黃色熒光的條帶狀有機質(zhì)聚集體(圖6c)；塊狀泥灰?guī)r整體為灰黑色(圖6d)，具有碎屑結(jié)構(gòu)(圖6e)，成分復(fù)雜，以泥級碎屑為主，鏡下可見發(fā)淺黃色熒光的有機質(zhì)聚集體(圖6f)，掃描電鏡下有機質(zhì)呈暗色條帶狀聚集在泥級碎屑中(圖6g)，還可見草莓狀黃鐵礦及其產(chǎn)生的晶間孔(圖6h)，偶見生物腔體殼(圖6i)等，表明塊狀泥灰?guī)r多形成于半深湖-深湖還原環(huán)境(曹鑒華等，2014)，并伴隨有間歇性的陸源供給，攜帶了少量淺水區(qū)的生物化石。

a.紋層狀泥灰?guī)r，晉94井，3 426.1 m；b.暗色紋層富含有機質(zhì)，束探1H井，4 021.3 m；c.熒光鏡下的條帶狀有機質(zhì)，束探3井，4 208.4 m；d.塊狀泥灰?guī)r巖心，束探3井，3 877.3 m；e.塊狀泥灰?guī)r具碎屑結(jié)構(gòu)，束探3井，3 924.3 m；f.塊狀泥灰?guī)r中的有機質(zhì)，束探3井，3 924.3 m；g.電鏡下的有機質(zhì)形態(tài)，晉100井，3 511.3 m；h.草莓狀黃鐵礦及晶間孔，束探3井，3 852.6 m；i.生物腔體殼特征，束探3井，4 198.3 m圖6 泥灰?guī)r烴源巖鏡下顯微特征圖Fig.6 Microscopic characteristics of marl source rocks under microscope

依照陸相烴源巖有機質(zhì)豐度的評價標準(宋濤等，2013；王嵩等，2017)(SY/T 3735-1995)對沙三下亞段的泥灰?guī)r進行了巖石熱解分析(表1)，表明泥灰?guī)r烴源巖的有機質(zhì)豐度高，其中TOC含量為0.16%～4.11%，平均為2.05%；生烴潛量(S1+S2)為1.02%～30.38%，平均為13.08%；氯仿瀝青“A”含量為0.012%～1.065%，平均為0.310%；總碳含量為6.9%～14.3%，平均為10.7%，屬于好生油巖。烴源巖熱解氫指數(shù)IH均大于400mg/g，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1型干酪根，生油能力強，富含藻類體；鏡質(zhì)體反射率Ro值主體為0.7%～1.3%，屬于低成熟—成熟階段，其中Ro值大于0.9%的分布面積約150 km2(圖5b)，表明泥灰?guī)r烴源巖目前已處于大面積生油階段，為碳酸鹽質(zhì)礫巖儲層提供了充足的烴類來源(趙賢正等，2015；袁少陽，2016)。

3.2 有效儲集空間及物性高值區(qū)是油氣聚集的基本條件

3.2.1 儲集空間特征

與常規(guī)碎屑巖致密油儲層不同，由于碳酸鹽為易溶組分，且碳酸鹽質(zhì)礫巖的礫石和基質(zhì)均為碳酸鹽，巖石脆性高，因此，形成的儲集空間類型也相對復(fù)雜(崔周旗等，2015)，總體上可以分為孔隙(洞)型和裂縫型2大類、6亞類儲集空間類型(表2)。

表1 束鹿凹陷沙三下亞段泥灰?guī)r熱解實驗數(shù)據(jù)表Tab.1 Marl pyrolysis experimental data table of the lower 3rd member of Shahejie formation in Shulu sag

孔隙型儲集空間可劃分為礫內(nèi)溶孔、粒間孔、溶洞和晶間孔4個亞類。粒間孔與常規(guī)儲層類似，是陸源碎屑顆粒之間的原生孔隙，當基質(zhì)含量較少或基質(zhì)發(fā)生溶蝕后，形成殘余粒間孔(圖7a)或粒間溶孔(圖7b)，孔徑為50 nm～150 μm；礫內(nèi)溶孔多發(fā)育在顆粒支撐陸源礫巖及顆粒支撐混源礫巖中(圖7c)，礫石的粒徑相對較大，礫石內(nèi)部存在不規(guī)則溶孔，孔徑為1～100 μm；晶間孔在研究區(qū)發(fā)育程度較高(圖7d、圖7e)，此處的晶間孔僅指碳酸鹽質(zhì)礫巖細?；|(zhì)中的各類自生礦物晶體間的孔隙，如白云石晶間孔、方解石晶間孔以及黏土礦物晶間孔，孔徑相對較小，為20 nm～40 μm；溶洞為巖心上觀察到的溶孔或孔洞(圖7f)，通常與生烴期酸性流體的溶蝕作用有關(guān)，溶洞內(nèi)多見油氣充注或經(jīng)過的痕跡，孔徑粗大，為2～6 mm。溶洞雖然孔徑大，但其具有很強的非均質(zhì)性，與裂縫相似，對于油氣的運移具有重要作用(李慶等，2015)。

表2 束鹿凹陷沙三下亞段礫巖儲集空間類型及其特征表Tab.2 Types and characteristics of conglomerate reservoirs in the lower 3rd member of Shahejie formation in Shulu sag

裂縫型儲集空間可劃分為礫內(nèi)裂縫和構(gòu)造-溶蝕縫2個亞類。礫內(nèi)裂縫是礫石顆粒內(nèi)部發(fā)育的裂隙(圖7g)，這些裂隙可以在物源區(qū)形成，也可以在搬運過程中形成，或經(jīng)歷成巖壓實作用之后破裂形成，大多數(shù)被方解石充填；構(gòu)造-溶蝕縫是在受構(gòu)造應(yīng)力作用下破裂并發(fā)生溶蝕的裂縫(圖7h、圖7i)，通常較為平直且同時切穿礫石與基質(zhì)。束鹿凹陷在地質(zhì)歷史上經(jīng)歷了多期構(gòu)造運動，斷裂活動強烈，多期構(gòu)造應(yīng)力導(dǎo)致沙三下亞段碳酸鹽質(zhì)礫巖內(nèi)部發(fā)育交錯縱橫的構(gòu)造縫(邱隆偉等，2006)，呈共軛或斜交狀，這些裂縫部分發(fā)生溶蝕，形成構(gòu)造-溶蝕縫，孔徑相對較大，為50 μm～2 mm。

碳酸鹽質(zhì)礫巖雖然儲集空間類型多樣，但從鏡下顯微特征及統(tǒng)計結(jié)果來看，粒間孔、礫內(nèi)溶孔和構(gòu)造-溶蝕縫為最有效的儲集空間。

a.粒間孔，晉98X井，4 007.8 m；b.粒間溶孔，晉98X井，4 008.8 m；c.泥晶灰?guī)r礫石礫內(nèi)溶孔，晉404井，3 725.2 m；d.方解石晶間孔，晉97井，3 455.4 m；e.晶間孔，晉98X，4 006.4 m；f.巖心溶洞或溶孔，晉98X井，4 009.4 m；g.礫內(nèi)裂隙，束探1井，4 201.2 m；h.共軛構(gòu)造裂縫發(fā)生溶蝕，晉104井，3 673.4 m；i.礫石內(nèi)被方解石充填的裂縫在成巖期溶蝕，晉67井，3 960.3 m圖7 碳酸鹽質(zhì)礫巖儲集空間類型圖Fig.7 Types of carbonate conglomerate reservoirs

3.2.2 物性特征

束鹿凹陷沙三下亞段碳酸鹽質(zhì)礫巖儲層整體致密，儲集性能相對較差(趙賢正等，2015；曠紅偉等，2008)。對比扇三角洲成因和滑塌扇成因的礫巖物性特征(表3)發(fā)現(xiàn)，滑塌扇成因礫巖的滲透率要略好于扇三角洲成因礫巖，分別為1.7×10-3μm2和1.4×10-3μm2?；瘸梢虻[巖的孔隙度也高于扇三角洲成因的礫巖，分別為3.2%和2.3%。依照石油天然氣行業(yè)標準，研究區(qū)碳酸鹽質(zhì)礫巖儲層屬于超低孔特低滲儲層，為典型的致密儲層。因此，在整體致密的背景下，尋找相對高孔高滲發(fā)育區(qū)是碳酸鹽質(zhì)礫巖勘探和開發(fā)的關(guān)鍵。

表3 束鹿凹陷沙三下亞段礫巖儲層物性統(tǒng)計表Tab.3 Physical properties of conglomerate reservoirs in the lower 3rd member of Shahejie formation in Shulu sag

此外，從物性相關(guān)性來看，滑塌扇成因礫巖的孔滲相關(guān)性也明顯好于扇三角洲成因的礫巖，相關(guān)性R2分別為0.467 5和0.307 8(圖8)。分析原因有二：①滑塌扇成因的礫巖是受火山、地震等外部因素誘發(fā)，通常震級需達到5級以上(邱隆偉等，2006)，沉積物搬運距離短，沉積速率快，且沉積后乃至成巖后仍不斷受到外部觸發(fā)因素的影響，巖石內(nèi)部裂縫型儲集空間發(fā)育程度高，連通性更好。②可能由于滑塌扇成因礫巖發(fā)育在湖盆斜坡帶下部，靠近深湖相烴源巖，儲層受到生烴期酸性流體的改造強度要大于位于斜坡帶上的扇三角洲成因的礫巖，滑塌扇成因的礫巖溶蝕孔發(fā)育程度要略高，孔喉連通性更好，這一點從鏡下薄片及實測孔隙度的差異也能得到印證。因此，具有更高孔隙度及連通性的滑塌扇成因的礫巖孔滲相關(guān)程度更高，是物性高值區(qū)的主要發(fā)育部位。

a.扇三角洲成因礫巖孔滲相關(guān)性;b.滑塌扇成因礫巖孔滲相關(guān)性圖8 束鹿凹陷沙三下亞段礫巖物性相關(guān)性圖Fig.8 Correlation of physical properties of different genetic conglomerates in the lower 3rd member of Shahejie formation in Shulu sag

3.3 斷層對油藏的改造及控制作用明顯

3.3.1 斷層發(fā)育特征

束鹿凹陷是在新生代構(gòu)造體系下發(fā)育起來的斷陷盆地，與冀中凹陷內(nèi)的其他凹陷盆地相比，經(jīng)歷的構(gòu)造強度相對較低，尤其是在盆地發(fā)育過程中并沒有經(jīng)歷大規(guī)模的斷層影響，其斷層活動時間與冀中凹陷基本一致(白旭明等，2015)，即古近紀發(fā)生斷陷，新近紀發(fā)生拗陷。

古近紀早期，束鹿凹陷斷層活動相對簡單，以凹陷東側(cè)的新河大斷層及伴生的同沉積斷層為主，其中新河大斷層為北西傾向，北東走向，斷距在古近紀達到了數(shù)千米，控制了古近紀束鹿凹陷的邊界并形成了東斷西超的構(gòu)造格局，新近紀以后新河大斷層活動性減弱(蘇靜等，2008；王少春等，2014)。沙三段發(fā)育同沉積斷層，但規(guī)模不大，主要為順向正斷層，也有部分同沉積順向斷層的發(fā)育時間較長，從沙三段至東營組沉積期以后都有活動，平面呈S形分布。古近紀后期，束鹿凹陷斷層發(fā)育程度增強，此時斷層主要為反向斷層，呈北東—北北東向分布，斷距一般為50～250 m，多持續(xù)至沙一沉積期之前，沙一段以上地層較少見。之后，束鹿凹陷經(jīng)歷構(gòu)造抬升，進入新近系的盆地凹陷期，此后構(gòu)造相對穩(wěn)定(邱隆偉等，2006；白旭明等，2015)。

現(xiàn)今束鹿凹陷基本繼承了古近紀晚期的構(gòu)造樣式(圖9)，地層剖面自西向東依次可劃分為西斜坡外帶、西斜坡內(nèi)帶、洼槽帶和斜坡陡帶4個次級單元(趙賢正等，2015)。斷層主要發(fā)育在西斜坡內(nèi)帶及洼槽內(nèi)的荊丘古構(gòu)造帶和臺家莊古構(gòu)造帶附近(宋濤，2013；趙賢正等，2014)。

3.3.2 斷層對礫巖致密油成藏及分布的控制

通過剖面地震資料分析，表明古近紀早期順向斷層為同沉積正斷層，導(dǎo)致沙三下亞段地層局部出現(xiàn)錯斷、重復(fù)或加厚等現(xiàn)象，多數(shù)斷層規(guī)模不大，斷層上、下盤沙三下亞段地層厚度為20～180 m，對碳酸鹽質(zhì)礫巖的沉積和展布產(chǎn)生一定影響(王少春，2014；王元元等，2019；劉林等，2018；姚宏鑫等，2019)。古近紀后期的反向斷層對沙三下亞段礫巖致密油的成藏起到明顯的控制作用，這種控制作用對于礫巖致密油的影響具有兩面性，一方面斷層發(fā)育區(qū)的斷層破壞了油藏的保存條件，導(dǎo)致礫巖致密油豐度的降低；另一方面，斷層欠發(fā)育區(qū)的反向斷層能夠形成良好的斷層圈閉，阻斷油氣向高部位運移和逸散，形成豐度較高的致密油藏。

根據(jù)束鹿凹陷北部斷層發(fā)育區(qū)和中部斷層欠發(fā)育區(qū)的沙三下亞段礫巖儲層探井試油效果來看(表4)(圖10a)，北部斷層發(fā)育區(qū)探井試油效果整體較差，以含油水層、水層、油水同層和低產(chǎn)油層為主，產(chǎn)水量大，平均日產(chǎn)油0.23 t，日產(chǎn)水17.30 m3，油藏壓力系數(shù)也明顯偏低，平均為0.85，為低壓油藏；此外，斷層發(fā)育區(qū)的晉94、晉67、晉404等探井巖心裂縫處可見油氣逸散后的殘余瀝青，表明斷層破壞了礫巖油藏的保存條件，尤其是接近地表的反向通天斷層使油氣順著裂縫向上部逸散，油藏壓力下降；束鹿凹陷中部斷層欠發(fā)育區(qū)探井試油效果明顯變好，以油層、油水同層及低產(chǎn)油層為主，平均日產(chǎn)油8.44 t，日產(chǎn)水4.37 m3，油藏壓力系數(shù)也較高，平均為1.11，屬于超壓油藏，表明斷層欠發(fā)育區(qū)的油藏保存條件好，油氣充注程度高。

圖9 束鹿凹陷現(xiàn)今斷層剖面特征圖Fig.9 Current fault section characteristics of Shulu sag

從束鹿凹陷東西向油藏剖面來看(圖10b)，西部斜坡內(nèi)帶發(fā)育的反向斷層能夠明顯控制礫巖致密油的分布，油層在反向斷層附近逐漸尖滅，表明反向斷層阻斷了油氣向礫巖體上傾方向的運移，斷層封閉性良好，構(gòu)成具有良好遮擋條件的斷層圈閉，這對于碳酸鹽質(zhì)礫巖油藏的成藏和保存具有重要意義。

4 成藏模式

束鹿凹陷沙三下亞段泥灰?guī)r烴源巖與碳酸鹽質(zhì)礫巖呈相間互層沉積，形成“源-儲共生”的成藏模式，其中沙三下亞段底部礫巖為“源蓋儲”成藏，沙三下亞段內(nèi)部礫巖為“源包儲”成藏，優(yōu)質(zhì)的烴源巖為礫巖儲層提供了充足的烴類來源；有機質(zhì)成熟后，在儲層整體致密的背景上，烴類優(yōu)先進入粒間孔、礫內(nèi)溶孔和構(gòu)造-溶蝕縫發(fā)育的高孔高滲部位，因此儲層發(fā)育程度是規(guī)模成藏的主控因素；礫巖儲層在成藏過程中，始終伴隨著斷層活動，斷層在對油藏造成破壞的同時，其較好的封閉性也為油藏的保存起到積極作用，是控制礫巖致密油成藏的關(guān)鍵因素(圖11)。

由于泥灰?guī)r的鈣質(zhì)含量相對較高，有機質(zhì)成熟釋放的酸性流體對烴源巖自身也產(chǎn)生一定溶蝕作用，形成具有一定儲集能力的泥灰?guī)r儲層，因此與礫巖致密油伴生的還有泥灰?guī)r“源儲一體型”油藏(王少春，2014)，二者共同構(gòu)成了沙三下亞段泥灰?guī)r-礫巖致密油的復(fù)合成藏模式。

表4 斷層對沙三下亞段礫巖油藏試油效果的影響統(tǒng)計表Tab.4 Statistics of the influence of faults on the test results of conglomerate reservoirs in the lower 3rd member of Shahejie formation

圖10 (a)試油井點與斷層發(fā)育分布圖、(b)反向斷層對礫巖油藏的控制圖Fig.10 (a) Distribution map of test well points and faults and (b) Control of conglomerate reservoirs by reverse faults

圖11 束鹿凹陷沙三下亞段礫巖致密油成藏模式圖Fig.11 Conglomerate tight oil accumulation model of the lower 3rd member of Shahejie formation in Shulu sag

5 結(jié)論

(1)束鹿凹陷沙三下亞段碳酸鹽質(zhì)礫巖是在古生界基底上發(fā)育的內(nèi)源和陸源礫石混合沉積體，主要來自于滑塌扇和扇三角洲沉積。其中，扇三角洲成因的礫巖以雜基支撐陸源礫巖和顆粒支撐陸源礫巖為主；滑塌扇成因礫巖成分較復(fù)雜，混入了湖相內(nèi)源礫石成分，出現(xiàn)了顆粒支撐混源礫巖和雜基支撐混源礫巖。

(2)碳酸鹽質(zhì)礫巖與泥灰?guī)r烴源巖相間互層沉積。泥灰?guī)r分布廣、厚度大、有機質(zhì)豐度高，屬于好生油巖，處于低成熟-成熟階段，為礫巖致密油的形成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)；構(gòu)造-溶蝕縫、粒間孔和礫內(nèi)溶孔為礫巖儲層主要的儲集空間類型；滑塌扇成因的礫巖物性整體好于扇三角洲成因的礫巖，孔滲相關(guān)性更高，通常是油氣聚集的優(yōu)勢部位；斷層一方面破壞了礫巖油藏的保存條件，導(dǎo)致斷層發(fā)育區(qū)油氣大量逸散；另一方面，反向斷層在礫巖儲層上傾方向形成斷層圈閉使得油氣在相對密閉的系統(tǒng)內(nèi)大量聚集，是礫巖致密油成藏的關(guān)鍵因素。

(3)綜合上述分析，碳酸鹽質(zhì)礫巖致密油的成藏主要受控于烴源巖、優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育程度及斷層的控制作用，成藏模式屬于“源-儲共生”型。建議下一步勘探重點為靠近泥灰?guī)r生烴中心、遠離斷層發(fā)育帶并位于坡折帶附近的滑塌扇成因礫巖體。