中東地區(qū)B油田上白堊統(tǒng)Khasib組沉積微相特征及緩坡模式

吳 婷, 段新國

(油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(成都理工大學(xué))，成都 610059)

緩坡生長發(fā)育與構(gòu)造背景、全球板塊構(gòu)造演化和海平面變化密切相關(guān)，一般發(fā)育在相對穩(wěn)定的構(gòu)造條件下，常見于受熱沉降控制的早期被動(dòng)大陸邊緣[1]。W.M.Ahr[2]首先提出緩坡沉積相模式，即從近陸淺水地區(qū)逐漸過渡到深水盆地區(qū)的具有平緩斜坡的碳酸鹽臺(tái)地邊緣類型。J.L.Wilson[3]指出，由于碳酸鹽臺(tái)地的加積作用，碳酸鹽緩坡可以轉(zhuǎn)化為碳酸鹽臺(tái)地。J.F.Read[4]進(jìn)一步將其分為兩種類型：均一緩坡和末端變陡緩坡。T.P.Burchette等[5]將緩坡分為內(nèi)緩坡、中緩坡、外緩坡和盆地。在國內(nèi)外碳酸鹽巖研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合實(shí)際情況，國內(nèi)許多學(xué)者也描述了緩坡相。顧家裕等[6]將臺(tái)地分為緩坡開放型臺(tái)地和緩坡封閉型臺(tái)地。金振奎等[7]將緩坡歸為斜坡相，進(jìn)而分為上緩坡和下緩坡亞相。內(nèi)緩坡的巖性類型為顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、黏結(jié)灰?guī)r和灰泥巖，具交錯(cuò)層理、不規(guī)則層理和生物擾動(dòng)構(gòu)造等。中緩坡和外緩坡巖性類型以泥?；?guī)r和再沉積的顆?；?guī)r、泥粒灰?guī)r和灰泥巖為主，中緩坡發(fā)育丘狀交錯(cuò)層理，外緩坡發(fā)育生動(dòng)擾動(dòng)和紋層構(gòu)造[5]。

扎格羅斯、維典-美索不達(dá)米亞、中阿拉伯和魯卜哈利盆地是中東主要的油氣富集區(qū)[8]。其中美索不達(dá)米亞盆地的白堊系是重要的產(chǎn)層，該盆地一半以上的油氣產(chǎn)量都來自白堊系[9]。此前，晚白堊世的Khasib地層并不被認(rèn)為是中東地區(qū)勘探的目標(biāo)，但測試結(jié)果證實(shí)，以該地層為儲(chǔ)層的某些油井原油日產(chǎn)量達(dá)到了3萬桶(1桶=158.988 L)，Khasib組是Ahdad、Balad、Samarrah和Tikrit等油田的重要儲(chǔ)層[10]。

由于大多數(shù)結(jié)論缺乏具體的沉積微相特征及模式，或未將Khasib組作為重點(diǎn)層位研究，制約了研究區(qū)的勘探與開發(fā)。因此筆者擬通過最新的巖心、測井、地震和碳氧同位素等資料，對沉積微相與沉積模式進(jìn)行細(xì)化研究，提出更加符合B油田的緩坡沉積模式，以此為B油氣田下一步油氣地質(zhì)基礎(chǔ)研究提供參考。

1 地質(zhì)背景

1.1 概況

B油田位于中東地區(qū)伊拉克中部，朝向NW-SE方向。區(qū)域構(gòu)造上向東北方向朝向扎格羅斯褶皺帶，向南延伸的是包含侏羅紀(jì)和白堊紀(jì)時(shí)期特提斯海洋沉積的美索不達(dá)米亞前深盆[11](圖 1)。研究區(qū)位于美索不達(dá)米亞盆地基底最深、沉積物最厚、構(gòu)造相對穩(wěn)定的中部。古生代時(shí)期，伊拉克地區(qū)的加里東和海西構(gòu)造運(yùn)動(dòng)都不活躍，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)生在晚三疊世-中侏羅世、早-中白堊世以及中新世之后[12]。伊拉克中部的白堊系分為AP8和AP9巨地層(圖2-A)。

圖1 中東地區(qū)B油田地理位置及古地理圖Fig.1 Geographical location and paleogeographic map of B Oilfield in the Middle East (據(jù)Al-Ameri等[13]、A.A.M.Aqrawi等[14]修改)

阿拉伯板塊形成于前寒武紀(jì)。晚寒武世-早奧陶世，伊拉克岡瓦納北緣是被原特提斯洋環(huán)繞的北東陸源。古特提斯洋的開啟導(dǎo)致早志留世大范圍的海侵，形成海相沉積。研究區(qū)B油田位于岡瓦納超大陸北緣，古特提斯海西南[15]。晚泥盆世-石炭紀(jì)，“加里東造山事件”使志留系遭受剝蝕[9]。二疊紀(jì)，受到早期阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，研究區(qū)發(fā)生局部沉降，沉積了以碳酸鹽巖為主的地臺(tái)型沉積[16]。侏羅紀(jì)末期-白堊紀(jì)中期，美索不達(dá)米亞帶經(jīng)歷了隆升、剝蝕、夷平和構(gòu)造活化，研究區(qū)從大陸邊緣臺(tái)地階段過渡到細(xì)粒的硅質(zhì)碎屑巖與碳酸鹽混合的陸架中部-次盆的沉積體系，海退旋回和海侵旋回的構(gòu)造活動(dòng)使其保存了高有機(jī)質(zhì)，從而形成中東地區(qū)最大的油氣儲(chǔ)量[17-19]。古近紀(jì)，隨著特提斯洋閉合，研究區(qū)形成蒸發(fā)巖和碎屑巖[20]。新近紀(jì)，隨著扎格羅斯山褶皺帶隆起，美索不達(dá)米亞盆地受到強(qiáng)烈的擠壓應(yīng)力后形成一系列NW-SW走向的正斷層，此后研究區(qū)的構(gòu)造格局基本不變[9]。

1.2 地層發(fā)育特征

目前研究區(qū)鉆井主要揭示上白堊統(tǒng)Khasib組、Tanuma組、Hartha組、Sa’di組，厚度為530～700 m，巖性以灰?guī)r為主。Khasib組最初由R.M.Owen等[21]在伊拉克南部Zubair-3井定義，是巨層序AP9的一部分(圖2)。

圖2 中東地區(qū)B油田地層及Khasib組地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive histogram in the B Oilfield and the comprehensive histogram of the Khasib Formation in the Middle East (據(jù)白樺等[22]修改)

在伊拉克中部，Khasib組中部以白堊巖為主，底部和上部為泥灰?guī)r和泥質(zhì)灰?guī)r，是Tikrit、Balad、Samarra、Ahdab、Amarah、Halfaya、Jerishan和Majnoon等油田的重要儲(chǔ)層[9]。研究區(qū)B油田Khasib組巖性為顆粒灰?guī)r、泥?；?guī)r和粒泥灰?guī)r，屬于淺海陸棚或海岸潟湖沉積[18]。在B油田，根據(jù)沉積旋回和巖性變化，將Khasib組細(xì)分為9個(gè)小層(K1～K9)，K9小層在B-B井向東南部厚度明顯增大，其他小層厚度相對穩(wěn)定。儲(chǔ)層(和油層)主要分布在K2、K3和K4小層中，巖性為微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶藻屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r和生屑泥晶灰?guī)r，只有個(gè)別井在K4以下的層位出油。儲(chǔ)層之上為最大海泛期形成的頁巖、泥灰?guī)r和泥晶灰?guī)r(圖2)。

2 Khasib組沉積環(huán)境

2.1 沉積背景

此前對美索不達(dá)米亞地區(qū)Khasib組、Mishrif組和Mauddud組沉積環(huán)境的研究表明，中白堊世發(fā)育有生物堆積的邊緣碳酸鹽臺(tái)地，晚白堊世發(fā)育有碳酸鹽緩坡。研究區(qū)Khasib組的碳酸鹽沉積于一個(gè)向前凸起的斜坡上部，該套地層開始于盆地-次盆地相，逐步過渡到斜坡相，然后過渡到開闊陸棚相[11]。碎屑物質(zhì)和淡水的輸入導(dǎo)致海洋生物的逐漸死亡或變少，隨著碎屑輸入逐漸增加，海相碳酸鹽巖陸架隨Tanuma組泥質(zhì)物質(zhì)的沉積而終止了Khasib組碳酸鹽的沉積[10]。

2.2 古沉積環(huán)境

2.2.1 稀土元素與氧化-還原環(huán)境

稀土元素對判別沉積物氧化-還原條件、酸堿性、古氣候分析等具有重要的意義，其中Ce元素異常被廣泛用作判別古海水氧化-還原狀態(tài)的指標(biāo)[23-24]。

Ce元素的負(fù)異常是相對臨近元素的虧損，沉積環(huán)境為氧化環(huán)境[25]。Khasib組高能生屑灘δCe的值在0.34～0.50，平均值為0.43，整體上表現(xiàn)出負(fù)異常。(Nd/Yb)SN值在0.60～0.72，平均值為0.67，表現(xiàn)為輕稀土元素相對虧損，重稀土元素相對富集(表 1)。對稀土元素進(jìn)行澳大利亞后太古代頁巖標(biāo)準(zhǔn)化后[26]，得到稀土元素分配模式圖(圖 3)?？梢钥闯?，研究區(qū)輕稀土元素含量連線較陡，元素分餾程度較高；而重稀土元素含量連線較緩，元素分餾程度較低。綜合來看，Khasib組高能生屑灘形成于氧化環(huán)境。

圖3 中東地區(qū)B油田Khasib組生屑灘灰?guī)r 稀土元素分配模式圖Fig.3 Distribution pattern of rare earth elements from bioclastic shoal limestone of Khasib Formation in B Oilfield in the Middle East

表1 Khasib組生屑灘灰?guī)r稀土元素的質(zhì)量分?jǐn)?shù)(w/10-6)Table 1 Rare earth element content in Khasib Formation bioclastic shoal limestone

2.2.2 碳氧同位素與古鹽度

生物體內(nèi)碳氧同位素的組成受生命期海水鹽度、溫度和氣候的控制，碳氧同位素的變化可作為判別古鹽度和古氣候的可靠且常用指標(biāo)[24]。

在侏羅紀(jì)和白堊紀(jì)，特提斯海洋沉積物位于南部的美索不達(dá)米亞前深盆地。赤道一帶特提斯海洋主要經(jīng)歷強(qiáng)氧-缺氧的古環(huán)境[13]。在巨地層AP9沉積時(shí)期，低氧海洋碳酸鹽沉積在伊拉克中部[17]。

M.L.Keith等[27]將δ13CPDB和δ18OPDB結(jié)合起來，計(jì)算古鹽度參數(shù)

Z=2.048(δ13CPDB+50)+0.498(δ18OPDB+50)

(1)

式中：Z為指示古鹽度的參數(shù)，與含鹽度正相關(guān)；δ13CPDB和δ18OPDB值均以PDB為標(biāo)準(zhǔn)。

一般情況下，海相石灰?guī)r中的δ13C值為-5‰～5‰[24]。對研究區(qū)Khasib組巖心進(jìn)行測試，δ13CPDB值為0.56‰～1.59‰，平均值為1.18‰，屬于海相石灰?guī)r；δ18OPDB值為-4.3‰～-0.32‰，平均值為-2.33%；Z值為127.14～130.40(表2)，均大于125，表明Khasib組為鹽度變化不大的海相沉積。

表2 B油田Khasib組巖心碳氧同位素組成Table 2 Carbon and oxygen isotopic compositions of the cored section of Khasib Formation in B Oilfield

據(jù)δ13CPDB、δ18OPDB和鹽度的關(guān)系圖(圖 4)，可以看出Khasib組灰?guī)r的Z值主要取決于δ13CPDB、δ18OPDB的值，并且隨著鹽度的增加而增大，反映當(dāng)時(shí)的生物量變多，生物同位素分餾作用造成δ13C富集。

圖4 B油田Khasib組C、O同位素與古鹽度相關(guān)性圖Fig.4 Correlation of C, O isotopes and paleosalinity of Khasib Formation in B Oilfield

δCe=Ce/ Ce*=CeSN/(LaSN×PrSN)1/2; ∑LREE=La+Ce+Pr+Nd+Sm+Eu; ∑HREE=Gd+Tb+Dy +Ho+Er+Tm+Yb+Lu; ∑REE=∑LREE+∑HREE; 標(biāo)準(zhǔn)化后太古代澳大利亞頁巖(PASS)數(shù)據(jù)引自Taylor等[26]。

3 沉積微相類型及特征

3.1 基本沉積特征

3.1.1 巖石學(xué)特征

本文基于金振奎等[28]對碳酸鹽巖分類方案，通過鑄體和普通薄片觀察，認(rèn)為B油田Khasib組巖性為微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶棘屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r、泥晶藻屑灰?guī)r、生屑泥晶灰?guī)r、含生屑泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r(表 3)。顆粒除少量的雙殼類外，以殼薄體小的抱球蟲科(Globigerinacea)的球截蟲(Globotruncana)及異卷蟲(Heterohelix)為主，顆粒直徑一般為0.1～0.25 mm，見古串珠蟲(Palaeotextularia)、貨幣蟲(Nummulitessp.)；另一類為海膽、海百合小碎屑、介形蟲碎片、苔蘚碎片及雙殼類碎片；還有一類顆粒為暗色的泥晶藻粉屑顆粒，見海松藻科(Codiaceae)的仙掌藻(Halimeda)。微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r和泥晶藻屑灰?guī)r是研究區(qū)的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層類型。

表3 B油田Khasib組巖石類型Table 3 Rock types of Khasib Formation in B Oilfield

a.微亮晶生屑灰?guī)r

微亮晶生屑灰?guī)r以生屑和少量砂屑組成，生屑為有孔蟲、棘屑及雙殼等，顆粒直徑為0.15～0.5 mm。粒間充填灰泥。整體上，強(qiáng)壓實(shí)、礦物轉(zhuǎn)化及溶蝕作用發(fā)育，其中溶蝕作用具有選擇性，主要溶解藻屑(海松藻)和有孔蟲。粒間充填微亮晶方解石，形成于正常浪基面之上，持續(xù)動(dòng)蕩的環(huán)境[28]，沉積水動(dòng)力較強(qiáng)(圖 5-A)。量較少，僅占研究區(qū)巖石總體積的5%。

b.泥晶棘屑灰?guī)r

顆粒支撐，棘屑的體積分?jǐn)?shù)>50%，含有少量的亮晶膠結(jié)物，棘皮中包括少量的海膽和海百合小碎屑，具共生加大邊；鎂方解石含量較高的棘屑，幾乎不發(fā)生溶蝕。另一類為介形蟲、雙殼和綠藻粉屑，局部弱云化，分選性較好，顆粒直徑一般為0.15～0.35 mm(圖 5-B)。

c.泥晶生屑灰?guī)r

顆粒支撐結(jié)構(gòu)，生屑的體積分?jǐn)?shù)>50%，除少量的雙殼類外，見個(gè)體保存完整者的球截蟲、串珠蟲和抱球蟲(0.3～0.6 mm)；另一類為棘屑，并見共生加大邊；可見少量的棘屑、介形蟲和藻屑，粒間充填泥晶方解石(圖 5-C、D、E)。

d.泥晶藻屑灰?guī)r

藻類包括綠藻、紅藻等，主要跟有孔蟲共生在一起，其中藻類可以從光合關(guān)系中得到養(yǎng)料，使得共生有孔蟲在不同水深的生活變得容易起來。其中暗色的泥晶基質(zhì)，反映一種低能沉積環(huán)境[29]。藻類多發(fā)育于臺(tái)地邊緣和開闊臺(tái)地，其中豐度較高的仙掌藻在淺水臺(tái)地和內(nèi)部斜坡環(huán)境中可形成沉積物(圖 5-F、G)[30-31]。

e.生屑泥晶灰?guī)r

灰泥支撐，生屑的體積分?jǐn)?shù)>25%，泥晶的體積分?jǐn)?shù)<90%，見少量多室浮游有孔蟲。另一類為棘屑、介形蟲和苔蘚等，量少且局部富集(圖 5-H)。顆粒分選性較好(除少量片狀生屑外)，粒徑一般為0.1～0.2 mm。形成于正常浪基面和風(fēng)暴浪基面之間，間歇?jiǎng)邮幍沫h(huán)境，沉積水動(dòng)力相對較弱。

圖5 B油田Khasib組巖石微觀特征Fig.5 The microscopic features of Khasib Formation in B Oilfield (A)微亮晶生屑灰?guī)r，B-A井，深度2 406.35 m，單偏光; (B)泥晶棘屑灰?guī)r，B-A井，深度2 409.1 m，單偏光; (C)泥晶生屑灰?guī)r，有串珠蟲(Textularia)化石，B-E井，深度2 538 m，單偏光; (D)泥晶生屑灰?guī)r，海百合類、瓣鰓類化石，B-E井，深度2 540 m，單偏光; (E)泥晶生屑灰?guī)r，有球截蟲(Globotruncana)化石，B-E井，深度2 540 m，單偏光; (F)泥晶藻屑灰?guī)r，綠藻化石，B-E井，深度2 549 m，單偏光; (G)泥晶藻屑灰?guī)r，見松藻(Codium)化石溶孔，B-E井，深度2 556 m，單偏光; (H)生屑泥晶灰?guī)r，B-A井，深度2 462.7 m，單偏光; (I)泥晶灰?guī)r，B-A井，深度2 464.4 m，單偏光

f.含生屑泥晶灰?guī)r

灰泥支撐，生屑的體積分?jǐn)?shù)>10%，生屑以浮游類的小型薄殼有孔蟲為主，由于成巖改造，大多數(shù)結(jié)構(gòu)已變得模糊，偶見個(gè)體保存好的抱球蟲和串球蟲等。整體上，強(qiáng)壓實(shí)(生屑顆粒長軸定向)，溶蝕作用欠發(fā)育。沉積水動(dòng)力較弱，為安靜低能環(huán)境沉積。

g.泥晶灰?guī)r

巖心呈灰色，灰泥支撐，泥晶的體積分?jǐn)?shù)>90%，見少量的介形蟲，環(huán)境較低能，不利于底棲生物的生存，化石很少見，生命力強(qiáng)的蠕蟲類等生物可生存，形成各種蟲孔[28]。形成于斜坡微相和低能灘間微相(圖6-I)。

3.1.2 沉積構(gòu)造

通過對Khasib組取心井巖心觀察和描述，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)沉積構(gòu)造包括生物擾動(dòng)、交錯(cuò)層理、紋層及似瘤狀構(gòu)造。K-2段的遺跡化石主要有Thalassinoides、Ophiomorpha、Palaeophycus、Rhizocorallium以及Planolites[32]，強(qiáng)烈的生物擾動(dòng)作用增強(qiáng)了孔隙度，最好的孔隙度(20%)出現(xiàn)在強(qiáng)烈生物擾動(dòng)的地層中部[18]。具定向性的生物表明水體較為平靜，而似瘤狀構(gòu)造的出現(xiàn)也為沉積相的劃分提供了證據(jù)。

3.1.3 測井相特征

通過對Khasib組巖相特征、古生物特征等的分析，對測井曲線進(jìn)行總結(jié)，得出了研究區(qū)Khasib組的測井相模式(圖6)。高能生屑灘微相自然伽馬曲線為低值箱形，相對于圍巖呈箱形，并且曲線頂、底均為突變接觸，該類型自然伽馬值較低，沉積水體能量較高；低能生屑灘微相的自然伽馬曲線與高能生屑灘類似，都為箱形，但是伽馬值較高能生屑灘高，沉積水體能量相對較低；藻屑灘微相為中伽馬相，其值高于生屑灘微相，低于灘間微相，沉積水體能量整體較低；上外緩坡和下外緩坡微相自然伽馬曲線與生屑灘微相相似，但是上外緩坡曲線鋸齒狀較少，深感應(yīng)電阻率測井值較??；斜坡微相自然伽馬曲線具有更多的鋸齒和較大的值，深感應(yīng)電阻率測井曲線下部鋸齒較多，值整體較小。

圖6 B油田B-I井Khasib組沉積微相測井相模式圖Fig.6 Logging facies patterns of sedimentary microfacies of Khasib Formation in B Oilfield

3.2 沉積微相的劃分

美索不達(dá)米亞盆地中部Khasib組屬于淺水沉積，儲(chǔ)層段處于風(fēng)暴浪基面以上，發(fā)育高能生屑灘、低能生屑灘、藻屑灘、上外緩坡、下外緩坡和少量灘間微相 (表 4)。Khasib組灘相沉積不如臺(tái)緣灘的規(guī)模大，主要發(fā)育在古地貌較高的地區(qū)。

表4 B油田Khasib組沉積微相劃分Table 4 Division of sedimentary microfacies of the Khasib Formation in B Oilfield

3.2.1 高能生屑灘微相

高能生屑灘位于中緩坡亞相，為正常浪基面之上的透光帶，具有水體相對較淺、水動(dòng)力條件較強(qiáng)等特點(diǎn)。巖性以微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶棘屑灰?guī)r和泥晶生屑灰?guī)r為主，局部含有少量的砂屑，生屑為棘皮類、球截蟲(Globotruncana)、貨幣蟲(Nummulitessp.)、厚殼蛤和苔蘚蟲等。該微相分布于中緩坡亞相中能量相對較高的位置，容易形成生物碎屑。

3.2.2 低能生屑灘微相

低能生屑灘位于中緩坡亞相的下部，為正常浪基面以上，水動(dòng)力條件相對較弱。巖性為泥晶生屑灰?guī)r，生屑為個(gè)體保存較好的抱球蟲、眼形蟲、閉臍蟲,以及介形蟲和苔蘚。局部生物擾動(dòng)和潛穴既破壞了層理，又使巖石具有斑塊狀。

3.2.3 藻屑灘微相

藻屑灘是指與藻有成因聯(lián)系的顆粒灘，位于中緩坡亞相的中部[33]。巖性以泥晶藻屑灰?guī)r為主，生屑類型以綠藻和紅藻為主；其次為浮游類的小型薄殼有孔蟲，見個(gè)體保存較好的抱球蟲和球截蟲；另一類為少量棘屑、介形蟲、雙殼類等，且局部富集。

3.2.4 上外緩坡微相

上外緩坡微相位于正常浪基面和風(fēng)暴浪基面之間。巖性以生屑泥晶灰?guī)r為主，局部有少量泥晶生屑灰?guī)r。由西北向東南,水體逐漸變深，屬于相對中低能環(huán)境。動(dòng)蕩時(shí)期，風(fēng)將部分顆粒帶到外緩坡亞相的上外緩坡微相帶，形成極少的低能灘；穩(wěn)定時(shí)期，顆粒間的孔隙中有沉降的灰泥[28]。

3.2.5 下外緩坡微相

下外緩坡微相位于風(fēng)暴浪基面以上，屬于低能環(huán)境，向海方向過渡為斜坡和盆地相，與斜坡相之間沒有坡折，兩者以風(fēng)暴浪基面為界[34]。以含生屑泥晶灰?guī)r為主，局部有泥晶灰?guī)r，生物很少。

3.2.6 灘間微相

灘間微相為淺灘間相對低洼的沉積，此處海水安靜，能量較小，沉積物粒度較細(xì)。巖性以生屑泥晶灰?guī)r和泥晶灰?guī)r為主，含有少量的介形蟲。

4 沉積演化及沉積模式

4.1 垂向演化

Khasib組典型的沉積相組合見于B-A井(圖7)，為緩坡-斜坡相沉積。垂向上發(fā)育生屑灘、藻屑灘、上外緩坡、下外緩坡和灘間微相沉積。高能生屑灘微相發(fā)育于中緩坡亞相頂部，生屑的體積分?jǐn)?shù)達(dá)50%以上，粒間充填亮晶膠結(jié)物，儲(chǔ)集性較好，是下一步勘探開發(fā)的目標(biāo)。低能生屑灘微相發(fā)育于中緩坡亞相下部，生屑的體積分?jǐn)?shù)為50%～20%，粒間充填灰泥膠結(jié)物；藻屑的體積分?jǐn)?shù)為50%～20%者，屬于藻屑灘微相，以薄層沉積于生屑灘微相之間；灘間微相發(fā)育在Khasib組頂部，生屑的體積分?jǐn)?shù)<20%。上外緩坡微相形成于Khasib組中部，巖性為生屑泥晶灰?guī)r；下外緩坡微相在Khasib組中下部，巖性為含生屑泥晶灰?guī)r，灰泥支撐，生屑較少，伽馬值相對較高。Khasib組下部為斜坡微相沉積，巖性為泥晶灰?guī)r，由于沉積水體較深，灰泥含量升高，伽馬值也相應(yīng)升高。

圖7 B-A井Khasib組沉積微相典型剖面圖Fig.7 Typical section of sedimentary microfacies of Khasib Formation in Well B-A

4.2 橫向?qū)Ρ?/h3>

通過對B-A井-B-B井-B-C井-B-D井-B-E井-B-F井沉積相連井剖面對比(圖8)，可以發(fā)現(xiàn)Khasib組分布穩(wěn)定，厚度變化不大，自西北向東南發(fā)育緩坡和斜坡相。Khasib組上部為中-高能生屑灘和藻屑灘沉積，受地貌控制，由高能生屑灘沉積轉(zhuǎn)變?yōu)榈湍苌紴┏练e，藻屑灘沉積厚度和層數(shù)逐漸減少，局部發(fā)育灘間沉積；中部為一套外緩坡沉積，由西北向東南，上外緩坡沉積厚度變大，下外緩坡厚度變化不大；下部以大套的厚層斜坡沉積為主，沉積厚度逐漸增大。

4.3 平面展布

綜合單井、連井以及相模式，結(jié)合研究區(qū)井-震結(jié)合和構(gòu)造特征分析，繪制Khasib組儲(chǔ)層段沉積微相平面圖。研究區(qū)儲(chǔ)層段自西北向東南整體以中緩坡沉積為主，依次發(fā)育高能生屑灘、低能生屑灘-藻屑灘、低能生屑灘和灘間微相，其中生屑灘和藻屑灘在區(qū)內(nèi)廣泛分布，僅在東南部發(fā)育灘間相(圖9)。

圖9 Khasib組K1-K3小層平均波阻抗地震相與沉積微相平面圖Fig.9 Plan view of the average wave impedance seismic facies and sedimentary microfacies of the K1-K3 small layers of Khasib Formation

4.4 沉積模式

A.A.M.Aqrawi[35]提出Khasib組沉積模式為潮間-潮下-開闊海，由于研究區(qū)的范圍較大，并未見大量的白云巖發(fā)育，此模式與B油田不符合。因此，本文根據(jù)巖石類型、古環(huán)境、地震相及沉積相分布特征，借鑒M.E.Tucker[36]描述的碳酸鹽緩坡體系，對研究區(qū)Khasib組沉積模式進(jìn)行修改，認(rèn)為研究區(qū)位于坡度小、無坡折、開闊海域的緩坡構(gòu)造背景，反映了陸棚邊緣緩坡沉積體系，應(yīng)該為緩坡模式。

Khasib組沉積時(shí)期，整體為西北-東南方向展布的碳酸鹽緩坡沉積，從西北至東南海水逐漸變深，陸源沉積物逐漸減少。在靠近內(nèi)緩坡的中緩坡，發(fā)育一套由微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶棘屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r和泥晶藻屑灰?guī)r構(gòu)成的高能生屑灘、藻屑灘和低能生屑灘沉積；向南海平面相對較低，隨著水體加深，生屑含量降低，介于風(fēng)暴浪基面和正常浪基之間，發(fā)育上外緩坡和下外緩坡沉積；再往盆地邊緣，發(fā)育斜坡和盆地沉積。生屑灘的發(fā)育主要受相對海平面沉降控制，具體表現(xiàn)為：垂向上，生屑灘發(fā)育在高位體系域；平面上，高能生屑灘發(fā)育于臺(tái)地邊緣隆起帶上，處于正常浪基面以上，受到波浪、潮汐等作用影響，有利于灘體發(fā)育(圖9、圖10)，改善了儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)，是最有利的勘探區(qū)。

圖10 Khasib組沉積相模式圖Fig.10 Sedimentary facies model of Khasib Formation

5 結(jié) 論

a.中東地區(qū)B油田上白堊統(tǒng)Khasib組的δCe值負(fù)異常；輕稀土元素含量連線較陡，重稀土元素含量連線較緩；古鹽度參數(shù)Z值為127.14～130.40，均大于125，鹽度隨著δ13C增加而增大，相關(guān)性較好。整體表現(xiàn)為氧化且鹽度變化不大的海相沉積環(huán)境。

b.在Khasib組沉積期間，海平面快速上升。Khasib組沉積早期海平面緩慢下降，并在短時(shí)間內(nèi)保持不變，以形成泥晶灰?guī)r為主，為低能的斜坡微相沉積；隨著海平面下降，中期由斜坡微相轉(zhuǎn)變?yōu)樯贤饩徠挛⑾嗪拖峦饩徠挛⑾喑练e，形成含生屑泥晶灰?guī)r和生屑泥晶灰?guī)r；隨著相對海平面持續(xù)下降，沉積水體較淺，晚期以中緩坡高能生屑灘微相、低能生屑灘微相和藻屑灘微相沉積為主，發(fā)育微亮晶生屑灰?guī)r、泥晶棘屑灰?guī)r、泥晶生屑灰?guī)r和泥晶藻屑灰?guī)r。

c.研究區(qū)屬于西北-東南向的緩坡-斜坡沉積模式。中緩坡沉積期，生屑灘微相發(fā)育于正常浪基面以上的臺(tái)地邊緣隆起帶，處于正常浪基面以上，受到波浪、潮汐等作用的影響，有利于灘體發(fā)育，并在低洼處形成灘間微相。外緩坡沉積期，上外緩坡微相和下外緩坡微相發(fā)育于正常浪基面以下，在風(fēng)暴期海水將遠(yuǎn)處的顆粒搬運(yùn)過來，在海水平靜期顆粒沉降在灰泥中，局部形成極少的灘。

d.通過本文的研究，初步明確生屑灘和藻屑灘是上白堊統(tǒng)油藏勘探的最有利區(qū)，是優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育的有利相帶。該結(jié)果不但為油氣勘探提供了地質(zhì)基礎(chǔ)，而且極大地?cái)U(kuò)展了研究區(qū)陸棚邊緣緩坡相油藏的勘探前景。