2019, Vol. 62
2. 青岛海洋科学与技术国家实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室, 青岛 266000;
3. 南京地质调查中心, 南京 210016;
4. 中国海洋大学, 青岛 266063
, GUO XingWei1,2, WU ZhiQiang1,2
, XIAO GuoLin1,2, ZHANG XiaoHua1,2,4, ZHU XiaoQing1,2
2. Function Laboratory for Marine Mineral Resource Geology and Exploration, Qingdao National Oceanography Laboratory, Qingdao 266000, China;
3. Nanjing Center, China Geological Survey, Nanjing 210016, China;
4. Ocean University of China, Qingdao 266063, China
位于下扬子块体主体部位的南黄海盆地是在奠基于前震旦纪克拉通基础上发育的大型含油气盆地, 盆地北部以连云港—黄梅断裂与秦岭—苏鲁构造带与华北块体相连, 南以江山—绍兴断裂带与华南块体相接, 东与朝鲜半岛的京畿块体相连, 西与苏北盆地连为整体(图 1), 为中、古生代海相与中、新生代陆相的多旋回叠合盆地.其中, 海相残余地层厚度大、分布广, 具有良好的油气前景(冯志强等, 2002; 王连进等, 2005).同时, 南黄海海域是西太平洋和欧亚两大活动板块相互作用的关键区域(Liu, 1993; 张训华等, 2014a), 是连接中国东部和朝鲜半岛地质构造单元的重要纽带, 经历了复杂的地质演化历史, 形成了中、古生代和新生代的叠合盆地(张训华等, 2014b), 成为人们认识中国东部与朝鲜半岛之间构造联系乃至欧亚大陆边缘构造演化、环境资源效应的重要窗口, 越来越受到地学研究者的注意(王谦身和安玉林, 1999; 万天丰, 2001; Ford et al., 2010; 郝天珧等, 2003a, b, 2006, 2010).
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图 1 南黄海盆地与周邻地块关系图 Fig. 1 Diagram of the South Yellow Sea Basin and adjacent block |
作为南黄海中、新生代盆地的二级构造单元, 中部隆起位于南黄海盆地中部, 北与北部坳陷以断层相隔, 南与南部坳陷相邻, 呈近EW向分布, 面积超过30000 km2.在中元古代末期晋宁运动之后形成的变质基底上, 从震旦纪开始至中三叠世中期, 沉积了大厚度的海相碳酸盐岩和碎屑岩地层.中三叠世末期, 受印支-燕山早期造山运动的影响, 长期隆升作用使海相中-古生界遭受剥蚀改造, 新近纪以后, 构造运动趋于平静, 进入整体下降的坳陷期, 沉积了厚度在400~800 m之间, 最大不超过1000 m的新近系和第四系(张训华, 2008; 张训华等, 2014a, b; 庞玉茂等, 2017).长期以来, 由于新近系和第四系厚度小、埋藏浅, 未达到油气生成的门限深度, 致使中部隆起成为油气勘探的禁区, 在广大区域内未实施钻探工作, 仅有的几条区域性地震测线剖面, 由于受当时的勘探技术方法的限制, 中-深部地层的地震反射成像品质差, 只能反映T2地震反射界面(对应新近系底界面, 下同)之上地层的赋存状况.
虽然中部隆起的陆相沉积层不具备生烃能力, 但在其之下赋存了厚度较大的海相残余地层, 它的油气勘探潜力引起了石油地质工作者的关注(汪龙文, 1989; 冯志强等, 2002; 裴振洪和王果寿, 2003; 杨琦和陈红宇, 2003; 王连进等, 2005; 张训华等, 2014a).汪龙文(1989)在分析了南黄海油气地质条件及陆相油气勘探的经验教训后指出, 南黄海下一步找油应在“隆起区”进行地震勘探, 首先以中部隆起中-古生界为主, 注意礁块、喀斯特、推覆构造等; 但在缺乏钻井资料标定, 地震资料对中-深部地层成像不清晰和重力、磁力资料具有多解性的情况下, 对中部隆起的前新生代地层属性与分布众说纷纭, 对其油气地质条件也没有取得一定的认识.杨琦和陈红宇(2003)推测, 中部隆起赋存寒武系和奥陶系碳酸盐岩; 裴振洪和王果寿(2003)从区域地质对比出发, 认为北部坳陷、中部隆起与扬子地台具有相似的盖层沉积, 并认为中部隆起海相中-古生界保存完整, 特别是三叠系厚度大, 分布稳定, 后期正、逆断层改造弱, 虽然其大部区域缺乏陆相中生界及古近系沉积, 但石炭-二叠、三叠系盖层发育完好, 构造以平缓宽缓背斜为主, 变形较弱; 王连进等(2005)从区域构造、地层分布出发, 认为滨海隆起前新近系基底地层可能(因中间滩海地区缺少实际资料)向东北延伸进入南黄海中部隆起, 存在海相残余地层.上述认识的孰是孰非, 亟需地震勘探技术的突破和钻探进行验证.
受刘光鼎院士提出中国油气资源“二次创业”观点(刘光鼎, 2002)和我国南方海相碳酸盐岩油气重大突破(马永生, 2006)的启示, 南黄海油气资源勘探目标由中-新生代陆相沉积盆地转到了中-古生代海相残留盆地.2006年开始, 采用长排列+大容量气枪阵列震源的多道地震采集技术(吴志强等, 2015a), 首次在中部隆起上获得了T2界面以下清晰的层状地震反射, 显示区内发育前新生代沉积地层; 之后进一步发现该界面之下发育多个可识别和追踪对比的地震反射波组(张海啟等, 2009), 证明了中部隆起发育厚度较大的海相残余地层.但是, 由于缺乏钻探资料的支持, 研究者们对地震反射波的地质属性没有取得共识, 或认为由于隆起和剥蚀作用导致下三叠统青龙组和上二叠统大隆及龙潭组几乎没有残余(张海啟等, 2009; 戴春山, 2011), 甚至可能缺失石炭系以下地层(郝天珧等, 2010; 张训华等, 2014b), 或认为中-古生代海相残余地层发育较齐全(黄松等, 2010; 林年添等, 2012；杨艳秋等, 2015).
因此, 通过科学钻探探查中部隆起中-古生代地层属性、地质结构和油气地质条件, 解决制约油气勘查长期悬而未决的海相残留盆地的地层属性问题, 同时为区域地质、海陆演化与海相油气资源前景研究和评价提供基础资料, 是亟待解决的关键科学问题.
青岛海洋地质研究所组织实施的“大陆架科学钻探”项目, 以板块构造学、块体构造学(张训华等, 2009; 张训华和郭兴伟, 2014)理论为指导, 以研究边缘海构造演化与资源环境效应等重大科学问题为目标, 针对南黄海海相残留盆地的构造演化与油气资源效应开展了一系列的调查研究工作, 取得了大量的成果(郝天珧等, 2006, 2010; 张训华和郭兴伟, 2014；张训华等, 2014a, b; 吴志强等, 2015a, b, 2016; 赵维娜等, 2017; Zhao et al., 2017).基于上述工作基础, 为了解决中部隆起的前新生代地层属性问题, 探索其油气资源前景, 确定在中部隆起上实施全取芯科学钻探, 以填补该区域没有实施钻探工作的空白, 验证前期的研究成果, 为区域地质研究和海相中-古生界油气资源评价提供基础资料.
钻前预测是整个科学钻探过程中的首个重要环节.针对钻探的科学目标和钻探平台性能, 制定了井位选取的原则.在钻探科学目标和井位选取原则的框架下, 采用区域地质背景指导下的地质、地球物理综合研究方法, 拟定了科学钻探井(CSDP-2井)位置; 利用叠前时间偏移成像处理剖面, 采用地震相、地震速度分析和储层预测技术, 进行了钻前层位预测和油气储层分析, 为钻探工程设计和施工提供了依据和支持.
CSDP-2井于2015年3月开始施工, 至2016年9月14日于井深2843.18 m完钻, 总钻探进尺为2810.1 m(海底起算), 平均取芯率在90%以上.自上而下钻遇的地层为, 第四系、新近系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系和志留系(郭兴伟等, 2017; 肖国林等, 2017; 庞玉茂等, 2017；Pang et al., 2017a, b), 证实了中部隆起上发育中-古生代海相沉积地层的推论, 使多年来关于中部隆起海相残余地层属性的争论有了定论.同时, 还揭示了海相中-古生界烃源岩普遍发育, 厚度较大、级别较高(中等-好级别).在钻探取芯过程中, 于三叠系青龙组灰岩、二叠系龙潭组和栖霞组含煤碎屑岩, 泥盆系和志留系砂泥岩等多个层段中获得了不同级别的油气显示, 表明南黄海具有良好的海相油气资源前景, 坚定了南黄海海相油气勘探的信心, 极大地推动了南黄海尤其是中部隆起海相油气勘探工作.
1 井位部署根据“大陆架科学钻探”项目的总体目标, 确定的CSDP-2井钻探科学目标是, 为建立南黄海新近纪以来地层层序, 探索陆架形成演化及其环境效应, 探查中部隆起前新生代海相地层时代和岩性, 建立地层层序, 揭示其沉积演化过程, 为下一步油气勘探的突破奠定基础.
1.1 部署原则与指导思想本科学钻探井为南黄海中部隆起上的第一口钻井, 此前在南部和北部坳陷共钻探26口探井, 其中7口井钻遇海相中-古生界, 揭示的时代最老的地层为石炭系, 均没有见到油气显示(许红等, 2015).针对钻探目标, 根据聚焦关键科学问题、兼顾钻探装备性能和安全要求，并满足区域地质、油气资源前景研究的需求, 确定了井位部署原则如下.
(1) 根据项目钻探经费情况, 采用自主研发的轻便、低成本钻探平台“探海1号”(宋宝杰等, 2016)实施科学钻探; 基于钻井平台的性能和安全要求, 钻孔所在的海域水深不超过30 m, 钻孔位置距海岸的距离不超过200 km.
(2) 本次科学钻探设计的深度为2800 m, 要求在取全海相地层的基础上, 尽可能揭示更多时代的地层, 同时兼顾油气发现; 因此, 必须寻找海相残余地层埋藏浅的区域, 并应将井位部署在构造高点部位和具有圈闭显示.
(3) 钻孔所在位置应有相交的多道地震测线进行标定, 预测地质层位的主要地震反射层序可靠, 且可进行横向追踪对比.
(4) 以了解本区地质演化历史为主要目标, 应避开火成岩等特殊的地质体.
根据科学钻探目的和中部隆起的资料基础, 确定井位部署与钻前预测研究的指导思想和技术路线是, 以区域约束局部, 深层制约浅层为指导, 以综合地球物理场特征对比研究为重点, 根据钻井揭示的海相地层地震反射特征进行层位横向追踪与对比解释, 分析中部隆起的海相地层展布特征, 利用地震相和地震速度分析方法进行钻前地震层位的地质属性及埋深预测, 同时应用地震储层预测技术方法进行储层预测, 为钻探工程设计和施工提供科学依据(图 2).
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图 2 井位选址与钻前预测技术路线 Fig. 2 Site location and pre-drilling prediction technical flow |
2009年, “全国油气资源战略选区调查与评价国家专项”在南黄海盆地中部隆起实施了二维多道地震采集工作.针对中部隆起海相目标层的地震地质条件, 采用了大容量气枪阵列震源、长排列、高覆盖次数的采集参数(表 1), 在成像处理过程中, 制定了针对性的处理流程, 应用叠前综合多域噪音压制、多次波联合衰减、大偏移距各向异性动校正、各向异性叠前时间偏移等关键技术(吴志强等, 2015a), 获得了海相目标层的有效成像.
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表 1 二维多道地震资料采集参数表 Table 1 2D multi-channel seismic data acquisition parameter |
虽然在缺乏钻井资料、不能对多道地震剖面上地震波组准确标定的情况下, 对中部隆起海相地层的时代还存在争议, 但近年来取得的地球物理调查研究和区域地层对比成果证明, 中部隆起海相中-古生界较发育(黄松等, 2010; 赵文芳等, 2011；林年添等, 2012; 赵维娜等, 2017).因此, 在井位部署和层位预测过程中, 以中部隆起区域发育中-古生界认识为指导, 对二维多道地震成像处理成果剖面进行了层位对比和追踪解释.地震剖面解释的主要思路是, 结合区域地质特征及本区地层发育和分布规律, 以代表印支运动构造界面的地震反射波组T8为区域性地震反射标志层(林年添等, 2012), 首先在地震剖面上追踪印支面(在中部隆起大部分区域与T2反射界面重合); 参考陆区苏北盆地及中扬子区地震-地质层位标定成果, 根据地震、地质特征进行地震-地质层位类比标定, 运用现代构造地质学及地震地层学进行地层属性分析, 进而对海相构造层内地震反射层进行识别.
在7口钻遇海相中-古生界的钻井中, 距中部隆起最近的钻井为W5-ST1井(图 1), 但由于南部坳陷与中部隆起之间断层相隔和隆起部位地层缺失等原因, 利用过该井的地震剖面向中部隆起追踪解释困难.为此, 主要依据钻井标定的海相中-古生界地震反射特征, 对中部隆起的地震剖面进行解释.杨艳秋等(杨艳秋等, 2015)利用南黄海盆地钻井合成记录和VSP资料, 对地震剖面上的特征波进行对比与标定, 结合地层发育特征, 将海相地层划分为6个地震层序, 根据地震反射特征、地层速度、重磁震联合反演和区域地质背景, 推测了地震层序的地质属性.林年添等(林年添等, 2012)利用南部坳陷钻井资料, 结合新采集的二维地震资料, 对二叠系、三叠系的地震波组进行了属性提取及分析, 总结其反射特征, 上二叠统龙潭组和大隆组总体表现为中-强振幅、偏低频、平行-近平行较密集地震反射特征, 下三叠统下青龙组为弱振幅或空白反射、低-中频、平行-近平行地震反射特征.这些研究成果为中部隆起的多道地震资料解释提供了重要参考.
在地震剖面上追踪标定印支面的基础上, 根据二叠系、三叠系的地震反射特征, 追踪对比了T9、T10反射波组.在T10之下, 存在一套中、高连续性, 中等频率、中等振幅的反射波组, 对该套波组的顶界(T11)进行了对比解释和标定.形成的地震解释剖面如图 3所示.
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图 3 过CSDP-2井XQ09-2线剖面地震解释图(位置见图 1) Fig. 3 Seismic interpretation section of Line XQ09-2 cross Well CSDP-2(Location in Fig. 1) |
在图 3地震剖面上, T8(或T2)-T9反射层序代表的第Ⅰ套中-古生界海相地震反射层序, 为空白或平行弱反射, 地震层速度5400 m·s-1左右, 推测为三叠系青龙组.
南黄海盆地有WX5-ST1井等4口井钻遇该组地层, 揭示岩性主要为灰岩、泥质灰岩、鲕状灰岩夹白云岩和白云质灰岩, 预测该套地层岩性与其相当.
T9-T10反射层序代表的第Ⅱ套中-古生界海相地震反射层序, 总体呈现为振幅较强、连续性较好、频率较低, 其内部结构为似平行反射特征, 地震层速度在4200 m·s-1左右, 推测为二叠系大隆组与龙潭组.参考WX5-ST1井和CZ35-2-1井钻井揭示的该套地层主要岩性为粉砂岩、砂岩、夹煤层(许红等, 2015), 推测该套层序主要发育砂岩、泥岩互层, 夹有煤层.从南黄海钻井资料分析看, 该套地层孔隙不太发育, 孔隙度一般在4~8%之间, 泥质含量相对较高, 一般在4~14%.
T10-T11反射层序为第Ⅲ套中-古生界海相地震反射层序.整体呈现为空白或平行弱反射特征, 地震层速度在5000~6000 m·s-1区间变化, 之下为一套中-高连续性, 中等频率、中等振幅的反射波组, 与其呈不整合接触关系, 是一个区域性不整合面反射.推测为二叠系栖霞组—泥盆系五通组, 岩性主要为灰岩和致密砂岩.T11界面之下的中-高连续性、中等频率和振幅的反射波组应为志留系反射特征, 由于地震资料的成像品质原因, 其底界难以可靠追踪.
1.4 井位拟定针对钻探目标及井位部署原则, 在区域地质、地球物理综合研究的基础上, 根据最新的地震资料解释结果, 将CSDP-2井部署在位于东西向地震测线XQ09-2线与南北向地震测线XQ09-4交点处(图 1), 该井处的地震反射特征如图 3、图 4所示.该井位于中部隆起的西部, 距陆地距离约120 km, 所在海域水深22 m, 符合钻探平台性能和安全保障等对水深及距海岸距离的要求.
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图 4 过CSDP-2井南北向测线XQ09-4线地震剖面图(位置见图 1) Fig. 4 Seismic interpretation section of Line XQ09-4 cross Well CSDP-2 (Location in Fig. 1) |
地震和重力、磁力异常资料均显示中部隆起的中部及西部地区火成岩较发育(郑闹盈等, 2013; Pang et al., 2017a), 为此在进行井位部署时, 对钻遇火成岩的风险进行了评估.在图 3、图 4所示的地震剖面上, 井位处呈层状地震反射特征, 没有发现发育火成岩的杂乱地震反射特征, 在前人根据地震、重力、磁力资料获得的中部隆起火成岩体和断裂分布叠置图(郑闹盈等, 2013)上，井点处布格重力异常在0~5 mGal之间，磁力ΔT处于负异常到正异常过渡带上，布格异常不明显与高速、高密度的岩层埋藏较浅有关.对这些资料综合分析后认为, CSDP-2井及其周边区域欠发育火成岩体.
从图 3、图 4可以看出, 该井位于构造高点部位, 虽然地震测线的网格较大, 不能确定构造圈闭的完整性.但是, 此处钻探在2800 m井深范围内可钻遇第Ⅰ套-第Ⅲ套中、古生界海相地震反射层序, 预计钻遇的地质层位较多, 满足尽量钻探更多地层的目标要求.
在东西走向的XQ09-2线成像剖面上, 反射波组较清晰, 信噪比相对较高, 特征相对突出.从CSDP-2井出发, 向东追踪到测线端点(距离达120 km以上), 可以标定推测该线东段以重力负异常为特征的宽缓隆起构造的地层属性, 分析隆起构造的负重力异常形成的原因; 同时与XQ09-2线正交的南北走向XQ09-4线上, 向北追踪100 km左右可到达北部坳陷的南部边界附近, 可进一步确认北部坳陷陆相沉积盆地基底之下反射层的地质属性, 为研究北部坳陷海相残留盆地的构造演化与油气资源前景评价提供依据.
1.5 层位预测在地震资料解释与地震层序分析的基础上, 对可能钻遇的地层属性及埋深进行了预测.层位预测采用方法是, 根据地震层序的振幅、频率和反射结构等特征, 推测了地层属性, 以井位处地震道集的速度谱为基础资料, 结合前期研究取得的南黄海海相沉积层区域速度特征(吴志强和陆凯, 2011)为参考, 预测了钻探地层的岩性与埋藏深度.
在图 3所示的地震剖面上, 海底-T2反射波组为第四系+新近系地震反射层序, 全区分布.整体反射能量中-强, 平行、近平行反射, 连续性好、波形稳定、频率高, 呈高振幅、高频率、高连续性的“三高”特征.其中, T2反射波与上覆反射层呈上超接触, 与下伏反射波组呈削截接触, 能够连续追踪对比, 是研究区的区域不整合面的反映, 也是区域地震反射标志层.在图 5所示的速度谱图上, 该套层序地震速度特征清晰, 双程走时670 ms的T2反射波能量团聚焦度高, 拾取地震叠加速度转换成层速度计算该界面的埋藏深度(海底起算, 下同)为597 m.
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图 5 XQ09-2线过CSDP-2井地震道CRP道集速度谱 Fig. 5 Normal moveout velocity spectrum for CRP gather cross Well CSDP-2 in Line XQ09-2 |
第Ⅰ套中-古生界海相反射层序的底界为T9反射波(双程反射时间为780 ms), 推测为三叠系青龙组, 由图 5所示的叠加速度计算的地震层速度5360 m·s-1, 底界埋藏深度在928 m左右, 预测地层厚度为330 m.其空白和平行弱反射特征(图 3, 图 4)显示地层岩性较为均一, 结合区域地层岩性特征和过井地震反射特征及速度信息, 推测为岩性较均一的灰岩.
参考CZ35-2-1井、WX13-3-1井揭示的三叠系岩性特征分析, 该地层主要岩性为灰岩夹少量泥灰岩.从图 3和图 4可以看出，井点位置处于构造高部位, 受挤压和逆冲推覆构造作用的影响，地层倾角较大, 并遭受长期的风化剥蚀, 推测由挤压和地层起伏作用形成的裂隙较发育, 在其顶部可能存在风化壳, 勿南沙隆起的CZ35-2-1井钻遇青龙组风化壳和溶洞, 泥浆漏失严重(周俊昌和罗勇, 2002), 也间接证明了这一推测.
从图 5可以看出, 虽然地震资料叠前多次波组合压制效果良好(吴志强等, 2015a), 但受地震资料分辨率较低的影响, T9地震反射界面之下的速度分析能量团聚焦性变差, 层速度计算误差变大.因此, 对T10和T11地震反射界面埋藏深度的计算, 采用在区域地层速度特征指导下的速度谱分析拾取与层速度计算的方法, 计算这两个反射层的厚度与界面埋藏深度.
推测T9-T10反射层序(反射时间为780~1180 ms)为二叠系大隆组与龙潭组, 总体呈现为振幅较强、连续性较好、频率较低, 似平行反射特征(图 3, 图 4), 综合地震速度分析求得的层速度4410 m·s-1, 厚度为772.0 m, 底界埋藏深度为1700 m.WX5-ST1井和CZ35-2-1井钻井揭示的该套地层主要岩性由粉砂岩、砂岩、夹煤层(许红等, 2015), 且与其反射特征相似, 推测该套层序主要发育砂岩、泥岩互层, 夹有煤层.从南黄海钻井资料分析看, 该套地层孔隙不发育, 孔隙度一般在4~8%之间, 泥质含量相对较高, 一般在4~14%.
推测T10-T11反射层序为二叠系栖霞组-泥盆系五通组, 为空白反射特征(图 3, 图 4), 综合地震速度分析求得的层速度为5350 m·s-1, T11地震反射界面的双程走时为1410 ms, 计算该层厚度为615 m, 底界埋藏深度2315 m, 岩性以灰岩、砂岩为主.
根据区域地层地震反射特征, 推测T11反射界面之下的中、高连续性, 中等频率、中等振幅的反射波组为志留系+上奥陶统.在CSDP-2井处, 该套层序的底界反射走时在1800 ms左右, 综合地震速度分析求得的层速度5050 m·s-1, 厚度为985 m, 底界埋藏深度在3300 m左右, 岩性以泥岩、砂泥岩互层为主.
1.6 目标储层预测与油气识别鉴于中部隆起缺乏钻井资料, 以测井数据为约束的储层预测与油气识别方法无用武之地的难题, 从储层和含油气层的地球物理特征分析入手, 采用无井约束下的属性分析技术进行目标储层预测与油气识别.本文采用北京软岛科技有限公司开发的基于双相介质频散特征的储层识别与油气检测系统(WaveGO)进行储层预测与含油气识别.
WaveGO是一套基于双相介质理论和波动方程正演方法, 直接从叠前(或叠后)地震数据中提取地震属性中的频散特征, 进行储层识别与油气检测的系统.它采用基于MORLET变换计算地震反射波信号中点谱振幅随频率变化特性的瞬频多参数分析技术, 依据地下介质的反射波所具有的频率、振幅及流体响应特性, 提取地震反射频率与振幅信息(Odebeatu et al., 2006).这种方法提取的瞬时频率等时频属性具有良好的抗噪能力, 得到的频散特征参数和衰减系数等综合地震属性能够敏感、可靠地识别流体(陈林和宋海斌, 2008).
图 6为WaveGO处理得到的总能量剖面, 剖面上存在两个区域性强能量界面, 第一个强能量界面位于反射时间为500 ms左右的位置, 为较强的岩性分界面; 第二个强能量界面位于反射时间为650~750 ms左右的时窗内, 是新近系的底界面, 其下伏为速度较高的碳酸盐岩或碎屑岩地层; 据区域地质特征分析, 这两个界面是岩性和物性变化明显的界面, 与油气赋存无关.在第二个强能量界面之下的探井位置, 在800 ms附近和1150 ms附近分别存在能量异常点, 横向延续较短, 表明此处的物性与围岩的差异较明显.
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图 6 WaveGO处理分析得到的总能量剖面 Fig. 6 The total energy profile by WaveG0 processing system |
图 7为由WaveGO软件的GMP匹配追踪油气分析预测方法处理得到的低频调谐能量剖面, 图 6中显示的两个异常段在此呈现强低频能量的特征, 对应的埋藏深度分别为840 m和1710 m左右, 在瞬时频宽差异剖面上呈现较窄的频带宽度(图 8), 说明这两个异常处岩层对地震高频能量吸收和衰减严重，对低频能量吸收和衰减较小，推测这两处地层存在一定的孔隙和裂隙, 并且在孔隙和裂隙中可能含有流体成分.
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图 7 低频调谐能量剖面 Fig. 7 Low frequency tuning energy profile |
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图 8 瞬时频宽差异剖面 Fig. 8 Instantaneous bandwidth difference profile |
“探海1号”平台从2015年3月至2016年9月实施了CSDP-2井钻探, 实际钻探进尺2810.10 m, 钻穿新近系后钻遇的岩性为灰岩、砂岩、泥岩、薄煤层等, 并在灰岩岩芯中见到了虫迹化石、疑似牙形刺化石、腹足类化石碎片、菊石和贝壳类等古生物化石.通过对古生物化石和岩性的初步鉴定, 基本确定了海相地层的地质属性, 完钻井底地层依据现场岩性观察和对比苏北陆区推测为志留系, 并首次在中-古生代海相地层发现了多个含油气层段.这些成果极大地推动了南黄海海域的区域地质研究和中-古生代海相油气资源调查的进展.
2.1 初步厘定了中部隆起前新生代地层属性CSDP-2井自上而下钻遇第四系、新近系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系(郭兴伟等, 2017; 肖国林等, 2017), 初步厘定了中部隆起地层属性和地质时代(表 2).现对钻遇的中生代-古生代海相地层简述如下：
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表 2 CSDP-2井地层分层简表 Table 2 Simplified strata division of well CSDP-2 |
(1) 三叠系青龙组
位于629~863 m井段, 岩性基本以薄层-中厚层泥灰岩、蠕虫状灰岩、白云质灰岩, 间歇性出现黑色有机质纹层及局部发育黄铁矿为主要特征, 在井深640 m处出现约3 m左右的黄绿色泥页岩, 并发现似断层角砾岩.在井深671 m、678 m、679 m、703 m及704 m等处发现菊石化石, 715.2 m处发现虫迹化石, 846 m处见疑似叠层石, 848.8 m发现疑似牙形刺化石, 849.3 m发现腹足类化石碎片(郭兴伟等, 2017).综合以上特征并结合区域对比认为, 该套岩性组合与扬子区下三叠统青龙组特征相似, 确定该井段地层属三叠系青龙组.
(2) 二叠系大隆组
位于863~915 m井段, 岩性为青灰色中细砂岩与斑杂状红褐色似层状泥岩互层, 井深915 m处开始出现明显的沉积环境变化, 由下部的粉细砂岩、泥岩组合演变为碳酸盐岩沉积, 说明该段沉积期发生了海侵.该处存在的约2 cm粘土岩, 推测为与二叠纪末期生物大绝灭紧密联系的火山灰夹层.据现场岩芯岩性特征结合区域对比, 确定该井段属上二叠统大隆组.
(3) 二叠系龙潭组
位于915~1636 m井段, 岩性为粉砂岩、细砂岩为主, 夹泥岩、煤线.其中, 915~994 m井段岩性为粉砂岩、细砂岩为主, 夹泥岩, 顶部为灰绿色与红褐色粉砂岩、泥岩交互出现, 可能代表了潮坪相的沉积环境.在964~966 m处出现的陆地高等植物碳化碎屑, 大量陆地高等植物类物质输入, 表明该期可能为海陆交互相沉积环境; 976 m开始岩性变为灰绿/青灰色粉砂岩、细砂岩及泥岩, 间或出现黑色纹层状泥岩/似泥炭夹层及粒状、细层状黄铁矿; 994~1636 m井段岩性为粉细砂岩与黑色泥岩(图 9)互层, 夹薄煤层.据现场岩芯岩性特征结合区域对比确定, 该井段属上二叠统龙潭组.
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图 9 CSDP-2井1165 m井深附近的深灰色泥岩岩芯 Fig. 9 Core of dark gray mudstone nearby well CSDP-2 |
(4) 二叠系孤峰组
位于1636~1649 m井段, 岩性为含泥硅质岩、含煤线、据岩芯岩性特征结合区域对比确定, 该井段属二叠系孤峰组.
(5) 二叠系栖霞组
1649~1735 m井段, 自上至下为灰黑色石灰岩、臭灰岩石灰岩、砂岩、炭质页岩夹煤线, 在1707.78~1709.78 m井段岩芯中发现疑似珊瑚或者苔藓虫化石, 综合以上特征结合区域对比确定, 该井段属二叠系栖霞组.
(6) 石炭系船山组
位于1735~1818 m井段, 岩性为上部白色灰岩, 下部浅灰色、灰黑色灰岩.在1785.48~1787.18 m井段和1800.78~1802.78 m井段岩芯见疑似蜓类化石, 综合以上特征结合区域对比确定, 该井段属石炭系船山组.
(7) 石炭系黄龙组
位于1818~1960 m井段, 岩性为肉红色灰岩, 较均一, 在1823.08~1826.08 m井段见腕足类碎片, 综合以上特征结合区域对比确定, 该井段属石炭系黄龙组.
(8) 石炭系高骊山组
位于1960~2020 m井段, 岩性为杂色砂岩, 青灰色砂岩、泥岩.依据钻井现场岩性描述, 与苏北盆地对比后推测为石炭系高骊山组.
(9) 泥盆系五通群
位于2020~2350 m井段, 岩性为青灰色砂岩, 粉砂岩、泥岩, 与苏北盆地对比后推测为泥盆系五通群.
(10) 下志留统
2350~2844 m井段岩性以泥岩为主, 顶部砂泥岩互层中夹一薄层灰岩, 下部为砂岩、粉砂岩、泥岩, 在2835.5~2840 m井段见藻类化石, 据岩芯观察描述和区域对比及古生物鉴定为下志留统.
如前所述, 在CSDP-2井实施前, 由于地球物理数据的多解性, 使依据地球物理资料对中部隆起前新生代地层赋存的推测存在分歧.CSDP-2井实施后, 厘定了中部隆起中-古生代海相沉积层的地质属性, 在对声波测井资料进行了合成地震记录处理及VSP测井标定后(图 10), 准确地标定了中部隆起海相中-古生代地层界面与地震反射界面对应关系(表 3), 结束了地层赋存与地震波组标定长期争论不休的状态, 为地震资料解释和区域地质研究提供了可靠的依据.
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图 10 CSDP-2井零井源距VSP测井、地震综合解释剖面 (a)零井源距纵波VSP剖面；(b)走廊叠加与过井的二维地震剖面. Fig. 10 Comprehensive interpretation profile for zero offset VSP data (a) Zero offset VSP; (b) Restricted vertical summation and seismic secion. |
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表 3 CSDP-2井地震层位标定表 Table 3 Seismichorizon calibration result |
从表中可以看出, 由于CSDP-2井钻遇的二叠系地层较全, 合成地震记录与VSP测井标定的T10反射界面对应二叠系栖霞组的底界, 而不是传统认识的龙潭组的底界, 这是本次科学钻探的又一进展.
2.2 发现多层油气显示CSDP-2井不仅在海相中-古生界钻遇厚度较大的烃源岩, 而且在中生界三叠系青龙组、古生界二叠系龙潭组、栖霞组、泥盆系和志留系中获得多层不同级别的油气显示, 验证了钻前地震储层预测成果, 表明南黄海海相地层具有良好的油气资源前景(肖国林等, 2017).
(1) 中生界油气显示层(青龙组)
位于垂直井深836~863 m, 岩性以薄层-中厚层泥灰岩、蠕虫状灰岩、白云质灰岩, 间歇性出现黑色有机质纹层及局部发育黄铁矿为主要特征, 方解石脉体晶洞处明显渗出原油(图 11), 指示该段方解石脉体内含油.与钻探取芯同时进行的气测录井出现明显高值异常, 如钻探到866 m处时, 气测异常最大达到0.37%(图 12).
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图 11 CSDP-2井三叠系青龙组灰岩油气显示 Fig. 11 Oil&gas showing in Triassic Qinglong formation of well CSDP-2 |
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图 12 CSDP-2井气测录井全烃(a)和甲烷含量(b) (%)图示 Fig. 12 Hydrocarbon value (a) and methane content (b) percentage in gas measuring logging data |
(2) 古生界油气显示层
① 二叠系大隆组
垂直井深873~874 m段, 岩性为青灰色中细砂岩, 于方解石脉体晶洞处明显渗出原油, 荧光录井显示为“油斑”特征; 垂直井深901~915 m段, 荧光录井显示为“油迹—油浸”特征, 气测异常在0.1~0.3%之间, 最大达0.36%(图 12).
② 二叠系龙潭组
在垂直井深915~1165 m井段, 按照含油级别划分标准多个层位荧光录井结果显示为“油迹—油浸”特征(表 4), 显示层段长度超过10 m.说明这些裂隙处存在(过)油气, 并且大部分油气沿灰岩缝合面类的空隙分布, 推测可能为油气运移通道或有效储层, 渗油的方解石脉体一般与上、下部紧邻的灰黑色有机质纹层或泥岩相通, 暗示该套储油组合为自生自储式.
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表 4 CSDP-2井中-上古生界钻井气测录井数据简表 Table 4 Simplified data about gas measuring logging data of upper Mesozoic-Palaeozoic in well CSDP-2 |
位于垂直井深1165 m左右, 岩性为黑色泥岩夹薄煤层, 岩芯显示有明显砂、泥岩分界面, 推测为局限快速水体变化的沉积环境所致, 气测录井显示该处全烃和甲烷含量大于0.3%(图 12), 属于油迹级别的油气显示.
③ 二叠系栖霞组
位于垂直井深1719 m左右, 岩性为灰白色灰岩、含方解石脉, 岩芯表面见原油渗出(图 13).气测录井显示全烃和甲烷含量大于0.4%, 为油迹级别的油气显示.
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图 13 CSDP-2井1719 m深度处含油岩芯 Fig. 13 Oil-bearing core of CSDP-2 in the depth of 1719 m |
④ 泥盆系和志留系
在井深2034~2700 m共666 m井段见多个荧光、荧光-油迹、油迹级别的油气显示层(表 5).其中泥盆系五通群在井深2034.0~2114.0 m砂岩及泥岩层段见荧光及油迹显示78.0 m, 井深2115.0~2305.3 m砂岩及泥岩层段见油迹显示2.0 m/1层, 荧光及油迹显示砂岩4.0 m/1层; 五通群下部厚达181 m的砂岩及泥岩层段, 见荧光~油迹不同级别油气显示, 其中井深2305.3~2350 m砂岩及泥岩层段, 见油迹显示的砂岩0.8 m/1层、砂岩及泥岩4.0 m/1层, 荧光~油迹显示砂岩及泥岩3.7 m/1层, 荧光显示砂岩19.4 m/1层.
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表 5 CSDP-2井下古生界钻井气测录井数据简表 Table 5 Simplified data about gas measuring logging data of lower Palaeozoic in well CSDP-2 |
志留系在井深2350~2594 m段的砂岩及泥岩层段见多层荧光-油迹显示, 其中在2595~2700 m见油迹显示砂岩及泥岩4.0 m/1层, 其余100 m砂岩及泥岩井段均为荧光显示(表 5).
2.3 揭示中部隆起普遍发育中等-好的海相烃源岩CSDP-2井在中-古生界钻遇多套暗色泥岩, 尤其是在钻入二叠系龙潭组煤系地层时, 钻井实时气测录井显示高于0.3%的全烃异常, 表明该套层系具有较高的游离烃类; 同样, 钻井实时气测录井数据显示, 在泥盆系五通群、下志留统均具有较高的气测异常, 表明地层中存在较高的游离烃类, 尤其是下志留统钻获数套灰黑色泥岩, 具有良好的生烃潜力.
岩芯分析测试揭示，CSDP-2井存在海相碎屑岩和碳酸盐岩两类烃源岩.碎屑岩类的烃源岩为上二叠统(大隆组和龙潭组)、泥盆系、志留系泥质烃源岩，碳酸盐岩烃源岩为下三叠统青龙组、下二叠统栖霞组和石炭系(船山组、黄龙组)灰岩.其中, 三叠系青龙组灰岩属低成熟的好烃源岩; 二叠系大隆组属低成熟—成熟、总体较差、局部达中等的烃源岩, 龙潭组属低成熟-成熟、总体中等-好、局部非常好-极好, 部分较差的非均质烃源岩; 栖霞组灰岩属成熟的中等-好烃源岩, 石炭系灰岩属低成熟—成熟的很好烃源岩, 泥盆系烃源岩属成熟的很好烃源岩(表 6).
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表 6 CSDP-2井烃源岩评价简表 Table 6 Simplified data about source rock evaluation of well CSDP-2 |
大陆架科学钻探CSDP-2井的实施, 填补了中部隆起长期没有实施钻探的空白, 成果对南黄海区域地质研究和海相油气勘探具有里程碑的意义.
3.1 为区域地质科学研究提供了岩芯和资料基础通过钻探厘定了中部隆起长期悬而未决的地层属性问题, 为区域地质研究提供了基础资料, 据此可以进一步推断中部隆起的构造属性, 从而可以深入地研究南黄海的区域地质构造.
对于二叠纪末期的生物大绝灭的科学问题, 长期以来一直是地学界的研究热点(Alroy, 2010; 沈俊等, 2014), CSDP-2井钻探取芯获得了完整的二叠纪、三叠纪沉积地层, 并发现了火山灰层段, 为解决该科学问题提供了物质基础, 预计结合下一步的放射虫、有孔虫、介形虫、腕足和头足类等化石动物群的丰度和分异度分析, 岩石学、地球化学分析研究成果, 将获得更深入的科学认识.
中国科学院南京地质古生物研究所徐洪河研究员与中国地质调查局青岛海洋地质研究所郭兴伟博士等运用传统地层古生物学研究方法, 对CSDP-2钻井岩芯进行了地层古生物学研究, 在井深2063~2068 m岩芯中识别出晚泥盆世晚期的古羊齿和亚鳞木等植物大化石和大量标志性孢子, 结合岩芯的岩性资料进一步表明, 该岩芯2063~2068 m段完全可以与下扬子区南京周边的五通组地层进行对比；在此基础上, 通过对下扬子区地表和井下岩芯中晚泥盆世地层和古植物化石的古地理学对比, 认为南京、江苏宝应、南黄海以及朝鲜半岛中部区域在泥盆纪地层古生物领域具有相关性, 扬子板块的东北界限主要位于朝鲜半岛西侧(Guo et al., 2017).该成果验证了郝天珧等(2003a)利用重力资料反演处理方法得出的中朝与扬子块体在海区结合带的位置, 也为翟明国等(2007)提出的“扬子板块与朝鲜半岛的拆离-逆掩模式”提供了有利的佐证, 使长期争论的中朝、扬子块体碰撞结合带东部边界划分方案(岳保静等, 2014)的厘定, 有了更为明确的证据和资料.
3.2 厘定了中部隆起的海相残余地层属性，为北部坳陷的海相残余地层推测提供了依据在对北部坳陷海相残余地层赋存状况的认识上, 前期由于多道地震资料只能反映陆相盆地基底之上的地层反射特征, 中部隆起缺乏钻探资料和北部坳陷探井的钻探深度有限, 未能钻达海相残余地层等条件的限制, 只能采用与周边盆地和坳陷的对比方法进行研究.因此, 对于北部坳陷的海相残余地层分布众说纷纭.主要存在三种观点：第一种观点依据重力、磁力资料反演认为, 北部坳陷广泛发育中-古生代海相残余地层(黄松等, 2010; 林年添等, 2012; 杨艳秋等, 2015); 第二种观点认为北部坳陷下三叠统青龙组和上二叠统大隆及龙潭组分布狭窄(戴春山, 2011; 张训华等, 2014b); 第三种观点认为北部坳陷前中生界陆相沉积基底为震旦系和元古界变质岩(蔡乾忠, 1995).
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图 14 多道地震剖面 (a) MCS-2位置; (b) MCS-2解释剖面; (c) MCS-3位置; (d) MCS-3解释剖面; TWTT：双程走时; N+Q：新近系和第四系; E+K：下第三系和白垩系; T1q：下三叠统青龙组; P2l：上二叠统龙潭组; P2d：二叠大隆组; P1q：栖霞组; C：石炭系; D+S：泥盆系和志留系. Fig. 14 Multi-channel seismic profile The black solid lines in Fig (a, b) represent multiple channel seismic lines and the yellow solid lines are the parts we show in (b, d). The strata from MCS-2. The red solid lines represent the faults. Q: Quaternary, N: Neogene, E: Palaeogene, K: Cretaceous, T1q: Qinglong group in Lower Triassic, P2l: Longtan group in Upper Permian, P2d: Dalong group in Upper Permian, P1q: Qixia group in Lower Permian, C: Carboniferous, D: Devonian, S: Silurian. |
CSDP-2井证实了中部隆起中~古生代海相地层发育较齐全, 地震资料解释认为广泛分布.结合CSDP-2井钻探成果, 根据最新的多道地震资料(图 14)和OBS深部地震探测得到的VP/VS-VP结构关系(图 15)认为, 北部坳陷大部分区域缺失速度较低二叠纪海相碎屑岩沉积层(上二叠统大隆和龙潭组), 由此也应缺失海相下三叠统, 主要分布下二叠统以下的海相地层(赵维娜等, 2017), 这些认识为北部坳陷的构造演化研究和海相油气勘探提供了科学依据.
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图 15 北部坳陷OBS29站位附近区域下方速度结构及VP/VS比(据赵维娜, 2016) (a)纵波速度(km·s-1); (b)横波速度(km·s-1); (c) VP/VS比. Fig. 15 Velocity structure and VP/VS ratios beneath OBS29 of North Sag and adjacent regions (a) P wave velocity (km·s-1); (b) S wave velocity (km·s-1); (c) VP/VS ratios |
在CSDP-2井钻探完成前, 受实物地质资料的匮乏的限制, 关于南黄海盆地古生界沉积环境的认识, 基本局限在上部石炭纪、二叠纪时期, 针对泥盆系及下古生界研究较为薄弱, 且极少的研究只能依靠苏北盆地的资料和区域地球物理资料对比推测.
蔡来星等(蔡来星等, 2017)综合利用该井的岩芯、测井、岩石薄片及古生物化石资料, 在准确识别古生界的岩石类型、沉积构造、岩性组合序列等特征基础上, 探讨了中部隆起沉积环境及其垂向演化规律, 认为中部隆起发育了三角洲相、滨岸相、潮坪相、碳酸盐岩台地相、浅海陆棚相等多种沉积相类型, 南黄海盆地晚古生代先后经历了两个完整的海侵—海退旋回, 自下而上发育碎屑岩浅海-潮坪沉积体系、碳酸盐岩潮坪-泻湖-颗粒滩沉积体系和碎屑岩三角洲沉积体系(图 16), 反映了研究区由海相向海陆过渡相逐渐演化的沉积充填过程, 推进了南黄海古生界沉积环境研究的进展.
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图 16 南黄海盆地上古生界沉积体系演化图(据蔡来星等, 2017) Fig. 16 Sedimentary system evolution of upper upper Paleozoic for Well CSDP-2(By Cai et al. 2017) |
长期以来, 由于缺乏古生界的钻探资料和岩芯, 对南黄海海相中、古生界油气地质条件研究多采用与陆上盆地类别的方法, 制约了南黄海海相油气资源前景研究的进程.本次钻探证实了古生代海相地层发育厚度较大的烃源岩, 在多层系发现了油气显示, 展现了南黄海海相油气勘探的广阔前景, 获取的大量岩芯为古生界油气地质条件研究提供了观察和测试标本.
肖国林等(2017)基于烃源岩岩芯有机质丰度、类型、热演化程度和可溶有机物等测试成果, 对生烃强度计算分析后认为, 中部隆起上发育倾油型的青龙组上段灰岩、下志留统上部泥岩和油气型的石炭系中-上部灰岩共3套有效烃源岩; 生气为主的有效烃源岩主要为大隆组-龙潭组泥岩和碳质泥岩、栖霞组上部富含碳质的臭灰岩、石炭系中-下部灰岩和底部碳质泥岩；计算钻井揭示的中-古生界总生烃强度是(20.7619~31.2839)×108m3气当量/km2, 与国内外大中型气田分布区域的生气强度相当；巨大的生烃强度和多源层供烃为形成大-中型的油气聚集和成藏提供了充分的物质基础, 显示了南黄海中部隆起中-古生界良好的油气勘探前景.
3.5 为地球物理勘探提供了物质与资料基础由于缺乏古生代(特别是下古生代)岩芯和测井资料, 使地质与地球物理之间的纽带—岩石物性和联系定性与定量解释之间的模型建立缺乏依据, 造成了深部地球物理解释的多解性和古生代海相地层地震勘探技术的设计针对性差.通过对钻探岩芯的物性测试, 为地球物理模型的准确建立提供可靠的基础资料, 地球物理测井与VSP测量资料的取得, 为南黄海海相地层的地震反射特征研究奠定了资料基础, 为地震层位标定与资料解释乃至后期的反演处理提供了资料和依据.
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