The feasibility of marine CSEM method for detecting offshore freshened groundwater reservoirs
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摘要:
海底淡水是一种天然淡水资源，主要位于近海大陆架区域，来自陆地渗透水或是由海平面升降所形成的古河道中。传统地震方法在储层流体盐度变化的识别中存在一定的局限性，而海洋可控源电磁法（CSEM）对高阻薄层敏感，有利于通过观测淡水储层和围岩电阻率差异引起的电磁异常来探测淡水资源。本文研究区域位于长江口嵊泗古河道，基于“嵊泗一井”水文地球物理测井数据建立长江口嵊泗古河道淡水储层地电模型，并利用数值模拟方法分析该区域淡水储层海洋可控源电磁响应特征。结果表明，利用海洋CSEM方法对高阻薄层强敏感度的特征探测海底淡水资源具有一定的优势，能够有效探测到高阻薄层引起的电磁场异常响应，具有较好的淡水储层识别能力。因此，该方法应用于长江口嵊泗古河道淡水储层探测是可行的。
Abstract:Offshore freshened groundwater (OFG) is a natural freshwater resource located mainly in the continental shelf region, from either onshore coastal aquifers or paleo-channels formed in sea-level lowstands. Conventional seismic methods have certain limitations in identifying salinity changes. Fortunately, the marine CSEM (controlled source electromagnetic method) is sensitive to high-resistivity thin layers, which is beneficial for detection of OFG by analyzing electromagnetic anomalies caused by the contrast of resistivity between the freshwater reservoirs and surrounding sediments. Paleo-channels in Shengsi in the Yangtze River estuary were studied. Based on the hydrogeological and logging data of "Shengsi No. 1 Well", a geoelectric model was established to analyze the marine CSEM responses. Results indicate that the marine CSEM could effectively detect electromagnetic anomalies caused by high-resistivity thin layers, and has good ability to locate underground freshwater reservoirs; its application for the detection of OFG in the Shengsi paleo-channel is feasible.
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Keywords:
- marine CSEM /
- OFG /
- detectivity /
- Shengsi
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东海盆地西湖凹陷历经40年的勘探，目前已钻探井100余口，天然气探明储量达数千亿方，证实了该凹陷巨大的勘探潜力[1]。西湖凹陷油气分布总体呈现西部斜坡带圈闭“小而散”[2]、中央反转构造带“大构造、小油气藏”[3]的特点，油气分布规律复杂，勘探难度较大。目前凹陷内已发现的大中型油气田较少，大中型油气田储量占整个凹陷总储量的四分之三以上，且主要分布在中央反转构造带。因此，在中央反转构造带上寻找大中型油气田是当前东海地区增储上产、建设华东地区清洁能源基地的重要保障。玉泉构造位于中央反转构造带中部，是东海盆地已发现的最大背斜构造，面积超过500 km2，是西湖凹陷寻找大中型油气田的最有利区带之一。自 1985 年至今，玉泉构造共钻探井5口，揭示天然气三级地质储量超 2500亿m3，但探明程度不到5%[3]。究其原因，是因为对该构造的油气成藏关键要素认识不够全面，对油气成藏关键要素间的动态时空匹配关系研究不够深入，从而制约了有利勘探目标的精准定位。
目前针对西湖凹陷整体油气成藏规律研究主要存在塔式成藏[4]、超压控藏[5]、“储保耦合”控藏[2]等成藏理论，但缺乏对油气成藏关键要素发育史及其时空匹配关系的深入研究。对于西湖凹陷中央反转构造带油气成藏要素演化史，前人在反转背斜成因演变[6]、圈闭的递进式演变史[7]、生烃演化历史[8]等方面有一定的研究，对于油气充注史分析主要存在两种观点：一种认为中央反转构造带存在三期油气充注[9-10]且以后两期油气充注为主；另一种认为中央反转构造带存在两期油气充注[11-12]，但该两期的油气充注主次关系未明确。鉴于玉泉构造油气成藏要素演化史特别是油气充注史研究的薄弱，再加上各油气成藏要素间的联系不够密切，本文在西湖凹陷中央反转构造带挤压反转背景下，研究了玉泉构造演化史、断裂发育史、圈闭发育史、成岩史、生烃史与油气充注史的时空匹配关系并据此指出有利勘探方向，以期为下一步钻探评价及决策提供依据。
1. 区域地质背景
1.1 区域构造地层特征
西湖凹陷位于东海盆地东部大陆架东缘，呈NNE展布，南北长约400 km，东西宽约100 km，面积约为5.18× 104 km2[13]。西湖凹陷东部为钓鱼岛隆褶带，西部由北向南依次为长江凹陷、海礁隆起、钱塘凹陷和渔山东低隆起，南临钓北凹陷，凹陷自西向东依次可分为西部斜坡带、中央反转构造带和东部断阶带[14]。其中，中央反转构造带发育一系列反转背斜构造，其由北向南进一步划分为嘉兴反转带、宁波反转带和天台反转带，玉泉构造位于宁波反转带，与北部古珍构造均发育大型反转背斜构造样式，西侧紧邻印月构造（图1）。
参考前人地震层序划分[6-13, 15]，西湖凹陷主要划分出8个不同级别的地震反射界面（T0、T10、T20、T30、T40、T50、T100、Tg），分别代表着发育较齐全的西湖凹陷新生界，由老至新分别为：古新统（具体组段不详），始新统宝石组、平湖组，渐新统花港组，中新统龙井组、玉泉组、柳浪组，上新统三潭组，第四系东海群（图2）。本文研究主要目的层为龙井组和花港组，龙井组以T17地震反射界面为界分为龙井组上段和龙井组下段，花港组以T21地震界面为界分为上、下两段，花港组上段分为H1—H5五个砂层组，花港组下段分为H6—H10五个砂层组。
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图 2 西湖凹陷玉泉构造地层划分Figure 2. Chronostratigraphic division of the Yuquan Structure in Xihu Sag1.2 区域构造演化特征
运用平衡剖面技术结合地震剖面特征研究发现，西湖凹陷主要经历了古新统至宝石组沉积末期（约43.0 Ma）的断陷期、宝石组沉积末期至平湖组沉积末期（约32.0 Ma）的断拗转换期、平湖组沉积末期至龙井组沉积末期（约16.4 Ma）的拗陷期、龙井组沉积末期至玉泉组沉积末期（约13.0 Ma）的强反转期、玉泉组沉积末期至柳浪组沉积末期（约5.3 Ma）的弱反转期（拗陷-区域沉降转换）和柳浪组沉积末期至今的区域沉降期（图3），中央构造带于龙井运动时期经历了强烈构造反转，形成玉泉、古珍等背斜构造，同时，花港组上段及以浅层系晚期NWW向断层伴生背斜发育，表现为横张弱扭性质。
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图 3 西湖凹陷中部构造演化剖面图剖面位置见图1①。Figure 3. Structural evolution profile in the middle of the Xihu SagSee Fig.1① for profile location.2. 油气成藏关键要素发育史
在西湖凹陷中央构造带挤压反转背景下，以区域构造演化为基础，对玉泉构造断裂发育史、圈闭发育史、生烃史、油气充注史及成岩阶段进行综合分析，研究其油气成藏要素时空匹配关系，挖掘该构造的勘探潜力。
2.1 断裂演化阶段
玉泉构造断裂发育主要经历了3个阶段：前挤压反转期（龙井运动前）、挤压反转早期和挤压反转晚期（图4）。
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图 4 西湖凹陷玉泉构造断裂演化特征底图为H3断裂平面分布纲要图。Figure 4. Evolution characteristics of the faults of the Yuquan structure in Xihu SagThe background map is the outline of the H3 fault plane distribution.前挤压反转期：以花港组沉积末期（约23.3 Ma）为例，该期断裂活动弱，仅F1—F7断裂持续活动，多为NE—NNE，且F2、F6等断裂南北不连续（图4a）。
挤压反转早期：约玉泉组沉积末（约13.0 Ma），NWW向构造应力挤压与NE—NNE向断层南北活动差异背景下，构造开始发生反转，并在应力更强的中北区局部高点发育Ft1—Ft4等NWW向调节断层，向下延伸至T21界面附近，同时，油源断裂F1、F2南北连接，F3断层向南延伸（图4b）。
挤压反转晚期：约柳浪组沉积末期（约5.3 Ma），构造反转后地层沉降趋于稳定，Ft1—Ft4等NWW向调节断层大量发育于玉泉构造中北部局部高点。挤压反转晚期形成的EW向断层（向上断至玉泉组，向下多断至T20界面）发育于玉泉构造南部（图4c），该期构造总体断裂组合样式基本定型。
2.2 圈闭发育史
在上文断裂发育演化背景下，玉泉构造同样经历了前挤压反转期（龙井运动前）、挤压反转早期和挤压反转晚期3个圈闭发育阶段（图5）。
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图 5 西湖凹陷玉泉构造圈闭演化特征Figure 5. Evolution characteristics of traps in the Yuquan structure in Xihu Sag前挤压反转期：花港组沉积末期（约23.3 Ma），多条断层控制，南北连续性差。断层形态受到刚性基底边界影响（刚性地层相对塑性地层而言不易变形，盆地内Tg界面以上地层普遍相对较软，挤压力主要通过相对刚性盆地基底向上传递[6]）。该期圈闭基本不发育（图5a），但不排除局部背斜圈闭的形成，花港组在玉泉构造及周边构造普遍沉积。
挤压反转早期：玉泉组沉积末（约13.0 Ma），挤压反转过程中，多条断层控制多个背斜发育，背斜轴迹延伸方向多与断层走向平行，同时形成几个构造鞍部，由于SEE向应力的影响，断层伴生背斜之间多以NWW向的鞍部分隔（图5b）。该期花港组埋深约在1500～3400 m，龙井组下段埋深在400～1500 m，龙井组上段顶部及玉泉组被剥蚀（图3d）。
挤压反转晚期：柳浪组沉积末（约5.3 Ma），刚性基底嵌入段挤压持续增强，中块背斜持续抬高，分隔中-北块、中-南块的鞍部被抬高，多条断层伴生背斜连结形成巨型背斜，该期圈闭基本定型（图5c）。玉泉构造西北部两条通源断层F1、F2的分割使其与印月构造并未连结，刚性基底在构造北部的缺失导致玉泉构造北区的构造鞍部抬升并不明显，使古珍与玉泉构造分隔。该期花港组埋深1900～3800 m，龙井组下段深度约为800～1900 m，龙井组上段顶部被剥蚀后埋深约为350～800 m，柳浪组稳定沉积（图3e）。
2.3 生烃演化史
西湖凹陷中央反转构造带钻遇气层普遍为干气，始新统平湖组烃源岩在凹陷范围内大面积分布，且沉积厚度大，为西湖凹陷的主力烃源岩层系[16-19]。通过已钻井揭示的玉泉构造烃源岩厚度、埋深以及有机质丰度、氢指数、地温梯度等参数，利用Trinity软件进行模拟，认为该洼主要经历了两期大规模生烃期：第一期大规模生烃发生在约20～9 Ma，对应龙井组沉积中期至柳浪组沉积中期，从生排烃曲线斜率来看，该期生排烃强度最大；第二期大规模生烃发生在约5 Ma至今，对应柳浪组沉积末期至今，该期生排烃强度相对第一次较弱（图6）。值得注意的是，中央洼陷总排烃量为18.4万亿方天然气（换算石油约147亿t），相对总生烃量68.0万亿方天然气（换算石油约542亿t）来说排烃率仅为27%，这与平湖组泥岩厚度大及地层致密有较大的关系。
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图 6 西湖凹陷中央洼陷生排烃量统计Figure 6. Statistics of hydrocarbon generation and expulsion in central depression of Xihu Sag2.4 油气成藏史
由于玉泉构造样品分析化验资料较少，该构造已有的资料无法支撑准确厘定油气成藏史。而紧邻玉泉构造北部的古珍构造录井化验资料丰富，与玉泉构造在断裂发育史、圈闭发育史上相似度颇高，且二者均由中央洼陷平湖组供烃，古珍构造的油气充注史可以与玉泉构造进行有效类比。周心怀等[10]通过对古珍构造花港组盐水包裹体的研究，结合储层自生伊利石同位素测年技术，明确古珍构造油气有效成藏期次为两期：12～9 Ma和3 Ma至今。第一期成藏对应龙井运动时期，为构造大规模挤压抬升期，且处于第一次大规模生排烃期内，该期H7已经致密，H3孔隙演化基本定型；第二期成藏对应冲绳运动时期，表现为大面积的区域沉降和海水侵入，处于第二次大规模生排烃期内，该期H5砂层组以下普遍致密。据此认为玉泉构造同样经历了龙井运动时期和上新世以来的两次油气充注期，下面依据玉泉构造唯一具有包裹体资料的YQ-1井盐水包裹体均一温度结合埋藏地温史准确厘定玉泉构造的油气充注时间。
玉泉构造流体包裹体主要集中在H7、H3和龙井组下段，H1层存在少量流体包裹体，鉴于各层捕获包裹体深度差异较大，反映的均一温度不集中，取各层内具有代表性深度段（小于80 m）内的盐水包裹体统计其均一温度，结果表明H7均一温度主要在145～165 ℃之间，H3均一温度主要为114～133 ℃，龙井组下段均一温度主要为83～94 ℃。结合埋藏地温史分析玉泉构造各层油气充注时间，H7自17.9 Ma以来基本一直处于油气充注期内，可能与H7砂层组靠近平湖组烃源岩且上覆H6为一套巨厚泥岩层有关，该层成藏时间为13.0 Ma至今；H3主要经历了14.6～11.4 Ma和4.2 Ma至今两期油气充注，成藏时间为13.0～11.4 Ma和4.2 Ma至今两期；龙井组下段则为3.4 Ma至今晚期一期充注成藏（图7）。
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图 7 西湖凹陷玉泉构造盐水包裹体均一温度分布及油气充注史分析图Figure 7. Distribution of homogeneous temperature of the brine inclusion and analysis of hydrocarbon filling history in the Yuquan Structure3. 油气成藏要素时空匹配关系
对油气聚集成藏要素进行“六史”综合分析，能够明确成藏要素时空匹配关系、有效性及油气聚集程度。前文已分析在两次油气成藏期内H7砂层组埋深两次至3820 m以下处于致密状态，从现今成岩阶段来看，深度3820 m刚好处于中成岩A2期向中成岩B期转化的界线附近，3820 m以下为碱性成岩环境，原生孔大量减少，仅剩少量次生溶孔，深部储层致密后有利于油气向浅层运移。第一次大规模生烃阶段刚好处于玉泉构造挤压反转早期，NWW向断层于该期大量形成，背斜大量发育，对应油气第一期成藏；第二次大规模生排烃时期对应冲绳海槽运动期，为区域较稳定沉降期，该期断裂组合样式和圈闭基本定型，对应油气第二期成藏，玉泉构造油气成藏史与构造演化史、成岩史、生烃史、埋藏史、圈闭发育史“六史”耦合关系良好（图8）。
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图 8 西湖凹陷玉泉构造“六史”综合演化示意图Figure 8. Schematic diagram of geological evolution of the Yuquan structure, Xihu Sag第一期油气成藏期虽然供烃洼陷生排烃强度较大，但玉泉构造正经历构造反转期，背斜尚处于雏形和发育阶段，油气成藏规模并未成型，而第二次成藏期内断裂组合样式与圈闭均已定型且区域较稳定沉降，再加上现今油气分布以干气为主，与第二次大规模生烃期排烃类型相符，因此，晚期4.2 Ma以来的油气充注最为有利。综合来看，花港组下段H6—H7为晚期油气持续充注成藏，但储层物性较差；花港组上段为两期油气充注成藏且第二期为主要油气成藏期，成藏时间与两次大规模生烃期、挤压反转早期和晚期、中成岩阶段A期时空匹配关系良好，储层物性较好；龙井组及更浅层位整体为晚期一期规模成藏，与第二次大规模生烃期、挤压反转晚期、早成岩阶段B期时空匹配关系良好，储层物性最好。
4. 有利勘探方向预测
根据前文玉泉构造“六史”分析及其时空匹配关系研究，早期发育的NE向断层F1、F2、F3持续活动，沟通烃源岩，玉泉构造北部、古珍双向持续供烃，油气藏规模明显大于其他地区（图9）。晚期发育的NWW向断层多下断至花港组上段底部的H5砂层组，其活动时间与构造反转期、圈闭形成期及第一期油气充注时间相似，不利于油气的保存，对花港组上段气藏有较大的破坏作用，这是玉泉构造各井区花港组上段油气充满度明显低于古珍油气充满度的主要原因。同时，应该注意到，晚期发育的NWW向断层在破坏花港组上段油气藏的同时，油气沿断层运移至龙井组及更浅层位，在龙井组有利圈闭聚集成藏，如YQ-1井区龙井组下段顶部，探明天然气储量达30亿m3。另外，花港组下段虽然自13.0 Ma以来油气持续充注，油气成藏期与两次大规模生烃期及圈闭发育期耦合良好，但由于经历过深埋，处于中成岩阶段B期，储层物性较差，以当前技术水平来看，该段基本不具有经济开发价值。
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图 9 西湖凹陷玉泉构造近南北向气藏剖面图剖面位置见图5c②。Figure 9. The near N-S gas reservoir profile of Yuquan structure in Xihu SagSee Fig. 5c② for profile location.由此总结出玉泉构造乃至整个中央反转构造带寻找有利勘探目标的关键条件，对于花港组目标应具备以下条件：① 靠近早期发育的NNE油源断层；② 避开晚期NWW向调节断层；③ 以花港组上段为勘探主要目的层。对于龙井组及以浅层位的目标应具备条件：① 紧邻晚期NWW向调节断层；② NWW向调节断层向下切穿花港组H3—H5储层。
综上，认为YQ-3井区北部、YQ-1井区北部花港组上段与YQ-3井区NWW向断层上盘龙井组、YQ-1井区龙井组上段为有利勘探区（图5c、图9）。
5. 结论
（1）玉泉构造断裂发育主要经历了前挤压反转期、挤压反转早期和挤压反转晚期3个阶段，NWW向调节断层在挤压反转早期发育于构造局部高点，在挤压反转晚期断层活动趋于稳定，同时挤压反转早期和挤压反转晚期也是圈闭发育和圈闭定型的重要阶段。
（2）玉泉构造花港组下段H6—H7自13.0 Ma以来油气持续充注成藏至今，但储层物性较差；花港组上段为13.0～11.4 Ma和4.2 Ma至今两期油气充注成藏且第二期为主要油气成藏期，成藏时间与两次大规模生烃期、挤压反转早期和晚期、中成岩阶段A期时空匹配关系良好，储层物性较好；龙井组及更浅层位整体为3.4 Ma至今一期充注成藏，与第二次大规模生烃期、挤压反转晚期、早成岩阶段B期时空匹配关系良好，储层物性最好。
（3）玉泉3井区北部、玉泉1井区北部花港组上段与玉泉3井区NWW向断层北翼龙井组、玉泉1井区龙井组上段为玉泉构造的有利勘探区。
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图 3 长江口嵊泗古河道淡水储层地电模型示意图
a：含淡水和咸水储层模型， b：背景模型。
Figure 3. Schematic diagram of geoelectric models of OFG in paleo-channels in Shengsi in Yangtze River.
a: Model of fresh and brackish reservoirs, b: background model.
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图 4 淡水储层地电模型海洋CSEM响应
a：归一化振幅， b：可探测度。
Figure 4. Marine CSEM response of the OFG resistivity model
a: Normalized amplitude, b: detectivity.
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图 5 6个激发频率的淡水储层模型CSEM电场响应曲线
a：归一化振幅，b：可探测度。
Figure 5. electric field response curves of CSEM for the OFG resistivity model in 6 excited frequencies
a: Normalized amplitude, b: detectivity.
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图 6 不同埋深的淡水储层地电模型示意图
a：50 m，b：100 m，c：200 m，d：背景模型。
Figure 6. Schematic diagram of resistivity model of OFG with different burial depths
a: 50 m, b: 100 m, c: 200 m, d: background model.
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图 7 不同埋深淡水储层地电模型海洋CSEM可探测度
黑色线表示淡水储层模型水平电场幅值等值线。
Figure 7. Marine CSEM detectivity in resistivity model of OFG at different burial depths
The black lines in a～c are contours of the horizontal electric field amplitude in the freshwater reservoir model.
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图 8 不同层厚的淡水储层地电模型示意图
a：10 m，b：20m，c：40 m，d：背景模型。
Figure 8. Schematic diagram of resistivity model of OFG in different layer thicknesses
a: 10 m, b: 20 m, c: 40 m, d: the background model.
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图 9 不同层厚淡水储层地电模型海洋CSEM可探测度
黑色线表示淡水储层模型水平电场幅值等值线。
Figure 9. Marine CSEM detectivity of resistivity model of OFG in different layer thicknesses
Black lines are contours of the horizontal electric field amplitude in the freshwater reservoir model.
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图 10 不同间距的淡水储层地电模型示意图
Figure 10. Schematic diagram of resistivity model of OFG in different layer intervals
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图 11 不同间距淡水储层地电模型海洋CSEM可探测度
黑色线表示淡水储层模型水平电场幅值等值线。
Figure 11. Marine CSEM detectivity of resistivity model of OFG in different layer intervals
Black lines are contours of the horizontal electric field amplitude in the freshwater reservoir model.
表 1 嵊泗一井水文测井解释成果表[30]
Table 1 Results of hydrological logging interpretation of Shengsi No. 1 well
岩性 深度/m 厚度/m $\bar \rho_s $/(Ω·M) $\varPhi $/% 含水层性质 中细粗砂互层 95.6～139.1 43.5 1.6～4 5.7～48 咸水 细砂 140.6～142.8 2.2 1.0 5.7～30 咸水 粉细砂 145.6～151.4 5.8 2 30 咸水 亚砂土 155.4～158.0 2.6 3 46 咸水 粉细砂夹亚黏土 158.0～173.3 15.3 6.6～10.6 7～25 淡（微咸）水 中砂 173.3～179.6 6.3 14 20 淡（微咸）水 粉细砂 179.6～180.8 1.2 10.50 15 淡（微咸）水 中细砂 180.8～184.4 3.6 12 15～20 淡（微咸）水 粉细砂 184.4～185.0 0.6 6 15 淡（微咸）水 粉细砂 186.1～192.3 6.2 6 10～29 淡（微咸）水 亚砂土 192.3～198.4 6.1 3 28 咸水 中粗砂 198.4～219.0 20.6 1.2～2.8 20.9 咸水 粉砂（土） 229.0～231.4 2.4 2.40 0～32 咸水 细砂 231.4～233.1 1.7 8.80 0～53 咸水 粉砂（土） 233.1～234.5 1.4 4 23 咸水 砂砾石 234.5～245.0 10.5 76 13～32 淡水 含砾粗砂 246.2～248.0 1.8 20 27～45 淡水 中细砂 248.0～250.8 2.8 11 6～27 淡水 砂砾石 250.80～256.00 5.2 76 6～30 淡水 泥质粗砂 263.0～266.6 3.6 16 0～27 咸水 泥质中砂 266.6～270.8 4.2 10 13～40 咸水 含砾泥质中砂 270.8～274.2 3.4 15 13 咸水 
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