海拉爾盆地烏爾遜凹陷北部高分辨率層序地層與儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

秦雁群，鄧宏文，侯秀林，楊金秀，季春輝，劉　璐

（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)能源學(xué)院，北京100083；2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶錄井公司，陜西西安710018）

海拉爾盆地烏爾遜凹陷北部高分辨率層序地層與儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

秦雁群1，鄧宏文1，侯秀林2，楊金秀1，季春輝1，劉璐3

（1.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)能源學(xué)院，北京100083；2.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶錄井公司，陜西西安710018）

摘要：海拉爾盆地烏爾遜凹陷北部斷裂復(fù)雜，沉積成因類型多，油藏類型認(rèn)識(shí)不清。應(yīng)用高分辨率層序地層學(xué)原理和分析方法，以巖心、測(cè)井、地震資料為基礎(chǔ)，通過研究區(qū)主要含油層段（南屯組二段、大磨拐河組一段）層序地層關(guān)鍵界面的識(shí)別與對(duì)比，逐級(jí)控制，建立了盆地高分辨率層序格架。研究表明，烏爾遜凹陷北部蘇131、蘇102斷塊油藏產(chǎn)油層段跨越兩個(gè)三級(jí)層序界面，主要產(chǎn)油層段位于大磨拐河組一段三級(jí)層序底部，主要儲(chǔ)層為低位域滑塌濁積巖儲(chǔ)集體，而不是此前認(rèn)為的南屯組二段三級(jí)層序頂部的扇三角洲前緣砂體。通過對(duì)研究區(qū)主要產(chǎn)油層段的層序地層位置重新厘定與對(duì)儲(chǔ)集體成因類型詳細(xì)分析，提出了烏爾遜凹陷北部地區(qū)油藏類型應(yīng)該為構(gòu)造－巖性油氣藏的新認(rèn)識(shí)，并分析了砂層組的時(shí)空展布特征，為該油田深入開發(fā)與擴(kuò)邊提供了依據(jù)。

關(guān)鍵詞：基準(zhǔn)面旋回；高分辨率層序地層學(xué)；南屯組；大磨拐河組；斷塊油藏；烏爾遜凹陷；海拉爾盆地

高分辨率層序地層學(xué)的廣泛應(yīng)用不僅在于其能建立含油氣盆地高精度的等時(shí)時(shí)間格架，而且它還可以建立起研究區(qū)地層形成和演化的系統(tǒng)概念，有利于進(jìn)行地層描述與對(duì)比［1－3］。在含油區(qū)塊油藏層序地層位置的確定以及沉積成因類型的識(shí)別基礎(chǔ)上，高分辨層序地層學(xué)還可以在油田開發(fā)階段對(duì)儲(chǔ)層成因類型、分布規(guī)律乃至油藏成藏類型進(jìn)行預(yù)測(cè)［4－6］。前人對(duì)海拉爾盆地烏爾遜凹陷北部（烏北）層序地層研究多基于三級(jí)層序級(jí)別［7］，高分辨率層序地層研究成果較少。本文綜合運(yùn)用研究區(qū)鉆井巖心、測(cè)井曲線、三維地震數(shù)據(jù)，以基準(zhǔn)面旋回變化原理為基礎(chǔ)，在區(qū)域?qū)有虻貙痈窦芗s束下，建立了研究區(qū)高分辨率層序地層格架，并對(duì)層序地層格架內(nèi)儲(chǔ)集砂體分布進(jìn)行了預(yù)測(cè)，為下一步油田開發(fā)提供依據(jù)。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

烏爾遜凹陷北部位于海拉爾盆地中南部，面積約950km2，北東東走向，東西被巴彥山隆起與嵯崗隆起圍限，內(nèi)部構(gòu)造單元主要包括扎和廟洼槽與烏北洼槽，中部被NEE向蘇仁諾爾走滑構(gòu)造帶分割。研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造特征復(fù)雜，主要發(fā)育東北向、北東向和北東東向構(gòu)造，其中東北向構(gòu)造最為發(fā)育，為北西斷、南東超并被斷裂復(fù)雜化的箕狀凹陷［8］（圖1）。凹陷主要充填白堊系，從老到新依次為銅缽廟組、南屯組（裂陷期）、大磨拐河組（斷－坳轉(zhuǎn)換期）、伊敏組、青原崗組（坳陷期）。

2　區(qū)域?qū)有虻貙訉W(xué)研究

圖1　烏爾遜凹陷北部構(gòu)造單元?jiǎng)澐郑?-13］

層序地層研究不僅可以通過時(shí)間地層格架的建立對(duì)盆地充填地層分布樣式進(jìn)行預(yù)測(cè)，而且由于其對(duì)生、儲(chǔ)、蓋組合的控制作用，還有助于對(duì)油氣成藏條件和成藏類型進(jìn)行分析，如三級(jí)層序低位域扇體通常有利于巖性圈閉的形成，高位域三角洲砂體往往需要一定的構(gòu)造圈閉背景才能發(fā)生油氣聚集作用。因而重點(diǎn)區(qū)含油層系高分辨率層序地層劃分與對(duì)比首先要從區(qū)域入手，建立區(qū)域?qū)有虻貙痈窦埽?duì)層序地層構(gòu)成進(jìn)行研究。在此基礎(chǔ)上，分析含油層系所處的層序地層位置以及儲(chǔ)集體成因類型，從而達(dá)到正確認(rèn)識(shí)油藏的成因類型，并對(duì)儲(chǔ)層分布規(guī)律進(jìn)行預(yù)測(cè)。

2.1區(qū)域?qū)有虻貙痈窦艿慕?/p>

烏北地區(qū)裂陷期沉積地層充填主要受西部邊界烏西控陷斷裂、中部蘇仁諾爾走滑構(gòu)造帶和南部巴彥塔拉構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶的聯(lián)合控制［14］，研究區(qū)洼槽、隆起等次級(jí)構(gòu)造單元的層序界面性質(zhì)、分布范圍與時(shí)空演化特征具有明顯差異性，受這些不同構(gòu)造位置差異沉降速率、侵蝕速率以及沉積速率的不同，烏北地區(qū)邊緣以及凹陷內(nèi)隆升部位形成了不同級(jí)別的區(qū)域不整合面（如T3）及局部不整合面（如），這些界面具有三級(jí)層序邊界特征（圖2）。根據(jù)該區(qū)主要油氣產(chǎn)層大磨拐河組一段與南屯組二段邊界巖－電－震綜合特征響應(yīng)，將南二段、大一段各劃分為一個(gè)三級(jí)層序SQn2與SQd1。層序邊界從下向上分別命名為SB1，SB2，SB3，與該區(qū)地震反射標(biāo)志層基本相當(dāng)，其中，SB2在構(gòu)造低部位洼陷區(qū)與低位域的底超面一致。層序邊界以及本次劃分的最大湖泛面F1，F(xiàn)2特征見圖2與表1。

圖2　烏爾遜凹陷北部區(qū)域?qū)有虻貙痈窦埽ㄆ拭嫖恢靡妶D1）

表1　烏北地區(qū)南二段、大一段層序界面特征Table 1　Features of sequence boundaries of K1n2and K1d1in the northern W uerxun Sag

圖2為過研究區(qū)各次級(jí)構(gòu)造單元的層序地層格架，其中扎和廟洼槽結(jié)構(gòu)為單斷斷階式，自西向東依次為斷階帶－洼槽帶－斜坡帶，洼槽沉降中心由層序SQn2地層沉積前北西邊界向?qū)有騍Qn2時(shí)期南東部遷移，邊界面SB1受蘇仁諾爾構(gòu)造帶影響較大。而烏北洼槽結(jié)構(gòu)為單斷斷槽式，自西而東分布有斷階帶－洼槽帶－斷鼻帶－斜坡帶，沉積－沉降中心在層序SQn2沉積期受蘇仁諾爾走滑構(gòu)造帶控制而逐漸向南東邊緣遷移，說明湖盆逐漸擴(kuò)大的特征。在層序SQn2發(fā)育晚期，研究區(qū)受到擠壓作用逐漸隆升，形成區(qū)域性不整合面，其上層序SQd1沉積地層厚度總體變化不大，發(fā)育穩(wěn)定，說明這一時(shí)期斷裂對(duì)沉積的控制作用不強(qiáng)，此時(shí)的沉降中心由盆地邊緣逐漸向盆地中心遷移，反映了盆地逐漸萎縮的特征。

層序SQn2內(nèi)主要發(fā)育扇三角洲－深湖沉積體系，巖性主要為灰、灰黑色泥巖夾厚層或薄層的粉砂巖，部分為細(xì)砂巖或中粗砂巖，局部夾薄層炭質(zhì)泥巖。控洼斷裂對(duì)地層沉積的控制作用強(qiáng)烈，沿烏西、蘇仁諾爾斷裂邊界的陡坡帶地層沉積厚度較大，向緩坡帶逐漸超覆減薄，層序結(jié)構(gòu)在不同的構(gòu)造位置不對(duì)稱性明顯。而層序SQd1沉積期由于古地貌逐漸變緩，斷裂控制沉積作用減小，凹陷以穩(wěn)定充填特征為主。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育三角洲、濁積扇、深湖－半深湖沉積體系，巖性以大套的灰、灰黑色泥巖夾薄層的粉砂巖為主，低位域部分以中粗砂巖為主。層序結(jié)構(gòu)在構(gòu)造隆起部位變化較大，其他地區(qū)層序結(jié)構(gòu)發(fā)育較為穩(wěn)定（圖2）。

2.2油藏層序地層位置與成因類型分析

根據(jù)鉆井油氣顯示，在區(qū)域?qū)有虻貙痈窦芸刂葡?，通過精細(xì)巖－電－震標(biāo)定，可以確定研究區(qū)油藏層序地層位置。研究表明，南二段頂部油藏應(yīng)分為兩個(gè)部分，油藏上部?jī)?chǔ)集層主要為滑塌濁積扇的濁積水道，以巖性油藏類型為主，對(duì)應(yīng)于層序SQd1低位體系域，是該區(qū)主力圈閉；下部?jī)?chǔ)集層為三角洲前緣的水下分支河道、席狀砂等，這些砂體與該區(qū)構(gòu)造圈閉配合可以形成構(gòu)造－巖性圈閉，對(duì)應(yīng)于層序SQn2高位體系域的頂部。這兩套不同沉積體系形成的不同的油藏類型不應(yīng)作為一套來處理。

其主力圈閉濁積砂體主要覆于層序界面SB2之上，巖性以中粗砂巖夾泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，自然伽馬電性特征響應(yīng)為中等幅度的齒化箱形、鐘形、箱形組合及指形等。地震剖面上呈丘形、孤立的透鏡體反射形態(tài)，內(nèi)部具有波狀、短波狀或雜亂反射特征，中－低振幅頻率，連續(xù)性一般（圖3）。

根據(jù)密集鉆井電性以及地震前積反射特征分析，濁積砂體的物源主要來自烏東斜坡帶與黃旗廟背斜帶兩者之間的構(gòu)造調(diào)節(jié)帶。其形成與巴彥山隆起西側(cè)、三角洲前積體遠(yuǎn)端斷裂坡折有關(guān)（圖3）。在層序SQd1形成早期，物源區(qū)由于可容納空間較小，三角洲推進(jìn)時(shí)在陸地部位侵蝕沖刷所攜帶的大量沉積物在三角洲前緣快速堆積，逐漸形成具有固定前緣斜坡并超覆前期地層之上的進(jìn)積體。當(dāng)其沉積厚度和坡度增大到穩(wěn)定休止角的極限值時(shí)，受前緣堆積體自身重力、波浪等作用影響而失穩(wěn)滑塌，在蘇仁諾爾北東部斷裂坡折的下方深洼處形成扇體。在基準(zhǔn)面開始上升時(shí)，濁積扇沉積物在深湖－半深湖還原沉積環(huán)境下以透鏡狀保存下來。

圖3　烏北地區(qū)滑塌濁積扇井－震標(biāo)定（Line 1122）

3　烏北地區(qū)高分辨率層序地層分析

3.1高分辨率基準(zhǔn)面旋回界面識(shí)別

通過研究區(qū)不同構(gòu)造位置的8口取心井的詳細(xì)觀察，分析該區(qū)主要儲(chǔ)集體滑塌濁積扇與三角洲前緣巖相構(gòu)成，進(jìn)而識(shí)別高分辨率基準(zhǔn)面旋回界面?；鷿岱e扇由濁積水道、濁積席狀砂以及水道間組成。濁積水道巖性由細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖組成，多呈正韻律，頂?shù)着c泥巖突變接觸；多發(fā)育塊狀層理、變形層理以及泥巖撕裂片、負(fù)荷模、液化構(gòu)造等，厚度一般為2～6m。濁積席狀砂巖性多為粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖；與頂?shù)啄鄮r突變接觸，發(fā)育波狀層理、變形層理及攪渾構(gòu)造等，厚度一般小于1.5m。水道間主要以灰、灰黑色泥巖沉積為主，頂?shù)淄蛔?，多發(fā)育水平層理。三角洲前緣亞相由水下分流河道、河口壩以及席狀砂組成，多夾于較深水湖相泥質(zhì)之中。巖性以細(xì)砂巖－粉砂巖－泥質(zhì)粉砂巖為主，沉積構(gòu)造包括塊狀層理、變形層理、平行層理等，砂巖底部含泥礫，常夾炭質(zhì)紋層（圖4）。

圖4　烏北地區(qū)高分辨率基準(zhǔn)面旋回界面的識(shí)別（S131井）

以蘇131井為例，在區(qū)域?qū)有蚋窦軆?nèi)，即在長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回約束下，根據(jù)泥巖顏色的變化以及泥巖厚度變化趨勢(shì)，判斷沉積物形成時(shí)的水深變化，再根據(jù)層序SQd1底部濁積水道－薄層濁積席狀砂－水道間相序變化以及層序SQn2三角洲前緣水下分流河道－薄層席狀砂－河口壩－半深湖相泥巖相序組合特征分析，結(jié)合測(cè)井曲線基線偏移以及疊加樣式分析，運(yùn)用地震剖面約束，巖－電－震精確標(biāo)定，識(shí)別地層呈進(jìn)積疊加樣式向加積或退積疊加樣式的轉(zhuǎn)換位置16個(gè)以及地層呈退積疊加樣式向加積或進(jìn)積疊加樣式的轉(zhuǎn)換位置13個(gè)，這些短期成因地層單元的疊置反應(yīng)了可容納空間變化/沉積物供給（A/S）比值變化趨勢(shì)，正確的識(shí)別基準(zhǔn)面旋回變化所導(dǎo)致的這種比值變化趨勢(shì)是基準(zhǔn)面旋回的精細(xì)劃分與不同級(jí)次基準(zhǔn)面旋回對(duì)比關(guān)鍵所在。

3.2高分辨率基準(zhǔn)面旋回對(duì)比

在區(qū)域?qū)有虻貙痈窦軆?nèi)，運(yùn)用長(zhǎng)期旋回邊界不整合面上、下地層在盆緣或隆起部位突變接觸界面、地震強(qiáng)反射的構(gòu)造界面以及分布穩(wěn)定的泥巖隔層等作為不同級(jí)次的基準(zhǔn)面旋回對(duì)比約束界面，進(jìn)行研究區(qū)高分辨率基準(zhǔn)面旋回對(duì)比［15－16］。

圖5　烏北地區(qū)南二段、大一段高分辨率層序地層對(duì)比與地震地層解釋

圖5是在各關(guān)鍵界面約束下，對(duì)烏北地區(qū)海參4斷塊、蘇102斷塊與蘇131斷塊典型井的連井對(duì)比及地震解釋剖面，對(duì)比結(jié)果顯示，層序SQn2地層厚度受同生斷裂影響較大，而層序SQd1地層厚度總體變化較??；中期基準(zhǔn)面旋回各界面在全區(qū)具有較強(qiáng)的可對(duì)比性，而短期旋回受不同沉積體的物源體系、構(gòu)造差異沉降以及古地貌等因素綜合影響，只在局部具有可對(duì)比性；地震剖面清晰可見蘇131斷塊滑塌濁積扇體，其發(fā)育明顯與蘇131斷塊北東部斷裂坡折有關(guān)，通過短期基準(zhǔn)面旋回劃分，此套濁積扇體可以在蘇131－蘇102斷塊間進(jìn)行等時(shí)地層單元對(duì)比。原蘇131斷塊的Ⅰ、Ⅱ油層組相當(dāng)于蘇102斷塊的Ⅰ油層組，位于層序SQd1低位域的高部位，蘇131斷塊的Ⅲ、Ⅳ油層組相當(dāng)于蘇102斷塊的Ⅱ油層組，位于層序SQd1低位域的低部位；蘇131斷塊的Ⅴ油層組相當(dāng)于蘇102斷塊的Ⅲ油層組，位于層序SQn2高位體系域的頂部。

3.3高分辨率層序地層格架內(nèi)儲(chǔ)集分布規(guī)律

通過烏北地區(qū)高分辨率層序地層格架的建立，可以看出油藏的分布與所處的層序地層位置密切相關(guān)，并受基準(zhǔn)旋回變化控制。研究表明，有利儲(chǔ)層濁積水道、水下分流河道發(fā)育位置主要出現(xiàn)在短期基準(zhǔn)面旋回上升半旋回的早、中期以及下降半旋回的中、晚期。其平面展布規(guī)律則受到盆地古構(gòu)造格局、邊界條件、古水流體系等因素制約。在層序SQd1沉積時(shí)期，烏北洼槽深湖沉積以及扎和廟洼槽淺湖－半深湖沉積，明顯受烏西斷階帶以及蘇仁諾爾走滑構(gòu)造帶等構(gòu)造古地貌限制。物源供給主要經(jīng)斷裂坡折或斷裂組合形成的構(gòu)造調(diào)節(jié)帶，從不同方向注入盆地，發(fā)育了不同規(guī)模大小的扇三角洲以及斷裂坡折處的滑塌濁積扇沉積（圖6）。鉆井剖面顯示，中粗砂巖和粉砂巖是烏北地區(qū)油氣儲(chǔ)集的有利巖性。

圖6　烏爾遜凹陷北部層序SQd1低位體系域晚期構(gòu)造古地貌與沉積體系分布模式

蘇131－102斷塊層序SQd1低位體系域的濁積扇體發(fā)育在區(qū)域性不整合面之上，不整合面不僅是油氣運(yùn)移的重要通道之一，還可以改善油氣儲(chǔ)集空間及儲(chǔ)集性能，根據(jù)鉆井油氣顯示，這套濁積體是本區(qū)最有利的儲(chǔ)集體。另外，這套砂體平面上位于兩主力生油洼槽之間的蘇仁諾爾走滑構(gòu)造帶之上，上部大一段泥巖層的有效封堵，可以形成砂巖透鏡體和砂巖上傾尖滅等巖性油藏，應(yīng)是下一步烏北地區(qū)油氣勘探重點(diǎn)靶區(qū)。而不整合面之下的三角洲前緣砂體必須在斷裂、巖性等有效封堵下才能成為有利儲(chǔ)層。

4　結(jié)論

1）烏北地區(qū)南二段、大一段可以劃分為2個(gè)完整的長(zhǎng)期基準(zhǔn)面旋回、10個(gè)中期基準(zhǔn)面半旋回以及若干個(gè)短期基準(zhǔn)面旋回。高分辨率層序地層分析表明，原根據(jù)地質(zhì)分層所劃分的油層組為兩套不同的沉積體系，應(yīng)分為兩個(gè)部分，上部滑塌濁積扇位于層序SQd1低位體系域，下部扇三角洲前緣位于層序SQn2高位體系域頂部。

2）烏北地區(qū)蘇102斷塊、蘇131斷塊可以進(jìn)行短期基準(zhǔn)面旋回成因地層單元對(duì)比，位于層序SQd1低位體系域的滑塌濁積扇，地震相顯示為透鏡狀，物源主要來自北東部三角洲前緣在斷裂坡折處的滑塌，受上部泥巖、側(cè)向斷裂坡折有效封堵，形成構(gòu)造－巖性油藏，應(yīng)是下一步油氣勘探的重點(diǎn)對(duì)象。

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（編輯董立）

中圖分類號(hào)：TE121.3

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：0253－9985（2011）02－0214－08

收稿日期：2011－01－05。

第一作者簡(jiǎn)介：秦雁群（1982—），男，博士研究生，含油氣盆地分析與層序地層學(xué)。

基金項(xiàng)目：國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2009ZX05009－002）。

High resolution sequence stratigraphy and reservoir prediction of northern W uerxun Sag，the Hailar Basin

Qin Yanqun1，Deng Hongwen1，Hou Xiulin2，Yang Jinxiu1，Ji Chunhui1and Liu Lu3
（1.School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083，China；
2.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China；
3.CNPC Changqing Logging Company，Xi’an，Shaanxi710018，China）

Abstract：The reservoir types are unclear in the northern Wuerxun Sag，the Hailar Basin，due to the complex fractures and various sedimentary genetic types.Based on the core，seismic and logging data，a high resolution sequence framework was established through the identification and comparison of key boundaries of themain oilbearing formations，i.e.the secondmember of Nantun Formation（K1n2）and the firstmember of Damoguaihe Formation（K1d1）.The pay zones cross two third-order sequence boundaries in the Su 131and Su 102 fault-block reservoirs.Themain reservoir is the low-system-tract slumped turbidite located at the bottom of the third-order sequence instead of the fan-delta front sand body located at the top of third-order sequence.Based on redefinition of the sequence-stratigraphic position of themain pay zone and analysis of reservoir genetic types，it is proposed that the reservoir in the northern Wuerxun Sag is of structural-lithologic type.In addition，the temporal and spatial distribution of sand units is analyzed.These understandings lay a solid basis for further development and extension of the oilfield.

Key words：base level cycle，high resolution sequence stratigraphy，Nantun Formation，Damoguaihe Formation，fault-block reservoir，Wuerxun Sag，Hailar Basin