松遼盆地古龍南凹陷葡萄花油層儲層單砂層沉積微相研究及有利砂體預測

佟斯琴,李 斌，羅 群，王鴻軍

(1.北京交通大學 中國產業(yè)安全研究中心博士后科研工作站，北京 100044； 2.中國石油 大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712； 3.神華地質勘查有限責任公司，北京 100022； 4.中國石油大學，北京 102249； 5.中國石油 大慶油田公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

松遼盆地古龍南凹陷葡萄花油層儲層單砂層沉積微相研究及有利砂體預測

佟斯琴1,2,李 斌3，羅 群4，王鴻軍5

(1.北京交通大學 中國產業(yè)安全研究中心博士后科研工作站，北京 100044； 2.中國石油 大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712； 3.神華地質勘查有限責任公司，北京 100022； 4.中國石油大學，北京 102249； 5.中國石油 大慶油田公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

根據研究區(qū)單井沉積微相、單砂層的厚度、砂地比等空間分布特征，研究其沉積微相空間展布規(guī)律。古龍南凹陷葡萄花油層儲層發(fā)育水下分流河道、分流河道間、河口壩、前緣席狀砂、前三角洲泥和淺湖泥沉積微相，物源主要來自于北部和西部。研究區(qū)河口壩發(fā)育較少，前緣席狀砂分布寬闊，為典型的淺水三角洲沉積。從下向上，湖平面下降，各砂層砂巖的厚度、粒度均有增加的趨勢，形成了進積式地層序列。且從下向上三角洲前緣席狀砂分布范圍擴大，席狀砂體形狀由下部的東西向條帶狀向上轉化為大面積席狀，判定其物源早期以北部物源為主，晚期以西部物源為主。凹陷中心早期條帶狀砂層及晚期片狀大型透鏡體砂層為有利砂體。

葡萄花油層；沉積微相； 有利砂體；古龍南凹陷；松遼盆地

古龍南凹陷地處黑龍江省肇源縣和杜爾伯特蒙古族自治縣境內，位于松遼盆地北部的中央坳陷區(qū)，隸屬于中央坳陷區(qū)的一個二級構造單元齊家-古龍凹陷的南部[1-2]，凹陷四周發(fā)育多個油田。研究區(qū)構造上總體為一個向斜，北邊是葡西鼻狀構造、南部為大安鼻狀構造，西部為月亮泡鼻狀構造、東部為新肇鼻狀構造[1,3-4]。

近年來松遼盆地上白堊統(tǒng)的油氣勘探結果表明，古龍南凹陷不但發(fā)育多套成熟的烴源巖，也發(fā)育良好的儲集層，是盆地有利的生油凹陷，而且在扶余、高臺子、葡萄花等多套油層獲得工業(yè)油流，是油氣勘探的有利地區(qū)[3,5-9]。

但是，該區(qū)葡萄花油層儲層砂體規(guī)模較小，連通性較差，橫向變化較快，儲層物性較差，非均質性較強，含油性差異巨大，嚴重影響了下一步的勘探部署[5,10-16]。該區(qū)的油藏類型主要以錯疊型砂體大面積分布的巖性油藏為主，油水分布復雜，尋找新的勘探有利區(qū)帶必須進行沉積微相的精細研究。

前人曾對研究區(qū)葡萄花油層儲層開展了沉積微相及油藏類型研究，指出其沉積類型以三角洲前緣為主，并進行了沉積微相劃分，總結了物源的方向來自于北部和西部[16-25]，但主要以砂層組為單位，研究精度有待進一步提高。

本文以65口井詳實的錄井、測井資料為基礎，結合粒度分析、砂層厚度和砂地比空間分析及相關區(qū)域地質資料，以單砂層為單位，進行沉積微相研究，認識沉積微相空間演化規(guī)律，并揭示其物源的變化特征，總結其儲層微觀特征，以期對研究區(qū)油氣勘探提供理論依據。

1 地質概況

松遼盆地基底為前古生界、古生界變質巖、火成巖，上部覆蓋著11 000 m沉積蓋層。松遼盆地自晚侏羅世以來經歷了早期斷陷期、中期坳陷期和晚期萎縮期。中期坳陷期是盆地的全盛時期，發(fā)育了青山口組—嫩江組以砂泥巖互層為主地層，地層厚度平面上具有由西向東、由北向南呈增厚的趨勢[11]。

古龍南凹陷是一個繼承性發(fā)育的凹陷盆地，嫩二段沉積之前，凹陷呈西高東低的構造格局，并一直保持到古近紀之前。嫩江組末期，隨著全盆地大規(guī)模的構造運動，凹陷東部的葡西、新肇及南部的新站構造相繼隆起，英臺等鼻狀構造定型，形成了三鼻(英臺鼻狀構造、新站鼻狀構造和新肇鼻狀構造)夾一凹(古龍南凹陷)的地形特征，古龍南凹陷沉積中心由東向西逐漸遷移[3,12,15,26]。該區(qū)鼻狀構造為長期繼承性的構造，凹陷中的中、淺層斷裂的展布具有一致性的特點(主要以近南北向和北北西向為主)，有利于油氣的長期運移，極易形成構造—巖性復合型油氣藏，具有較高的石油產量[27-30]。

葡萄花油層儲層形成于白堊系姚家組一期，該時期經歷了一次重大的湖平面下降[31-35]，當時古地形相對平坦、氣候干旱、物源供給充分，湖泊面積較小，沉積砂體向盆地退積較遠，形成了大面積的淺水三角洲[36-38]。

2 沉積微相

2.1 單井沉積微相

古龍南地區(qū)葡萄花油層儲層巖性主要為巖屑質長石砂巖，粒度較細，以細砂巖、粗粉砂巖為主，石英含量為25%～30%，長石含量為30%～38%，巖屑含量為25%～32%，成分成熟度較低，碎屑顆粒分選中等，結構成熟度較高。填隙物主要以泥質雜基、硅質和碳酸鹽膠結物為主，粒度概率累積曲線呈現(xiàn)兩段型，以跳躍搬運為主，懸浮搬運次之，缺乏滾動組分，可見河流牽引的水動力相對穩(wěn)定。

經65口單井錄井、測井、巖心等沉積學綜合研究(圖1)，葡萄花油層儲層主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、水下分流河道間、前緣席狀砂等沉積微相。

2.1.1 水下分流河道

水下分流河道主要發(fā)育于研究區(qū)的北部和西部。水下分流河道是由陸上分流河道進入湖平面以下，隨可容納空間的增加，流速不斷減慢，河道發(fā)生多次分叉形成的。水下分流河道砂體在垂向上通常表現(xiàn)出典型的下粗上細的正韻律特征，沉積序列一般為：底部為沖刷面，其上伴生破碎的泥礫，向上依次為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、泥巖，顏色為灰綠色、淺灰色。研究區(qū)由于水下分流河道的多期疊置和側向遷移等導致沉積序列發(fā)育不完整，只發(fā)育部分沉積序列。水下分流河道砂體單層厚度較三角洲前緣亞相的其它砂體厚度較大，一般為1～5 m，疊合砂體厚度可達4～10 m。沉積構造有平行層理、小型板狀交錯層理、槽狀交錯層理等，砂體底部可見底沖刷或泥礫沉積。水下分流河道砂體在縱向上呈條帶狀，延伸較遠,在橫剖面上呈透鏡狀。測井曲線響應為：自然電位曲線表現(xiàn)為中高幅度的齒化箱形、鐘形、指狀或者箱形-鐘形組合，雙側向曲線呈鐘形、鋸齒狀、掌狀高阻。

2.1.2 河口壩

河口壩發(fā)育在水下分流河道微相的前端，是沉積物在河口處因可容納空間的突然增加，河道水流流速降低快速堆積而成，由于研究區(qū)地形平坦，河口壩發(fā)育較少，且主要出現(xiàn)在早期，之后大部分河口壩由于地形減緩，且同時受河流和湖泊雙重水動力的作用，河口壩已發(fā)展為前緣席狀砂。河口壩砂體的巖性以中、細砂巖為主，砂巖分選中等-較好，磨圓次棱角狀。平面上呈新月狀、朵狀或條狀，剖面上呈透鏡狀，單層砂體厚度較大，約為1～4 m；在垂向上，呈下細上粗的反韻律，巖性自下而上完整的沉積序列為：泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖、細砂巖。研究區(qū)早期因多期河口壩疊置，多呈復合韻律。發(fā)育平行層理、波狀層理、小型槽狀交錯層理、板狀交錯層理、楔狀交錯層理、滑塌變形層理及攪混構造。測井曲線響應為典型的中高幅度齒化漏斗形、指狀-箱形組合，雙側向曲線呈漏斗狀、鋸齒狀、尖鋒狀高阻。

圖1 古龍南凹陷英82井沉積微相綜合柱狀圖Fig.1 Sedimentary microfacies column of Well Ying 82 in south Gulong Sag

2.1.3 水下分流河道間

水下分流河道間與水下分流河道或前緣席狀砂相鄰，位于水下分流河道之間的相對低洼地區(qū)，一般水體較淺，巖性主要為灰色、灰綠色的泥巖，或泥巖與泥質粉砂巖互層，由于河道的頻繁改道，常見砂泥巖不等比的互層結構，通常為“泥包砂”的二元結構。發(fā)育水平層理，塊狀層理、透鏡狀層理。測井曲線特征為：在自然電位上通常表現(xiàn)為整體平直背景見少量不明顯尖鋒狀高值，雙側向曲線也為平直型，有輕微波動。

2.1.4 前緣席狀砂

前緣席狀砂位于河口末梢河口壩周圍及前方，是受湖浪改造形成的大面積薄層帶狀砂體。巖性主要為大套灰黑色、深灰色泥巖夾薄層灰色粉砂巖、泥質粉砂巖等，砂巖厚度較薄，一般為1～2 m，砂質較純，砂層面常富集炭屑。主要層理類型為波狀層理，還可見部分同生變形構造及生物擾動構造。砂巖成分成熟度和結構成熟度均較高，粒度累積概率曲線一般為兩段式，分選性相對較好。其測井曲線特征表現(xiàn)為：自然電位曲線為中低幅度的指狀、波狀負異常，雙測向曲線呈刺刀狀、尖峰狀中-高阻。

2.2 單砂層沉積微相空間展布特征

古龍南凹陷葡萄花油層儲層根據巖性及電性組合可以劃分出3個砂層組[1,35,39-40]，8個單砂層(圖2)。儲層總體厚度為48～64 m，平均52.3 m，總體具有“北厚南薄”分布特征。以單砂層為單位分別統(tǒng)計了65口井8個砂層(從下向上分別為砂層8—砂層1)的厚度及砂地比，繪制了單砂層厚度等值線圖及砂地比等值線圖。結合研究區(qū)單井沉積微相分析結果，繪制沉積微相平面圖(圖3—圖10)。各砂層沉積微相空間展布如下所述。

圖2 古龍南凹陷英88井葡萄花油層儲層砂層劃分Fig 2 Sand layers of the Putaohua reservoir in Well Ying 88 of south Gulong sag

古龍南凹陷葡萄花油層儲層砂層8厚度為5～12 m， 西部、北部較厚，東部、南部較薄，砂地比為30%～90%，北部、西部高，南部低。該時期，湖平面整體下降，砂體向湖盆內推進，形成了進積型地層序列。平面上可以劃分出：水下分流河道、分流河道間、河口壩、前緣席狀砂、前三角洲泥、濱淺湖泥沉積微相(圖3)。席狀砂呈東西向條帶狀分布，推測主要物源來自于北部，席狀砂受南部湖水波浪改造，而受東西方向的改造較少。

圖3 古龍南凹陷砂層8沉積微相平面圖Fig.3 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 8 in south Gulong sag

圖4 古龍南凹陷砂層7沉積微相平面圖Fig.4 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 7 in south Gulong sag

圖5 古龍南凹陷砂層6沉積微相平面圖Fig.5 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 6 in south Gulong sag

圖6 古龍南凹陷砂層5沉積微相平面圖Fig.6 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 5 in south Gulong sag

砂層7厚度為5～12 m，北部厚，南部薄，砂地比為30%～90%，北部、西部較高，東部南部較低。該時期湖平面持續(xù)下降，北部、西部物源均向湖盆中心推進，形成環(huán)帶狀席狀砂體(圖4)，席狀砂分布面積增加，而前三角洲泥分布面積減小。

砂層6厚度為4～13 m，北部、西部厚，南部薄，砂 地比10%～90%，西部和中部局部地區(qū)出現(xiàn)高值。該時期，湖平面持續(xù)下降，三角洲前緣席狀砂體向湖內推進，前緣席狀砂沉積面積增加，且形狀發(fā)生變化，由過去的環(huán)帶狀轉化為片狀或席狀，前三角洲泥范圍明顯縮小(圖5)。

砂層5厚度為4～13m，北部、西部較厚，南部較薄，砂地比為20%～90%，西部和中部局部地區(qū)較高。該時期，湖平面繼續(xù)下降，三角洲向湖盆內推進較遠，由于受湖內的波浪改造作用，呈席砂體分布面積增大，前三角洲泥向南部湖盆中心遷移(圖6)。

圖7 古龍南凹陷砂層4沉積微相平面圖Fig.7 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 4 in south Gulong sag

圖8 古龍南凹陷砂層3沉積微相平面圖Fig.8 Plane view of sedimentary microfacies of sand layer 3 in south Gulong sag

圖9 古龍南凹陷砂層2沉積微相平面圖Fig.9 Plane view of sedimentary microfacies of sandlayer 2 in south Gulong sag

砂層4厚度為4～12m，西部厚，東部薄，砂地比為10%～90%，北部、西部及中部部分地區(qū)較高。該時期，湖水持續(xù)下降，砂體向湖盆中心推進(圖7)。

砂層3厚度為3～12 m，砂層厚度南北變化不大，砂地比20%～90%，北部和西部較高，高值區(qū)呈南北條帶狀分布。該時期，湖平面較為穩(wěn)定，湖盆內地形起伏較小，水下河道延伸較遠，席狀砂分布面積較廣(圖8)。

砂層2厚度為3～10 m，西部、北部略厚，南部略薄，砂地比20%～90%，西部和中部部分地區(qū)較高。該時期，湖水基本穩(wěn)定，湖平面較低，砂體分布范圍和砂層3基本相似。但此時增加了西南方向的物源，使前緣席狀砂分布更為復雜(圖9)。

砂層1厚度為3～9 m，西部、北部厚，南部薄，砂地比35%～90%，北部和西部較大，中部較小。該時期整體湖平面上升，砂體向岸上推進，沉積了退積型地層序列(圖10)。

2.3 沉積模式建立

由單砂層沉積微相平面展布研究可知，物源主要來自于北部、西部兩個方向，早期以北部物源為主。北部地形平緩，多條水下分流河道向湖盆中心推進，形成了多條條帶狀河道砂體及條帶狀前緣席狀砂體，中晚期湖平面下降較快，西部物源加速堆積，形成了多物源交互的網狀水下河道砂體及大面積分布的片狀—席狀砂體。由于河流的相互切割，在湖盆中心發(fā)育透鏡狀砂體。綜合分析可以推定，北部發(fā)育曲流河三角洲，西部發(fā)育辮狀河三角洲，均為淺水型三角洲(圖11)。

3 有利砂體預測

古龍南凹陷葡萄花油層儲層在凹陷斜坡及鼻狀構造區(qū)孔隙度較高，為中-高孔，孔隙度為15%～30%，凹陷中心主體區(qū)主要為低孔-特低孔，孔隙度為2%～10%。滲透率與孔隙度分布趨勢類似，凹陷周邊斜坡及鼻狀構造區(qū)滲透率相對較高，10×10-3～85×10-3μm2，為低滲，凹陷中心區(qū)0.01×10-3～10×10-3μm2，主要為特低滲-超低滲。

經連井剖面油藏分析，鼻狀構造處發(fā)育構造油藏，在斜坡位置發(fā)育斷層-巖性油藏，凹陷中心位置則主要發(fā)育巖性油藏。其油水分布關系為：鼻狀構造為下水上油或純油，為重力分異區(qū)，斜坡位置為油水同層區(qū)，凹陷中心位置為純油區(qū)(圖12)。根據致密油理論，可以判斷古龍南凹陷葡萄花油層具有致密油的一般特征，在向斜中心可以形成大面積的連續(xù)型或斷續(xù)型油藏[41-44]。

古龍南凹陷鼻狀構造位置勘探程度較高，已發(fā)現(xiàn)了多個油田，如新站油田、新肇油田等，目前仍在開發(fā)[15,22,24,45]。而凹陷中心井位布置較少，油水分布復雜，研究程度較低，缺乏相應的理論指導[45-47]。經沉積微相研究，凹陷中心葡萄花油層儲層發(fā)育多期次、多物源的三角洲前緣席狀砂體，分布面積較廣，可以作為勘探有利區(qū)帶。建議在早期砂層尋找東西條帶狀砂體，而晚期砂層尋找大型透鏡砂體。

圖11 古龍南凹陷葡萄花油層儲層沉積模式Fig.11 Sedimentary pattern of the Putaohua reservoir in south Gulong sag

圖12 古龍南凹陷葡萄花油層油水分布剖面Fig.12 Oil-water contact profile of the Putaohua reservoir in south Gulong sag

4 結論

古龍南葡萄花油層儲層可以區(qū)分出3個砂層組、8個單砂層，主要發(fā)育淺水三角洲-濱淺湖沉積體系，具體沉積微相有：水下分流河道、水下分流河道間、河口壩、前緣席狀砂、前三角洲泥；從砂層8時期到砂層1時期整體為湖平面持續(xù)下降，沉積了進積型地層序列，三角洲前緣席狀砂逐漸向湖盆中心沉積，沉積面積加寬；早期物源以北部曲流河三角洲為主，晚期物源以西部辮狀河為主；湖盆中心的多物源形成疊置式的三角洲前緣席狀砂體具有致密油發(fā)育的地質特征，可以形成大面積的巖性油藏，具有良好的油氣資源前景，可以加大勘探力度。

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(編輯 張亞雄)

Single-sandstone-layer sedimentary microfacies and favorable sandbody prediction of Putaohua reservoir in south Gulong sag,Songliao Basin

Tong Siqin1,2,Li Bin3,Luo Qun4,Wang Hongjun5

(1.PostdoctoralResearchStationofChinaIndustrialEconomicSecurityResearchCenter,BeijingJiaotongUniversity,Beijing100044,China;2.PetroleumExplorationandDevelopmentResearchInstituteofDaqingOilfield,PetroChina,Daqing,Heilongjiang163712,China;
3.ShenhuaGeologicalExplorationCo.,Ltd.,Beijing100022,China;4.ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;
5.NinthOilProductionPlantofDaqingOilfieldCompany,PetroChina,Daqing,Heilongjiang163853,China)

Based on characteristics and spatial distribution patterns of single-well sedimentary microfacies,gross-to-net ratio and thickness of single sandstone layer of the Putaohua reservoir in south Gulong sag of Songliao Basin,we studied the spatial distribution pattern of sedimentary microfacies and predicted favorable sand bodies.The Putaohua reservoir consists of various sedimentary microfacies including distributary channels,interdistributary channels,mouth bars,front sheet sand,front delta mud and shallow lake mud,with sediments mainly sourced from the north and the west.It is of a typical shallow-delta deposit characterized by poor-developed mouth bars but wide front sheet sandstones.From bottom to top,the thickness and the grain size of sandstone layers increase with the lake level dropping,indicating a progradational stratigraphic sequence.In addition,the areas of front sheet sandstones also enlarge upwards and their shapes change from EW-trending strips in the lower part into large sheets in the upper part.The provenance is mainly located in the north at the early stage,while is mainly located in the west at the late stage.The early banded sand layers and the later large sheet-shape lenticular sand layers at the center of the sag are favorable sandbodies.

Putaohua reservoir,sedimentary mircofacies,favorable sandbody,south Gulong sag,Songliao Basin

2014-02-10;

2014-06-30。

佟斯琴(1973—)，女，博士、高級工程師，油田地質與開發(fā)。E-mail:tongsq@petrochina.com.cn。

李斌(1970—)，男，博士后、高級工程師，油田地質。E-mail:libin9600@sohu.com。

0253-9985(2014)04-0517-09

10.11743/ogg201411

TE121.3

A