大慶油田古1區(qū)塊黑帝廟油層沉積微相研究

王 昭，馬世忠，齊 雪，張斌弛，鄒蘭濤，劉 鈺

（1. 東北石油大學地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶石化工程有限公司， 黑龍江 大慶 163714；3. 大慶油田第九采油廠， 黑龍江 大慶 163000; 4. 中國石油西部鉆探試油公司，新疆維吾爾自治區(qū) 克拉瑪依 8340003）

大慶油田古1區(qū)塊黑帝廟油層沉積微相研究

王 昭1，馬世忠1，齊 雪2，張斌弛1，鄒蘭濤3，劉 鈺4

（1. 東北石油大學地球科學學院， 黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶石化工程有限公司， 黑龍江 大慶 163714；3. 大慶油田第九采油廠， 黑龍江 大慶 163000; 4. 中國石油西部鉆探試油公司，新疆維吾爾自治區(qū) 克拉瑪依 8340003）

古1區(qū)塊構造位置處于松遼盆地中央坳陷區(qū)葡西鼻狀構造的前緣軸部，研究層位為黑帝廟油層。通過對研究區(qū)黑帝廟油層組6小層310口井的測井資料分析，將每口井細分至單砂體級別的10個沉積時間單元，并進行精細統(tǒng)層對比，建立了測井相模式，確定了10個沉積時間單元的平面微相特征。

地層對比；沉積時間單元；沉積微相；葡西油田；大慶油田

油田在進入開發(fā)階段以后[1]，沉積微相的精細研究對地下油藏的地質認識以及在解決油田開發(fā)問題上具有重要意義，因此研究得出研究區(qū)的沉積微相類型和沉積微相的平面展布特征可以為研究儲層特征打下地質基礎，本次研究區(qū)為大慶油田古1區(qū)塊，目的層為黑帝廟油層。

1 研究區(qū)概況

古1區(qū)塊構造位置處于松遼盆地中央坳陷區(qū)齊家—古龍凹陷南部葡西鼻狀構造的前緣軸部。發(fā)育葡萄花和黑帝廟兩套層系,黑帝廟油層黑二組油層底面在海拔-1 230至-1 130 m范圍變化,葡萄花油層頂面在海拔-1 650至-1 550 m范圍變化[2]。

2 沉積時間單元劃分與沉積微相特征研究

2.1 重點沉積時間單元劃分與對比

本次筆者對研究區(qū)共310口井進行了全區(qū)精細對比，使其達到了單砂體沉積時間單元級別，并將X15a-80定位分層標準井，對原6個小層細分至10個沉積時間單元，其中H22小層可細分為4個沉積時間單元，H25小層可細分為3個沉積時間單元，為沉積微相的識別和剩余油的尋找奠定了堅實的基礎。

由于井X15a-80旋回韻律性明顯，總體厚度在全區(qū)平均厚度適中，砂巖比較發(fā)育，可分性明顯因此將X15a-80定為分層標準井。

2.1.1 沉積時間單元精細對比

由于研究區(qū)面積較大約為574 km2，且周圍的探井間距很大，給對比加大了難度，本次采用河流沉積學理論[3]、高分辨率層序地層[4]新理論對全區(qū)進行了8 000井次的精細對比（圖1）。

在目的層上部確定了一個標志，在目的層下部確立了一個標志頂?shù)讟酥镜拇_立使得嚴格控制了目的層的頂?shù)捉缦?，并在目的層內部尋找到三個一級標志和兩個二級標志對目的層進行嚴格控制（圖2），從X15a-80標準井出發(fā)沿著封閉骨架剖面對研究區(qū)進行分級精細對比，在標志層的控制下進行小層對比，該技術的優(yōu)勢是若發(fā)現(xiàn)某口井未閉合可以很快發(fā)現(xiàn)并且只修改其所在的局部封閉骨架路線上的井,大大減少了工作量，直至所有井都全部閉合。具體過程為首先進行砂巖組級別的對比，再進行小層級別的對比最后進行沉積時間單元級別的精細逐級對比。

圖1 標準層控制下逼近對比Fig.1 CompariBon of the Btandard layer control approach

2.2 測井微相模式建立

根據(jù)對研究區(qū)黑帝廟油層310口井的測井曲線的整理和分析研究并且認真結合研究區(qū)黑帝廟油層的取心井資料，詳細分析取心井的測井相特征并根據(jù)此種模式來總結建立密井網區(qū)的測井相模式，由此總結這些特征要素來建立和完善研究區(qū)黑帝廟油層的測井相模式，最終根據(jù)建立的測井相來識別各種亞相帶內的各種沉積微相類型，例如三角洲分流平原的分流河道與三角洲前緣的水下分流河道測井曲線特征基本一致[5]，只不過能量強弱與層理有所不同，但是依據(jù)我們建立的測井相模式將其劃分在不同的亞相帶因此可以準確的識別不同亞相帶相似測井相的沉積微相模式。通過以上方式確立研究區(qū)9個沉積時間單元的2個亞相4個微相10個能量單元（圖2）。

（1）水下分流河道微相

水下分流河道微相是水上分流河道在水下向水下延伸，具有典型的底部沖刷突變面、正韻律及河道垂向特征，與陸上河道有明顯區(qū)別，如與水下分流間伴生；能量減弱、底部滯留不明顯；砂巖厚度薄且粒度細；道內夾層具有水下層理[6]。測井曲線特征為典型的鐘形或者箱型、高幅度差、相對高值；呈現(xiàn)底部突變的測井相特征。

（2）河口壩微相

本次研究將河口壩微相細分成5個能量單元分別為河口壩主體、一類河口壩、二類河口壩、河口壩內緣、河口壩外緣。

河口壩微相的韻律特征具有典型的反韻律特征并且一般發(fā)育的砂巖厚度較大并且在其頂部具有明顯的突變特征，層理特征主要以塊狀層理為主，巖性主要為粉砂巖和泥質粉砂巖。測井曲線為厚箱型、厚漏斗形，呈現(xiàn)高幅度差、局部高值，呈現(xiàn)頂部突變特征。

（3）遠砂壩

遠砂壩微相具有典型的反韻律特征且砂巖厚度較大并且垂直于水下分流河道流向一般呈多個低幅漏斗形曲線疊加，電阻率曲線齒化現(xiàn)象明顯，儲層條件較好。

（4）河口壩間微相

河口壩間微相的沉積厚度相對較大，巖性成分組成主要是灰黑色的泥巖或粉砂質泥巖，測井曲線的特征一般為直線型或指型，無幅差。

（5）前三角洲亞相

前三角洲亞相沉積厚度很大，主要以塊狀層位的灰黑色泥巖組成，曲線特征無幅度差，以直線型或夾雜少量薄指型為主要特征。

圖2 測井相模式Fig.2 LoX phaBe mode

2.3 沉積微相平面分布特征

通過對研究區(qū)重礦物資料的分析，砂巖厚度圖分析得出北厚南薄，砂地比圖得出北大南小，區(qū)域地貌得出北高南低，由H26、H23、H25三個小層6支河道砂體唯一確定的北南展布方向特征綜上所述確立了北部物源體系，在此基礎上結合了在精細對比下得出的個沉積時間單元的沉積微相，結合砂巖厚度圖、沉積環(huán)境、河道規(guī)模、與臨井的微相關系等因素從而確立了研究區(qū)黑帝廟油組6個小層10個沉積時間單元的平面沉積微相圖（圖3）。研究區(qū)除了H22-4、H25-3為前三角洲亞相外其余都為三角洲前緣亞相，下面對一些重點沉積時間單元進行特征描述：

H22-1時間單元平面沉積微相

H22-1屬于三角洲前緣亞相類型，發(fā)育著5支水下分流河道主體和12支小型水下分流河道由工區(qū)西部向東部依次為：

（1）X14g-B74～X14z-B74～X14x-B76～X14x-B78～X14z-78～X14z-8A～X15a-74～X15a-76～X151-8A井河道主體，砂體寬度約590 m，呈北南方向展布，在X15a-74處于X15a-73出分出2支二類水下分流河道能量較弱，砂巖厚度較薄，砂體寬度約為200 m在工區(qū)南部截止，在河道兩側發(fā)育二類河口壩砂厚較薄儲層較差，另識別出X15f-76、X15f-B78等為二類河口壩，在二類河口壩外側大面積發(fā)育X15f-8A、X15e-B82等識別出的河口壩內緣，砂巖基本不發(fā)育，在河口壩內緣外側發(fā)育河口壩外緣基本為干層物性差。

（2）X14x-B8A～X14x-B82～X14g-84～X151 -B86井河道主體，將此河道與（1）河道的區(qū)分理由是在X14e-B80與X15a-80井出發(fā)現(xiàn)河道邊部特征因此將其分為兩支河道，砂體最寬處約390 m，呈北南方向展布，在X14z-82處分出2支一類水下分流河道，其中西部一支河道在X15a-82處截止，東部河道在X15c-86處分為兩支二類水下分流河道，砂巖厚度較薄，砂體寬度約為230 m在工區(qū)南部截止，在河道兩側發(fā)育二類河口壩，二類河口壩外側大面積發(fā)育壩內緣、壩外緣。

（3）X14g-96～X14h-B104～X15c-B1A2等井河道主體，河道砂體寬度約800 m，呈北南方向展布，在X149-100處分出2支一類水下分流河道，砂巖厚度較厚約5 m，砂體寬度約為200 m在工區(qū)南部截止，東側分支一類河道在X15z-B104、X16c-B100、X15c-B104處分為3支一類水下分流河道，X16z-B98井處識別出一類河口壩，X16x-96、X16z-B96、X16x-B98等井處識別出二類河口壩分布在分水下分流河道兩側。

H22-4屬于前三角洲亞相，全區(qū)發(fā)育前三角洲泥巖，儲層不發(fā)育。

H23時間單元平面沉積微相

H23屬于三角洲前緣亞相類型，發(fā)育著5處水下分流河道主體和12支小型水下分流河道由工區(qū)西部向東部依次為：

（1）X14x-B8D～X14z-8D～X14g-B86～X14x -B78～X15a-B86～X15a-B88～X15c-86～X15e -B85井河道主體，河道砂體寬度約210 m，呈北南方向展布，平均砂巖厚度約5 m，在河道兩次識別X15a-84、X15c-84、X15e-B84井為河口壩主體，反韻律明顯砂巖厚，儲層條件好，在河口壩主體外側發(fā)育X14g-8B、X16C-78等井為一類河口壩，反韻律明顯，砂巖較厚，儲層條件較好。在一類河口壩兩側大面積發(fā)育壩內緣、壩外緣。

（2）中部水下分流河道在X14e-B1A0處分成兩支水下分流河道。X14g-1A0～X16a-98～X16c-B100～X16z-B1AA井處控制西側二類水下分流河道，該河道能量較弱呈北南向發(fā)展平均河道砂體寬度約135 m，東部水下分流河道能量較強，X15c-B108～X15e-108～X15z-B106～X16a-B106為水下分流河道主體能量強，砂巖平均厚度約4.7 m，平均水下分流河道砂體寬度約180 m并在X16e-B104處分成三支。

（3）在工區(qū)南部發(fā)育垂直于河道方向呈東西向展布的遠砂壩，遠砂壩由井X17c-1A6、X17c-18A、X17f-B1A6、X17c-B11A控制儲層發(fā)育好，砂巖厚，呈片分布。

H26時間單元平面沉積微相

H26屬于三角洲前緣亞相類型，發(fā)育著5處水下分流河道主體和1支一類河口壩，由工區(qū)西部向東部依次為：

（1）X14z-82～X15a-82～X15e-B84～

X16a-B88～X16e-B9A井處為一類河口壩，由此可單一確定其呈北南方向展布，在其外部大面積發(fā)育二類河口壩、壩內緣、壩外緣。

（2）X14f-B112～X14f-B114～X14z-B114～X15a-B114～X16a-B118井處為一類河道，由此可單一確定其呈北南方向展布，在其外部發(fā)育壩內緣。

圖3 大慶葡西油田沉積時間單元精細平面沉積微相圖Fig.3 Plane Bedimentary microfacieB of each time unit at Xu 1 block in DaqinX Puxi Oil field

3 結論及認識

（1）將大慶油田古1區(qū)塊黑帝廟油層的原6分小層細分至單砂體級別的10個沉積時間單元并對全區(qū)310口井進行全區(qū)閉合精細對比。

（2）確立了大慶油田古1區(qū)塊黑帝廟油層的三角洲前緣與前三角洲的亞相類型，并將三角洲前緣亞相分成水下分流河道微相、河口壩微相、河口壩間微相、遠砂壩微相，并將河口壩微相又分為河口壩主體、一類河口壩、二類河口壩、河口壩內緣、河口壩外緣5個能量單元，將水下分流河道分成河道主體、一類河道、二類河道三個能量單元。

（3）將全區(qū)精細對比的10個沉積時間單元在平面上進行組合得出黑帝廟油組的沉積微相圖，其中H22-1、H23、H25-1為主力油層，儲層較好為油田的開發(fā)、油水分布、剩余油的尋找奠定了地質基礎。

［1］范廣娟,馬世忠. 大慶油田杏十二區(qū)單砂體級沉積微相精細研究——以葡萄花油層重點沉積時間單元為例[J]. 科學技術與工程,2011(07):1535-1539.

［2］ 程勉潔. 葡西油田古1區(qū)塊黑帝廟油層開采對策[J]. 內蒙古石油化工,2013(07):51-53.

［3］ 王隨繼,倪晉仁,王光謙. 河流沉積學研究進展及發(fā)展趨勢[J]. 應用基礎與工程科學學報,2000(04):362-369.

［4］ 趙翰卿. 高分辨率層序地層對比與我國的小層對比[J]. 大慶石油地質與開發(fā),2005(01):5-9+12-105.

［5］ 楊成. 大安沿江地區(qū)黑帝廟油層沉積特征及成藏模式研究[D]. 大慶：東北石油大學,2012.

［6］ 孫雨,馬世忠,姜洪福,劉云燕,叢林,劉宗堡. 松遼盆地三肇凹陷葡萄花油層河控淺水三角洲沉積模式[J]. 地質學報,2010(10):1502-1509.

Research on Sedimentary Microfaceis of Heidimiao Reservoir in Gu 1 Block of Daqing Puxi Oilfield

WANG Zhao1，MA Shi-zhong1，QI Xue2，ZHANG Bin-chi1，ZOU Lan-tao3，LIU Yu4
（1. College of Earth Sciences, Northeast Petroleum Univercity, Daqing 163318, China; 2. Daqing Petrochemical Engineering Co., Ltd, Daqing 163714, China; 3. the Ninth Oil Production of Daqing Oilfield, Daqing 163000, China; 4. Well Testing Company of CNPC XDEC, Kelamayi 834000, China）

The structural position of Gu 1 block in Puxi oilfield is located in the leading edge of the shaft portion of Puxi nose structure which is located in the central depression area of Songliao basin, and the research layer is Heidimiao reservior. Based on analysis of the logging data about 310 wells covering six layers of Heidimiao reservior in research area, each well was subdivided into 10 depositional time units in the level of the monosandbody, and fine contrast was carried out, the logging facies model was established, and then the microfacies characteristics of the 10 depositional time units were identified.

Correlations of strata; Depositional time unit; Sedimentary microfacies; Puxi oilfield; Daqing oilfield

TE 122

A

1671-0460（2015）01-0083-03

2014-11-04

王昭（1989-），男，東北石油大學地球科學學院研究生，研究方向：油氣田開發(fā)地質。E-mail：124600250@qq.com。