大安油田扶余油層沉積微相研究

韓承霖，張云峰，蔣 政

（1. 東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田有限責任公司第五采油廠第一油礦， 黑龍江 大慶 163513）

大安油田扶余油層沉積微相研究

韓承霖1，張云峰1，蔣 政2

（1. 東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2. 大慶油田有限責任公司第五采油廠第一油礦， 黑龍江 大慶 163513）

大安地區(qū)扶余油層作為主力的產油層系，多年以來一直都是油氣勘探開發(fā)的重點層位。通過巖心觀察、鉆井和測井、錄井資料、普通薄片和前人研究等，在對研究區(qū)紅75-9-1等五口取心井觀察研究基礎上，明確了沉積微相類型，建立了研究區(qū)測井相模式，繪制了各時間單元沉積微相圖，分析扶余油層砂體展布特征和垂向演化規(guī)律。研究認為：大安油田扶余油層是受西北物源控制的河控淺水三角洲沉積體系，研究區(qū)早期是三角洲分流平原亞相沉積，晚期是三角洲前緣亞相沉積，進一步可以識別出分流河道、河口壩、席狀砂、天然堤、溢岸砂等沉積微相，砂體總體呈北西—南東相展布，垂向上研究區(qū)總體是水進湖侵的過程，在這一過程中又經(jīng)歷了兩個次一級的“水退—水進”。分流河道砂體在研究區(qū)廣泛發(fā)育，連片性好，砂體厚度大，物性較好，是主要的儲層。

大安油田；扶余油層；沉積微相；分流河道

隨著油田勘探開發(fā)程度的不斷提高，要不斷找到有利的富集油氣的砂體，必須進行儲層沉積相分析[1]。沉積微相的研究，對于儲集體的沉積背景環(huán)境、沉積微相的平面展布、垂向時空演化等的分析都有重要幫助，從而進一步來揭示砂體的成因、幾何形態(tài)、展布特征及演化特征等，最后歸結到沉積微相對儲層控制作用[2]。大安油田扶余油層作為主要的開發(fā)層系，油氣分布復雜，因此對扶余油層進行沉積微相的研究，搞清楚砂體展布特征及主要儲層砂體，對大安油田的下一步勘探開發(fā)可提供堅實的基礎。

1 區(qū)域地質概況

大安油田位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)大安—紅崗階地二級構造帶上[3]。西面與西部斜坡區(qū)相接，東北部為古龍凹陷，東鄰松南最好的生油凹陷大安凹陷，本次的研究區(qū)就位于大安—紅崗階地上的最深洼槽軸線上，是一個北傾的向斜構造，主要是由兩側斜坡所夾的洼陷區(qū)域。松遼盆地在泉頭組沉積時期，由斷陷湖盆向凹陷湖盆轉變，且可容納空間逐漸增大[4]。研究區(qū)目的層段為泉頭組四段扶余油層，是油田主要的開發(fā)層系，埋深主要在1 800～2 200 m左右。結合前人研究[5-7]，以及巖心觀察、測井等資料，對研究區(qū)扶余油層進行了小層劃分與對比，將扶余油層劃分為 FⅠ—FⅣ四個砂組，12個小層，22個沉積時間單元。

2 沉積特征分析

2.1 巖性特征

通過對巖心觀察和薄片鑒定，大安油田扶余油層巖石多為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖。儲層的石英平均含量 28.2%；長石含量為 36.8%，巖屑含量最高，約占平均為36%，長石和巖屑含量高，石英含量相對偏低，反映出扶余油層巖石屬于近源快速沉積，具有低成分成熟度的特點。研究區(qū)砂巖粒度較細，顆粒粒徑主要分布在0.04～0.16 mm之間，以細砂巖、粉砂巖為主。巖石顆粒的磨圓程度均成次棱角狀，分選較差，結構成熟度較低。

2.2 沉積構造

通過巖心觀察，大安油田泉四段扶余油層層理類型多樣（圖1），發(fā)育有平行層理、交錯層理、斜層理、波狀層理、透鏡狀層理、水平層理等，沖刷面發(fā)育。

圖1 研究區(qū)巖心部分層理照片F(xiàn)ig.1 The core sedimentary structure photo in the study area

2.3 古生物標志

研究區(qū)扶余油層巖心中，可見到植物的枝干，莖葉和碎片的痕跡，還可見生物蟲孔等，這反映出明顯的淺水環(huán)境的特征。

3 沉積微相研究

通過對研究區(qū)取芯井紅75-9-1、大42-1等5口井取心井的綜合分析，結合沉積背景、古生物化石、測井相要素、相帶空間配置關系等綜合分析，得出扶余油層是受西北物源控制的河控三角洲沉積體系。扶余油層早期是三角洲平原亞相沉積，主要發(fā)育層位是 3～12小層，微相類型有分流河道、溢岸砂、廢棄河道、決口河道、天然堤、決口扇、分流間等，晚期主要為三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育層位是1和2小層，發(fā)育水下分流河道、河口壩、席狀砂等微相。

3.1 測井相模式

巖石的巖性、物性、地層接觸關系及其他沉積特征都可以在測井曲線上反映出來，因此，通過巖電關系對比，在優(yōu)選了自然伽馬、深淺雙側向曲線的基礎之上，總結測井相要素特征，建立了研究區(qū)扶余油層1相2亞相10微相的測井微相模式（圖2）。

圖2 大安油田扶余油層測井相模式圖Fig.2 Logging facies model graph of Fuyu reservoir of Da’an oilfield

3.2 沉積微相特征

（1） 水下分流河道微相

水下分流河道是河流入湖時在水下自然向前延伸的部分。有明顯的正韻律特征，底部發(fā)育沖刷突變面，或可見泥礫沉積。研究區(qū)水下分流河道主要以灰色粉砂巖、淺灰色細砂巖為主。砂體厚度較大，多為2～6 m。研究區(qū)內主要是幾支小型水下分流河道末端沉積。

（2）河口壩微相

河口壩微相是三角洲前緣的典型沉積。粒度在縱向具有下細上粗的特點，明顯的反韻律特征，頂部具有水平或波狀突變面，主要以灰色粉砂巖、泥質粉砂巖為主，夾灰黑色泥質條帶，砂體厚度多為2～4 m。研究區(qū)主要發(fā)育條帶狀的河控型河口壩。

（3）席狀砂微相

席狀砂是波浪或岸流改造作用形成的，砂質較純，巖石粒度較細，主要是灰色粉砂巖、泥質粉砂巖的薄互層沉積。砂體一般較薄，多為1～2 m。

（4）分流河道微相

分流河道是三角洲分流平原亞相的骨架砂體，具有一定的彎曲度，表現(xiàn)出的是曲流河的形態(tài)。具有明顯的河流二元結構，呈正韻律特征，底部有沖刷突變面，厚度大，含泥質團塊，鈣質含量很高。多以灰色、棕褐色細砂巖和粉砂巖為主，比起水下分流河道，粒度較粗，砂體厚而寬，厚度多為 2～10 m，巖心觀察時發(fā)現(xiàn)棕褐色細砂巖含油性非常好，多為飽含油、油浸級別。層理規(guī)模大、物性好。累計粒度概率曲線為典型兩段式。自然伽馬曲線呈箱型、鐘形或鐘形-箱型疊加，頂?shù)淄蛔冃徒佑|，向上水動力逐漸減弱，光滑-微齒化特征，幅差多為高值或極高值。

（5）天然堤微相

天然堤主要以窄長帶狀沉積發(fā)育在河道兩側，多為灰色粉砂巖、泥質粉砂巖，并且夾有泥質條帶，砂體厚度一般多為2～4 m，還可見蟲孔和擾動構造及鈣質結核。天然堤比分流河道粒度粒度細，厚度薄，底部多為粉砂巖。

（6）決口扇微相

決口扇是洪水漫出河床，沖破天然堤在決口處堆積形成的扇狀沉積體。巖石粒度細、泥質含量高，多以泥質粉砂巖和粉砂質泥為主，具有明顯的正韻律特征，厚度一般小于1.5 m。

（7）溢岸砂微相

溢岸砂是由于河道洪水期泛濫，水體將細粒物質沖出河道，在河道兩側或低洼地帶沉積的薄層，砂體一般0.5～1 m厚，多以灰色、灰綠色粉砂巖、泥質粉砂巖沉積為主。

4 沉積微相展布研究

結合前人研究基礎及研究區(qū)砂巖厚度圖、沉積環(huán)境、分析化驗資料等要素分析，大安油田的物源是來自西北紅崗-英臺水系。確定了沉積相和沉積亞相，對取心單井相分析，對未取心井的測井相進行分析，繪制了研究區(qū)內12個小層22個時間單元沉積微相平面展布圖。

4.1 沉積微相展布

（1）FⅣ砂組沉積期

扶余油層FⅣ砂組主要沉積了11、12兩個小層，分流河道規(guī)模相對較小，但仍作為主要儲層。F121時間單元發(fā)育以北西—南東向展布的8支低彎度曲流河分流河道（圖3a）；兩支河道于H86井處交匯成一支大型河道，其余幾支河道砂體規(guī)模相對較小，溢岸砂沉積和廢棄河道為發(fā)育。F11小層整體分流河道寬度相對較小，且分支交匯頻繁，河道兩側溢岸沉積相對發(fā)育。

（2）FⅢ砂組沉積期

扶余油層FⅢ砂組主要沉積了8、9、10三個小層，這一沉積時期水流能量較強，陸上的特征明顯，各小層的儲層以較厚分流河道砂體為主，F(xiàn)10小層作為研究區(qū)主力層之一，發(fā)育有分流河道主體，河道規(guī)模較大，砂體相互切疊，厚度大，物性好，洪水的能量和頻率較其它時期要強的多。F103時間單元發(fā)育7支北西—南東向展布的分流河道（圖3b），砂體厚度多在 2～7 m，且 DB+5-18開發(fā)區(qū)、D42-7-12井區(qū)、H87-2井區(qū)砂體最厚，發(fā)育河道主體，是本層一個主要特點，在DB10-010井處發(fā)育小型廢棄河道，條帶狀溢岸砂發(fā)育。F9小層相對10小層河道規(guī)模減小，彎曲度大。

（3）FⅡ砂組沉積期

扶余油層FⅡ砂組主要沉積了5、6、7三個小層，分流河道含油性好，是主要儲層砂體，主要呈北西—南東相展布。F7小層發(fā)育7支分流河道（圖3c），發(fā)育一支約1 200 m特大型分流河道，砂體厚度2～5 m,另有兩支大型分流河道；河道兩側決口扇沉積發(fā)育，DB9-020和DB11-018→DB13-18井處發(fā)育溢岸砂沉積，陸上特征明顯。

（4）FⅠ砂組沉積期

扶余油層FⅠ砂組時期沉積1～4四個小層。F42時間單元發(fā)育6支分流河道，河道砂體規(guī)模相對較小，兩側的溢岸砂、決口扇沉積發(fā)育。在H87-7井發(fā)生兩期河道切疊（圖3d）。F2小層是三角洲前緣亞相內-外前緣的過渡區(qū)，儲層以席狀砂為主，席狀砂呈北西-南東向帶狀展布，厚度多在 0.5～2 m（圖3e）。F1小層處于三角洲前緣亞相末端，發(fā)育北西—南東向典型的河控河口壩，呈帶狀展布，在河口壩中發(fā)育小型水下分流河道末端沉積，水下分流河道寬約300 m（圖3f）。

Fig.3 Sedimentary microfacies graph of part time unit of圖3 扶余油層部分時間單元沉積微相圖Fuyu reservoir

4.2 沉積微相垂向演化規(guī)律

大安油田泉四段扶余油層沉積期在松遼盆地拗陷期背景下，從研究區(qū)扶余油層12個小層22個時間單元沉積微相圖以及垂向演化圖（圖 4）可以看出，從12小層到1小層，從早期以分流河道為主的三角洲分流平原沉積演化至晚期三角洲前緣沉積，是一個湖平面上升，湖侵水進的沉積過程，而這一過程期間湖平面發(fā)生兩次短暫下降，因此便經(jīng)歷了2個次一級的“水退—水進”沉積過程。

圖4 扶余油層沉積演化圖Fig.4 Sedimentary evolution graph of Fuyu Reservoir

11、12小層演化至河道規(guī)模較大的10小層，湖平面下降，湖水短暫退縮，這一時期砂體分布面積大，厚度大，10小層演化至9小層，湖平面上升，湖水侵進，這一時期河道規(guī)模相對減小，砂體厚度相對變薄，9小層演化至7小層時期，湖水退縮，河道規(guī)模增大，砂體分布及厚度都明顯增大，7小層演化至1、2小層，湖水持續(xù)侵進，砂體厚度逐漸變小，1小層研究區(qū)主要發(fā)育河口壩沉積。

5 結 論

（1）大安油田扶余油層主要是受西北物源控制的河控淺水三角洲沉積，早期是三角洲平原亞相沉積，晚期是三角洲前緣亞相沉積，砂體主要呈北西—南東相展布，總體是湖平面上升水進的沉積過程，期間又經(jīng)歷了兩個次一級“水退—水進”過程。

（2）油氣的聚集受沉積微相的控制，分流河道在研究區(qū)廣泛發(fā)育，砂體厚度大，物性好，含油性好，是主要儲層。

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Research on Sedimentary Microfacies of Fuyu Reservoir in Da’an Oilfield

HAN Cheng-lin1，ZHANG Yun-feng2，JIANG Zheng2
（1. College of Earth Sciences, Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；2. CNPC Daqing Oilfield Company No.5 Oil Production Plant, Heilongjiang Daqing 163513，China）

Fuyu reservoir in Da’an area is the main producing oil stratum，has been the focus layer of exploration and development of oil and gas for many years. In this paper, based on core observation,drillng and logging data, measurement normal thin-sections and previous research，through observation of five coring wells such as Hong75-9-1 and so on, the sedimentary microfacies types were definited, the log phase mode was established, each time unit sedimentary microfacies graph was drawn, Fuyu reservoir sand distribution characteristics and vertical evolution were analyzed.The research suggests that,Fuyu reservoir in Da’an oilfield is fluvial-controlled shallow-water deltaic depositional system controlled by northwest material source. Early the study area developed delta plain subfacies, delta front subfacies developed in the late, and then distributary channel,mouth bar,sheet sand,natural levee,spill bank sand and other microfacies can be identified. The whole sand spread direction is Northwest to Southeast.The whole progress is the water transgression lake transgression in vertical profile, and there are two secondary level “water regression-water transgression” in this progress.Distributary channel sand body in the study area widely developed, has good connection and large thickness and good physical property.

Da’an oil field; Fuyu reservoir; Sedimentary microfacies; Distributary channel

TE 122

A

1671-0460（2015）08-1835-04

國家高技術研究發(fā)展計劃項目（863計劃）（2013AA064903）；國家重點基礎研究計劃（973計劃）前期研究專項（2012CB723102）。

2015-06-12

韓承霖（1992-），男，吉林白山人，碩士，東北石油大學礦產普查與勘探專業(yè)，研究方向：油氣田開發(fā)地質。

E-mail：han1187345821@163.com。