渤海灣盆地東營(yíng)凹陷利津洼陷西斜坡沙三下亞段沉積特征
——以濱南油田濱648區(qū)為例

成克男

(中國(guó)石油 長(zhǎng)城鉆探工程有限公司 錄井公司國(guó)際業(yè)務(wù)項(xiàng)目部，北京 100001)

東營(yíng)凹陷發(fā)育于渤海灣盆地中受陳南斷裂控制的中新生代箕狀斷陷，包括濱利—?jiǎng)俦睌嗔褞?、利津洼陷、東營(yíng)中央構(gòu)造帶、牛莊洼陷、博興洼陷等次級(jí)構(gòu)造單元[1-3]；位于凹陷北坡的濱南油田,北接濱縣凸起,東鄰利津生油洼陷，構(gòu)造上屬于濱利—?jiǎng)俦睌嗔褞У奈鞫蝃4-8](圖1)。濱648區(qū)位于濱南油田北部，以濱648井為中心，構(gòu)造上屬于利津洼陷西北部、濱利斷裂帶中部，是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的背斜斷塊油藏，含油層系為沙三段，主力含油層系為沙三下亞段，屬中埋深、中豐度、受巖性控制的構(gòu)造—巖性油藏，目前處于中低含水、低采油速度開(kāi)發(fā)階段。前人研究認(rèn)為，該區(qū)沙三段主要是扇三角洲沉積，沉積物源來(lái)自于濱縣凸起，扇體分布受控于濱利同生斷裂，具有近源沉積、分布面積廣、沉積厚度大、沉積相帶變化快和儲(chǔ)集物性變化大等特點(diǎn)[4-5,9-12]。油氣開(kāi)發(fā)實(shí)踐證明，以大尺度的段或亞段作為研究單元來(lái)研究沉積相與儲(chǔ)層展布特征，對(duì)油田后期剩余油研究與開(kāi)發(fā)部署沒(méi)有太大的指導(dǎo)意義[13-17]。因此，本文以研究區(qū)沙三下亞段砂組和小層為研究單元，進(jìn)行沉積微相展布特征研究，以期為該區(qū)后期油氣開(kāi)發(fā)部署提供參考。

圖1 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田位置Fig.1 Location of Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

1 地層劃分與對(duì)比

地層層序劃分與對(duì)比是精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)與關(guān)鍵，其前提是標(biāo)志層的選取與識(shí)別，地層剖面上的標(biāo)志層越多，平面上分布越普遍，地層對(duì)比越精細(xì)。通過(guò)Direct-Art軟件對(duì)測(cè)井曲線(xiàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行預(yù)處理和標(biāo)準(zhǔn)化，利用多井編輯模塊在海拔垂深對(duì)比模式下進(jìn)行標(biāo)志層的對(duì)比與劃分，最終識(shí)別出3個(gè)全區(qū)廣泛發(fā)育、穩(wěn)定分布、電性特征明顯的Ⅰ級(jí)標(biāo)志層，2個(gè)電性特征較為明顯的Ⅱ級(jí)標(biāo)志層。在此基礎(chǔ)上，以合成地震記錄為橋梁，井震結(jié)合，由點(diǎn)到線(xiàn)[18]，進(jìn)行全區(qū)標(biāo)志層的對(duì)比劃分，建立骨干剖面，在骨干剖面的控制下，以“旋回對(duì)比，分級(jí)控制，不同沉積相帶區(qū)別對(duì)待”的對(duì)比原則進(jìn)行全區(qū)的統(tǒng)層、對(duì)比與劃分，最終將濱684區(qū)沙三下亞段劃分為5個(gè)砂組、11個(gè)小層(圖2)。

2 沉積特征及沉積相類(lèi)型

2.1 沉積特征

中生代華北運(yùn)動(dòng)之后，研究區(qū)北部的濱縣凸起處于隆起狀態(tài)，經(jīng)受長(zhǎng)期的風(fēng)化與剝蝕，為研究區(qū)提供了充足的沉積物源[2]；同時(shí)，湖盆基底為向北抬升、向東南傾斜的單斜，坡度較陡，地層傾角達(dá)18°左右。沙四段沉積以來(lái)，該區(qū)一直處于斷陷—沉降階段，湖水逐漸變深，使該區(qū)成為沙三下亞段沉積砂體充填的有利地區(qū)[19-21]，其沉積特征為：①濱648井9個(gè)樣品薄片鑒定分析結(jié)果顯示，長(zhǎng)石含量接近40%，由于臨近物源區(qū)，巖屑砂巖或礫質(zhì)砂巖具混雜結(jié)構(gòu)，巖屑含量一般大于25%，可見(jiàn)這種長(zhǎng)石質(zhì)巖屑砂巖成分成熟度較低；另外碎屑顆粒磨圓度多為次棱角—棱角狀，分選中等—較差，反映結(jié)構(gòu)成熟度也較低；②巖性主要為褐色油頁(yè)巖、細(xì)砂巖、礫質(zhì)砂巖或礫巖和深灰色泥巖互層；③砂體形態(tài)在橫向剖面為楔形、頂凸透鏡狀且很快尖滅，在平面上呈扇形分布；④縱向上表現(xiàn)為向上變細(xì)的正韻律；⑤巖石粒度特征是沉積水動(dòng)力條件的沉積響應(yīng)[1，22-23]，濱648井沙三下亞段粒度概率累計(jì)曲線(xiàn)有3種類(lèi)型，分別對(duì)應(yīng)不同的沉積環(huán)境(圖3a-c),C-M圖(圖3d)反映出高能沉積環(huán)境的特點(diǎn)。

2.2 沉積相類(lèi)型

由濱648區(qū)的巖性特征，低成分成熟度、低結(jié)構(gòu)成熟度的近物源沉積特點(diǎn)，以及高密度濁流沉積的粒度特征，并結(jié)合古地貌認(rèn)為，研究區(qū)是在湖盆持續(xù)下沉、水體范圍逐步擴(kuò)大的背景下形成的水進(jìn)岸退式扇三角洲沉積[23-25]。巖心與錄井資料中的灰色、深灰色泥巖，反映了在水下還原環(huán)境中形成的扇三角洲前緣與前扇三角洲亞相沉積。

圖2 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田濱648區(qū)沙三下亞段地層對(duì)比劃分方案Fig.2 Stratum contrast division of lower section of third member of Shahejie Formation, Bin 648 area, Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

圖3 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田濱648井粒度分布特征

a.粒度概率累積曲線(xiàn)呈2～3段式，多為單峰正態(tài)分布，以粗—中粒沉積為主，反映主水道粗粒沉積；b.粒度概率累積曲線(xiàn)呈多段式，粒度分布呈雙峰多峰，反映了水道間、扇間沉積；c.粒度概率累積曲線(xiàn)明顯3段式，以0.08～0.15 mm顆粒大小的跳躍組分為主，懸浮組分次之，反映水道砂壩沉積；d.C-M圖中顆粒分布以遞變懸浮Q-R段為主體，部分顆粒的C值是M值的4～7倍，表現(xiàn)出高密度濁流沉積的特點(diǎn)

Fig.3 Grain size distribution in well Bin 648, Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

以濱648井為例，突出的沉積特征位于沙三下亞段二砂組，其整體厚度達(dá)70 m，單層砂體電性特征以齒化箱形為主，多期疊置砂體總體呈正旋回沉積特征，在扇三角洲沉積環(huán)境下定義為扇三角洲前緣水下分流河道沉積微相(圖4)。

2.3 沉積微相特征

前人將扇三角洲定義為：“以沖積扇為物源、以底負(fù)載方式搬運(yùn)所形成的近源礫石質(zhì)三角洲”[15,17]。

圖4 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田濱648井沙三下亞段單井沉積相Fig.4 Sedimentary facies of lower section of third member of Shahejie Formation, well Bin 648, Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

綜合巖心、粒度及鉆測(cè)井資料，研究區(qū)扇三角洲沉積相可進(jìn)一步劃分為扇三角洲前緣亞相的水下分流河道、水道間、水道砂壩、前緣席狀砂微相以及前扇三角洲亞相的淺湖泥微相(圖4)。

2.3.1 水下分流河道

水下分流河道沉積微相在整個(gè)扇三角洲前緣亞相中占有相當(dāng)重要的地位，其巖性以分選中等的深灰色、灰色含礫砂巖和粗—中砂巖為主，沉積構(gòu)造以中、小型交錯(cuò)層理為主；粒度概率累積曲線(xiàn)呈2～3段式，多為單峰正態(tài)分布，反映出強(qiáng)水動(dòng)力條件下的粗粒沉積；測(cè)井曲線(xiàn)多呈現(xiàn)出頂?shù)淄蛔兊溺娦位螨X化箱形特征(圖5a)。

2.3.2 水道間

水道間沉積微相位于水下分流河道兩側(cè)，由互層的淺灰色細(xì)砂、粉砂及泥巖組成，多發(fā)育水平層理、波狀層理，測(cè)井曲線(xiàn)多為低幅指狀特征(圖5b)。

2.3.3 水道砂壩

水道砂壩沉積微相位于多條水下分流河道交匯處，沉積厚度較大，由分選中等—差的含礫砂巖和粉細(xì)泥質(zhì)砂巖組成。粒度概率累積曲線(xiàn)呈明顯的三段式，以跳躍組分為主，懸浮組分次之。垂向沉積特征以下細(xì)上粗的反韻律為主，測(cè)井曲線(xiàn)多呈現(xiàn)漏斗形、頂?shù)淄蛔兊凝X狀箱形特征(圖5c)。

2.3.4 前緣席狀砂

前緣席狀砂沉積微相位于水下分流河道側(cè)方或前方，緊臨前扇三角洲，在扇三角洲前緣分布較廣，單層厚度薄，測(cè)井曲線(xiàn)多為指狀或鋸齒狀(圖5d-e)。

2.3.5 淺湖泥

淺湖泥沉積微相大量發(fā)育于前扇三角洲亞相，位于浪基面以下的較深水地區(qū)；巖性主要由灰黑色泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和褐色油頁(yè)巖組成；沉積構(gòu)造常見(jiàn)水平層理，含有較豐富的介形蟲(chóng)、魚(yú)類(lèi)化石；測(cè)井曲線(xiàn)多為平直狀(圖5f)。

3 沉積微相平面展布特征

以沉積微相在測(cè)井曲線(xiàn)上典型響應(yīng)特征為基礎(chǔ)，總結(jié)概括出研究區(qū)沙三下亞段沉積微相測(cè)井響應(yīng)模式(圖5)，以測(cè)井典型響應(yīng)為依據(jù)標(biāo)定全區(qū)的重要井位，研究沉積微相平面展布特征。

圖5 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田濱648區(qū)沙三下亞段沉積微相測(cè)井響應(yīng)模式Fig.5 Wireline logging response model of sedimentary microfacies of lower section of third member of Shahejie Formation, Bin 648 area, Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

3.1 沉積微相平面劃分方法

在單井沉積微相及測(cè)井相分析的基礎(chǔ)上，參考區(qū)域沉積特征對(duì)研究區(qū)重要井位進(jìn)行時(shí)間單元上的沉積微相劃分[7，8，12,14]，同時(shí)將5種沉積微相賦予代碼(1)～(5)，以便于在平面上劃分沉積微相。平面沉積微相劃分遵循了以下步驟及原則：①將劃分好的沉積微相所對(duì)應(yīng)的編碼按層位標(biāo)注在沙三下亞段5個(gè)砂組的11個(gè)小層井位圖上；②在研究區(qū)目的層段總體沉積特征及砂體展布特征控制下進(jìn)行時(shí)間單元上的微相劃分，首先確定前扇三角洲亞相淺湖泥微相分布范圍，將其與砂巖尖滅區(qū)保持一致；③根據(jù)砂體展布趨勢(shì)確定微相分布范圍；④將各時(shí)間單元平面沉積微相圖進(jìn)行橫向與縱向上的對(duì)比，同時(shí)用沉積相序遞變規(guī)律和沉積學(xué)原理進(jìn)行相互驗(yàn)證分析[15]，對(duì)于不合理的地方進(jìn)行修正。

3.2 沉積微相平面展布特征

研究區(qū)沙三下一砂組、二砂組沉積時(shí)期，扇三角洲前緣水下分流河道普遍較窄，發(fā)育了大量粉細(xì)砂巖、暗色泥巖，體現(xiàn)了該時(shí)期沉積水動(dòng)力條件較弱，大部分為低能還原環(huán)境下的前扇三角洲淺湖泥微相，沉積物源主要來(lái)自研究區(qū)東北方向。沙三下亞段一砂組沉積時(shí)期，研究區(qū)中東部自北向南沿濱648X28—濱648-1—濱648-19井及濱648X28—濱648井發(fā)育2條水下分流河道，均呈條帶狀分布，砂體厚度在8 m左右，前緣席狀砂分布于水下分流河道兩側(cè)，在西部發(fā)育大范圍前扇三角洲淺湖泥(圖6a)。沙三下亞段二砂組沉積時(shí)期，水下分流河道及前緣席狀砂沉積范圍進(jìn)一步擴(kuò)大，以3小層為例，水下分流河道由北東向西南呈條帶狀展布，沿著濱648-3—濱648X28—濱648-4一線(xiàn)分布，在水下分流河道前方發(fā)育水道砂壩，厚度達(dá)7 m，前緣席狀砂呈片狀分布在水下分流河道兩側(cè)及前方(圖6b)。

沙三下三砂組、四砂組、五砂組沉積時(shí)期，沉積水體逐漸擴(kuò)大，沉積水動(dòng)力條件依次增強(qiáng)，淺湖泥沉積范圍逐漸縮小，水下分流河道、前緣席狀砂沉積范圍逐漸擴(kuò)大，河道從北部進(jìn)入研究區(qū)，沿著構(gòu)造傾向延伸，并向南—南西方向流出，沉積能量由北向南逐漸減弱(圖6c-f)。以沙三下亞段三砂組1小層為例，水下分流河道發(fā)育在研究區(qū)東部、中部，自北東向西南方向延伸，呈條帶狀展布，且有分叉現(xiàn)象，河道沿北東方向?yàn)I648-3井進(jìn)入研究區(qū)，一支沿濱648-1—濱648-2—濱648-9—濱648X39井向西流出研究區(qū)，一支沿濱648-7—濱648-19井向南流出研究區(qū)；水下分流河道砂體厚度普遍在8～15 m，前緣席狀砂主要分布在西北部，砂體較薄，局部發(fā)育淺湖泥(圖6c)。

圖6 渤海灣盆地東營(yíng)凹陷濱南油田濱648區(qū)沙三下亞段沉積微相分布平面位置見(jiàn)圖1。Fig.6 Sedimentary facies distribution of lower section of third member of Shahejie Formation, Bin 648 area, Binnan Oil Field, Dongying Sag, Bohai Bay Basin

濱648區(qū)沙三下亞段各砂組小層沉積微相平面展布表明，研究區(qū)主要物源來(lái)自北—北東方向，河道從北部進(jìn)入研究區(qū)，沿著構(gòu)造傾向延伸，并向南—南西方向流出研究區(qū)，沉積能量呈現(xiàn)由北向南逐漸減弱的趨勢(shì)；平面上主要發(fā)育扇三角洲前緣亞相的水下分流河道和前緣席狀砂微相。結(jié)合構(gòu)造和砂體平面展布情況發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)主要發(fā)育2個(gè)規(guī)模較小的扇體，分別在濱648-3井區(qū)和濱648-22井區(qū)附近，2個(gè)扇體主體位于構(gòu)造較高處，扇體中間重疊部分位于構(gòu)造低部位；厚層儲(chǔ)集砂體主要分布在高能帶水道砂壩、水下分流河道、前緣席狀砂微相中，油氣儲(chǔ)集有利相帶多集中在水下分流河道及水道砂壩沉積微相中(表1)。

4 結(jié)論

(1)濱南油田濱684區(qū)沙三下亞段中共識(shí)別出3個(gè)全區(qū)廣泛發(fā)育、穩(wěn)定分布、特征明顯的Ⅰ級(jí)標(biāo)志層，2個(gè)特征較為明顯的Ⅱ級(jí)標(biāo)志層，進(jìn)一步劃分為5個(gè)砂組、11個(gè)小層。

(2)濱南油田濱648區(qū)主要發(fā)育扇三角洲前緣亞相和前扇三角洲亞相，進(jìn)一步劃分為扇三角洲前緣水下分流河道、水道間、水道砂壩、前緣席狀砂微相及前扇三角洲淺湖泥微相。

表1 沉積微相對(duì)儲(chǔ)層物性及含油氣性的控制Table 1 Reservoir physical properties and oil-and-gas bearing capacity controlled by sedimentary microfacies

(3)濱648區(qū)沙三下亞段一砂組、二砂組沉積時(shí)期，沉積水動(dòng)力條件較弱，扇三角洲前緣亞相水下分流河道普遍較窄，前扇三角洲淺湖泥沉積范圍較大；沙三下亞段三砂組、四砂組、五砂組沉積時(shí)期，沉積水動(dòng)力條件較強(qiáng)，扇三角洲前緣水下分流河道及前緣席狀砂相普遍發(fā)育。研究區(qū)主要發(fā)育2個(gè)規(guī)模較小的扇體，分別在濱648-3井和濱648-22井附近，2個(gè)扇體主體位于構(gòu)造較高處，扇體中間重疊部分位于構(gòu)造低部位；厚層儲(chǔ)集砂體主要分布在高能帶水道砂壩、水下分流河道、前緣席狀砂微相中，油氣儲(chǔ)集有利相帶多集中在水下分流河道及水道砂壩沉積微相中。