施亞洲，陳國(guó)成，張 汶

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

渤海綏中油田是渤海海域的大型稠油油田，對(duì)于該油田東二段砂巖儲(chǔ)層而言，以往地質(zhì)研究主要集中于沉積微相、儲(chǔ)層分布特征等方面，而對(duì)物源和古水流方向的研究則涉及甚少。油田早期沉積相研究成果主要來(lái)自公司內(nèi)部資料，認(rèn)為油田以接受來(lái)自西北部物源的沉積為主，古水流也主要來(lái)自北西方向。為了進(jìn)一步搞清油田砂體展布方向，指導(dǎo)油田剩余油分布和調(diào)整方案研究，有必要對(duì)油田沉積砂體的物源和古水流方向進(jìn)行重新分析。為此，本文根據(jù)油田大量鉆井資料，全面整理了區(qū)內(nèi)評(píng)價(jià)井重礦物、碎屑巖礦物的組成，結(jié)合油田小層砂巖厚度分布特征，首次對(duì)東二段I油組沉積砂體的古水流方向進(jìn)行了深入系統(tǒng)研究。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

渤海綏中油田位于遼東灣海域遼西低凸起中段，西側(cè)以遼西1號(hào)大斷層為界與遼西凹陷相鄰，東側(cè)以斜坡形式逐漸向遼中凹陷過(guò)渡（圖1）。綏中構(gòu)造，是一個(gè)在古潛山背景上發(fā)育起來(lái)的披覆型半背斜構(gòu)造，并受遼西1號(hào)斷層控制?；诪楣派貙咏M成的潛山，第三系地層披覆沉積于潛山之上。油田呈北東－南西向展布，高點(diǎn)埋深1 350 m，長(zhǎng)13 km，寬4.3 km，頂部平緩，翼部較陡，構(gòu)造簡(jiǎn)單，形態(tài)相對(duì)完整。

綏中油田是渤海海域探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量在億噸級(jí)以上的大油田，年產(chǎn)油量已連續(xù)多年保持在400萬(wàn)噸以上。該油田主要目的層系是古近系東營(yíng)組東二段，儲(chǔ)層縱向上分為4個(gè)油組（零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組）。Ⅰ、Ⅱ油組是油田的主力油層，可細(xì)分為14個(gè)小層，其中1～8小層為I油組，9～14小層為II油組。本區(qū)儲(chǔ)層屬于河流三角洲相沉積，三角洲前緣沉積砂體具有典型的反韻律特征，三角洲前緣亞相主要包括水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、前緣席狀砂以及水下分流間灣等沉積微相。

開發(fā)井鉆井證實(shí)，綏中油田東營(yíng)組下段砂層發(fā)育、油層分布穩(wěn)定，連續(xù)性好。Ⅰ油組各小層砂體之間相互疊加連片，在油田范圍內(nèi)廣泛分布。儲(chǔ)層巖石成分以巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，結(jié)構(gòu)為細(xì)砂和粉砂狀，偶見中－粉砂狀，粒級(jí)在0.02～0.75 mm之間，膠結(jié)物為伊／蒙混層和高嶺石。儲(chǔ)層孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶蝕孔。油層膠結(jié)疏松，物性具有高孔高滲特征。

圖1 綏中油田區(qū)域構(gòu)造位置

2 物源及古水流方向研究

物源分析的主要研究對(duì)象是陸源碎屑組分及其結(jié)構(gòu)和構(gòu)造特征，基本原理是機(jī)械分異作用［1］。物源分析在確定沉積物物源位置、性質(zhì)及沉積物搬運(yùn)路徑，甚至整個(gè)盆地的沉積作用和構(gòu)造演化等方面意義重要［2－4］。根據(jù)研究區(qū)的已有資料，通過(guò)對(duì)東二段I油組儲(chǔ)層碎屑巖礦物組成、顆粒粒徑分布、重礦物組合，結(jié)合儲(chǔ)層厚度平面分布對(duì)研究區(qū)不同層段的沉積物來(lái)源以及水流方向進(jìn)行了研究。

2.1 碎屑組分分析

砂巖是陸源碎屑的主要巖石類型，其碎屑物質(zhì)主要來(lái)源于母巖機(jī)械破碎的產(chǎn)物，是反映物質(zhì)來(lái)源的重要標(biāo)志。砂巖主要由石英、長(zhǎng)石和巖屑組成，其中石英屬于穩(wěn)定組分，搬運(yùn)距離越遠(yuǎn)其相對(duì)含量越高，可以通過(guò)石英的含量來(lái)大致推斷物源方向［5］。巖屑的成分同樣可以反映母巖的性質(zhì)，物源不同，碎屑巖中不同類型巖屑的含量往往不同。一般而言，搬運(yùn)距離越遠(yuǎn)，巖石中的穩(wěn)定組分含量越高；越靠近物源不穩(wěn)定組分含量越高。

表1 綏中油田東二段I油組砂巖碎屑成分統(tǒng)計(jì)

對(duì)研究區(qū)內(nèi)4口探井東二段I油組砂巖的石英、長(zhǎng)石及巖屑（包括巖漿巖、變質(zhì)巖和沉積巖巖屑）3種碎屑顆粒的相對(duì)含量進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)（表1）。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，南側(cè)2D井和7井的石英含量約70%，北側(cè)5井與15井石英百分含量均低于60%，總體明顯偏低，而長(zhǎng)石和巖屑含量卻相對(duì)偏高。說(shuō)明本區(qū)域的主要水流方向?yàn)樽员毕蚰希喜繀^(qū)域距離主物源較遠(yuǎn)，因此石英百分含量較高。巖屑組分統(tǒng)計(jì)分析表明，這4口井巖屑百分含量均在10%左右，而巖屑成分的差異性，對(duì)物源有一定的指示意義。15井火成巖巖屑百分含量高達(dá)6.8%，遠(yuǎn)高于其它3口井，表明15井儲(chǔ)層可能存在與其它井不同的物源。通過(guò)上述砂巖碎屑組分分析對(duì)比，可確定研究區(qū)主要有來(lái)自北西方向的水流，而東側(cè)可能有來(lái)自北或北北東方向的較強(qiáng)水流。

2.2 重礦物分析

穩(wěn)定重礦物抵抗風(fēng)化能力強(qiáng)，分布廣泛，遠(yuǎn)離物源區(qū)，其含量相對(duì)增大；不穩(wěn)定重礦物抵抗風(fēng)化的能力弱，分布局限，遠(yuǎn)離物源區(qū)，其含量相對(duì)減小，甚至消失［5－6］。利用碎屑重礦物組合及含量變化，追索物源和恢復(fù)母巖早已被廣泛應(yīng)用。休伯特（1962）提出了ZTR指數(shù)，即鋯石、電氣石、金紅石的總數(shù)，作為重礦物組合成熟度的一個(gè)度量。一般，該指數(shù)越大，說(shuō)明母巖遭受機(jī)械分異的作用越強(qiáng)，礦物的成分成熟度就越高，沉積物距離母巖則越遠(yuǎn)［7］。通過(guò)分析穩(wěn)定和不穩(wěn)定組分在平面上的分布和變化，進(jìn)而恢復(fù)物源方向及母巖性質(zhì)，搞清各沉積體系的分布范圍和擴(kuò)散方向。

研究區(qū)4口探井東二段I油組碎屑巖重礦物含量統(tǒng)計(jì)分析表明（表2），超穩(wěn)定重礦物有鋯石、電氣石、金紅石；穩(wěn)定重礦物有石榴石、十字石、鈦鐵礦、磁鐵礦；中等穩(wěn)定重礦物有綠簾石、榍石、黝簾石；不穩(wěn)定重礦物有角閃石。4口井的重礦物組分有一定的差異，從超穩(wěn)定重礦物總量即ZTR指數(shù)來(lái)看，北側(cè)5井、13井的超穩(wěn)定重礦物總量分別為25.8和20.4，而位于油田南側(cè)與東側(cè)的2D井、15井分別為35.5和31.6，2D井和15井的數(shù)據(jù)要明顯高于5井與13井，說(shuō)明本區(qū)域的主要水流方向?yàn)樽员毕蚰?，南?cè)區(qū)域距離主物源較遠(yuǎn)，遭受機(jī)械分異的作用較強(qiáng)，ZTR指數(shù)亦相對(duì)較高。另外，2D井碎屑巖含量中含有少量的不穩(wěn)定重礦物組分，碎屑物機(jī)械分異可能不徹底，說(shuō)明研究區(qū)南側(cè)有來(lái)自南西西方向的相對(duì)較強(qiáng)水流。

表2 綏中油田東二段I油組砂巖重礦物含量 ‰

2.3 儲(chǔ)層砂巖厚度分析

儲(chǔ)層砂巖厚度在平面上的變化趨勢(shì)，反映了古時(shí)期一定的砂體展布方向和沉積物的搬運(yùn)趨勢(shì)。通過(guò)分析該油田I油組主力層1，3，6小層砂巖厚度圖分布特征，可以清楚的判斷油田東二段I油組沉積時(shí)期的主要物源及古水流方向。

I油組6小層砂巖厚度（圖2）大多在4～14 m之間，砂巖百分含量在75%～95%之間，區(qū)內(nèi)分布呈明顯的2個(gè)區(qū)域：西南側(cè)B15－E13井區(qū)和東北側(cè)H23－H26井區(qū)。西南側(cè)B15－E13井區(qū)，砂巖厚度主要分布在10～14 m之間，砂巖厚度呈總體由南西至北東逐漸變小趨勢(shì)，反映該井區(qū)砂巖沉積厚度較大，物源供給充足、沉積速度較快的特點(diǎn)，古水流方向總體呈南西至北東東向，是該油田主水流方向。東北側(cè)H23－H26井區(qū)，砂巖厚度主要在4 m左右，砂巖厚度呈總體由北西至南東逐漸變小趨勢(shì)，反映該井區(qū)砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點(diǎn)，古水流方向總體呈北西至南東東方向。

圖2 綏中油田6小層砂巖厚度

I油組3小層砂巖厚度（圖3）大多在6～20 m之間，油田范圍內(nèi)分布主要呈2個(gè)區(qū)域：西側(cè)D18井區(qū)和東側(cè)G19－C19井區(qū)。西側(cè)D18井區(qū)，砂巖厚度主要分布在6～10 m之間，砂巖厚度呈總體由北西至南東逐漸變小趨勢(shì)，反映該井區(qū)砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點(diǎn)，古水流方向總體呈北西至南東方向。東側(cè)G19－C19井區(qū)，砂巖厚度主要分布在8～22 m之間，砂巖厚度呈總體由北東至南西逐漸變小趨勢(shì)，反映該井區(qū)域砂巖沉積厚度較大，物源供給充足、沉積速度快的特點(diǎn)，古水流方向總體呈北東至南西方向，是該油田主水流方向。

I油組1小層砂巖厚度（圖4）大多數(shù)在4～12 m之間，分布也呈明顯的2個(gè)區(qū)域：西北側(cè)F30－F23井區(qū)和西南側(cè)A26井區(qū)。西北側(cè)F30－F23井區(qū)，砂巖厚度主要分布在6～14 m之間，砂巖厚度呈總體由北西至東逐漸變小趨勢(shì)。該區(qū)域砂巖沉積厚度相對(duì)較大，物源供給充足、沉積速度較快的特點(diǎn)，古水流方向呈北西至北東東方向，是油田主水流方向。西南側(cè)A26井區(qū)，砂巖厚度主要分布在6～16 m之間，砂巖厚度呈總體由西至北東逐漸變小趨勢(shì)。反映該井區(qū)砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點(diǎn)，古水流方向總體呈南西至北東東方向。

圖3 綏中油田3小層砂巖厚度

圖4 綏中油田1小層砂巖厚度

3 結(jié)論

（1）根據(jù)重礦物、碎屑巖礦物組成以及主力層砂巖厚度分布特征，綏中油田在東二段I油組沉積時(shí)期，沉積砂體古水流方向除了原來(lái)認(rèn)為以北西向?yàn)橹鞯乃鞣较蛲猓谟吞飽|部也有來(lái)自北東方向的較強(qiáng)水流，南部則有來(lái)自南西西方向的相對(duì)較強(qiáng)水流。表明綏中油田東二段沉積砂體的古水流方向不僅是北西方向?yàn)橹鞯膯我凰鳎蔷哂卸鄠€(gè)古水流方向。

（2）沉積物源方向控制了盆地內(nèi)砂巖儲(chǔ)層的展布特征，因此該油田物源分析和古水流方向研究成果，對(duì)于研究砂巖儲(chǔ)層展布方向和油田剩余油分布具有重要的意義。

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