韓昊天（中國石油吉林油田分公司勘探部　吉林松原　138000）

長嶺凹陷黑帝廟油層沉積微相研究

韓昊天
（中國石油吉林油田分公司勘探部吉林松原138000）

摘要：本文綜合運用鉆井、測井、化驗資料、試油及生產井資料，分析了巖石類型及組分、粒度曲線、沉積構造、測井形態(tài)，明確黑帝廟油層為松遼盆地北部物源控制的湖盆逐漸萎縮背景下形成的河控緩坡三角洲前緣亞相沉積體系。在此基礎上，簡單分析了油水分布成因，認為油藏為構造和斷層—巖性復合油氣藏。

關鍵詞：長嶺凹陷；黑帝廟油層；沉積微相；復合油氣藏

1 地質概況

長嶺凹陷位于松遼盆地南部中央凹陷區(qū)?？碧矫娣e較大，構造上處于長嶺凹陷與新立鼻狀構造過渡帶，整體表現(xiàn)為一個斜坡區(qū)，東南部發(fā)育乾安背斜構造。據(jù)研究，嫩江組地層地質年代上屬于晚白堊紀，自下而上發(fā)育嫩江組一段、二段、三段、四段和五段。長嶺凹陷嫩一段和二段為有效烴源巖發(fā)育層位，三段、四段、五段為儲層發(fā)育層位，油氣通過斷裂自下而上運移，首先在嫩三段聚集成藏。嫩三段屬于三角洲外前緣沉積，按沉積旋回從下到上分為3個砂組，其中Ⅰ砂組（HⅡ1）是本區(qū)的主要產油層系，埋深在600～1400m之間，單砂體厚度1～5m，砂體疊加厚度4～15m。

長嶺凹陷黑帝廟油層主要目的層為嫩三段Ⅰ砂組（HⅡ1），斜坡高部位的R30井試油獲日產水130.2m3，中部地區(qū)C43井獲日產油3.4t，日產水4.8t；而低部位Q174-2井老井試油獲得日產油15m3高產油流井，更底部位試采井Q122-1井累產原油上千噸。但是，三角洲前緣亞相中各微相不同的沉積特征，導致了各微相間砂體規(guī)模、空間展布的差異及油藏特征的復雜性。因此，有必要進行沉積微相的研究，并在此基礎上解釋油水分布特征的原因。

2 嫩三段Ⅰ砂組沉積相分析

2.1沉積相識別標志

2.1.1巖石類型及組分特征

黑帝廟油層儲層主要發(fā)育泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖、細砂巖等巖石類型，以泥巖發(fā)育為主。砂巖巖性以灰白色—灰綠色泥質粉砂巖—粉砂巖，成分以石英、長石為主，膠結致密，分選好，粒度較細，反映水動力條件弱、分選磨圓較好、結構成熟度較高。泥巖為紫紅色、灰綠色、灰色泥巖為主，泥巖層厚，頁理欠發(fā)育。根據(jù)巖心觀察描述、常規(guī)薄片、鑄體薄片的觀察和分析，黑帝廟油層砂巖主要是灰色、灰綠色長石質巖屑砂巖。對黑帝廟油層樣品統(tǒng)計結果顯示，研究區(qū)砂巖組分特征為：石英含量平均值38%；長石含量平均值為21%；巖屑含量平均值為36%，巖屑成分復雜，多為巖漿巖巖屑，然后是變質巖巖屑泥質雜基含量平均值為3%。

2.1.2粒度參數(shù)特征

通過對該區(qū)Q212等井累積概率曲線（圖1）分析，概率曲線為兩段式，由跳躍總體和懸浮總體構成。這種曲線類型表現(xiàn)了前緣砂體的粒度特征，由于水流和波浪的改造淘洗作用，使其分選性變好。同樣可發(fā)現(xiàn)，PQ段不發(fā)育，表明滾動組分從河流向湖泊中心方向逐漸消失。從綜合粒度概率圖可確定，河道沉積及湖泊改造作用為該區(qū)主要的地質應力。

圖1　Q212井粒度累積曲線

2.1.3沉積構造特征

巖石構造類型表現(xiàn)在垂向上發(fā)育有多個相互疊置的間斷正韻律，反映了較強水動力條件下的三角洲分流河道不斷遷移、沖刷和疊置的沉積過程。在垂向上，三角洲發(fā)育的間斷正韻律主要有泥巖的間斷正韻律疊置和無泥巖的間斷正韻律疊置兩種方式，兩者之間的區(qū)別在于相鄰兩個間斷正韻律之間是否存在泥質巖夾層：前者是相鄰兩個間斷正韻律之間有泥巖夾層，夾層厚度不大，常小于1m，而單個正韻律厚度較大，垂向沉積序列自下而上依次為沖刷面→底部滯留沉積→槽狀交錯層理中細砂巖→楔狀交錯層理細砂巖→平行層理細砂巖→小型交錯層理粉細砂巖→泥巖。

2.1.4測井相特征與沉積相類型

通過統(tǒng)層及砂巖展布研究，明確長嶺凹陷嫩三段Ⅰ砂組物源來自北部。通過對比巖電關系，識別出三角洲前緣的水下分流河道、溢岸砂、水下分流間灣、河口壩、席狀砂、席狀砂間6種測井相模式。

（1）水下分流河道微相：為三角洲平原分支河道的水下延伸部分，以灰色細砂巖、粉砂巖為主，泥質極少，砂巖厚度一般4～12m。在測井曲線上，分流河道為高幅箱狀和指狀組合，自然電位曲線呈微化的低幅箱狀，頂?shù)淄蛔兓驖u變，視電阻率曲線為中幅扁鐘狀形態(tài)。

（2）溢岸砂（水下分流河道邊沉積）微相：以粉砂巖為主，砂巖厚度一般小于2m，泥質含量較高。剖面上表現(xiàn)為反韻律，底部有明顯或不太明顯的沖刷現(xiàn)象。見小型交錯層理、波狀層理。

（3）水下分流間灣微相：其巖石類型以泥巖、粉砂質泥巖為主，可見少量泥質粉砂巖。泥質巖顏色多樣，由紫紅色、灰綠色及紫紅夾灰綠色，可見水平層理、塊狀層理、波紋層理及透鏡狀層理。

（4）河口壩微相：河口砂壩是三角洲前緣環(huán)境沉積的主體，是分支流河道前端水流分散、沉積物卸載形成的砂質沉積體，砂巖多為中、細、粉砂巖，可見大型交錯層理、波紋交錯層理及脈狀層理。砂質較純，分選較好，結構成熟度較高，概率曲線呈兩段式，即由跳躍和懸浮構成，以跳躍為主，斜率較大。

（5）席狀砂微相：席狀砂是河口沙壩和部分水下分流河道砂體受波浪淘洗和篩選后，沉積物發(fā)生側向遷移，重新沉積于河口沙壩前方或側翼的薄層狀砂體，呈席狀分布于三角洲前緣的前端，因此又稱為席狀砂。連片的席狀砂與暗色的淺湖—半深湖泥互層，頂?shù)锥酁橥蛔兘佑|。席狀砂砂質更加純凈，分選很好，巖性多為泥質粉砂巖和粉砂巖，粒度韻律性不明顯或略呈反韻律。

2.2沉積微相演化

2.2.1單井相特征

單井相分析是沉積相研究最基礎的工作，它綜合運用巖性、古生物、沉積地球化學特征和測井等資料詳細地劃分出沉積相、亞相和微相。對于工區(qū)關鍵取心井的精細研究是準確確定乾北黑帝廟油層沉積類型和沉積微相空間展布的重要途徑，以JH113井為例（圖2），結合測井曲線特征做出單井相圖。

圖2　 JH113井沉積柱狀圖

JH113井巖心總體為一套泥巖，灰色和灰綠色及棕紅色混層出現(xiàn)，靠近中下部依次各發(fā)育一套細砂巖和中砂巖，均有油侵。在355.65～357.15m處，發(fā)育有一套1.5m厚的棕黃色粉砂巖，緊鄰其上部為棕色細砂巖，可見楔形交錯層理，粒度向上變細，下面則為約1m厚的棕黃色細砂巖砂巖，向上變細，局部可見油斑，具透鏡狀層理；上部整體為一套青灰色粉砂巖與棕黃色、灰色細砂巖互層，局部可見灰褐色油浸粉砂巖，具斜層理，細砂巖多見小型波狀層理及楔形交錯層理。研究表明，它發(fā)育淺湖—三角洲沉積體系，垂向上呈現(xiàn)5個三角洲加淺湖的旋回，發(fā)育于嫩江組三段的中上部分，總體上反映嫩江組三段沉積時期水體變淺，到嫩四段組時出現(xiàn)湖侵進。

黑帝廟油層下部沉積時期基準面較高、可容納空間較大、離岸較遠，研究區(qū)薄層席狀砂和疊置席狀砂微相發(fā)育，水下分流河道微相不太發(fā)育，其中河口壩和遠砂壩儲層砂體厚度大，且平面連通性好；黑帝廟油層中部沉積時期基準面逐漸下降、可容納空間減少，沒有強物源供給，發(fā)育水下分流河道及末端、河控河口壩及其前端席狀砂微相，其中水下分流河道和河口壩儲層砂體厚度較大，以條帶狀為主，物源供給強度減弱，砂體供給范圍明顯減??；黑帝廟油層上部沉積時期基準面較低、可容納空間較小、離岸較近，物源供給范圍變大，多發(fā)育水下分流河道及其兩側河控河口壩微相，席狀砂微相不發(fā)育，其中水下分流河道砂體發(fā)育，以條帶狀為主；巖心單井沉積微相精細解剖研究表明黑帝廟油層為典型的河控緩坡三角洲沉積體系，垂向上表現(xiàn)為三角洲逐漸水退的沉積序列。

2.2.2連井沉積微相分析

在單井相分析的基礎上，建立了單井相模式，進而選取了研究區(qū)內具有典型特征和指導意義的聯(lián)井剖面，對沉積相的橫向變化進行追蹤和分析。基于以下原則選擇連井剖面：H65—H77—Q196—Q122-1—Q119—C44—QS15—C30—R19—X72—X95為順北東向物源的南西向剖面。從中可以看出：

（1）研究區(qū)北部主要沉積三角洲前緣亞相的水下分流河道和席狀砂沉積，前緣亞相中的砂體主要形成于中期基準面下降的晚期和上升的初期，同時可見近于連續(xù)的水下分流河道沉積。由X95經C44至H77逐漸遠離北部物源，砂體逐漸減薄，砂地比逐漸減小。

（2）研究區(qū)西南部以席狀砂、疊置席狀砂為主。

（3）剖面上各井在中期基準面下降至上升的轉換點附近，由于基準面較低，可容納空間減小而發(fā)育水下分流河道微相和席狀砂微相；在中期基準面上升的晚期和下降的早期，基準面相對較高，主要發(fā)育席狀砂沉積。

（4）H65井因遠離物源，沉積物供給不足，主要沉積細粒泥質沉積，以席狀砂間沉積微相為主。

2.2.3沉積微相展布

通過對研究區(qū)沉積微相平面成圖的分析，乾北黑帝廟油層巖性儲層在平面上具有以下特點：

①總體上，砂體在平面上具自北向南展布的特點；

②砂體的平面幾何形態(tài)多呈枝狀延伸，沿砂體的展布方向，沉積微相大體上存在著水下分流河道微相—河口壩微相—前緣席狀砂微相的分布規(guī)律；

③水下分流河道微相多為條帶狀，厚度較大；河口壩微相多呈扇狀或不規(guī)則狀，分布于水下分流河道微相的前緣或邊側；水下溢岸砂微相分布在水下分流河道微相的兩側。

以嫩三段Ⅰ砂組為例，對沉積相展布特征進行分析：沉積時期處于中期基準面下降初期，水體較深，沉積物供給相對不足，砂體總體上欠發(fā)育。研究區(qū)主要發(fā)育前三角洲和三角洲前緣亞相，此時期以北部物源為主，在東部可識別出發(fā)育規(guī)模較大的河道沉積，河道主體累計厚度在5m左右，最厚可達12m。

2.3成藏模式

成熟源巖處于研究區(qū)北部，嫩一段和嫩二段生成的油不能直接進入黑帝廟油層，必須經通過由斷裂—砂體組成的側向運移通道才能進入研究區(qū)后聚集成藏，得出研究區(qū)成藏模式可概括：先垂向后側向運移，并總結出該區(qū)黑帝廟油層成藏類型為“下生～上運～側儲”式。通過顯示和出油情況及構造特征，分析認為呈南西展布的三角洲前緣砂體與斷裂及斜坡匹配，東北部厚層河道砂體與斷裂及構造配置形成斷層—巖性油層，西南部席狀砂及薄層河道砂體與斷裂及構造配置形成復合油氣藏。

3 結語

（1）通過分析巖石類型及組分、粒度曲線、沉積構造、測井形態(tài)，明確長嶺凹陷嫩三段Ⅰ砂組發(fā)育主要發(fā)育水下分流河道、河口壩、席狀砂、疊置席狀砂、前三角洲相，骨干砂體為水下分流河道成因。

（2）黑帝廟油層為松遼盆地北部物源控制的湖盆逐漸萎縮背景下形成的河控緩坡三角洲前緣亞相沉積體系，儲層砂體空間變化復雜，相同沉積單元內單一成因儲層砂體分布具有兩側速變性。分析認為，油藏為構造和斷層—巖性復合油氣藏，斷層、優(yōu)質砂體、構造背景相匹配是油氣富集成藏的主控因素。

參考文獻

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川慶鉆探公司長慶油田陜北地區(qū)綠色環(huán)保鉆井作業(yè)