高華娟， 李家瑋， 張荻楠

( 1. 大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712； 2. 密蘇里科技大學(xué)，密蘇里 羅拉 65401 )

0 引言

海拉爾塔木察格盆地為復(fù)雜斷陷盆地，地質(zhì)條件復(fù)雜，具有構(gòu)造運動的頻繁性、匯水面積的有限性，以及供給體系的多物源、近物源特征，沉積物的沉積特點、沉積類型與沉積結(jié)構(gòu)明顯受古構(gòu)造、古地形控制[1]，早期控陷張性邊界大斷層分期復(fù)活，控制不同時期地層整體斷裂體系和沉積體系，屬于被多期斷層復(fù)雜化的近物源、快速充填的沉積盆地。地層厚度變化大、巖性變化快，受水動力的影響，沉積類型差別大，砂體平面及縱向發(fā)育穩(wěn)定性差，穩(wěn)定標志層少。因此，需要進行油層劃分對比和小層單元的不同沉積類型確定。

地層對比是在地層劃分的基礎(chǔ)上，確定不同地區(qū)或不同井之間、各地層單元之間的時間對應(yīng)關(guān)系，即建立與時間一致的層序關(guān)系[2-5]。根據(jù)儲層地質(zhì)特點，以及巖性、巖相變化的旋回性及其在電測曲線形態(tài)上的組合特征，運用層序地層學(xué)理論，結(jié)合井—震資料，確定高級次地層框架，采用標志層控制下的沉積旋回劃分砂巖組、沉積韻律劃分小層、參考厚度、多井對比，以及全區(qū)閉合等儲層對比技術(shù)，進行地層劃分和對比。

儲層沉積微相研究主要闡明儲集體的沉積環(huán)境、沉積相和微相類型及其時空演化，進而揭示砂體成因類型、幾何形態(tài)、大小、展布及縱橫向連通性的非均質(zhì)特征。可以根據(jù)取心井段，建立小層尺度巖性與相關(guān)敏感測井參數(shù)之間的關(guān)系圖版，判斷未取心井段小層主體巖性，在測井巖性相、曲線形態(tài)相與地質(zhì)微相分析的基礎(chǔ)上，建立有效識別小層沉積微相的標準；可以采用巖心觀察、測井資料識別沉積相類型，在單井沉積微相剖面、二維沉積微相橫剖面與宏觀地震相分析[6]的基礎(chǔ)上，分析沉積微相類型在平面上的展布特點；也可以根據(jù)巖心觀察，結(jié)合測井曲線識別、區(qū)域資料及砂巖粒度概率曲線分析等，確定沉積微相類型，研究沉積微相平面展布規(guī)律及縱向組合特征。

根據(jù)“構(gòu)造對比定地層、層序變化定油組、模式指導(dǎo)定砂體”的油層對比方法，筆者分析研究區(qū)層序地層變化規(guī)律和特征，確定可識別的等時沉積界面，建立標志層體系?？紤]復(fù)雜斷陷盆地構(gòu)造導(dǎo)致地層缺失的普遍性，根據(jù)井—震資料，確定3種不同地層缺失類型的識別方法，實現(xiàn)復(fù)雜斷塊油藏小層的等時劃分對比。根據(jù)各凹陷不同沉積背景下沉積物的巖性、重礦物分布特征及沉積水動力條件，確定扇三角洲、辮狀河三角洲及濁積扇3種沉積類型，明確各沉積類型的微相及規(guī)模。

1 地質(zhì)概況

海拉爾塔木察格盆地是發(fā)育在前古生界變質(zhì)巖基底之上的中新生代斷陷盆地, 區(qū)域構(gòu)造劃分為“三坳兩隆”5個一級構(gòu)造單元，由西向東依次為西部斷陷帶、西部隆起帶、中部斷陷帶、東部隆起帶和東部斷陷帶。盆地白堊系經(jīng)歷斷陷到坳陷的發(fā)育過程，構(gòu)造活動強烈，不整合發(fā)育，沉積地層為銅缽廟組、南屯組、大磨拐河組、伊敏組和青元崗組。油田主要分布于中部斷陷帶(見圖1)，開發(fā)主要目的層為南屯組。南屯組沉積時期為斷陷快速沉降期，地殼沉降并伴隨強烈拉張，湖泊變深、變大，受頻繁的構(gòu)造活動影響，水體動蕩，經(jīng)歷多期次的湖進—湖退沉積過程，沉積以黑色泥質(zhì)巖、粉砂巖為主的湖相沉積；在隆起區(qū)陸上可容納空間地帶見沖積扇、辮狀三角洲等沉積體系，在深洼處發(fā)育水下辮狀河、扇三角洲等沉積體系，局部半深湖亞環(huán)境發(fā)育近岸濁積扇、湖底扇沉積體系；表現(xiàn)地形高差大、多物源、多水系的地貌特征，與下伏地層呈不整合接觸。

圖1 中部斷陷帶構(gòu)造及地層巖性特征Fig.1 The location of middle fault depression and stratigraphic lithology characteristic

2 復(fù)雜斷塊油藏油層

2.1 標志層體系

標準層是指在整套沉積旋回地層中電性與巖性穩(wěn)定、特征突出的單層或界面，起分段控制作用[2]。在層序地層學(xué)中，利用不整合面及其可對比的整合面劃分層序[7]。由于海拉爾塔木察格斷陷盆地構(gòu)造活動強烈，地層往往以角度不整合接觸，表現(xiàn)為嚴重的地層剝蝕和超覆特征，因此采用構(gòu)造對比、井—震資料結(jié)合方法，追蹤不整合面，劃分長期基準面旋回界線[8-10]。海拉爾塔木察格盆地不整合面的地震剖面特征為明顯的超覆和削截，是穩(wěn)定的標準層，也是各組段地層的界限(見圖2)。如海拉爾塔木察格油田主要含油層系南二段(K1n2)、南一段(K1n1)、銅缽廟組(K1t)之間為不整合界面。根據(jù)不整合面，可以追蹤穩(wěn)定界限，有效劃分地層組段界限，將它定為Ⅰ級標志層。

圖2 海拉爾塔木察格盆地不整合面井—震資料剖面

采用層序地層分析方法，通過基準面旋回轉(zhuǎn)換面識別，在Ⅰ級標志層控制的組段地層中確定Ⅱ級標志層，對比油層組界限[11]。在長期基準面旋回中，基準面旋回轉(zhuǎn)換期是地層沉積過程中的水體變化時期，一定規(guī)模的水體進退導(dǎo)致湖泊體系沉積特征發(fā)生一定的變化：基準面上升期湖體逐漸擴張，沉積物由粗到細并擴張到最大湖泛期，沉積較穩(wěn)定的湖泛泥巖；基準面下降期湖體逐漸退縮，沉積物由細到粗，到下次湖泛開始，轉(zhuǎn)換為由粗到細的沉積。在海拉爾塔木察格盆地南一段地層中，長期基準面旋回控制的中期基準面旋回的大規(guī)模湖泛作用，以及基準面下降到上升的湖泊轉(zhuǎn)換期伴生的火山活動，形成穩(wěn)定泥巖和火山沉積巖，具有等時性和一定的穩(wěn)定性，確定為Ⅱ級標志層，通過井—震資料結(jié)合追蹤對比，劃分南一段油層組界限。如南一段主產(chǎn)層在不同油田發(fā)育4～5個中期基準面旋回，通過湖泛期泥巖和基準面下降到上升半旋回轉(zhuǎn)換面追蹤，劃分為4～6個油層組(N10、N1Ⅰ、N1Ⅱ、N1Ⅲ、N1Ⅳ、N1Ⅴ)(見圖3(a))。

根據(jù)不整合與中期基準面確定的Ⅰ、Ⅱ級標志層，劃分地層和油層組界限。砂巖組和小層的劃分是在油層組內(nèi)，根據(jù)沉積過程中短期、超短期基準面旋回沉積的穩(wěn)定巖性或旋回組合，以及沉積間歇期較穩(wěn)定泥質(zhì)層的追蹤，識別Ⅲ、Ⅳ級標志層，劃分砂巖組和小層(見表1)。通過“四級”標志層體系建立和不同級別標志層約束，在基準面旋回特征指導(dǎo)下，逐級完成油層組、砂組及小層劃分[12](見圖3(b))。

單砂層的劃分對比是通過沉積模式指導(dǎo)進行的相變對比。如在發(fā)育過程中，扇三角洲受沉積能力的分異作用影響，沉積物性質(zhì)及沉積厚度呈規(guī)律性變化：順物源方向砂巖厚度逐漸變薄，由近端河道逐漸推進到遠端河道、河口壩、席狀砂，小層厚度逐漸減??；橫切物源方向由河間泥或薄層砂變化到厚層河道砂再到河間，小層厚度薄厚相間。因此，根據(jù)各種沉積相類型的沉積規(guī)律變化，劃分同期砂體[13-16](見圖4)。

圖3 四級標志層控制小層對比Fig.3 Sub-layer correlation diagram controlled by four-level marker bed

表1 海拉爾塔木察格盆地油田四級標志層特征

圖4 扇三角洲前緣順物源模式Fig.4 Depositional model correlation diagramof fan delta front

2.2 地層缺失

復(fù)雜斷陷盆地構(gòu)造的強烈性和多期次性，決定盆地接受外來物質(zhì)沉積時期原始地貌變化大。由于古地貌特征導(dǎo)致超覆沉積，向盆地外或古隆起方向部分底部地層缺失，地層沉積后隆升抬起、發(fā)生斷裂、遭受風(fēng)化剝蝕。地層分布的不連續(xù)、不完整，使復(fù)雜斷塊油藏地層接觸關(guān)系更加復(fù)雜，需要通過井—震資料結(jié)合，在識別不同類型地層缺失基礎(chǔ)上，實現(xiàn)殘余地層各級地層單元的等時對比。

2.2.1 地層剝蝕

地層剝蝕是由于構(gòu)造運動使原生地層局部隆升抬起、遭受風(fēng)化剝蝕，形成頂部地層缺失、原始沉積地層不完整[17-19]。在不同部位抬升幅度不同，地層被剝蝕的厚度不同，殘留地層厚度變化大。在開發(fā)井網(wǎng)油層細分對比過程中，首先井上地層缺失發(fā)生在組段地層頂部，地層成片缺失，即“面積”缺失，并且地層缺失厚度平面上有規(guī)律性增厚或減薄的變化趨勢。地震反射軸具有明顯削截特征(見圖5(a))。如海拉爾塔木察格盆地南二段、南一段和銅缽廟組頂面普遍存在地層局部缺失，缺失厚度具有向某方向逐漸變化的趨勢，層組之間呈角度不整合接觸。

圖5 復(fù)雜斷塊油藏地層缺失識別類型Fig.5 Sequence missing type map of complex fault block reservoir

2.2.2 地層超覆

地層超覆是由沉積物沉積時期古地形變化造成的地層厚度變化。受早期沉積的填平補齊作用影響，沉積物首先沉積于古地形低地，而后隨湖面不斷上升、水域不斷擴大，沉積物依次向陸地或古隆起方向擴展，逐漸超越下伏較老地層，直接覆蓋在周緣的剝蝕面上，造成局部地區(qū)底部部分地層缺失。古地形低部位井鉆遇地層完整，沉積厚度最大；向其他方向，層組底部地層成片規(guī)律性缺失，也為“面積”缺失，缺失厚度向斷陷邊部或古地形高點方向逐漸增大，殘余地層厚度逐漸減薄。地震反射軸具有上超特征(見圖5(b))。地層超覆沉積于海拉爾塔木察格盆地南二段、南一段和銅缽廟組底部且普遍發(fā)育。

2.2.3 地層斷失

斷層的發(fā)育往往造成地層的缺失。這種地層缺失表現(xiàn)在同一斷層的斷失層位、斷失厚度變化規(guī)律性不強。對于連續(xù)沉積地層，發(fā)生在層組中部的地層缺失基本為斷失；發(fā)生在層組頂部或底部地層的缺失，如果僅在一個延伸方向存在，且該方向不同井缺失層位不同，在其他方向地層完整，即“線狀”缺失，可以排除剝蝕和超覆影響，確定為斷失。地震反射軸具有錯斷、分叉、扭曲等特征[20]。斷失層位和斷距的確定需要鄰井對比、井震交互驗證，并結(jié)合基準面旋回完整性分析(見圖5(c))。

根據(jù)地層缺失類型，結(jié)合標志層控制和模式指導(dǎo)，可以有效進行殘余地層小層和單砂體的細分對比。

3 沉積相特征

海拉爾塔木察格盆地為典型的陸相復(fù)雜斷陷盆地。沉積相研究主要是在確定沉積物源基礎(chǔ)上，首先根據(jù)巖心觀察、沉積相標志識別，結(jié)合區(qū)域沉積背景和水動力條件分析，建立沉積相模式，細化沉積微相類型，分析各微相類型的測井響應(yīng)特征，提出相—電對應(yīng)關(guān)系，劃分非取心井微相類型；然后根據(jù)單井判相、平面相組合刻畫沉積微相。

3.1 沉積物源

海拉爾塔木察格盆地多以小型湖泊沉積為主，多物源普遍發(fā)育，根據(jù)地層與砂巖厚度、砂巖含量、重礦物組合及含量，確定沉積古地形特征、沉積物源方向和沉積體系。海拉爾塔木察格盆地重礦物分布具有多種組合特征，如×油田南一段油層具有磁黃鐵礦、鋯石、磷灰石，黑云母、磷灰石、鋯石，鈦鐵礦、黑云母、鋯石，磁黃鐵礦、磷灰石、鋯石，以及黑云母、鋯石、磷灰石等5種重礦物組合特征，平面上具有北西、南東等5個不同重礦物組合分布區(qū)，反映不同物源的沉積體系特征。重礦物ZTR指數(shù)的平面分布也表現(xiàn)為多物源特征，沉積物源分別來源于北東、北西、南西等5個沉積體系(見圖6)。

圖6 儲層重礦物組合及ZTR指數(shù)平面分布Fig.6 Distribution map of heavy mineral assemblage and ZTR index

3.2 沉積模式

海拉爾塔木察格盆地儲層巖性復(fù)雜，礫巖、砂礫巖、砂巖、粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖等巖性發(fā)育。含礫層段礫石成分復(fù)雜，分選、磨圓較差。砂巖以巖屑砂巖、長石巖屑砂巖等為主，長石、巖屑不穩(wěn)定組分體積分數(shù)高，可達60%～70%。泥巖顏色主要有灰色、深灰色、灰綠色和灰黑色等，巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，反映高能、近源、快速堆積的水下弱還原—還原沉積環(huán)境。

含礫層段礫石具有一定的定向性，砂巖發(fā)育平行層理、斜層理、楔狀交錯層理、槽狀交錯層理及其組成的復(fù)合層理，常見沖刷面，表現(xiàn)為牽引流沉積特征，同時泥巖撕裂屑、遞變層理、滑塌構(gòu)造和揉皺變形等也較常見(見圖7)，為碎屑物質(zhì)在重力控制下發(fā)生滑動滑塌沉積，具有重力流沉積特征。

圖7 海拉爾塔木察格盆地典型巖心沉積構(gòu)造特征Fig.7 Characteristics of the core sedimentary structuresin in Hailer Tamtsag basin

圖8 海拉爾塔木察格盆地南一段儲層粒度分布Fig.8 Particle sizedistribution map of lower section of Nantun formationin in Hailer Tamtsag basin

綜合巖性、泥巖顏色、粒度分布和沉積構(gòu)造特征，確定海拉爾塔木察格盆地儲層沉積條件為水下弱還原—還原環(huán)境，以及重力流、重力流和牽引流并存的高能水動力條件，存在濁積扇、辮狀河三角洲、扇三角洲等3種沉積類型(見圖9)。根據(jù)巖心相和測井相特征，建立不同沉積類型的沉積相模式(見圖10)。

圖10 海拉爾塔木察格盆地扇三角洲測井相及沉積模式Fig.10 Logging facies and depositional model of fan delta in Hailer Tamtsag basin

扇三角洲主要是在濱淺湖環(huán)境下、由沖積扇入湖形成的三角洲沉積，同時存在重力流沉積形成的遞變層理和牽引流沉積形成的沖刷面、定向排列礫石、交錯層理等沉積構(gòu)造，具有重力流和牽引流共同作用的沉積特征，碎屑粗，分選差，以砂礫巖為主，砂礫混雜。海拉爾塔木察格盆地貝爾凹陷貝中、蘇德爾特和塔木察格油田開發(fā)目的層廣泛發(fā)育扇三角洲沉積。主要沉積微相類型有水下分流河道、河口壩和席狀砂沉積，水下分流河道大規(guī)模分布，厚度平均為4.0～8.4 m，寬度在120～1 800 m之間，由周邊向湖盆中心延伸，順物源方向逐漸分叉變窄，砂巖厚度逐漸減薄(見圖11(a))，受快速沉積和湖浪作用的影響，水下分流河道前緣發(fā)育規(guī)模較小的席狀砂，河口壩不甚發(fā)育。

辮狀河三角洲是由辮狀河體系流入到停滯水體中形成的富含砂和礫石的三角洲。重力流發(fā)育程度低，牽引流構(gòu)造發(fā)育，以大、中型交錯層理發(fā)育為主，沖刷特征不明顯[22]。碎屑顆粒較扇三角洲的細，以細—粉砂巖為主，含礫層段較少，主要發(fā)育于烏爾遜南部凹陷東部緩坡帶的烏東油田南一段油層。由水下辮狀河道、河間砂及河口壩等微相組成，水下辮狀河道厚度平均為4.2～5.8 m，寬度變化較大，在180～960 m之間，河間砂發(fā)育，厚度較薄(見圖11(b))。

濁積扇是在湖盆坡地受扇三角洲前緣再沉積作用、在深湖平原形成的扇狀堆積體，以泥包砂形式存在[23]。沉積碎屑顆粒細，主要以粉砂巖為主，具有重力滑塌特征，砂巖中見泥巖撕裂屑，表現(xiàn)為砂巖滑塌沉積過程中對沉積底形泥巖的破壞作用。主要發(fā)育于烏爾遜凹陷蘇仁諾爾油田南二段油層。濁積扇表現(xiàn)為多物源不同滑塌扇體的疊加，由濁積水道、水道間薄層砂微相組成，濁積水道平均厚度為6.3 m，寬度平均為276.0 m，以小于400.0 m的為主，部分水道寬度小于200.0 m(見圖11(c))。

圖11 海拉爾塔木察格盆地已開發(fā)油田沉積微相展布Fig.11 Sedimentary microfacies distributionmap of developed oilfield in Hailer Tamtsag basin

4 結(jié)論

(1)根據(jù)“構(gòu)造對比、層序地層分析、模式指導(dǎo)”的油層對比方法，結(jié)合地層缺失的認識，可以保證復(fù)雜斷塊油藏油層劃分對比的等時性和準確性，海拉爾塔木察格盆地通過標志層體系建立、缺失地層識別和沉積模式指導(dǎo)，實現(xiàn)精細油層劃分對比。

(2)復(fù)雜的古地形環(huán)境、重力流、重力流和牽引流并存的高能水動力條件決定海拉爾塔木察格盆地沉積的多樣性，多物源的扇三角洲體沉積廣泛發(fā)育；辮狀河三角洲及濁積扇體沉積于烏東緩坡帶和烏北扇三角洲前緣的深湖平原，主要發(fā)育的微相有水下分流河道、辮狀水道、濁積水道、水道間、河口壩、席狀砂等。

(3)不同微相巖性、物性特征各不相同，含油性差別較大，海拉爾塔木察格盆地水下分流河道砂體厚度大、粒度粗、儲層物性和含油性好，為油田開發(fā)的主體相帶，河口壩、席狀砂次之。