王 玉，張 輝，楊朝強(qiáng)，漆 智，馬華帥，王 猛，陳 建

(中海石油(中國)有限公司海南分公司，海南 ?？?570300)

0 引 言

烏石油田群是一個(gè)復(fù)雜陸相斷塊油田群，區(qū)域內(nèi)斷裂特征極其復(fù)雜[1-2]。對于復(fù)雜斷陷盆地的控砂機(jī)理，目前普遍認(rèn)為主要包括地貌控砂和層序控砂2個(gè)方面[3-4]。王英民等[5]對準(zhǔn)噶爾盆地開展研究時(shí)，提出坡折帶對盆地內(nèi)層序和沉積起重要控制作用；鮑志東等[6]進(jìn)一步指出構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶、坡折帶及沉積層序格架聯(lián)合控制砂體時(shí)空展布；董桂玉等[7]提出了立足于“物源—搬運(yùn)—沉積”過程的基準(zhǔn)面調(diào)控下的物源體系、溝谷體系、坡折體系三大古地貌要素耦合的陸相斷陷盆地砂體預(yù)測方法。前人在烏石油田群勘探評價(jià)、儲量研究階段開展了多輪次的沉積研究，但受限于研究區(qū)探井少、斷層多且復(fù)雜、埋深大、地震資料品質(zhì)較差等因素的影響，其沉積主控因素及演化特征、儲層砂體空間展布及連通性等關(guān)鍵地質(zhì)問題認(rèn)識程度仍然較低，不能滿足復(fù)雜油田有效開發(fā)的需要。因此，有必要深入開展斷裂地貌特征及基準(zhǔn)面變化情況等研究，查明沉積機(jī)理、厘清沉積及砂體展布，為后續(xù)開發(fā)井網(wǎng)部署提供依據(jù)。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

烏石油田群位于南海北部灣海域?yàn)跏枷?圖1a)，包括烏石L、烏石Q、烏石W 3個(gè)油田，主力油層為流沙港組二段和流沙港組三段。平面上油藏分布主要受東西向、北東向斷層和砂體巖性邊界控制，縱向上含油層位多、油水關(guān)系復(fù)雜，呈現(xiàn)多套油水系統(tǒng)，主力含油層位流二段為斷塊、斷塊+巖性圈閉類型。研究區(qū)盆地演化受控于哀牢山-紅河斷裂走滑、太平洋板塊俯沖碰撞、南海擴(kuò)張和地幔上涌產(chǎn)生的拉張與走滑疊置的區(qū)域應(yīng)力作用，導(dǎo)致整體構(gòu)造破碎，斷層空間組合關(guān)系復(fù)雜[8]。其中，烏石油田群被F1、F2、F3這3條斷層切割呈明顯的階梯狀構(gòu)造特征 (圖1b)。流二段儲層為湖盆深陷期中的層序相對低水位沉積，地層厚、儲層薄，含砂率低，沉積相主要為三角洲前緣沉積，局部發(fā)育濱淺湖灘壩沉積。巖性以中、細(xì)粒砂巖為主，巖石類型主要為長石巖屑質(zhì)石英砂巖和巖屑石英砂巖。

圖1 烏石油田群地理位置及斷裂分布Fig.1 The geographical location and fault distribution of Wushi Oilfield Cluster

2 沉積主控因素及沉積模式

烏石油田群流二段沉積時(shí)期主要發(fā)育來自西北部企西隆起剝蝕區(qū)的北東向大型(扇)三角洲沉積體系[9-10]，其沉積微相組成與砂體分布主要受物源供給、基準(zhǔn)面變化、同生斷層、古地貌(斷裂坡折、轉(zhuǎn)換斜坡等)等多種因素的控制。

2.1 古水深分析

陸相地層中孢粉組合特征(屬種、含量、分異度等)及孢粉相等可以定性確定其沉積環(huán)境和古水深[11-14]。圖2為烏石油田群流二段浮游藻類含量與沉積有機(jī)屑對應(yīng)關(guān)系。由圖2a可知：Q-4井流二段底部深色泥、頁巖中孢粉豐度、分異度均較高，以藻類較少、孢粉數(shù)量豐富為特征，反映為缺氧的半深湖—深湖環(huán)境，此時(shí)發(fā)育湖相泥巖為主；流二段中部儲層砂巖發(fā)育段主要為代表陸相高等植物輸入的煤質(zhì)、木質(zhì)和殼質(zhì)等有機(jī)屑組合，反映為水陸混合來源的有機(jī)質(zhì)組合類型，整個(gè)油田區(qū)流二段層序沉積時(shí)期為相對淺水的淺湖沉積環(huán)境，此時(shí)河流相沉積體系向湖推進(jìn)，在湖岸周邊發(fā)育三角洲。由圖2b可知：L-2井流二段上部泥巖段為混合生源，無定形體有機(jī)質(zhì)含量可達(dá)44.3%，孢粉藻類組合中浮游藻類含量高，浮游藻類中多見球藻，淡水綠藻較少，反映為半深湖沉積環(huán)境，此時(shí)陸相沉積物推進(jìn)距離有限，研究區(qū)砂體發(fā)育明顯減少。綜合靶區(qū)孢粉組合特征分析水深特征認(rèn)為，流二段沉積時(shí)期湖盆經(jīng)歷了基準(zhǔn)面先下降再上升的變化過程。

圖2 烏石油田群流二段浮游藻類含量與沉積有機(jī)屑對應(yīng)關(guān)系Fig.2 The correspondence between planktonic algae content and the sedimentary organic debris in Member 2 of Liushagang Formation,Wushi Oilfield Cluster

2.2 斷裂發(fā)育特征

流二段沉積時(shí)期，對研究區(qū)起控制作用的斷層主要是一組北東—南西向大斷層：F1、F2、F3。其中，F(xiàn)1斷層是一條邊界斷層，F(xiàn)2斷層具有走滑特征，F(xiàn)3斷層位于烏石Q油田最南邊，其間發(fā)育次一級近東西向和南北向的斷層(圖1)。拉張作用形成的2條平行斷裂首尾相接，為了保持首尾2條伸展正斷層位移不變，在斷層末端接觸帶形成軟連接凸起形態(tài)即轉(zhuǎn)換斜坡[15-16]。轉(zhuǎn)換斜坡對物源供給水系起到匯聚、引導(dǎo)作用，為沉積物的輸送提供優(yōu)勢通道，從而形成優(yōu)勢沉積區(qū)。F2斷層在流二段活動性西強(qiáng)東弱，使得下降盤地層呈西低東高趨勢，而F3斷層活動性東強(qiáng)西弱，與F2斷層形成同向疊覆型構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶，控制了流二段三角洲砂體沿F2斷層下降盤優(yōu)勢展布。如烏石W油田流二段發(fā)育多期、厚層的三角洲前緣水下分流河道砂體。

2.3 古地貌特征

研究區(qū)處于凹陷邊緣構(gòu)造脊背景，存在平緩斜坡區(qū)、陡坡坡折帶、洼陷區(qū)等多種古地貌，沉積物沿著北部緩坡帶向南搬運(yùn)沉積(圖3)。在斷層和沉積多重因素的控制下，研究區(qū)古地貌在流二段沉積前的總體特征為北高南低，古地貌地形起伏較大，地貌上呈“隆-坡-凹”有機(jī)組合的整體格局。研究區(qū)北部為構(gòu)造隆起區(qū)，來自企西隆起的物源經(jīng)斜坡帶搬運(yùn)，在烏石Q構(gòu)造脊堆積；烏石油田群所在位置為次級低隆起區(qū)，小型溝谷地貌發(fā)育；向南逐漸由“隆”過渡為“凹”，地勢急劇變深，烏石L油田位于斜坡位置。在斷層和隆凹相間古地形的共同作用下，三角洲前緣水下分流河道出現(xiàn)分支并形成多個(gè)三角洲朵葉。分支1向西延伸至Q油田；分支2沿轉(zhuǎn)換斜坡地勢較低部位向西部沉積，前進(jìn)至烏石W油田；分支3向南推進(jìn)至陡坡帶，外前緣沉積在烏石L油田。

2.4 基準(zhǔn)面調(diào)控下斷-坡-凹耦合控砂沉積模式

通過對烏石凹陷流沙港組流二段沉積體系基準(zhǔn)面變化、斷裂、古地貌等沉積主控因素研究，建立了研究區(qū)基準(zhǔn)面調(diào)控下的斷裂-坡折帶-凹陷耦合控砂的三角洲沉積模式[17-19]。流二段沉積時(shí)期油田群物源主要來自東北部企西隆起，在研究區(qū)內(nèi)發(fā)育多個(gè)三角洲，沉積體系展布呈北東—南西向。受構(gòu)造脊復(fù)雜斜坡古地貌的控制，三角洲前緣出現(xiàn)多個(gè)分支，形成大小不等、多朵葉的三角洲前緣沉積(圖3)。

圖3 基準(zhǔn)面調(diào)控下的斷-坡-凹耦合控砂沉積模式Fig.3 The sand-controlled sedimentary model of fault-rupture-sag coupling under base level control

基準(zhǔn)面下降期間，物源供給充足，三角洲沉積向湖盆內(nèi)持續(xù)伸展。早期基準(zhǔn)面開始下降(L2Ⅵ)，東北部剝蝕區(qū)提供物源，烏石Q油田接受砂體沉積，發(fā)育范圍較小、條帶狀展布的三角洲前緣朵葉體，砂體多以孤立型為主，橫向連通性有限，遠(yuǎn)端為相對孤立分布的遠(yuǎn)砂壩。其后基準(zhǔn)面持續(xù)下降(L2Ⅴ—L2Ⅳ)，沉積砂體向湖盆內(nèi)大量遷移，三角洲朵葉體的發(fā)育范圍逐漸擴(kuò)大，同生斷層F2、F3活動形成構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶，控制水下分流河道砂體沿F2下降盤優(yōu)勢展布，F(xiàn)3斷層以南的烏石L油田遠(yuǎn)離物源，發(fā)育席狀砂、遠(yuǎn)砂壩，此時(shí)水下分流河道砂體多以側(cè)向拼接為主，砂體連通性較好。晚期基準(zhǔn)面上升(L2Ⅲ—L2Ⅰ)，物源供給減少，河流水動力逐漸減弱，三角洲朵葉體展布范圍逐漸萎縮，此時(shí)砂體連續(xù)性變差，砂體多為孤立發(fā)育。沉積末期，由于河流水動力作用的減弱及波浪、湖流等因素的增強(qiáng)，局部地區(qū)可見濱淺湖灘壩。

3 沉積模式控制下的沉積微相特征

流二段整體為一個(gè)長期基準(zhǔn)面下降半旋回和上升半旋回的復(fù)合沉積，湖平面先下降后上升，經(jīng)歷了物源供給由充足到逐漸變少的過程，在此過程的控制下，研究區(qū)經(jīng)歷了湖湘—三角州前緣發(fā)育—三角州萎縮的沉積過程。

3.1 沉積微相特征

流二段巖性整體以中砂巖、細(xì)砂巖為主，沉積構(gòu)造特征豐富，近端發(fā)育槽狀交錯(cuò)層理、板狀交錯(cuò)層理等一系列相對強(qiáng)水動力條件下的沉積構(gòu)造，遠(yuǎn)端以砂紋層理、透鏡狀層理等相對弱水動力沉積構(gòu)造為主，顆粒磨圓度次棱—次圓狀，點(diǎn)線接觸，分選為好—中等，巖石類型以石英砂巖和長石巖屑石英砂巖為主，整體結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較高，反映了相對遠(yuǎn)源的特征。主體區(qū)發(fā)育水下分流河道、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂、水下分流間灣和濱淺湖灘壩等沉積微相。板狀交錯(cuò)層理、沖刷-充填構(gòu)造(圖4a—c)，反應(yīng)了相對較強(qiáng)水動力條件，主要發(fā)育于水下分流河道；自下向上發(fā)育的微波狀層理、沙紋層理和塊狀層理(圖4d)，整體呈反韻律特征，揭示出水體變淺和沉積水動力條件逐漸增強(qiáng)的特點(diǎn)，主要發(fā)育于河口壩沉積中；粉砂巖和泥巖薄互層多見于席狀砂中(圖4e)；生物擾動強(qiáng)烈的粉砂質(zhì)泥巖反映水動力較弱的沉積環(huán)境(圖4f)，常見于分流間灣。

圖4 典型巖石相及其組合特征Fig.4 The typical lithofacies and their assemblage characteristics

3.2 沉積微相演化特征

研究區(qū)Q-2井地層發(fā)育相對齊全，可較為完整的揭示流二段三角洲垂向演化特征(圖5)。

圖5 Q-2井垂向沉積演化特征Fig.5 The vertical sedimentary evolution characteristics of Well Q-2

L2Ⅵ油組處于長期基準(zhǔn)面下降半旋回早期，此時(shí)物源供給不充足，以發(fā)育大套厚層頁巖和薄層砂為特征；隨后基準(zhǔn)面旋回持續(xù)下降，三角洲前緣沉積開始形成，分布于F2、F3斷層之間，呈SW—NE方向展布，烏石Q油田水下分流河道沉積發(fā)育，呈條帶狀延伸，前端發(fā)育遠(yuǎn)砂壩、席狀砂沉積。

L2Ⅴ油組沉積時(shí)期長期基準(zhǔn)面持續(xù)下降，東北方向物源供給充足，三角洲沉積體系呈SW—NE方向展布，分布范圍較廣，沉積了水下分流河道、席狀砂、遠(yuǎn)砂壩等沉積微相。烏石Q油田、烏石W油田均發(fā)育三角洲內(nèi)前緣水下分流河道，烏石L油田以三角洲外前緣席狀砂、遠(yuǎn)砂壩沉積為主。三角洲前緣發(fā)育4個(gè)規(guī)模不等的朵葉，其中，從Q-2井區(qū)延伸至W-4d井區(qū)的條帶狀水下分流河道沉積可能受同沉積斷層F2和F3的控制。

L2Ⅳ油組沉積時(shí)期為基準(zhǔn)面下降最大時(shí)期，物源供給充足，全油田形成廣泛分布的三角洲前緣沉積，平面上呈多個(gè)朵葉展布。內(nèi)前緣沉積覆蓋了烏石Q、烏石W油田大部分井區(qū)，主要為水下分流河道沉積；東北部近物源區(qū)水下分流河道厚度大，為多期水道疊置，遠(yuǎn)離物源區(qū)水道厚度減?。晃髂喜繛跏疞油田及W-4、W-1井區(qū)位于三角洲外前緣，以席狀砂、遠(yuǎn)砂壩砂泥巖薄互層沉積為主。

L2Ⅲ油組沉積時(shí)期為基準(zhǔn)面較高時(shí)期，該時(shí)期湖平面持續(xù)上升，以濱淺湖沉積為主，發(fā)育灘壩沉積，局部有孤立的三角洲前緣水下分流河道發(fā)育。

L2Ⅱ油組沉積時(shí)期基準(zhǔn)面短暫下降，形成最后一期三角洲前緣沉積，三角洲前緣范圍明顯縮小，以遠(yuǎn)端水下分流河道、席狀砂沉積為主。水下分流河道發(fā)育區(qū)只覆蓋了烏石Q油田的一部分，烏石W、烏石L油田主要發(fā)育三角洲外前緣遠(yuǎn)砂壩、席狀砂沉積。

L2Ⅰ油組沉積時(shí)期基準(zhǔn)面快速上升，進(jìn)入半深湖沉積環(huán)境，沉積大套厚層泥巖。

4 儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)及連通性特征

烏石油田斷層多，基本上一個(gè)斷塊內(nèi)只有1口井，斷塊之間不連通，開展斷塊內(nèi)部復(fù)合砂體的邊界識別、疊置關(guān)系和連通性研究對于即將投入開發(fā)的新油田開發(fā)井網(wǎng)的合理部署具有重要的意義。流二段主力油組三角洲前緣儲層的主要構(gòu)型單元包括水下分流河道、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂(圖6a)。平面上三角洲前緣發(fā)育多分支水道，順?biāo)鞣较?，分支水道?cè)向疊置，隨著遠(yuǎn)離物源，水下分流河道發(fā)生分流，水道數(shù)目增多，沉積規(guī)模變小，多呈現(xiàn)孤立分布。垂直水流方向，近端不同水下分流河道砂體側(cè)向遷移，側(cè)向疊置或?qū)?，砂體側(cè)向連通性好—中等。不同區(qū)域水下分流河道特征有明顯的差異，西南部烏石W油田為厚層水道集中發(fā)育區(qū)，側(cè)向上水道數(shù)目少(2～3個(gè))；而中東部烏石Q油田為薄層水道發(fā)育區(qū)，各斷塊側(cè)向上分支水道數(shù)目多(4～5個(gè))，縱向上多期三角洲朵體疊置。L2Ⅳ、L2Ⅴ油組的三角洲前緣多分支水下分流河道側(cè)向疊置，砂體連續(xù)性連通性較好；L2Ⅲ—L2Ⅰ油組三角洲前緣水下分流河道、遠(yuǎn)沙壩，側(cè)向疊置或相對孤立分布，側(cè)向連通性明顯變差。

綜合考慮沉積主控因素、沉積模式及儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)可知，對于薄互層水道砂體，不同沉積條件下水下分流河道砂體的側(cè)向連續(xù)性、連通性存在明顯差異，受基準(zhǔn)面變化、物源供給、斷層及古地貌、水動力條件等多種因素的綜合控制。隨著基準(zhǔn)面的上升，可容納空間增大，水道側(cè)向疊置減少，漸變?yōu)楣铝⒎植?；物源供給影響了水下分流河道的方向、延伸長度，物源供給充足的條件下，近源砂體以垂向切割疊置為特征，向遠(yuǎn)端逐漸過渡為連片狀-孤立式(圖6b)；同生斷層或先存斷裂形成的走向斜坡、斷槽等低洼地貌將直接影響或控制水下分流河道的走向及沉積物搬運(yùn)，沉積物沿走向斜坡搬運(yùn)，在斷槽內(nèi)形成相對厚層沉積，內(nèi)部連通性好；三角洲前緣為河流和湖泊水動力相互作用的地區(qū)，一般水下分流河道發(fā)育區(qū)，河流作用的水動力強(qiáng)于湖水水動力，砂體沿物源方向展布，而遠(yuǎn)砂壩、席狀砂發(fā)育區(qū)湖水水動力作用更強(qiáng)，砂體垂直于物源方向展布，在河流和湖泊的共同作用下，沉積前端砂體呈孤立式分布，砂體連通性差。

圖6 烏石油田群流二段三角洲前緣儲層構(gòu)型模式及演化特征Fig.6 The architecture model and evolution characteristics of delta front reservoir of Member 2 of Liushagang Formation,Wushi Oilfield Cluster

5 結(jié) 論

(1)烏石油田群流二段沉積時(shí)主要受物源供給、基準(zhǔn)面變化、同生斷層、古地貌等多種因素的控制。湖盆經(jīng)歷了基準(zhǔn)面先下降再上升的變化過程，來自北東方向物源，在轉(zhuǎn)換斜坡的控制下，受“隆-坡-凹”古地貌形態(tài)約束，發(fā)育三角洲前緣水下分流河道，并分流形成多個(gè)三角洲朵葉。

(2)流二段為北東—南西向展布的三角洲前緣沉積，由水下分流河道、河口壩、遠(yuǎn)沙壩等微相組成，三角洲前緣沉積平面上由多個(gè)朵葉體側(cè)向復(fù)合而成，不同朵葉體上有明顯的水下分流河道分流現(xiàn)象，縱向上具有多旋回沉積特征。

(3)流二段整體為一個(gè)長期基準(zhǔn)面下降半旋回和上升半旋回的復(fù)合沉積，湖平面先下降后上升，經(jīng)歷了物源供給由充足到逐漸變少的過程，在此過程的控制下，研究區(qū)經(jīng)歷了湖相—三角洲前緣發(fā)育—三角洲萎縮的沉積過程。

(4)薄互層水道砂體的側(cè)向分布與砂體連續(xù)性、連通性，受基準(zhǔn)面變化、物源供給、斷層及古地貌、水動力條件等多種因素的綜合控制。在這些因素的綜合控制下，三角洲砂體砂體疊置方式以切割、遷移、孤立等多種形式展布，直接影響了儲層的連通性。