塔南凹陷南二段小層劃分及沉積微相研究

張 昊，馬世忠，王胡振，李 斌

(1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318；3.中國石油大慶塔木察格有限責任公司，黑龍江 大慶 163453)

研究區位于塔南凹陷的西部凹陷帶北部，塔南凹陷為東斷西超的復式斷陷結構。北東走向構造帶呈現出凹、隆相間的構造格局。研究區包括5個開發斷塊(圖 1，據大慶勘探開發研究院，2008)[1-2]。

圖1 研究區構造位置Fig.1 Tectonic location of the study area

近年來，隨著油田勘探開發程度不斷提高，塔木察格油田面臨新增儲量不足、儲采比逐年下降、含水上升、產量遞減和原油采收率較低等嚴重問題[3]。復雜斷塊油藏非均質性顯著，影響對油水分布規律的準確預測。對于多物源，窄相帶的扇三角洲前緣沉積體系，其小層對比相對于其他三角洲沉積體系要復雜許多。研究區地層非均質性強、砂巖厚度變化較大，橫向砂體不連續，頻繁的進積干擾，致使其不能按照等地層厚度對比及其他一系列常規地層對比，一旦采用常規地層對比方法，那樣會致使“穿時現象”，對下一步的沉積微相刻畫及重點找油區域進行誤導。本文采用的地層對比方法為高分辨率層序地層學對比方法，該方法適用于陸相湖盆沉積體系，多級標志層逐級控制閉合地層格架，建立全研究區統一小層對比格架。通過開展各高分辨率小層對比后含油砂體沉積微相精細刻畫，進而確定有利含油區是提高采收率的重要途徑。

1940—1960年，外國(包括俄羅斯和美國)的物探公司曾在塔木察格盆地做過大量地震勘探工作，自2006年以來大慶油田開始在該地區開展工作，目前油藏已進入開發調整階段，塔木察格盆地斷裂復雜，物源來自多個方向，受多期次的構造運動影響，斷層復雜，構造破碎，有著很強的非均質性，對于油水分布規律與成藏模式的研究難度較大。油田科研工作者[5]將南屯組地層劃分為劃分為南一段和南二段，其中南二段細分為2個油層組，一油組分為7個小層，二油組分為11個小層，經過高分辨率小層劃分與對比，筆者認為研究區一油組只發育5個小層(N2Ⅰ1-5)，二油組只發育9個小層(N2Ⅱ1-9)。

截至目前尚未對該區各小層的沉積微相進行具體的分析和闡述，也未對各小層沉積微相與油水分布關系進行深入研究。各小層采出程度與含油潛力不清，開采盲目性大，穩產難度大。針對上述情況，開展了各小層沉積微相研究，精細解剖各小層層單砂體的沉積微相類型及空間展布。結合豐富的鉆井和測井資料細分沉積相，查明含油砂體的微相類型及展布。根據不同微相具有不同的油水運動特點，搞清油水的分布規律的精細認識，提出下一步開發部署建議。

1 高分辨率層序地層劃分與對比

1.1 全區封閉骨架剖面的建立與精細對比

收集、整理5斷塊約480口井各類資料建立GPTmap、Discovery工區，以層序地層模式為指導，對全區地層小層進行統層，優選、確立了研究區各層位分層標準及典型分層井，為全區精細對比統層奠定了分層基礎。依據分層方案，優選具有各級次旋回厚度適中、砂巖發育特點的直井200井作為標準井，過標準井按照近垂直物源與順物源方向優選出貫穿全區的“2橫2縱”共計25條封閉骨架剖面，明確對比路線。依據標準井的基準面旋回劃分標準，首先將過標準井的2條順物源及垂直物源骨架剖面形成統一的地層劃分隔架，在2條骨架剖面中選取出與標準井基準面旋回劃分最為近似的2口井，并以這2口井選取出2條垂直物源與順物源的骨架剖面，并在這2條骨架剖面交匯的一口井實現閉合，從而完成4條骨架剖面的高分辨率層序地層等時對比。

1.2 各級別基準面小層精細對比

高分辨率小層精細對比往往離不開地震解釋，大的層序如組、段、油組的邊界都需要地震來輔助標定，研究區斷層發育，頻繁的水進水退造成多期地層剝蝕不整合接觸，地層受剝蝕作用影響西北部南二段地層遭受剝蝕[4]，通過選擇鉆遇地層層位全、單層厚度適中、含砂小層多、沉積旋回明顯、級次清楚、地震資料詳實的標準井，建立了landmark工區，制作了191口井的ricker子波合成記錄，得到191口井時深關系，完成井震結合交互解釋，通過剖面可以看出南二段I油組頂面，為區域不整合面，反射軸特征在該界面總體表現為強振幅、比較連續的反射，在剖面東部，平面北部見上超、削截現象，自然伽馬(GR)曲線出現明顯突變。南二段地層包括1個長期、2個中期基準面旋回。井震結合是高分辨率小層對比不可或缺的輔助對比手段(圖2)。

對于全區統層對比后，筆者總結目的層共發育14個小層，標志層可以劃分為2級[5-6]。其中，①一級標志層有南二段頂部(N2Ⅰ1)，即南二段Ⅰ油組頂部，南二段Ⅱ油組頂部和南二段底部即南一段頂部(N1Ⅰ1)。南二段頂部之上地層為大磨拐河組，自上而下由泥巖突變為砂礫巖，GR曲線在該界面為由上到下的由低到高的突變面，LLS、LLD曲線由低值突變為高值，聲波時差曲線陡然降低；4條曲線特征一致，反映該界面為突變面，南二段Ⅱ油組頂部自上而下亦多為由泥巖變為砂礫巖的突變面，GR曲線在該界面也為由上及下由低到高的突變面，LLS、LLD曲線由低值突變為高值，聲波時差曲線在該界面由上及下呈陡階狀降低；在本研究區南二段底部地層為南一段，自上而下多為由泥巖突變為砂礫巖，GR曲線在該界面為自上而下陡然抬起，LLS、LLD 曲線由低值突變為高值，聲波時差曲線由上及下陡然降低，亦為較明顯的識別標志，以上3條界限在全工區范圍內發育程度達95%以上。②二級標志層有N2Ⅰ3層頂和N2Ⅰ4頂的組合標志、N2Ⅱ2層頂部和N2Ⅱ5層頂部的組合標志，N2Ⅰ3層頂部作為標志層的依據是N2Ⅰ3層頂部發育一小段泥質隔層，將N2Ⅰ2和N2Ⅰ3分割為2套砂巖儲集層，N2Ⅰ3上部砂巖呈鐘型正韻律，N2Ⅰ3下部砂巖呈漏斗型反韻律，N2Ⅰ4層頂部由上至下為砂巖變為泥巖的轉換面，N2Ⅰ4層頂部以上為一段漏斗狀反韻律砂巖，N2Ⅰ4層頂部以下為呈略正韻律泥巖。N2Ⅱ2層頂部由上及下為砂巖轉換為泥巖，GR曲線在該界面為自上而下陡然降低，LLS、LLD 曲線也在該界面為由上到下的陡然降低，聲波時差曲線由上及下陡然升高，這個二級標志在C斷塊普遍發育，該界面在A、B斷塊恰恰相反，在A、B斷塊該界面由上至下為泥砂轉換面，GR曲線在該界面為由上到下、由低到高的突變面，LLS、LLD電阻率曲線由低值突變為高值。而N2Ⅱ5層頂部標志在C斷塊為泥巖段中的標志層，在N2Ⅱ5層頂部上部為微正韻律的泥巖段，下部為微反韻律的泥巖段，等到了更北部A、B斷塊該標志變為一個穩定發育的泥質隔層，在標志以上為一套正韻律的砂體，在下部為一套反韻律砂體，組合標志控制著小層準確對比的連續性。

1.3 沉積模式、斷層模式指導短期基準面旋回層序精細對比

在湖盆的碎屑巖沉積剖面中夾的穩定泥巖段，測井曲線自然伽馬呈高值，深淺側向電阻率呈低值，聲波時差陡然升高，這種泥巖段組合起來往往具有等時性，且巖性穩定分布廣泛，能夠很好地控制小層對比；當鉆井鉆遇斷層時勢必會發現該井所鉆地層出現斷層缺失或重復的現象，可以用斷失模式指導地層對比，較大的斷層可以在地震剖面中得以識別，指導地層對比，但是較小的斷層受地震精度的限制無法識別，可以通過與周圍未受斷層影響的井的標志層進行對比尋找井上斷點、計算斷失地層厚度，結合斷層傾角，通過三角函數余切公式計算斷層在空間的大概位置，指導小層對比[7-10]。

在系列組合洪泛面、標準層的控制下，采用了沉積—斷層模式指導、多級次基準面旋回逐級優先逼近與閉合驗證的井震結合對比方法，較好地解決了短期基準面旋回等時界面識別困難的問題，提高了高分辨率小層對比的準確度。

2 短期基準面旋回時期沉積微相平面展布

區域沉積相研究認為，研究區在南屯組二段沉積時期為一湖盆環境，扇三角洲沉積體系比較發育，結合前人資料重礦物分析、砂地比、總砂巖厚度等相關數據可以判斷該主要接受來自北部物源的沉積。砂體中發育塊狀層理、板狀層理、平行層理、波狀層理透鏡狀及變形層理，具有正、反粒序沉積特征；砂巖顏色為藍灰色，含油砂巖為棕灰色、灰色，泥巖顏色較深，多呈灰—褐灰色，研究區主要發育扇三角洲前緣亞相，濱淺湖亞相。根據單井相分析，可細分為水下分流河道、河口壩、分流間灣、席狀砂、席間泥、前三角洲泥、濱淺湖泥7個微相[11-13]。

2.1 測井相模式

綜合應用地震、測井、巖心、古構造及露頭觀察等認為，研究區南二段地層主要沉積了扇三角洲前緣和濱淺湖2種亞相，水下分流河道、河道間砂、分流間灣、河口壩、席狀砂、前三角洲泥和濱淺湖泥7種沉積微相。建立了12種典型沉積時間單元的測井相模式，并對沉積微相的主要特征進行了詳細的描述(圖3、表1)。

水下分流河道底部具有典型微沖刷侵蝕突變面，具明顯底部滯留沉積，具有典型大型槽狀交錯層理向上變成中、小型交錯層理的特征。雖然總體二元結構不明顯，但曲線組合形態可從箱型變化至鐘形，水下分流河道微相主要分為水下分流河道主體、常體、邊部3個沉積時間單元。其中，主體砂巖解釋厚度大于9 m，常體砂巖解釋厚度大于5 m，邊部砂巖解釋厚度大于3 m(表2)。

河口壩微相的自然伽馬和深淺側向電阻率曲線組合形態為反旋回，曲線形態呈漏斗狀頂部沖刷明顯，有時可見在較短時期內多期河口壩疊置發育。河口壩微相主要分為河口壩主體、常體、邊部3個沉積時間單元。其中，主體砂巖解釋厚度大于9 m，常體砂巖解釋厚度大于5 m，邊部砂巖解釋厚度大于3 m。

河道間砂與席狀砂的自然伽馬與深淺側向電阻率曲線特征均為微反韻律指狀，密集齒狀，具體微相類型劃分需要結合相鄰井微相來綜合判定，一般河間砂發育位置在河道之間，而席狀砂發育在水下分流河道末端再靠前位置，席狀砂微相主要分為席狀砂主體、常體、邊部3個沉積時間單元。其中，主體砂巖解釋厚度大于3 m，常體砂巖解釋厚度大于2 m，邊部砂巖解釋厚度大于1 m。

分流間灣與席間泥及前三角洲泥在測井曲線組合上大致類似，均為平直、無凸起，這3個微相要結合研究區整體情況及其鄰井資料綜合判別。

2.2 平行物源方向連井沉積微相研究

在研究區順著物源方向建立一條連井沉積微相剖面，縱向剖面過井244、C61、69、221、215、5546。

通過對平行物源方向的連井剖面沉積微相進行分析，南二段地層發育扇三角洲前緣亞相，該亞相沉積時期末期河流作用增強，水下分支流河道逐漸開始發育，主要發育在N2Ⅰ1、N2Ⅰ2、N2Ⅰ3小層沉積時期，沿著物源方向，河道砂體較為連續，且各小層河道、河口壩砂體切疊現象常見，砂體厚度大，可見研究區物源近，相帶窄。盡管沉積末期靠近物源部位砂體較厚，但是有效砂體并不完全受砂體厚度控制，從上述幾口井砂體連通情況來看，有效砂體主要形成在N2Ⅱ2、N2Ⅱ3沉積時期的河道、河口壩沉積微相中，河道與河口壩之間出現輕微切疊現象，順著物源方向河道在主力小層N2Ⅰ1、N2Ⅰ2、N2Ⅰ3沉積時期延伸方向較遠，隨著砂體遷移距離的增加，砂體厚度減薄，在水下分支流河道末端，發育有較薄層河口壩、席狀砂，但是在5546井最遠離北部物源區域，砂體卻有所增厚，于是將該井沉積區域推測為平行于湖岸線的灘壩沉積微相。

從連井剖面圖來看，南二段地層初期湖水基準面不斷下降，河道數量在南二段沉積時期末期大量增加，河道規模漸漸增大，延伸距離逐漸延長，切疊現象逐漸嚴重，垂向和橫向連通性變差，發育時期和區域比較局限，從整體來看研究區在南二段早期沉積濱淺湖亞相至晚期的扇三角洲前緣亞相，上部砂體比較連續、延伸遠。

表1 沉積微相類型及特征Tab.1 Sedimentary microfacies types and rhythm characteristics

2.3 垂直物源方向連井沉積微相研究

在垂直物源東西向建立一條連井沉積微相剖面[14-15]，這條剖面自西向東過井278、268、240、242、69、246。

通過對順物源方向的連井剖面沉積微相進行分析，南二段地層發育在平行物源方向砂體相對比較連續，由于剖面位置靠近物源，所以河道數量較多，連井間小層砂體發育近等厚，在斷塊中部砂體厚度較大，靠近斷塊邊部砂體減薄，在南二段Ⅰ油組的小層砂體連通性不如Ⅱ油組，垂向上河道砂體切疊嚴重，Ⅱ油組在垂向上比Ⅰ油組連通性好。在南二段Ⅰ1、2、3小層及Ⅱ1至5小層主要發育水下分支流河道、河口壩、及少量河道間砂、分流間灣、席狀砂沉積微相，在其他小層主要發育少量席狀砂及前扇三角洲泥、濱淺湖泥沉積微相。

表2 沉積微相的四類特征Tab.2 Four types of characteristics of sedimentary microfacies

2.4 沉積微相平面展布

受控盆斷裂幕式活動和北部物源供給的影響，研究區北部砂體要比研究區南部發育，為了實現精細刻畫的目的，繪制了南二段沉積相圖及主力小層沉積時間單元微相圖(圖4、圖5)，經過對比發現對比精度越高，對于發現精細油水分布規律越具有指導意義。

從南二段沉積相圖及南二段一油組1號小層沉積時間單元微相圖中可以看出，水下分支流河道砂體沿著北部物源逐漸向南部深水湖盆方向進積，共發育2條水下分支流河道主體，5條常體，7條水下分支流河道邊部時間單元沉積微相，平面上呈北南向條帶狀或網狀分布，北部河道主體呈較大曲度條帶狀，擺動強烈，不斷地匯聚分叉，點壩也較為發育。河道間廣為發育分流間灣、河道間砂及河口壩，河道由北向南厚度減小，南部河道砂體受湖浪頂托作用成為席狀砂沉積微相，席狀砂再過渡為前三角洲泥、濱淺湖泥巖，研究區河口壩呈條帶狀或朵狀、扇狀發育于河道兩側及水下分流河道前端，研究區北部河口壩比南部河口壩厚度大，南部河口壩比北部河口壩發育面積大。席狀砂成片發育，在東南部遠離水下分流河道末端發育一處近平行于湖岸線的灘壩，全區沉積微相展布均受到控盆斷裂幕式活動影響，使砂體展布局限于斷塊分布區域，每個斷塊都是一個獨立的油水系統。

圖4 研究區N2油組沉積相圖Fig.4 Sedimentary facies map of N2 oil group in the study area

3 結論

(1)研究區南屯組二段主要發育扇三角洲前緣和濱淺湖沉積亞相。

(2)利用井震結合、建立盆地高分辨率地層格架，多級標志層逐級控制并閉合，并采用沉積—斷層模式指導、精準識別短期基準面旋回等時界面，統一全區小層對比。

圖5 研究區N2Ⅰ1時間單元沉積微相圖 Fig.5 Sedimentary microfacies map of the N2Ⅰ1 time unit in the study area

(3)精細刻畫了研究區重點小層沉積微相及更細的能量時間單元的規模、形態及邊界，從剖面到平面兩個角度分析了研究區單砂體之間的相互連通關系，為下一步油田開采提供了指導意見。

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