淺水三角洲前緣亞相儲層沉積特征及沉積模式
——以大慶長垣薩北油田北二區薩葡高油層為例

劉宗堡，李 雪，鄭榮華，劉化清，楊占龍，曹 松

（1.東北石油大學地球科學學院，黑龍江大慶 163318；2.中國石油華北油田分公司勘探開發研究院，河北任丘 062552；3.中國石油勘探開發研究院西北分院，蘭州 730020；4.中國石油華北油田分公司第五采油廠，河北辛集 052360）

0 引言

淺水三角洲是指形成于構造穩定、沉降緩慢、物源充足和地形平緩等地質背景下的一種特殊類型三角洲［1-2］。目前，淺水三角洲已經成為國內外巖性油氣藏勘探的重要領域之一［3］。Fisk 等［4］研究密西西比河三角洲時首次根據水體深度提出“淺水三角洲”的概念。Donaldson［5］進一步研究表明河控三角洲通常具有淺水三角洲的沉積特征。Postma［6］又依據沉積過程和構造背景在低能盆地中識別出淺水三角洲的8 種單元。Olariu 等［7］通過系統剖析古代三角洲和現代三角洲，指出淺水三角洲普遍發育末端分流河道，其寬度峰值為100～400 m，厚度峰值為1～3 m。油氣勘探實踐表明，淺水三角洲在我國中—新生代的松遼、渤海灣、鄂爾多斯、準噶爾等大型坳陷盆地廣泛分布［8-11］，其平面沉積相帶具有“寬前緣和窄平原”的組合特征，三角洲前緣亞相砂體分布廣泛、物性優越、儲量豐富。因此，深入研究淺水三角洲前緣亞相沉積特征及模式，對完善淺水三角洲沉積體系新認識具有重要意義。以往針對淺水三角洲前緣亞相的研究主要集中在層序結構［12-13］、氣候條件［14-15］和形成過程［16-17］等方面，但因其不具備典型Gilbert 三角洲的三層結構［18-19］，骨架砂體主要為水下分流河道，河口壩微相不發育，席狀砂分布受控于水下分流河道砂體改造程度［20-21］，研究的方法有現代沉積-野外露頭類比法、水槽物理模擬法、軟件數值模擬法和地震沉積學預測法［22-24］，這些研究對于明確淺水三角洲前緣亞相儲層的沉積背景和形成過程具有重要指導作用，但對于認清單砂體級地層單元的儲層砂體時空展布特征還不夠深入。松遼盆地大慶長垣薩葡高油層廣泛發育淺水三角洲前緣亞相沉積體系，其蘊含的地質儲量約占薩葡高油層總地質儲量的52.7%［25］。隨著盆地主力含油層系都已經進入高含水開發后期，淺水三角洲前緣亞相儲層必將成為油田未來增儲穩產的重點攻關領域，但多年來，關于淺水三角洲前緣亞相儲層成因單砂體的精細描述及定量表征研究一直相對薄弱，嚴重制約了該地區的有效開發。

針對大慶長垣薩北油田北二區薩葡高油層，依托密井網井筒資料和精細地層劃分結果，通過深入剖析時間單元儲層砂體的成因類型、幾何參數、平面展布和垂向演化，探究大型坳陷湖盆淺水三角洲前緣亞相儲層砂體沉積模式新認識，以期為該地區增儲穩產提供理論支撐，為類似巖性油氣藏高效勘探與開發提供參考。

1 地質概況

薩北油田北二區位于松遼盆地中央坳陷區大慶長垣薩爾圖背斜北部，自上而下依次發育薩爾圖、葡萄花和高臺子等3 套含油層系，稱為薩葡高油層，該油層垂向上可細分為8 個油層組、35 個砂巖組和114 個時間單元，地層厚度分布穩定（380～400 m），構造平緩（地層傾角為2°～3°）。薩北油田自1963 年鉆井投入規模開發以來，先后經歷了一次加密、二次加密、三次加密和聚合物驅油，最終形成6 套開發井網，目前已經處于特高含水階段，平均井距約為75 m，井網密度高達122.4 口/km2，儲量豐度為780 萬t/km2，油層埋深為870～1 200 m。研究區薩葡高油層形成于盆地坳陷期，屬于大慶長垣北部物源控制下的大型淺水三角洲沉積體系，本次研究目的層為薩Ⅰ組、葡Ⅱ組、高Ⅰ組和高Ⅱ組4 個油組內部不連續發育的65 個時間單元三角洲前緣亞相儲層，其中薩Ⅰ組有5 個時間單元（SⅠ1，SⅠ2，SⅠ3，SⅠ4+5 a，SⅠ4+5 b），葡Ⅱ組有12 個（PⅡ3 a，PⅡ3 b，PⅡ4+5 b，PⅡ6，PⅡ7 等），高Ⅰ組有16 個（GⅠ2+3 b，GⅠ8，GⅠ9，GⅠ18 等）、高Ⅱ組有32 個（GⅡ1+2 a，GⅡ7，GⅡ9，GⅡ16，GⅡ19，GⅡ20，GⅡ21+22 a，GⅡ28 等）［26］（圖1）。

圖1 大慶長垣薩北油田構造圖（a，b）和地層柱狀圖（c）Fig.1 Structural map（a，b）and stratigraphic column（c）of Sabei oilfield in Daqing placanticline

2 沉積環境和砂體類型

2.1 沉積環境

淺水三角洲的形成與較緩盆地沉降、較小底形坡度、較淺湖盆水深和較強物源供給等因素密切相關。松遼盆地白堊系青山口組、姚家組及嫩江組沉積時期盆地整體處于緩慢沉降期，大慶長垣薩北油田北二區底形坡度平緩，如姚家組姚一段沉積時期地層傾角只有0°4′～0°57′［27］；青山口組青一段和嫩江組嫩一段最大湖侵期湖盆面積分別達到8.7萬km2和15 萬km2，但同期最大水深僅為30～60 m［28］；古氣候經歷了早期濕潤（青一段、青二段）、中期半干旱（青三段、姚一段）和晚期再濕潤（姚二+三段、嫩一段）的轉換變化［29-30］。上述古地形、古水深和古氣候等條件均有利于大型淺水三角洲的形成發育。

巖心觀察、測井響應和密井網解剖均反映研究區具有淺水三角洲前緣亞相的典型相標志：

（1）巖性細和砂泥互層。約300 m 巖心觀察表明薩Ⅰ組、葡Ⅱ組、高Ⅰ組和高Ⅱ組為灰棕色粉—細砂巖和灰綠色—深灰色泥巖組成的砂泥互層沉積序列，砂巖中泥礫顏色主要為灰色和灰綠色，指示水下還原環境；同時砂巖中發育多種沉積構造，包括反映強水流作用的沖刷面、泥礫定向排列、槽狀交錯層理、平行層理和反映淺水沉積特征的波狀交錯層理和波狀層理（圖2）。

圖2 大慶長垣薩北油田北二區淺水三角洲前緣亞相典型相標志（a）底部沖刷面，北2-322-檢P43 井，PⅡ2，1 122.3 m；（b）泥礫定向排列，北2-322-檢P43 井，GI8，1 168.8 m；（c）槽狀交錯層理，北2-322-檢P43 井，PⅡ8，1 143.8 m；（d）平行層理，北2-350-P25 井，GⅡ18，1 193.4 m；（e）波狀交錯層理，北2-322-檢P43 井，PⅡ10，1 146.4 m；（f）波狀層理，北2-350-P25 井，GⅡ15，1 186.3 m；（g）灰綠色泥巖，北2-350-P25 井，GⅡ14，1 181.6 m；（h）灰黑色泥巖，北2-350-P25 井，GⅡ20，1 204.8 mFig.2 Typical facies marks of shallow water delta front in north-Ⅱblock of Sabei oilfield，Daqing placanticline

（2）間斷正韻律和垂向相序不完整。淺水環境下三角洲前緣亞相水下分流河道具有多期疊置特征和較強沖刷作用，形成地層垂向上“泥巖成因”的間斷正韻律，厚層砂巖之間通常發育2～8 cm 的灰綠色泥巖夾層，部分沉積韻律之間存在河道底部泥礫；巖心顯示垂向相序不完整也是淺水環境的重要證據，如水下分流河道直接疊置于席狀砂或水下分流間灣之上［31］（圖3）。

圖3 薩北油田北二區三角洲前緣亞相典型能量相巖電特征Fig.3 Lithologies and logging characteristics of typical energy facies of delta front subfacies in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

（3）水下分流河道為骨架和河口壩不發育。研究區密井網沉積微相揭示其三角洲前緣亞相以密集且窄的水下分流河道為骨架砂體，儲層砂體河控限定性強，水下分流河道延伸距離較遠；波浪和沿岸流對三角洲前緣亞相沉積物的改造作用較弱，淺水緩坡背景下河口壩不易形成且保存較差，河道間砂體多以水下分流河道兩側及末端的席狀砂形式存在（圖4）。

圖4 薩北油田北二區三角洲前緣亞相儲層砂體平面展布特征（a）近岸寬帶型水下分流河道，GⅠ2+3 b；（b）中岸窄帶型水下分流河道，PⅡ3 a；（c）遠岸斷枝型水下分流河道，PⅡ3 b；（d）厚而不穩定型席狀砂，GⅡ16；（e）薄而穩定型席狀砂，GⅡ21+22 a；（f）厚而穩定型席狀砂，GⅡ9；（g）薄而不穩定型席狀砂，GⅡ28；（h）厚而寬帶型遠砂壩，GⅡ19；（i）薄而窄帶型遠砂壩，GⅡ20Fig.4 Plane distribution characteristics of reservoir sand bodies of delta front subfacies in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

2.2 砂體類型及發育特征

淺水三角洲前緣亞相受河流和波浪雙重作用通常發育多種成因砂體，基于巖心觀察和測井分析，將研究區儲層砂體類型細分為4 種微相和8 種能量相（表1）。

表1 薩北油田北二區儲層砂體類型Table 1 Sand body types of reservoirs in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

水下分流河道微相：巖性主要為灰棕色或灰白色中—細砂巖，具有典型正韻律，部分存在底鈣，生物擾動程度低，少見植物碎屑；單期河道厚度為1～5 m，底部具有沖刷面，向上發育槽狀交錯層理、板狀交錯層理、平行層理和波狀層理等，河道頂部多受后期河道切割形成間斷正韻律或漸變為塊狀層理泥巖。微電極曲線顯示箱形或鐘形特征，巖性以細砂巖為主；部分水下分流河道砂體厚度薄，巖性以粉砂巖為主，只發育小型槽狀交錯層理和波狀交錯層理，通常為水下分流河道的邊部或末端［參見圖3（a）—（b）］。

席狀砂微相：以泥質粉砂巖和粉砂巖為主，分選較好，通常與泥巖漸變接觸形成砂泥薄互層沉積，泥巖顏色為還原環境的深灰色或灰綠色，垂向巖性變化具有細-粗-細的旋回結構，測井曲線呈指狀特征。砂巖厚度普遍小于3 m，主要發育沙紋交錯層理、波狀層理和包卷層理，部分存在生物鉆孔。根據巖性、厚度和測井曲線響應，其可分為主體席狀砂、一類席狀砂和二類席狀砂等3 種能量相單元［參見圖3（c）—（e）］。

遠砂壩微相：具有垂直物源和反旋回結構特征，測井曲線表現為明顯漏斗狀。沉積厚度大且平面分布穩定，巖性以泥質粉砂巖和粉砂巖為主，取心井揭示砂巖底部漸變接觸和頂部突變接觸，砂體底部10 cm 內含有灰色含泥屑的粉砂巖薄層，向上過渡為粒度漸粗的粉砂巖。遠砂壩發育多種波浪成因層理及生物擾動構造，與之相接觸的泥巖普遍為深灰色和灰黑色，反映出三角洲前緣亞相遠岸環境。根據巖性、厚度和測井響應，其可分為遠砂壩主體、遠砂壩內緣和遠砂壩外緣等3 種能量相單元［參見圖3（f）］。

水下分流間灣微相：巖性以灰綠色—深灰色泥巖和灰綠色粉砂質泥巖為主，河流作用和波浪作用均較弱，常見植物碎片，測井曲線較平直。

綜上所述，水下分流河道、主體席狀砂、一類席狀砂、遠砂壩主體和遠砂壩內緣等能量相單元厚度大、粒度粗和物性好，為油氣富集的有利儲層。

3 沉積特征

依據砂體類型、展布特征和動力學機制，將大慶長垣薩北油田北二區薩葡高油層劃分為三角洲內前緣亞相和三角洲外前緣亞相［32］，進而利用2 438口井對65個時間單元儲層砂體沉積特征進行研究。

3.1 平面展布特征

3.1.1 水下分流河道

研究區水下分流河道受大慶長垣北部物源控制，以時間單元沉積微相精細解剖為依據，根據砂體的形態、規模和連續性，將三角洲內前緣亞相水下分流河道分為近岸寬帶型、中岸窄帶型和遠岸斷枝型3 類（參見圖4）。

（1）近岸寬帶型：三角洲內前緣亞相近岸河控區，水下分流河道曲率大、連續性好和規模大，易發生河道擺動的橫切匯合。由PⅡ4+5 b，PⅡ6，PⅡ7，GⅠ2+3 b 等時間單元水下分流河道幾何參數統計可知，寬度峰值為120～240 m，厚度峰值為2～5 m，寬厚比峰值50～120，其中寬厚比大于100 的位置均處于水下分流河道交匯處或分叉處；水下分流河道分叉角為9°～57°，偏轉角為83°，水下分流河道分叉后寬度和厚度略減小（圖5—圖6）。

圖5 薩北油田北二區三角洲內前緣亞相水下分流河道特征α.偏轉角中值；β.偏轉角；γ.分叉角Fig.5 Characteristics of subaqueous distributary channel of delta inner front subfacies in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

圖6 薩北油田北二區水下分流河道厚度與寬度的關系Fig.6 Relationship between thickness and width of subaqueous distributary channels in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

（2）中岸窄帶型：三角洲內前緣亞相中岸河浪共控區（河控為主），水下分流河道曲率變小、連續性變差和規模變小，河道砂體平面上呈樹枝狀順源展布且相互獨立，垂向上與席狀砂互層疊置。由17 個時間單元水下分流河道幾何參數統計可知，寬度峰值為80～180 m，厚度峰值為1.5～3.5 m，寬厚比峰值為50～90；水下分流河道分叉角為21°～89°，偏轉角為99°，主干水下分流河道貫穿全區，分支水下分流河道延伸較短，河道分叉后明顯具有寬度變窄和厚度變薄特征（圖5—圖6）。

（3）遠岸斷枝型：三角洲內前緣亞相遠岸河浪共控區（浪控為主），水下分流河道因波浪改造作用曲率小、連續性差和規模小，平面上呈斷枝狀和豆莢狀分布，垂向上與席狀砂、水下分流間灣形成砂泥薄互層。由5 個時間單元水下分流河道幾何參數統計可知，寬度峰值為30～120 m，厚度峰值為1.2～2.5 m，寬厚比峰值為30～75；水下分流河道分叉角為19°～73°，偏轉角為114°（圖5—圖6）。該類河道發育于三角洲內前緣亞相的遠端，波浪作用下推移質和懸移質沉積物出現分離，細粒組分以懸浮方式搬運至三角洲外前緣亞相區，僅保留少量連續的水下分流河道，大部分區域形成斷續狀。

3.1.2 席狀砂

席狀砂為波浪改造作用形成的沉積物，通常發育在水下分流河道的兩側及末端，三角洲內前緣亞相近岸區湖盆水體淺和波浪改造弱，席狀砂主要分布于水下分流河道兩側，以二類席狀砂為主，具有順源河控特征；三角洲內前緣亞相中岸—遠岸區湖盆水體加深和波浪改造作用增強，當物源供給充足時在水下分流河道兩側和末端發育一類席狀砂，而物源供給不充足時則發育二類席狀砂（參見圖4）。

三角洲外前緣亞相區席狀砂具有河浪共控特征，通常以主體席狀砂為中心，向周緣依次漸變為一類席狀砂和二類席狀砂，根據物源供給強弱和砂體穩定程度細分為4 類：厚而不穩定型、薄而不穩定型、厚而穩定型和薄而穩定型。厚而不穩定型反映物源供給充足和波浪改造作用較弱（16 個時間單元），主體席狀砂、一類席狀砂和二類席狀砂占比接近，主體席狀砂條帶狀展布且方向性強，具有一定的河控特征，一類席狀砂和二類席狀砂條帶相間分布，厚度峰值為0.5～1.5 m，砂地比峰值為20%～50%。薄而不穩定型反映物源供給不足和波浪改造作用較弱（4 個時間單元），二類席狀砂呈條帶狀展布，一類席狀砂少量發育，水下分流間灣連片分布，厚度峰值為0.2～1.0 m，砂地比峰值為5%～30%。厚而穩定型反映物源供給充足和波浪改造作用較強（7 個時間單元），主體席狀砂占比超過65%，一類席狀砂和二類席狀砂以窄條狀、坨狀分布于主體席狀砂中，水下分流間灣不發育，厚度峰值為0.8～2.0 m，砂地比峰值為30%～70%。薄而穩定型席狀砂反映物源供給不足和波浪改造作用較強（10 個時間單元），二類席狀砂占比超過60%，主體席狀砂和一類席狀砂呈條帶狀、坨狀分布，水下分流間灣零星分布于二類席狀砂中，厚度峰值為0.4～1.2 m，砂地比峰值為10%～45%（圖4、圖7）。

3.1.3 遠砂壩

研究區密井網沉積微相解剖表明，GⅡ19 和GⅡ20 這2 個時間單元發育三角洲外前緣亞相遠砂壩沉積，砂體中心為遠砂壩主體，向周緣依次過渡為遠砂壩內緣和遠砂壩外緣，砂體厚度變薄、粒度變細和物性變差，根據遠砂壩的規模和形態進一步細分為厚而寬帶型遠砂壩和薄而窄帶型遠砂壩。厚而寬帶型遠砂壩是在波浪改造作用較強和物源供給充足的水系主體區發育，遠砂壩主體呈寬帶狀連片分布，最大寬度約1 200 m，最大厚度約3.5 m，遠砂壩外緣和水下分流間灣相對不發育；薄而窄帶型遠砂壩是在波浪改造作用較弱和物源供給較充足的水系側翼區發育，平面展布類似于厚而不穩定型席狀砂，遠砂壩主體呈窄帶狀分布，最大寬度約500 m，最大厚度約2.5 m，遠砂壩主體兩側發育條帶狀的遠砂壩內緣，外側為遠砂壩外緣和水下分流間灣（圖4、圖7）。

3.2 垂向演化特征

湖平面高頻升降形成的河浪作用轉換控制三角洲前緣亞相砂體的類型、分布和規模，同樣砂體構型特征也可反映出湖平面升降［33］。利用65 個時間單元的平均砂地比、微相類型組合和砂體幾何參數對儲層砂體垂向演化特征進行研究。結果表明：高Ⅱ組沉積時期，湖平面處于最大湖侵的下降早期，湖盆水體較深、物源供給較弱、波浪作用較強和湖平面高頻振蕩，沉積環境為三角洲外前緣亞相，砂體類型為遠砂壩和席狀砂，巖性為灰綠色粉砂巖和深灰色泥巖互層。高Ⅰ組沉積時期，湖平面持續下降并經歷了2 期短暫的水退和水進，三角洲總體向湖盆中心進積，沉積環境自下而上由三角洲外前緣亞相過渡為三角洲內前緣亞相，砂體類型由下部席狀砂過渡為上部水下分流河道，巖性為灰綠色粉—細砂巖與灰綠色泥巖互層。葡Ⅱ組沉積時期，湖盆持續萎縮并經歷了2 期水退和1 期水進，沉積環境為三角洲內前緣亞相，砂體類型為下部遠岸斷枝型水下分流河道過渡為上部近岸寬帶型水下分流河道，巖石顆粒變粗和砂體規模變大。跨越葡Ⅰ組、薩Ⅱ組和薩Ⅲ組最大水退期之后，薩Ⅰ組沉積時期，湖平面快速上升，沉積環境由中下部三角洲內前緣亞相快速過渡為上部三角洲外前緣亞相及頂部前三角洲亞相，砂體類型從下部中岸窄帶狀水下分流河道快速轉變為上部厚而穩定型席狀砂，巖性為灰綠色粉—細砂巖與灰綠色泥巖互層。這些沉積微相特征揭示研究區三角洲前緣亞相為湖平面早期高頻振蕩、中期緩慢下降和晚期快速上升的沉積演化序列（圖8）。

4 沉積模式

淺水三角洲受河浪雙重作用、構造底形平緩、物源供給充足和湖平面高頻振蕩，使得三角洲前緣亞相不同部位儲層砂體的沉積模式具有差異性［34］。河流作用控制三角洲內前緣亞相水下分流河道砂體從近源到遠源的寬度、厚度和寬厚比變化；波浪作用控制三角洲內前緣亞相水下分流河道的連續性和改造程度，同時控制三角洲內外前緣亞相席狀砂-遠砂壩的砂體規模和穩定程度。根據三角洲前緣亞相儲層砂體的類型規模，結合大慶長垣北部SⅡ8 a 和SⅡ9 時間單元密井網沉積微相精細解剖，分別建立了物源供給充足和物源供給不充足條件下淺水三角洲前緣亞相儲層砂體沉積模式（圖9）。

圖9 薩北油田北二區淺水三角洲前緣亞相儲層沉積模式Fig.9 Sedimentary models of shallow delta front subfacies reservoir in north-Ⅱblock of Sabei oilfield

物源供給充足時，水下分流河道延伸遠、密度大、規模大；從三角洲內前緣亞相近岸到遠岸河流作用不斷減弱，波浪作用逐漸增強，水下分流河道逐級分叉、規模變小和連續性變差，偏轉角和密度不斷增加，分叉角先增大后減小，河道寬厚比逐漸減小；席狀砂規模大，穩定性強，三角洲內前緣亞相區席狀砂以主體、一類分布于水下分流河道兩側及末端，三角洲外前緣亞相區席狀砂穩定性和規模順源由弱變強再變弱；遠砂壩形成于物源供給充足時，水系主體區發育厚而寬帶型遠砂壩，水系非主體區發育薄而窄帶型遠砂壩；儲層沉積模式沿物源方向依次為：寬帶型水下分流河道→窄帶型水下分流河道→斷枝型水下分流河道→厚而不穩定型席狀砂→厚而穩定型席狀砂→薄而穩定型席狀砂→厚而寬帶型遠砂壩和薄而窄帶型遠砂壩。

物源供給不充足時，水下分流河道從近源到遠源的規模、幾何參數和連續性等變化規律與物源供給充足時相一致，但水下分流河道延伸更短、密度更低和規模更小，同樣席狀砂厚度變薄和遠砂壩不發育；儲層沉積模式沿物源方向依次為：窄帶型水下分流河道→斷枝型水下分流河道→薄而穩定型席狀砂→薄而不穩定型席狀砂。

5 結論

（1）大慶長垣薩北油田薩葡高油層沉積時期構造穩定、地形平緩、湖平面振蕩和物源充足，發育典型的大型淺水三角洲前緣亞相沉積體系，三角洲前緣亞相儲層砂體具有9 種類型：三角洲內前緣亞相近岸寬帶型水下分流河道、中岸窄帶型水下分流河道和遠岸斷枝型水下分流河道；三角洲外前緣亞相厚而不穩定型席狀砂、薄而不穩定型席狀砂、厚而穩定型席狀砂、薄而穩定型席狀砂、厚而寬帶型遠砂壩和薄而窄帶型遠砂壩。

（2）大慶長垣薩北油田高Ⅱ組沉積時期，沉積環境為湖平面下降早期且高頻振蕩的三角洲外前緣亞相；高Ⅰ組沉積時期，沉積環境為湖平面持續下降的三角洲外前緣亞相向三角洲內前緣亞相轉換；葡Ⅱ組沉積時期，沉積環境為湖平面緩慢下降的三角洲內前緣亞相；薩Ⅰ組沉積時期，沉積環境為湖平面快速上升的三角洲內前緣亞相向三角洲外前緣亞相轉換。

（3）大慶長垣薩北油田淺水三角洲前緣亞相發育2 種沉積模式：物源供給充足時，順源依次為寬帶型水下分流河道→窄帶型水下分流河道→斷枝型水下分流河道→厚而不穩定型席狀砂→厚而穩定型席狀砂→薄而穩定型席狀砂→厚而寬帶型遠砂壩和薄而窄帶型遠砂壩；物源供給不充足時，順源依次為窄帶型水下分流河道→斷枝型水下分流河道→薄而穩定型席狀砂→薄而不穩定型席狀砂。