大慶長垣高臺子油層沉積演化分布及沉積模式

于德水，何宇航，邢寶榮，霍正旺，高波

大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712

0 引言

國內外整體沉積演化特征研究主要集中在勘探階段利用探井和地震資料開展，在研究方法上主要有兩種方法：第一種多因素分析法，其理論基礎是沉積動力學，主要強調搬運和沉積過程相互作用，采取由點到面，從局部到整體，從量變到質變的研究思路，該方法較適用于沖積平原及湖盆沉積演化的規律研究[1-3]。第二種沉積體制研究方法，主要基于地貌學、現代沉積和基準面升降，采取從面到點，由整體到局部，逐漸深入的研究思路，該方法較適用于斷陷盆地中沉積演化的整體分布規律研究[4-6]。大慶油田在20 世紀60—90 年代開發早—中期相繼開展了松遼盆地沉積演化特征研究，對薩爾圖、葡萄花油層的沉積演化特征認識由最初湖相沉積體系逐步發展到河流—三角洲相沉積體系[7-11]。趙翰卿等[12-15]利用探井、基礎井網的巖心和測井資料對薩、葡油層的沉積環境和沉積模式進行了系統研究，大大提高了對儲層認識程度。阮壯等[16-17]對長垣葡Ⅰ組從北到南、從下到上不同層序的疊加演化關系進行了系統研究，對沉積界限進行了重新認識，對不同環境的沉積模式展開了進一步的細化。然而油田在開發中—后期對大慶長垣高臺子油層沉積演化分布特征研究較少，尚缺乏詳細的宏觀整體認識，各單元湖岸線、內、外前緣分界線、外前緣尖滅線仍不明確[18-19]，此外儲層非均質性特征尚未清晰，因此亟需應用油田密井網資料開展高臺子油層整體層序演化及沉積特征研究。在運用多因素分析法基礎上，通過“巖心定區、微相定位”的研究思路開展高臺子油層沉積演化特征研究，進一步深化高臺子油層宏觀整體認識，揭示不同砂體非均質性分布特征，指導高臺子油層分區塊儲層精細地質研究，對整體開發規劃部署和化學驅層系組合及次序開發具有重要指導意義。

1 區域地質概況

大慶長垣是松遼盆地中央坳陷北部的一個大型二級背斜帶，軸向北東15°左右，南北長145 km，東西寬10～30 km，閉合面積約2 800 km2。大慶長垣高臺子油層屬于青山口組—姚家組復合旋回的中下部，地處北部沉積體系的濱湖帶，與葡Ⅱ組呈連續沉積。是一套陸源碎屑巖沉積，粒度較細，以粉細砂巖、粉砂巖為主，沉積旋回性比較明顯，成層性較好，總厚度300 m左右（圖1）。高臺子油層沉積時期總的變化趨勢是從北往南地層逐漸增厚，但變化不大，沉積砂體從喇嘛甸油田，薩爾圖油田，到杏樹崗油田杏六區以北分布，杏六區以南為前三角洲泥質巖代替。縱向上劃分高Ⅰ—高Ⅳ共4 個油層組，高Ⅰ組延伸最遠，至杏56井以南尖滅；高Ⅲ組較高Ⅰ組砂巖分布面積略小，至杏24 井附近尖滅；高Ⅱ組、高Ⅳ組砂巖分布面積更小，分別于杏5井與薩167井尖滅。高臺子油層在各開發區所處的沉積環境不同，各油層組反映的旋回特征各有差異[20-21]。

圖1 研究區位置及地層柱狀圖（a）大慶長垣油田構造位置圖；（b）高臺子油層綜合柱狀圖Fig.1 Location of study area and stratigraphic column(a) Daqing structural location map;(b) comprehensive histogram of Gaotaizi reservoir

2 高臺子油層地層層序格架與沉積演化規律

2.1 沉積層序演化特征分析方法

高臺子油層層序演化特征研究主要采用點（取心井）—線（對比剖面）—面（平面相帶）多維度立體研究思路。“點”方面，通過取心井巖心描述，明確巖相環境標志特征，單井確定亞相類型；“線”方面，通過骨架對比剖面，進行單元對比與亞相邊界分析，剖面上確定分層亞相位置；“面”方面，通過微相組合與平面亞相邊界確定，平面確定亞相邊界，最終搞清儲層沉積演化分布規律特征。

2.1.1 點（取心井）

三角洲沉積體系從陸上分流平原亞相到深水的前三角洲亞相，巖性特征、泥巖顏色、沉積構造及砂體分布等特征均呈規律性變化，根據這些沉積特征的變化建立高臺子油層不同沉積亞相沉積特征識別標準（表1）。依據這套標準在長垣自北向南重點選取了11 口密閉取心井、合計2 100 余米巖心，開展詳細的儲層觀察描述工作，逐井逐層確定其沉積環境，建立取心井沉積環境柱狀圖（圖2）。從水上平原到水下前緣環境砂巖層理由強水動力的板狀交錯層理逐漸過渡為弱水動力的水平層理，同時泥巖顏色由代表水上氧化環境的紫紅色、雜色泥巖逐漸過渡到代表水下還原環境的灰綠色、深灰色泥巖。從11 口取心井不同油層組的層理類型及泥巖顏色進行統計結果分析，表明高臺子油層巖相以水下還原環境沉積特征為主，比例較高，但在長垣北部高Ⅰ、高Ⅲ組仍發育強水動力下的各類交錯層理，伴隨氧化環境下的雜色—紫紅色泥巖，比例接近20%，代表存在近岸水上沉積環境（圖3）。根據11 口取心井詳細觀察，落實不同沉積單元沉積環境類型，明確了高臺子油層垂向沉積演化序列。

表1 高臺子油層不同亞相沉積特征識別標準Table 1 Identification criteria for each subfacies in Gaotaizi reservoir

圖2 喇8—檢P182 取心井局部沉積環境柱狀圖Fig.2 Histogram of local sedimentary environment of L8-JP182 coring well

圖3 高臺子油層巖性分布特征（a）各油層組層理類型分布特征；（b）各油層組泥巖顏色分布特征Fig.3 Lithology of Gaotaizi reservoir in each oil formation(a) bedding types;(b) color of mudstone

2.1.2 線（對比剖面）

在單井沉積環境分析基礎上，開展剖面沉積環境分析，首先基于長垣的南北和東西方向縱—橫骨架剖面依據河道旋回、砂體韻律、曲線形態等差異進行統一的沉積單元精細對比，根據河道砂、前緣席狀砂砂體沉積類型變化，在骨架剖面上分單元大致確定亞相類型，初步確定沉積環境變化界限位置。以高Ⅰ組為例，在南北向骨架砂體剖面上，可根據上、下四段砂巖組大致細分出三角洲分流平原亞相、內、外前緣亞相及前三角洲亞相等分布界限（圖4）。

圖4 高Ⅰ油層組南北向砂體發育剖面圖Fig.4 Development profile of north-south sand body of GⅠoil reservoir group

2.1.3 面（平面相帶）

在點（取心井）、線（對比剖面）研究基礎上，按照“巖心定區、微相定位”的思路確定沉積環境分界線位置，首先依據泥巖顏色、沉積構造、砂體特征等，繪制了典型層位泥巖顏色和層理構造的平面分布圖，來判斷各亞相帶的分布區范圍。以高Ⅰ6+7 單元為例，該單元湖岸線分布區位于喇嘛甸油田中部到薩北油田，該地區泥巖顏色為雜色到灰色過渡，砂巖層理由槽狀交錯層理、板狀交錯層理向互層波狀層理過渡；內外前緣邊界線分布區位于薩南油田北部，該地區泥巖顏色由灰色向灰黑色過渡，砂巖層理由不規則波狀層理向透鏡波狀層理過渡（圖5）。

圖5 高Ⅰ6+7 單元取心井平面沉積特征分布圖（a）泥巖顏色分布圖；（b）層理構造分布圖Fig.5 Plane sedimentary characteristics of coring wells in units GⅠ6+7(a) mudstone color;(b) bedding structure

在巖心確定沉積環境分布區域基礎上，通過砂體沉積微相刻畫確定沉積環境變化的準確位置，地震屬性的平面分布趨勢可以反映古水流方向，通過提取長垣喇嘛甸—薩中油田不同類型地震屬性與井點資料對比，發現道積分反演波阻抗屬性的吻合程度較高，其對砂巖厚度大于2 m的河道砂等厚層規模砂體趨勢形態響應明顯，可以刻畫河道走向及砂壩的邊界，因此優選道積分反演波阻抗屬性來輔助確定長垣分流河道砂體走向及河道平面組合關系，按照“砂巖輪廓定邊界、屬性趨勢判走向”方法井震結合確定骨架砂體宏觀展布，繪制高臺子油層典型層位長垣整體沉積相帶圖，并在巖心資料確定的亞相帶分布區內，結合河道砂體規模及河間砂體變化特征，最終在平面上確定了沉積亞相邊界線位置（圖6）。

圖6 高Ⅰ6+7 單元整體沉積相帶圖及亞相界限位置（a）道積分反演波阻抗屬性；（b）整體沉積相帶圖Fig.6 Overall sedimentary facies belt map and subfacies boundary location of units GⅠ6+7(a) trace integral inversion wave impedance attributes;(b) overall sedimentary facies belt map

綜上，按照以上思路和方法完成了大慶長垣4個油層組、26個砂巖組、118個小層的沉積環境分析，確定了高臺子油層各單元湖岸線、內外前緣分界線和外前緣分界線位置，為高臺子油層垂向和平面沉積環境變化規律奠定了基礎。

2.2 沉積層序與沉積環境演化規律

通過確定高臺子油層各單元沉積亞相邊界線分布位置，首先建立長垣北部高臺子油層地層層序地層格架，其次在層序格架內開展沉積演化過程分析，認為高臺子油層屬于總體湖退背景下砂泥頻繁交互的三角洲沉積體系，多種亞相環境并存，具有明顯的多級旋回性，總體上是一個長期旋回，包括高Ⅰ—高Ⅱ組和高Ⅲ—高Ⅳ組兩個中期旋回，每個中期旋回又包括若干短期旋回，多個短期旋回由于湖進、湖退規模大小不同，例如高Ⅰ組包括3個湖進湖退沉積演化序列，造成沉積相帶的組合不同。湖岸線大都在喇嘛甸以北，只有在高Ⅰ組時期在薩北和喇嘛甸地區發育一定比例的水上分流平原亞相沉積。其中高Ⅰ、高Ⅲ組由外前緣、內前緣，分流平原組合而成，高Ⅱ、高Ⅳ組由外前緣和前三角洲組合而成（圖7）。這樣的湖泊三角洲不僅在平面相帶展布和垂向沉積層序上與海洋三角洲有所不同，而且各類砂體在沉積物中所占的比例也有差別。

圖7 高臺子油層沉積整體環境演化圖Fig.7 Overall sedimentary environment evolution of Gaotaizi reservoir

3 高臺子油層沉積模式與砂體分布特征

3.1 沉積模式劃分

在沉積環境分析基礎上，根據高臺子油層在三角洲前緣相中不同砂體分布特征差異，綜合考慮河流能量、波浪作用、氣候變化及水體深淺等因素來進一步劃分三角洲類型，建立了高臺子油層三大類、六亞類三角洲沉積模式，明確了各三角洲沉積模式分布特點。

3.1.1 河控枝狀三角洲

形成時期湖泊水體淺，河流能量占主導地位為特征，碎屑物質供給較充足，分流河道砂體發育，自北向南河道寬度、席狀砂展布等呈規律性變化（圖8a）。該類型三角洲可細分為兩種模式，其中枝狀貧砂模式受氣候影響，湖岸線頻繁波動，內前緣亞相長時間的周期性干涸，湖浪作用弱，沒有充足的能量把河流帶的泥砂改造成廣布的席狀砂，因而分流間為泥質巖或表外砂巖所充填（圖8d）；枝狀富砂模式沉積時水深明顯增加，處于常年水域的覆蓋之下，湖浪及沿岸流的改造作用顯著增強，而河流的作用卻明顯減弱，但仍能供給豐富的碎屑物質，因而分流間形成大面積的厚層席狀砂（圖8e）。總體上枝狀三角洲平面非均質較強，易形成注采不完善區域，剩余油潛力較大。

圖8 高臺子油層沉積模式分類（a）河控枝狀三角洲模式；（b）浪控席狀三角洲模式；（c）流控坨狀三角洲模式；（d）枝狀貧砂模式；（e）枝狀富砂模式；（f）厚層席狀模式；（g）薄層席狀模式；（h）濱外壩模式；（i）前緣砂壩模式Fig.8 Sedimentary model classification of Gaotaizi reservoir(a) river controlled dendritic delta model;(b) wave controlled sheet delta model;(c) flow controlled lumpy delta model;(d) dendritic lean sand model;(e) dendritic sand rich model;(f) thick sheet model;(g) thin sheet model;(h) offshore sand dam model;(i) front sand dam model

3.1.2 浪控席狀三角洲

形成時期前緣亞相波浪作用較強，河流所攜帶的砂體受波浪簸選，發生再分配，導致水下河道不發育，使之呈席狀或帶狀廣泛分布于三角洲前緣。席狀三角洲在垂向上具有層段性集中分布的特點，厚層席狀砂具有方向性（圖8b）。席狀三角洲受物源供給分配影響，致前緣相席狀砂沉積厚度不同，該類型三角洲可細分為兩種模式。厚層席狀模式物源供給較充分，呈厚層席狀或帶狀廣泛分布于三角洲前緣（圖8f）；薄層席狀模式物源供給不充分，呈薄層席狀或片狀廣泛分布于三角洲前緣（圖8g）。

3.1.3 流控坨狀三角洲

形成時期受湖泊沿岸流搬運，沉積有一定規模的厚層坨狀砂壩砂體，砂壩內部依據曲線形態、厚度和巖性差異細分為壩核、壩中、壩緣、壩間，它們依次嵌套呈不規則環帶狀分布，儲層評價依次為“最好”—“好”—“中”—“差”。砂壩內部夾層整體穩定分布，易形成層內剩余油，后期可優先應用化學驅采油（圖8c）。坨狀三角洲根據砂壩的成因及規模差異可細分為濱外壩模式和前緣砂壩模式。濱外壩模式沉積時遠離湖岸線，物源供給弱，湖濱地區沿岸流增強作用影響，將相鄰三角洲的砂體搬運到外前緣亞相遠端的深水區沉積，平行于湖岸線呈條帶分布，形成大面積的砂巖連通體，規模較大（圖8h）；前緣砂壩模式沉積時受湖浪及沿岸流共同作用，將北部物源搬運到前緣亞相低洼地帶沉積，砂體較相鄰席狀砂厚，呈坨狀分布，形成規模較濱外壩砂體小（圖8i）。

通過對長垣高臺子油層15個典型層位整體儲層砂體精細地質解剖及平面與層內非均質特征分析，不同類型沉積模式平面分布特征參數表明，受河流、波浪、沿岸流等作用影響，整體上河控枝狀—浪控席狀—流控坨狀三角洲模式，平面非均質性依次減弱（表2）。

表2 高臺子油層不同沉積模式平面特征參數Table 2 Plane parameters of different sedimentary models for Gaotaizi reservoir

各類型沉積模式層內分布特征參數表明，受層內砂體韻律、分選系數、滲透率級差等參數影響，流控坨狀三角洲沉積模式層內非均質弱，驅油效率高，因此受其平面及層內沉積非均質性差異較弱的特點，總體上流控坨狀沉積模式開發效果好于其他沉積模式類型（表3）。

表3 高臺子油層不同沉積模式層內特征參數Table 3 Parameters of different sedimentary models for Gaotaizi reservoir

3.2 沉積特征分析

按照以上模式特征對高臺子油層不同沉積單元進行了沉積模式劃分，深化了高臺子油層砂體沉積特征認識。

3.2.1 高臺子油層砂體沉積模式類型主要受沉積環境控制，不同油組沉積類型差異大

通過對高臺子油層所有單元沉積模式歸類統計表明，整體上高臺子油層以浪控席狀沉積模式為主，層數比例近50%，同時存在層數近1/3比例的河控枝狀沉積模式，其中枝狀富砂模式發育層數是枝狀貧砂模式發育層數的2 倍。不同油層組沉積模式差異大，高Ⅰ組沉積時期湖水淺，沉積環境以三角洲內前緣為主，水下河道發育，砂體沉積模式以河控枝狀沉積模式為主，層數比例近88%；高Ⅱ組沉積時期，水體加深，湖水頻繁震蕩為主，多為三角洲外前緣沉積環境，前緣席狀砂發育，局部前緣砂壩發育，因此以浪控席狀模式為主，層數比例近59%，同時也存在一定比例的流控坨狀沉積模式；高Ⅲ組沉積時期，與高Ⅱ組相比水體稍淺，前緣席狀砂發育，局部水下河道發育，因此以浪控席狀沉積模式為主，層數比例近61%，同時存在一定比例的河控枝狀沉積模式（圖9）。

圖9 高臺子油層不同類型沉積模式分布（a）不同類型沉積模式分布特征；（b）各油層組沉積模式分布特征Fig.9 Distribution of different types of sedimentary models for Gaotaizi reservoir(a) different sedimentary model types;(b) each oil formation

3.2.2 高臺子油層受淺水湖盆河控作用明顯，多期砂體呈疊葉狀沉積、河口壩不發育

松遼盆地屬于淺水坳陷湖盆沉積，盆地坡度較小，一般為1°～2°，不發育吉爾伯特三角洲三層結構，呈現出明顯河控特征。一是河口壩不發育，以席狀砂和水下河道砂沉積為主，水下河道延伸較遠，且席狀砂具有一定的方向性。研究表明三角洲前緣亞相沒有明顯的坡度轉折，以寬闊平緩的淺水區為主，河流入湖后，切割能力減弱，而以沉積作用為主，在前緣亞相中發育厚度較大的水下分流河道砂體，但在平面上分布往往不連續，從而形成席狀砂與水下河道砂體相組合的砂體分布特征。隨著離湖岸線距離的增遠，水下河道逐漸消失，形成廣布的席狀砂體，并向湖中延伸較遠。如喇嘛甸油田高Ⅰ13～16小層，以及薩北油田高Ⅰ4+5、6+7 小層，高Ⅲ1～3 小層等。二是屬于疊葉狀三角洲沉積，隨著地殼的沉降湖岸線不斷往復進退，在垂向上形成了多個三角洲沉積葉體，垂向層序發育不完整。但由于湖水的進退速度較快，垂向上的相序演變往往不連續，湖浸時形成以泥質為主的穩定沉積。湖退時，不是因沉積物的向前加積而逐步湖退，而是湖水快速收縮到某一位置穩定下來，然后河流延伸進來，從而形成分流河道沉積直接覆蓋在湖浸層之上，中間缺失前緣亞相沉積，如喇嘛甸油田高Ⅰ2+3、4+5、6+7 小層在喇19 排以北均屬分流河道沉積，但它們之間是以三角洲外前緣席狀砂或前三角洲泥為界線。每個時期的三角洲沉積，相帶展布在平面上雖然連續，但地層相序上不都連續。

4 高臺子油層類型劃分及對開發指導作用

目前，大慶長垣油田綜合含水95%以上，已進入特高含水后期開發階段，儲采失衡矛盾加劇。為了彌補產量不足，三類油層從“十四五”時期將陸續從水驅轉向三次采油開發，高臺子油層則是三類油層重點層位，如何進行化學驅開發對象優選和層系組合整體部署是油田開發迫切需要解決的問題。為此，通過對高臺子油層演化分布和砂體沉積模式的系統研究，深化了對高臺子油層整體沉積認識，為高臺子油層三次采油整體規劃部署提供地質依據。

4.1 油層類型劃分標準

根據取心資料統計，不同類型儲層巖性、物性差異較大，因此油層分類過程應該考慮沉積儲層構成差異，先進行儲層分類、再進行油層分類，增加了各類儲層類型鉆遇率；并針對砂體發育特點，依據沉積單元內單砂體的巖性、物性等屬性特征差異對儲層質量進行分類評價，確定分類界限標準，將油層類型劃分為三種類型（表4）。

表4 油層分類標準表Table 4 Reservoir classification standards

利用以上標準對高臺子油層進行系統油層類型劃分，以往認為高臺子油層發育均是三類油層儲層，通過深化高臺子油層整體沉積演化分布及明確各單元砂體沉積模式，結果表明高臺子油層二類、三類油層均有發育，二類油層以河控枝狀三角洲模式內的分流平原亞相及內前緣亞相的分流河道沉積特征為主；三類油層以浪控席狀三角洲模式內的席狀砂沉積及流控坨狀三角洲模式內的砂壩沉積為主。長垣北部二類、三類油層相間發育，南部以三類油層集中發育為主，呈現出北分散、南集中的類型格局。不同區塊三類油層類型差異明顯，薩中油田以北三類油層發育厚度大，以ⅢA 類型為主；薩中油田以南三類油層發育厚度小，以ⅢC類型為主。

4.2 高臺子油層化學驅層系組合設計

首先根據開發和地質特征確定了三類油層化學驅層系組合劃分原則，主要包括三個方面：（1）優先考慮ⅢA、ⅢB相對集中發育層段；（2）以砂巖組為單元進行層系組合，盡可能保持組合層段內油層性質相近，且具有穩定的隔層；（3）考慮有效厚度滿足技術經濟界限要求，具有一定儲量規模，盡量利用水驅加密井網（表5）。例如油價分別為50美元、70美元、90 美元條件時，利用水驅加密井網進行層系組合有效厚度界限分別為5.9 m、4.6 m、4.2 m。

表5 不同油價下層系組合有效厚度界限表Table 5 Effective thickness limits of lower series combinations for different oil prices

按照以上原則以油價為70美元條件時對高臺子油層進行化學驅層系組合優化設計，喇嘛甸和薩中油田多數區塊可以組合為3～4套層系，薩北和薩南油田可以組合1～3套層系，杏北油田高臺子油層僅在高Ⅰ組上部發育，砂體厚度較薄，不具有層序組合潛力（表6）。根據層系組合成果開展喇嘛甸182 區塊高Ⅱ1-25 油層段注聚現場試驗，方案設計提高采收率11.64%，截至目前實現油層均勻動用，全井動用比例90%以上，階段提高采收率10.4%，達到了方案階段設計指標，取得了較好的開發效果。

表6 高臺子油層不同開發區層序組合分布表Table 6 Sequence combinations in different development areas of Gaotaizi reservoir

5 結論

（1）明確了長垣高臺子油層屬于湖退—湖積—湖退沉積的三角洲沉積演化序列，建立了三大類、六亞類三角洲沉積模式，不同模式類型受沉積環境控制影響，不同油層組間沉積模式類型差異大。整體上以浪控席狀三角洲沉積模式為主，層數比例近50%，其次為河控枝狀三角洲模式，層數比例33.3%，河控枝狀—浪控席狀—流控坨狀三角洲模式非均質性依次減弱。

（2）長垣高臺子油層受淺水湖盆河控作用明顯，三角洲前緣亞相延伸較遠，河口壩不發育，以席狀砂和水下分流河道砂沉積為主，水下河道延伸較遠，且席狀砂具有一定的方向性；垂向上多期砂體呈疊葉狀沉積特征，湖水進退速度較快致分流河道沉積可直接覆蓋在湖浸層之上，中間缺失前緣亞相沉積，導致垂向層序發育不完整，構成了獨特的湖泊—三角洲沉積特點。

（3）高臺子油層在長垣北部二類、三類油層相間發育，南部三類油層集中發育，呈現北分散、南集中的類型格局；依據油層類型對不同區塊進行化學驅層系優化組合，油價為70 美元條件時利用水驅加密井網進行層系組合有效厚度界限為4.6 m，喇嘛甸和薩中油田可以組合為3～4套層系，薩北和薩南油田可以組合為1～3套層系，為高臺子油層三次采油整體規劃部署提供了地質依據。