海拉尔塔木察格盆地复杂断块油藏精细油层对比及沉积特征分析

高华娟， 李家玮， 张荻楠

( 1. 大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712； 2. 密苏里科技大学，密苏里 罗拉 65401 )

0 引言

海拉尔塔木察格盆地为复杂断陷盆地，地质条件复杂，具有构造运动的频繁性、汇水面积的有限性，以及供给体系的多物源、近物源特征，沉积物的沉积特点、沉积类型与沉积结构明显受古构造、古地形控制[1]，早期控陷张性边界大断层分期复活，控制不同时期地层整体断裂体系和沉积体系，属于被多期断层复杂化的近物源、快速充填的沉积盆地。地层厚度变化大、岩性变化快，受水动力的影响，沉积类型差别大，砂体平面及纵向发育稳定性差，稳定标志层少。因此，需要进行油层划分对比和小层单元的不同沉积类型确定。

地层对比是在地层划分的基础上，确定不同地区或不同井之间、各地层单元之间的时间对应关系，即建立与时间一致的层序关系[2-5]。根据储层地质特点，以及岩性、岩相变化的旋回性及其在电测曲线形态上的组合特征，运用层序地层学理论，结合井—震资料，确定高级次地层框架，采用标志层控制下的沉积旋回划分砂岩组、沉积韵律划分小层、参考厚度、多井对比，以及全区闭合等储层对比技术，进行地层划分和对比。

储层沉积微相研究主要阐明储集体的沉积环境、沉积相和微相类型及其时空演化，进而揭示砂体成因类型、几何形态、大小、展布及纵横向连通性的非均质特征。可以根据取心井段，建立小层尺度岩性与相关敏感测井参数之间的关系图版，判断未取心井段小层主体岩性，在测井岩性相、曲线形态相与地质微相分析的基础上，建立有效识别小层沉积微相的标准；可以采用岩心观察、测井资料识别沉积相类型，在单井沉积微相剖面、二维沉积微相横剖面与宏观地震相分析[6]的基础上，分析沉积微相类型在平面上的展布特点；也可以根据岩心观察，结合测井曲线识别、区域资料及砂岩粒度概率曲线分析等，确定沉积微相类型，研究沉积微相平面展布规律及纵向组合特征。

根据“构造对比定地层、层序变化定油组、模式指导定砂体”的油层对比方法，笔者分析研究区层序地层变化规律和特征，确定可识别的等时沉积界面，建立标志层体系。考虑复杂断陷盆地构造导致地层缺失的普遍性，根据井—震资料，确定3种不同地层缺失类型的识别方法，实现复杂断块油藏小层的等时划分对比。根据各凹陷不同沉积背景下沉积物的岩性、重矿物分布特征及沉积水动力条件，确定扇三角洲、辫状河三角洲及浊积扇3种沉积类型，明确各沉积类型的微相及规模。

1 地质概况

海拉尔塔木察格盆地是发育在前古生界变质岩基底之上的中新生代断陷盆地, 区域构造划分为“三坳两隆”5个一级构造单元，由西向东依次为西部断陷带、西部隆起带、中部断陷带、东部隆起带和东部断陷带。盆地白垩系经历断陷到坳陷的发育过程，构造活动强烈，不整合发育，沉积地层为铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组和青元岗组。油田主要分布于中部断陷带(见图1)，开发主要目的层为南屯组。南屯组沉积时期为断陷快速沉降期，地壳沉降并伴随强烈拉张，湖泊变深、变大，受频繁的构造活动影响，水体动荡，经历多期次的湖进—湖退沉积过程，沉积以黑色泥质岩、粉砂岩为主的湖相沉积；在隆起区陆上可容纳空间地带见冲积扇、辫状三角洲等沉积体系，在深洼处发育水下辫状河、扇三角洲等沉积体系，局部半深湖亚环境发育近岸浊积扇、湖底扇沉积体系；表现地形高差大、多物源、多水系的地貌特征，与下伏地层呈不整合接触。

图1 中部断陷带构造及地层岩性特征Fig.1 The location of middle fault depression and stratigraphic lithology characteristic

2 复杂断块油藏油层

2.1 标志层体系

标准层是指在整套沉积旋回地层中电性与岩性稳定、特征突出的单层或界面，起分段控制作用[2]。在层序地层学中，利用不整合面及其可对比的整合面划分层序[7]。由于海拉尔塔木察格断陷盆地构造活动强烈，地层往往以角度不整合接触，表现为严重的地层剥蚀和超覆特征，因此采用构造对比、井—震资料结合方法，追踪不整合面，划分长期基准面旋回界线[8-10]。海拉尔塔木察格盆地不整合面的地震剖面特征为明显的超覆和削截，是稳定的标准层，也是各组段地层的界限(见图2)。如海拉尔塔木察格油田主要含油层系南二段(K1n2)、南一段(K1n1)、铜钵庙组(K1t)之间为不整合界面。根据不整合面，可以追踪稳定界限，有效划分地层组段界限，将它定为Ⅰ级标志层。

图2 海拉尔塔木察格盆地不整合面井—震资料剖面

采用层序地层分析方法，通过基准面旋回转换面识别，在Ⅰ级标志层控制的组段地层中确定Ⅱ级标志层，对比油层组界限[11]。在长期基准面旋回中，基准面旋回转换期是地层沉积过程中的水体变化时期，一定规模的水体进退导致湖泊体系沉积特征发生一定的变化：基准面上升期湖体逐渐扩张，沉积物由粗到细并扩张到最大湖泛期，沉积较稳定的湖泛泥岩；基准面下降期湖体逐渐退缩，沉积物由细到粗，到下次湖泛开始，转换为由粗到细的沉积。在海拉尔塔木察格盆地南一段地层中，长期基准面旋回控制的中期基准面旋回的大规模湖泛作用，以及基准面下降到上升的湖泊转换期伴生的火山活动，形成稳定泥岩和火山沉积岩，具有等时性和一定的稳定性，确定为Ⅱ级标志层，通过井—震资料结合追踪对比，划分南一段油层组界限。如南一段主产层在不同油田发育4～5个中期基准面旋回，通过湖泛期泥岩和基准面下降到上升半旋回转换面追踪，划分为4～6个油层组(N10、N1Ⅰ、N1Ⅱ、N1Ⅲ、N1Ⅳ、N1Ⅴ)(见图3(a))。

根据不整合与中期基准面确定的Ⅰ、Ⅱ级标志层，划分地层和油层组界限。砂岩组和小层的划分是在油层组内，根据沉积过程中短期、超短期基准面旋回沉积的稳定岩性或旋回组合，以及沉积间歇期较稳定泥质层的追踪，识别Ⅲ、Ⅳ级标志层，划分砂岩组和小层(见表1)。通过“四级”标志层体系建立和不同级别标志层约束，在基准面旋回特征指导下，逐级完成油层组、砂组及小层划分[12](见图3(b))。

单砂层的划分对比是通过沉积模式指导进行的相变对比。如在发育过程中，扇三角洲受沉积能力的分异作用影响，沉积物性质及沉积厚度呈规律性变化：顺物源方向砂岩厚度逐渐变薄，由近端河道逐渐推进到远端河道、河口坝、席状砂，小层厚度逐渐减薄；横切物源方向由河间泥或薄层砂变化到厚层河道砂再到河间，小层厚度薄厚相间。因此，根据各种沉积相类型的沉积规律变化，划分同期砂体[13-16](见图4)。

图3 四级标志层控制小层对比Fig.3 Sub-layer correlation diagram controlled by four-level marker bed

表1 海拉尔塔木察格盆地油田四级标志层特征

图4 扇三角洲前缘顺物源模式Fig.4 Depositional model correlation diagramof fan delta front

2.2 地层缺失

复杂断陷盆地构造的强烈性和多期次性，决定盆地接受外来物质沉积时期原始地貌变化大。由于古地貌特征导致超覆沉积，向盆地外或古隆起方向部分底部地层缺失，地层沉积后隆升抬起、发生断裂、遭受风化剥蚀。地层分布的不连续、不完整，使复杂断块油藏地层接触关系更加复杂，需要通过井—震资料结合，在识别不同类型地层缺失基础上，实现残余地层各级地层单元的等时对比。

2.2.1 地层剥蚀

地层剥蚀是由于构造运动使原生地层局部隆升抬起、遭受风化剥蚀，形成顶部地层缺失、原始沉积地层不完整[17-19]。在不同部位抬升幅度不同，地层被剥蚀的厚度不同，残留地层厚度变化大。在开发井网油层细分对比过程中，首先井上地层缺失发生在组段地层顶部，地层成片缺失，即“面积”缺失，并且地层缺失厚度平面上有规律性增厚或减薄的变化趋势。地震反射轴具有明显削截特征(见图5(a))。如海拉尔塔木察格盆地南二段、南一段和铜钵庙组顶面普遍存在地层局部缺失，缺失厚度具有向某方向逐渐变化的趋势，层组之间呈角度不整合接触。

图5 复杂断块油藏地层缺失识别类型Fig.5 Sequence missing type map of complex fault block reservoir

2.2.2 地层超覆

地层超覆是由沉积物沉积时期古地形变化造成的地层厚度变化。受早期沉积的填平补齐作用影响，沉积物首先沉积于古地形低地，而后随湖面不断上升、水域不断扩大，沉积物依次向陆地或古隆起方向扩展，逐渐超越下伏较老地层，直接覆盖在周缘的剥蚀面上，造成局部地区底部部分地层缺失。古地形低部位井钻遇地层完整，沉积厚度最大；向其他方向，层组底部地层成片规律性缺失，也为“面积”缺失，缺失厚度向断陷边部或古地形高点方向逐渐增大，残余地层厚度逐渐减薄。地震反射轴具有上超特征(见图5(b))。地层超覆沉积于海拉尔塔木察格盆地南二段、南一段和铜钵庙组底部且普遍发育。

2.2.3 地层断失

断层的发育往往造成地层的缺失。这种地层缺失表现在同一断层的断失层位、断失厚度变化规律性不强。对于连续沉积地层，发生在层组中部的地层缺失基本为断失；发生在层组顶部或底部地层的缺失，如果仅在一个延伸方向存在，且该方向不同井缺失层位不同，在其他方向地层完整，即“线状”缺失，可以排除剥蚀和超覆影响，确定为断失。地震反射轴具有错断、分叉、扭曲等特征[20]。断失层位和断距的确定需要邻井对比、井震交互验证，并结合基准面旋回完整性分析(见图5(c))。

根据地层缺失类型，结合标志层控制和模式指导，可以有效进行残余地层小层和单砂体的细分对比。

3 沉积相特征

海拉尔塔木察格盆地为典型的陆相复杂断陷盆地。沉积相研究主要是在确定沉积物源基础上，首先根据岩心观察、沉积相标志识别，结合区域沉积背景和水动力条件分析，建立沉积相模式，细化沉积微相类型，分析各微相类型的测井响应特征，提出相—电对应关系，划分非取心井微相类型；然后根据单井判相、平面相组合刻画沉积微相。

3.1 沉积物源

海拉尔塔木察格盆地多以小型湖泊沉积为主，多物源普遍发育，根据地层与砂岩厚度、砂岩含量、重矿物组合及含量，确定沉积古地形特征、沉积物源方向和沉积体系。海拉尔塔木察格盆地重矿物分布具有多种组合特征，如×油田南一段油层具有磁黄铁矿、锆石、磷灰石，黑云母、磷灰石、锆石，钛铁矿、黑云母、锆石，磁黄铁矿、磷灰石、锆石，以及黑云母、锆石、磷灰石等5种重矿物组合特征，平面上具有北西、南东等5个不同重矿物组合分布区，反映不同物源的沉积体系特征。重矿物ZTR指数的平面分布也表现为多物源特征，沉积物源分别来源于北东、北西、南西等5个沉积体系(见图6)。

图6 储层重矿物组合及ZTR指数平面分布Fig.6 Distribution map of heavy mineral assemblage and ZTR index

3.2 沉积模式

海拉尔塔木察格盆地储层岩性复杂，砾岩、砂砾岩、砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩等岩性发育。含砾层段砾石成分复杂，分选、磨圆较差。砂岩以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩等为主，长石、岩屑不稳定组分体积分数高，可达60%～70%。泥岩颜色主要有灰色、深灰色、灰绿色和灰黑色等，岩石成分成熟度和结构成熟度低，反映高能、近源、快速堆积的水下弱还原—还原沉积环境。

含砾层段砾石具有一定的定向性，砂岩发育平行层理、斜层理、楔状交错层理、槽状交错层理及其组成的复合层理，常见冲刷面，表现为牵引流沉积特征，同时泥岩撕裂屑、递变层理、滑塌构造和揉皱变形等也较常见(见图7)，为碎屑物质在重力控制下发生滑动滑塌沉积，具有重力流沉积特征。

图7 海拉尔塔木察格盆地典型岩心沉积构造特征Fig.7 Characteristics of the core sedimentary structuresin in Hailer Tamtsag basin

图8 海拉尔塔木察格盆地南一段储层粒度分布Fig.8 Particle sizedistribution map of lower section of Nantun formationin in Hailer Tamtsag basin

综合岩性、泥岩颜色、粒度分布和沉积构造特征，确定海拉尔塔木察格盆地储层沉积条件为水下弱还原—还原环境，以及重力流、重力流和牵引流并存的高能水动力条件，存在浊积扇、辫状河三角洲、扇三角洲等3种沉积类型(见图9)。根据岩心相和测井相特征，建立不同沉积类型的沉积相模式(见图10)。

图10 海拉尔塔木察格盆地扇三角洲测井相及沉积模式Fig.10 Logging facies and depositional model of fan delta in Hailer Tamtsag basin

扇三角洲主要是在滨浅湖环境下、由冲积扇入湖形成的三角洲沉积，同时存在重力流沉积形成的递变层理和牵引流沉积形成的冲刷面、定向排列砾石、交错层理等沉积构造，具有重力流和牵引流共同作用的沉积特征，碎屑粗，分选差，以砂砾岩为主，砂砾混杂。海拉尔塔木察格盆地贝尔凹陷贝中、苏德尔特和塔木察格油田开发目的层广泛发育扇三角洲沉积。主要沉积微相类型有水下分流河道、河口坝和席状砂沉积，水下分流河道大规模分布，厚度平均为4.0～8.4 m，宽度在120～1 800 m之间，由周边向湖盆中心延伸，顺物源方向逐渐分叉变窄，砂岩厚度逐渐减薄(见图11(a))，受快速沉积和湖浪作用的影响，水下分流河道前缘发育规模较小的席状砂，河口坝不甚发育。

辫状河三角洲是由辫状河体系流入到停滞水体中形成的富含砂和砾石的三角洲。重力流发育程度低，牵引流构造发育，以大、中型交错层理发育为主，冲刷特征不明显[22]。碎屑颗粒较扇三角洲的细，以细—粉砂岩为主，含砾层段较少，主要发育于乌尔逊南部凹陷东部缓坡带的乌东油田南一段油层。由水下辫状河道、河间砂及河口坝等微相组成，水下辫状河道厚度平均为4.2～5.8 m，宽度变化较大，在180～960 m之间，河间砂发育，厚度较薄(见图11(b))。

浊积扇是在湖盆坡地受扇三角洲前缘再沉积作用、在深湖平原形成的扇状堆积体，以泥包砂形式存在[23]。沉积碎屑颗粒细，主要以粉砂岩为主，具有重力滑塌特征，砂岩中见泥岩撕裂屑，表现为砂岩滑塌沉积过程中对沉积底形泥岩的破坏作用。主要发育于乌尔逊凹陷苏仁诺尔油田南二段油层。浊积扇表现为多物源不同滑塌扇体的叠加，由浊积水道、水道间薄层砂微相组成，浊积水道平均厚度为6.3 m，宽度平均为276.0 m，以小于400.0 m的为主，部分水道宽度小于200.0 m(见图11(c))。

图11 海拉尔塔木察格盆地已开发油田沉积微相展布Fig.11 Sedimentary microfacies distributionmap of developed oilfield in Hailer Tamtsag basin

4 结论

(1)根据“构造对比、层序地层分析、模式指导”的油层对比方法，结合地层缺失的认识，可以保证复杂断块油藏油层划分对比的等时性和准确性，海拉尔塔木察格盆地通过标志层体系建立、缺失地层识别和沉积模式指导，实现精细油层划分对比。

(2)复杂的古地形环境、重力流、重力流和牵引流并存的高能水动力条件决定海拉尔塔木察格盆地沉积的多样性，多物源的扇三角洲体沉积广泛发育；辫状河三角洲及浊积扇体沉积于乌东缓坡带和乌北扇三角洲前缘的深湖平原，主要发育的微相有水下分流河道、辫状水道、浊积水道、水道间、河口坝、席状砂等。

(3)不同微相岩性、物性特征各不相同，含油性差别较大，海拉尔塔木察格盆地水下分流河道砂体厚度大、粒度粗、储层物性和含油性好，为油田开发的主体相带，河口坝、席状砂次之。