厄瓜多尔Oriente盆地DF油田白垩系M1层沉积特征

刘慧盈， 张克鑫， 国殿斌， 张超前

( 1. 中国石化新星(北京) 新能源研究院有限公司，北京 100083； 2. 中国石化地热资源开发利用重点实验室，北京 100083； 3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083 )

0 引言

南美洲主要含油气盆地的储采比远高于世界平均水平的。Oriente盆地是南美洲油气勘探开发的重点区域[1]，有关盆地的沉积演化特征分析多限于盆地南部和西北部区块白垩系Napo组。Oriente盆地南部区块Napo组处于海陆交互沉积环境，碎屑岩和灰岩频繁互层，发育缓坡型混积陆棚边缘沉积相模式[2-9]；盆地西北部区块Napo组以富含有机质的泥岩、生物粒屑灰岩、泥粒灰岩和陆源砂岩为特征，发育河口湾沉积[10-11]。

位于Oriente盆地东北部的DF油田M1层发育潮控河口湾和潮控三角洲沉积，沉积条件复杂，研究程度低，沉积微相的研究精度有待提高。笔者利用岩心、测井和地震属性资料，分析DF油田M1层沉积微相类型及特征，预测研究区沉积微相空间展布特征，优选有利储集相带，对评价储层、预测剩余油分布和挖掘剩余油潜力具有指导意义，为DF油田滚动扩边、井位部署提供依据。

1 区域地质背景

厄瓜多尔Oriente盆地是南美洲次安第斯前陆盆地群中最主要的产油气盆地之一[6]，是自古生代开始阶段性发育的叠合盆地，经历3个主要的原型盆地发育过程，即晚古生代的克拉通边缘盆地、晚三叠世—早白垩世的裂谷盆地和晚白垩世至今的前陆盆地。

主力DF油田位于Oriente前陆盆地斜坡区东北部(见图1[10])，西侧以近南北走向的压扭性断层为界，面积约为175 km2；最主要的含油层系——白垩系包括Hollin组、Napo组和Tena组，其中M1层位于上白垩统Napo组顶部，与上覆Tena组、下伏Napo组upper Napo shale层呈不整合接触，是研究区最主要的产出层位[1]。upper Napo shale层沉积末期，研究区经历小型构造运动改造，形成2个泥质褶皱条带；M1层沉积时期，研究区在构造上呈东北高、西南低单斜背景下的低幅度构造群，地层倾角约为2°，褶皱构造幅度小于15 m。upper Napo shale层沉积末期，研究区构造运动对M1层沉积相的发育及演化具有控制作用。

图1 Oriente盆地DF油田构造位置Fig.1 Structural location of DF oilfield in Oriente basin

丁增勇等[8]、陈诗望等[9]、刘畅等[12]以经典层序地层学理论为指导，将Napo组M1层定义为三级层序，在M1层内识别1个沉积作用转换面，将它分为2个四级层序，分别对应M1SS和M1-Zone砂岩组。米立军等[13]、邓宏文等[14]、王红亮[15]、Ritchie B D等[16-17]应用高分辨率层序地层学研究方法，根据岩心、测井等资料，在M1SS砂岩组内识别2个岩性转换面，将它分为3个具有上升半旋回的五级层序，由下至上依次为M1SS-3、M1SS-2和M1SS-1小层。

2 沉积特征及微相类型

2.1 M1层

M1层具有较丰富的潮汐环境的典型沉积构造，为潮汐主控成因[9,12]。M1SS砂岩组岩石类型为含砾中—粗粒石英岩屑砂岩、中—粗粒石英砂岩、细粒石英砂岩和泥质粉砂岩等，成分成熟度为中等—高，分选为中等—好，颜色多为灰白色、褐灰色、深灰色；沉积构造包括潮汐环境中典型的羽状交错层理(见图2(a))、双泥披层(见图2(b))、泥披层(见图2(c))、脉状层理、透镜状层理(见图2(f))和波状复合层理(见图2(g))等，也可见流水成因的泥岩撕裂屑(见图2(c))和大型槽状交错层理(见图2(d))等；细粒沉积物中常见丰富的Planolites遗迹化石等位于浪基面以下(见图2(e))，反映陆架浅海水动能较低至中等的遗迹化石[18]。M1SS砂岩组下部发育潮汐水道褐灰色、灰色含砾中—粗粒石英岩屑砂岩，分选为较差—中等，其中普遍含有水道冲刷形成的泥砾，向上逐渐变为灰色中粒石英岩屑砂岩；中、上部发育多期潮汐砂坝沉积的灰色、深灰色中—细粒石英砂岩，分选好，磨圆好，成分成熟度高。M1SS砂岩组整体呈向上变细的沉积韵律，且向上层理规模逐渐变小，反映开始沉积时水体能量较强，而后随水体逐渐加深，能量逐渐减弱(见图3)。

M1-Zone砂岩组岩石类型为中—细砂岩、粉砂岩、煤、炭质泥岩和泥岩，其中煤层标志沉积环境的转变，指示陆上沼泽沉积。砂岩中发育潮汐韵律层理、水平层理等沉积构造，反映沉积过程受潮汐作用的影响；泥岩中常出现干裂，炭质泥岩中含大量炭化植物碎片，反映水体较浅、间歇性暴露的沉积环境。此外，砂岩中常见反映水动力较强的Skolithos石针迹遗迹化石(见图2(h))，与短暂的侵蚀相关，指示滨海到潮间带的近岸砂质沉积[18]。Dalrymple R W等[19]指出，河口湾是地质上的暂时现象，只在相对海平面上升(海侵)时形成，当相对海平面停止上升或下降时，河口湾被充填满而消失，出现其他海岸沉积相，即M1-Zone砂岩组的沉积过程。

图2 DF油田白垩系M1层典型沉积构造岩心照片

图3 DF油田白垩系M1层Dor20井沉积微相—层序地层综合柱状图

Fig.3 Comprehensive microfacies-sequence stratigraphic column of well Dor20 of the upper Cretaceous M1 sandstone in DF oilfield

根据9口取心井岩心观察及245口井测井资料，结合区域构造背景分析表明，随相对海平面不断上升至最大海泛面，研究区M1层M1SS砂岩组发育具有海侵型退积序列的外潮控河口湾沉积；而后相对海平面下降，在河口湾系统的最后充填阶段发育具有海退型进积序列的M1-Zone砂岩组小型潮控三角洲沉积体系(见图3)，进一步识别潮汐砂坝、潮汐水道、砂坪、混合坪、潮汐砂坝间、分流河道、河道间沼泽和潮坪等8种沉积微相。

2.2 M1SS砂岩组

2.2.1 潮汐砂坝微相

潮汐砂坝是由潮汐水道侧向迁移加积而成的，且垂直海岸线分布。岩性以中—细粒石英砂岩为主，分选好，磨圆度高，砂坝底界具有明显的海侵冲刷—侵蚀构造，下部多发育大型槽状交错层理、高角度羽状交错层理，向上逐渐过渡为低角度交错层理，不同期次砂坝的低角度交错层理内部纹层的倾向不同，代表涨潮和退潮两种相反的潮流流向。此外，砂坝内部发育大量的再作用面构造(见图2、图4)。测井曲线形态多为箱形，RT和SP曲线平滑，反映坝内岩性变化稳定，无砂泥间互现象；电阻率曲线值较高，GR和AC值极低，反映砂坝沉积物性良好，泥质含量低。

图4 潮汐砂坝微相岩相和测井相识别模板(FB26井)Fig.4 Lithofacies and electrofacies identification template of tidal sand bar(well FB26)

2.2.2 潮汐水道微相

潮汐水道和潮汐砂坝相间分布，砂坝两侧的水道内部潮流流动方向相反，一侧向海，另一侧向陆。潮汐水道岩性以分选较差的含砾中—粗粒石英岩屑砂岩、中粒石英岩屑砂岩为主，泥质含量较潮汐砂坝的高；水道内部可见槽状交错层理、低角度交错层理等沉积构造，水道底部常见泥岩撕裂屑(见图5)，泥砾为深灰色的准同生泥砾，是相对海平面上升时被潮汐水道强烈冲刷的、尚末完全固结的泥岩，经过再搬运、再沉积而成的。测井曲线呈箱形或钟形，箱形反映物源充足、水动力稳定的快速堆积，钟形代表水流能量向上减弱，水道侧向迁移，垂向上形成正旋回沉积；GR、AC曲线值较低，稍高于潮汐砂坝微相的，物性较好。

图5 潮汐水道微相岩相和测井相识别模板(Dor40井)Fig.5 Lithofacies and electrofacies identification template of tidal channel(well Dor40)

2.2.3 砂坪微相

潮流对海岸强烈的冲刷侵蚀及对潮汐砂坝的破坏改造，使研究区砂体广为发育；加之潮汐水道侧向迁移摆动，从而形成研究区大面积连片分布的砂坪微相。岩性以细砂岩和中砂岩为主，泥质含量中等，高于砂坝和潮汐水道微相的；岩心上可见丰富的砂坪微相典型沉积构造，主要包括脉状层理、波状层理、透镜状层理和再作用面沉积构造等。砂坪对应的GR值较下部潮汐砂坝的明显升高，电阻率曲线值明显减小，AC值较大，反映砂坪微相物性中等，差于潮汐砂坝和潮汐水道的(见图6)。

图6 砂坪微相岩相和测井相识别模板(FB26井)Fig.6 Lithofacies and electrofacies identification template of sand flat(well FB26)

2.2.4 混合坪微相

混合坪微相主要局限于研究区upper Napo shale层沉积末期形成的两个泥质褶皱。由于砂体优先沿褶皱条带两侧的低势区沉积，在褶皱脊部沉积较薄，只有在涨潮和退潮后的憩水期沉积一定量的细粒物质。岩性以粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主；测井曲线具有齿化现象，GR和AC值明显高于其他微相的，物性较差。

2.2.5 潮汐砂坝间微相

潮汐砂坝间微相形成于潮汐砂坝之间相对低洼的地区，垂向上主要发育于两期潮汐砂坝之间，规模较小，平均厚度约为1.0 m。岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主，含少量细砂岩，内部具水平层理、波状层理(见图4)。潮汐砂坝间微相对应的测井曲线形态多呈指状(见图3)，GR和AC值较高。

2.3 M1Zone砂岩组

2.3.1 分流河道微相

分流河道微相主要发育于M1-Zone砂岩组的小型潮控三角洲平原，表现为薄层砂岩沉积，厚度为1.0～2.0 m(见图3)。岩性以中—细砂岩、粉砂岩为主，内部具有小型潮汐韵律层理。测井曲线多为钟形，电阻率曲线和GR值较低，AC值较高，物性较差。

2.3.2 河道间沼泽微相

河道间沼泽微相岩性以炭质泥岩、煤和泥岩沉积为主，夹薄层粉砂岩。炭质泥岩中可见大量炭化植物碎片，多发育收缩裂缝；粉砂岩内可见小型潮汐层理，反映在沉积过程中受到潮汐作用的影响(见图7)。炭质泥岩GR值极高，深、中、浅电阻率曲线无幅度差，且值较低，物性极差，是无渗透性的非储层；煤岩电阻率曲线值较高，密度极低，AC值较高，可与砂泥质碎屑岩明显区分。

2.3.3 潮坪微相

潮坪微相岩性以粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主(见图7)，内部发育潮汐层理和生物扰动构造，含Planolites遗迹化石。测井曲线微齿化，GR、AC和电阻率曲线值较低，深、中、浅电阻率曲线无幅度差，物性较差。

3 沉积微相空间展布

根据识别的微相岩相和测井相识别模板，进行各小层单井沉积微相划分，分析主要剖面的沉积微相，研究M1层沉积相纵向演化规律；“由点及面”，考虑井间控制因素，利用优选的地震属性分布图、砂地比图和砂体厚度图约束研究区砂体的沉积走向，分析各小层沉积微相在平面上的展布特征。

图7 河道间沼泽微相和潮坪微相岩相和测井相识别模板(FB66井)

Oriente盆地白垩系沉积期的物源主要来自盆地东南部的巴西地盾。根据地层厚度图、砂地比图和砂体厚度图，分析古地形的变化趋势，明确地层沉积时的物源方向。根据研究区M1层的地层厚度图等资料，研究区的物源来自东南方向，与区域地质背景相符。

3.1 M1SS砂岩组

M1SS砂岩组发育外潮控河口湾沉积，沉积期潮汐水流动能较大，沉积物供给丰富，砂体分布广泛，潮控河口湾潮汐水道保存程度较低，潮汐砂坝沉积相当发育。根据研究区西北—东南顺物源走向的连井沉积相剖面(见图8)，M1SS-3小层连片砂坪西北部砂坝较东南部的发育，M1SS-2和M1SS-3小层中东南部潮汐砂坝逐渐增多，小层厚度和砂体厚度逐渐减薄，反映相对海平面逐渐上升，潮控河口湾沉积体系逐渐被充填。

图8 DF油田Dor2—Dor3—Dor15—FB14—FB10—FB20—FB83连井沉积相剖面

upper Napo shale层沉积末期，构造运动对M1层沉积相发育及演化具有控制作用，形成的褶皱位置发育混合坪沉积，由于沿混合坪的钻井较少，较难确定范围。混合坪泥质含量高，两侧砂坪砂质含量高，岩性沿边界变化明显，而地震属性能很好地反映沉积体岩性变化。地震属性优选显示，均方根振幅属性与钻井沉积微相吻合较好，作为平面约束，刻画混合坪延展范围及方向(见图9)，研究区两个混合坪条带呈东南—西北向展布。

M1SS-3小层在平面上发育7个孤立分布的自东南向西北方向延伸的潮汐砂坝沉积(见图10)。FB81—FB78井、FB83井、F1—FB2井和FB44—FB45井一带，发育规模较小的土豆状砂坝，砂坝内发育1个主体坝核，说明砂坝沉积较为稳定。Dor66—Dor34—Dor15—FB9井、Dor8—Dor33—Dor3—Dor56井和Dor7—Dor1井一带，发育拉长型的具有多个坝核的砂坝沉积，表明砂坝处于开裂初期。砂坝两侧潮道内主控潮流流向相反，一旦流向突然改变，砂坝弯曲度随之增加，易于开裂而形成两个或多个砂坝。潮汐水道发育不稳定，易受潮流改造作用的破坏，很难保存和识别，因此未在平面相图中表示出来。M1SS-2小层沉积期，相对海面不断上升，混合坪发育具有继承性，规模逐渐变小，层内多发育具一定弯曲度的拉长型砂坝，砂坝随潮道摆动不断迁移，如原沿Dor66—Dor34—Dor15—FB9井一带发育的砂坝裂开，与原沿Dor8—Dor33—Dor3—Dor56井一带发育的砂坝合并(见图11)。随相对海面上升减慢，可容纳空间逐渐被充满，M1SS-1小层在研究区最南部早期地层缺失的位置发育混合坪沉积，混合坪规模进一步缩小，研究区最北部出现陆棚相沉积，发育4个弯曲度较大的拉长型砂坝，且砂坝和砂坪砂体厚度变化较大(见图12)。

图9 DF油田均方根振幅属性Fig.9 RMS amplitude map of DF oilfield

图10 M1SS-3小层沉积微相平面分布Fig.10 Plane figure of microfacies in M1SS-3 layer

图11 M1SS-2小层沉积微相平面分布Fig.11 Plane figure of microfacies in M1SS-2 layer

图12 M1SS-1小层沉积微相平面分布Fig.12 Plane figure of microfacies in M1SS-1 layer

3.2 M1-Zone砂岩组

M1-Zone砂岩组形成于大型河口湾系统的最后充填阶段，相对海平面开始下降，形成小型潮控三角洲沉积，有几米厚。研究区发育潮控三角洲平原亚相，分为近海的潮成三角洲平原和近陆的非潮成三角洲平原。研究区西北部的潮成三角洲平原主要发育潮沟和潮坪沉积。研究区中部和东南部的非潮成三角洲平原发育分流河道薄层砂体，在砂体不发育的地区，湿地植物广泛发育，形成广阔的河道间沼泽沉积，最后演变为煤层(见图13)。

4 有利储集相带预测

M1SS砂岩组3个小层砂体展布的优势方向为东南—西北向。M1SS-3小层砂体最为发育，潮汐砂坝砂体厚度大于5.0 m，砂地比大于0.90，砂坪砂体厚度为2.5～5.0 m，砂地比为0.70～0.90，混合坪砂体厚度小于2.5 m，砂地比为0.50～0.80(见图14)。砂体最大厚度可达11.5 m，出现在FB2井位置，砂地比为1.00。M1SS-2小层中，潮汐砂坝砂体厚度大于5.0 m，砂地比大于0.85，砂坪砂体厚度为2.5～5.0 m，砂地比为0.60～0.85，混合坪砂体厚度小于2.5 m，砂地比变化较大。砂体最大厚度可达11.0 m，出现在Dor8井位置，砂地比为0.96。M1SS-1小层中，砂体相对不发育，潮汐砂坝和砂坪砂体厚度变化较大，潮汐砂坝砂地比大于0.75，砂坪砂地比大于0.50，砂地比变化较大。3个小层砂体厚度和砂地比显示，潮汐砂坝具有研究区最有利的砂体分布。

图13 M1-Zone砂岩组潮控三角洲平原沉积模式

Fig.13 Depositional model of tide-dominated delta plain of the M1-Zone member

图14 M1SS-3小层砂体厚度Fig.14 Isopach map of sand bodies in M1SS-3 layer

在M1层储层物性方面，659块岩心分析结果表明：M1SS砂岩组孔隙度分布在20.0%～34.0%之间，平均孔隙度为25.2%；渗透率分布在1.000～8.000 μm2之间，平均渗透率为3.445 μm2，属于高孔特高渗储层。M1SS砂岩组储层孔隙度和砂岩厚度具有良好的正相关关系，且孔隙度主要受沉积因素控制，潮汐砂坝平均孔隙度大于30.0%，潮汐水道平均孔隙度大于25.0%，砂坪平均孔隙度大于23.0%。

综上所述，研究区M1层内潮汐砂坝物性最好，潮汐水道的次之；沉积微相平面展布规律控制储集相带的分布特征，东南—西北向的拉长型潮汐砂坝发育区为研究区最有利的储集相带。

5 结论

(1)厄瓜多尔Oriente盆地DF油田白垩系M1层M1SS砂层组发育形成于海侵期的外潮控河口湾亚相，包括潮汐砂坝、潮汐水道、砂坪、混合坪和潮汐砂坝间等5种沉积微相；潮汐水道和潮汐砂坝微相相间分布在砂坪之上，混合坪微相局限于泥质褶皱条带位置发育。由M1SS-3小层至M1SS-1小层，相对海平面不断上升至最大海泛面，可容纳空间逐渐减小，层内混合坪微相发育规模逐渐变小，潮汐砂坝微相不断开裂、合并；在 M1SS-1小层沉积期间，研究区最北部出现陆棚相沉积。

(2)相对海平面上升至最大海泛面后开始下降，M1-Zone砂层组发育形成于海退初期的小型潮控三角洲平原亚相沉积；研究区西北部发育近海的潮成三角洲平原，中部和东南部的非潮成三角洲平原主要发育分流河道薄层砂体和大面积河道间沼泽沉积。

(3)M1层储层物性主要受沉积微相控制，层内各沉积微相的储层物性由好到差依次为潮汐砂坝、潮汐水道、砂坪、混合坪、分流河道。潮汐砂坝微相发育区为最有利的储集相带。