辽西凸起J油田沙三段古地貌对沉积的控制作用

程 奇，吕坐彬，杨志成，房 娜，刘洪洲

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

渤海湾盆地辽西凸起沙三段地层通常直接披覆于太古宇潜山面之上[1-4]，以浅湖相沉积为主。但辽西凸起 J油田沙三段底部除发育灰色泥岩外，还发育三种特殊岩性：红褐色泥岩、灰色灰质细砂岩及灰色含砾中砂岩。J油田共有12口井在沙三段底部钻遇砂岩并见油气显示，显示了沙三段底部油气勘探具有一定的潜力。本文采用回剥法恢复 J油田沙三段沉积早期辽西凸起的古地貌。在岩心精细描述与薄片观察的基础上，结合测井响应特征与地震反射特征，对沙三段底部地层进行剖析，建立沙三段底部多种岩相成因模式，预测有利储层发育带，为该地区油气勘探开发提出新的方向。

1 地质概况

J油田位于辽西低凸起中北段，西侧以辽西大断层为界紧邻辽西凹陷中洼，东南呈缓坡向凹陷过渡，毗邻辽中凹陷中洼、北洼，处于有利的油气富集位置（图1）[5-7]。该地区主要发育太古宇潜山、古近系沙河街组、东营组和新近系馆陶组、明化镇组等地层。其中沙河街组发育沙一段、沙二段及沙三段。主力含油层系为沙河街组沙二段和太古宇潜山。

图1 研究区构造位置

2 沙三段古地貌重建

不同岩性形成于不同的沉积背景，而构造-古地貌形态对沉积类型、沉积充填序列具有较强的控制作用，从而控制了储集砂体的类型[8-9]。因此，对构造-古地貌控制沉积作用的研究是重建沉积体系、预测储集砂体展布的有效途径[10]。通过恢复沙三段沉积早期古地貌，并根据古地貌构造特征划分次级古地貌单元，进而结合沉积动力学原理，分析各种古地貌控制下的沉积环境，为后续的岩相模式的建立奠定基础。

本文利用地震、测井及录井资料，采用回剥技术及断失量的趋势分析方法，恢复了古近系沙三段沉积前古地貌。渤海湾盆地在经历古新世-始新世中期的伸展裂陷阶段后，沙三段沉积时期辽西凸起呈隆凹相间的构造格局，对 J油田沙三段沉积前古地貌进行分析，可识别出东次隆、西次隆以及中部次凹等3个二级地貌单元，次隆地貌单元可进一步识别出陡坡带、缓坡带、平台区及沟谷等4类三级地貌单元（图2）。

图2 J油田古地貌

3 沙三段底部四种岩性特征

J油田沙三段底部主要发育四种岩性，分别为灰色含砾中砂岩、灰色灰质细砂岩、灰色泥岩及红褐色泥岩。

灰色含砾中砂岩：研究区共有6口井在太古宇潜山顶面之上钻遇灰色含砾中砂岩，厚度为3.0～20.0 m，相邻井之间钻遇的含砾中砂岩厚度变化较快。其中，所含砾石粒径为2～5 mm，砾石呈杂乱排列，颗粒分选差、磨圆呈次棱状，结构成熟度与成分成熟度较低，且物性较差，为近源快速沉积所致。

灰色灰质细砂岩：研究区共有 12口井在沙三段底部、太古宇潜山顶面之上钻遇灰色灰质细砂岩，厚度6.0～8.0 m，相邻井之间钻遇的灰质细砂岩厚度变化较小。观察J-7井岩心，该井沙三段底部发育一套正粒序特征明显的砂岩，顶部发育灰岩、灰质粉砂岩，含炭屑，滴盐酸后强烈起泡，发育水平层理；中部发育细砂岩，颗粒分选磨圆较好，可见丘状交错层理和斜层理；底部发育中砂岩，可见平行层理。从镜下薄片可看到颗粒定向排列，具有水流搬运的特征。

灰色泥岩：沙三段沉积时期，J油田普遍发育滨浅湖沉积，在潜山顶面之上沉积一套较厚的灰色、灰绿色泥岩，发育的厚层灰色泥岩属沙三段底部地层，属于正常的滨浅湖沉积泥岩，分布范围最广。

红褐色泥岩：J油田共有3口井在沙三段底部太古宇潜山面之上钻遇红褐色泥岩，厚度为5.0～8.0 m，泥岩质地较纯，偶夹棕色条带状粉砂。通常渤海油田沙三段泥岩均为灰色，红褐色泥岩则鲜有钻遇。

4 沙三段底部特殊岩相分析

灰色含砾中砂岩岩相：灰色含砾中砂岩地震相特点表现为透镜状或中等振幅断续反射（图 3），钻遇灰色含砾砂岩的6口井均位于古地貌的沟谷中。灰色含砾砂岩与红褐色泥岩一样，均属于坡积相，较红褐色泥岩搬运距离更远。沟谷带可形成局部的可容纳空间，早期风化物快速在沟谷堆积、保留，发育坡积砂岩，与红褐色泥岩同属于坡积相。

图3 灰色含砾中砂岩地震相

灰色灰质细砂岩岩相：灰质细砂岩地震相特点表现为席状中等振幅和中连续反射（图 4），其发育位置属于一个平台区，古地貌高度中等，附近存在比此古地貌更高的高点。由于古地貌平缓、水体较浅、水动力强，砂体经过反复淘洗、改造，形成台地式滩坝沉积[11-14]。滩坝砂物性好，属于有利的油气储集相带，为油田重点挖潜方向。类似油田如胜利油田东营凹陷和沾化凹陷，潜山周缘平台区都发育台地式滩坝沉积，顶部往往发育碳酸盐岩坝滩，即顶部灰岩[15-16]，与J油田沙三段底部滩坝砂岩特征相似。

灰色泥岩岩相：灰色泥岩属于J油田沙三段普遍发育的岩性类型，厚度较大，地震相特点表现为弱振幅连续反射，形成于浅湖相沉积。

红褐色泥岩岩相：风化壳中黏土层通常为红褐色，故本次研究首先考虑J油田太古宇潜山面之上钻遇的红褐色泥岩是否为原地保留的风化壳。风化壳从结构上虽具有垂向分带的特点，但总体呈渐变趋势[17]，测井曲线响应特征亦能反映渐变特点，然而J油田钻遇红褐色泥岩的井段，测井曲线从太古宇潜山到沙三段呈明显的突变，不符合风化壳渐变的特征；且J油田沙三段底部红褐色泥岩质地较纯，而风化壳中黏土层成分复杂，颗粒不均。综合分析表明，本油田潜山面之上钻遇的红褐色泥岩并非原地保留的风化壳。

图4 灰色灰质细砂岩地震相

从古地貌特征分析，钻遇红褐色泥岩的3口井位于油田古地貌的陡坡带上，古地貌越高、风化程度越高，大量的黏土类风化物经过滑坡再搬运至邻近山坡处，堆积形成红褐色坡积泥岩。根据沉积学理论，该沉积类型属于坡积相。坡积相属于一种陆相沉积类型，刘宝珺于1985年提出，基岩的风化产物由于雨雪等作用，借助重力沿斜坡滚动，堆积在山坡、沟谷中，形成坡积相。

5 沙三段底部沉积体系建立及应用

5.1 沙三段底部复杂沉积模式

通过对J油田沙三段底部4种岩性展开岩相分析，建立每种岩性的沉积模式（图5）。其中灰色泥岩发育于正常滨浅湖沉积，反映了渤海地区普遍发育滨湖相沉积的特点；红褐色泥岩形成于古地貌较高的陡坡带，构造高点的黏土风化物快速滑坡搬运至斜坡处堆积，形成坡积泥岩；灰色含砾砂岩发育于沟谷带中，潜山碎屑风化物经过短距离搬运，快速堆积于沟谷中，形成粒度粗、分选差的坡积砂岩；灰色灰质细砂岩形成于古地貌平缓的平台区或缓坡带，砂岩经过淘洗、改造，发育滩坝砂岩（图6）。

图5 J 油田沙三段底部四种岩相模式

图6 J油田沙三段底部（潜山顶面）沉积模式

沙三段沉积前，太古宇变质岩潜山经历多次构造运动，潜山顶面形成次凹、陡坡带、缓坡带、平台区及沟谷等复杂地貌单元。变质岩潜山作为母源，经受不同程度的风化剥蚀作用后，风化产物在不同古地貌区形成的可容纳空间中发育不同的沉积类型，即古地貌形态控制了沙三段底部的沉积类型。

在上述沉积模式的指导下，结合油田古地貌特点，预测了油田不同古地貌单元的沙三段底部沉积相带，其中油田西侧断层带附近发育多个古地貌沟谷，主要发育条带状坡积砂岩；油田中部古地貌发育多个局部平台区，主要发育滩坝砂岩；油田北部古地貌高部位附近的陡坡带发育红褐色坡积泥岩。

5.2 沙三段底部储层储集性能

通过建立沙三段底部复杂沉积模式，可预测不同沉积相带的展布和预测优质储层的展布。通过分析生产井生产资料，不同相带储集性能不同，次隆边缘沟谷带中发育的含砾粗砂岩，厚度变化快（3～20 m）、成熟度低、物性较差、产能较低，日产量小于3 m3；而位于次隆平台区及缓坡带发育的滩坝砂岩，分布稳定，储层厚度普遍为6～8 m，成熟度高、物性较好、产能较高，日产达到60 m3，且生产稳定。

6 结论

（1）渤海湾盆地在经历古新世-始新世中期的伸张裂陷阶段后，沙三段沉积时期辽西凸起呈隆凹相间的构造格局，J油田可识别出东西次隆以及中部次凹等二级地貌单元，对次隆可进一步识别出陡坡带、缓坡带、平台区及沟谷等4类三级地貌单元。

（2）受古地貌和局部物源控制，不同地貌单元发育不同沉积类型。其中，次凹地带发育滨浅湖相灰色泥岩，次隆平台区及缓坡带发育滩坝相灰质细砂岩，次隆边缘的沟谷带发育坡积相含砾粗砂岩，次隆陡坡带高部位发育坡积相红色泥岩。

（3）J油田沙三段底部不同相带储层物性差异较大，次隆边缘沟谷带发育含砾粗砂岩，厚度变化大（3～20 m）、成熟度低、物性差、产能低；而次隆平台区及缓坡带发育的滩坝砂岩分布稳定（6～8 m），成熟度高、物性好、产能较高，是勘探的重要目标。