古龙地区葡萄花油层沉积微相及油藏特征

王晨

中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712

随着松辽盆地北部中浅层勘探程度的提高，剩余未探明的石油地质储量较大程度地集中在葡萄花油层复合油气藏和岩性油气藏内[1]。古龙地区经历了五十多年的勘探开发，在构造、沉积、储层、油藏描述以及圈闭识别等方面取得了大量成果和认识，但随着勘探的逐步深入，面临的勘探对象和问题日益复杂，原有的认识和技术方法已不能满足针对向斜区岩性油藏的精细勘探开发需求。古龙地区想要实现新的突破和增储上产，需要进一步开展构造、沉积、成藏等方面的精细研究。目前存在的问题为储层物源多，砂体变化快，油气藏类型多样，控藏因素复杂，阻碍了该地区的进一步目标优选。

1 地质概况

松辽盆地的主体为白垩系地层，厚度可达7000m以上[2-5]，含油岩层厚度在3000～5000m。目的层段葡萄花油层位于松辽盆地白垩系地层姚家组一段，主要岩性有灰色粉砂岩、灰色含钙粉砂岩、棕色含油粉砂岩、灰色泥质粉砂岩、灰绿色粉砂质泥岩以及紫红色、灰绿色、灰色泥岩。中部可见黑色泥岩，底部储层相对发育，常见有冲刷面等滞留沉积特征。姚一段地层在全区均有发育，且分布稳定。

古龙地区构造位置为松辽盆地北部中央凹陷区，三级构造由葡西、新肇、新站3个鼻状构造分割成他拉哈、古龙、茂兴3个向斜，整体上呈现“凹凸相间、西低东高”的构造格局。断层主要以近南北向和北北西向为主，断距在10～50m。构造高部位海拔-700m，构造低部位海拔-1950m，构造高差1250m(见图1)。

图1 古龙地区葡萄花油层顶面构造图Fig.1 Top surface structure diagram of of Putaohua reservoir in Gulong area

2 沉积微相

古龙地区葡萄花油层厚度分布在10～70m之间，平均厚度49m。从单井测井曲线响应特征及岩性特征分析，主体沉积相由浅水三角洲相和浅水湖泊相组成。三角洲相以三角洲前缘亚相为主,湖泊相则以滨浅湖亚相为主[6，7]。

2.1 沉积微相类型

2.1.1 三角洲前缘亚相

三角洲前缘亚相包括分流河道、分流间湾、河口坝、席状砂等4种微相。以分流河道、河口坝、席状砂微相为骨架，粉砂岩、细砂岩、中砂岩均有发育[8，9]。

1)分流河道微相 分流河道微相为三角洲前缘亚相的骨架部分，是陆上河道向湖泊方向的延伸。相对陆上河道来说，分流河道的宽度增加，深度变小，堆积速度增大，河道位置改动频繁。沉积物泥岩不发育，以细砂岩、粉砂岩为主。常见冲刷-充填构造。纵向剖面上呈透镜状，向两侧突变为泥岩、粉砂质泥岩等细粒沉积物。砂体厚度一般为3～6m，单砂体厚度大于3m，测井曲线表现为钟(箱)形或者齿化的钟(箱)形(见图2(a))。在古龙地区葡萄花油层主要分布在西部、北部和西北部物源区。

2)分流间湾微相 分流间湾微相分布于分流河道间的相对低洼的湖湾地区，水动力较弱，与湖泊连通。岩性以泥岩、粉砂质泥岩为主，含少量粉砂岩和泥质粉砂岩。纵向上与分流河道、河口坝、席状砂互层分布，测井曲线以低幅为主(见图2(a))。在古龙地区葡萄花油层主要分布在西部和北部的分流河道和席状砂之间。

3)河口坝微相 河口坝微相一般位于分流河道微相的末端，是由于能量突然降低导致河流带来的碎屑物在河口处堆积而成，其岩性主要由细砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩组成，局部有泥岩和粉砂质泥岩发育，分选较好，砂层呈中厚层状，底部与下伏地层多为渐变，呈向上变粗的反韵律，受波浪的作用，有时候会被席状砂化，或者顶部被分流河道切割。层理构造以低角度交错层理的发育为特色。砂体呈透镜状，厚度一般为2～4m，测井曲线主要为中到高幅度的漏斗-箱形组合(见图2(b))。在古龙地区葡萄花油层主要分布在分流河道的末端。

4)席状砂微相 席状砂微相一般位于分流河道之间和分流河道、河口坝的外缘区域，是河口坝砂体和部分分流河道砂体受波浪和岸流的淘洗和簸选重新沉积于河口坝前部或者侧翼的薄层状砂体，席状砂广泛分布于三角洲前缘。岩性主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，分选较好，单砂体厚度较薄，一般为1～2m，这些大片分布的薄细砂层与分流间湾和滨浅湖泥岩互层，韵律不明显或呈反韵律。平面上可与分流河道砂和河口坝砂相接，也可独立分布于两者之间。测井曲线多为高幅指状(见图2(b))。在古龙地区葡萄花油层的中部大面积发育。

图2 古龙地区葡萄花油层沉积微相类型Fig.2 Types of sedimentary microfacies of Putaohua reservoir in Gulong area

图3 古龙地区葡萄花油层沉积微相平面图Fig.3 Plane graph of sedimentary microfacies of Putaohua reservoir in Gulong area

2.1.2 滨浅湖亚相

滨浅湖亚相由滨浅湖砂坝和滨浅湖泥坪微相组成，岩性主要由泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩与钙质粉砂岩、粉砂岩组成，与三角洲相相连接，有时候区别不是很明显。在古龙地区葡萄花油层主要分布在南部地区。

1)滨浅湖砂坝微相 砂坝的形成机理往往是多方面的，但是它们的形成都离不开暗流和波浪的再搬运和再沉积，主要来源于附近的三角洲等砂体相，砂体规模较小，多为透镜状，以泥包砂为特点。测井曲线表现为锯齿状或者指状的漏斗形或箱形为主(见图2(c))。在古龙地区葡萄花油层的南部局部地区有发育。

2)滨浅湖泥坪微相 主要由紫红色、浅灰色、灰绿色至绿灰色泥岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩组成，为水平层理、波状层理、块状构造。测井曲线以低幅为主(见图2(c))。

2.2 沉积微相展布特征

在松辽盆地内，葡萄花油层沉积时期处在盆地沉降速度明显变缓的阶段，物源供给丰富，广泛发育河流-三角洲-浅水湖泊沉积，整体地形坡度不大，三角洲前缘亚相大面积分布，河流的能量较强，控制着三角洲的建设，湖泊受环境的影响，水域范围虽然宽阔，但是波浪能量较弱。

古龙地区葡萄花油层沉积时期，主要受北部、西部物源的控制，南部物源次之。来自北部的河流长距离向浅水湖泊方向推进，相带比较宽展；来自西部的河流能量较弱，向湖泊推进距离短，形成短轴三角洲，相带较窄。自西北至东南方向，沉积相由三角洲前缘亚相演变为滨浅湖亚相(见图3)。从沉积演化来说，与下部的青山口组沉积时期有较大变化，沉积中心向南部转移，物源以北部为主，沉积相主要为三角洲前缘亚相，到后期(萨葡夹层)又发生湖侵，整体为一个水退-水进的旋回。

3 油气分布及成藏主控因素

古龙地区葡萄花油层沉积相主体为浅水湖泊三角洲，三角洲前缘相带大面积发育，分流河道微相、席状砂微相和河口坝微相分布较广，且分流河道与河口坝遭受过一定程度的席状砂化[10]。通过对古龙地区葡萄花油层319口工业油流井的单井产油砂体沉积微相分析(见表1)，发现分流河道微相158口，席状砂微相106口，河口坝微相47口，滨浅湖砂坝微相8口，产油砂体以分流河道微相与席状砂微相为主。

表1 古龙地区葡萄花油层单井产油砂体沉积微相类型表

3.1 油气藏类型及油气分布

综合研究古龙地区的古地貌特征以及沉积相带和砂体类型与断裂带的分布规律，发现不同的构造位置，古龙地区葡萄花油层油藏类型也不同：古龙、他拉哈和茂兴向斜的低洼地带为滞留型非常规油气藏带，向斜中心到鼻状构造的斜坡区为半滞留型非常规油气藏带，鼻状构造部位则演变为常规油气藏带(见表2)。

表2 古龙地区葡萄花油层油藏类型表

3.1.1 滞留型非常规油气藏

在向斜低洼地区，沉积相为三角洲相与湖泊相连接的位置，储层内伊利石、绿泥石等黏土矿物含量较多，毛细管压力较大，为低-超低渗透储层，油气受到的浮力很小，运移主要受青山口组泥岩地层排烃压力的驱动向砂岩中聚集。当排烃压力小于毛细管压力时，原油停止聚集，形成致密油藏，即滞留型非常规油气藏。

3.1.2 半滞留型非常规油气藏

在向斜低洼地带四周的斜坡位置，储层内黏土矿物减少，孔渗条件转好，毛细管压力变小，排烃压力与重力作用逐渐达到平衡，油气和水形成共存的状态[11]，即滞留作用和非滞留作用的过渡带，形成半滞留型非常规油气藏。

3.1.3 常规油气藏

常规油气藏主要分布在斜坡高部位的断裂密集带，储层渗透率为高-中，油水受重力分异作用，主要渗流方式为达西流。类型如下：

1)构造油气藏 受构造格局的限制，该区构造油气藏主要发育断块油气藏和断鼻油气藏。断块油气藏为由两组或者几组方向不同的断裂相互切割形成的圈闭，油气通过断裂在断块内砂岩聚集成藏，常见于斜坡位置和鼻状构造的断裂密集区。断鼻油气藏为油气向储层聚集时在储层上倾方向受断层的遮挡形成的油气藏，常见于鼻状构造区。

2)岩性油气藏 通过对研究区内开发井区的精细解剖，结合沉积微相的分布，发现岩性油气藏在该区有一定的发育，但是由于断裂带较密集，较常见的岩性油气藏为断层所切割，但是断层并未形成遮挡因素，油气藏仍然以岩性油气藏为主。主要为砂岩透镜体油气藏和上倾尖灭油气藏。

砂岩透镜体油气藏主要分布在相对低部位，三角洲前缘相带的席状砂、河口坝的位置，形态常呈条带状，并具有自己独立的油气水系统，储层物性的好坏决定了油气水的分异作用，由席状砂形成的油气藏特点为成片分布、面积较大。在古龙地区常见于南部地区，主要为分布较稳定的席状砂型的透镜体油气藏。上倾尖灭油气藏受重力分异作用较强，在古龙地区主要分布在斜坡区、鼻状构造的冀部等部位。

3)复合油气藏 受沉积相带及断裂带的发育的控制，古龙地区最常见的油气藏类型为复合型油气藏，主要有鼻状构造-岩性油气藏、断层-岩性复合油气藏和岩性-断层油气藏。

(1)鼻状构造-岩性油气藏。在鼻状构造区，砂体在鼻状隆起的控制下，上倾方向被断层切割并且封闭，另一侧由于砂岩的尖灭所形成的圈闭，常发育在鼻状构造区的鼻状隆起带。

(2)断层-岩性油气藏。带状分布的分流河道砂体受构造控制，在上倾方向尖灭，并被断层切割，形成断层-岩性油气藏。这种油气藏既可以是一侧由断层封闭，一侧在上倾方向砂岩尖灭，从而形成圈闭；也可以是在上倾的方向被断层切割形成遮挡，另一侧砂岩尖灭，形成由断层和岩性联合封闭的复合圈闭。主要发育在古龙地区的北部和西部。

(3)岩性-断层油气藏。此类油气藏是以断层封闭为主，岩性封闭为辅，圈闭的两侧由断层封闭，砂岩在上倾方向尖灭，形成岩性-断层油气藏。

3.2 成藏主控因素分析

3.2.1 古流体压力对油气分布的控制

古流体压力是古龙地区油气运移与聚集的主要动力之一，葡萄花油层的古流体压力来自于幕式排烃期间由下部的青山口组超压源岩通过天然水力破裂裂隙、断层等发生的超压传递作用。在超压作用下含烃流体从下部注入低-超低渗储层，由于在向斜区地势平坦，砂体岩性粒度细，孔喉狭窄，毛细管阻力大，必须借助于超压作用才能使油气运移与聚集。

3.2.2 砂体类型及空间叠置决定油藏的空间展布及油气的充注程度

不同的砂体类型，物性上的差别也比较大，在油气充注的程度上同样存在差异。砂体的空间分布也是决定油气展布的因素之一。分流河道砂体在平面上的分布及纵向上的叠置关系、席状砂的分布面积及纵向上的层数，都影响了油气的空间分布[12]。

3.2.3 储层类型对油气的控制

不同的矿物组分、胶结物的类型与含量及孔隙的结构等特征对储层的油气饱和度、润湿性都有一定的控制作用，这些必然导致油气的分布上也存在不同。

3.2.4 构造类型与分布对油气的控制

在向斜的低洼地区，地势平坦，并且砂体粒度较细，黏土含量偏高，造成孔喉半径较小，毛细管较大，物性差，流体受浮力作用小，油气的充注主要受超压作用的推动，因此形成滞留型非常规油气藏[13]；在向斜的斜坡位置，随着物性的变好，毛细管的阻力与浮力作用此消彼长，达到一定程度的平衡，形成油水同层；在断块和断鼻等构造的高部位，则演变为常规油气藏，油水可以充分地通过重力分异作用，形成下水上油的正常分布。

3.2.5 断层排列及时间演化对油气的控制

断层的发育对古龙地区葡萄花油层油气藏的形成有着很重要的作用。首先，在烃源岩排烃期间，断层可以成为烃源岩与储层之间的通道；其次，在油气的二次运移中，断层还可以作为连接不同独立砂体的通道；另外，断层还可以在一定条件下对储层进行封闭，从而形成不同的构造油气藏和复合油气藏。

4 结论

1)古龙地区葡萄花油层可划分为浅水三角洲相和浅水湖泊相，三角洲相以三角洲前缘亚相为主，湖泊相主要为滨浅湖亚相。产油主力相为分流河道微相、席状砂微相和河口坝微相。

2)不同构造位置，发育不同的油藏类型。向斜低洼地区主要为滞留型非常规油气藏带，向斜的四周边缘地区演变为半滞留型非常规油气藏带，在构造高部位为常规油气藏带。常规油气藏类型主要为构造油气藏、岩性油气藏和复合油气藏。