塔南凹陷南二段小层划分及沉积微相研究

张 昊，马世忠，王胡振，李 斌

(1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318； 2.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油大庆塔木察格有限责任公司，黑龙江 大庆 163453)

研究区位于塔南凹陷的西部凹陷带北部，塔南凹陷为东断西超的复式断陷结构。北东走向构造带呈现出凹、隆相间的构造格局。研究区包括5个开发断块(图 1，据大庆勘探开发研究院，2008)[1-2]。

图1 研究区构造位置Fig.1 Tectonic location of the study area

近年来，随着油田勘探开发程度不断提高，塔木察格油田面临新增储量不足、储采比逐年下降、含水上升、产量递减和原油采收率较低等严重问题[3]。复杂断块油藏非均质性显著，影响对油水分布规律的准确预测。对于多物源，窄相带的扇三角洲前缘沉积体系，其小层对比相对于其他三角洲沉积体系要复杂许多。研究区地层非均质性强、砂岩厚度变化较大，横向砂体不连续，频繁的进积干扰，致使其不能按照等地层厚度对比及其他一系列常规地层对比，一旦采用常规地层对比方法，那样会致使“穿时现象”，对下一步的沉积微相刻画及重点找油区域进行误导。本文采用的地层对比方法为高分辨率层序地层学对比方法，该方法适用于陆相湖盆沉积体系，多级标志层逐级控制闭合地层格架，建立全研究区统一小层对比格架。通过开展各高分辨率小层对比后含油砂体沉积微相精细刻画，进而确定有利含油区是提高采收率的重要途径。

1940—1960年，外国(包括俄罗斯和美国)的物探公司曾在塔木察格盆地做过大量地震勘探工作，自2006年以来大庆油田开始在该地区开展工作，目前油藏已进入开发调整阶段，塔木察格盆地断裂复杂，物源来自多个方向，受多期次的构造运动影响，断层复杂，构造破碎，有着很强的非均质性，对于油水分布规律与成藏模式的研究难度较大。油田科研工作者[5]将南屯组地层划分为划分为南一段和南二段，其中南二段细分为2个油层组，一油组分为7个小层，二油组分为11个小层，经过高分辨率小层划分与对比，笔者认为研究区一油组只发育5个小层(N2Ⅰ1-5)，二油组只发育9个小层(N2Ⅱ1-9)。

截至目前尚未对该区各小层的沉积微相进行具体的分析和阐述，也未对各小层沉积微相与油水分布关系进行深入研究。各小层采出程度与含油潜力不清，开采盲目性大，稳产难度大。针对上述情况，开展了各小层沉积微相研究，精细解剖各小层层单砂体的沉积微相类型及空间展布。结合丰富的钻井和测井资料细分沉积相，查明含油砂体的微相类型及展布。根据不同微相具有不同的油水运动特点，搞清油水的分布规律的精细认识，提出下一步开发部署建议。

1 高分辨率层序地层划分与对比

1.1 全区封闭骨架剖面的建立与精细对比

收集、整理5断块约480口井各类资料建立GPTmap、Discovery工区，以层序地层模式为指导，对全区地层小层进行统层，优选、确立了研究区各层位分层标准及典型分层井，为全区精细对比统层奠定了分层基础。依据分层方案，优选具有各级次旋回厚度适中、砂岩发育特点的直井200井作为标准井，过标准井按照近垂直物源与顺物源方向优选出贯穿全区的“2横2纵”共计25条封闭骨架剖面，明确对比路线。依据标准井的基准面旋回划分标准，首先将过标准井的2条顺物源及垂直物源骨架剖面形成统一的地层划分隔架，在2条骨架剖面中选取出与标准井基准面旋回划分最为近似的2口井，并以这2口井选取出2条垂直物源与顺物源的骨架剖面，并在这2条骨架剖面交汇的一口井实现闭合，从而完成4条骨架剖面的高分辨率层序地层等时对比。

1.2 各级别基准面小层精细对比

高分辨率小层精细对比往往离不开地震解释，大的层序如组、段、油组的边界都需要地震来辅助标定，研究区断层发育，频繁的水进水退造成多期地层剥蚀不整合接触，地层受剥蚀作用影响西北部南二段地层遭受剥蚀[4]，通过选择钻遇地层层位全、单层厚度适中、含砂小层多、沉积旋回明显、级次清楚、地震资料详实的标准井，建立了landmark工区，制作了191口井的ricker子波合成记录，得到191口井时深关系，完成井震结合交互解释，通过剖面可以看出南二段I油组顶面，为区域不整合面，反射轴特征在该界面总体表现为强振幅、比较连续的反射，在剖面东部，平面北部见上超、削截现象，自然伽马(GR)曲线出现明显突变。南二段地层包括1个长期、2个中期基准面旋回。井震结合是高分辨率小层对比不可或缺的辅助对比手段(图2)。

对于全区统层对比后，笔者总结目的层共发育14个小层，标志层可以划分为2级[5-6]。其中，①一级标志层有南二段顶部(N2Ⅰ1)，即南二段Ⅰ油组顶部，南二段Ⅱ油组顶部和南二段底部即南一段顶部(N1Ⅰ1)。南二段顶部之上地层为大磨拐河组，自上而下由泥岩突变为砂砾岩，GR曲线在该界面为由上到下的由低到高的突变面，LLS、LLD曲线由低值突变为高值，声波时差曲线陡然降低；4条曲线特征一致，反映该界面为突变面，南二段Ⅱ油组顶部自上而下亦多为由泥岩变为砂砾岩的突变面，GR曲线在该界面也为由上及下由低到高的突变面，LLS、LLD曲线由低值突变为高值，声波时差曲线在该界面由上及下呈陡阶状降低；在本研究区南二段底部地层为南一段，自上而下多为由泥岩突变为砂砾岩，GR曲线在该界面为自上而下陡然抬起，LLS、LLD 曲线由低值突变为高值，声波时差曲线由上及下陡然降低，亦为较明显的识别标志，以上3条界限在全工区范围内发育程度达95%以上。②二级标志层有N2Ⅰ3层顶和N2Ⅰ4顶的组合标志、N2Ⅱ2层顶部和N2Ⅱ5层顶部的组合标志，N2Ⅰ3层顶部作为标志层的依据是N2Ⅰ3层顶部发育一小段泥质隔层，将N2Ⅰ2和N2Ⅰ3分割为2套砂岩储集层，N2Ⅰ3上部砂岩呈钟型正韵律，N2Ⅰ3下部砂岩呈漏斗型反韵律，N2Ⅰ4层顶部由上至下为砂岩变为泥岩的转换面，N2Ⅰ4层顶部以上为一段漏斗状反韵律砂岩，N2Ⅰ4层顶部以下为呈略正韵律泥岩。N2Ⅱ2层顶部由上及下为砂岩转换为泥岩，GR曲线在该界面为自上而下陡然降低，LLS、LLD 曲线也在该界面为由上到下的陡然降低，声波时差曲线由上及下陡然升高，这个二级标志在C断块普遍发育，该界面在A、B断块恰恰相反，在A、B断块该界面由上至下为泥砂转换面，GR曲线在该界面为由上到下、由低到高的突变面，LLS、LLD电阻率曲线由低值突变为高值。而N2Ⅱ5层顶部标志在C断块为泥岩段中的标志层，在N2Ⅱ5层顶部上部为微正韵律的泥岩段，下部为微反韵律的泥岩段，等到了更北部A、B断块该标志变为一个稳定发育的泥质隔层，在标志以上为一套正韵律的砂体，在下部为一套反韵律砂体，组合标志控制着小层准确对比的连续性。

1.3 沉积模式、断层模式指导短期基准面旋回层序精细对比

在湖盆的碎屑岩沉积剖面中夹的稳定泥岩段，测井曲线自然伽马呈高值，深浅侧向电阻率呈低值，声波时差陡然升高，这种泥岩段组合起来往往具有等时性，且岩性稳定分布广泛，能够很好地控制小层对比；当钻井钻遇断层时势必会发现该井所钻地层出现断层缺失或重复的现象，可以用断失模式指导地层对比，较大的断层可以在地震剖面中得以识别，指导地层对比，但是较小的断层受地震精度的限制无法识别，可以通过与周围未受断层影响的井的标志层进行对比寻找井上断点、计算断失地层厚度，结合断层倾角，通过三角函数余切公式计算断层在空间的大概位置，指导小层对比[7-10]。

在系列组合洪泛面、标准层的控制下，采用了沉积—断层模式指导、多级次基准面旋回逐级优先逼近与闭合验证的井震结合对比方法，较好地解决了短期基准面旋回等时界面识别困难的问题，提高了高分辨率小层对比的准确度。

2 短期基准面旋回时期沉积微相平面展布

区域沉积相研究认为，研究区在南屯组二段沉积时期为一湖盆环境，扇三角洲沉积体系比较发育，结合前人资料重矿物分析、砂地比、总砂岩厚度等相关数据可以判断该主要接受来自北部物源的沉积。砂体中发育块状层理、板状层理、平行层理、波状层理透镜状及变形层理，具有正、反粒序沉积特征；砂岩颜色为蓝灰色，含油砂岩为棕灰色、灰色，泥岩颜色较深，多呈灰—褐灰色，研究区主要发育扇三角洲前缘亚相，滨浅湖亚相。根据单井相分析，可细分为水下分流河道、河口坝、分流间湾、席状砂、席间泥、前三角洲泥、滨浅湖泥7个微相[11-13]。

2.1 测井相模式

综合应用地震、测井、岩心、古构造及露头观察等认为，研究区南二段地层主要沉积了扇三角洲前缘和滨浅湖2种亚相，水下分流河道、河道间砂、分流间湾、河口坝、席状砂、前三角洲泥和滨浅湖泥7种沉积微相。建立了12种典型沉积时间单元的测井相模式，并对沉积微相的主要特征进行了详细的描述(图3、表1)。

水下分流河道底部具有典型微冲刷侵蚀突变面，具明显底部滞留沉积，具有典型大型槽状交错层理向上变成中、小型交错层理的特征。虽然总体二元结构不明显，但曲线组合形态可从箱型变化至钟形，水下分流河道微相主要分为水下分流河道主体、常体、边部3个沉积时间单元。其中，主体砂岩解释厚度大于9 m，常体砂岩解释厚度大于5 m，边部砂岩解释厚度大于3 m(表2)。

河口坝微相的自然伽马和深浅侧向电阻率曲线组合形态为反旋回，曲线形态呈漏斗状顶部冲刷明显，有时可见在较短时期内多期河口坝叠置发育。河口坝微相主要分为河口坝主体、常体、边部3个沉积时间单元。其中，主体砂岩解释厚度大于9 m，常体砂岩解释厚度大于5 m，边部砂岩解释厚度大于3 m。

河道间砂与席状砂的自然伽马与深浅侧向电阻率曲线特征均为微反韵律指状，密集齿状，具体微相类型划分需要结合相邻井微相来综合判定，一般河间砂发育位置在河道之间，而席状砂发育在水下分流河道末端再靠前位置，席状砂微相主要分为席状砂主体、常体、边部3个沉积时间单元。其中，主体砂岩解释厚度大于3 m，常体砂岩解释厚度大于2 m，边部砂岩解释厚度大于1 m。

分流间湾与席间泥及前三角洲泥在测井曲线组合上大致类似，均为平直、无凸起，这3个微相要结合研究区整体情况及其邻井资料综合判别。

2.2 平行物源方向连井沉积微相研究

在研究区顺着物源方向建立一条连井沉积微相剖面，纵向剖面过井244、C61、69、221、215、5546。

通过对平行物源方向的连井剖面沉积微相进行分析，南二段地层发育扇三角洲前缘亚相，该亚相沉积时期末期河流作用增强，水下分支流河道逐渐开始发育，主要发育在N2Ⅰ1、N2Ⅰ2、N2Ⅰ3小层沉积时期，沿着物源方向，河道砂体较为连续，且各小层河道、河口坝砂体切叠现象常见，砂体厚度大，可见研究区物源近，相带窄。尽管沉积末期靠近物源部位砂体较厚，但是有效砂体并不完全受砂体厚度控制，从上述几口井砂体连通情况来看，有效砂体主要形成在N2Ⅱ2、N2Ⅱ3沉积时期的河道、河口坝沉积微相中，河道与河口坝之间出现轻微切叠现象，顺着物源方向河道在主力小层N2Ⅰ1、N2Ⅰ2、N2Ⅰ3沉积时期延伸方向较远，随着砂体迁移距离的增加，砂体厚度减薄，在水下分支流河道末端，发育有较薄层河口坝、席状砂，但是在5546井最远离北部物源区域，砂体却有所增厚，于是将该井沉积区域推测为平行于湖岸线的滩坝沉积微相。

从连井剖面图来看，南二段地层初期湖水基准面不断下降，河道数量在南二段沉积时期末期大量增加，河道规模渐渐增大，延伸距离逐渐延长，切叠现象逐渐严重，垂向和横向连通性变差，发育时期和区域比较局限，从整体来看研究区在南二段早期沉积滨浅湖亚相至晚期的扇三角洲前缘亚相，上部砂体比较连续、延伸远。

表1 沉积微相类型及特征Tab.1 Sedimentary microfacies types and rhythm characteristics

2.3 垂直物源方向连井沉积微相研究

在垂直物源东西向建立一条连井沉积微相剖面[14-15]，这条剖面自西向东过井278、268、240、242、69、246。

通过对顺物源方向的连井剖面沉积微相进行分析，南二段地层发育在平行物源方向砂体相对比较连续，由于剖面位置靠近物源，所以河道数量较多，连井间小层砂体发育近等厚，在断块中部砂体厚度较大，靠近断块边部砂体减薄，在南二段Ⅰ油组的小层砂体连通性不如Ⅱ油组，垂向上河道砂体切叠严重，Ⅱ油组在垂向上比Ⅰ油组连通性好。在南二段Ⅰ1、2、3小层及Ⅱ1至5小层主要发育水下分支流河道、河口坝、及少量河道间砂、分流间湾、席状砂沉积微相，在其他小层主要发育少量席状砂及前扇三角洲泥、滨浅湖泥沉积微相。

表2 沉积微相的四类特征Tab.2 Four types of characteristics of sedimentary microfacies

2.4 沉积微相平面展布

受控盆断裂幕式活动和北部物源供给的影响，研究区北部砂体要比研究区南部发育，为了实现精细刻画的目的，绘制了南二段沉积相图及主力小层沉积时间单元微相图(图4、图5)，经过对比发现对比精度越高，对于发现精细油水分布规律越具有指导意义。

从南二段沉积相图及南二段一油组1号小层沉积时间单元微相图中可以看出，水下分支流河道砂体沿着北部物源逐渐向南部深水湖盆方向进积，共发育2条水下分支流河道主体，5条常体，7条水下分支流河道边部时间单元沉积微相，平面上呈北南向条带状或网状分布，北部河道主体呈较大曲度条带状，摆动强烈，不断地汇聚分叉，点坝也较为发育。河道间广为发育分流间湾、河道间砂及河口坝，河道由北向南厚度减小，南部河道砂体受湖浪顶托作用成为席状砂沉积微相，席状砂再过渡为前三角洲泥、滨浅湖泥岩，研究区河口坝呈条带状或朵状、扇状发育于河道两侧及水下分流河道前端，研究区北部河口坝比南部河口坝厚度大，南部河口坝比北部河口坝发育面积大。席状砂成片发育，在东南部远离水下分流河道末端发育一处近平行于湖岸线的滩坝，全区沉积微相展布均受到控盆断裂幕式活动影响，使砂体展布局限于断块分布区域，每个断块都是一个独立的油水系统。

图4 研究区N2油组沉积相图Fig.4 Sedimentary facies map of N2 oil group in the study area

3 结论

(1)研究区南屯组二段主要发育扇三角洲前缘和滨浅湖沉积亚相。

(2)利用井震结合、建立盆地高分辨率地层格架，多级标志层逐级控制并闭合，并采用沉积—断层模式指导、精准识别短期基准面旋回等时界面，统一全区小层对比。

图5 研究区N2Ⅰ1时间单元沉积微相图 Fig.5 Sedimentary microfacies map of the N2Ⅰ1 time unit in the study area

(3)精细刻画了研究区重点小层沉积微相及更细的能量时间单元的规模、形态及边界，从剖面到平面两个角度分析了研究区单砂体之间的相互连通关系，为下一步油田开采提供了指导意见。

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