乌石凹陷断-坡-凹耦合控制下的三角洲沉积模式及其构型特征

王 玉，张 辉，杨朝强，漆 智，马华帅，王 猛，陈 建

(中海石油(中国)有限公司海南分公司，海南 海口 570300)

0 引 言

乌石油田群是一个复杂陆相断块油田群，区域内断裂特征极其复杂[1-2]。对于复杂断陷盆地的控砂机理，目前普遍认为主要包括地貌控砂和层序控砂2个方面[3-4]。王英民等[5]对准噶尔盆地开展研究时，提出坡折带对盆地内层序和沉积起重要控制作用；鲍志东等[6]进一步指出构造转换带、坡折带及沉积层序格架联合控制砂体时空展布；董桂玉等[7]提出了立足于“物源—搬运—沉积”过程的基准面调控下的物源体系、沟谷体系、坡折体系三大古地貌要素耦合的陆相断陷盆地砂体预测方法。前人在乌石油田群勘探评价、储量研究阶段开展了多轮次的沉积研究，但受限于研究区探井少、断层多且复杂、埋深大、地震资料品质较差等因素的影响，其沉积主控因素及演化特征、储层砂体空间展布及连通性等关键地质问题认识程度仍然较低，不能满足复杂油田有效开发的需要。因此，有必要深入开展断裂地貌特征及基准面变化情况等研究，查明沉积机理、厘清沉积及砂体展布，为后续开发井网部署提供依据。

1 研究区地质概况

乌石油田群位于南海北部湾海域乌石凹陷(图1a)，包括乌石L、乌石Q、乌石W 3个油田，主力油层为流沙港组二段和流沙港组三段。平面上油藏分布主要受东西向、北东向断层和砂体岩性边界控制，纵向上含油层位多、油水关系复杂，呈现多套油水系统，主力含油层位流二段为断块、断块+岩性圈闭类型。研究区盆地演化受控于哀牢山-红河断裂走滑、太平洋板块俯冲碰撞、南海扩张和地幔上涌产生的拉张与走滑叠置的区域应力作用，导致整体构造破碎，断层空间组合关系复杂[8]。其中，乌石油田群被F1、F2、F3这3条断层切割呈明显的阶梯状构造特征 (图1b)。流二段储层为湖盆深陷期中的层序相对低水位沉积，地层厚、储层薄，含砂率低，沉积相主要为三角洲前缘沉积，局部发育滨浅湖滩坝沉积。岩性以中、细粒砂岩为主，岩石类型主要为长石岩屑质石英砂岩和岩屑石英砂岩。

图1 乌石油田群地理位置及断裂分布Fig.1 The geographical location and fault distribution of Wushi Oilfield Cluster

2 沉积主控因素及沉积模式

乌石油田群流二段沉积时期主要发育来自西北部企西隆起剥蚀区的北东向大型(扇)三角洲沉积体系[9-10]，其沉积微相组成与砂体分布主要受物源供给、基准面变化、同生断层、古地貌(断裂坡折、转换斜坡等)等多种因素的控制。

2.1 古水深分析

陆相地层中孢粉组合特征(属种、含量、分异度等)及孢粉相等可以定性确定其沉积环境和古水深[11-14]。图2为乌石油田群流二段浮游藻类含量与沉积有机屑对应关系。由图2a可知：Q-4井流二段底部深色泥、页岩中孢粉丰度、分异度均较高，以藻类较少、孢粉数量丰富为特征，反映为缺氧的半深湖—深湖环境，此时发育湖相泥岩为主；流二段中部储层砂岩发育段主要为代表陆相高等植物输入的煤质、木质和壳质等有机屑组合，反映为水陆混合来源的有机质组合类型，整个油田区流二段层序沉积时期为相对浅水的浅湖沉积环境，此时河流相沉积体系向湖推进，在湖岸周边发育三角洲。由图2b可知：L-2井流二段上部泥岩段为混合生源，无定形体有机质含量可达44.3%，孢粉藻类组合中浮游藻类含量高，浮游藻类中多见球藻，淡水绿藻较少，反映为半深湖沉积环境，此时陆相沉积物推进距离有限，研究区砂体发育明显减少。综合靶区孢粉组合特征分析水深特征认为，流二段沉积时期湖盆经历了基准面先下降再上升的变化过程。

图2 乌石油田群流二段浮游藻类含量与沉积有机屑对应关系Fig.2 The correspondence between planktonic algae content and the sedimentary organic debris in Member 2 of Liushagang Formation,Wushi Oilfield Cluster

2.2 断裂发育特征

流二段沉积时期，对研究区起控制作用的断层主要是一组北东—南西向大断层：F1、F2、F3。其中，F1断层是一条边界断层，F2断层具有走滑特征，F3断层位于乌石Q油田最南边，其间发育次一级近东西向和南北向的断层(图1)。拉张作用形成的2条平行断裂首尾相接，为了保持首尾2条伸展正断层位移不变，在断层末端接触带形成软连接凸起形态即转换斜坡[15-16]。转换斜坡对物源供给水系起到汇聚、引导作用，为沉积物的输送提供优势通道，从而形成优势沉积区。F2断层在流二段活动性西强东弱，使得下降盘地层呈西低东高趋势，而F3断层活动性东强西弱，与F2断层形成同向叠覆型构造转换带，控制了流二段三角洲砂体沿F2断层下降盘优势展布。如乌石W油田流二段发育多期、厚层的三角洲前缘水下分流河道砂体。

2.3 古地貌特征

研究区处于凹陷边缘构造脊背景，存在平缓斜坡区、陡坡坡折带、洼陷区等多种古地貌，沉积物沿着北部缓坡带向南搬运沉积(图3)。在断层和沉积多重因素的控制下，研究区古地貌在流二段沉积前的总体特征为北高南低，古地貌地形起伏较大，地貌上呈“隆-坡-凹”有机组合的整体格局。研究区北部为构造隆起区，来自企西隆起的物源经斜坡带搬运，在乌石Q构造脊堆积；乌石油田群所在位置为次级低隆起区，小型沟谷地貌发育；向南逐渐由“隆”过渡为“凹”，地势急剧变深，乌石L油田位于斜坡位置。在断层和隆凹相间古地形的共同作用下，三角洲前缘水下分流河道出现分支并形成多个三角洲朵叶。分支1向西延伸至Q油田；分支2沿转换斜坡地势较低部位向西部沉积，前进至乌石W油田；分支3向南推进至陡坡带，外前缘沉积在乌石L油田。

2.4 基准面调控下断-坡-凹耦合控砂沉积模式

通过对乌石凹陷流沙港组流二段沉积体系基准面变化、断裂、古地貌等沉积主控因素研究，建立了研究区基准面调控下的断裂-坡折带-凹陷耦合控砂的三角洲沉积模式[17-19]。流二段沉积时期油田群物源主要来自东北部企西隆起，在研究区内发育多个三角洲，沉积体系展布呈北东—南西向。受构造脊复杂斜坡古地貌的控制，三角洲前缘出现多个分支，形成大小不等、多朵叶的三角洲前缘沉积(图3)。

图3 基准面调控下的断-坡-凹耦合控砂沉积模式Fig.3 The sand-controlled sedimentary model of fault-rupture-sag coupling under base level control

基准面下降期间，物源供给充足，三角洲沉积向湖盆内持续伸展。早期基准面开始下降(L2Ⅵ)，东北部剥蚀区提供物源，乌石Q油田接受砂体沉积，发育范围较小、条带状展布的三角洲前缘朵叶体，砂体多以孤立型为主，横向连通性有限，远端为相对孤立分布的远砂坝。其后基准面持续下降(L2Ⅴ—L2Ⅳ)，沉积砂体向湖盆内大量迁移，三角洲朵叶体的发育范围逐渐扩大，同生断层F2、F3活动形成构造转换带，控制水下分流河道砂体沿F2下降盘优势展布，F3断层以南的乌石L油田远离物源，发育席状砂、远砂坝，此时水下分流河道砂体多以侧向拼接为主，砂体连通性较好。晚期基准面上升(L2Ⅲ—L2Ⅰ)，物源供给减少，河流水动力逐渐减弱，三角洲朵叶体展布范围逐渐萎缩，此时砂体连续性变差，砂体多为孤立发育。沉积末期，由于河流水动力作用的减弱及波浪、湖流等因素的增强，局部地区可见滨浅湖滩坝。

3 沉积模式控制下的沉积微相特征

流二段整体为一个长期基准面下降半旋回和上升半旋回的复合沉积，湖平面先下降后上升，经历了物源供给由充足到逐渐变少的过程，在此过程的控制下，研究区经历了湖湘—三角州前缘发育—三角州萎缩的沉积过程。

3.1 沉积微相特征

流二段岩性整体以中砂岩、细砂岩为主，沉积构造特征丰富，近端发育槽状交错层理、板状交错层理等一系列相对强水动力条件下的沉积构造，远端以砂纹层理、透镜状层理等相对弱水动力沉积构造为主，颗粒磨圆度次棱—次圆状，点线接触，分选为好—中等，岩石类型以石英砂岩和长石岩屑石英砂岩为主，整体结构成熟度和成分成熟度均较高，反映了相对远源的特征。主体区发育水下分流河道、远砂坝、席状砂、水下分流间湾和滨浅湖滩坝等沉积微相。板状交错层理、冲刷-充填构造(图4a—c)，反应了相对较强水动力条件，主要发育于水下分流河道；自下向上发育的微波状层理、沙纹层理和块状层理(图4d)，整体呈反韵律特征，揭示出水体变浅和沉积水动力条件逐渐增强的特点，主要发育于河口坝沉积中；粉砂岩和泥岩薄互层多见于席状砂中(图4e)；生物扰动强烈的粉砂质泥岩反映水动力较弱的沉积环境(图4f)，常见于分流间湾。

图4 典型岩石相及其组合特征Fig.4 The typical lithofacies and their assemblage characteristics

3.2 沉积微相演化特征

研究区Q-2井地层发育相对齐全，可较为完整的揭示流二段三角洲垂向演化特征(图5)。

图5 Q-2井垂向沉积演化特征Fig.5 The vertical sedimentary evolution characteristics of Well Q-2

L2Ⅵ油组处于长期基准面下降半旋回早期，此时物源供给不充足，以发育大套厚层页岩和薄层砂为特征；随后基准面旋回持续下降，三角洲前缘沉积开始形成，分布于F2、F3断层之间，呈SW—NE方向展布，乌石Q油田水下分流河道沉积发育，呈条带状延伸，前端发育远砂坝、席状砂沉积。

L2Ⅴ油组沉积时期长期基准面持续下降，东北方向物源供给充足，三角洲沉积体系呈SW—NE方向展布，分布范围较广，沉积了水下分流河道、席状砂、远砂坝等沉积微相。乌石Q油田、乌石W油田均发育三角洲内前缘水下分流河道，乌石L油田以三角洲外前缘席状砂、远砂坝沉积为主。三角洲前缘发育4个规模不等的朵叶，其中，从Q-2井区延伸至W-4d井区的条带状水下分流河道沉积可能受同沉积断层F2和F3的控制。

L2Ⅳ油组沉积时期为基准面下降最大时期，物源供给充足，全油田形成广泛分布的三角洲前缘沉积，平面上呈多个朵叶展布。内前缘沉积覆盖了乌石Q、乌石W油田大部分井区，主要为水下分流河道沉积；东北部近物源区水下分流河道厚度大，为多期水道叠置，远离物源区水道厚度减薄；西南部乌石L油田及W-4、W-1井区位于三角洲外前缘，以席状砂、远砂坝砂泥岩薄互层沉积为主。

L2Ⅲ油组沉积时期为基准面较高时期，该时期湖平面持续上升，以滨浅湖沉积为主，发育滩坝沉积，局部有孤立的三角洲前缘水下分流河道发育。

L2Ⅱ油组沉积时期基准面短暂下降，形成最后一期三角洲前缘沉积，三角洲前缘范围明显缩小，以远端水下分流河道、席状砂沉积为主。水下分流河道发育区只覆盖了乌石Q油田的一部分，乌石W、乌石L油田主要发育三角洲外前缘远砂坝、席状砂沉积。

L2Ⅰ油组沉积时期基准面快速上升，进入半深湖沉积环境，沉积大套厚层泥岩。

4 储层内部结构及连通性特征

乌石油田断层多，基本上一个断块内只有1口井，断块之间不连通，开展断块内部复合砂体的边界识别、叠置关系和连通性研究对于即将投入开发的新油田开发井网的合理部署具有重要的意义。流二段主力油组三角洲前缘储层的主要构型单元包括水下分流河道、远砂坝、席状砂(图6a)。平面上三角洲前缘发育多分支水道，顺水流方向，分支水道侧向叠置，随着远离物源，水下分流河道发生分流，水道数目增多，沉积规模变小，多呈现孤立分布。垂直水流方向，近端不同水下分流河道砂体侧向迁移，侧向叠置或对接，砂体侧向连通性好—中等。不同区域水下分流河道特征有明显的差异，西南部乌石W油田为厚层水道集中发育区，侧向上水道数目少(2～3个)；而中东部乌石Q油田为薄层水道发育区，各断块侧向上分支水道数目多(4～5个)，纵向上多期三角洲朵体叠置。L2Ⅳ、L2Ⅴ油组的三角洲前缘多分支水下分流河道侧向叠置，砂体连续性连通性较好；L2Ⅲ—L2Ⅰ油组三角洲前缘水下分流河道、远沙坝，侧向叠置或相对孤立分布，侧向连通性明显变差。

综合考虑沉积主控因素、沉积模式及储层内部结构可知，对于薄互层水道砂体，不同沉积条件下水下分流河道砂体的侧向连续性、连通性存在明显差异，受基准面变化、物源供给、断层及古地貌、水动力条件等多种因素的综合控制。随着基准面的上升，可容纳空间增大，水道侧向叠置减少，渐变为孤立分布；物源供给影响了水下分流河道的方向、延伸长度，物源供给充足的条件下，近源砂体以垂向切割叠置为特征，向远端逐渐过渡为连片状-孤立式(图6b)；同生断层或先存断裂形成的走向斜坡、断槽等低洼地貌将直接影响或控制水下分流河道的走向及沉积物搬运，沉积物沿走向斜坡搬运，在断槽内形成相对厚层沉积，内部连通性好；三角洲前缘为河流和湖泊水动力相互作用的地区，一般水下分流河道发育区，河流作用的水动力强于湖水水动力，砂体沿物源方向展布，而远砂坝、席状砂发育区湖水水动力作用更强，砂体垂直于物源方向展布，在河流和湖泊的共同作用下，沉积前端砂体呈孤立式分布，砂体连通性差。

图6 乌石油田群流二段三角洲前缘储层构型模式及演化特征Fig.6 The architecture model and evolution characteristics of delta front reservoir of Member 2 of Liushagang Formation,Wushi Oilfield Cluster

5 结 论

(1)乌石油田群流二段沉积时主要受物源供给、基准面变化、同生断层、古地貌等多种因素的控制。湖盆经历了基准面先下降再上升的变化过程，来自北东方向物源，在转换斜坡的控制下，受“隆-坡-凹”古地貌形态约束，发育三角洲前缘水下分流河道，并分流形成多个三角洲朵叶。

(2)流二段为北东—南西向展布的三角洲前缘沉积，由水下分流河道、河口坝、远沙坝等微相组成，三角洲前缘沉积平面上由多个朵叶体侧向复合而成，不同朵叶体上有明显的水下分流河道分流现象，纵向上具有多旋回沉积特征。

(3)流二段整体为一个长期基准面下降半旋回和上升半旋回的复合沉积，湖平面先下降后上升，经历了物源供给由充足到逐渐变少的过程，在此过程的控制下，研究区经历了湖相—三角洲前缘发育—三角洲萎缩的沉积过程。

(4)薄互层水道砂体的侧向分布与砂体连续性、连通性，受基准面变化、物源供给、断层及古地貌、水动力条件等多种因素的综合控制。在这些因素的综合控制下，三角洲砂体砂体叠置方式以切割、迁移、孤立等多种形式展布，直接影响了储层的连通性。