渤海海域歧口18-1油田沙二段沉積相研究

孫磊 （中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油勘探開發研究院 天津300457）

歧口18-1油田位于渤海西部海域歧南斷階帶海四大斷層下降盤，為3個斷鼻構造組成。油田主力儲層為古近系沙河街組沙二段，油田生產過程中存在儲層連通性認識不清，油田產量遞減，為了保持該油田增產穩產，需要進一步深入分析認識油田儲層沉積微相，并在此基礎上進行調整井工作。

1 區域構造特征

圖1 歧口地區沙二段沉積期地理與構造特征

古近系沙河街期，當時的渤海西部海域地理特征為：湖泊與高地。歧口凹陷位置當時為湖泊，沙壘田和埕子口位置為高地，在湖泊與高地之間發育入湖的斜坡地帶。沙壘田入湖斜坡帶為陡坡帶，埕子口入湖帶為緩坡帶（見圖1）。渤海西部海域（現今地質情況）凹陷與凸起經由斜坡帶連接并存，主要凹陷有歧口凹陷，其南部為埕子口凸起，東部為沙壘田凸起，在沙壘田凸起與埕子口凸起之間發育沙壘田南部次級凹陷與歧南斷階帶（見圖1）。

海四斷裂帶位于歧南斷階帶的第二個斷階上，發生于渤海西部海域中生界底部泰山群，其走向受郯蘆——滄東大斷裂影響，呈北北東向，其傾向為西北，傾角很大。

2 古近系沙二段沉積期歧口18-1油田構造特征

位于海四斷層下降盤，為一鼻狀構造，南部為一大斷層與歧口18-2油田相隔，油田內部發育多個次級斷層，將油田內部構造分為3個次級獨立斷塊：北塊、中塊、南塊（見圖2）。

圖2 歧口18-1油田沙二段頂面構造圖

3 歧口18-1油田沙二段高頻層序地層格架

表1 歧口18-1油田沙二段小層劃分表

圖3 歧口18-1油田沙二段小層精細對比

歧口18-1油田沙二段沉積有一個完整的三級層序，其頂、底界為一沉積不整合界面與沙三段相接。根據沉積旋回理論，應用層序地層學體系域方法，在層序地層格架內部進一步細分為5個四級層序（見表1），這5個四級層序分別對應油田生產中的5個油組。每個四級層序內部進一步細分為相對低水位體系域、水進體系域和高水位體系域3個次級沉積小層，合計沙二段共發育13個小層（見圖3）。

4 歧口18-1油田沙二段沉積體系

歧口18-1油田沙二段沉積物源來自南部的埕子口凸起，工區內部發育扇三角洲沉積體系，分別為扇三角洲前緣亞相沉積和扇三角洲前緣滑塌伴生濁積扇沉積兩個類型沉積相。

4.1 扇三角洲前緣沉積亞相

在取心井段識別出扇三角洲前緣亞相水下分流河道、水下分流河道間、水下沙壩及前三角洲泥沉積；在此基礎上建立巖電關系公式，應用神經網絡方法進行未取心井段的巖相識別；建立地震屬性特征與扇三角洲前緣的地質關聯，在地震剖面上識別出該種微相；平面上應用以上所有信息采用序貫高斯指示模擬方法進行亞相模擬，結果認識如下：

沙二段沉積早期，來自埕子口凸起的物源物質經過長途搬運進入工區，呈現扇三角洲前緣沉積模式，由于區域水退，水體相對變淺，砂體發育規模大，連續性好，沉積厚度中心位于P3井、P1井附近，分選稍差，剖面層位相當于沙二段的四、五油組，此時水下河道發育最鼎盛，扇三角洲前緣亞相在工區大規模沉積。

進入沙二段中后期（一、二、三油組沉積時期），由于區域水進、水體相對變深，扇三角洲前緣相對退后，因此工區砂體沉積厚度相對較薄。

4.2 濁積體沉積

本區前人認識一般為扇三角洲前緣亞相沉積，此次研究工作識別出了濁積巖相沉積。

該地區濁積巖與一般濁積沉積不同的是，物源不是直接注入而是在同生斷層和洪水的觸發機制作用下，在斷層處形成點源沉積，受地勢、物源等因素的影響，濁積扇發育面積比較小，平面上呈朵狀，長寬比小，一般為1∶1.5～1∶2。地震剖面上顯示為地震軸突然增多，或者逐漸減弱、突然消失，這表示滑塌濁積體與周邊圍巖存在相變的反應。

4.2.1 濁積砂體形成的區域沉積背景條件 三角洲前緣是濁積體發育的有利場所，三角洲前緣砂體是滑塌濁積體的主要物源，由于各種觸發機制如重力、波浪回流等多種因素造成三角洲前緣砂體滑塌形成濁積體。這些濁積體在三角洲前緣或近或遠的位置沉積下來，其滑塌主體通常沉積在三角洲前緣斜坡的坡腳，與三角洲前緣砂體在垂向上相互疊置，在平面上緊密相連，一般二者之間聯通性較好。遠離坡腳的地方也可能會沉積一些孤立的滑塌濁積體（見圖4）。

4.2.2 濁積巖相單井識別 由于三角洲前緣濁積巖石由扇三角洲前緣砂體的滑塌再搬運形成，因此，其粒度特征具有繼承性，與上述的扇三角洲前緣類似，只是排列組合方式改變了。在粒度概率曲線圖上，濁積巖多呈弧形、一段式或平緩的二段式，主要是懸浮總體組成，懸浮總體含量一般超過60%。工區取心井中發現大量濁積典型沉積特征為鮑馬沉積序列，有完整的和不完整的。完整的鮑馬序列可以看到清晰的5個沉積構造單元組合。

圖4 歧口18-1油田沙河街組下降盤沉積動力示意圖

遞變層段（A段），灰色、灰白色細砂巖，厚度10～20 cm，與下部地層呈沖刷構接觸，見撕裂狀的泥質條帶，底部具槽鑄型、溝鑄型底痕，向上發育遞變構造，或塊狀構造，是砂質高密度濁流快速懸浮沉積作用的結果。平行層理段（B段），灰綠色，粉砂巖，厚度一般5～10 cm，主要顯示為平行層理，大部分樣品中的層理清晰，層理厚度3～5 mm，與下伏A段漸變接觸，是高密度流向低密度流轉化的產物，由懸浮沉積物分凝作用形成。變形層理段（C），灰綠色粉砂巖，以包卷層理為主，也見波紋層理。與下伏層段的界限清楚，呈突變接觸，是濁積巖后期由低密度流轉化為牽引流沉積作用的產物，是由低流態的小型水流波痕遷移、拖曳的結果。水平紋理段（D），深灰色粉砂巖，泥質粉砂巖，厚度5～10 cm，水平紋理，紋理比較清晰，紋理厚度2～5 mm，與下部層段或漸變接觸或突變接觸，是濁流能量逐漸降低，在比較緩慢的懸浮沉積作用條件下形成的。

表2 鑒定沉積環境的沉積函數表

泥巖段（E），深灰色，頁巖或塊狀泥巖，是濁流消失后，由留在后面的稀釋的懸浮濁霧狀水流和深湖懸浮沉積的泥巖。鮑馬序列是濁積的典型特征，它的出現更加證明了歧口18-1油田沙二段儲層濁積體的事實。

4.2.3 判別函數判別濁積砂體沉積 由于沉積巖的粒度受搬運介質、搬運方式、搬運距離及沉積環境等因素控制，因此從沉積巖的粒度性質中可以反向推斷出沉積環境（見表2）。由判別函數可知，扇三角洲前緣亞相沉積中夾雜事件性的濁流沉積體。

5 兩種沉積亞相空間配置關系

濁積體以兩種方式存在于扇三角洲前緣亞相沉積中，一是與扇三角洲前緣亞相水下分流河道、河道間微相共存，剖面上砂體互相疊置，連通性較好，因為工區井少，區分此種濁積體難度較大，因此這種類型濁積體不做單獨分開研究，可以將其與扇三角洲儲層放在一起做綜合分析。二是遠離斷層坡腳，單獨成扇的濁積體，此種濁積體較易分辨，例如QK18-1-1井、QK18-1-2D井就發育這種濁積體，因此這兩口井在儲層對比中厚度明顯較其余井增大。

6 結論

歧口18-1油田沙二段主要發育扇三角洲沉積體系，分別為扇三角洲前緣亞相和基于扇三角洲前緣滑塌的濁積體亞相。其發育分5個四級層序，13個體系域，即5個油組、13個小層。工區發育兩種分布模式，即緊鄰斷層坡腳處、與扇三角洲前緣亞相混在一起的濁積體；遠離斷層坡腳，單獨呈類扇狀分布的濁積體。高頻層序地層格架建立時應考慮將濁積體剔除出去，因為濁積體為事件型沉積，不能表現出沉積基準面升降特征。■

[1]劉忠保，王新海.濁積砂體形成與分布的沉積模擬[M].北京：石油工業出版社，2010.

[2]陳程，孫義梅，鄧宏文.油田開發后期扇三角洲前緣微相分析及應用[J].現代地質，2001（1）：88-93.