渤海綏中油田東二段儲層古水流方向新認識

施亞洲，陳國成，張 汶

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽300452）

渤海綏中油田是渤海海域的大型稠油油田，對于該油田東二段砂巖儲層而言，以往地質研究主要集中于沉積微相、儲層分布特征等方面，而對物源和古水流方向的研究則涉及甚少。油田早期沉積相研究成果主要來自公司內部資料，認為油田以接受來自西北部物源的沉積為主，古水流也主要來自北西方向。為了進一步搞清油田砂體展布方向，指導油田剩余油分布和調整方案研究，有必要對油田沉積砂體的物源和古水流方向進行重新分析。為此，本文根據油田大量鉆井資料，全面整理了區內評價井重礦物、碎屑巖礦物的組成，結合油田小層砂巖厚度分布特征，首次對東二段I油組沉積砂體的古水流方向進行了深入系統研究。

1 區域地質背景

渤海綏中油田位于遼東灣海域遼西低凸起中段，西側以遼西1號大斷層為界與遼西凹陷相鄰，東側以斜坡形式逐漸向遼中凹陷過渡（圖1）。綏中構造，是一個在古潛山背景上發育起來的披覆型半背斜構造，并受遼西1號斷層控制。基底為古生代地層組成的潛山，第三系地層披覆沉積于潛山之上。油田呈北東－南西向展布，高點埋深1 350 m，長13 km，寬4.3 km，頂部平緩，翼部較陡，構造簡單，形態相對完整。

綏中油田是渤海海域探明石油地質儲量在億噸級以上的大油田，年產油量已連續多年保持在400萬噸以上。該油田主要目的層系是古近系東營組東二段，儲層縱向上分為4個油組（零、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ油組）。Ⅰ、Ⅱ油組是油田的主力油層，可細分為14個小層，其中1～8小層為I油組，9～14小層為II油組。本區儲層屬于河流三角洲相沉積，三角洲前緣沉積砂體具有典型的反韻律特征，三角洲前緣亞相主要包括水下分流河道、河口壩、遠砂壩、前緣席狀砂以及水下分流間灣等沉積微相。

開發井鉆井證實，綏中油田東營組下段砂層發育、油層分布穩定，連續性好。Ⅰ油組各小層砂體之間相互疊加連片，在油田范圍內廣泛分布。儲層巖石成分以巖屑長石砂巖為主，結構為細砂和粉砂狀，偶見中－粉砂狀，粒級在0.02～0.75 mm之間，膠結物為伊／蒙混層和高嶺石。儲層孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶蝕孔。油層膠結疏松，物性具有高孔高滲特征。

圖1 綏中油田區域構造位置

2 物源及古水流方向研究

物源分析的主要研究對象是陸源碎屑組分及其結構和構造特征，基本原理是機械分異作用［1］。物源分析在確定沉積物物源位置、性質及沉積物搬運路徑，甚至整個盆地的沉積作用和構造演化等方面意義重要［2－4］。根據研究區的已有資料，通過對東二段I油組儲層碎屑巖礦物組成、顆粒粒徑分布、重礦物組合，結合儲層厚度平面分布對研究區不同層段的沉積物來源以及水流方向進行了研究。

2.1 碎屑組分分析

砂巖是陸源碎屑的主要巖石類型，其碎屑物質主要來源于母巖機械破碎的產物，是反映物質來源的重要標志。砂巖主要由石英、長石和巖屑組成，其中石英屬于穩定組分，搬運距離越遠其相對含量越高，可以通過石英的含量來大致推斷物源方向［5］。巖屑的成分同樣可以反映母巖的性質，物源不同，碎屑巖中不同類型巖屑的含量往往不同。一般而言，搬運距離越遠，巖石中的穩定組分含量越高；越靠近物源不穩定組分含量越高。

表1 綏中油田東二段I油組砂巖碎屑成分統計

對研究區內4口探井東二段I油組砂巖的石英、長石及巖屑（包括巖漿巖、變質巖和沉積巖巖屑）3種碎屑顆粒的相對含量進行了統計（表1）。統計結果表明，南側2D井和7井的石英含量約70%，北側5井與15井石英百分含量均低于60%，總體明顯偏低，而長石和巖屑含量卻相對偏高。說明本區域的主要水流方向為自北向南，南部區域距離主物源較遠，因此石英百分含量較高。巖屑組分統計分析表明，這4口井巖屑百分含量均在10%左右，而巖屑成分的差異性，對物源有一定的指示意義。15井火成巖巖屑百分含量高達6.8%，遠高于其它3口井，表明15井儲層可能存在與其它井不同的物源。通過上述砂巖碎屑組分分析對比，可確定研究區主要有來自北西方向的水流，而東側可能有來自北或北北東方向的較強水流。

2.2 重礦物分析

穩定重礦物抵抗風化能力強，分布廣泛，遠離物源區，其含量相對增大；不穩定重礦物抵抗風化的能力弱，分布局限，遠離物源區，其含量相對減小，甚至消失［5－6］。利用碎屑重礦物組合及含量變化，追索物源和恢復母巖早已被廣泛應用。休伯特（1962）提出了ZTR指數，即鋯石、電氣石、金紅石的總數，作為重礦物組合成熟度的一個度量。一般，該指數越大，說明母巖遭受機械分異的作用越強，礦物的成分成熟度就越高，沉積物距離母巖則越遠［7］。通過分析穩定和不穩定組分在平面上的分布和變化，進而恢復物源方向及母巖性質，搞清各沉積體系的分布范圍和擴散方向。

研究區4口探井東二段I油組碎屑巖重礦物含量統計分析表明（表2），超穩定重礦物有鋯石、電氣石、金紅石；穩定重礦物有石榴石、十字石、鈦鐵礦、磁鐵礦；中等穩定重礦物有綠簾石、榍石、黝簾石；不穩定重礦物有角閃石。4口井的重礦物組分有一定的差異，從超穩定重礦物總量即ZTR指數來看，北側5井、13井的超穩定重礦物總量分別為25.8和20.4，而位于油田南側與東側的2D井、15井分別為35.5和31.6，2D井和15井的數據要明顯高于5井與13井，說明本區域的主要水流方向為自北向南，南側區域距離主物源較遠，遭受機械分異的作用較強，ZTR指數亦相對較高。另外，2D井碎屑巖含量中含有少量的不穩定重礦物組分，碎屑物機械分異可能不徹底，說明研究區南側有來自南西西方向的相對較強水流。

表2 綏中油田東二段I油組砂巖重礦物含量 ‰

2.3 儲層砂巖厚度分析

儲層砂巖厚度在平面上的變化趨勢，反映了古時期一定的砂體展布方向和沉積物的搬運趨勢。通過分析該油田I油組主力層1，3，6小層砂巖厚度圖分布特征，可以清楚的判斷油田東二段I油組沉積時期的主要物源及古水流方向。

I油組6小層砂巖厚度（圖2）大多在4～14 m之間，砂巖百分含量在75%～95%之間，區內分布呈明顯的2個區域：西南側B15－E13井區和東北側H23－H26井區。西南側B15－E13井區，砂巖厚度主要分布在10～14 m之間，砂巖厚度呈總體由南西至北東逐漸變小趨勢，反映該井區砂巖沉積厚度較大，物源供給充足、沉積速度較快的特點，古水流方向總體呈南西至北東東向，是該油田主水流方向。東北側H23－H26井區，砂巖厚度主要在4 m左右，砂巖厚度呈總體由北西至南東逐漸變小趨勢，反映該井區砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點，古水流方向總體呈北西至南東東方向。

圖2 綏中油田6小層砂巖厚度

I油組3小層砂巖厚度（圖3）大多在6～20 m之間，油田范圍內分布主要呈2個區域：西側D18井區和東側G19－C19井區。西側D18井區，砂巖厚度主要分布在6～10 m之間，砂巖厚度呈總體由北西至南東逐漸變小趨勢，反映該井區砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點，古水流方向總體呈北西至南東方向。東側G19－C19井區，砂巖厚度主要分布在8～22 m之間，砂巖厚度呈總體由北東至南西逐漸變小趨勢，反映該井區域砂巖沉積厚度較大，物源供給充足、沉積速度快的特點，古水流方向總體呈北東至南西方向，是該油田主水流方向。

I油組1小層砂巖厚度（圖4）大多數在4～12 m之間，分布也呈明顯的2個區域：西北側F30－F23井區和西南側A26井區。西北側F30－F23井區，砂巖厚度主要分布在6～14 m之間，砂巖厚度呈總體由北西至東逐漸變小趨勢。該區域砂巖沉積厚度相對較大，物源供給充足、沉積速度較快的特點，古水流方向呈北西至北東東方向，是油田主水流方向。西南側A26井區，砂巖厚度主要分布在6～16 m之間，砂巖厚度呈總體由西至北東逐漸變小趨勢。反映該井區砂巖沉積厚度較小，沉積速度慢的特點，古水流方向總體呈南西至北東東方向。

圖3 綏中油田3小層砂巖厚度

圖4 綏中油田1小層砂巖厚度

3 結論

（1）根據重礦物、碎屑巖礦物組成以及主力層砂巖厚度分布特征，綏中油田在東二段I油組沉積時期，沉積砂體古水流方向除了原來認為以北西向為主的水流方向外，在油田東部也有來自北東方向的較強水流，南部則有來自南西西方向的相對較強水流。表明綏中油田東二段沉積砂體的古水流方向不僅是北西方向為主的單一水流，而是具有多個古水流方向。

（2）沉積物源方向控制了盆地內砂巖儲層的展布特征，因此該油田物源分析和古水流方向研究成果，對于研究砂巖儲層展布方向和油田剩余油分布具有重要的意義。

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［3］ 田景春，康建威，林小兵等.臺盆沉積體系及層序地層特征研究［J］.西南石油大學學報，2007，29（6）：39－42.

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