塔木察格盆地塔南凹陷南屯組沉積相及展布特征

白林海

(中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠, 黑龍江 大慶 163000)

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塔木察格盆地塔南凹陷南屯組沉積相及展布特征

白林海

(中石油大慶油田有限責任公司第一采油廠, 黑龍江 大慶 163000)

利用巖心、測井及地震等資料，對塔南凹陷南屯組(K1n)沉積類型、分布特征進行了詳細研究。結果表明，K1n主要發育近岸水下扇、遠岸水下扇和湖泊等3種沉積體系。近岸水下扇主要發育在凹陷東部控盆斷裂的下降盤一側，在盆地東南、東北部形成了2套規模較大、相對獨立的朵狀扇體，而在中央斷裂低洼處發育遠岸水下扇沉積體系。由于控盆斷裂活動的差異，影響了東南、東北物源供給的速度，導致東南部扇體發展和消失速度均略早于東北部扇體。

塔南凹陷；南屯組；近岸水下扇；遠岸水下扇；沉積特征

近岸水下扇和遠岸水下扇沉積體系通常由于其具有良好的儲集性能及優越的成藏條件，備受國內外學者的關注，已逐漸成為陸相斷陷盆地的研究熱點[1～5]。近岸水下扇最早是在水下沖積扇基礎上演繹而來[1]，后又有水下扇、近岸扇、近岸水下沖積扇、近岸水下扇等提法[2～5]。沉積學者對近岸水下扇和遠岸水下扇單獨報道較多，且并未達成統一的認識，而對于2種類型砂體同時發育在某一盆地中的情況更是研究甚微。塔木察格盆地南屯組(K1n)廣泛發育水下扇沉積體系，前人在沉積相方面雖然做過一些研究，但并不系統，且多數集中在對單個區塊或單個層位的沉積特征研究上[6～8]，制約了油氣儲層的預測及勘探部署。筆者充分利用巖心、測井及地震等資料，系統開展了K1n沉積相類型及分布規律研究，以闡明沉積體系類型特征及空間配置關系，對塔南凹陷油氣勘探部署具有重要意義。

1　地質概況

塔南凹陷是塔木察格盆地的主力富油凹陷之一，面積3500km2，埋深為4600m[9]。受北東、北東東向基底大斷裂控制，凹陷由北東向展布的3個次凹、3個構造帶及1個斜坡帶組成，其東西向地質剖面呈不對稱的箕狀半地塹形態，具有“東斷西超”的復式箕狀斷陷特征。白堊系是盆地主要沉積層系，由下而上依次發育塔木蘭溝組(K1m)、銅缽廟組(K1t)、K1n、大磨拐河組(K1d)、伊敏組(K1y)及青元崗組(K2q)[10,11]。而K1n是主要的勘探層系，該次研究的重點。

2　沉積體系類型及沉積特征

根據巖心、測井、地震及分析化驗等資料，并結合構造演化特征，確定塔南凹陷K1n主要發育近岸水下扇、遠岸水下扇和湖泊3種沉積體系。

2.1近岸水下扇

近岸水下扇是由大量粗碎屑物質直接推進到湖盆中形成的扇形沉積體系。它主要由高密度流沉積物組成，沉積整體都位于水下，不發育陸上沖積平原沉積部分。近岸水下扇多分布在近源的湖盆陡岸側，一般隨大斷裂展布。可細分為內扇、中扇和外扇3個亞相。

近岸水下扇的巖石類型隨亞相變化而有所差異，內扇主要由混雜堆積礫巖或雜基支撐的雜色、灰色砂礫巖組成，分選、磨圓較差；中扇以雜基支撐的中、細砂巖為主，泥巖含量增多；而外扇粒度較細，以粉砂巖和泥巖為主，偶夾細砂巖或中、粗砂巖(圖1)。

近岸水下扇由多個下粗上細的正韻律序列疊加而成。內扇電性曲線呈高幅箱形或齒狀箱形，反映沉積水動力相對較強；中扇主要為中幅微齒箱形或鐘形；而外扇表現為低幅齒化指狀特征，反映水動力相對較弱(圖1)。

近岸水下扇反映以重力流搬運機制為主的構造，內扇以塊狀層理為主，主溝道常發育沖刷面構造。主溝道外常見滑塌變形構造等；中扇辮狀溝道是沉積主體，主要發育遞變層理、滑塌變形、包卷層理及泥質撕裂塊、重荷膜、鮑馬序列等；而外扇位于水下扇的最前端，往往發育鮑馬序列、滑塌變形層理及砂球構造等(圖1)。

近岸水下扇粒度概率累計曲線多為圓滑無截點式和寬緩上拱式。總體特征為分布寬、斜率低，說明粒級粗、分選差、懸浮物含量高的特點。C-M圖呈遞變懸浮搬運方式，反映重力流機制沉積特征(圖1)。

近岸水下扇的地震相主要有楔狀相、丘狀相和透鏡狀相。內扇呈中-強振幅斷續、雜亂反射；中扇連續性增加，振幅減弱；外扇呈較連續的弱反射。通常近岸水下扇與扇三角洲地震相特征難于區分，但由于近岸水下扇整體處于水下，其內部反射結構的成層性和連續性相對較好(圖1)。

圖1　塔南凹陷近岸水下扇沉積特征及識別標志綜合圖(T19-31井)

2.2遠岸水下扇

遠岸水下扇是一種經較遠距離搬運后沉積于地形相對較寬緩的斜坡部位或湖盆底部的深水濁積巖體，多發育在廣闊的深水沉積區。通常為暗色泥巖所包圍，源儲一體，生儲配置較好，成藏條件十分優越。一般也分為內扇、中扇和外扇3部分。

遠岸水下扇不同亞相巖石類型構成不同，通常為下粗上細的正韻律組合序列，內扇多為雜基支撐的混雜砂巖和顆粒支撐的礫巖組合；中扇以塊狀粗砂巖、細砂巖、粉砂巖為主，局部夾有薄層泥巖；外扇以暗色泥巖為主，偶夾有粉砂巖和細砂巖薄互層(圖2)。

電阻率曲線多呈齒狀高阻，底部突變，頂部漸變特征。自然伽馬曲線呈中幅齒化箱形、齒化鐘形及低幅指形等組合，從內扇到外扇亞相具有由中幅齒化箱形和齒化鐘形逐漸變為低幅指形的規律(圖2)。

圖2　塔南凹陷遠岸水下扇沉積特征及識別標志綜合圖(T19-78井)

遠岸水下扇主要發育以重力流成因為主的沉積構造，可見塊狀層理和滑塌變形、泥巖撕裂塊等沉積構造，砂巖的底部見沖刷面、鑄模構造，局部發育小型沙紋層理。砂巖中見不同規模、不完整的鮑瑪序列，常見變形構造(圖2)。

粒度概率累計曲線多為寬緩上拱式或截點不明顯的弧線型曲線，分布寬、斜率低，表明分選差、粒度小。C-M圖也反映了重力流搬運機制(圖2)。

遠岸水下扇的地震相呈透鏡狀或丘狀反射特征，具中-強振幅不連續-較連續反射結構(圖2)。

2.3湖泊相

湖泊相巖性偏細，以泥巖和粉砂質泥巖為主，研究區湖泊相主要分布于近岸水下扇的側翼和遠端。可細分為濱淺湖和深湖-半深湖2種亞相。

濱淺湖亞相主要發育灰色泥巖、淺灰色泥質粉砂巖和粉砂質泥巖，發育波狀層理及平行層理，常見植物化石碎片等。而自然伽馬曲線呈低幅線狀，電阻率曲線幅度變化不大(圖3)。地震反射具弱振幅、中連續反射結構。

深湖-半深湖亞相主要以暗色泥巖為主，局部發育深水濁積砂巖及粉砂巖，主要發育水平層理，也可見透鏡狀層理(圖3)。

3　沉積體系平面展布特征

K1n沉積時期處于裂陷期，地質結構影響古地貌特征，從而控制著沉積體系的展布特征。在巖心相、測井相及地震相的基礎上，結合單井相劃分、剖面相分析，確定K1n近岸水下扇主要集中發育在凹陷東部控盆斷裂的下降盤一側，在盆地東南、東北部形成了2套規模較大、相對獨立的朵狀扇體。而在中央斷裂處低洼地區發育遠岸水下扇沉積體系(圖4、5)。為了縱向上精細刻畫扇體的展布規律，將K1n細分為早期、中期、晚期3個階段，對不同沉積時期階段的沉積演化特征進行了詳細分析。

圖3　塔南凹陷湖泊相沉積特征(T19-69井)

圖4　塔南凹陷連井沉積剖面相

3.1K1n早期沉積體系展布特征

K1n沉積早期，北東、北東東向雁列式控陷斷裂活動劇烈，凹陷沉降較大，發生大規模水進，水體加深，東南部物源快速供給，盆內自東向西發育了一系列近岸水下扇沉積體系。由于重力流搬運作用頻繁發生，近岸水下扇縱向上多期疊置、橫向上連續展布，沉積規模較大，在較短時間內，東南部扇體迅速發展到較大規模。近岸水下扇自東向西最遠可到達中央低隆帶附近，同時由于重力流、滑塌濁積等觸發作用，在中央次凹及中央低隆帶西側發育遠岸水下扇沉積體系。該時期，由于盆地具有“東斷西超”的特點，導致西部大部分地區遭受剝蝕，而沿盆地東北部和西部剝蝕界線內，洼槽區廣泛發育連續性好、面積相對較大的濱淺湖和深湖-半深湖沉積(圖4、5)。

圖5　塔南凹陷K1n不同時期沉積體系展布特征

3.2K1n中期沉積體系展布特征

K1n沉積中期，控陷斷裂持續活動，湖泊面積繼續擴大，而由于東部物源供給逐漸減少，東南部朵狀扇體發育速度緩慢，并向控盆斷裂方向退縮，致使該期扇體規模較早期明顯減小，南部物源供給逐漸停止，而來自北部的物源供給有所增強，東北部扇體迅速發育，向深水區迅速擴張，規模較大。由于該時期盆地開始全面接受沉積，沿盆地東北部和西部剝蝕界線發育連續性較好的濱淺湖、深湖-半深湖亞相沉積，且面積達到最大(圖4、5)。

3.3K1n晚期沉積體系展布特征

該時期盆地構造運動相對較弱，沉降中心由北向西遷移，東南部物源供給持續減小，導致東南部扇體急劇萎縮到盆地邊部，并最終消失。東北部扇體與東南部扇體演化有所差異，其萎縮速度要明顯低于東南部扇體。在K1n沉積晚期，東北部扇體仍在發育，但其規模相對較小。該時期與東南部物源相反，北部物源供給有所增強，北部扇體規模由西北向東南迅速增大，最遠可達到中央次凹附近。盆地東北部和西南部邊緣濱淺湖、深湖-半深湖亞相持續發育，但規模較中期有所減小(圖4、5)。

4　結論

1)塔南凹陷K1n主要發育近岸水下扇、遠岸水下扇和湖泊等3種沉積體系。其中近岸水下扇和遠岸水下扇均可細分為內扇、中扇、外扇3 種沉積亞相，不同相帶間沉積特征有所差異。

2)近岸水下扇主要發育在凹陷東部控盆斷裂的下降盤一側，在盆地東南、東北部形成了2套規模較大、相對獨立的朵狀扇體，而在中央斷裂低洼處發育遠岸水下扇沉積體系。由于控盆斷裂活動的差異影響了東南、東北部物源供給的速度，導致東南部扇體發展和消失速度均略早于東北部扇體。

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[編輯]鄧磊

2015-11-20

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(2011E-1202)。

白林海(1979-)，男， 碩士，工程師，從事地質油田動態分析與提高采收率研究，dq_bailinhai@sina.com。

TE121.3

A

1673-1409(2016)17-0013-05

[引著格式]白林海.塔木察格盆地塔南凹陷南屯組沉積相及展布特征[J].長江大學學報(自科版),2016,13(17):13～17.