遼西凸起J油田沙三段古地貌對沉積的控制作用

程 奇，呂坐彬，楊志成，房 娜，劉洪洲

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

渤海灣盆地遼西凸起沙三段地層通常直接披覆于太古宇潛山面之上[1-4]，以淺湖相沉積為主。但遼西凸起 J油田沙三段底部除發育灰色泥巖外，還發育三種特殊巖性：紅褐色泥巖、灰色灰質細砂巖及灰色含礫中砂巖。J油田共有12口井在沙三段底部鉆遇砂巖并見油氣顯示，顯示了沙三段底部油氣勘探具有一定的潛力。本文采用回剝法恢復 J油田沙三段沉積早期遼西凸起的古地貌。在巖心精細描述與薄片觀察的基礎上，結合測井響應特征與地震反射特征，對沙三段底部地層進行剖析，建立沙三段底部多種巖相成因模式，預測有利儲層發育帶，為該地區油氣勘探開發提出新的方向。

1 地質概況

J油田位于遼西低凸起中北段，西側以遼西大斷層為界緊鄰遼西凹陷中洼，東南呈緩坡向凹陷過渡，毗鄰遼中凹陷中洼、北洼，處于有利的油氣富集位置（圖1）[5-7]。該地區主要發育太古宇潛山、古近系沙河街組、東營組和新近系館陶組、明化鎮組等地層。其中沙河街組發育沙一段、沙二段及沙三段。主力含油層系為沙河街組沙二段和太古宇潛山。

圖1 研究區構造位置

2 沙三段古地貌重建

不同巖性形成于不同的沉積背景，而構造-古地貌形態對沉積類型、沉積充填序列具有較強的控制作用，從而控制了儲集砂體的類型[8-9]。因此，對構造-古地貌控制沉積作用的研究是重建沉積體系、預測儲集砂體展布的有效途徑[10]。通過恢復沙三段沉積早期古地貌，并根據古地貌構造特征劃分次級古地貌單元，進而結合沉積動力學原理，分析各種古地貌控制下的沉積環境，為后續的巖相模式的建立奠定基礎。

本文利用地震、測井及錄井資料，采用回剝技術及斷失量的趨勢分析方法，恢復了古近系沙三段沉積前古地貌。渤海灣盆地在經歷古新世-始新世中期的伸展裂陷階段后，沙三段沉積時期遼西凸起呈隆凹相間的構造格局，對 J油田沙三段沉積前古地貌進行分析，可識別出東次隆、西次隆以及中部次凹等3個二級地貌單元，次隆地貌單元可進一步識別出陡坡帶、緩坡帶、平臺區及溝谷等4類三級地貌單元（圖2）。

圖2 J油田古地貌

3 沙三段底部四種巖性特征

J油田沙三段底部主要發育四種巖性，分別為灰色含礫中砂巖、灰色灰質細砂巖、灰色泥巖及紅褐色泥巖。

灰色含礫中砂巖：研究區共有6口井在太古宇潛山頂面之上鉆遇灰色含礫中砂巖，厚度為3.0～20.0 m，相鄰井之間鉆遇的含礫中砂巖厚度變化較快。其中，所含礫石粒徑為2～5 mm，礫石呈雜亂排列，顆粒分選差、磨圓呈次棱狀，結構成熟度與成分成熟度較低，且物性較差，為近源快速沉積所致。

灰色灰質細砂巖：研究區共有 12口井在沙三段底部、太古宇潛山頂面之上鉆遇灰色灰質細砂巖，厚度6.0～8.0 m，相鄰井之間鉆遇的灰質細砂巖厚度變化較小。觀察J-7井巖心，該井沙三段底部發育一套正粒序特征明顯的砂巖，頂部發育灰巖、灰質粉砂巖，含炭屑，滴鹽酸后強烈起泡，發育水平層理；中部發育細砂巖，顆粒分選磨圓較好，可見丘狀交錯層理和斜層理；底部發育中砂巖，可見平行層理。從鏡下薄片可看到顆粒定向排列，具有水流搬運的特征。

灰色泥巖：沙三段沉積時期，J油田普遍發育濱淺湖沉積，在潛山頂面之上沉積一套較厚的灰色、灰綠色泥巖，發育的厚層灰色泥巖屬沙三段底部地層，屬于正常的濱淺湖沉積泥巖，分布范圍最廣。

紅褐色泥巖：J油田共有3口井在沙三段底部太古宇潛山面之上鉆遇紅褐色泥巖，厚度為5.0～8.0 m，泥巖質地較純，偶夾棕色條帶狀粉砂。通常渤海油田沙三段泥巖均為灰色，紅褐色泥巖則鮮有鉆遇。

4 沙三段底部特殊巖相分析

灰色含礫中砂巖巖相：灰色含礫中砂巖地震相特點表現為透鏡狀或中等振幅斷續反射（圖 3），鉆遇灰色含礫砂巖的6口井均位于古地貌的溝谷中。灰色含礫砂巖與紅褐色泥巖一樣，均屬于坡積相，較紅褐色泥巖搬運距離更遠。溝谷帶可形成局部的可容納空間，早期風化物快速在溝谷堆積、保留，發育坡積砂巖，與紅褐色泥巖同屬于坡積相。

圖3 灰色含礫中砂巖地震相

灰色灰質細砂巖巖相：灰質細砂巖地震相特點表現為席狀中等振幅和中連續反射（圖 4），其發育位置屬于一個平臺區，古地貌高度中等，附近存在比此古地貌更高的高點。由于古地貌平緩、水體較淺、水動力強，砂體經過反復淘洗、改造，形成臺地式灘壩沉積[11-14]。灘壩砂物性好，屬于有利的油氣儲集相帶，為油田重點挖潛方向。類似油田如勝利油田東營凹陷和沾化凹陷，潛山周緣平臺區都發育臺地式灘壩沉積，頂部往往發育碳酸鹽巖壩灘，即頂部灰巖[15-16]，與J油田沙三段底部灘壩砂巖特征相似。

灰色泥巖巖相：灰色泥巖屬于J油田沙三段普遍發育的巖性類型，厚度較大，地震相特點表現為弱振幅連續反射，形成于淺湖相沉積。

紅褐色泥巖巖相：風化殼中黏土層通常為紅褐色，故本次研究首先考慮J油田太古宇潛山面之上鉆遇的紅褐色泥巖是否為原地保留的風化殼。風化殼從結構上雖具有垂向分帶的特點，但總體呈漸變趨勢[17]，測井曲線響應特征亦能反映漸變特點，然而J油田鉆遇紅褐色泥巖的井段，測井曲線從太古宇潛山到沙三段呈明顯的突變，不符合風化殼漸變的特征；且J油田沙三段底部紅褐色泥巖質地較純，而風化殼中黏土層成分復雜，顆粒不均。綜合分析表明，本油田潛山面之上鉆遇的紅褐色泥巖并非原地保留的風化殼。

圖4 灰色灰質細砂巖地震相

從古地貌特征分析，鉆遇紅褐色泥巖的3口井位于油田古地貌的陡坡帶上，古地貌越高、風化程度越高，大量的黏土類風化物經過滑坡再搬運至鄰近山坡處，堆積形成紅褐色坡積泥巖。根據沉積學理論，該沉積類型屬于坡積相。坡積相屬于一種陸相沉積類型，劉寶珺于1985年提出，基巖的風化產物由于雨雪等作用，借助重力沿斜坡滾動，堆積在山坡、溝谷中，形成坡積相。

5 沙三段底部沉積體系建立及應用

5.1 沙三段底部復雜沉積模式

通過對J油田沙三段底部4種巖性展開巖相分析，建立每種巖性的沉積模式（圖5）。其中灰色泥巖發育于正常濱淺湖沉積，反映了渤海地區普遍發育濱湖相沉積的特點；紅褐色泥巖形成于古地貌較高的陡坡帶，構造高點的黏土風化物快速滑坡搬運至斜坡處堆積，形成坡積泥巖；灰色含礫砂巖發育于溝谷帶中，潛山碎屑風化物經過短距離搬運，快速堆積于溝谷中，形成粒度粗、分選差的坡積砂巖；灰色灰質細砂巖形成于古地貌平緩的平臺區或緩坡帶，砂巖經過淘洗、改造，發育灘壩砂巖（圖6）。

圖5 J 油田沙三段底部四種巖相模式

圖6 J油田沙三段底部（潛山頂面）沉積模式

沙三段沉積前，太古宇變質巖潛山經歷多次構造運動，潛山頂面形成次凹、陡坡帶、緩坡帶、平臺區及溝谷等復雜地貌單元。變質巖潛山作為母源，經受不同程度的風化剝蝕作用后，風化產物在不同古地貌區形成的可容納空間中發育不同的沉積類型，即古地貌形態控制了沙三段底部的沉積類型。

在上述沉積模式的指導下，結合油田古地貌特點，預測了油田不同古地貌單元的沙三段底部沉積相帶，其中油田西側斷層帶附近發育多個古地貌溝谷，主要發育條帶狀坡積砂巖；油田中部古地貌發育多個局部平臺區，主要發育灘壩砂巖；油田北部古地貌高部位附近的陡坡帶發育紅褐色坡積泥巖。

5.2 沙三段底部儲層儲集性能

通過建立沙三段底部復雜沉積模式，可預測不同沉積相帶的展布和預測優質儲層的展布。通過分析生產井生產資料，不同相帶儲集性能不同，次隆邊緣溝谷帶中發育的含礫粗砂巖，厚度變化快（3～20 m）、成熟度低、物性較差、產能較低，日產量小于3 m3；而位于次隆平臺區及緩坡帶發育的灘壩砂巖，分布穩定，儲層厚度普遍為6～8 m，成熟度高、物性較好、產能較高，日產達到60 m3，且生產穩定。

6 結論

（1）渤海灣盆地在經歷古新世-始新世中期的伸張裂陷階段后，沙三段沉積時期遼西凸起呈隆凹相間的構造格局，J油田可識別出東西次隆以及中部次凹等二級地貌單元，對次隆可進一步識別出陡坡帶、緩坡帶、平臺區及溝谷等4類三級地貌單元。

（2）受古地貌和局部物源控制，不同地貌單元發育不同沉積類型。其中，次凹地帶發育濱淺湖相灰色泥巖，次隆平臺區及緩坡帶發育灘壩相灰質細砂巖，次隆邊緣的溝谷帶發育坡積相含礫粗砂巖，次隆陡坡帶高部位發育坡積相紅色泥巖。

（3）J油田沙三段底部不同相帶儲層物性差異較大，次隆邊緣溝谷帶發育含礫粗砂巖，厚度變化大（3～20 m）、成熟度低、物性差、產能低；而次隆平臺區及緩坡帶發育的灘壩砂巖分布穩定（6～8 m），成熟度高、物性好、產能較高，是勘探的重要目標。