松遼盆地北部三肇凹陷扶余致密油層淺水三角洲沉積特征及演化

卜春明

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163514)

0 引 言

自1954年Fisk首次提出淺水三角洲的概念以來，此類形成于淺水淌流湖盆中的特殊三角洲一直是沉積學研究的熱點[1-2]。淺水三角洲中以分流河道為骨架的砂巖與相鄰湖相泥巖構成優越的成藏組合，為致密油的發育提供了良好的地質基礎[3]。三肇凹陷、齊家-古龍凹陷等大慶外圍油田在保持510×104t/a的產能穩產13 a后，扶余油層剩余致密油資源量仍高達11.7×108t，是致密油勘探重要目的層[4]。扶余油層縱向小層多、單層厚度薄、砂體相變快，建立準確的層序格架是沉積相研究和砂體預測的基礎。

前人對扶余油層層序格架進行了大量研究，如鄧宏文等[5]將扶余油層分為1個長期和3個中期基準面旋回；孫雨等[6]在扶新隆起帶扶余油層中識別出1個長期上升半旋回和4個中期旋回；胡明毅等[7]認為頭臺油田扶余油層為一個長期上升半旋回，內部可分為7個短期旋回；孫春燕等[8]將州311區塊泉四段分為2個長期旋回和5個中期旋回。上述研究多集中于鉆井資料較齊全的開發區，三肇凹陷內各區塊間扶余油層小層劃分長期以來存在較大差異，對扶余油層地層格架缺乏統一認識，因此，難以將其作為統一的整體進行沉積特征和演化規律研究，導致扶余油層致密油整體動用程度較低。此次研究綜合多種地質資料，在扶余油層層序格架劃分和對比的基礎上，利用多種相標志明確三肇凹陷沉積相類型、展布規律及其對基準面升降變化的響應，為儲集砂體預測和致密油規模化提質增儲提供地質依據。

1 區域地質概況

三肇凹陷是松遼盆地北部一個呈三角形展布的富油凹陷(圖1a)，扶余油層是凹陷內最主要的致密油產層，分為扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ油層組，內部細分為17個小層。扶余油層沉積時處于盆地基底整體一致下降的坳陷盆地發育階段，此時盆地地形平緩、湖盆面積巨大，湖水覆蓋面積超過20×104km2，氣候周期性變化導致湖平面波動頻繁，受古嫩江、古松花江水系影響，盆地周邊發育的訥河、拜泉-青岡、懷德、保康、白城、齊齊哈爾等6大物源體系延伸入湖，在盆地內形成多物源、環帶狀分布的碎屑巖沉積。三肇凹陷即位于多個物源交匯區(圖1b)，凹陷南部保康物源自南向北流入，凹陷北部拜泉-青岡物源自北向南流入，在榆樹林地區交匯后向東流出，充足的物源供給在凹陷內形成大型淺水三角洲沉積體系，廣泛分布的三角洲平原和前緣分流河道砂體構成研究區致密油良好的儲層。

圖1 研究區構造位置及扶余油層物源方向

2 高分辨率層序地層格架

2.1 層序界面特征

研究區層序界面主要為不同級別的不整合面和湖泛面，巖性上表現為沖刷侵蝕面、沉積間斷或巖性(相)突變，測井上表現為退積—進積的轉換面[9]。MSB1為區域性暴露不整合或沖刷侵蝕界面，由扶余油層底部發育的一套厚度約為1～4 m的灰綠色湖沼相泥巖，向上突變為淺灰色中粗砂巖，地震上對應于T21的中—高振幅、中—高連續的波峰(圖2)。MSB2為局部暴露不整合或相序轉化，由扶Ⅲ油層組頂洪泛泥巖突變為三角洲平原分流河道砂巖，地震上對應于較強振幅連續反射。MSB3是基準面旋回降至最低時曲流河或分流河道對下伏三角洲前緣泥巖的沖刷面，全區分布穩定，砂巖底部見礫石、泥礫等滯留沉積，測井上具底部突變特征，對應于中—高振幅的連續反射。MSB4為扶I油層組內三角洲前緣灰色、深灰色泥巖突變為分流河道砂巖的相序轉化面，GR曲線呈高值指狀。MSB5為扶余油層頂部細砂巖與青一段最大湖泛期黑色油頁巖分界面，地震上對應于T2的強反射連續波峰。

圖2 三肇凹陷扶余油層層序界面特征

2.2 扶余油層高分辨率層序地層格架

扶余油層經歷了先水退后水進的沉積過程，可分為2個長期半旋回和4個中期旋回(圖3)。凹陷南北2條連井層序對比剖面(圖1a)表明，扶余油層地層近于平行接觸，地層頂、底及內部各層序界面穩定，對比關系良好，其中北部地層自西向東依次減薄，南部則呈西薄東厚變化趨勢。凹陷北部MSC1、MSC2時期基準面連續下降，以下降半旋回為主的不對稱結構最發育，地層厚度由西側井10的116.2 m向東逐漸減薄至井25的88.8 m，由于東北物源規模較小，分流河道寬度窄、砂巖厚度較小(圖4a)；MSC3時期發育不對稱上升半旋回，河道規模明顯增大、連續性好；MSC4時期基準面上升，湖平面達到最大，分流河道迅速向陸退積，泥質沉積明顯增多、砂體厚度減小。

圖3 三肇凹陷扶余油層高分辨率層序地層格架

圖4 三肇凹陷扶余油層高分辨率層序及砂體對比剖面(剖面位置見圖1a)

3 扶余油層沉積相類型

巖相類型、粒度曲線和測井組合等相標志分析結果表明，研究區扶余油層屬于曲流河—淺水三角洲沉積體系，包括3種沉積相、6種亞相和10種微相(表1)。

表1 三肇凹陷扶余油層沉積微相特征

3.1 曲流河沉積相

3.1.1 曲流河河床亞相

曲流河主要發育在MSC3、MSC2層序，分為河床、堤岸和河漫等3個亞相。河床亞相河道微相粒度普遍較粗，以跳躍和滾動次總體為主，含部分懸浮次總體，為低斜三段式曲線；常見灰白色中粗砂巖、細砂巖，底部見沖刷構造和礫石，巖相組合為Sg-Sm-St-Sh-Fr；GR曲線為高幅箱形、鐘形，多期河道疊加形成厚層狀箱形、齒狀箱形(圖5)。

3.1.2 曲流河堤岸亞相

堤岸亞相以天然堤微相為主，常見粉砂巖、泥質粉砂巖，呈Ft-Fr-Ft-Fr-Fc的組合；由于天然堤厚度小，GR低幅和中高幅異常頻繁交替、齒化嚴重，具底部突變向上漸變特征，反映沉積物供給減少、水動力減弱的過程(圖5)。

3.1.3 曲流河河漫亞相

河漫亞相以河漫灘微相為主，沉積物粒度細、泥質含量高，紫紅色塊狀泥巖表面常見干裂痕及1～3 cm的鈣質結核，GR曲線幅差低或無幅差，為平直線形或弱齒化(圖5)。

3.2 淺水三角洲相

3.2.1 淺水三角洲平原亞相

研究區淺水三角洲平原長期處于水上的氧化—強氧化環境，以分流河道和泛濫平原微相最常見，偶見決口扇。①分流河道微相相對于曲流河砂體，粒度明顯偏細、分選變好，懸浮次總體含量增加，滾動次總體不發育，粒度曲線為低斜兩段式或三段式；灰白色細砂巖、粉砂巖底部見沖刷面，具Sg-Fm-Fp-Fc-M1的組合；GR為中高幅齒化-微齒化鐘形、鐘形-箱形組合。②決口扇微相底部為巖性突變面，測井曲線為中幅指狀、扁鐘形，向上幅差減小，具底部突變頂部漸變特征，巖相組合為Fr-Ft-M1。③泛濫平原微相，紫紅色泥巖、粉砂質泥巖中常見植物根莖化石、生物潛穴及鈣質結核，測井上表現為厚層直線狀或微齒化特征(圖5)。

3.2.2 淺水三角洲前緣亞相

研究區淺水三角洲前緣亞相屬于水下還原—弱還原環境，是河流和湖浪作用的復合區，可分為3種微相：①水下分流河道微相以灰色、灰綠色粉砂巖、泥質粉砂巖為主，粒度明顯變細、分選更好，累積概率曲線以高斜兩段式最為常見；由于湖水阻力作用導致河道底部為平直的巖性突變面，沖刷面和泥礫不發育，巖相組合為Ft-Fr-Fc-M2；GR為中—高幅鐘形、齒化鐘-箱形組合，具頂、底突變特征。②席狀砂微相是水下分流河道被湖浪破壞而在河道末端重新分布的薄層狀粉細砂巖，具Fr-Fc-Fr-Fc-M2的組合特征，由于粉砂巖與泥巖頻繁互層，測井上表現為中-低幅指形或齒化線狀。③水下分流間灣泥形成于河道間低能環境下，與薄層席狀砂互層，測井上表現為低幅差或微齒化的直線形(圖5)。

圖5 三肇凹陷扶余油層沉積微相類型及特征

3.3 湖泊相

扶余油層沉積期，研究區水體較淺，受季節性河流匯入影響，在凹陷中部、北部的局部低洼區域形成湖泊相沉積，尤以濱淺湖亞相最為發育，集中在MSC1和MSC4層序，為灰、灰黑色泥巖、粉砂質泥巖，巖心上見生物潛穴及斷續狀分布的黃鐵礦，測井上為平行于泥巖基線的直線。

4 扶余油層沉積相展布特征與演化

4.1 扶余油層沉積相展布特征

鄱陽湖現代河流三角洲沉積和野外露頭觀察表明，氣候周期性變化引起湖平面升降，易形成季節性湖泊和周期性河流沖刷、沉積[10-20]，淺水三角洲發育不同時期湖岸線變遷造成平面上泥巖顏色規律性分布。扶余油層沉積時發育多次季節性湖泊，具有枯水期水體分散、洪水期湖泊連片、周期性變動頻繁的特征。①MSC1層序發育時氣候濕潤，北部物源供給不足，三角洲前緣水下分流河道呈窄條狀，砂巖厚度平均為3.5 m，泥巖以弱還原、還原環境的灰綠色、淺灰色和灰黑色最常見；南部物源供應充足，河流作用較強，多條樹枝狀分流河道延伸至凹陷中心，平均厚度約為5.6 m，泥巖以氧化環境的紫紅、紅褐色為主，表明其主要為三角洲平原沉積。②MSC2時期，凹陷中部灰綠、灰色泥巖范圍縮小，南、北兩側出現形成于氧化環境紫紅色、紅褐色泥巖，表明三角洲平原和曲流河開始發育，此時由于水體持續變淺、物源供給不足，窄條狀水下分流河道在遷移過程中不斷變細變薄，湖浪作用使水下分流河道砂體重新分布，在河道末端形成坨狀、片狀席狀砂(圖6)。③MSC3時氣候干旱，紫紅色泥巖范圍擴大，三角洲平原最發育，強烈的河流作用在南部形成一系列樹枝狀分流河道延伸入湖，河道寬度大、平均厚度達7.1 m，北部也有多條寬帶狀曲流河道向前延伸變為樹枝狀分流河道，平均厚度約為4.8 m，周期性發育的分流河流在凹陷中心匯合，是研究區砂體最發育的層序。④MSC4時期，湖盆大規模擴張，凹陷中心出現深灰色、灰黑色濱淺湖相泥巖，灰綠色泥巖范圍擴大，紫紅色泥巖分布減小，MSC4早期以樹枝狀分流河道最發育，河道頻繁改道，形成結網狀水下分流河道，河道末端砂體被湖浪破壞后重新分布形成席狀砂，MSC4晚期河流作用減弱，窄條狀水下分流河道經短距離入湖后即消失不見。

圖6 三肇凹陷扶余油層MSC1—MSC4層序沉積展布特征

4.2 扶余油層沉積模式與沉積演化

扶余油層沉積時氣候周期性變化，在三肇凹陷內形成濕潤型和干旱型2種類型三角洲，濕潤型三角洲發育期以淺水三角洲平原、前緣最發育，分流河道寬度小，呈窄條帶狀、頻繁改道、分叉，河流入湖后砂體迅速變薄，在河道末端形成席狀砂，分流河道間發育灰綠色、灰色泥巖(圖7a)，如MSC1、MSC4；干旱型三角洲以三角洲平原沉積為主，局部見曲流河，分流河道寬而淺、河道呈樹枝狀穩定延伸，向凹陷中心河道規模減小、逐步消亡，分流河道間為紫紅色、雜色泥巖沉積(圖7b)，如MSC2和MSC3。

扶余油層在先水退后水進的背景下基準面升降可分為4個階段：①MSC1時隨扶余油層基準面緩慢下降，北部在遠離物源的條件下，沿平緩的斜坡發育多條窄條狀延伸的水下分流河道沉積，河道間發育灰綠色泥巖，南部物源作用強，三角洲平原較發育，分流河道穩定、沿河道發育大量決口扇(圖7c)；②MSC2時隨基準面開始快速下降，南北物源均大幅度減少，三角洲平原沉積范圍迅速擴大，發育中—小型條帶狀、樹枝狀分流河道，分流河道延伸距離短、發育規模較小，河道入湖后砂體迅速變薄、變細，河道間發育紫紅色、雜色泥巖，三角洲前緣范圍縮小；③MSC3時期基準面下降到最低并開始緩慢上升，此時研究區延續了MSC2時沉積格局，形成以寬帶狀分流河道為骨架的連片砂體，河道間沉積的紫紅色泥巖表面見干裂痕等間歇性暴露標志，表明此時三角洲平原最發育；④MSC4時基準面開始快速上升，淺水三角洲快速向陸退積，研究區以三角洲前緣沉積最發育，淺湖出現并迅速擴大，巖心上見黑色、灰綠色塊狀層理泥巖表面夾斷續狀分布的黃鐵礦顆粒，隨湖浪作用增強，樹枝狀、網狀水下分流河道入湖后迅速變細，末端被湖浪破壞、改造成片狀席狀砂。

圖7 三肇凹陷扶余油層沉積模式與沉積相演化

4.3 扶余油層儲層砂體與致密油關系

沉積相和儲層砂體是控制致密油分布的重要因素，不同沉積微相內砂體和物性差異，導致空間上致密油規律性分布。勘探實踐表明，扶余油層致密油通常分布于砂地比小于35%～60%的曲流河道、分流河道和水下分流河道等骨干砂體中。研究區致密油發育區儲層有效厚度普遍大于6 m，表明砂體厚度是控制致密油富集成藏的重要因素，水下分流河道砂體物性較好、多期次河道疊加易形成厚層狀砂體，有效厚度大，含油性最好，分流河道和曲流河道砂體雖然也具有較高的物性，但河流改道頻繁、砂體厚度較小，含油性也較差。

研究區中部芳25-州182油藏剖面表明，三肇凹陷南部水下分流河道發育穩定，多期水下分流河道垂向疊加，油層數少但單層厚度大；北部分流河道相變快，河道發育期次多、單層厚度小，相應的油層數量增多、單層厚度較薄。垂向上，MSC4層序以三角洲前緣沉積的樹枝狀水下分流河道分布范圍廣，加之鄰近青一段烴源巖，油層數量明顯高于其他層序；MSC3雖然發育大范圍三角洲平原砂體，但儲層砂體離烴源巖距離較遠，油層數量也隨之減少；MSC2和MSC1層序由于埋深較大，含油性較差，試油結果以干層和水層為主。

5 結 論

(1) 扶余油層由LSC1和LSC2長期基準面半旋回組成，可細分為MSC1、MSC2、MSC3和MSC4等4個中期旋回，基準面旋回在MSC3時下降至最低，層序格架內地層近平行接觸，呈現南厚北薄的特征，垂向上各中期旋回地層厚度變化不大。

(2) 扶余油層發育曲流河、淺水三角洲和湖泊等3種沉積相，以三角洲平原分流河道、決口扇和前緣水下分流河道、席狀砂最發育，局部見曲流河河床亞相和濱淺湖亞相。

(3) 扶余油層在先水退后水進背景下基準面演化經歷了MSC1緩慢下降、MSC2快速下降、MSC3緩慢上升和MSC4快速上升4個階段，不同階段沉積相類型、砂體展布存在差異。