程 奇，呂坐彬，楊志成，房 娜，劉洪洲

（中海石油（中國(guó)）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(fā)育灰色泥巖外，還發(fā)育三種特殊巖性：紅褐色泥巖、灰色灰質(zhì)細(xì)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(fù) J油田沙三段沉積早期遼西凸起的古地貌。在巖心精細(xì)描述與薄片觀察的基礎(chǔ)上，結(jié)合測(cè)井響應(yīng)特征與地震反射特征，對(duì)沙三段底部地層進(jìn)行剖析，建立沙三段底部多種巖相成因模式，預(yù)測(cè)有利儲(chǔ)層發(fā)育帶，為該地區(qū)油氣勘探開發(fā)提出新的方向。

1 地質(zhì)概況

J油田位于遼西低凸起中北段，西側(cè)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(qū)主要發(fā)育太古宇潛山、古近系沙河街組、東營(yíng)組和新近系館陶組、明化鎮(zhèn)組等地層。其中沙河街組發(fā)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(qū)構(gòu)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(gòu)造-古地貌形態(tài)對(duì)沉積類型、沉積充填序列具有較強(qiáng)的控制作用，從而控制了儲(chǔ)集砂體的類型[8-9]。因此，對(duì)構(gòu)造-古地貌控制沉積作用的研究是重建沉積體系、預(yù)測(cè)儲(chǔ)集砂體展布的有效途徑[10]。通過恢復(fù)沙三段沉積早期古地貌，并根據(jù)古地貌構(gòu)造特征劃分次級(jí)古地貌單元，進(jìn)而結(jié)合沉積動(dòng)力學(xué)原理，分析各種古地貌控制下的沉積環(huán)境，為后續(xù)的巖相模式的建立奠定基礎(chǔ)。

本文利用地震、測(cè)井及錄井資料，采用回剝技術(shù)及斷失量的趨勢(shì)分析方法，恢復(fù)了古近系沙三段沉積前古地貌。渤海灣盆地在經(jīng)歷古新世-始新世中期的伸展裂陷階段后，沙三段沉積時(shí)期遼西凸起呈隆凹相間的構(gòu)造格局，對(duì) J油田沙三段沉積前古地貌進(jìn)行分析，可識(shí)別出東次隆、西次隆以及中部次凹等3個(gè)二級(jí)地貌單元，次隆地貌單元可進(jìn)一步識(shí)別出陡坡帶、緩坡帶、平臺(tái)區(qū)及溝谷等4類三級(jí)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(fā)育四種巖性，分別為灰色含礫中砂巖、灰色灰質(zhì)細(xì)砂巖、灰色泥巖及紅褐色泥巖。

灰色含礫中砂巖：研究區(qū)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(jié)構(gòu)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(zhì)細(xì)砂巖：研究區(qū)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(zhì)細(xì)砂巖，厚度6.0～8.0 m，相鄰井之間鉆遇的灰質(zhì)細(xì)砂巖厚度變化較小。觀察J-7井巖心，該井沙三段底部發(fā)育一套正粒序特征明顯的砂巖，頂部發(fā)育灰?guī)r、灰質(zhì)粉砂巖，含炭屑，滴鹽酸后強(qiáng)烈起泡，發(fā)育水平層理；中部發(fā)育細(xì)砂巖，顆粒分選磨圓較好，可見丘狀交錯(cuò)層理和斜層理；底部發(fā)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(yùn)的特征。

灰色泥巖：沙三段沉積時(shí)期，J油田普遍發(fā)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(fā)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(zhì)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(diǎn)表現(xiàn)為透鏡狀或中等振幅斷續(xù)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(yùn)距離更遠(yuǎn)。溝谷帶可形成局部的可容納空間，早期風(fēng)化物快速在溝谷堆積、保留，發(fā)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(zhì)細(xì)砂巖巖相：灰質(zhì)細(xì)砂巖地震相特點(diǎn)表現(xiàn)為席狀中等振幅和中連續(xù)反射（圖 4），其發(fā)育位置屬于一個(gè)平臺(tái)區(qū)，古地貌高度中等，附近存在比此古地貌更高的高點(diǎn)。由于古地貌平緩、水體較淺、水動(dòng)力強(qiáng)，砂體經(jīng)過反復(fù)淘洗、改造，形成臺(tái)地式灘壩沉積[11-14]。灘壩砂物性好，屬于有利的油氣儲(chǔ)集相帶，為油田重點(diǎn)挖潛方向。類似油田如勝利油田東營(yíng)凹陷和沾化凹陷，潛山周緣平臺(tái)區(qū)都發(fā)育臺(tái)地式灘壩沉積，頂部往往發(fā)育碳酸鹽巖壩灘，即頂部灰?guī)r[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(fā)育的巖性類型，厚度較大，地震相特點(diǎn)表現(xiàn)為弱振幅連續(xù)反射，形成于淺湖相沉積。

紅褐色泥巖巖相：風(fēng)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(fēng)化殼。風(fēng)化殼從結(jié)構(gòu)上雖具有垂向分帶的特點(diǎn)，但總體呈漸變趨勢(shì)[17]，測(cè)井曲線響應(yīng)特征亦能反映漸變特點(diǎn)，然而J油田鉆遇紅褐色泥巖的井段，測(cè)井曲線從太古宇潛山到沙三段呈明顯的突變，不符合風(fēng)化殼漸變的特征；且J油田沙三段底部紅褐色泥巖質(zhì)地較純，而風(fēng)化殼中黏土層成分復(fù)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(fēng)化殼。

圖4 灰色灰質(zhì)細(xì)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(fēng)化程度越高，大量的黏土類風(fēng)化物經(jīng)過滑坡再搬運(yùn)至鄰近山坡處，堆積形成紅褐色坡積泥巖。根據(jù)沉積學(xué)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(fēng)化產(chǎn)物由于雨雪等作用，借助重力沿斜坡滾動(dòng)，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(yīng)用

5.1 沙三段底部復(fù)雜沉積模式

通過對(duì)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(fā)育于正常濱淺湖沉積，反映了渤海地區(qū)普遍發(fā)育濱湖相沉積的特點(diǎn)；紅褐色泥巖形成于古地貌較高的陡坡帶，構(gòu)造高點(diǎn)的黏土風(fēng)化物快速滑坡搬運(yùn)至斜坡處堆積，形成坡積泥巖；灰色含礫砂巖發(fā)育于溝谷帶中，潛山碎屑風(fēng)化物經(jīng)過短距離搬運(yùn)，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(zhì)細(xì)砂巖形成于古地貌平緩的平臺(tái)區(qū)或緩坡帶，砂巖經(jīng)過淘洗、改造，發(fā)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(zhì)巖潛山經(jīng)歷多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，潛山頂面形成次凹、陡坡帶、緩坡帶、平臺(tái)區(qū)及溝谷等復(fù)雜地貌單元。變質(zhì)巖潛山作為母源，經(jīng)受不同程度的風(fēng)化剝蝕作用后，風(fēng)化產(chǎn)物在不同古地貌區(qū)形成的可容納空間中發(fā)育不同的沉積類型，即古地貌形態(tài)控制了沙三段底部的沉積類型。

在上述沉積模式的指導(dǎo)下，結(jié)合油田古地貌特點(diǎn)，預(yù)測(cè)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(cè)斷層帶附近發(fā)育多個(gè)古地貌溝谷，主要發(fā)育條帶狀坡積砂巖；油田中部古地貌發(fā)育多個(gè)局部平臺(tái)區(qū)，主要發(fā)育灘壩砂巖；油田北部古地貌高部位附近的陡坡帶發(fā)育紅褐色坡積泥巖。

5.2 沙三段底部?jī)?chǔ)層儲(chǔ)集性能

通過建立沙三段底部復(fù)雜沉積模式，可預(yù)測(cè)不同沉積相帶的展布和預(yù)測(cè)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的展布。通過分析生產(chǎn)井生產(chǎn)資料，不同相帶儲(chǔ)集性能不同，次隆邊緣溝谷帶中發(fā)育的含礫粗砂巖，厚度變化快（3～20 m）、成熟度低、物性較差、產(chǎn)能較低，日產(chǎn)量小于3 m3；而位于次隆平臺(tái)區(qū)及緩坡帶發(fā)育的灘壩砂巖，分布穩(wěn)定，儲(chǔ)層厚度普遍為6～8 m，成熟度高、物性較好、產(chǎn)能較高，日產(chǎn)達(dá)到60 m3，且生產(chǎn)穩(wěn)定。

6 結(jié)論

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

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

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