松辽盆地长垣西地区高含砂碳酸盐岩储层特征及储层砂体识别

松辽盆地长垣西地区高含砂碳酸盐岩储层特征及储层砂体识别

前人在松辽盆地的沉积特征研究了大量工作（高瑞奇等，1997；吕晓光等，1999；辛仁辰等，2004；楼章华等，2004；杨玉峰，2004；孙宇等，2006；张庆国等，2007；王建功等，2007；卓洪春等，2007）。虽然取得了许多良好的成绩，但仍存在一些不足之处。另一方面，对大庆长垣地区沉积物特征的研究较少，而对长垣西部斜带区域的研究较弱。另一方面，目前，长垣西部地区的研究仅限于对分散区块地质和单井数据的研究，没有宏观方面的指导和详细研究基础。因此，油田的扩张、空气区的配置和剩余油的剩余勘探是非常困难的。本文在前人研究的基础上,以高分辨率层序地层学及沉积学等理论为指导,通过25口井岩芯精细观察与描述,综合利用596口井的测井、录井及分析化验资料,并结合区域构造演化和其他辅助资料,对松辽盆地长垣以西地区青二、三段高台子油层进行了地层精细划分与对比,将高台子油层划分为1个长期基准面旋回、5个中期基准面旋回、13个短期基准面旋回,以中期基准面旋回为编图单位编制了精细的沉积相平面图,以较高的精度揭示了该区沉积体系的时空展布规律。并识别出两类特殊优质储集砂体:滨浅湖滩坝与滑塌浊积扇,迄今为止,有关松辽盆地的滩坝砂与滑塌浊积扇的砂体特性还未见公开报道。以“相控论”的观点解释了该区沉积特征与油气分布模式,这对油田扩边、调整、挖潜、动态分析、剩余油研究均具有重大意义,同时为下一步在向斜区寻找岩性圈闭油气藏提供了可靠的地质资料。1地层及含油层本文研究区位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县境内,面积约3000km2;构造上处于松辽盆地中央坳陷区西北部,东邻大庆长垣,西接泰康隆起带,包括龙虎泡阶地和齐家-古龙凹陷的北半部(图1)。受基底断裂控制整体为一东倾单向斜坡紧邻大型凹陷的构造格局,钻井揭示该区地层主要由中、新生界组成,自下而上为上侏罗统、白垩系、古近系、新近系和第四系,其中下白垩统为主要的沉积岩系,也是主要产油层,自下而上进一步细分为登娄库组、泉头组、青山口组和嫩江组。青二、三段为该区重要储层及含油层位。高台子油层属于松辽盆地北部沉积体系,是由北部讷河-依安物源、西部英台物源共同作用形成的三角洲复合体,以三角洲前缘、滨浅湖相沉积为主。长垣以西地区高台子油层属于大型凹陷边缘斜坡带成藏,油藏类型主要是复杂的岩性、岩性-断层类油藏,为松辽盆地北部重要的岩性油藏分布区。2层序地层划分通过对长垣以西地区青二、三段25口井总长度2580m岩芯的精细描述,214口关键井的层序地层、沉积相分析,23条地震剖面的解释与界面标定,26条连井对比剖面的编制,对全区596口井的钻测井资料进行了层序地层划分。在综合研究地震、钻井、测井、岩芯及古生物资料的基础上,建立了长垣以西青二、三段高台子油层以短期基准面旋回为单元的等时层序地层对比格架。2.1层序界面识别的基础和关键层序界面识别是实现高分辨率层序地层划分与对比的基础和关键,层序界面的识别应严格以区域不整合面及其对应的整合面为准,以完整旋回内部的湖泛面作为层序界面的观点,笔者不予采纳。(1)地震剖面地质异常研究区高台子油层顶界为姚家组与青山口组地层的分界,即葡萄花油层与高台子油层的分界。①地震反射特征:对应地震反射界面T1-1,SBⅢ1上为中振幅中频率高连续地震相,之下为弱振幅低频低连续地震相(三角洲前缘与湖相地层的分界,以介形虫层为标志),在地震剖面上可以明显看到反射界面T1-1下部的削截现象。SBⅢ1在本研究区内为一区域性的不整合沉积间断面(图2)。②测井曲线标志:SBⅢ1界面(T1-1界面)在测井曲线上表现为:深浅双侧向电阻率值向下大幅度减小,自然伽玛值向下明显增大。测井响应特征为退积与进积的转换面,为向上水体变浅的岩性组合转变为向上水体变深的岩性组合。③岩性标志:SBⅢ1界面上为姚一段底部粉细砂岩组合段,是姚一段初期基准面开始上升沉积的一套灰白色粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩或深灰色、灰色粉砂岩、细砂岩的组合,且间或夹有灰色、深灰色含钙(钙质)泥质粉砂岩、粉砂岩。高台子油层顶界则划在此套厚层夹有钙质粉砂岩的粗粒沉积底界,高台子油层顶部多为一套薄层的0.5～2m厚的绿色泥岩,或薄层绿色泥岩与泥质粉砂岩的组合。因而,SBⅢ1界面在岩性上具有明显突变的识别标志。(2)生物带及微量元素研究区高台子油层底界为青二段与青一段的分界。①地震反射特征:由于SBⅢ2界面隶属于青山口组内部,在地震剖面上无十分明显的反射界面与之对应,但其测井相与岩芯、岩性相标志特征都十分明显。②测井曲线标志:深浅双侧向电阻率值向下大幅度减小,自然伽玛值向下明显增大。③岩性标志:青二段底部多为灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩段或细粒粉砂岩与泥岩混层段,这与下部青一段的大套纯黑色或深灰色浅湖—深湖相泥岩形成明显分界。此外,还有生物组合特征、重矿物含量及微量元素成分特征等识别标志,如塔212井姚一段下部缺乏青三段特征化石——曲线女星介Cyprideapanda,生物带缺失代表层序界面(高台子油层顶面SBⅢ1)附近地层缺失;姚一段孢粉组合类型为桫椤孢-希指蕨孢-盘星藻组合,而下部青三段为桫椤孢-三瓣孢-葡萄藻组合;古88井常量元素Fe、Al含量越过SBⅢ1界面向上突然增大,而Mg/Ca值则突然降低。整个高台子油层构成三级层序Ⅵ(全盆地三级层序框架)的基准面下降半旋回,底界SBⅢ2界面为一明显的沉积转换面,水退初期,SBⅢ2界面为最大湖泛期,此时沉积水体最深,沉积暗色泥质沉积。顶界SBⅢ1界面为明显的侵蚀间断面,是基准面下降至最低点、水体最浅(或处于陆上暴露状态,可见根土岩)时的沉积界面,在三角洲沉积体系中,基准面下降至最低点时,可容空间最小、沉积物供应最多,A/S值达到最小,湖盆整体处于饱和沉积状态,沉积速率较快,水体最浅,多为砂质沉积。2.2顶底标准层控制以高分辨率层序地层学理论为指导,应用“以区域骨架封闭剖面为全区控制标准、以标准层系列组合标志及沉积模式-同生断层模式为指导、以逐级优先逼近为综合对比原则”的陆相油层对比方法,建立研究区统一而精细的单砂体级等时地层格架。对比遵循的原则如下:①利用高台子油层顶底发育的标准层确认长期基准面旋回:高台子油层顶部广泛发育低电阻、高伽玛向上突变为高电阻、低伽玛钙质标准层。高台子油层中部明显有2个高伽玛、低电阻的泥质夹层,分别为中部标准层2和中部标准层3,及3个高电阻、低伽玛的含介形虫粉砂岩层,可作为中部标准层1、中部标准层4和中部标准层5。将高台子组地层明显分为5个中期旋回。高台子油层底部大套暗色泥岩中广泛发育1套中低电阻、高伽玛标准层,顶底标准层对高台子油层准确对比起到至关重要的控制作用(图3)。②依据地层叠加样式和标准层系列组合标志对比中期基准面旋回:中期基准面旋回发育稳定的地层叠加样式。③结合河道上平下凹沉积模式、三维相组合验证方法、同生断层模式、平衡厚度对比法、砂体成因移界法等确定短期基准面旋回界面,最后以封闭骨架剖面检验并确定短期、超短期旋回对比。2.3基准面旋回层序划分根据各级次层序界面和湖泛面的层序地层学意义,以及不同级次基准面升降运动所导致的地层旋回过程和沉积学响应特征,结合钻井岩芯、测井、录井、地震资料的综合分析,及陆相盆地基准面旋回级别划分方案,将研究区高台子油层划分为1个长期基准面旋回、5个中期基准面旋回(自下而上分别为C1、C2、C3、C4、C5沉积旋回,分别对应于GⅣ、GⅢ、GⅡ、GⅠ、G0五个砂岩组)和13个短期旋回(图4),其中的长期、中期和短期旋回层序分别与前人提出的油层、砂岩组和小层砂体划分方案相当。2.4地质构造环境对旋回层序剖面旋回内优选平行和垂直物源方向的26条骨架连井剖面,分析地层旋回性和层序特征在纵向和横向的变化,建立了研究区高台子油层高分辨率层序地层对比格架,以解剖层序地层发育特征。分析认为:(1)长垣以西高台子油层地层厚度变化很大,整体呈西北薄东南厚的趋势(图5),最大厚度差达到313.1m(表1),各砂岩组地层厚度变化也很大,GⅣ砂岩组最大厚度差为139.4m,且G0组顶部部分地层被剥蚀,形成北、西部地区顶部缺失的层序地层新格架。究其原因,认为与青二、三段沉积时期发育的大量同生断层的活动(大量震级岩的发育即可证明)及顶界不整合沉积间断面有关。(2)南北向层序剖面平行物源方向,旋回的构造样式受物源的远近和所处的构造位置影响明显。研究区北部靠近物源区,沉积物供给充足,可容纳空间相对较小,河道微相发育,多发生冲刷剥蚀。向湖盆方向远离物源区,沉积物供给减少,可容纳空间逐渐增加,河口坝和席状砂微相发育,多发生垂向加积作用。东西向层序剖面近垂直物源方向,旋回的样式变化主要受构造差异、同生断层、水系位置、沉积微相等因素控制。受构造位置、沉积物供给量、可容纳空间变化等因素影响,沉积物堆积样式变化较快,砂体厚度向两侧迅速尖灭。(3)长垣以西高台子油层为大型凹陷盆地缓坡带河控浅水三角洲沉积体系,自底部→中部→上部整体为一水退序列沉积,底部为初始水退期,顶部为最大水退期,由高台子湖泊收缩体系域转换为上部的葡萄花油层湖泊扩张体系域。3储层沉积特征基准面旋回的变化控制了储层类型,中、短期旋回相对于长期旋回的位置控制着储层沉积特征。在基准面旋回精细划分的基础上,绘制了长垣以西高台子油层500余口密集探井、评价井及开发井5个沉积时间单元的沉积微相,很好的揭示了主力储积砂体的空间展布。3.1水下分流河道砂体本次研究选取C1、C2、C3、C4、C5五个时间单元沉积微相进行重点研究,通过对沉积微相、断层、构造、动态产能等资料的综合分析,以认清高台子油层的油藏类型、聚油规律及控油模式。沉积微相揭示长垣以西地区高台子油层滨浅湖及三角洲前缘亚相发育,受北部物源和西部物源控制,发育北部三角洲体系和西部三角洲体系。北部三角洲体系发育规模较大,以三角洲前缘亚相沉积为主,几乎控制了大半个研究区域(图6)。在北部物源控制下,沿J68井—J45井、G709井—G93井发育两条水下分流河道,自北向南延伸,分叉频繁,呈树枝状。在两支水下分流河道的末端发育大面积连片的河口坝和席状砂,总体呈现出朵状三角洲特征,这反映出该沉积时期,湖泊水体较深,且高频高幅波动,湖水动力较强,三角洲前缘砂体受到湖水的冲刷、改造程度较高。西部三角洲体系发育规模较小,三角洲前缘相带较窄。在北部和西部三角洲的侧缘发育滨浅湖亚相,C1旋回沉积期,此处发育3处滨浅湖滩坝,呈长条状平行于岸线分布,是湖浪冲刷、搬运作用的结果。在北部和西部三角洲的前端L25井—G11井一带发育富含有机质的纯净黑色泥岩,为半深湖-深湖亚相沉积区。在北部三角洲体系的前三角洲及前方的半深湖—深湖区发育3处滑塌浊积扇沉积,规模较小,呈透镜状分布(图6A),到了C2旋回沉积期,滩坝规模变小,滑塌浊积扇规模变大。总体看研究区北部以水下分流河道沉积为主,砂体连续且延伸较远,直至消失变成薄的席状砂;河口坝、席状砂十分发育。纵向看,自下而上,三角洲前缘相带明显南移,砂体为进积式沉积,高零组时期就成为分流河道相带的优质储层范围最大时期,此时期由北部物源控制的分流河道最为宽泛,分布面积最大。然而,根据以往的研究成果,研究区主力含油区主要集中于研究区中部,即龙虎泡背斜与金腾地区,由沉积微相平面图仔细研究分析可知,主力含油区主要为滨浅湖滩坝、滑塌浊积扇及部分河口坝与席状砂沉积,而研究区北半部大量宽泛的厚层优质河道砂却不含油,为大面积含水区(图7),可见区内最有利储集砂体为滩坝、浊积扇、河口坝及席状砂。这对重新认识该区油藏类型、油水分布规律、布高产能井、水淹方向及剩余油挖潜产生重大影响。3.2两种特殊的微微沙体解剖(1)滩坝砂砂坝是湖浪冲刷、搬运附近三角洲砂体,在滨浅湖区再沉积的产物。如C1旋回沉积时期,在北部和西部三角洲的侧缘塔8井—塔9井一带发育3处滨浅湖滩坝,呈长条状平行于岸线分布,属三角洲侧缘滩坝。而C3与C4旋回沉积时期,齐家油田金6井处发育的小规模滩坝沉积(图6)则是由于火山喷发形成的水下古隆起滩坝(朱筱敏等,1994;邓宏文等,2008)。研究区滩坝岩性以灰色粉砂岩为主,泥质含量少,常含鲕粒及介形类、叶肢介化石,或夹鲕粒灰岩、生物碎屑灰岩薄层。砂岩单层厚度为1～4m,整体厚度最大可达10m(哈2井),可见平行层理、楔状交错层理及波状层理等,以低角度多向倾斜的浪成砂纹交错层理发育为特征(图8),还可见到频繁发育的介壳灰岩层。研究区内发育的滩坝砂可见3种沉积序列:正旋回模式、反旋回模式及组合旋回模式(图8)。通常成分成熟度、结构成熟度均较高。粒度概率曲线为三段式,跳跃次总体较发育,悬浮次总体较少,并且跳跃总体可分为两个次总体,反映出滩坝砂受多组多向水流反复冲刷的特点。滩坝砂垂向上夹在灰绿色滨浅湖泥岩之中,测井曲线为低幅平直背景上的高—中幅指状,厚度较大时可表现为箱形特征(图9D)。据收集的测井解释、录井剖面、试油结果及最新动态资料证实,金6井为齐家油田中心的高产能井,且主力产油层位即为高一、高二砂岩组的优质滩坝砂。(2)c2旋回沉积时期研究区北部三角洲前缘砂体在地震、波浪等事件触发下,沿前缘斜坡发生滑塌,在斜坡的坡度变缓部位或湖底堆积形成滑塌浊积扇(在青二、三段的岩芯观察中发现了大量的原地相震积岩,表明在该时期存在着强烈的地震活动,这就为滑塌浊积扇的形成提供了必要条件)。C1旋回沉积时期,浊积扇规模较小、呈透镜状分布,C2旋回沉积时期,规模较大、平面上呈扇形(图6)。滑塌浊积扇岩性以灰色粉砂岩、泥质粉砂岩为主,垂向上夹于前三角洲或半深湖—深湖相暗色泥岩之中。反映深水沉积环境及重力流成因的沉积构造比较丰富,发育平行层理、块状层理、递变层理、透镜状层理以及沟模、槽模、重荷模、火焰状构造、砂球构造、包卷层理、滑塌变形构造、泥岩撕裂屑和同生小错断等(王家豪等,2009)(图10)。粒度概率曲线为两段式,跳跃次总体与悬浮次总体含量均较高,直线段斜率较小,表明其分选较差。测井曲线特征为平直背景上的齿化钟形或指形(图9E)。4沉积相带控制岩性油气藏分布松辽盆地长垣以西地区为长期继承性发育的向斜构造,青二、三段发育的大型湖泊—三角洲沉积体系与之相匹配,可以形成多种类型的岩性油气藏。其一,在滨浅湖区及半深湖—深湖区发育的滩坝和滑塌浊积扇往往处于烃源岩包围之中,具有“近水楼台”的优势,有利于捕获油气形成砂岩透镜体油气藏;其二,由于向斜的轴部比向斜的两翼沉降幅度大,所以高台子油层沉积时期,受北部三角洲体系控制发育的南北向展布的三角洲前缘砂体,随着沉降和沉积作用的不断进行,向斜东西两翼的砂体会逐渐上倾尖灭,形成砂岩上倾尖灭油气藏;其三,在向斜的东西两翼,上倾的砂体与北北东和北北西向断层匹配,形成断层-岩性油气藏。其四,前文述及,高台子油层组顶部发育一区域性的不整合沉积间断面,因此,在有效烃源岩及合理砂体配置条件下,易形成不整合遮挡油气藏。比如塔2井区即为透镜体圈闭/油藏,塔20井—塔4井区即为岩性上倾尖灭圈闭/油藏、透镜体及断层-岩性圈闭/油藏(邹才能等,2006)。本区岩性油气藏的类型虽多种多样,但综合钻井、地震、测井解释及最新动态资料,研究总结认为,本区油气藏的分布主要受控于沉积相带。可见,坳陷型盆地“相式控油”的理论(邹才能等,2005)在本研究区又一次得到极好地应用与验证。基准面的变化导致沉积沉降中心迁移,而沉积相带直接控制砂体成因类型与空间分布,使油气成藏也呈现出明显的分带性:如图7所示,三角洲内前缘相带最靠近物源区,发育大量厚层河道砂体,连通性好,油气易散失,不易形成岩性圈闭,而成为大范围的含水区;外前缘相带发育成片的河口坝、席状砂及滩坝沉积,砂体厚薄相间,一侧与油缘沟通,另一侧尖灭,易形成上倾尖灭岩性油藏,为油层+水层+干层分布区,前三角洲相带较深水浊积扇砂体易形成纯岩性透镜体油藏,为油层+干层分布区。由此,总结出研究区高台子油层三角洲体系沉积示意图(图11)。可见,沉积相带对砂岩类型与油水分布均有明显的控制作用,并进一步控制了岩性油气藏的分布。这对松辽盆地岩性油气藏的勘探具有着重要的理论及实践意义。5层序地层格架研