高尚堡油田沙三段二、三亚段微相特征研究❋

张 珂， 姜素华,2， 岳家彤， 王元媛， 王忆非

(1.中国海洋大学海洋地球科学学院，山东 青岛 266100； 2.海底科学与探测技术教育部重点实验室，山东 青岛 266100)

1 地质概况

渤海湾盆地东临胶辽隆起，西以山西台向斜为邻；南靠东濮凹陷南缘，北接燕山褶皱带(见图1)。该盆地具有多旋回性、多层系和多油藏类型的特点[5-7]。

南堡凹陷是渤海湾盆地北部一个小型的断陷盆地，位于华北板块东北部、燕山台褶带南缘。南堡凹陷北断南超，具典型的箕状凹陷构造特征[8-9](见图1)。

高尚堡油田位于南堡凹陷北部高柳构造带上，本次研究工区高北斜坡带属于高尚堡油田的一部分(见图1)，高尚堡油田西起西南庄凸起，东到柏各庄断层，南至高北断层，是由多级别的断层控制的构造岩性油藏，油藏埋深2 900～4 600 m[10]。高尚堡油田发育的地层自上而下为第四系平原组(Q)，新近系明化镇组(Nm)、馆陶组(Ng)，古近系东营组(Ed)和沙河街组(Es)。沙河街组地层自上而下又可分为沙一段、沙二段和沙三段。

本次研究共采集了三类样品，分别为：岩石薄片样品，取心井岩心样品以及测井数据。其中，对岩石薄片样品进行各类分析实验达100余样次，拍摄各类镜下照片200余张，根据统计归纳相应深度段地层的薄片分析数据，可大致确定研究区某一小层内岩石的岩性特征以及结构成熟度与成分成熟度；关于岩心样品的采集，笔者共观察了6口研究区的取心井岩心，根据观察岩心上面的岩性构造特征来确定相应深度段地层的沉积环境与微相特征；同时，共采集了50余口井的测井数据，然后对其处理，即，分析相应深度段内岩石的测井曲线形态，来确定该深度段地层的微相发育特征。

(a:南堡凹陷地质背景[5]；b：高尚堡油田区域构造[6,15]；c:高北斜坡带井位图。a:Structural position of Napu sag[5]; b:Geological background of study area[1,15]; c:The map of Well location in research region.)

图1 研究区的区域构造背景
Fig.1 Tectonic setting of study area

2 物源分析

物源分析是盆地研究最重要的一个方面，它对沉积环境和沉积体系的分析具有极其重大的意义[16-17]。对于古物源与古水流方向的判定，目前已存在多种分析方法，比如岩石成分分析、结构成熟度及成分成熟度分析、地层倾角分析、古地磁分析、重矿物分析等[18]。

2.1 成分成熟度

2.2 重矿物分布特征

图亚段砂岩成分成熟度等值线图(左)与ZTR指数等值线图(右)

2.3 地震相

在地震沉积反射特征中,前积层是扇三角洲的重要组成部分，它指示水流前进的方向，可以作为物源分析的重要依据。选取垂直柏各庄凸起和西南庄凸起方向的3条地震剖面，可见明显的前积层(见图3)。根据前积层指向可以看出，在Es32+3沉积时期古水流主要由西北及东北向流向西南向。为了进一步验证该水流方向，本次研究另选取A、B、C 3条切古水流方向的3条剖面，可见地震反射特征上透镜体的存在。故，可判断沉积凹陷内的沉积物主要从柏各庄凸起和西南庄凸起这两个方向向盆地推进，即，Es32+3沉积期，研究区物源主要来自东北和西北这两个方向(见图4)。

图亚段前积层地震剖面

图4 Es32+3亚段垂直水流向地震剖面

3 沉积特征

3.1 岩石类型及结构

图5 岩性分布直方图(左)及砂岩类型分布直方图(右)

3.2 岩石组分分析

图亚段岩石薄片和砂岩类型三角图

油组Oilgroup石英/%Quartz长石/%Feldspar岩屑/%Debris成熟度指数Maturityindex0油组2441350．321油组2637370．352油组2833390．393油组3233350．474油组2834380．395油组3035350．43平均Average2835．536．50．39

4 微相分析

(1)辫状河道

①粒度递变层理——大型交错层理型

辫状河道以底部具粒度递变层理细砾岩为特征，向上过渡为具有交错层理特点的砂质沉积，这种正韵律沉积为河道沉积典型特征。

②反韵律——正韵律型(R2-R3-S1)

这一辫状河道类似于砾质高密度浊流沉积所形成的沉积层序，在这种砾质粗碎屑中床体很难发育和保存，因此，这类沉积层序多由一个底部反递变和上覆的正递变沉积单元组合而成。

③多河道叠覆冲刷型

此类型辫状河道为复合、多期次叠加型河道，前一期次河道沉积受到后期沉积时较强水流改造作用，单一期次底部多含有泥砾等典型冲刷面特征。

④大型交错层理——粒度递变层理型

交错层理是最常见的一种层理类型。研究区岩心观察发现低角度交错层理较常见，槽状交错层理多出现在河道沉积的下部，向上过渡为递变层理。

⑤河道充填——多河道沙坝叠置型

该型河道沉积层序表现为河道充填和多河道沙坝叠置，河道充填底部可见大型交错层理，河道沙坝表现为正粒序。

(2)前缘沙坝

前缘沙坝位于扇三角洲辫状河道的河口前方。具备向上变粗的反韵律序列或者先向上变粗再变细的复合韵律层序，上部与泥岩层突变接触，向盆地方向岩性变细，垂向上为向上变粗的反韵律，分选较好, 测井曲线主要为平滑漏斗形、齿化漏斗形及小型漏斗形或舌形。通过详细的岩心观察研究区识别出2种较典型的前缘沙坝沉积层序：①反粒序递变层理型(见图8)；②沙纹层理—交错层理型(见图8)。

(a,b:Ⅰ型; c: Ⅱ型; d: Ⅲ型;e: Ⅳ型; f: Ⅴ型。a,b: type Ⅰ; c: type Ⅱ; d: type Ⅲ;e: type Ⅳ; f: type Ⅴ.)

图8 高北斜坡带亚段Ⅰ型(左)和Ⅱ型(右)前缘沙坝沉积层序特征Fig.8 TypeⅠand Ⅱfront bar sedimentary sequence features of the E submember in Gaobei slope belt

(3)扇中前缘

扇中前缘位于扇中辫状水道向盆地延伸的部位，沉积物粒度较细，岩性以细砂岩为主。沉积序列底部的冲刷特征弱发育，然而交错层理却很发育，沉积厚度比辫状水道小。其测井曲线为中幅的钟形或箱形，一定程度上反映出河道冲刷作用的减弱。

(4)沙席

沙席微相位于扇三角洲前缘的前端，其砂岩分选较好，岩性主要为粉、细砂岩，具不明显的粒度韵律性。主要发育低角度交错层理、沙纹层理和平行层理，生物成因的沉积构造不发育。其测井曲线主要呈现中幅或高幅指形。

5 砂体展布及沉积微相分布

4油组沉积时期，研究区大部分砂体厚度10～20 m，加密区局部达30 m，辫状河道规模小，以扇中前缘、沙坝和沙席沉积为主。3油组沉积时期，扇体规模扩大，以辫状河道沉积为主，在辫状河道的控制下，砂体沉积持续变厚，大于30 m，加密区砂体厚度达40～50 m，局部更高，为有利储集层提供了基础。2油组沉积时期受沉积体系域控制扇体规模有所减小，辫状河道控制砂体展布，密集井网区以扇中前缘沉积为主，砂体厚度30～40 m。

图9 高北斜坡带亚段岩心沉积构造特征Fig.9 The sedimentary structures of the E submember in Gaobei slope belt

图亚段砂厚和沉积微相分布图Fig.10 Distribution of sands thickness and sedimentary facies of the E submember

6 结论

(2)研究区在目的层位主要发育粗碎屑沉积，结构成熟度及成分成熟度均较差，稳定组分石英含量较少，不稳定成分含量较高，反映沉积物近物源，经历短距离搬运的特点。

[1] 冉启佑, 常学军, 刘翠荣. 高尚堡油田沙三段扇三角洲储层沉积学特征[J]. 石油与天然气地质, 1997, 18(1): 21-27.

Ran Qiyou, Chang Xuejun, Liu Cuirong. Reservoir sedimentary characteristics of fan delta of sha3 in Gaoshangbao oilfield[J]. Oil &Gas Geology, 1997, 18(1): 21-27.

[2] 游秀玲, 金彦君, 常学军. 高尚堡油田沙三段二、三亚段沉积体系与沉积相[J]. 石油与天然气地质, 1997, 18(1): 15-20.

[3] 王友净, 宋新民, 顾斐, 等. 高尚堡深层北区沙三段二、三亚段沉积特征与砂体结构[J]. 油气地质与采收率, 2010, 17(2): 14-16.

[4] 李海燕, 吴胜和, 岳大力. 高尚堡油田深层沙三2亚段沉积微相及成岩储集相特征[J]. 科技导报, 2012, 30(9): 53-61.

[5] Jin Qiang, Cheng FuQi, Gao Yang, et al. Genetic types and accumulation models for biogenic gases in Bohai Bay Basin, eastern China[J]. Canadian Society of Petroleum Geologists, 2016, 64(1): 47-66.

[6] Guo Xiaowen, Liu Keyu, He Sheng, et al. Petroleum generation and charge history of the northern Dongying depression, Bohai Bay Basin, China: Insight from integrated fluid inclusion analysis and basin modelling[J]. Marine and Petroleum Geology, 2012, 32(1): 21-35.

[7] Jiang Su, Henriksen Sverre, Wang Hua, et al. Sequence-stratigraphic architectures and sand-body distribution in Cenozoic rifted lacustrine basins, east China[J]. AAPG Bulletin, 2013, 97(9): 1447-1475.

[8] 李素梅, 董月霞, 王政军, 等. 南堡凹陷潜山原油特征与成因探讨[J]. 沉积学报, 2014, 32(2): 376-384.

Li Sumei, Dong Yuexia, Wang Zhengjun, et al. Characteristics and formation mechanism of deep Oils from Nanpu depression, Bohai Bay Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2014, 32(2): 376-384.

[9] Zhang Junyong, Tang Jianchao, Ma Hui，et al. Fault characteristics in Nanpu sag and their control of reservoirs[J]. Shiyou Diqiu Wuli Kantan Pian Ji Bu, Beijing, 2011; 46(1): 134-138.

[10] 张金亮, 谢俊. 储层沉积相[M]. 北京： 石油工业出版社, 2008.

Zhang Jinliang, Xun Jun. Reservoir Sedimentary Facies[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2008.

[11] Jin Qiang, Wang Rui, Zhu Guangyou, et al. The lacustrine Liangjialou Fan in the Dongying Depression, Eastern China: Deep-water reservoir sandstones in a non-marine rift basin[J]. Journal of Petroleum Geology, 2005, 28(5): 397-412.

[12] 朱光有, 张水昌, 王拥军, 等. 渤海湾盆地南堡大油田的形成条件与富集机制[J]. 地质学报, 2011, 85(1): 97-113.

Zhu Guangyou, Zhang Shuichang, Wang Yongjun, et al. Forming condition and enrichment mechanism of the Nanpu oilfield in Bohai Bay Basin, China[J]. Acta Geologica Sinica, 2011, 85(1): 97-113.

[13] Zhu Weilin, Ge Jiang. Gas exploration potential in offshore Bohai Bay Basin[J]. American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, OK, 2001, 84(9): 1518.

[14] Zuo Yinhui, Qiu Nansheng, Zhang Yuan, et al. Geothermal regime and hydrocarbon kitchen evolution of the offshore Bohai Bay Basin, North China[J]. AAPG Bulletin, 2011, 95(5): 749-769.

[15] Yuan Guanghui, Cao Yingchang, Jon Gluyas, et al. Feldspar dissolution, authigenic clays, and quartz cements in open and closed sandstone geochemical systems during diagenesis: Typical examples from two sags in Bohai Bay Basin, East China[J]. American Association of Petroleum Geologists(AAPG), 2014， 99(11): 2121-2154.

[16] 赵红格, 刘池洋. 物源分析方法及研究进展[J]. 沉积学报, 2003, 21(3): 409-415.

Zhao Hongge, Liu Chiyang. Approaches and prospects of provenance analysis[J]. Acta Sedimentary Sin， 2003， 21(3): 409-415.

[17] 赵澄林, 朱筱敏. 沉积岩石学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2001.

Zhao Chengling, Zhu Xiaomin. Sedimentary Petrology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2001.

[18] Hu Zongquan, Zhu Xiaomin, Peng Yongmin. Analysis of provenance and palaeocurrent direction of Jurassic strata at Chepaizi Region in northwest edge of Junggar Basin[J]. J Paleogeogr, 2001, 3(3): 49-54.

[19] 岳艳. 浅谈重矿物物源分析方法[J]. 科技情报开发与经济, 2010, 20(12): 138-140.

Yue Yan. Introduction to heavy mineral analysis method[J]. Sci-Tech Information Development & Economy, 2010, 20(12): 138-140.

[20] 张昌民, 朱锐, 尹太举, 等. 扇三角洲沉积学研究进展[J]. 新疆石油地质, 2015, 36(3): 362-368.

Zhang Changmin, Zhu Rui, Yin Taiju, et al. Advance in fan deltaic sedimentology[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2015, 36(3): 362-368.