松辽盆地北部三肇凹陷扶余致密油层浅水三角洲沉积特征及演化

卜春明

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163514)

0 引 言

自1954年Fisk首次提出浅水三角洲的概念以来，此类形成于浅水淌流湖盆中的特殊三角洲一直是沉积学研究的热点[1-2]。浅水三角洲中以分流河道为骨架的砂岩与相邻湖相泥岩构成优越的成藏组合，为致密油的发育提供了良好的地质基础[3]。三肇凹陷、齐家-古龙凹陷等大庆外围油田在保持510×104t/a的产能稳产13 a后，扶余油层剩余致密油资源量仍高达11.7×108t，是致密油勘探重要目的层[4]。扶余油层纵向小层多、单层厚度薄、砂体相变快，建立准确的层序格架是沉积相研究和砂体预测的基础。

前人对扶余油层层序格架进行了大量研究，如邓宏文等[5]将扶余油层分为1个长期和3个中期基准面旋回；孙雨等[6]在扶新隆起带扶余油层中识别出1个长期上升半旋回和4个中期旋回；胡明毅等[7]认为头台油田扶余油层为一个长期上升半旋回，内部可分为7个短期旋回；孙春燕等[8]将州311区块泉四段分为2个长期旋回和5个中期旋回。上述研究多集中于钻井资料较齐全的开发区，三肇凹陷内各区块间扶余油层小层划分长期以来存在较大差异，对扶余油层地层格架缺乏统一认识，因此，难以将其作为统一的整体进行沉积特征和演化规律研究，导致扶余油层致密油整体动用程度较低。此次研究综合多种地质资料，在扶余油层层序格架划分和对比的基础上，利用多种相标志明确三肇凹陷沉积相类型、展布规律及其对基准面升降变化的响应，为储集砂体预测和致密油规模化提质增储提供地质依据。

1 区域地质概况

三肇凹陷是松辽盆地北部一个呈三角形展布的富油凹陷(图1a)，扶余油层是凹陷内最主要的致密油产层，分为扶Ⅰ、扶Ⅱ、扶Ⅲ油层组，内部细分为17个小层。扶余油层沉积时处于盆地基底整体一致下降的坳陷盆地发育阶段，此时盆地地形平缓、湖盆面积巨大，湖水覆盖面积超过20×104km2，气候周期性变化导致湖平面波动频繁，受古嫩江、古松花江水系影响，盆地周边发育的讷河、拜泉-青冈、怀德、保康、白城、齐齐哈尔等6大物源体系延伸入湖，在盆地内形成多物源、环带状分布的碎屑岩沉积。三肇凹陷即位于多个物源交汇区(图1b)，凹陷南部保康物源自南向北流入，凹陷北部拜泉-青冈物源自北向南流入，在榆树林地区交汇后向东流出，充足的物源供给在凹陷内形成大型浅水三角洲沉积体系，广泛分布的三角洲平原和前缘分流河道砂体构成研究区致密油良好的储层。

图1 研究区构造位置及扶余油层物源方向

2 高分辨率层序地层格架

2.1 层序界面特征

研究区层序界面主要为不同级别的不整合面和湖泛面，岩性上表现为冲刷侵蚀面、沉积间断或岩性(相)突变，测井上表现为退积—进积的转换面[9]。MSB1为区域性暴露不整合或冲刷侵蚀界面，由扶余油层底部发育的一套厚度约为1～4 m的灰绿色湖沼相泥岩，向上突变为浅灰色中粗砂岩，地震上对应于T21的中—高振幅、中—高连续的波峰(图2)。MSB2为局部暴露不整合或相序转化，由扶Ⅲ油层组顶洪泛泥岩突变为三角洲平原分流河道砂岩，地震上对应于较强振幅连续反射。MSB3是基准面旋回降至最低时曲流河或分流河道对下伏三角洲前缘泥岩的冲刷面，全区分布稳定，砂岩底部见砾石、泥砾等滞留沉积，测井上具底部突变特征，对应于中—高振幅的连续反射。MSB4为扶I油层组内三角洲前缘灰色、深灰色泥岩突变为分流河道砂岩的相序转化面，GR曲线呈高值指状。MSB5为扶余油层顶部细砂岩与青一段最大湖泛期黑色油页岩分界面，地震上对应于T2的强反射连续波峰。

图2 三肇凹陷扶余油层层序界面特征

2.2 扶余油层高分辨率层序地层格架

扶余油层经历了先水退后水进的沉积过程，可分为2个长期半旋回和4个中期旋回(图3)。凹陷南北2条连井层序对比剖面(图1a)表明，扶余油层地层近于平行接触，地层顶、底及内部各层序界面稳定，对比关系良好，其中北部地层自西向东依次减薄，南部则呈西薄东厚变化趋势。凹陷北部MSC1、MSC2时期基准面连续下降，以下降半旋回为主的不对称结构最发育，地层厚度由西侧井10的116.2 m向东逐渐减薄至井25的88.8 m，由于东北物源规模较小，分流河道宽度窄、砂岩厚度较小(图4a)；MSC3时期发育不对称上升半旋回，河道规模明显增大、连续性好；MSC4时期基准面上升，湖平面达到最大，分流河道迅速向陆退积，泥质沉积明显增多、砂体厚度减小。

图3 三肇凹陷扶余油层高分辨率层序地层格架

图4 三肇凹陷扶余油层高分辨率层序及砂体对比剖面(剖面位置见图1a)

3 扶余油层沉积相类型

岩相类型、粒度曲线和测井组合等相标志分析结果表明，研究区扶余油层属于曲流河—浅水三角洲沉积体系，包括3种沉积相、6种亚相和10种微相(表1)。

表1 三肇凹陷扶余油层沉积微相特征

3.1 曲流河沉积相

3.1.1 曲流河河床亚相

曲流河主要发育在MSC3、MSC2层序，分为河床、堤岸和河漫等3个亚相。河床亚相河道微相粒度普遍较粗，以跳跃和滚动次总体为主，含部分悬浮次总体，为低斜三段式曲线；常见灰白色中粗砂岩、细砂岩，底部见冲刷构造和砾石，岩相组合为Sg-Sm-St-Sh-Fr；GR曲线为高幅箱形、钟形，多期河道叠加形成厚层状箱形、齿状箱形(图5)。

3.1.2 曲流河堤岸亚相

堤岸亚相以天然堤微相为主，常见粉砂岩、泥质粉砂岩，呈Ft-Fr-Ft-Fr-Fc的组合；由于天然堤厚度小，GR低幅和中高幅异常频繁交替、齿化严重，具底部突变向上渐变特征，反映沉积物供给减少、水动力减弱的过程(图5)。

3.1.3 曲流河河漫亚相

河漫亚相以河漫滩微相为主，沉积物粒度细、泥质含量高，紫红色块状泥岩表面常见干裂痕及1～3 cm的钙质结核，GR曲线幅差低或无幅差，为平直线形或弱齿化(图5)。

3.2 浅水三角洲相

3.2.1 浅水三角洲平原亚相

研究区浅水三角洲平原长期处于水上的氧化—强氧化环境，以分流河道和泛滥平原微相最常见，偶见决口扇。①分流河道微相相对于曲流河砂体，粒度明显偏细、分选变好，悬浮次总体含量增加，滚动次总体不发育，粒度曲线为低斜两段式或三段式；灰白色细砂岩、粉砂岩底部见冲刷面，具Sg-Fm-Fp-Fc-M1的组合；GR为中高幅齿化-微齿化钟形、钟形-箱形组合。②决口扇微相底部为岩性突变面，测井曲线为中幅指状、扁钟形，向上幅差减小，具底部突变顶部渐变特征，岩相组合为Fr-Ft-M1。③泛滥平原微相，紫红色泥岩、粉砂质泥岩中常见植物根茎化石、生物潜穴及钙质结核，测井上表现为厚层直线状或微齿化特征(图5)。

3.2.2 浅水三角洲前缘亚相

研究区浅水三角洲前缘亚相属于水下还原—弱还原环境，是河流和湖浪作用的复合区，可分为3种微相：①水下分流河道微相以灰色、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩为主，粒度明显变细、分选更好，累积概率曲线以高斜两段式最为常见；由于湖水阻力作用导致河道底部为平直的岩性突变面，冲刷面和泥砾不发育，岩相组合为Ft-Fr-Fc-M2；GR为中—高幅钟形、齿化钟-箱形组合，具顶、底突变特征。②席状砂微相是水下分流河道被湖浪破坏而在河道末端重新分布的薄层状粉细砂岩，具Fr-Fc-Fr-Fc-M2的组合特征，由于粉砂岩与泥岩频繁互层，测井上表现为中-低幅指形或齿化线状。③水下分流间湾泥形成于河道间低能环境下，与薄层席状砂互层，测井上表现为低幅差或微齿化的直线形(图5)。

图5 三肇凹陷扶余油层沉积微相类型及特征

3.3 湖泊相

扶余油层沉积期，研究区水体较浅，受季节性河流汇入影响，在凹陷中部、北部的局部低洼区域形成湖泊相沉积，尤以滨浅湖亚相最为发育，集中在MSC1和MSC4层序，为灰、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩，岩心上见生物潜穴及断续状分布的黄铁矿，测井上为平行于泥岩基线的直线。

4 扶余油层沉积相展布特征与演化

4.1 扶余油层沉积相展布特征

鄱阳湖现代河流三角洲沉积和野外露头观察表明，气候周期性变化引起湖平面升降，易形成季节性湖泊和周期性河流冲刷、沉积[10-20]，浅水三角洲发育不同时期湖岸线变迁造成平面上泥岩颜色规律性分布。扶余油层沉积时发育多次季节性湖泊，具有枯水期水体分散、洪水期湖泊连片、周期性变动频繁的特征。①MSC1层序发育时气候湿润，北部物源供给不足，三角洲前缘水下分流河道呈窄条状，砂岩厚度平均为3.5 m，泥岩以弱还原、还原环境的灰绿色、浅灰色和灰黑色最常见；南部物源供应充足，河流作用较强，多条树枝状分流河道延伸至凹陷中心，平均厚度约为5.6 m，泥岩以氧化环境的紫红、红褐色为主，表明其主要为三角洲平原沉积。②MSC2时期，凹陷中部灰绿、灰色泥岩范围缩小，南、北两侧出现形成于氧化环境紫红色、红褐色泥岩，表明三角洲平原和曲流河开始发育，此时由于水体持续变浅、物源供给不足，窄条状水下分流河道在迁移过程中不断变细变薄，湖浪作用使水下分流河道砂体重新分布，在河道末端形成坨状、片状席状砂(图6)。③MSC3时气候干旱，紫红色泥岩范围扩大，三角洲平原最发育，强烈的河流作用在南部形成一系列树枝状分流河道延伸入湖，河道宽度大、平均厚度达7.1 m，北部也有多条宽带状曲流河道向前延伸变为树枝状分流河道，平均厚度约为4.8 m，周期性发育的分流河流在凹陷中心汇合，是研究区砂体最发育的层序。④MSC4时期，湖盆大规模扩张，凹陷中心出现深灰色、灰黑色滨浅湖相泥岩，灰绿色泥岩范围扩大，紫红色泥岩分布减小，MSC4早期以树枝状分流河道最发育，河道频繁改道，形成结网状水下分流河道，河道末端砂体被湖浪破坏后重新分布形成席状砂，MSC4晚期河流作用减弱，窄条状水下分流河道经短距离入湖后即消失不见。

图6 三肇凹陷扶余油层MSC1—MSC4层序沉积展布特征

4.2 扶余油层沉积模式与沉积演化

扶余油层沉积时气候周期性变化，在三肇凹陷内形成湿润型和干旱型2种类型三角洲，湿润型三角洲发育期以浅水三角洲平原、前缘最发育，分流河道宽度小，呈窄条带状、频繁改道、分叉，河流入湖后砂体迅速变薄，在河道末端形成席状砂，分流河道间发育灰绿色、灰色泥岩(图7a)，如MSC1、MSC4；干旱型三角洲以三角洲平原沉积为主，局部见曲流河，分流河道宽而浅、河道呈树枝状稳定延伸，向凹陷中心河道规模减小、逐步消亡，分流河道间为紫红色、杂色泥岩沉积(图7b)，如MSC2和MSC3。

扶余油层在先水退后水进的背景下基准面升降可分为4个阶段：①MSC1时随扶余油层基准面缓慢下降，北部在远离物源的条件下，沿平缓的斜坡发育多条窄条状延伸的水下分流河道沉积，河道间发育灰绿色泥岩，南部物源作用强，三角洲平原较发育，分流河道稳定、沿河道发育大量决口扇(图7c)；②MSC2时随基准面开始快速下降，南北物源均大幅度减少，三角洲平原沉积范围迅速扩大，发育中—小型条带状、树枝状分流河道，分流河道延伸距离短、发育规模较小，河道入湖后砂体迅速变薄、变细，河道间发育紫红色、杂色泥岩，三角洲前缘范围缩小；③MSC3时期基准面下降到最低并开始缓慢上升，此时研究区延续了MSC2时沉积格局，形成以宽带状分流河道为骨架的连片砂体，河道间沉积的紫红色泥岩表面见干裂痕等间歇性暴露标志，表明此时三角洲平原最发育；④MSC4时基准面开始快速上升，浅水三角洲快速向陆退积，研究区以三角洲前缘沉积最发育，浅湖出现并迅速扩大，岩心上见黑色、灰绿色块状层理泥岩表面夹断续状分布的黄铁矿颗粒，随湖浪作用增强，树枝状、网状水下分流河道入湖后迅速变细，末端被湖浪破坏、改造成片状席状砂。

图7 三肇凹陷扶余油层沉积模式与沉积相演化

4.3 扶余油层储层砂体与致密油关系

沉积相和储层砂体是控制致密油分布的重要因素，不同沉积微相内砂体和物性差异，导致空间上致密油规律性分布。勘探实践表明，扶余油层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体中。研究区致密油发育区储层有效厚度普遍大于6 m，表明砂体厚度是控制致密油富集成藏的重要因素，水下分流河道砂体物性较好、多期次河道叠加易形成厚层状砂体，有效厚度大，含油性最好，分流河道和曲流河道砂体虽然也具有较高的物性，但河流改道频繁、砂体厚度较小，含油性也较差。

研究区中部芳25-州182油藏剖面表明，三肇凹陷南部水下分流河道发育稳定，多期水下分流河道垂向叠加，油层数少但单层厚度大；北部分流河道相变快，河道发育期次多、单层厚度小，相应的油层数量增多、单层厚度较薄。垂向上，MSC4层序以三角洲前缘沉积的树枝状水下分流河道分布范围广，加之邻近青一段烃源岩，油层数量明显高于其他层序；MSC3虽然发育大范围三角洲平原砂体，但储层砂体离烃源岩距离较远，油层数量也随之减少；MSC2和MSC1层序由于埋深较大，含油性较差，试油结果以干层和水层为主。

5 结 论

(1) 扶余油层由LSC1和LSC2长期基准面半旋回组成，可细分为MSC1、MSC2、MSC3和MSC4等4个中期旋回，基准面旋回在MSC3时下降至最低，层序格架内地层近平行接触，呈现南厚北薄的特征，垂向上各中期旋回地层厚度变化不大。

(2) 扶余油层发育曲流河、浅水三角洲和湖泊等3种沉积相，以三角洲平原分流河道、决口扇和前缘水下分流河道、席状砂最发育，局部见曲流河河床亚相和滨浅湖亚相。

(3) 扶余油层在先水退后水进背景下基准面演化经历了MSC1缓慢下降、MSC2快速下降、MSC3缓慢上升和MSC4快速上升4个阶段，不同阶段沉积相类型、砂体展布存在差异。