渤海海域歧口18-1油田沙二段沉积相研究

孙磊 （中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油勘探开发研究院 天津300457）

歧口18-1油田位于渤海西部海域歧南断阶带海四大断层下降盘，为3个断鼻构造组成。油田主力储层为古近系沙河街组沙二段，油田生产过程中存在储层连通性认识不清，油田产量递减，为了保持该油田增产稳产，需要进一步深入分析认识油田储层沉积微相，并在此基础上进行调整井工作。

1 区域构造特征

图1 歧口地区沙二段沉积期地理与构造特征

古近系沙河街期，当时的渤海西部海域地理特征为：湖泊与高地。歧口凹陷位置当时为湖泊，沙垒田和埕子口位置为高地，在湖泊与高地之间发育入湖的斜坡地带。沙垒田入湖斜坡带为陡坡带，埕子口入湖带为缓坡带（见图1）。渤海西部海域（现今地质情况）凹陷与凸起经由斜坡带连接并存，主要凹陷有歧口凹陷，其南部为埕子口凸起，东部为沙垒田凸起，在沙垒田凸起与埕子口凸起之间发育沙垒田南部次级凹陷与歧南断阶带（见图1）。

海四断裂带位于歧南断阶带的第二个断阶上，发生于渤海西部海域中生界底部泰山群，其走向受郯芦——沧东大断裂影响，呈北北东向，其倾向为西北，倾角很大。

2 古近系沙二段沉积期歧口18-1油田构造特征

位于海四断层下降盘，为一鼻状构造，南部为一大断层与歧口18-2油田相隔，油田内部发育多个次级断层，将油田内部构造分为3个次级独立断块：北块、中块、南块（见图2）。

图2 歧口18-1油田沙二段顶面构造图

3 歧口18-1油田沙二段高频层序地层格架

表1 歧口18-1油田沙二段小层划分表

图3 歧口18-1油田沙二段小层精细对比

歧口18-1油田沙二段沉积有一个完整的三级层序，其顶、底界为一沉积不整合界面与沙三段相接。根据沉积旋回理论，应用层序地层学体系域方法，在层序地层格架内部进一步细分为5个四级层序（见表1），这5个四级层序分别对应油田生产中的5个油组。每个四级层序内部进一步细分为相对低水位体系域、水进体系域和高水位体系域3个次级沉积小层，合计沙二段共发育13个小层（见图3）。

4 歧口18-1油田沙二段沉积体系

歧口18-1油田沙二段沉积物源来自南部的埕子口凸起，工区内部发育扇三角洲沉积体系，分别为扇三角洲前缘亚相沉积和扇三角洲前缘滑塌伴生浊积扇沉积两个类型沉积相。

4.1 扇三角洲前缘沉积亚相

在取心井段识别出扇三角洲前缘亚相水下分流河道、水下分流河道间、水下沙坝及前三角洲泥沉积；在此基础上建立岩电关系公式，应用神经网络方法进行未取心井段的岩相识别；建立地震属性特征与扇三角洲前缘的地质关联，在地震剖面上识别出该种微相；平面上应用以上所有信息采用序贯高斯指示模拟方法进行亚相模拟，结果认识如下：

沙二段沉积早期，来自埕子口凸起的物源物质经过长途搬运进入工区，呈现扇三角洲前缘沉积模式，由于区域水退，水体相对变浅，砂体发育规模大，连续性好，沉积厚度中心位于P3井、P1井附近，分选稍差，剖面层位相当于沙二段的四、五油组，此时水下河道发育最鼎盛，扇三角洲前缘亚相在工区大规模沉积。

进入沙二段中后期（一、二、三油组沉积时期），由于区域水进、水体相对变深，扇三角洲前缘相对退后，因此工区砂体沉积厚度相对较薄。

4.2 浊积体沉积

本区前人认识一般为扇三角洲前缘亚相沉积，此次研究工作识别出了浊积岩相沉积。

该地区浊积岩与一般浊积沉积不同的是，物源不是直接注入而是在同生断层和洪水的触发机制作用下，在断层处形成点源沉积，受地势、物源等因素的影响，浊积扇发育面积比较小，平面上呈朵状，长宽比小，一般为1∶1.5～1∶2。地震剖面上显示为地震轴突然增多，或者逐渐减弱、突然消失，这表示滑塌浊积体与周边围岩存在相变的反应。

4.2.1 浊积砂体形成的区域沉积背景条件 三角洲前缘是浊积体发育的有利场所，三角洲前缘砂体是滑塌浊积体的主要物源，由于各种触发机制如重力、波浪回流等多种因素造成三角洲前缘砂体滑塌形成浊积体。这些浊积体在三角洲前缘或近或远的位置沉积下来，其滑塌主体通常沉积在三角洲前缘斜坡的坡脚，与三角洲前缘砂体在垂向上相互叠置，在平面上紧密相连，一般二者之间联通性较好。远离坡脚的地方也可能会沉积一些孤立的滑塌浊积体（见图4）。

4.2.2 浊积岩相单井识别 由于三角洲前缘浊积岩石由扇三角洲前缘砂体的滑塌再搬运形成，因此，其粒度特征具有继承性，与上述的扇三角洲前缘类似，只是排列组合方式改变了。在粒度概率曲线图上，浊积岩多呈弧形、一段式或平缓的二段式，主要是悬浮总体组成，悬浮总体含量一般超过60%。工区取心井中发现大量浊积典型沉积特征为鲍马沉积序列，有完整的和不完整的。完整的鲍马序列可以看到清晰的5个沉积构造单元组合。

图4 歧口18-1油田沙河街组下降盘沉积动力示意图

递变层段（A段），灰色、灰白色细砂岩，厚度10～20 cm，与下部地层呈冲刷构接触，见撕裂状的泥质条带，底部具槽铸型、沟铸型底痕，向上发育递变构造，或块状构造，是砂质高密度浊流快速悬浮沉积作用的结果。平行层理段（B段），灰绿色，粉砂岩，厚度一般5～10 cm，主要显示为平行层理，大部分样品中的层理清晰，层理厚度3～5 mm，与下伏A段渐变接触，是高密度流向低密度流转化的产物，由悬浮沉积物分凝作用形成。变形层理段（C），灰绿色粉砂岩，以包卷层理为主，也见波纹层理。与下伏层段的界限清楚，呈突变接触，是浊积岩后期由低密度流转化为牵引流沉积作用的产物，是由低流态的小型水流波痕迁移、拖曳的结果。水平纹理段（D），深灰色粉砂岩，泥质粉砂岩，厚度5～10 cm，水平纹理，纹理比较清晰，纹理厚度2～5 mm，与下部层段或渐变接触或突变接触，是浊流能量逐渐降低，在比较缓慢的悬浮沉积作用条件下形成的。

表2 鉴定沉积环境的沉积函数表

泥岩段（E），深灰色，页岩或块状泥岩，是浊流消失后，由留在后面的稀释的悬浮浊雾状水流和深湖悬浮沉积的泥岩。鲍马序列是浊积的典型特征，它的出现更加证明了歧口18-1油田沙二段储层浊积体的事实。

4.2.3 判别函数判别浊积砂体沉积 由于沉积岩的粒度受搬运介质、搬运方式、搬运距离及沉积环境等因素控制，因此从沉积岩的粒度性质中可以反向推断出沉积环境（见表2）。由判别函数可知，扇三角洲前缘亚相沉积中夹杂事件性的浊流沉积体。

5 两种沉积亚相空间配置关系

浊积体以两种方式存在于扇三角洲前缘亚相沉积中，一是与扇三角洲前缘亚相水下分流河道、河道间微相共存，剖面上砂体互相叠置，连通性较好，因为工区井少，区分此种浊积体难度较大，因此这种类型浊积体不做单独分开研究，可以将其与扇三角洲储层放在一起做综合分析。二是远离断层坡脚，单独成扇的浊积体，此种浊积体较易分辨，例如QK18-1-1井、QK18-1-2D井就发育这种浊积体，因此这两口井在储层对比中厚度明显较其余井增大。

6 结论

歧口18-1油田沙二段主要发育扇三角洲沉积体系，分别为扇三角洲前缘亚相和基于扇三角洲前缘滑塌的浊积体亚相。其发育分5个四级层序，13个体系域，即5个油组、13个小层。工区发育两种分布模式，即紧邻断层坡脚处、与扇三角洲前缘亚相混在一起的浊积体；远离断层坡脚，单独呈类扇状分布的浊积体。高频层序地层格架建立时应考虑将浊积体剔除出去，因为浊积体为事件型沉积，不能表现出沉积基准面升降特征。■

[1]刘忠保，王新海.浊积砂体形成与分布的沉积模拟[M].北京：石油工业出版社，2010.

[2]陈程，孙义梅，邓宏文.油田开发后期扇三角洲前缘微相分析及应用[J].现代地质，2001（1）：88-93.