渤海海域L油田新近系明化镇组下段与馆陶组储层沉积微相研究

徐中波，康　凯，申春生，何　滨，林国松，李　林

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

渤海海域L油田新近系明化镇组下段与馆陶组储层沉积微相研究

徐中波，康凯，申春生，何滨，林国松，李林

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452）

根据渤海海域L油田3口取心井的岩心观察，结合室内实验测试数据和地球物理资料的综合分析，对L油田新近系明化镇组下段及馆陶组储层的岩石学和沉积学特征进行了综合研究。L油田新近系明化镇组下段与馆陶组储层以长石砂岩为主，明化镇组下段储层砂岩分选中等，磨圆度以次棱角—次圆状为主，而馆陶组储层砂岩的分选较差，磨圆度以次棱角状为主。储层砂岩发育低角度交错层理、槽状交错层理、冲刷面以及植物根茎等河流相沉积构造特征，同时，泥岩以杂色为主，也反映了一种浅水弱氧化-弱还原环境和氧化环境。综合粒度概率累积曲线、C-M图与测井曲线图，认为明化镇组下段主要为曲流河沉积，发育边滩、曲流河道、废弃河道、决口扇和泛滥平原沉积微相；馆陶组主要为辫状河沉积，发育心滩、辫状河道、河道边和河道间沉积微相。

储层特征；沉积微相；明化镇组下段；馆陶组；渤海海域

0　引言

L油田位于渤海海域中南部，处于郯庐走滑断裂带渤南低凸起上，区域构造受郯庐走滑断裂影响，发育2组断层：一组为近南北向的走滑断层，另一组为北东东向的正断层，油田范围共发育185条断层。L油田从上到下钻遇的地层主要有第四系平原组、新近系明化镇组与馆陶组、古近系东营组与沙河街组。L油田目的层为明化镇组下段和馆陶组，含油层段划分为13个油组、47个小层和141个单层，主体区含油层段高度约为500 m，油藏埋深为900～1400m，约70%的单层厚度小于4 m，具有埋藏浅、单油层多且厚度较薄的特征。本次研究的目的层为新近系明化镇组下段与馆陶组。区域研究显示，研究区新近系河流相储层发育，明化镇组下段处于曲流河沉积环境，馆陶组处于辫状河沉积环境［1-4］。

笔者通过L油田储层精细对比、沉积模式与沉积微相研究，认识其单砂体分布规律，搞清其沉积微相分布及演化，并对单砂体级次沉积微相进行研究，以期指导水淹规律及剩余油研究，并为油田科学注水开发及调整挖潜提供地质依据。

1　沉积相标志

1.1储层岩石成分

渤海海域L油田明化镇组下段和馆陶组共有3口取心井56块岩石薄片样品，其中明化镇组下段8块，馆陶组48块。分析结果（图1）显示，研究区目的层段储层岩性以长石砂岩为主。

图1　渤海海域L油田明化镇组下段和馆陶组砂岩成分三角图Fig.1　Triangular diagram of sandstone composition of lower N1m and N1g in L oilfield in Bohai Bay

1.2储层岩石结构

（1）碎屑颗粒粒度

碎屑颗粒粒度是指碎屑颗粒的大小，它是碎屑颗粒最主要的特征，直接决定着岩石的类型和性质。研究区储层砂岩薄片鉴定结果表明，明化镇组下段储层岩性以细—中粒块状结构为主，占样品总数的62.5%，其次为细粒块状结构，占样品总数的37.5%（图2）。该区明化镇组下段储层碎屑颗粒以中砂和细砂级为主，粒度中等，反映水动力条件整体较强的特征。馆陶组储层岩性以细—中粒块状结构为主，占样品总数的34.62%，中—粗粒块状结构和细—中粒块状结构次之，均占样品总数的17.31%，其次为细粒块状结构、不等粒块状结构和粗粒块状结构，它们分别占样品总数的15.38%，7.69%和7.69%。该区馆陶组储层碎屑颗粒以中砂和细砂级为主，分别占样品总数的51.92%和32.69%，粒度中等，反映水动力条件整体较强（图版Ⅰ）。

图2　渤海海域L油田明化镇组下段（a）和馆陶组（b）储层岩心粒度概率Fig.2　Core grain size probability curves of lower N1m（a）and N1g（b）in L oilfield in Bohai Bay

通过对研究区储层砂岩692块粒度分析样品（明化镇组下段111块与馆陶组581块）的粒度概率累积曲线进行分析，发现其形态多样，反映水动力条件复杂，但总体以跳跃+悬浮两段式河流沉积特征粒度概率曲线为主。

根据研究区岩心粒度分析结果编制C-M散点图，并经过深入分析，剔除标准偏差较大的异常散点。通过与帕塞加标准C-M图形对比，笔者认为明化镇组下段和馆陶组均为牵引流沉积（图3）。

图3　渤海海域L油田明化镇组下段（a）和馆陶组（b）储层岩心粒度C-M图Fig.3　Core grain size C-M plot of lower N1m（a）and N1g（b）in L oilfield in Bohai Bay

（2）碎屑颗粒磨圆度

研究区储层砂岩薄片鉴定结果表明，明化镇组下段储层碎屑颗粒磨圆度以次棱角—次圆状为主，占样品总数的66.67%，棱角—次棱角状次之，占样品总数的33.33%；馆陶组储层碎屑颗粒磨圆度可分为棱角状、棱角—次棱角状、次棱角状及次棱角—次圆状，以次棱角状为主，占样品总数的46%，其次为棱角—次棱角状和次棱角—次圆状，分别占样品总数的28.57%和21.43%，棱角状样品仅占样品总数的3.57%。因此，研究区储层砂岩结构成熟度较低，明化镇组下段储层结构成熟度高于馆陶组（图版Ⅰ）。

（3）碎屑颗粒分选性

碎屑岩中碎屑颗粒大小的均匀程度称为分选性［5-6］。研究区薄片鉴定结果表明，明化镇组下段储层碎屑颗粒分选性可分为好、中等和差3个级别，分别占样品总数的16.67%，67.67%和16.67%，其分选性为中等；馆陶组储层碎屑颗粒分选性也可分为好、中等和差3个级别，分别占样品总数的2.17%，21.74%和76.09%，其分选性为差。明化镇组下段储层碎屑颗粒分选性明显好于馆陶组，表明明化镇组下段储层砂岩结构成熟度明显好于馆陶组（图版Ⅰ）。

1.3储层沉积构造

岩石的沉积构造特征可直接反映沉积时占优势的沉积介质和能量条件。研究区目的层段3口取心井岩心观察中常见物理成因的沉积构造，包含低角度交错层理、槽状交错层理、波痕、不连续层理、平行层理、透镜状层理、冲刷面和递变层理，同时还见少量的滑塌构造、包卷层理、爬升波痕、反递变层理及波状层理等。各类沉积构造的组合反映研究区目的层段具有河流沉积的特征。

研究区目的层段岩心观察中见到的与生物生长或活动相关的沉积构造包含植物根、漫游迹、水平潜穴、垂直潜穴、舌形菌迹及生物扰动等。植物根在泥岩和部分薄层砂岩中较为常见，其次为水平潜穴和生物扰动构造，反映陆上或极浅水（淡水或微咸水）的环境特征［7］。

1.4泥岩颜色

泥岩颜色受沉积环境影响较大，受成岩作用影响较小，因此泥岩颜色可作为沉积相标志并用于判断沉积环境［8-9］。研究区3口取心井岩心描述表明，明化镇组下段和馆陶组黏土岩主要为泥岩、砂质泥岩和粉砂质泥岩。明化镇组下段杂色泥岩颜色主要为橄榄灰色、褐色、红褐色、灰褐色、黄灰色、红灰色和白色混杂。馆陶组杂色泥岩颜色主要为橄榄灰色、褐色、红褐色、紫灰色、红灰色、黄色、浅橄榄灰色、灰色、浅黄灰色和浅灰色等混杂。研究区泥岩颜色总体指示沉积环境以弱氧化-弱还原环境和氧化环境为主。

2　单井沉积相

渤海海域L油田明化镇组下段和馆陶组储层砂体发育均质、复合韵律、正韵律与反韵律等4种类型，明化镇组下段GR曲线形态以钟形和箱形—钟形为主，少数为漏斗形和指形；馆陶组GR曲线形态以箱形和钟形—箱形为主，其次为指形，漏斗形较少（图4）。在区域沉积背景分析的基础上，对研究区储层岩石粒度曲线特征及储层岩心薄片等各类沉积相标志进行综合分析，认为本区水动力条件中等—较弱，具有一定的波浪改造作用和河流作用，明化镇组下段为曲流河沉积，馆陶组为辫状河沉积。研究区明化镇组下段和馆陶组47个小层及141个单层的沉积相可划分为9种微相。曲流河沉积可细分为边滩、曲流河道、废弃河道、决口扇和泛滥平原等5种沉积微相；辫状河沉积可细分为心滩、辫状河道、河道边缘和河道间等4种沉积微相。

图4　L6井沉积微相柱状图Fig.4　Columnar section of sedimentary microfacies in L6 well

2.1曲流河沉积

（1）边滩。曲流河沉积过程中凹岸不断被侵蚀，凸岸不断被加积，并在每个曲流段的凸岸沉积了一个点砂坝，垂向上粒度下粗上细，自然伽马曲线一般为钟形（参见图4）。研究区边滩沉积厚度一般为2～4 m，主要为中—细砂岩，并发育槽状与板状交错层理。

（2）曲流河道。底部突变，可见砾岩，发育冲刷面，岩性以中—粗粒砂岩为主。

（3）废弃河道。沉积厚度一般小于2 m，粗粒物质堆积在河床底部，正韵律，呈透镜状。

（4）决口扇。主要由细砂岩与粉砂岩组成。粒度比天然堤沉积物稍粗。具小型交错层理，常见冲蚀与充填构造。岩体形态呈舌形，向河漫平原方向变薄或尖灭，剖面上呈透镜状。一般呈反韵律，漏斗形。

（5）泛滥平原。洪水期形成的河漫沉积区，主要为泥质和砂质。

2.2辫状河沉积

（1）心滩。沉积物颗粒一般较粗，成分复杂，成熟度较低。对称的螺旋横向环流易导致心滩发生侧向加积作用。可形成各种类型的交错层理，岩性以含砾粗砂岩为主，正韵律，厚度一般大于5 m，自然伽马曲线为箱形（参见图4）。

（2）辫状河道。河道迁移迅速，稳定性差，天然堤、决口扇与泛滥平原沉积均不发育，一般不形成牛轭湖。岩性以中—粗粒砂岩为主，厚度一般为2～5 m，正韵律。

（3）河道边缘。沉积规模较小，多见波纹交错层理，以粉砂岩与细砂岩为主，砂岩厚度一般小于2 m。

（4）河道间。规模较小，岩性为大段的泥岩，多与河道边缘沉积毗邻出现［10］。

图5　渤海海域L油田砂岩厚度等值线Fig.5　Sandstone thickness contour in L oilfield in Bohai Bay

3　沉积微相平面展布特征

渤海海域L油田位于渤南低凸起的中段向北东倾没的部位，前人对该区物源方向的认识存在分歧，既有观点认为物源来自北东方向，也有部分观点认为物源来自南西方向［11-13］。本次研究结合地震属性资料，并依据钻井单砂体及小层厚度编制了砂岩厚度图（图5）。从图5可以看出，砂体走向以北东—南西向为主，物源主要来自北东方向。同时，利用镜下薄片鉴定、重矿物和粒度等资料，采取岩屑对比法、ZTR指数法和粒度分析法等3种方法相互校验，最终证实物源以北东向为主。

通过单井相与剖面相分析，在充分考虑古物源及古水流方向、各小层砂岩厚度和砂地比等沉积特征的基础上，分析各井测井曲线特征，参考砂岩厚度及砂地比在各小层的分布趋势，进而对沉积微相平面展布特征进行研究。本次研究认为，研究区物源来自北东方向，沉积体系沿北东—南西向展布。研究区馆陶组（L50～L120油组）为辫状河沉积，发育心滩、辫状河道、河道边缘及河道间等4种沉积微相类型。辫状河道宽而浅，水流湍急而不稳定，沉积物粗而混杂，具典型的垂向加积特征。明化镇组下段（L0～L40油组）各小层以曲流河沉积为主，主要发育边滩、曲流河道、废弃河道、决口扇及泛滥平原等5种沉积微相（图6）。各油层组的沉积微相平面分布存在差异，不同位置砂体的沉积微相类型和规模差异较大，但是垂向上具有很强的继承性。

图6　渤海海域L油田沉积微相Fig.6　Sedimentary microfacies in L oilfield in Bohai Bay

馆陶组砂体呈南西—北东方向展布，L58小层为条带状，研究区范围内砂体均匀分布；L56与L52小层均为透镜状，连续性差；L54与L50小层砂体连片展布，砂体沉积厚度大且连续性较好。L58小层心滩规模小且均匀分布，辫状河道、河道边缘与河道间微相均较发育；L56小层心滩规模很小，零星分布，该层主要发育辫状河道及河道边缘微相，河道间微相也较发育；L54小层较L56小层心滩规模明显增大，辫状河道较为发育；L52小层较L54小层水动力减弱，物源供给不足，心滩规模急剧萎缩，河道数目少，且河道边缘较为发育，河道间非常发育；L50小层较L52小层心滩规模大，处于洪水期，研究区北部主要发育辫状河道和河道边缘微相［参见图5（a）、图6（a）］。

明化镇组下段从L40油组开始，河流水动力减弱，含砂量明显减少，砂体颗粒变细，呈不连续的块状与条带状分布，由辫状河沉积变为曲流河沉积［参见图5（b）、图6（b）］。研究区河流主要呈南西—北东方向延伸，其边滩沉积规模差异较大，L42B单砂层东部河道曲率较大，边滩沉积发育，连续性较好，贯穿整个研究区，特别是北部和西部井区砂体沉积厚度可达10 m以上；L44B单砂层的北部和东部井区边滩连续性较好，规模较大，北东向延伸长度可达5 150 m，宽度可达1 200 m。依据边滩沉积规模和沉积厚度来分析，L44B，L44A，L42B与L40A均为L40油组主力开发单砂体层。

4　结论

（1）渤海海域L油田储层岩性以长石砂岩为主，磨圆度较差，整体以次棱角—次圆状为主，且明化镇组下段储层磨圆度稍好于馆陶组；明化镇组下段储层分选性中等，而馆陶组储层分选性差。

（2）取心井岩心上常见低角度交错层理、槽状交错层理、波痕、不连续层理、平行层理、透镜状层理、冲刷面、递变层理等沉积构造，以及植物根茎和生物扰动构造。这些沉积构造特征反映了河流相等陆上浅水沉积环境。

（3）明化镇组下段和馆陶组泥岩的颜色整体上以灰褐色、黄灰色和褐色等杂色为主，反映其整体上以弱氧化-弱还原环境和氧化环境为主。

（4）明化镇组下段主要发育边滩、曲流河道、废弃河道、决口扇和泛滥平原沉积微相；馆陶组主要发育心滩、辫状河道、河道边和河道间沉积微相。

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图版Ⅰ

图版Ⅰ说明：渤海海域L油田明化镇组下段与馆陶组碎屑岩岩石学特征。1.细砂岩与细—中砂岩，块状结构，分选中等，圆度低，棱角—次棱角状，L8井，明化镇组下段，928.50 m，铸体薄片；2.细—中砂岩，块状结构，分选中等，圆度低，次棱角状，L8井，馆陶组，1 003.20 m，铸体薄片；3.含细砾杂砂岩，块状结构，分选差，圆度低，次棱角状，L8井，馆陶组，1 052.30 m，铸体薄片；4.中砂岩，块状结构，分选中等，圆度低，次棱角状，L8井，馆陶组，1 064.00 m，铸体薄片；5.中—粗砂岩，块状结构，分选差，圆度中等，次棱角—次圆状，L8井，馆陶组，1 135.50 m，铸体薄片；6.中—粗砂岩，块状结构，分选差，圆度低，棱角—次棱角状，L8井，馆陶组，1 183.30 m，铸体薄片

（本文编辑：李在光）

Sedimentary microfacies of Neogene Guantao Formation and lower Minghuazhen Formation in L oilfield，Bohai Bay

Xu Zhongbo，Kang Kai，ShenChunsheng，He Bin，Lin Guosong，Li Lin
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China）

The reservoir petrology and sedimentology of lower Minghuazhen Formation（N1m）and Guantao Formation（N1g）were comprehensively studied by detailed core observation，lab experiment data and geophysical data of 3 coring wells in L oilfield in Bohai Bay.The reservoirs are mainly composed of feldspar sandstone.The sandstone of lower N1m is mainly of medium sorting and subangular-subround roundness，while the sandstone of N1g is mainly of poor sorting and subangular roundness.The sandstone developed various sedimentary structures that can reflect river deposition，including low angle cross bedding，trough cross bedding，erosional surfaces and plant roots.Meanwhile，the variegated mudstone deposited also reflects a kind of shallow weak oxidation-reduction and oxidation environment. Accorded to grain size probability cumulative curves，C-M plot and logging characteristics，the lower N1m mainly developed meandering river deposits that can be divided into point bar，channel，abandoned channel，crevasse splay and floodplain microfacies；whereas，the N1g developed braided river deposits that can be divided into channel bar，braided channel，channel margin and interchannel microfacies.

reservoir characteristics；sedimentarymicrofacies；lower Minghuazhen Formation；Guantao Formation；Bohai Bay

TE121.3

A

1673-8926（2015）05-0161-06

2015-04-21；

2015-07-18

国家重大科技专项课题“渤海海域大中型油气田地质特征”（编号：2011ZX05023-006-002）资助

徐中波（1984-），男，硕士，工程师，主要从事油田开发地质方面的研究工作。地址：（300452）天津市塘沽区闸北路1号渤海石油研究院609信箱蓬莱开发室。电话：（022）25809474。E-mail：xuzhb2@cnooc.com.cn。