南堡凹陷高柳斜坡带沙三段优势储层控制因素及分布预测

康海军，付 江，仲学哲，沈贵红

(中石油冀东油田勘探开发研究院，河北 唐山 063004)



南堡凹陷高柳斜坡带沙三段优势储层控制因素及分布预测

康海军，付 江，仲学哲，沈贵红

(中石油冀东油田勘探开发研究院，河北 唐山 063004)

高柳斜坡带沙三段是南堡凹陷岩性油气藏勘探的重点区之一。通过沉积特征分析及储层物性统计，研究了高柳斜坡带优势储层发育的控制因素。结果表明，南堡凹陷高柳斜坡带沙三段储层物性受地层埋深、岩性粒度及微相类型综合控制。根据地层埋深与储层物性关系，垂向上优选出SQ31、SQ32、SQ41、SQ42四个有利层段，再结合岩性粒度及微相类型明确了研究区三角洲前缘水下分流河道的中粗砂岩为优势储层发育有利岩相带，进而预测了高柳斜坡带三类有利的储集相带的平面展布，为研究区岩性油气藏勘探提供了重要的地质理论指导。

南堡凹陷；高柳斜坡带；沙三段；砂岩储层；控制因素

1 引 言

高柳斜坡带是目前南堡凹陷油气勘探的重点区。前期勘探结果表明，高柳斜坡带处于柏各庄、西南庄大型扇三角洲前缘交汇区[1]，构造—岩性等隐蔽型圈闭较为发育[2,3]。特别是近些年在该区古近系沙三段(Es3)进行的油气勘探中，以岩性圈闭为主要目标的多口探井陆续获得成功，展示了高柳斜坡带岩性圈闭油气藏的勘探潜力[4,5]。对于岩性油气藏而言，沉积储层分析是最为重要的基础工作。针对南堡凹陷砂岩储层预测工作，董月霞等人通过对不同构造背景下形成的层序样式及其对砂体展布的控制作用进行分析，对南堡凹陷东营组砂岩储层进行了系统预测[6]；杨国涛等则利用地震属性融合与反演技术，进行地震约束的储层建模，完成了对南堡凹陷拾场次凹沙三段砂岩储层分布进行预测[7]。尽管前人针对南堡凹陷第三系砂岩储层进行了相应的分析工作，但对于高柳地区而言，该区沙三段优势储层分布及其控制因素尚不明确，优势储层的预测工作相对缺乏。因此，本文以高柳斜坡带沙三段砂岩储层物性控制因素分析为切入点，开展了对该区砂岩优势储层的预测工作。

2 地质概况

南堡凹陷为典型的北断南超结构箕状凹陷[8,9](图1)。凹陷内主要发育古近系沙河街组(Es)、东营组(Ed)及新近系明化镇(Nm)、馆陶组(Ng)地层，为渤海湾盆地北侧小型油气富集区。本文研究区高柳斜坡带位于南堡凹陷北部，东以柏各庄断裂、西以西南庄断裂、南以高柳断层为边界，由2个正向构造单元(高尚堡、柳赞构造带)和1个负向构造单元(拾场次洼)组成[10,11]。高柳斜坡带形成演化可划分为4个构造阶段：初始裂陷期(Es35)、主裂陷期(Es34—Es2)、裂陷稳定期(Es1)和裂陷衰退期(Ed)[2,12]。本文研究目的层沙三段(Es3)沉积期主体处于主裂陷期构造阶段，该沉积期的西南庄断层、柏各庄断层活动强烈，受断层活动控制的三角洲沉积相带发育，且地层厚度较大。沙三段由下至上发育4个三级层序，分别为SQ1(Es35)、SQ2(Es34—Es33下部)、SQ3(Es33中上部—Es32)、SQ4(Es31)。其中，SQ1又可划分为2个四级层序，SQ2分为3个四级层序，SQ3分为4个四级层序，SQ4分为3个四级层序(图2)。

图1 南堡凹陷构造单元划分(据徐安娜，2008[9]修改)Fig.1 Geological structure of Nanpu sag (Updated from Xu Anna,2008)

图2 高柳斜坡带沙河街组层序划分Fig.2 Sequence division of Shahejie formation in Gaoliu slope belt

3 沉积特征

3.1 SQ1沉积特征

该时期西南庄断层和柏各庄断层均有活动，研究区呈现由北东向南西开口的喇叭状格局。物源主要来自于东北部，该区域是西南庄断层和柏各庄断层之间的断层调节带，形成了由多个断层夹持的北东向长轴洼沟汇水区，主要发育扇三角洲平原的辫状水道沉积。受同沉积期古地形控制，扇三角洲前缘朵叶规模有限，区内大部分地区仍以湖相沉积为主。而在柳赞地区，物源来自于东南部，是东南部较大规模扇三角洲物源体系的朵叶体侧枝(图3(a))。

3.2 SQ2沉积特征

柏各庄断层与西南庄断层连接且断层活动减弱，经SQ1晚期剥蚀作用研究区地貌变缓，区内以厚度较为均衡的偏泥质沉积为主，仅在西南庄断层、柏各庄断层附近发育规模有限的扇三角洲沉积，柳赞地区仍受来自东南部物源影响，发育扇三角洲前缘亚相(图3(b))。

3.3 SQ3沉积特征

SQ3时期沉积格局基本继承了SQ2时的格局，发育扇三角洲平原、扇三角洲前缘和滨浅湖相。该时期物源主要来自东北部柏各庄凸起和东南柳赞物源，形成两支较大规模的扇三角洲向凹陷中心推进，构成了该沉积期主要的沉积类型(图3(c))。

3.4 SQ4沉积特征

该沉积期各向物源供给均有明显增强，沉积格局与前期有较大变化。该期以西向物源形成的扇三角洲为主，且三角洲前缘亚相范围较大，向凹陷中心推进较远。西南庄物源在该时期转为近东向，发育的扇三角洲向凹陷中心推进距离亦明显增加。另外，西南庄断层与柏各庄断层交叉区发育的扇三角洲规模较沙三段早期有明显增强(图3(d))。

图3 各层序沉积相平面Fig.3 Sedimentary facies maps of SQ1—SQ4

4 储层物性控制因素

本文对高柳斜坡带储层孔隙度、渗透率频数分布进行了分区统计。其中，斜坡区及高尚堡构造带选取了10口钻井227个砂岩样本，柳赞地区选取了16口钻井659个砂岩样本。统计结果显示，斜坡区及高尚堡构造带孔隙度为10%～20%，平均孔隙度13.8%，渗透率为1～100 mD，平均渗透率20.9 mD(图4)。柳赞地区孔隙度为5%～20%，平均孔隙度12.6%，渗透率多在0.1～10 mD之间，平均渗透率34.7 mD(图5)。总体来说，两个地区储层基本均为中孔中渗—低孔低渗型，二者孔隙度相差无几，但在渗透率方面斜坡区及高尚堡构造带明显优于柳赞地区。

4.1 埋深对孔渗条件的影响

对两地区进行了物性与埋深关系统计(图6和图7)，在沙三段(地层埋深>2 600 m)斜坡区及高尚堡构造带发育2个次生孔隙发育带，一个埋深2 600～3 200 m次生孔隙带，Φ：12%～25%，K：5～200 mD，对应四级层序SQ41、SQ42；一个埋深3 400～4 300次生孔隙带，Φ：8%～20%，K：1～100 mD，对应四级层序SQ31、SQ32。从柳赞地区物性与深度关系图上看，纵向上柳赞地区在沙三段亦存在次生孔隙带。第一个次生孔隙发育带位于2 300～2 700 m，孔隙度8%～40%，渗透率0.1～1 000 mD，对应四级层序SQ42；第二个次生孔隙发育带位于3 200～3 700 m，孔隙度4%～30%，渗透率0.1～200 mD，三级层序SQ22、SQ23。

由两地区的物性与埋深关系图可知，随深度的增加，物性变差，但次生孔隙带的发育有利于改善储层物性。与柳赞地区相比，斜坡区及高尚堡构造带埋深要深，孔隙度、渗透率值的范围相对集中。

图4 斜坡区及高尚堡构造带沙三段物性直方图Fig.4 Histogram of physical properties of Es3 in slope belt and Gaoshangpu tectonic belt

图5 柳赞地区沙三段物性直方图Fig.5 Histogram of physical properties of Es3 in Liuzan area

图6 斜坡区及高尚堡构造带物性与深度关系Fig.6 Relations between physical properties and depth in slope belt and Gaoshangpu structural belt

图7 柳赞地区物性与深度关系Fig.7 Relations between physical properties and depth in Liuzan area

4.2 岩性粒度对孔渗条件的影响

以柳赞地区为例，绘制了不同岩性的孔渗交汇图(图8)。粉砂岩具有特低渗的特点，渗透率均小于5 mD。细砂岩的孔隙度分布范围很广，一般在5%～25%之间，渗透率多低于50 mD。中砂岩的孔渗拟合较好，孔隙度优势范围为15%～20%，渗透率多在0～150 mD之间。粗砂岩孔隙度优势范围为15%～20%，渗透率多低于100 mD。砂砾岩孔隙度较好，优势范围为15%～20%，但渗透率较低，多低于50 mD。对比发现，中粗砂岩的孔渗性要优于其他岩性。

4.3 微相类型对孔渗条件的影响

通过含油气砂体的沉积微相分析与统计，制作了不同类型沉积微相的含油气特征图(图9)；图9中不同颜色的条形柱代表了不同类型沉积微相的油层层数。本区主要的沉积微相有前缘亚相的水下分流河道、水下分流河道间满溢沉积、河口坝、远砂坝，平原亚相的辫状分流河道、漫滩沼泽及滨浅湖砂坝等类型砂体。其中，扇三角洲前缘水下分流河道占据了绝对优势，并以河道末端砂体为主，水下分流河道间的堤岸及满溢沉积砂体也有较好的油气显示。扇三角洲沉积体系中河口坝发育较少，其油层也相应较少。扇三角洲平原的河道砂体在SQ3最为发育，偏砂砾质沉积，岩性较粗，油气显示好，而漫滩沼泽的含油气层很少。滨浅湖砂体没有前缘、平原相发育，物性偏细，泥质含量高，储集性能相对较差。

图8 柳赞地区不同岩性的孔渗特征Fig.8 Porosity and permeability of different lithologic rocks in Liuzan area

图9 高柳斜坡带不同沉积微相含油气性对比Fig.9 Comparison of hydrocarbon potential among different sedimentary micro-facies in Gaoliu slope belt

综合对比，本区的有利储集砂体应为三角洲前缘水下分流河道砂体及平原辫状分流河道砂体。

5 优势储层分布及油气意义

综合前文储层物性控制因素分析，纵向上SQ22、SQ23、SQ31、SQ32、SQ41、SQ426个四级层序处于储层物性优良对应的深度段，而横向上三角洲前缘亚相水下分流河道微相及三角洲平原亚相辫状分流河道微相的中粗砂岩优势储层相带，则主要发育在SQ3、SQ4层序之中。

1)SQ31共发育三类有利储集相带(图10)。Ⅰ类区域位于拾场洼陷西部斜坡区，为由北东向南西指向的两个三角洲前缘朵叶体的末端地区；主要发育水下分流河道、河口坝和远砂坝等沉积微相砂体。条带状水下分流水道砂体长轴方向与构造等值线切割，砂体尖灭在湖相泥岩之中，易形成砂体上倾尖灭圈闭；河口坝、远砂坝砂体夹在湖相泥岩中易形成透镜状圈闭。Ⅱ类区域分布在沿高北断裂的北侧区域，主要发育为扇三角洲前缘的扇端砂体；砂体被断层错段切割，形成断层—岩性复合控制因素圈闭带。Ⅲ类区域分布在靠近西南庄和柏各庄断层，为扇三角洲平原发育区。分流水道砂体的长轴方向与构造等值线以较小夹角切割，分流水道弯曲上倾部分易形成岩性侧向封挡圈闭，分流水道上倾被断层封闭易形成断层-岩性复合圈闭；砂体下倾部分的砂体则往往是流体向上运移通道。

2)SQ32共发育两类有利储集相带(图11)。Ⅰ类主要分布在斜坡上扇三角洲朵叶体末端的三个区域。主要发育扇三角洲前缘分流河道与河口坝等砂体。此时柏各庄的物源供给量较大，前缘朵叶体延伸至斜坡区及高北断裂处，砂体上倾或侧向尖灭形成岩性圈闭，西南庄断层物源也形成此类储集相带，但该时期范围较小。Ⅱ类主要发育在高北断裂北部，主要砂体为扇三角洲前缘的水下分流水道砂，其与断层匹配形成断层—岩性复合圈闭带，沿高北断裂成条带状分布。

3)SQ41共发育三类有利储集相带(图12)。Ⅰ类区域位于拾场洼陷的西北斜坡区，为扇三角洲前缘砂体侧向上倾尖灭储集相带。洼陷边缘的扇三角洲前缘—湖泊交替沉积区，砂体呈指状夹在大套泥岩中，发育岩性圈闭区带，具有较好的油气显示；在其西侧的朵叶体边缘地区，由于后期地层的倾斜反转而侧向上倾，而形成有利的岩性圈闭发育区。滨浅湖砂坝砂体沉积区断层发育，形成由断层—岩性复合控制因素的有利储集相带。Ⅱ类西南庄断裂附近存在多个小型三角洲朵叶体，其前缘相带中的分流水道的含砾粗粒砂体的质量好于砂泥混杂的平原相沉积，具有断层与侧向岩性封闭的条件，形成有利的岩性或断层型圈闭区。Ⅲ类区域位于高北断层一带，该区断裂发育，扇三角洲前缘砂被断层错段而形成断层—岩性复合型圈闭。

图10 SQ31沉积相展布及优势储集相带Fig.10 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ31

图11 SQ32沉积相展布及优势储集相带Fig.11 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ32

图12 SQ41沉积相展布及优势储集相带Fig.12 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ41

图13 SQ42沉积相展布及优势储集相带Fig.13 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ42

4)SQ42发育两类有利储集相带(图13)。Ⅰ类区域位于拾场洼陷斜坡区上的相对高构造部位。扇三角洲前缘朵叶体由于后期地层的倾斜反转而侧向上倾，而水下分流河道砂体上倾形成有利的岩性圈闭发育区。斜坡带上由于存在构造差异，具有断层连通的高构造部位，相对更为有利。Ⅱ类区域位于高北断裂带。该区域发育于扇三角洲前缘的分流水道、远砂坝及浅湖滩坝等类型砂体，其分布与断裂沟通，形成一系列的岩性-断层复合圈闭。但是由于该时期高北断层一带砂体相对比较孤立，有利储集砂体的单体规模有所减小。

6 结论

1)由于南堡凹陷高柳斜坡带沙三段的储层物性受地层埋深、岩性粒度及微相类型控制。综合以上三大控制要素，优选出SQ31、SQ32、SQ41、SQ424个有利层段，明确三角洲前缘水下分流河道微相为优势储层发育有利相带；

2)优势储层分布与现今构造的匹配关系是成为有利储集层的关键因素。高柳斜坡带的有利储集相带主要分布在三类区域：Ⅰ类区域为位于拾场洼陷西部斜坡区，主要为砂岩上倾尖灭型及透镜体型圈闭发育带；Ⅱ类区域位于高北断裂带北部地区，主要为断层—岩性复合型圈闭发育区；Ⅲ类区域主要沿边界断裂分布，为岩性侧向封堵的岩性圈闭发育带或断层—岩性复合圈闭区。

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The Controlling Factors and Distribution Prediction of Dominant Reservoirs of the Third Member of Shahejie Formation in Gaoliu Slope Belt in Nanpu Sag

Kang Haijun， Fu Jiang， Zhong Xuezhe， Shen Guihong

(ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,PetroChinaJidongOilfieldCompany,TangshanHebei063004,China)

The third member of Shahejie formation in Gaoliu slope belt is the key area for the exploration of lithological hydrocarbon reservoirs in Nanpu sag. Based on the analysis of sedimentary characteristics and statistics of reservoir properties,the controlling factors of dominant reservoirs in Gaoliu slope belt were studied in this paper. It is showed that the reservoir properties were controlled by buried depth,lithological grain size,and types of micro-facies. According to the relations between buried depth and reservoir properties,firstly,four favorable layers are optimum selected,which are SQ31,SQ32,SQ41,SQ42. Secondly,combining the grain size and types of micro-facies,it is made a clear conclusion that the mid-coarse sandstones of subaqueous distributary channels in delta front are the most favorable lithofacies zones for the development of dominant reservoirs. Finally,the plane distributions of three types of favorable reservoir zones in Gaoliu slope belt are predicted,which can provide an important geological guidance for the lithologic hydrocarbon exploration in the research area.

Nanpu sag; Gaoliu slope belt; the third member of Shahejie formation; sandstone reservoirs; controlling factors

1672—7940(2016)06—0725—08

10.3969/j.issn.1672-7940.2016.06.007

康海军(1973-)，男，助理工程师，从事储层分析及油气田开发等工作。E-mail:kanghj35@163.com

P631.8

A

2016-09-29