油砂山地区浅水三角洲-滨浅湖沉积及其对储层的控制

宋光永 ，朱超 ，李森明 ，王艳清 ，夏志远 ，潘科

（1.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃 敦煌 736202）

0 引言

浅水三角洲-滨浅湖沉积是国内外研究的热点之一［1］。目前，国内外学者一致认为，浅水三角洲的形成条件、微相构成、储层发育模式不同于经典的三角洲理论模式［2-3］，特别是湖盆浅水三角洲及湖盆砂体的成因类型与分布模式需要重新认识、研究［3］。勘探证实，坳陷湖盆大面积浅水三角洲是岩性油气藏勘探的重要目标，是大面积岩性油气田形成的基础［4］。因此，深入研究浅水三角洲-滨浅湖滩坝体系沉积特征及空间展布，共生关系，对沉积学学科建设及我国陆相盆地包括柴达木盆地油气勘探开发也具有重要的指导意义。

油砂山地区位于柴达木盆地西部茫崖坳陷区油砂山-大乌斯构造带油砂山地面构造东段。2010年，该区上新统发现亿吨级大油田，实现了柴达木盆地石油勘探的一大突破［5］。勘探实践证实，油砂山地区上新统为一套浅水三角洲及滨浅湖的交互沉积［6］。本文在系统研究柴达木盆地油砂山地区上新统沉积特征基础上，总结了三角洲前缘与滨浅湖砂体沉积特征及差异、分布规律及动态演化特征。

1 地层特征

新近纪，包括油砂山地区在内的柴达木盆地西部处于大型坳陷湖盆演化阶段［7］，在区域构造挤压应力下，盆缘剥蚀区持续隆升，物源供给充足。在此背景下，油砂山地区连续沉积了一套巨厚碎屑岩地层。由下至上可划分为中新统上干柴沟组（N1）、上新统下油砂山组、上油砂山组及狮子沟组。 其中，狮子沟组受后期构造挤压强烈逆冲而出露地表。各组地层岩性特征见图1。由上干柴沟组至狮子沟组，泥岩颜色由灰变红，砂岩粒度由细变粗，整体上呈现为湖盆萎缩阶段［8］。 勘探证实，上新统均有油气藏分布［9］，表现出油气层时间跨度长、累计厚度大、层数多、岩性相对细的特点［10］。

2 沉积相分析

基于大量录井、测井及岩心资料，通过岩性、粒度特征、沉积构造、沉积序列、电性组合特征等综合分析，认为油砂山地区上新世为浅水三角洲前缘及滨浅湖沉积环境。可进一步划分为多种微相类型。

图1 油砂山地区新近系地层

2.1 微相划分及对比

三角洲前缘沉积岩性组合为灰色含砾砂岩、中—细砂岩、粉砂岩等夹灰色或棕灰色泥岩、粉砂质泥岩，砂地比 0.35～0.60（见图 2）。常见冲刷-冲填构造，主要为交错层理，波状砂泥复合层理。单层砂体粒序上主要表现为正粒序，偶见反粒序发育。粒度概率累积曲线以二段式为主（少量三段式），以悬浮和跳跃组分为主（少量滚动组分），显示水动力相对较弱。可进一步划分为水下分流河道、席状砂、水下分流间湾、河口坝等微相，各微相岩性、粒度、层理及测井识别标志见表1。

图2 三角洲前缘与滨浅湖沉积特征对比

滨浅湖沉积岩性组合为灰色、棕灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰色细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩互层。粒序主要为反粒序或正反复合粒序。一般单层砂岩厚度都小于2 m，多数为几十厘米砂岩与泥岩频繁互层，砂地比0.3左右。层理类型以波状、透镜状层理及浪成砂纹交错层理为主，表现为湖浪水动力环境。概率累积粒度曲线为两段式，缺失滚动组分，悬浮组分占50%以上。滨浅湖亚相一般划分为滩坝、泥灰坪、湖泥等3个微相类型［11］，各微相岩性、粒度、层理及测井识别标志见表1。

三角洲前缘与滨浅湖对比标志：1）三角洲前缘砂体单层厚度大，砂地比大；2）三角洲前缘砂体常见冲刷-充填构造（见图2中A），并因此产生大量水道下切作用产生的泥砾（见图2中B）。该泥砾呈棱角状，与滨浅湖沉积中受波浪改造具一定磨圆度的泥砾较易区分。3）滨浅湖滩坝砂体微观薄片下常常可见内碎屑，包括碳酸盐质砂屑、鲕粒。特别是鲕粒，一般认为形成于清水、震荡环境，而三角洲前缘沉积水体由于携带大量陆源泥沙，极为混浊，不可能出现鲕粒。4）脉状、波状、透镜状砂泥复合层理特征不同。三角洲前缘分流间湾中发育的砂泥复合层理泥岩颜色以浅灰色、棕灰色、灰褐色等弱氧化色为主，泥岩不纯，通常为含砂泥岩，砂质粒度变化范围大，粗者可见砾级。反映河水能量强弱交替变化过程，当河水量少时，沉积泥为主，当河水泛滥时，沉积砂为主［12］；而滨浅湖发育的复合层理中泥岩颜色以灰色、灰绿色、深灰色等弱还原—还原色为主。泥岩质纯，砂岩主要为粉砂岩，内部层理发育，主要为浪成砂纹交错层理及爬升波纹层理 （见图2中C，D）。反映湖水的潮汐过程。5）浅水三角洲前缘亚相GR曲线短期进积/退积旋回性明显。滨浅湖亚相GR测井曲线旋回性差，主要呈现出加积型沉积序列（见图2）。

表1 油砂山地区沉积相分类及相识别标志

2.2 沉积微相分布

根据各沉积微相总厚度占地层厚度百分比 （见图3），本区主要微相类型为分流间湾、湖泥，其次为水下分流河道、滩坝及灰泥坪，少量席状砂，偶尔发育河口坝。泥岩厚度超过砂岩厚度，整体上属于“泥包砂”的剖面结构。河口坝微相欠发育，一般认为与基准面下降相关，基准面下降导致早期河口坝大部分被后期河道冲刷切割，很少保存［13］。

图3 油砂山地区沉积微相分布特征

统计了各沉积微相在三级层序地层单元中厚度百分比，三级层序划分沿袭前人研究成果［14］，下油砂山组由下至上划分为SQ8及SQ9两个三级层序，上油砂山组整体为SQ10层序。对比发现，自SQ8至SQ10，水下分流河道及分流间湾微相明显增多，而滩坝、灰泥坪、湖泥微相则明显减少 （见图3）。这表明SQ8至SQ10层序演化处于基准面下降过程中，油砂山地区水体逐渐变浅，浅水三角洲处于进积周期中。

对研究区10余口井岩心相、测井相进行了综合分析，结合区域地质资料及前人的成果，编制研究区上新统三级层序沉积相图（见图4），分析沉积相的平面展布，探讨沉积相的演化规律。SQ8时期，研究区整体处于滨浅湖亚相范围内（见图4a）。物源来自于西部，三角洲前缘出现在研究区西部建参2—跃东31—扎西1井一线。SQ9时期，研究区为浅水三角洲前缘末端与滨浅湖间互沉积区（见图4b）。SQ10时期，浅水三角洲强势推进，研究区整体处于浅水三角洲前缘相带中，滨浅湖滩坝则退至乌南地区（见图4c），如乌26井、南参2井。由SQ8至SQ10时期，三角洲前缘从西向东推进。

3 对储层的控制

3.1 砂岩成分成熟度低

古气候条件对母岩的化学风化作用有明显的控制作用，进而控制了砂岩的组成及成分成熟度［15］。柴达木盆地上新世沉积时期具有干旱的气候条件，使得陆源碎屑物风化程度较弱。具体表现为：1）研究区碎屑组分中富含陆源碳酸盐岩岩屑 （表2中陆源碳酸盐岩岩屑属于沉积岩岩屑范畴）。在岩石薄片中呈现为方解石矿屑和白云石矿屑。其在地表水中极易溶解迁移，而在极其干燥的气候条件下，地表水对方解石矿屑和白云石矿屑溶解反应时间短，易溶解迁移少，才能在沉积物中保留下来。2）研究区碎屑组分整体成分成熟度均不高。SQ8，SQ9，SQ10 层序 Q/（F+R）（Q 为石英体积分数，F为长石体积分数，R为岩屑体积分数）比值分别为0.61，0.54，0.35（见表 2）。

图4 油砂山地区SQ8，SQ9，SQ10沉积相

表2 油砂山地区油砂山组储层岩石学特征

3.2 碱性水成岩作用

上新世时期柴达木湖盆为典型盐湖—半咸水湖泊，水体偏碱性［16-17］。在碱性水成岩环境下，上新统储层成岩作用表现出独特性，体现在：1）地层水中Ca2+，Mg2+，Fe2+质量浓度大，碳酸盐过饱和而沉淀发生时间早，大量碳酸盐胶结发生于成岩早期；2）早期碳酸盐胶结物的发育，增强了岩石抗压实能力，导致碱性水环境中早期压实作用弱于酸性水环境［18-19］。3）溶蚀作用弱。由于岩石中主要易溶矿物组分，包括长石等铝硅酸盐矿物及碳酸盐矿物，它们的溶蚀反应均容易发生于酸性水介质中，在碱性水介质中则相对稳定［20］。另外，在成岩作用过程中，烃源岩因干酪根热降解作用形成的有机酸（及碳酸）进入砂岩时，受到碱性地层水中和，对储层的骨架颗粒的溶蚀能力减弱。镜下观察结果表明，长石、岩屑等骨架组分仅少量溶蚀，形成的次生溶孔绝对量不超过1.5%。碳酸盐胶结物均未有溶蚀痕迹。

3.3 沉积微相决定了储层物性差异

沉积微相对砂岩储层矿物成分、结构、分选、磨圆和杂基体积分数都有明显控制作用［21-25］，而这些因素对储层物性都有不同程度的影响。在剔除压实作用及局部碳酸盐强胶结作用的影响后，研究区储层物性差异主要与沉积微相相关。经统计，三角洲前缘砂体平均孔隙度24.2%，滨浅湖砂体平均孔隙度18.9%。显然，三角洲前缘砂体粒度更粗、碳酸盐胶结物体积分数更少是其物性优于滨浅湖滩坝砂体的主要原因。同时也说明粒度、胶结物体积分数对储层的影响超过了分选、磨圆和杂基体积分数对储层的影响（见表3）。

表3 三角洲前缘砂体与滨浅湖砂体储层性质对比

4 结论

2）沉积环境影响了砂岩成分成熟度，并且决定了储层埋藏后碱性成岩作用，对储层的影响表现为：早期碳酸盐胶结强烈，并由此推迟了储层压实减孔进程（与酸性成岩环境相比）；碱性水中和了来自烃源岩的有机酸，削弱了溶蚀作用。

3）沉积微相及碳酸盐胶结决定了储层物性差异。在同等压实效应下，由于砂岩粒度更粗、碳酸盐胶结程度更弱，三角洲前缘砂体物性优于滨浅湖滩坝砂体。

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