断陷湖盆滩坝沉积特征及其控藏作用<br/>——以塔南凹陷白垩系铜钵庙组为例

断陷湖盆滩坝沉积特征及其控藏作用
——以塔南凹陷白垩系铜钵庙组为例

2022-09-06隋立伟杨文璐李军辉樊晓东姜洪福张大智

岩性油气藏 2022年5期

隋立伟，杨文璐，2，李军辉，樊晓东，姜洪福，文全，张大智，袁勇

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712；2.黑龙江省油层物理与渗流力学重点实验室，黑龙江大庆 163712；3.中国石油大庆油田有限责任公司国际勘探开发公司，黑龙江大庆 163153）

0 引言

滩坝沉积是滨浅湖环境下的典型沉积类型［1-2］。滩多以席状分布，沉积厚度小，粒度小，岩性多以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，储集物性相对较差。坝分为砾质坝和砂质坝，沉积厚度大，储集物性好。对于滩坝砂体众多学者已进行了大量研究，并取得了丰硕成果。国外地质学者［3-5］以现代海岸或湖岸沉积的滩坝以及野外滩坝为对象研究了滩坝沉积与油气的关系。朱筱敏等［6］通过大量井震及室内资料分析，将滩坝分为砂质滩坝和生物粒屑滩坝，并依据滩坝的沉积特征和分布位置，建立了湖岸线拐弯处滩坝、水下古隆起处滩坝、开阔浅湖滩坝和短轴三角洲侧缘滩坝等4 种滩坝沉积模式。周丽清等［7］对陆相滩坝的沉积特征和储层物性进行了系统研究，认为滩坝砂岩原生孔隙和次生孔隙均发育且渗透率高，是良好的油气储集体。宋春辉等［8］以青海湖现代滨岸沉积为对象，划分出沿岸砾沙坝、泥坪、沙滩、砾石滩、潟湖和水下风砂堆积6 个微相，并认为不同的地形条件及风力作用对滩坝的形成具有控制作用。陈世悦等［9］、操应长等［10］、李国斌［11］根据岩心、录井、测井等资料对滨浅湖中滩坝砂体的沉积构造、沉积特征、空间分布和组合模式进行了系统研究，明确了滩坝的沉积环境为构造运动平缓的浅水环境，并认为滩坝的形成是受物源供给和气候条件控制［9-11］。邓宏文等［12］指出受盆地地貌背景影响，不同盆地内的滩坝砂体沉积特征与分布规律存在明显差异，将陆源碎屑滩坝砂体的成因划分为开阔湖盆缓坡型滩坝、水下潜山台地型滩坝和潜山凸起周缘型滩坝等3 种成因模式。上述学者主要针对凹陷内部滩坝砂体的沉积特征、地球物理特征、分布规律、沉积模式等方面作了研究，而对于复杂断陷湖盆滩坝储集体的研究相对较少。

围绕塔南凹陷滩坝砂体的成因机制、组合类型及成藏特征，依据井震资料，综合运用石油地质学等方法，对铜钵庙组滩坝砂的沉积特征、分布规律、成藏模式及富集特征进行研究，以期为塔南油田精细勘探开发提供一定理论依据。

1 地质概况

塔南凹陷位于海塔盆地中央坳陷带的最南端，是中部坳陷带埋藏最深的凹陷，油气资源丰富。随着勘探开发的不断进行，滚动勘探越发困难，勘探目标由常规的构造油藏逐渐转变为隐蔽油藏，研究区内滩坝砂体发育且物性较好，是良好的油气储集体，因此优质滩坝成为研究区的有利勘探目标。

塔南凹陷属于小型断陷湖盆，断裂体系发育，油气分布规律复杂，平面上具有隆凹相间的构造格局，可划分为7 个次级构造单元，分别为西部斜坡带、西部次凹、西部潜山断裂带、中部次凹、中部潜山断裂带、东部次凹和东部断鼻构造带（图1a）［13］。根据区域性不整合将塔南凹陷白垩系地层自下而上划分为铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组、伊敏组和青元岗组，烃源岩层和储集层主要发育在下白垩统［14-16］。铜钵庙组发育2 个三级层序，地层厚度约400 m，为主要的储集层；南屯组发育1个三级层序，地层厚度约200 m，为塔南凹陷最主要的烃源岩层；大磨拐河组发育1 个三级层序，地层厚度约500 m，具有区域性盖层的作用；伊敏组发育3 个三级层序，地层厚度约1 200 m；青元岗组为泛滥平原沉积，地层厚度约300 m。大磨拐河组、南屯组和铜钵组庙均有油层发育，其中铜钵庙组为研究区最重要的目的层系，探明地质储量占总探明地质储量的70%（图1b）。

图1 塔南凹陷构造单元划分（a）及白垩系岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Structural unit division of Tanan Sag（a）and stratigraphic column of Cretaceous（b）

塔南凹陷经历了断陷期、断坳转换期、坳陷期、构造反转期等多个构造演化阶段，断裂体系复杂，断裂的主要活动时期为铜钵庙组、南屯组和伊敏组沉积末期。研究区共发育6 种类型的断层：Ⅰ型断层主要发育于铜钵庙组—南屯组沉积时期，此时塔南凹陷处于断陷期，应力场为北西—南东向的拉张应力场。Ⅱ型断层主要发育于大磨拐河组—伊敏组一段沉积期，此时塔南凹陷处于断坳转换期，应力场为东西向的拉张应力场。Ⅲ型断层主要发育于伊敏组末期—青元岗组持续活动时期，该时期塔南凹陷处于坳陷期，在伊敏组沉积末期发生构造反转变形，应力场为东西向挤压应力场。Ⅳ型断层是铜钵庙组—伊敏组一段沉积时期持续活动的断层。Ⅴ型断层是大磨拐河组—青元岗组沉积时期持续活动的断层。Ⅵ型断层为凹陷的控陷断层，自凹陷形成以来，具有持续活动的特征（图2）。塔南凹陷油气成藏期主要为伊敏组沉积末期，该时期发生构造挤压反转，断层活动强烈，烃源岩大规模排烃，断层作为主要的油气运移通道，通过Ⅳ型、Ⅵ型断层运移至储集层中。

图2 塔南凹陷典型剖面及断裂系统划分Fig.2 Typical section and fault system division of Tanan Sag

2 滩坝沉积特征

2.1 沉积体系

塔南凹陷铜钵庙组沉积时期的古地貌表现为“东陡西缓、南低北高”的特征［17-18］。该时期沉积体系分布规律主要受古地貌和古气候影响，通过岩心、测井资料分析认为研究区发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇和湖相等沉积体系（图3）。

图3 塔南凹陷铜白垩系钵庙组沉积相发育特征Fig.3 Sedimentary facies development characteristics of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

冲积扇：取心井19-58 井位于近物源区西部斜坡带。岩性主要为棕（杂）色砂砾岩，自然伽马（GR）与电阻率测井曲线（RLLD）组合表现为箱形、钟形组合，曲线平直，识别标志为近物源的斜坡带，水动力条件为牵引流。

扇三角洲：①取心井19-38 井位于近物源区西部斜坡带。岩性为杂色砂砾岩，GR与RLLD测井曲线组合表现为箱形，曲线平直，识别标志为近物源的斜坡带，水动力条件为牵引流。②取心井19-7-1井位于近物源区东部断鼻构造带。岩性为灰色砂砾岩，GR与RLLD测井曲线组合表现为箱形，曲线平直，识别标志为近物源的斜坡带，水动力条件以牵引流为主兼重力流。③取心井19-41 井位于近物源区西部斜坡带。亚相类型为扇三角洲前缘，微相为砾质滩坝，岩性为灰色砂砾岩，砾石扁平排列与杂乱排列交互出现，兼具滩坝和扇三角洲特征，风浪淘洗作用强，杂基含量少，表明西部斜坡带扇三角洲入湖后，受风浪改造作用，在前缘位置形成滩坝沉积。识别标志为近物源的迎风缓坡带，水动力条件以牵引流为主兼湖流、环流。

近岸水下扇：取心井19-46-1 井位于近物源区西部次凹。亚相类型为中扇，微相为主沟道，岩性为深灰色含砾粗砂岩，砾石杂乱排列，杂基含量高，砾石磨圆度、分选性均差。GR与RLLD测井曲线组合表现为钟形，识别标志为近物源的陡坡带，水动力条件以牵引流为主兼重力流。

湖相：①取心井19-48 井位于远离物源区的西部斜坡带。亚相类型为滨岸，微相为砂质滩坝，岩性为浅灰色中砂岩，平行层理，低角度冲洗层理，中部有生物扰动，向上变粗。GR与RLLD测井曲线组合表现为多期小型正反旋回组成的箱形，识别标志为近物源的缓坡带与远离物源区的水下隆起带，水动力条件以波浪为主兼湖流、环流。②取心井19-94井位于远离物源区的西部次凹。亚相为浅湖，微相为湖泥，岩性为粉砂质泥岩，丘洼状交错层理、平行层理。GR与RLLD测井曲线组合表现为漏斗形曲线组合，识别标志为远物源，洼陷中心为静水沉积。

2.2 滩坝砂发育特征

根据塔南凹陷岩心及测井资料分析滩坝砂的沉积特征，通过对比岩性特征、沉积构造、水体能量、砂体厚度以及GR和RLLD测井曲线的组合形态，将滩坝砂体划分为坝砂和滩砂，并识别出坝主体、坝侧缘、滩脊和滩席等4 种沉积结构单元（表1）。

（1）坝砂可划分为坝主体和坝侧缘。坝主体是油气最重要的储集体，测井GR曲线呈钟形或箱形，岩性以中砂岩、细砂岩为主，沉积构造常见低角度交错层理，浪成交错层理，可见生物潜穴，潜穴方向以垂直、倾斜为主，水体能量较强，垂向上单砂体发育较少但沉积厚度大（4～20 m），坝主体厚度达10 m 左右（图4a）。坝侧缘，测井GR曲线呈漏斗形，岩性为细砂岩和粉砂岩，沉积构造常见浪成交错层理、波状层理、可见生物潜穴，潜穴方向以垂直为主，水体能量低于坝主体沉积时期的水体能量，垂向上单砂体沉积厚度为2～8 m，坝侧缘厚度达5 m 左右（表1）。平面上坝砂的展布形态呈条带状、土豆状，往往以数排并列形式与湖岸线平行分布。

表1 塔南凹陷白垩系铜钵庙组滩坝砂体微相特征Table 1 Microfacies characteristics of beach bar sand bodies of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

（2）滩砂可划分为滩脊和滩席。滩脊测井GR曲线呈箱形，岩性多为粉砂岩和泥质粉砂岩（图4b），沉积构造常见浪成交错层理、波状层理，可见生物扰动构造发育，水体能量中等—强。垂向上，粉砂岩和泥质粉砂岩频繁交互，砂岩层数多，但单层厚度较小（1～4 m），滩脊厚度达2 m 左右。滩席测井GR曲线呈漏斗形，岩性以粉砂质泥岩为主，常见波状层理，生物扰动构造发育，水体能量弱—中等，垂向上单层厚度一般为1～6 m，滩席厚度达3 m 左右（表1）。整体上，滩脊物性好于滩席，因此滩脊也可作为油气的储集体。平面上滩砂多平行于湖岸线，呈席状分布，延伸距离远，沉积范围较广。

图4 塔南凹陷白垩系铜钵庙组坝砂（a）和滩砂（b）沉积特征Fig.4 Sedimentary characteristics of bar sand（a）and beach sand（b）of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

2.3 滩坝砂沉积相组合

对塔南凹陷沉积相进行分析，认为凹陷西侧缓坡带主要发育冲积扇和扇三角洲，东侧陡坡带主要发育扇三角洲，凹陷北侧地势较高，主要为剥蚀区，发育短轴扇三角洲，凹陷南侧地势较低，主要为近岸水下扇沉积。塔南凹陷发育滩坝共生、有滩无坝以及有坝无滩等3种沉积相组合样式（图5、图6）。

图5 塔南凹陷白垩系铜钵庙组沉积体系分布特征Fig.5 Distribution characteristics of sedimentary system of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

图6 塔南凹陷白垩系铜钵庙组连井剖面Fig.6 Well-tie section of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

（1）滩坝共生发育于地形相对平缓、开阔的滨浅湖区浪基面之上。坝砂沉积平行于湖岸线，滩砂则分布于坝砂两侧。塔南凹陷西部次凹，地形平缓，沉积物岩性主要为棕黄色粗砂岩，砾石定向排列，为浅水沉积环境。受北东向季风影响，西部缓坡为迎风体系，坡缓水浅，水体能量强，对扇三角洲沉积体系的改造作用较强，从而形成浪控扇三角洲和滩坝共生的沉积组合。滩坝共生沉积组合发育在湖凸岸及扇三角洲侧缘。

（2）有滩无坝发育于开阔的、单一陡坡的滨浅湖地带。由于不存在微地貌高地和相对频繁的水平面升降，碎屑颗粒不能在同一区域长时间稳定堆积，沉积物主要为薄层滩砂与泥岩互层。塔南凹陷东部次凹受断裂控制，形成陡而深的洼槽，岩性以深灰色中细砂岩和暗色泥岩为主，砾石杂乱排列并快速堆积，为深水沉积环境且处于背风体系，波浪作用较弱。受古地貌特征、水动力条件及水体能量等的影响，东部次凹多发育滩砂，而坝砂相对不发育，滩砂在扇三角洲侧缘及湖岸线的凹岸处相对发育，且上下均被泥岩包裹，表现为有滩无坝的沉积组合。

（3）有坝无滩发育于高能湖岸环境、河流三角洲沉积体侧缘以及水下隆起带之上，沉积物为坝砂与泥岩互层，单层厚度较大。塔南凹陷中部潜山断裂带是受断裂活动控制而形成的水下隆起带，地形坡度大，沉积不稳定，波浪在传播过程中携带碎屑颗粒且在水下隆起带附近触及水底，发生遇浅变形，较粗的碎屑颗粒沉积形成坝砂，呈现出水下隆起带控制的有坝无滩沉积组合。

3 控制因素

滩坝砂岩沉积受古地貌、古风向（形成波浪、湖流）和古水深等因素的影响［19-22］（图7）。

图7 塔南凹陷白垩系铜钵庙组滩坝分布特征Fig.7 Distribution characteristics of beach bar of Cretaceous Tongbomiao Formation in Tanan Sag

（1）古地貌控富集。古地貌发育特征对沉积体系的分布具有控制作用，河流进入湖盆形成三角洲或扇三角洲。沉积体系向盆内的推进距离受古地形影响较大，地形越平缓，三角洲体系向盆内推进的距离越长［23-25］。塔南凹陷扇三角洲沉积后水体在风场的作用下形成湖岸环流，“凹剥凸补”形成沿湖岸线分布的滩坝沉积。波浪遇到水下隆起带，水动力变弱，水体卸载粗粒碎屑物形成水下古隆起控制的滩坝沉积。

（2）古风向控展布。在塔南凹陷的研究中，古风向对滩坝沉积体系的研究具有重要意义，滩坝的展布方向与古风向一致，古风场是滩坝形成的重要动力来源［26-28］。塔南凹陷铜钵庙组沉积时期，风向主要为北东向，湖水在古风场控制下形成沿岸流，对扇三角洲前缘进行改造形成滩坝。坝体在平面上主要呈北东向条带状展布，滩体主要呈北东向席状展布。陡坡遮挡下的背风体系很难形成滩坝沉积，主要为近岸水下扇和扇三角洲沉积。

（3）古水深控规模。古水深对滩坝砂体的物性及其厚度具有重要控制作用［29］。塔南凹陷西部缓坡带，古水体相对较浅，由于距离物源区较近，物源供给充足，沉积物粒度相对较大，岩性以灰白色中、细砂岩为主，沉积厚度大、发育物性较好的坝砂和滩砂。水下中央隆起带多为浅水沉积，由于距离物源区较远，沉积物粒度较小，主要为细砂岩的坝砂沉积，物性相对较好，但沉积厚度小于缓坡带滩坝沉积厚度。东部陡坡带，水体最深，沉积物主要为灰黑色泥岩，夹杂砂砾岩、粉砂岩、泥质粉砂岩，仅在边界断层转换带或湖的凹岸区域发育细粒的滩砂沉积。

4 成藏模式

塔南凹陷南屯组一段及铜钵庙组下部暗色湖相泥岩均可作为烃源岩层段，是铜钵庙组主要油气来源［30-32］。在对铜钵庙组现有油藏解剖的基础上，结合井震资料分析认为滩坝砂岩形成的油藏主要是受油源断裂和源内超压等因素控制，可分为源内发育的“源储共生”内部成藏型、源外发育的“源储对接”侧向成藏型2 种成藏模式（图8）。

图8 塔南凹陷滩坝成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation model of beach bar in Tanan Sag

（1）“源储共生”内部成藏

该类油藏主要发育在近源洼槽的斜坡中部，处于破浪带，发育高能型滩坝，地层压力处于高压区与低压区的过渡带，岩性组合为砂泥薄互层，油藏类型为岩性油藏。塔南凹陷在伊敏组沉积末期，烃源岩大量排烃，流体具有一定的负压性质，抵消了部分压实作用，较好地保护了内部沉积的滩坝砂岩孔隙结构，形成“源储共生”的组合模式，油气通过源储接触面，在毛细管压力作用下，在储层中富集成藏，直至源储之间的压力平衡为止，形成“源储共生”的岩性油藏（如19-83井）。

（2）“源储对接”侧向成藏

该类油藏发育在构造活动较强的斜坡带，扇三角洲入湖后，湖水在风场的作用下对扇三角洲沉积体进行改造，形成滩坝沉积，岩性组合为厚层砂与厚层泥互层，油藏类型为构造岩性油藏。塔南凹陷在铜钵庙组沉积末期，受构造活动影响，在西部缓坡带形成一系列的反向断层且上盘下降，形成局部的可容纳空间，沉积优质烃源岩。断层上盘烃源岩与下盘滩坝砂形成“源储对接”组合模式，在油气成藏期，断层再次活动成为油气的运移通道，形成“源储对接”的构造岩性油藏（如19-17井）。