康海軍，付 江，仲學哲，沈貴紅

(中石油冀東油田勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063004)

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南堡凹陷高柳斜坡帶沙三段優(yōu)勢儲層控制因素及分布預(yù)測

康海軍，付 江，仲學哲，沈貴紅

(中石油冀東油田勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063004)

高柳斜坡帶沙三段是南堡凹陷巖性油氣藏勘探的重點區(qū)之一。通過沉積特征分析及儲層物性統(tǒng)計，研究了高柳斜坡帶優(yōu)勢儲層發(fā)育的控制因素。結(jié)果表明，南堡凹陷高柳斜坡帶沙三段儲層物性受地層埋深、巖性粒度及微相類型綜合控制。根據(jù)地層埋深與儲層物性關(guān)系，垂向上優(yōu)選出SQ31、SQ32、SQ41、SQ42四個有利層段，再結(jié)合巖性粒度及微相類型明確了研究區(qū)三角洲前緣水下分流河道的中粗砂巖為優(yōu)勢儲層發(fā)育有利巖相帶，進而預(yù)測了高柳斜坡帶三類有利的儲集相帶的平面展布，為研究區(qū)巖性油氣藏勘探提供了重要的地質(zhì)理論指導。

南堡凹陷；高柳斜坡帶；沙三段；砂巖儲層；控制因素

1 引 言

高柳斜坡帶是目前南堡凹陷油氣勘探的重點區(qū)。前期勘探結(jié)果表明，高柳斜坡帶處于柏各莊、西南莊大型扇三角洲前緣交匯區(qū)[1]，構(gòu)造—巖性等隱蔽型圈閉較為發(fā)育[2,3]。特別是近些年在該區(qū)古近系沙三段(Es3)進行的油氣勘探中，以巖性圈閉為主要目標的多口探井陸續(xù)獲得成功，展示了高柳斜坡帶巖性圈閉油氣藏的勘探潛力[4,5]。對于巖性油氣藏而言，沉積儲層分析是最為重要的基礎(chǔ)工作。針對南堡凹陷砂巖儲層預(yù)測工作，董月霞等人通過對不同構(gòu)造背景下形成的層序樣式及其對砂體展布的控制作用進行分析，對南堡凹陷東營組砂巖儲層進行了系統(tǒng)預(yù)測[6]；楊國濤等則利用地震屬性融合與反演技術(shù)，進行地震約束的儲層建模，完成了對南堡凹陷拾場次凹沙三段砂巖儲層分布進行預(yù)測[7]。盡管前人針對南堡凹陷第三系砂巖儲層進行了相應(yīng)的分析工作，但對于高柳地區(qū)而言，該區(qū)沙三段優(yōu)勢儲層分布及其控制因素尚不明確，優(yōu)勢儲層的預(yù)測工作相對缺乏。因此，本文以高柳斜坡帶沙三段砂巖儲層物性控制因素分析為切入點，開展了對該區(qū)砂巖優(yōu)勢儲層的預(yù)測工作。

2 地質(zhì)概況

南堡凹陷為典型的北斷南超結(jié)構(gòu)箕狀凹陷[8,9](圖1)。凹陷內(nèi)主要發(fā)育古近系沙河街組(Es)、東營組(Ed)及新近系明化鎮(zhèn)(Nm)、館陶組(Ng)地層，為渤海灣盆地北側(cè)小型油氣富集區(qū)。本文研究區(qū)高柳斜坡帶位于南堡凹陷北部，東以柏各莊斷裂、西以西南莊斷裂、南以高柳斷層為邊界，由2個正向構(gòu)造單元(高尚堡、柳贊構(gòu)造帶)和1個負向構(gòu)造單元(拾場次洼)組成[10,11]。高柳斜坡帶形成演化可劃分為4個構(gòu)造階段：初始裂陷期(Es35)、主裂陷期(Es34—Es2)、裂陷穩(wěn)定期(Es1)和裂陷衰退期(Ed)[2,12]。本文研究目的層沙三段(Es3)沉積期主體處于主裂陷期構(gòu)造階段，該沉積期的西南莊斷層、柏各莊斷層活動強烈，受斷層活動控制的三角洲沉積相帶發(fā)育，且地層厚度較大。沙三段由下至上發(fā)育4個三級層序，分別為SQ1(Es35)、SQ2(Es34—Es33下部)、SQ3(Es33中上部—Es32)、SQ4(Es31)。其中，SQ1又可劃分為2個四級層序，SQ2分為3個四級層序，SQ3分為4個四級層序，SQ4分為3個四級層序(圖2)。

圖1 南堡凹陷構(gòu)造單元劃分(據(jù)徐安娜，2008[9]修改)Fig.1 Geological structure of Nanpu sag (Updated from Xu Anna,2008)

圖2 高柳斜坡帶沙河街組層序劃分Fig.2 Sequence division of Shahejie formation in Gaoliu slope belt

3 沉積特征

3.1 SQ1沉積特征

該時期西南莊斷層和柏各莊斷層均有活動，研究區(qū)呈現(xiàn)由北東向南西開口的喇叭狀格局。物源主要來自于東北部，該區(qū)域是西南莊斷層和柏各莊斷層之間的斷層調(diào)節(jié)帶，形成了由多個斷層夾持的北東向長軸洼溝匯水區(qū)，主要發(fā)育扇三角洲平原的辮狀水道沉積。受同沉積期古地形控制，扇三角洲前緣朵葉規(guī)模有限，區(qū)內(nèi)大部分地區(qū)仍以湖相沉積為主。而在柳贊地區(qū)，物源來自于東南部，是東南部較大規(guī)模扇三角洲物源體系的朵葉體側(cè)枝(圖3(a))。

3.2 SQ2沉積特征

柏各莊斷層與西南莊斷層連接且斷層活動減弱，經(jīng)SQ1晚期剝蝕作用研究區(qū)地貌變緩，區(qū)內(nèi)以厚度較為均衡的偏泥質(zhì)沉積為主，僅在西南莊斷層、柏各莊斷層附近發(fā)育規(guī)模有限的扇三角洲沉積，柳贊地區(qū)仍受來自東南部物源影響，發(fā)育扇三角洲前緣亞相(圖3(b))。

3.3 SQ3沉積特征

SQ3時期沉積格局基本繼承了SQ2時的格局，發(fā)育扇三角洲平原、扇三角洲前緣和濱淺湖相。該時期物源主要來自東北部柏各莊凸起和東南柳贊物源，形成兩支較大規(guī)模的扇三角洲向凹陷中心推進，構(gòu)成了該沉積期主要的沉積類型(圖3(c))。

3.4 SQ4沉積特征

該沉積期各向物源供給均有明顯增強，沉積格局與前期有較大變化。該期以西向物源形成的扇三角洲為主，且三角洲前緣亞相范圍較大，向凹陷中心推進較遠。西南莊物源在該時期轉(zhuǎn)為近東向，發(fā)育的扇三角洲向凹陷中心推進距離亦明顯增加。另外，西南莊斷層與柏各莊斷層交叉區(qū)發(fā)育的扇三角洲規(guī)模較沙三段早期有明顯增強(圖3(d))。

圖3 各層序沉積相平面Fig.3 Sedimentary facies maps of SQ1—SQ4

4 儲層物性控制因素

本文對高柳斜坡帶儲層孔隙度、滲透率頻數(shù)分布進行了分區(qū)統(tǒng)計。其中，斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶選取了10口鉆井227個砂巖樣本，柳贊地區(qū)選取了16口鉆井659個砂巖樣本。統(tǒng)計結(jié)果顯示，斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶孔隙度為10%～20%，平均孔隙度13.8%，滲透率為1～100 mD，平均滲透率20.9 mD(圖4)。柳贊地區(qū)孔隙度為5%～20%，平均孔隙度12.6%，滲透率多在0.1～10 mD之間，平均滲透率34.7 mD(圖5)?？傮w來說，兩個地區(qū)儲層基本均為中孔中滲—低孔低滲型，二者孔隙度相差無幾，但在滲透率方面斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶明顯優(yōu)于柳贊地區(qū)。

4.1 埋深對孔滲條件的影響

對兩地區(qū)進行了物性與埋深關(guān)系統(tǒng)計(圖6和圖7)，在沙三段(地層埋深>2 600 m)斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶發(fā)育2個次生孔隙發(fā)育帶，一個埋深2 600～3 200 m次生孔隙帶，Φ：12%～25%，K：5～200 mD，對應(yīng)四級層序SQ41、SQ42；一個埋深3 400～4 300次生孔隙帶，Φ：8%～20%，K：1～100 mD，對應(yīng)四級層序SQ31、SQ32。從柳贊地區(qū)物性與深度關(guān)系圖上看，縱向上柳贊地區(qū)在沙三段亦存在次生孔隙帶。第一個次生孔隙發(fā)育帶位于2 300～2 700 m，孔隙度8%～40%，滲透率0.1～1 000 mD，對應(yīng)四級層序SQ42；第二個次生孔隙發(fā)育帶位于3 200～3 700 m，孔隙度4%～30%，滲透率0.1～200 mD，三級層序SQ22、SQ23。

由兩地區(qū)的物性與埋深關(guān)系圖可知，隨深度的增加，物性變差，但次生孔隙帶的發(fā)育有利于改善儲層物性。與柳贊地區(qū)相比，斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶埋深要深，孔隙度、滲透率值的范圍相對集中。

圖4 斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶沙三段物性直方圖Fig.4 Histogram of physical properties of Es3 in slope belt and Gaoshangpu tectonic belt

圖5 柳贊地區(qū)沙三段物性直方圖Fig.5 Histogram of physical properties of Es3 in Liuzan area

圖6 斜坡區(qū)及高尚堡構(gòu)造帶物性與深度關(guān)系Fig.6 Relations between physical properties and depth in slope belt and Gaoshangpu structural belt

圖7 柳贊地區(qū)物性與深度關(guān)系Fig.7 Relations between physical properties and depth in Liuzan area

4.2 巖性粒度對孔滲條件的影響

以柳贊地區(qū)為例，繪制了不同巖性的孔滲交匯圖(圖8)。粉砂巖具有特低滲的特點，滲透率均小于5 mD。細砂巖的孔隙度分布范圍很廣，一般在5%～25%之間，滲透率多低于50 mD。中砂巖的孔滲擬合較好，孔隙度優(yōu)勢范圍為15%～20%，滲透率多在0～150 mD之間。粗砂巖孔隙度優(yōu)勢范圍為15%～20%，滲透率多低于100 mD。砂礫巖孔隙度較好，優(yōu)勢范圍為15%～20%，但滲透率較低，多低于50 mD。對比發(fā)現(xiàn)，中粗砂巖的孔滲性要優(yōu)于其他巖性。

4.3 微相類型對孔滲條件的影響

通過含油氣砂體的沉積微相分析與統(tǒng)計，制作了不同類型沉積微相的含油氣特征圖(圖9)；圖9中不同顏色的條形柱代表了不同類型沉積微相的油層層數(shù)。本區(qū)主要的沉積微相有前緣亞相的水下分流河道、水下分流河道間滿溢沉積、河口壩、遠砂壩，平原亞相的辮狀分流河道、漫灘沼澤及濱淺湖砂壩等類型砂體。其中，扇三角洲前緣水下分流河道占據(jù)了絕對優(yōu)勢，并以河道末端砂體為主，水下分流河道間的堤岸及滿溢沉積砂體也有較好的油氣顯示。扇三角洲沉積體系中河口壩發(fā)育較少，其油層也相應(yīng)較少。扇三角洲平原的河道砂體在SQ3最為發(fā)育，偏砂礫質(zhì)沉積，巖性較粗，油氣顯示好，而漫灘沼澤的含油氣層很少。濱淺湖砂體沒有前緣、平原相發(fā)育，物性偏細，泥質(zhì)含量高，儲集性能相對較差。

圖8 柳贊地區(qū)不同巖性的孔滲特征Fig.8 Porosity and permeability of different lithologic rocks in Liuzan area

圖9 高柳斜坡帶不同沉積微相含油氣性對比Fig.9 Comparison of hydrocarbon potential among different sedimentary micro-facies in Gaoliu slope belt

綜合對比，本區(qū)的有利儲集砂體應(yīng)為三角洲前緣水下分流河道砂體及平原辮狀分流河道砂體。

5 優(yōu)勢儲層分布及油氣意義

綜合前文儲層物性控制因素分析，縱向上SQ22、SQ23、SQ31、SQ32、SQ41、SQ426個四級層序處于儲層物性優(yōu)良對應(yīng)的深度段，而橫向上三角洲前緣亞相水下分流河道微相及三角洲平原亞相辮狀分流河道微相的中粗砂巖優(yōu)勢儲層相帶，則主要發(fā)育在SQ3、SQ4層序之中。

1)SQ31共發(fā)育三類有利儲集相帶(圖10)。Ⅰ類區(qū)域位于拾場洼陷西部斜坡區(qū)，為由北東向南西指向的兩個三角洲前緣朵葉體的末端地區(qū)；主要發(fā)育水下分流河道、河口壩和遠砂壩等沉積微相砂體。條帶狀水下分流水道砂體長軸方向與構(gòu)造等值線切割，砂體尖滅在湖相泥巖之中，易形成砂體上傾尖滅圈閉；河口壩、遠砂壩砂體夾在湖相泥巖中易形成透鏡狀圈閉。Ⅱ類區(qū)域分布在沿高北斷裂的北側(cè)區(qū)域，主要發(fā)育為扇三角洲前緣的扇端砂體；砂體被斷層錯段切割，形成斷層—巖性復合控制因素圈閉帶。Ⅲ類區(qū)域分布在靠近西南莊和柏各莊斷層，為扇三角洲平原發(fā)育區(qū)。分流水道砂體的長軸方向與構(gòu)造等值線以較小夾角切割，分流水道彎曲上傾部分易形成巖性側(cè)向封擋圈閉，分流水道上傾被斷層封閉易形成斷層-巖性復合圈閉；砂體下傾部分的砂體則往往是流體向上運移通道。

2)SQ32共發(fā)育兩類有利儲集相帶(圖11)。Ⅰ類主要分布在斜坡上扇三角洲朵葉體末端的三個區(qū)域。主要發(fā)育扇三角洲前緣分流河道與河口壩等砂體。此時柏各莊的物源供給量較大，前緣朵葉體延伸至斜坡區(qū)及高北斷裂處，砂體上傾或側(cè)向尖滅形成巖性圈閉，西南莊斷層物源也形成此類儲集相帶，但該時期范圍較小。Ⅱ類主要發(fā)育在高北斷裂北部，主要砂體為扇三角洲前緣的水下分流水道砂，其與斷層匹配形成斷層—巖性復合圈閉帶，沿高北斷裂成條帶狀分布。

3)SQ41共發(fā)育三類有利儲集相帶(圖12)。Ⅰ類區(qū)域位于拾場洼陷的西北斜坡區(qū)，為扇三角洲前緣砂體側(cè)向上傾尖滅儲集相帶。洼陷邊緣的扇三角洲前緣—湖泊交替沉積區(qū)，砂體呈指狀夾在大套泥巖中，發(fā)育巖性圈閉區(qū)帶，具有較好的油氣顯示；在其西側(cè)的朵葉體邊緣地區(qū)，由于后期地層的傾斜反轉(zhuǎn)而側(cè)向上傾，而形成有利的巖性圈閉發(fā)育區(qū)。濱淺湖砂壩砂體沉積區(qū)斷層發(fā)育，形成由斷層—巖性復合控制因素的有利儲集相帶。Ⅱ類西南莊斷裂附近存在多個小型三角洲朵葉體，其前緣相帶中的分流水道的含礫粗粒砂體的質(zhì)量好于砂泥混雜的平原相沉積，具有斷層與側(cè)向巖性封閉的條件，形成有利的巖性或斷層型圈閉區(qū)。Ⅲ類區(qū)域位于高北斷層一帶，該區(qū)斷裂發(fā)育，扇三角洲前緣砂被斷層錯段而形成斷層—巖性復合型圈閉。

圖10 SQ31沉積相展布及優(yōu)勢儲集相帶Fig.10 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ31

圖11 SQ32沉積相展布及優(yōu)勢儲集相帶Fig.11 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ32

圖12 SQ41沉積相展布及優(yōu)勢儲集相帶Fig.12 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ41

圖13 SQ42沉積相展布及優(yōu)勢儲集相帶Fig.13 Sedimentary facies distribution and dominant reservoir facies of SQ42

4)SQ42發(fā)育兩類有利儲集相帶(圖13)。Ⅰ類區(qū)域位于拾場洼陷斜坡區(qū)上的相對高構(gòu)造部位。扇三角洲前緣朵葉體由于后期地層的傾斜反轉(zhuǎn)而側(cè)向上傾，而水下分流河道砂體上傾形成有利的巖性圈閉發(fā)育區(qū)。斜坡帶上由于存在構(gòu)造差異，具有斷層連通的高構(gòu)造部位，相對更為有利。Ⅱ類區(qū)域位于高北斷裂帶。該區(qū)域發(fā)育于扇三角洲前緣的分流水道、遠砂壩及淺湖灘壩等類型砂體，其分布與斷裂溝通，形成一系列的巖性-斷層復合圈閉。但是由于該時期高北斷層一帶砂體相對比較孤立，有利儲集砂體的單體規(guī)模有所減小。

6 結(jié)論

1)由于南堡凹陷高柳斜坡帶沙三段的儲層物性受地層埋深、巖性粒度及微相類型控制。綜合以上三大控制要素，優(yōu)選出SQ31、SQ32、SQ41、SQ424個有利層段，明確三角洲前緣水下分流河道微相為優(yōu)勢儲層發(fā)育有利相帶；

2)優(yōu)勢儲層分布與現(xiàn)今構(gòu)造的匹配關(guān)系是成為有利儲集層的關(guān)鍵因素。高柳斜坡帶的有利儲集相帶主要分布在三類區(qū)域：Ⅰ類區(qū)域為位于拾場洼陷西部斜坡區(qū)，主要為砂巖上傾尖滅型及透鏡體型圈閉發(fā)育帶；Ⅱ類區(qū)域位于高北斷裂帶北部地區(qū)，主要為斷層—巖性復合型圈閉發(fā)育區(qū)；Ⅲ類區(qū)域主要沿邊界斷裂分布，為巖性側(cè)向封堵的巖性圈閉發(fā)育帶或斷層—巖性復合圈閉區(qū)。

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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

康海軍(1973-)，男，助理工程師，從事儲層分析及油氣田開發(fā)等工作。E-mail:kanghj35@163.com

P631.8

A

2016-09-29