松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積

導語：松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積一文來源于網友上傳，不代表本站觀點，若需要原創文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

摘要：松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層因斷裂較發育且河道砂體分布規律不明，具有資源探明度低、資源評價力度小、鉆探成功率低等特點。因此，為分析該油層沉積特征，基于斷層、斷裂帶縫隙對三肇凹陷扶余油層的控制作用，結合測井相與平面相、單井相、巖芯相的分析，闡述了三肇凹陷扶余油層油氣運聚及沉積特征。

關鍵詞：松遼盆地；三肇凹陷；油層沉積

松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層是我國最為重要的油氣生產基地。經過了多年的勘探開發，松遼盆地油層已經進入油氣田勘探與開發的中后期，面臨著資源接替不足、油藏與開采失衡的嚴峻局面。而區域三肇凹陷扶余油層具有較大的勘探潛力，成為精細勘探與石油儲量提交的主戰場?；诖?，分析盆地北部三肇凹陷扶余油層的沉積特征就具有非常突出的現實意義。

1松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層的斷層發育特征

松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層包括Ⅰ類斷層、Ⅱ類斷層、Ⅲ類斷層三種類型，Ⅰ類斷層為長期活動基底深大斷裂、大垂向延伸斷層，負責斷開青山口底面（均斷距約32.9m）、斷入基底（均斷距約215.8m）、嫩江組底面（均斷距約24.2m）、泉頭組底面（均斷距約41.9m），總體呈現出從上到下斷距逐漸增加的特征；Ⅱ類斷層為斷開泉頭組－青山口組（82.9%）、局部斷開到嫩江組正斷層（16.9%），其中斷開青山口組底面的均斷距與斷開泉頭組底面的均斷距分別在22.9m、29.9m左右斷開嫩江組正斷層的均斷距則在32.6m左右，總體呈現出從上層到下層逐漸增加的特點；Ⅲ類斷層為斷開單一解釋層位的斷層，負責斷開嫩江組底面、青山口底面、泉頭組底面的均斷距分別在16.9m、28.2m左右，主要在青山口期發育[1]。由于SEE-SSW拉張應力場在斷裂期干擾，盆地北部形成了近似SN向－SSW向的基底斷裂、斷線期斷裂，進入凹陷期因拉張應力場方向調整為近似東→西向，斷裂系統也形成了近南→北向。這種情況下，三肇凹陷扶余油層就呈現出近南北向斷層多的特點，最多為北北東－北東向斷層，發育近東西向斷層，斷層斷距處于較小的水平，斷層走向延伸長度也處于較小的水平，但T2斷層系斷層斷穿青一段、近北東向與近南北向斷層密度則處于較大的水平。對比盆地北部層序地層可知，斷穿T2反射層并斷至T1-1反射層的Ⅱ-Ⅲ斷層、僅斷穿T2反射層的Ⅱ-Ⅲ類斷層是影響盆地北部三肇凹陷中央、邊緣地區扶余油層油藏主要類型。因T2反射層上部、下部分別為青山口組一段生油巖、泉三段+泉四段致密砂巖儲層，因此，控制盆地北部三肇凹陷扶余油層成藏的關鍵斷層為T2反射層。

2基于測井相與平面相、巖芯相的扶余油層沉積特征

2.1地質構造

松遼盆地在我國東北部，地跨東北三省、內蒙古自治區的大規模中生代陸相盆地以及新生代陸相盆地，主體部位在吉林省、黑龍江省境內。盆地主軸沿北北東方向展布，長度×寬度大致為750.0km×350.0km，地面海拔在120.0m以上、300.0m以下[2]。盆地主要發育時期為泉頭組到嫩江組沉積時期，因上拱地幔物質因環境溫度下降而體積減小，大部分盆地下沉至坳陷，且各地層向盆地邊緣超覆蓋下沉積累。如圖1所示，松遼盆地北部三肇凹陷是中央坳陷區的二級負向構造單元，其在西側、東側分別與大慶長垣、朝陽溝階地相連接，北側則與綏化凹陷、綏棱背斜帶、明水階地相連接，面積在5742.6km2左右的凹陷區是盆地內至關重要的生油、儲油單元，油氣性較佳[3]。

2.2沉積特征

其一，平面相下的盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積演化特征分析。為了解盆地北部三肇凹陷扶余油層的沉積演化特性，根據油層沉積微相展布情況，進行各油層組平均反射強度、半時能量、平均絕對振幅、均方根振幅等地震屬性的提取，為各屬性與井資料匹配度分析提供依據。其中均方根屬性可以高度識別油層砂泥巖含量、巖石成分及孔隙度，根據所識別的振幅變化進行巖性變化區分辨別，進而進行層序界面、砂體追蹤。鑒于盆地北部三肇凹陷扶余油層主要發育三角洲前緣亞相沉積體系、三角洲平原，可以對河孔特性下的FⅡ油層組、FⅢ油層組沉積微相平面演化特征進行獨立分析：對于FⅡ油層組來說，因氣候濕度處于較小的水平，三角洲陸續向前方進積發育且河道延伸距離處于較遠的范疇。區域內發育三角洲平原亞相，沉積微相類型是源于西南方向的2條分流河道以及河道間沉積。其中1條分流河道從扶余油層東北側流入經各州井發育為朝向西北側的分支；另外1條河道則由扶余油層中南部進入，經州井發育為井東北部分支。對于FⅢ油層組來說，研究區氣候由高濕度向低濕度轉變，湖平面與分流河道分別呈現出逐漸萎縮、長遠延伸的特點，水動力與河道攜帶能力均處于較強的水平，源于北部的物力資源供應也較為充足，為淺水三角洲平原亞相沉積發育提供了良好的條件，決口扇、分流河道、河道間沉積也成為沉積微相的主要類型，分流河道對砂體展布造成了較大的影響。對于FⅠ3油層組來說，因這一時間段氣候處于低濕度狀態，分流河道延伸距離達到最大，水動力與源于西南方向的物力資源供應均達到最強水平，為三角洲大規模發育提供了充足支持。此時，三角洲平原亞相沉積成為主要發育類型，沉積微相類型則涵蓋了河道間沉積、分流河道、天然堤等幾種。區域內發育的分流河道寬度在1.0km以上、2.5km以內，經西南側或西北側流入，于州井處發育一處天然堤沉積或河道分支。其二，單井相下的盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積演化特征分析?；趩尉嗟姆鲇嘤蛯映练e演化特征分析需要以位于盆地北部三肇凹陷中部、西北部、中部偏東的州井為對象，進行沉積亞相與沉積微相分析[4]。對于位于盆地北部三肇凹陷中部的州井來說，其主要發育三角洲平原亞相沉積，覆蓋FⅢ、FⅡ、FⅠ3等油層組，涉及的沉積微相主要有決口扇、分流河道、天然堤等，單層砂體厚度最小為1.0m，最大為5.0m。通過對GR曲線進行分析，FⅢ油層組GR曲線表現為箱形、高幅鐘形，揭示了FⅢ油層沉積時期分流河道遷移頻率較高；而FⅡ油層組GR曲線表現為厚度超4.5m的箱型，表明頂部分流河道砂體大規模發育；FⅠ3油層組僅發育了分流河道砂體、天然堤砂體，層厚較小、規模不大，GR曲線無明顯特征。對于位于盆地北部三肇凹陷西北部的州井，其主要發育三角洲平原亞相沉積，覆蓋FⅢ、FⅠ3、FⅠ2、FⅡ油層組，包括決口扇、分流河道、河道間沉積、天然堤等幾種微相類型，單層砂厚度最大為5.5m，最小為1.0m[5]。其中FⅢ油層組GR曲線表現為箱形、高幅鐘形，表明油層沉積時期分流河道遷移、擺動頻率較高；而FⅡ油層組GR曲線表現為厚度達5.5m的箱形，表明油層組中部一套分流河道砂體呈大規模發育；FⅠ2與FⅠ3油層組底部均發育有決口扇砂體、天然堤，分流河道砂體成套發育，厚度在3.0m左右。對于位于盆地北部三肇凹陷中部偏東的州井來說，其總體呈現出淺水三角洲平原亞相沉積，包括天然堤、分流河道、河道間沉積、決口扇沉積幾種沉積微相，單層砂厚度最大為5.0m，最小為1.0m，包括FⅢ、FⅠ1、FⅡ、FⅠ3幾個油層組。其中FⅢ油層組GR曲線表現為2.0~4.0m的高幅鐘形，表明油層組發育有大厚度單層砂體；而FⅡ油層組GR曲線表現為6.0m厚的箱形，表明油層組發育有分流河道砂體，且規模較大；FⅠ1油層組主要發育三角洲前緣亞相沉積，沉積微相涵蓋了席狀砂、水下分流河道、河口砂壩幾種類型。其中油層底部水下分流河道砂體呈大規模發育，厚度在4.0m左右；油層頂部水下分流河道砂體呈中小規模發育，厚度在1.5m左右。其三，在測井相與巖芯相（三角洲前緣亞相、三角平原亞相）下的盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積演化特征分析時，需要根據盆地北部三肇凹陷扶余油層沉積背景，綜合分析區域內探井、評價井資料，進行三角洲平原亞相測井相模板、三角洲前緣亞相測井相模板的構建[6]。分析結果如下：如表1所示，GR曲線形態與起伏幅度、上地層與下地層接觸關系較為明顯，可以確定盆地北部FⅡ、FⅢ油層組、FⅠ2、FⅠ3油層組主要發育淺水三角洲平原亞相沉積，沉積微相類型為天然堤、分流河道、決口扇、河道間沉積等幾種類型；而淺水三角洲前緣亞相沉積則位于FⅠ1油層組，無決口扇、天然堤、河道間沉積微相，但存在席狀砂、河口砂壩、前緣泥等沉積微相。對于三角洲前緣亞相來說，FⅠ1油層沉積期，因氣候由低濕度轉向中高濕度，湖面水位上升減弱河控作用，水下分流河道物質攜帶量下降，出現了沉積物短時間內充填沉積情況。與此同時，受湖水改造作用與水下分流河道運載能力同時作用，河口砂壩呈反韻律結構，粒度更細的席狀砂開始形成；對于三角洲平原亞相來說，因油層組沉積期氣候處于低濕度高溫度狀態，河流攜帶碎屑物質能力較強，分流河道呈大規模發育，且分叉較少，河道內砂體也呈現出大厚度、正韻律的狀態[7]。與此同時，在分流河道上發育上粗下細、單層砂厚度?。?.0~2.0m）的天然堤沉積微相以及下細上粗的決口扇砂體（砂巖沖刷下扶泥巖），在河道之間也開始發育河道間沉積。

3總結

綜上所述，松遼盆地北部三肇凹陷扶余油層斷裂密集油聚集情況存在差異，不同斷裂組合樣式，對于扶余油層沉積作用也不同，裂隙發育帶含油性較佳。而通過對測井相、地震相、巖芯相分析可知，各油層組主要發育淺水三角洲平原亞相沉積與三角洲前緣亞相沉積，受分流河道發育的直接控制。

作者：姜瀚 單位：大慶油田勘探事業部