松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层沉积

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摘要：松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层因断裂较发育且河道砂体分布规律不明，具有资源探明度低、资源评价力度小、钻探成功率低等特点。因此，为分析该油层沉积特征，基于断层、断裂带缝隙对三肇凹陷扶余油层的控制作用，结合测井相与平面相、单井相、岩芯相的分析，阐述了三肇凹陷扶余油层油气运聚及沉积特征。

关键词：松辽盆地；三肇凹陷；油层沉积

松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层是我国最为重要的油气生产基地。经过了多年的勘探开发，松辽盆地油层已经进入油气田勘探与开发的中后期，面临着资源接替不足、油藏与开采失衡的严峻局面。而区域三肇凹陷扶余油层具有较大的勘探潜力，成为精细勘探与石油储量提交的主战场。基于此，分析盆地北部三肇凹陷扶余油层的沉积特征就具有非常突出的现实意义。

1松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层的断层发育特征

松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层包括Ⅰ类断层、Ⅱ类断层、Ⅲ类断层三种类型，Ⅰ类断层为长期活动基底深大断裂、大垂向延伸断层，负责断开青山口底面（均断距约32.9m）、断入基底（均断距约215.8m）、嫩江组底面（均断距约24.2m）、泉头组底面（均断距约41.9m），总体呈现出从上到下断距逐渐增加的特征；Ⅱ类断层为断开泉头组－青山口组（82.9%）、局部断开到嫩江组正断层（16.9%），其中断开青山口组底面的均断距与断开泉头组底面的均断距分别在22.9m、29.9m左右断开嫩江组正断层的均断距则在32.6m左右，总体呈现出从上层到下层逐渐增加的特点；Ⅲ类断层为断开单一解释层位的断层，负责断开嫩江组底面、青山口底面、泉头组底面的均断距分别在16.9m、28.2m左右，主要在青山口期发育[1]。由于SEE-SSW拉张应力场在断裂期干扰，盆地北部形成了近似SN向－SSW向的基底断裂、断线期断裂，进入凹陷期因拉张应力场方向调整为近似东→西向，断裂系统也形成了近南→北向。这种情况下，三肇凹陷扶余油层就呈现出近南北向断层多的特点，最多为北北东－北东向断层，发育近东西向断层，断层断距处于较小的水平，断层走向延伸长度也处于较小的水平，但T2断层系断层断穿青一段、近北东向与近南北向断层密度则处于较大的水平。对比盆地北部层序地层可知，断穿T2反射层并断至T1-1反射层的Ⅱ-Ⅲ断层、仅断穿T2反射层的Ⅱ-Ⅲ类断层是影响盆地北部三肇凹陷中央、边缘地区扶余油层油藏主要类型。因T2反射层上部、下部分别为青山口组一段生油岩、泉三段+泉四段致密砂岩储层，因此，控制盆地北部三肇凹陷扶余油层成藏的关键断层为T2反射层。

2基于测井相与平面相、岩芯相的扶余油层沉积特征

2.1地质构造

松辽盆地在我国东北部，地跨东北三省、内蒙古自治区的大规模中生代陆相盆地以及新生代陆相盆地，主体部位在吉林省、黑龙江省境内。盆地主轴沿北北东方向展布，长度×宽度大致为750.0km×350.0km，地面海拔在120.0m以上、300.0m以下[2]。盆地主要发育时期为泉头组到嫩江组沉积时期，因上拱地幔物质因环境温度下降而体积减小，大部分盆地下沉至坳陷，且各地层向盆地边缘超覆盖下沉积累。如图1所示，松辽盆地北部三肇凹陷是中央坳陷区的二级负向构造单元，其在西侧、东侧分别与大庆长垣、朝阳沟阶地相连接，北侧则与绥化凹陷、绥棱背斜带、明水阶地相连接，面积在5742.6km2左右的凹陷区是盆地内至关重要的生油、储油单元，油气性较佳[3]。

2.2沉积特征

其一，平面相下的盆地北部三肇凹陷扶余油层沉积演化特征分析。为了解盆地北部三肇凹陷扶余油层的沉积演化特性，根据油层沉积微相展布情况，进行各油层组平均反射强度、半时能量、平均绝对振幅、均方根振幅等地震属性的提取，为各属性与井资料匹配度分析提供依据。其中均方根属性可以高度识别油层砂泥岩含量、岩石成分及孔隙度，根据所识别的振幅变化进行岩性变化区分辨别，进而进行层序界面、砂体追踪。鉴于盆地北部三肇凹陷扶余油层主要发育三角洲前缘亚相沉积体系、三角洲平原，可以对河孔特性下的FⅡ油层组、FⅢ油层组沉积微相平面演化特征进行独立分析：对于FⅡ油层组来说，因气候湿度处于较小的水平，三角洲陆续向前方进积发育且河道延伸距离处于较远的范畴。区域内发育三角洲平原亚相，沉积微相类型是源于西南方向的2条分流河道以及河道间沉积。其中1条分流河道从扶余油层东北侧流入经各州井发育为朝向西北侧的分支；另外1条河道则由扶余油层中南部进入，经州井发育为井东北部分支。对于FⅢ油层组来说，研究区气候由高湿度向低湿度转变，湖平面与分流河道分别呈现出逐渐萎缩、长远延伸的特点，水动力与河道携带能力均处于较强的水平，源于北部的物力资源供应也较为充足，为浅水三角洲平原亚相沉积发育提供了良好的条件，决口扇、分流河道、河道间沉积也成为沉积微相的主要类型，分流河道对砂体展布造成了较大的影响。对于FⅠ3油层组来说，因这一时间段气候处于低湿度状态，分流河道延伸距离达到最大，水动力与源于西南方向的物力资源供应均达到最强水平，为三角洲大规模发育提供了充足支持。此时，三角洲平原亚相沉积成为主要发育类型，沉积微相类型则涵盖了河道间沉积、分流河道、天然堤等几种。区域内发育的分流河道宽度在1.0km以上、2.5km以内，经西南侧或西北侧流入，于州井处发育一处天然堤沉积或河道分支。其二，单井相下的盆地北部三肇凹陷扶余油层沉积演化特征分析。基于单井相的扶余油层沉积演化特征分析需要以位于盆地北部三肇凹陷中部、西北部、中部偏东的州井为对象，进行沉积亚相与沉积微相分析[4]。对于位于盆地北部三肇凹陷中部的州井来说，其主要发育三角洲平原亚相沉积，覆盖FⅢ、FⅡ、FⅠ3等油层组，涉及的沉积微相主要有决口扇、分流河道、天然堤等，单层砂体厚度最小为1.0m，最大为5.0m。通过对GR曲线进行分析，FⅢ油层组GR曲线表现为箱形、高幅钟形，揭示了FⅢ油层沉积时期分流河道迁移频率较高；而FⅡ油层组GR曲线表现为厚度超4.5m的箱型，表明顶部分流河道砂体大规模发育；FⅠ3油层组仅发育了分流河道砂体、天然堤砂体，层厚较小、规模不大，GR曲线无明显特征。对于位于盆地北部三肇凹陷西北部的州井，其主要发育三角洲平原亚相沉积，覆盖FⅢ、FⅠ3、FⅠ2、FⅡ油层组，包括决口扇、分流河道、河道间沉积、天然堤等几种微相类型，单层砂厚度最大为5.5m，最小为1.0m[5]。其中FⅢ油层组GR曲线表现为箱形、高幅钟形，表明油层沉积时期分流河道迁移、摆动频率较高；而FⅡ油层组GR曲线表现为厚度达5.5m的箱形，表明油层组中部一套分流河道砂体呈大规模发育；FⅠ2与FⅠ3油层组底部均发育有决口扇砂体、天然堤，分流河道砂体成套发育，厚度在3.0m左右。对于位于盆地北部三肇凹陷中部偏东的州井来说，其总体呈现出浅水三角洲平原亚相沉积，包括天然堤、分流河道、河道间沉积、决口扇沉积几种沉积微相，单层砂厚度最大为5.0m，最小为1.0m，包括FⅢ、FⅠ1、FⅡ、FⅠ3几个油层组。其中FⅢ油层组GR曲线表现为2.0~4.0m的高幅钟形，表明油层组发育有大厚度单层砂体；而FⅡ油层组GR曲线表现为6.0m厚的箱形，表明油层组发育有分流河道砂体，且规模较大；FⅠ1油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积，沉积微相涵盖了席状砂、水下分流河道、河口砂坝几种类型。其中油层底部水下分流河道砂体呈大规模发育，厚度在4.0m左右；油层顶部水下分流河道砂体呈中小规模发育，厚度在1.5m左右。其三，在测井相与岩芯相（三角洲前缘亚相、三角平原亚相）下的盆地北部三肇凹陷扶余油层沉积演化特征分析时，需要根据盆地北部三肇凹陷扶余油层沉积背景，综合分析区域内探井、评价井资料，进行三角洲平原亚相测井相模板、三角洲前缘亚相测井相模板的构建[6]。分析结果如下：如表1所示，GR曲线形态与起伏幅度、上地层与下地层接触关系较为明显，可以确定盆地北部FⅡ、FⅢ油层组、FⅠ2、FⅠ3油层组主要发育浅水三角洲平原亚相沉积，沉积微相类型为天然堤、分流河道、决口扇、河道间沉积等几种类型；而浅水三角洲前缘亚相沉积则位于FⅠ1油层组，无决口扇、天然堤、河道间沉积微相，但存在席状砂、河口砂坝、前缘泥等沉积微相。对于三角洲前缘亚相来说，FⅠ1油层沉积期，因气候由低湿度转向中高湿度，湖面水位上升减弱河控作用，水下分流河道物质携带量下降，出现了沉积物短时间内充填沉积情况。与此同时，受湖水改造作用与水下分流河道运载能力同时作用，河口砂坝呈反韵律结构，粒度更细的席状砂开始形成；对于三角洲平原亚相来说，因油层组沉积期气候处于低湿度高温度状态，河流携带碎屑物质能力较强，分流河道呈大规模发育，且分叉较少，河道内砂体也呈现出大厚度、正韵律的状态[7]。与此同时，在分流河道上发育上粗下细、单层砂厚度小（1.0~2.0m）的天然堤沉积微相以及下细上粗的决口扇砂体（砂岩冲刷下扶泥岩），在河道之间也开始发育河道间沉积。

3总结

综上所述，松辽盆地北部三肇凹陷扶余油层断裂密集油聚集情况存在差异，不同断裂组合样式，对于扶余油层沉积作用也不同，裂隙发育带含油性较佳。而通过对测井相、地震相、岩芯相分析可知，各油层组主要发育浅水三角洲平原亚相沉积与三角洲前缘亚相沉积，受分流河道发育的直接控制。

作者：姜瀚 单位：大庆油田勘探事业部