东营凹陷坨826块沙三段砂砾岩沉积特征

闵伟

（中国石化 胜利油田分公司石油开发中心，山东 东营 257000）

中国沉积盆地中砂砾岩分布广泛，从古生界到新生界均发育规模较大的砂砾岩，且含有十分丰富的油气[1]。玛湖特大型油田和渤中19-6千亿立方米级大型整装凝析气田的发现，更加显示了砂砾岩油气藏的巨大勘探潜力[2-3]。砂砾岩作为陆相湖盆重要的沉积类型，受到沉积学界的普遍关注，陡坡背景下的砂砾岩沉积特征的研究，更是聚焦了学者们的目光[4-7]，断裂陡坡带砂砾岩的相带类型主要为冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲、陡坡带深水浊积扇和浅水沉积滑塌浊积扇等。

渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷北部陡坡带砂砾岩油藏已探明石油储量近亿吨，控制石油储量逾亿吨[8]。坨826 块位于东营凹陷北部陡坡带西段，为构造-岩性油气藏，含油面积约3.4 km2，探明石油储量逾2 000×104t，主力含油层系为沙河街组沙三上亚段。建成投产10 多年来，已对其沉积相类型为扇三角洲有了较为明确的认识，但对砂砾岩东、西部岩性和物性差异较大的原因、沉积微相类型以及各期次砂砾岩的分布规律尚未开展研究，制约了该区储量有效动用及潜力挖掘。本文依据岩心观察、粒度分析、薄片鉴定、钻测井解释和地震解释资料，结合区域地质背景，通过研究坨826 块砂砾岩的物源和沉积特征，明确其东、西部岩性和物性存在较大差异的控制因素，确定其沉积微相类型和平面分布特征，深化对该砂砾岩沉积地质认识，为调整开发井网提供依据。

1 区域地质概况

坨826 块位于东营凹陷北带滨南—利津断裂带和坨胜永断裂带交会处宁海鼻状构造东南侧[9]，北靠陈家庄凸起，南为利津洼陷，东邻胜坨油田，西接王庄油田，整体位于坨163 冲沟上游方向，具有宽缓型二台阶的构造特征[10]，呈现沟梁相间的古地貌特征。

坨826 块自上而下发育了第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙河街组，奥陶系和太古宇，其中沙河街组见有沙一段、沙三上亚段、沙三中亚段和沙四段，缺失沙二段和沙三下亚段。该区块地层总体呈单斜展布，向北超覆尖灭，沙三段埋深1 300～1 500 m。其主力含油层系为沙三上亚段，可划分为3个砂组，其中三砂组进一步划分为4个小层，二砂组划分为5个小层，一砂组划分为2个小层。

2 沉积环境和沉积相特征

2.1 沉积环境

（1）古气候和相对湖平面变化 济阳坳陷沙三上亚段到沙二下亚段沉积期，气温缓慢下降，湿度降低[11]，利于母岩发生物理风化。该时期盆地进入收敛期，湖盆水体逐渐变浅，整体呈湖退砂进趋势，利于扇三角洲发育和保存，但在沙三上亚段沉积早—中期，湖平面小幅上升[12]，形成沉积层序的旋回性变化。

（2）古构造和古地形 胜北断层在沙四段沉积早期开始微弱活动，在沙三上亚段沉积期活动强度达到顶峰，随后变弱，直至稳定。利津断层在沙四段沉积晚期开始活动，沙三中亚段沉积期活动最为剧烈，持续活动至沙三上亚段沉积期[10]。胜北断层和利津断层对研究区构造格局和沉积作用具有明显的控制作用。

研究区地处宽缓台阶，沙三上亚段沉积期，由于前期的沉积作用，地形变缓，水位变浅，利于发育扇三角洲，胜坨地区以北具有东、西两大古冲沟向南供给[13]。坨西古冲沟的东部次级古冲沟（即坨163次级古冲沟）为宁海鼻状构造东南沉积区的物质供给通道，其中，东部郑366次级古冲沟和西部的郑361—郑369次级古冲沟，是坨826 块的直接物质供给通道，2 个次级冲沟相距不足2 km。

2.2 沉积相特征

根据对坨826块6口井沙三上亚段岩心资料，结合粒度分析和薄片鉴定以及岩石成分、结构、构造等沉积相标志，坨826块沙三上亚段为扇三角洲前缘沉积。

2.2.1 岩石成分结构特征

研究区沙三上亚段泥岩颜色以灰色、浅灰色和绿灰色为主，反映沉积物主要形成于浅水半氧化—半还原环境。

沉积物粒度区间大，从中粗砾到黏土的各粒级碎屑均有发育。研究区沙三上亚段砂岩成分成熟度较低，石英含量一般为30.00%～50.00%，平均为41.20%，长石平均含量为30.60%，岩屑平均含量为28.20%，主要为岩屑长石砂岩和岩屑质长石砂岩，少部分为长石岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩（图1），反映沉积区离物源较近，沉积物搬运距离较短。

图1 坨826块沙三上亚段砂岩类型Fig.1.Sandstone types in in Block Tuo 826

研究区沙三上亚段总体以中粗碎屑岩为主，其中砾岩既有颗粒支撑，也有杂基支撑，砾石呈棱角—次棱角状，反映较短距离搬运，近物源堆积。沙三上亚段岩石薄片杂基含量统计结果表明，研究区内砂岩杂基主要为泥质，含量较高，一般为5.00%～20.00%，平均为10.90%，反映搬运介质具有一定的重力流性质。

2.2.2 构造特征

坨826 块沙三上亚段岩心中识别出多种类型的原生沉积构造，对沉积（微）相类型的判别和沉积介质的性质、强度、沉积物的搬运和沉积方式的确定具有重要意义。总体上，可以按成因分为流动成因构造（包括层理、冲刷和充填构造）、同生变形构造和生物成因构造。

（1）流动成因构造 沙三上亚段碎屑岩中的层理构造兼具牵引流和重力流成因，主要见有块状层理、大型板状交错层理、平行层理和波状（复合）交错层理，还见有冲刷和充填构造。其中块状层理较为发育，在各粒级碎屑岩中均可发育，反映沉积物快速堆积过程。粒序层理主要出现在灰黑色油浸中砾岩、细砾岩和含砾粗砂岩中，主要分布于扇三角洲前缘碎屑流沉积微相中，一般认为是大量悬浮物质从流体中快速沉降的结果（图2a 和图2b）。平行层理主要出现在灰色含砾砂岩、中砂岩和细砂岩中，在扇三角洲前缘水下辫状河道沉积微相和河口坝微相中常见（图2c）。大型板状交错层理多出现在扇三角洲前缘水下辫状河道微相的中—粗碎屑岩中，其中砾石往往呈叠瓦状排列（图2d）。波状（复合）层理主要发育于灰色粉砂岩到泥质粉砂岩中（图2e），一般分布在扇三角洲前缘席状砂和水下分流间湾微相中。水平层理主要发育于研究区沙三上亚段灰色或浅灰色黏土岩中，多分布于扇三角洲前缘水下分流间湾微相和席状砂微相的泥岩夹互层中。研究区沙三上亚段冲刷和充填构造主要出现在扇三角洲前缘水下辫状河道微相粗砂岩和砂质细砾岩底部（图2f）。

（2）同生变形构造 由于陆源碎屑物近距离搬运和较快速卸载，研究区沉积物中同生变形构造较为发育，较常见的同生变形构造包括滑塌构造、负载构造和球枕构造。研究区目的层段的滑塌构造主要出现在扇三角洲前缘河口坝沉积微相和分流间湾微相中，如T826-P45D井井深1 431 m附近的褐黑色油浸细砂岩中发育有滑塌构造（图2g）。负载构造和球枕构造主要成于差异负荷，多期次沉积有利于形成此类同生变形构造。在研究区目的层段，负载构造主要出现在扇三角洲前缘河口坝微相中的灰色油浸砂砾岩底部，其下方多为更细粒的砂岩或粉砂岩（图2h）。

图2 坨826块沙三上亚段典型沉积构造Fig.2.Typical sedimentary structures in in Block Tuo 826

（3）生物成因构造 坨826 块沙三上亚段生物成因构造包括遗迹化石和生物扰动构造。遗迹化石主要出现在扇三角洲前缘河口坝、席状砂和分流间湾沉积微相中。如在T826-P45D 井1 427 m 附近，饱含油细砂岩中发育近于垂直的生物居住兼觅食穴（图2i），生物垂直潜穴一般反映沉积水体能量较高；在T826-P45D井1 421 m附近，泥岩中发育近水平的觅食迹，反映沉积水体能量较低，为扇三角洲前缘水下分流间湾沉积。除了可以辨识行为习性的遗迹化石，更多的是不具特定形态的生物扰动构造，一般表现为泥质沉积物内不规则的斑点，常出现在砂泥互层界面附近，有时会使粉细砂岩纹层变形或遭到破坏。如T826井1 393 m附近的粉砂质泥岩中及T826-P45D 井1 423 m 和1 429 m附近的细砂岩中，均发育生物扰动构造（图2j），局部伴生小型生物潜穴。

3 东、西部扇体沉积特征差异

沙三上亚段沉积期，胜坨地区坨826 块具备适宜扇三角洲发育的古气候、古构造和古地形环境，近源沉积物快速搬运并沉积于浅水，岩石成分成熟度和结构成熟度较低，沉积构造兼具重力流和牵引流成因，具有典型的扇三角洲前缘亚相特征。对古地形、沉积物成分、结构、构造等进一步研究发现，东、西部扇体相距虽不足2 km，但物性明显不同。

3.1 古地形差异

研究区东、西部在沙三上亚段沉积期地形差异明显，东部物源沟谷坡度中等（2°～10°），部分沉积物可以在坡上（断层上升盘）沉积；而西部物源沟谷坡陡（4°～15°），沉积物在坡上（断层上升盘）未沉积。这是因为中等坡度既有利于沉积物重力流的发育，也能使流体在断续减速过程中流体逐渐向牵引流转化，并能在坡度较小的情况下发生部分沉积；而在不断变化的较大坡度区，流体在水力跳跃机制下不断加速[14-16]，持续保持重力流性质。流体机制的差异，势必影响研究区东、西部砂砾岩的岩石学性质，从而影响其物性和储集性能。

3.2 岩石成分差异

位于坨826 块西部的T82-X1 井砂岩主要为长石岩屑砂岩和长石质岩屑砂岩，而位于坨826 块东部的T826井和T823井砂岩主要为岩屑长石砂岩和岩屑质长石砂岩，东、西部砂岩类型有所差异。具体分析发现，研究区西部T82-X1 井石英含量为21.67%，长石含量为26.67%，岩屑含量为51.67%；研究区东部T823井石英含量为42.02%，长石含量为33.58%，岩屑含量为23.40%；研究区中部的T822 井则既有岩屑长石砂岩和岩屑质长石砂岩，也有长石岩屑砂岩（图1）。与母岩区距离相近的东、西部砂岩成分成熟度的差异，提示其物源性质有所不同。

统计坨826 块沙三上亚段主要取心井砂岩样品的岩屑类型及其含量，进一步发现该区砂岩岩屑以变质岩岩屑为主，平均含量为82.59%；其次为岩浆岩岩屑，平均含量为11.92%，再次为沉积岩岩屑，平均含量为5.49%。位于区块西部的T82-X1 井砂岩样品中，岩浆岩岩屑含量为34.84%，明显高于沉积岩岩屑（1.94%），而区块东部的T826 井和T823 井砂岩样品中，岩浆岩岩屑和沉积岩岩屑的含量基本相当，分别为4.74%和2.73%，表明坨826 块东、西部扇体物源不同。

研究区内东、西部砂砾岩均为近源堆积，搬运距离差别不大，但其杂基含量差别较为明显。其中，东部（T826 井和T823 井）样品杂基平均含量为9.69%，表明牵引流沉积是其主体，西部（T82-X1 井和T822井）样品杂基平均含量为16.00%，具有较为明显的重力流性质。

3.3 岩石结构差异

统计坨826 块沙三上亚段168 个砂岩样品的粒度概率累积曲线发现，反映重力流沉积特征的宽缓上拱弧形和低斜率一段式与牵引流成因的两段式和三段式均较发育，此外还有反映重力流向牵引流转化的具过渡段两段式[17]。其中，西部扇体以重力流沉积和重力流向牵引流转化的过渡沉积为主，分别占15%和80%，粒度概率累计曲线主要为宽缓上拱弧形（图3a）和具过渡段的两段式（图3b），以T822 井和T82-X1 井为代表；而东部扇体以牵引流沉积为主，如T826 井和T823 井，岩石碎屑粒度概率累计曲线以反映牵引流成因的两段式和三段式居多，可达80%（图3c、图3d）。

图3 坨826块沙三上亚段砂岩样品典型粒度概率累积曲线Fig.3.Cumulative curves of typical grain size probability of sandstone samples in in Block Tuo 826

粒度分析结果表明，坨826 块沙三上亚段东部（T826 井和T823 井）样品Trask 分选系数平均为1.69，西部（T82-X1 井和T822 井）样品Trask 分选系数平均为1.96，西部沉积物较东部沉积物分选差。东部砂砾岩原始孔隙度平均为35%，西部砂砾岩原始孔隙度平均为32%，东部砂砾岩原始物性好于西部砂砾岩。

3.4 沉积构造差异

由于物源、地形坡度和流体性质的不同，重力流成因的粒序层理在研究区西部比东部发育，西部扇体多见反粒序层理，东部扇体可见浊流特征的正粒序-平行层理组合。而在距离物源相近的东、西部不同取心井中，东部井岩心中更多发育交错层理、波状层理等牵引流成因构造。

综上所述，研究区东、西部砂砾岩虽然相距很近，但是沉积物来自2 个性质不同的母岩区，并且由于出山口古地形坡度的差异，搬运机制有异，造成其成分、结构和沉积构造特征明显不同。其中东部砂砾岩以牵引流沉积为主，层理较为发育，颗粒支撑，原始孔隙度较高；西部砂砾岩以重力流沉积为主，多为块状层理，杂基支撑，原始孔隙度较低。研究区沙三上亚段埋深一般不超过1 500 m，压实作用是损害储集层物性的主要成岩作用，而杂基支撑结构比颗粒支撑结构更利于压实作用的进行[18]，因此，母岩性质和流体搬运机制（沉积作用），是造成研究区东、西部砂砾岩岩性和物性差异，继而引起其产能差异的决定性因素。

4 主要沉积微相

坨826 块沙三上亚段仅发育扇三角洲前缘亚相，可细分为碎屑流沉积、水下辫状河道、河道间、河口坝和席状砂5 个微相，其中碎屑流沉积微相主要分布在在研究区西部，且在一砂组中有较发育的河口坝和席状砂沉积，反映了研究区西部沉积物重力流较为发育，扇三角洲整体发育于湖盆萎缩期但后期湖平面有小幅上涨的沉积背景。

4.1 碎屑流沉积微相

碎屑流沉积微相在东、西部扇体的发育存在明显差异。该微相以发育碎屑流沉积为主要标志[19]，也有后期或前端向浊流转化的沉积物特征。研究区有利于母岩风化的气候和湖退砂进的背景提供了大量的沉积物，这些沉积物在断阶状的构造背景下不易保存，砂体失稳并向坡下滑落，形成碎屑流沉积。已有研究成果表明，坡度是水下重力流沉积的控制因素之一[14-16]，坡度较小时，流体夹带系数较大，重力流更易向湍流支撑的浊流演化；坡度较大时，流体夹带系数较小，重力流需要一定的距离才能向浊流演化[20-21]。因此，与研究区东部相比，研究区西部扇体坡度较大，碎屑流沉积的厚度和面积也较大。

碎屑流沉积微相的岩石主要为中细砾岩、砂质砾岩和含砾粗砂岩，颗粒粒级范围大，分选差；磨圆度低，多呈次棱角状—次圆状；杂基含量高，可见砾石悬浮在杂基之中；粒度概率累积曲线多为上拱弧形或近似上拱弧形；发育块状层理和粒序层理；自然伽马曲线呈不规则齿化箱形。

4.2 水下辫状河道微相

水下辫状河道是扇三角洲相的重要微相，也是扇三角洲主要储集砂体的赋存所在。研究区水下分流河道微相以中—粗砂岩及含泥砾砂岩为主，粒度概率累积曲线一般为具过渡段的两段式、典型的三段式和两段式，反映流体类型从重力流转化为牵引流。沉积构造多见块状层理、平行层理、板状交错层理等，底部多发育冲刷面和冲刷构造。自然伽马曲线多呈齿化箱形或齿化钟形。

4.3 分流间湾微相

分流间湾受水下辫状河道的围限，一般呈港湾状浅水滞水环境。研究区该微相岩石组合一般为灰色泥岩、泥质粉砂岩夹薄层不等粒砂岩和砂砾岩互层。粒度概率累积曲线图中以悬浮组分为主，细粒沉积主要发水平层理和波状层理，砂岩和砂砾岩夹层主要发育块状构造，偶见生物潜穴。垂向层序上该微相介于水下辫状河道之间，自然伽马曲线接近基线，局部呈卵形。

4.4 河口坝微相

与正常三角洲相比，扇三角洲河口坝规模较小。研究区河口坝微相以灰色中、细砂岩和粉砂岩为主，分选较好，粒度概率累积曲线为典型两段式、三段式或具两个跳跃次总体的两段式。主要发育平行层理、块状层理和砂纹层理，可见重荷构造、滑塌变形构造和生物扰动构造，砂体单层厚度一般大于2 m。

4.5 席状砂微相

发育前缘席状砂微相是扇三角洲相的重要特征。研究区席状砂微相较为发育，在扇三角洲前缘地带围绕水下辫状河道和局部发育的河口坝形成分布面积大、单层厚度小的席状砂体，单层厚度一般小于2 m。其岩石组合主要为灰色细砂岩、粉砂岩夹泥岩或与之互层，常见平行层理、波状层理、居住迹和生物扰动构造等，自然伽马曲线多为中低幅指形。

4.6 相层序和相模式

与处于盆地收缩期的地质背景相适应，研究区沙三上亚段扇三角洲前缘亚相的垂向层序多为下细上粗的反旋回，由下至上可依次出现席状砂、河口坝、水下辫状河道、分流间湾和碎屑流沉积微相。如T826-P45D 井1 421—1 424 m井段，由下至上依次发育粉细砂岩夹粉砂质泥岩（席状砂）、叠覆冲刷砂质细砾岩（水下辫状河道）和粉砂质泥岩（分流间湾）。

综上所述，结合研究区构造和地层发育背景，东营凹陷北带沙三上亚段发育扇三角洲前缘亚相。平面上，从湖盆边缘向湖方向，依次发育碎屑流沉积微相、水下辫状河道和分流间湾微相、河口坝与席状砂微相。垂向上，从三砂组到二砂组为轻微的退积样式，向上至一砂组为较明显的加积样式。由于物源供应充沛，搬运和堆积速度较快，在研究区扇三角洲前缘前方断层下降盘应发育沉积物失稳形成的滑塌体。

5 砂砾岩时空分布和演化特征

由于坨826 块多数钻井的目的层段为沙三上亚段二砂组，钻达三砂组的井很少，因此，本文只对一砂组和二砂组的分布规律进行分析。

5.1 连井剖面沉积相分布特征

综合考虑岩性及其组合、电性和油水关系，对坨826 块沙三上亚段砂砾岩连井剖面沉积相进行了对比分析。二砂组南北向（物源方向）沉积微相对比（图4）中可以看出，该剖面中扇三角洲前缘以自然电位或自然伽马曲线表现为中高幅的大套含砾砂岩为特征的水下辫状河道微相占绝对优势，仅T826-P43井、T826-P42 井、T826-Y1 井中二砂组偶有发育反韵律的河口坝和席状砂。

研究区一砂组以广泛发育河口坝和席状砂微相为特征，除了反映从二砂组到一砂组具有退积趋势，也与该剖面处于东、西2 个扇三角洲前缘朵叶体的结合部位有关。同时可以看出，从2 小层到1 小层，砂砾岩呈进积特征，正是当时湖盆抬升萎缩的沉积响应。

5.2 平面沉积微相分布和演化特征

在上述研究基础上，以砂砾岩、砾岩含量和厚度平面分布为基础，结合各井测井响应特征对沉积微相平面分布和垂向演化进行了研究。从各砂组沉积微相平面分布（图5）上可以看出：坨826 块砂砾岩主要由东、西2 个物源由北向南供应碎屑物质。研究区整体以水下辫状河道、席状砂和碎屑流沉积为主，西部砂体碎屑流沉积更为发育，仅一砂组P40 井—P44 井区发育河口坝微相。由下至上，扇体总体呈退积—进积特征，但随着老山逐渐夷平，搬运介质能量减弱，河口更加稳定，造成一砂组河口坝较为发育。

图5 坨826块沙三上亚段扇三角洲沉积微相平面分布Fig.5.Plane distribution of fan delta microfacies in in Block Tuo 826

6 结论

（1）坨826 块沙三上亚段砂砾岩为扇三角洲前缘亚相沉积，包括碎屑流沉积、水下辫状河道、分流间湾、河口坝和席状砂5 个微相，其中水下辫状河道和席状砂较为发育，碎屑流沉积在研究区西部更为发育。研究区沙三上亚段扇三角洲具有郑366 次级古冲沟（东）、郑361—郑369 次级古冲沟（西）2 个物源通道，形成岩性和物性差异较大的扇三角洲前缘复合朵叶体。由下至上，扇三角洲总体呈退积—进积沉积序列。

（2）研究区沙三上亚段东、西部砂砾岩物源出口相距不过2 km，且与母岩距离相近，物源性质和搬运机制差异是造成其成分、结构和构造特征及其储集性能明显不同的决定性因素。其中，东部砂砾岩以牵引流沉积为主，颗粒分选好，杂基含量低，原始孔隙度较高；西部砂砾岩重力流成因者居多，颗粒分选差，杂基含量高，原始孔隙度较低。

（3）坨826 块东、西部砂砾岩储集层物性的明显差异与其物源供应、沉积作用有密切关系；同时，目前西部砂砾岩部署井位主要分布在物性较差的碎屑流沉积与辫状分流河道根部，而东部砂砾岩井位多部署于物性较好的水下辫状河道河道前端和河口坝微相，也是造成东、西部砂砾岩产能差异的重要因素。针对东部砂砾岩可以开展有利储集层分布的精细研究以获得更好的开发效果，而对于西部砂砾岩可以考虑向南部河口坝发育部位部署探井以实现开发上的突破。