1. 引言
巴彦查干地区黑帝庙油层是松辽盆地北部油气勘探的重要领域，也是下步增储上产的重点地区之一。前人对松辽盆地的构造、沉积、油气成藏主控及富集规律等方面做过大量研究工作，取得了许多重要成果 [1] - [7] ，王建功 [8] 认为松辽盆地北部葡萄花油层属于浅水湖泊三角洲沉积，以三角洲前缘沉积为主，油气主要受沉积时的古地貌、高频层序空间分布、沉积相展布特征以及构造和断裂体系控制；施立志 [9] 对英台–大安地区萨尔图油层油气分布规律进行了分析，认为油气分布受构造背景与沉积微相控制明显。前人研究多聚焦于下部萨尔图、葡萄花油层的沉积相和油气分布规律方面，对上部黑帝庙油层研究相对较少，沉积相和砂体分布规律等基础地质研究不系统，难以支撑当前的油气勘探需求。因此，本次研究中，以前人对松辽盆地北部嫩江组物源体系、沉积、层序、构造方面的研究为基础 [10] [11] [12] ，充分利用钻井、测井、地震等相关资料，建立嫩江组三段高分辨率等时层序地层格架，应用地震沉积学识别薄层沉积砂体的优势 [13] [14] [15] [16] [17] ，对沉积微相类型、展布特征及其演化规律开展了详细研究，并预测有利区，为本区的勘探部署工作提供地质依据。
2. 地质概况
松辽盆地是叠置于古生代基底上的大型中–新生代陆相沉积盆地，其演化分为前裂谷期、断陷期、坳陷期和反转期四个阶段 [1] [2] 。坳陷期，先后沉积了以河湖相为主的泉头组、青山口组、姚家组与嫩江组，其中嫩江组与下伏姚家组地层呈整合接触，与上覆四方台组地层呈区域性不整合接触，地层厚度285~1294 m。嫩江组自下而上可划分五段，嫩一至嫰五段，嫰江组一、二段沉积时期，松辽盆地北部继青山口组一段之后发生的第二大规模湖侵，广泛发育灰黑色泥岩、黑色泥岩夹劣质油页岩、油页岩、含介形虫泥岩及介壳灰岩的半深湖–深湖沉积，顶部见泥岩夹薄层灰绿色泥质粉砂岩、砂岩；嫩江组三、四段沉积时期，主要以河流–三角洲–滨浅湖沉积环境为主，由灰黑、深灰色、灰绿色泥岩与灰、灰白色粉砂岩、砂岩互层组成。研究区位于齐家–古龙凹陷二级构造单元的中西部，北部跨入龙虎泡–大安阶地，勘探面积约1000 km2 (图1)。目前该区已有探井80余口，分别于扶余油层、葡萄花油层、萨尔图油层、黑帝庙油层获得了工业油流。其中嫩江组三、四段地层为黑帝庙油层，研究区含油气层主要集中黑帝庙油层下部嫩三段地层中，厚度80~110 m，主要发育湖相和三角洲前缘沉积，岩性由一套黑、深灰色泥岩、粉砂质泥岩与棕褐、灰色粉砂岩、细砂岩组成，纵向上具三个渐变反韵律，构成三个反旋回特征，每个旋回厚度为20~40 m，化石较丰富，有介形类、叶肢介、双壳类、腹足类及植物化石碎片。
Figure 1. Location map of Bayanchagan area
图1. 巴彦查干地区区域位置图
3. 层序地层格架
3.1. 层序划分
本文应用岩心、测井和三维地震资料，依据不同级次基准面旋回关键界面的识别，完成不同尺度层序地层学的研究。识别出1个长期旋回层序，3个中期旋回层序。长期旋回层序底界面(相当于III类层序界面)对应的地震反射界面T06，地震剖面上表现为“连续性好、中–强振幅的反射同相轴” [18] ，其顶界面是沉积作用转换面SBN2 (图2)，此界面上、下地层为砂泥突变接触。IV类层序界面在岩性剖面上常表现为岩性突变面，沉积作用转换面，局部见中–大型冲刷面为特征；测井剖面中一般位于突变钟形、箱形底部或漏斗形顶界(图3)。在长期基准面旋回控制下，以IV类层序界面为顶底，将嫩江组三段进一步划分为3个中期基准面旋回(MSC1~MSC3)，且与H23、H22和H21油层组相对应(表1)。
Table 1. High-resolution sequence stratigraphic division of the third member of Nenjiang formation in study area
表1. 研究区嫩江组三段高分辨率层序地层划分方案表
Figure 2. Seismic reflection characteristics of sequence of the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan areas (location of section showed in Figure 1)
图2. 巴彦查干地区嫩三段层序界面地震反射特征(剖面位置见图1)
Figure 3. Comprehensive column of sequence stratigraphy of the third members of Nenjiang Formation in Bayanchagan areas (G83 well)
图3. 巴彦查干地区嫩三段层序地层综合柱状图(G83井)
3.2. 层序地层格架
本次研究采用高分辨率等时对比法则 [19] ，不同于简单的岩性地层对比，是在不同级次基准面旋回识别和划分基础上，以长期基准面旋回层序为框架，中期基准面旋回为对比单元，进行连井对比，建立中期旋回尺度的等时层序地层格架(图4)，有效地提高了砂体横向上对比的准确性。
Figure 4. High resolution sequence stratigraphic framework of the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan areas
图4. 巴彦查干地区嫩江组三段高分辨层序地层格架
4. 沉积相特征及演化规律
4.1. 沉积微相类型
本文通过12口关键井岩心观察、单井沉积相和测井相分析，确定巴彦查干地区嫩江组三段沉积时期发育浅水三角洲–湖泊沉积体系，可识别出三角洲前缘和湖泊相类型，进一步可划分为若干沉积微相类型。
4.1.1. 三角洲前缘亚相
三角洲前缘亚相主要包括水下分流河道、河口坝、席状砂和分流间湾5个微相(图3)。
1) 水下分流河道
完整的水下分流河道沉积序列自下而上为冲刷面–浅灰色含砾中细砂岩–细砂岩–粉砂岩–泥质粉砂岩–灰色粉砂质泥岩–深灰色泥岩组成，由于工区处于三角洲前缘的未稍部位，故只发育分流河道中间的某一部分序列，单一水下河道砂体厚度2~4 m，粒度具有下粗上细的正韵律特征，砂岩粒度较细、泥质含量低，冲刷作用不强烈，冲刷滞留沉积以灰绿色泥砾主，且磨圆较差，砂体下部以细砂岩为主，上部为粉细砂岩中夹薄层粉砂质泥岩或泥质粉砂岩，砂岩中见炭屑。主要发育沉积构造为板状交错层理、波状层理、平行层理和浪成交错层理等(图5(a)~(c))。自然电位曲线为中高幅度的齿化箱形、钟形、指状或箱形–钟形组合，双测向曲线呈锯齿状、掌状高阻。
2) 河口坝
在研究区中分布广，为区中最主要储集砂体成因类型，岩性组合由下往上为灰色泥质粉砂岩、粉砂岩过渡到灰白色细砂岩、中细砂岩，砂岩颗粒分选性、磨圆度均较好。垂向上，自下而上组成由细变粗的粒度反韵律。单砂体厚度一般2~3 m，主要发育平行层理、波状层理、砂纹层理、变形及水平层理等(图5(d)、图5(e))。自然伽马曲线为中低幅的漏斗型、舌形或指形。
3) 远砂坝
远砂坝位于河口坝前端或较远部位，沉积体形态呈坝状。岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩为主，顶部偶见薄层细砂岩。常发育波状交错层理 + 平行层理组合，单砂体厚度一般1~1.5 m，垂向上常形成下部为远砂坝上部为河口坝或下部为湖泥上部为远砂坝沉积微相组合。自然伽马曲线多为宽指形或锯齿状。
4) 席状砂
受湖浪作用改造形成的薄层条带状砂体，常与浅湖–半深湖相泥岩伴生。由厚层黑色、灰黑色泥岩夹薄层粉砂岩、泥质粉砂岩组成，由于受湖水冲洗作用，分选性、磨圆度都很好，砂岩厚度较薄，一般为0.5~1.5 m。砂体呈席状、条带状连片分布，连通性好，为研究区中重要的储集砂体类型。常见变形层理、波状交错层理、水平层理及二级生物扰动构造，见炭屑(图5(f))。测井曲线多为指形或锯齿状。
5) 分流间湾
分流间湾以深灰色、灰色、灰绿色中厚层粉砂质泥岩和泥岩为主(图5(g))，见植物根系，发育水平层理、透镜状层理，砂纹层理等，局部自然伽马呈低幅微齿化平直状。
4.1.2. 湖相
区中主要发育浅湖–半深湖沉积，其微相为湖泥及浅湖砂坝，其中H23油层组底部湖相最为发育。
浅湖泥主要以灰绿色中–厚层泥岩、粉砂质泥岩为主，见介形虫化石。半深湖泥主要为灰黑色泥岩、黑色页岩，可见炭化植物碎屑、介形虫等化石，发育水平层理(图5(h)，图5(I))。自然伽马呈低幅平直状。自然伽马呈低幅平直状。
4.2. 沉积微相展布特征
4.2.1. 地层切片沉积解释
地层切片是研究薄层砂体展布一种经济有效的方法，主要包括沿层切片、时间切片和地层切片。本次研究选择T06为参考层，结合区中地层沉积实际情况，选择振幅属性地层切片，自MSC1至MSC3分别制作了地层切片15张、18张和22张(表2)，下面选取MSC1 (SS10)、MSC2 (SS14)和MSC3 (SS17)的典型切片开展沉积微相解释(图6)。发现地层切片中不同沉积微相的沉积解释与已完钻井砂体发育情况符合程度较高，能够真实反映砂体的横向展布，为沉积相编图提供参考。
Table 2. Statistics of reservoir sandstone-body layers with the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan area
表2. 巴彦查干地区嫩江组三段储层砂体类型统计表
MSC1 (SS10)振幅属性地层切片自北东向南西方向由强逐渐变弱。MSC1沉积期主要为三角洲前缘–浅湖沉积环境，发育中厚层泥岩为主夹薄层砂岩，单井岩性与振幅属性标定结果显示，研究区北东部为强振幅区(红色)代表富砂外前缘河口坝沉积，西南部为弱振幅区(蓝色)代表富泥的浅湖或分流间湾沉积，中部为中到弱振幅区(绿色)代表席状砂沉积(图6(a))；MSC2 (SS14)和MSC3 (SS17)地层切片上显示强振幅区(红色)主要分布在工区北部代表富砂外前缘河口坝沉积，南部为弱振幅区(蓝色)代表富泥分流间湾沉积，中–弱振幅区(绿色)在中部大面积分布，通过单井相与振幅属性标定，识别出呈片状分布的中–弱振幅代表席状砂沉积，另一种呈透镜状、叠瓦状分布的中–弱振幅代表水下分流河道沉积(图6(b)、图6(c))。
(a) MSC1-SS10地层切片； 
(b) MSC2-SS14地层切片； 
(c) MSC3-SS17地层切片
Figure 6. RMS amplitude and sedimentary facies interpretation based on stratal slicing of the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan area
图6. 巴彦查干地区嫩江组三段地层切片的均方根振幅及沉积解释
4.2.2. 沉积微相展布特征
通过岩心相、单井相综合分析，结合地层等厚图、砂岩等厚图、砂地等值图和均方根振幅属性切片(图6)，以中期基准面旋回相域为编图单元，编制了研究区嫩三段各中期旋回层序的沉积相平面分布图(图7)。
(a) MSC1沉积相平面图； 
(b) MSC2沉积相平面图； 
(c) MSC3沉积相平面图 
Figure 7. Sedimentary faciesmap of middle-term base level of the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan area
图7. 巴彦查干地区嫩江组三段各中期基准面旋回时期沉积相平面图
MSC1沉积时期研究区西南部为浅湖–半深湖沉积，占研究区总面积近一半，东北部以三角洲前缘席状砂微相沉积为主。其中G49-H19井区附近为浅湖砂坝沉积，T36井区、G80-G462井区和G842-L33井区为三角洲前缘河口坝沉积(图7(a))。
MSC2沉积时期研究区为三角洲前缘沉积，发育河口坝、席状砂和水下河道微相。研究区西北部Y25-Y461井区和H10-Y142井区附近发育整体连片的河口坝沉积，南部及东部河口坝砂体呈零星分布。3条主要三角洲前缘水下分流河道呈北西南东向展布，在G11-G83井区和G841-G844井区附近交叉汇合，河道宽度加大，砂体规模明显变大，河道和河口坝之间分布薄层席状砂沉积(图7(b))。
MSC3沉积时期沉积相展布特征上基本继承了MSC2沉积时期的格局。研究区西北部Y25-Y461井区附近仍发育连片河口坝沉积，在Y142井区、Y52井区和Y85井区河口坝砂体呈零星分布。4条主要三角洲前缘水下分流河道呈北西南东向展布，在G462井区和G821井区附近河道分叉明显(图7(c))。
综上可知，嫩三段由早期到晚期即MSC1~MSC3沉积时期，浅湖–半深湖沉积面积逐渐减少，三角洲前缘沉积范围逐渐扩大，前缘水下分流河道也逐渐发育。这与嫩三段为湖盆缓慢水退期，整体上处于湖平面下降过程相一致。
5. 有利区预测
通过嫩江组三段16口井试油成果累计21层的沉积微相类型、砂体厚图等统计结果表明(见表2)，工业油流井有12口，其中5口井为河口坝砂体，有效厚度2.2~4.6 m，孔隙度16.0%~27.0%；3口处于浅湖砂坝相中，有效厚度3.0~6.0 m，孔隙度16.8%~23.5%；3口处于三角洲前缘席状砂中，有效厚度3.0~6.0 m，孔隙度15.8%~22.5%；1口处于水下分流河道中，有效厚度2.0 m，孔隙度19.5%。4口低产油流井有3口处于河口坝中，1口处于席状砂中。综上可知，工业油流井主要分布于物性较好且砂质较纯的浅湖砂坝及河口坝中，次为席状砂微相中。
Figure 8. The prediction map of favorable areas of the third member of Nenjiang Formation in Bayanchagan area
图8. 巴彦查干地区嫩江组三段有利区预测图
研究区中已发现的油藏类型主要包括构造–岩性油藏、断层–岩性及岩性油藏三种，工业油流井及低产油流井主要分布在河口坝及席状砂中，不同类型微相对砂体展布及含油性具有明显的控制作用。区中黑帝庙油层的油源主要来自嫩一、二段和青一段暗色泥岩，工区处于青一段和嫩一段成熟源岩RO ≥ 0.75%的有效烃源岩范围内，油气源岩条件较好。发育于T2-T06或T1-T06断层为重要的通源断裂，较好地沟通了青一段及上部的嫩一、二段源岩，有利于油气侧向运移，在构造、砂体和圈闭有利配合聚集成藏。另外嫩三段黑帝庙油层距下部生油岩最近，且前缘席状砂、河口坝砂体与湖相泥呈交互沉积，有利于油气优先进入其中，形成透镜状岩性油气藏。因此，依据区中断裂分布、已知油藏类型、沉积微相展布及试油成果综合分析，预测出巴彦查干地区2类有利区(图8)。I类有利区，主要分布在T36-G80-Y142一线以西地区，砂地比为10%~30%，主要发育三角洲前缘河口坝、席状砂沉积，砂体呈透镜状，易于形成岩性圈闭，区中北北西和北西向断层有利于油气运移和富集，是寻找大面积岩性油藏、断层–岩性油藏最有利地区，局部发育构造–岩性油藏；II类有利区，主要分布在G46-G11-G844一线以东地区，砂地比20%~35%，以三角洲前缘水下分流河道为主，零星分布河口坝、席状砂沉积，局部断层发育，主要寻找岩性油藏和断层–岩性的有利地区。
6. 结论
1) 在综合岩心、测井和地震等资料基础上，研究区嫩江组三段划分出1个长期层序和3个中期旋回层序，并建立了高分辨等时层序地层格架。
2) 在等时地层格架内开展了沉积微相研究。MSC1沉积时期发育席状砂、浅湖–半深湖沉积，随着湖平面下降，MSC2沉积时期发育三角洲前缘沉积，发育水下分流河道、河口坝和席状砂微相，MSC3沉积时期三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体广泛分布。区内获工业油流的储层砂体类型以河口坝为主，次为席状砂。
3) 依据沉积相、断裂特征、油藏类型及试油成果，预测出2类有利区，明确了不同有利区发育主要油藏类型及勘探重点，为下步勘探部署指明了方向。
参考文献
NOTES
*通讯作者。