引用本文
刘子琪, 张多文, 高峰. 东营凹陷坨深3块沙四下亚段砂砾岩沉积特征及控藏作用[J]. 录井工程, 2025,36(2): 135-141.
LIU Ziqi, ZHANG Duowen, GAO Feng. Sedimentary characteristics and their reservoir-forming control effect of glutenite in the lower Es4 in Tuoshen 3 block, Dongying Sag [J]. Mud Logging Engineering, 2025,36(2): 135-141.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2025.02.020  
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东营凹陷坨深3块沙四下亚段砂砾岩沉积特征及控藏作用
刘子琪, 张多文, 高峰
中石化经纬有限公司胜利地质录井公司

作者简介：刘子琪 工程师,1997年生,2023年毕业于成都理工大学地质学专业,现在中石化经纬有限公司胜利地质录井公司从事解释评价相关工作。通信地址：257000 山东省东营市东营区乐园路1号。E-mail：l.ziqi@qq.com

收稿日期: 2025-04-26
摘要

东营凹陷北部陡坡带发育大量砂砾岩扇体,是油气富集的有利场所,在油气勘探中占据重要地位。但近年来胜坨地区多口井在沙四下亚段砂砾岩体钻探过程中未见有效油气显示。为揭示该异常现象成因,基于油气成藏理论,综合构造演化史、沉积史以及测录井资料,对坨深3块沙四下亚段烃源岩、储层、盖层、圈闭等控藏条件展开分析。研究表明：区块内主要发育自源型油气藏,与沙四上亚段低部位烃源岩相比,沙四下亚段盐膏层下发育烃源岩含油性差,生油潜力有限,难以提供油源支撑;在深湖-半深湖沉积背景下,砂砾岩体顶部沉积厚层盐膏层构成优质盖层,但其下孤立、不连续的储集体物性较差;油气主要通过断层、砂体及不整合面组成的输导系统运移至圈闭内保存,构造-岩性圈闭与沉积演化模式共同控制了区块内油气成藏。该研究为研究区沙四下亚段砂砾岩体的勘探识别及后期产能建设提供了重要的参考依据。

关键词: 砂砾岩; 沉积特征; 东营凹陷; 胜坨地区; 沙四下亚段; 储层物性; 烃源岩; 控藏因素
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Sedimentary characteristics and their reservoir-forming control effect of glutenite in the lower Es4 in Tuoshen 3 block, Dongying Sag
LIU Ziqi, ZHANG Duowen, GAO Feng
Shengli Geological Logging Company of Sinopec Matrix Corporation, Dongying,Shandong 257000, China
Abstract

A large number of glutenite segments are developed in the northern actic region of Dongying Sag, which is a favorable place for hydrocarbon enrichment and plays an important role in oil and gas exploration. However, in recent years, no effective hydrocarbon shows have been found in many wells in Shengtuo area during the drilling process of glutenite body under the lower section of Es4. To explain the cause of this anomaly, based on the theory of hydrocarbon accumulation, combined with tectonic evolution, sedimentary history and logging data, this paper analyzes the reservoir-forming control conditions of source rocks, reservoirs, caprocks and traps in the lower section of Es4 in Tuoshen 3 block. It is clarified that the self-sourced hydrocarbon reservoirs are mainly developed in the block. Compared with the source rocks of the low position in the upper section of Es4, the source rocks developed under the salt-gypsum formations in the lower section of Es4 with poor oil-bearing property and small oil-generating potential, so it is difficult to provide oil source support. Under the depositional setting of deep and semi-deep lacustrine, the thick-bedded salt-gypsum formations deposited on the top of the glutenite body constitute a high quality caprocks, and the isolated and discontinuous reservoir bodies developed under it have poor physical properties. The oil and gas are mainly migrated to the traps for preservation through the transporting system composed of faults, sand bodies and unconformity surfaces, and the structural-lithologic trap and sedimentary evolution model jointly control the hydrocarbon accumulation in the block. The study provides an important reference for the exploration,identification, and the later productivity construction of glutenite body in the lower section of Es4, Tuoshen 3 block.

Keyword: glutenite; sedimentary characteristics; Dongying Sag; Shengtuo area; the lower section Es4; reservoir physical property; source rock; reservoir-forming control factor
0 引言

东营凹陷古近系地层蕴含丰富的油气资源, 时至今日仍具有广阔的勘探前景与规模增储潜力。然而随着勘探程度的深入, 勘探的难度逐渐加大, 亟需深化地质认识以推动油气勘探进程[1]。砂砾岩油藏作为东营凹陷的重点勘探目标之一, 受到业内的广泛关注[2, 3, 4]。此前对于胜坨地区砂砾岩体的认识主要集中在沙三段-沙四上亚段（简称沙四上）, 但随着沙四下亚段（简称沙四下）砂砾岩体油气勘探取得突破, 深层油气勘探也引起了普遍重视。近年来, 区块内多口井在沙四下钻探失利, 对沙四下砂砾岩体的认识不足在一定程度上制约了增储上产工作的推进。因此, 本文以东营凹陷北部陡坡带坨深3块沙四下砂砾岩体作为研究对象, 综合测录井与地震资料对坨深3块沙四下进行亚相、微相的井震联合精细划分, 建立相应沉积模式, 并对该区块沙四下油气藏发育控制因素展开分析, 为沙四下砂砾岩体的勘探识别及后期产能建设提供技术参考。

1 区域地质概况

东营凹陷位于渤海湾盆地济阳坳陷的东南部, 是济阳坳陷内部的一个次级构造单元（图1）, 受陈南与滨利两套断裂带控制, 形成了北断南超、沟梁相间的箕状断陷特征[5, 6], 其中胜北断层及永北断层是陈南断裂带最主要的伴生断层[7, 8]。胜坨地区坨深3块位于东营凹陷北部陡坡带中段, 沙河街组沙四段沉积时期其整体处于深湖-半深湖沉积环境, 受古构造背景控制, 由胜北断层自西向东发育一系列致密砂砾岩扇群, 与上升盘具有“ 沟扇对应” 的特点[6, 9, 10, 11]。在民丰含油气亚系统影响下, 多数圈闭位于烃源岩边缘, 处于烃源岩油势指向区, 非常利于油气的运移聚集[12, 13, 14, 15, 16, 17], 是油气勘探中的重要储层类型之一。

图1 东营凹陷区域地质概况及坨深3块位置

2 沉积演化特征
2.1 沉积演化过程

东营凹陷北部陡坡带发育的滨南-利津断裂与胜坨-永北断裂交会叠覆处形成的构造转换带, 是陆源碎屑物质最主要的卸载区。坨深3块及邻区受构造转换带控制, 在沙四段沉积时期由北向南发育多期近岸水下扇、滑塌浊积扇砂砾岩体, 重力流沉积特征明显。研究通过干湿指数（c值）、古水深指数（Fe/Mn）以及古盐度指数（Sr/Ba）, 分析坨深3块沙四下沉积时期气候特征。利用TSX 3井样品元素分析数据来计算c值、Fe/Mn与Sr/Ba, 认为沙四下沉积时期继承了孔店期干旱-半干旱的气候特征, 沉积早期气候干热, c值多小于0.1, Fe/Mn平均值为20.8, 指示该时期水体较浅, 而Sr/Ba平均值为0.69, 为微咸-半咸水沉积。此阶段来自陈家庄凸起的陆源碎屑物质供应丰富, 岩性以砾岩、砂质砾岩为主, 地震剖面上同相轴不连续、内部反射杂乱, 无明显成层性, 属于典型滑塌扇地震相（图2）。

图2 过TSX 3井南北向地震剖面图

到沉积晚期, 气候逐渐变得湿润, c值逐渐升高, 数值范围通常在0.1~0.2之间, Fe/Mn平均值增至44.3, 反映水体深度加大且物源供给不足, 发育深湖-半深湖沉积体系。Sr/Ba平均值高达8.65, 指示该时期水体含盐量较大, 蒸发作用导致表层卤水浓缩, 盐类矿物向下沉到湖底, 密度低、盐度低的湖水则反流到卤水之上。在进一步的蒸发作用下, 湖底逐渐沉积起一套厚层盐膏层（图3）。

图3 TSX 3井综合柱状图

2.2 沉积展布特征

依据地震反射特征及岩屑录井、测井曲线特征进行等时对比（图2、图3）, 将整个沙四下划为三级层序SQ 1。通过井震联合在剖面上进一步识别出3个四级层序, 分别命名为SQ 1-1、SQ 1-2以及SQ 1-3。

SQ 1-1时期发育于坡折带下方, 基准面总体上升, 可容空间逐渐增大, 沉积物供给较为稳定。在胜北断层下降盘发育形成多期次、孤立不连续的滑塌浊积扇体, 岩石类型由棕红色、深灰色砂砾岩, 砂岩以及深灰色泥岩等组成, 沉积环境为中扇发育的分支水道与分支水道间。SQ 1-2时期基准面上升速率加快, 物源供给不足, 岩石类型由浅灰色泥质盐岩、深灰色含盐泥岩组成, 沉积环境为深水泥岩沉积与深水石盐沉积。SQ 1-3时期水体深度持续加大, 基准面上升至最高位, 岩石类型由深灰色含膏泥岩、灰色泥质石膏岩组成, 沉积环境为深水石膏沉积, 整体呈现水体不断加深、可容空间逐渐增大的进积特征。

3 油气成藏地质条件
3.1 烃源岩条件

坨深3块沙四段主要发育两套烃源岩, 分别为沙四上以及沙四下盐膏层以下发育的暗色泥岩, 不同层位的烃源岩在沉积环境、有机质性质及生烃能力上存在差异。通过油源对比研究表明, 沙四下砂砾岩体中的油气主要源自沙四下盐膏层下生油岩, 其岩性以褐灰色灰质油泥岩及深灰色含膏泥岩为主。该烃源岩总有机碳含量（TOC）在0.71%~4.51%之间, 平均值1.66%; 但岩石热解总产烃率（S1+S2）介于0.26~8.11 mg/g之间, 平均值2.34 mg/g; 热解峰温（Tmax）均值435 ℃, 有机质类型为Ⅲ 型干酪根。与沙四上烃源岩相比, 沙四下含油性差, 生油潜力有限, 属差烃源岩（表1）。

表1 TSX 3井沙四段烃源岩解释评价数据
3.2 储层及盖层条件

3.2.1 岩石类型

综合坨深3块多口井岩屑及岩心观察分析, 结果显示坨深3块沙四下继承该地区整体岩石发育特征, 其顶部发育盐膏层, 下部发育大套砂砾岩体。从岩石类型统计来看, 在沙四下顶部盐岩、泥岩、含膏泥岩、膏盐岩占比较大, 广泛发育形成一套厚度为400~1 200 m、封闭性良好的盖层; 下部则主要发育各类砾岩、含砾砂岩, 包括砾岩、砾状砂岩、含砾粗砂岩、含砾细砂岩、含砾泥质细砂岩、细砂岩等, 在该地区形成了一套致密砂砾岩储层（图4）。

图4 坨深3块岩石类型镜下及岩心照片

3.2.2 储层物性特征

根据坨深3块选取的6口井共133个样品测试数据, 统计沙四下砂砾岩储层孔隙度与渗透率数据（表2）, 进而综合判断该区块物性。

表2 坨深3块沙四下砂砾岩储层孔隙度与渗透率数据

统计结果显示：孔隙度分布范围为0.100%~9.557%, 平均值3.5%, 整体分布较均匀, 无明显主要分布区间; 渗透率分布范围为0.001~6.179 mD, 平均值0.2 mD, 主要分布于0.010~1.000 mD。孔隙度、渗透率数值较低, 表明储层物性差, 属超低孔、超低渗型储层。

坨深3块孔渗交会图（图5）显示, 沙四下储层孔隙度与渗透率总体呈现正相关（孔隙度< 5%时较明显）, 无明显高孔低渗或低孔高渗区域, 指示了该区域储集空间以孔隙为主, 微裂缝影响较小。

图5 坨深3块孔渗交会图

对比邻区TSX 10井区沙四下砂砾岩有效储层产能物性下限（孔隙度6.0%, 渗透率0.4 mD）, 坨深3块孔隙度平均值为3.5%, 渗透率平均值为0.2 mD, 低于有效产能物性下限, 故难以成为油气富集的有效储层。

3.3 圈闭条件

东营凹陷在多期次构造运动作用下, 发育多层次、多种类的圈闭类型, 主要以地层与构造圈闭为主[18]。坨深3块及邻区在沙四段沉积时期受陈南断层影响, 主要发育构造-岩性圈闭, 与烃源岩同层或相邻, 是早期成藏的有利场所[19]。受湖盆沉积环境控制, 沙四下烃源岩主要为发育在盐膏层下的薄层状暗色泥岩, 其上厚层盐膏层作为封闭性良好的盖层可对下部砂砾岩体中的油气起到一定的封堵作用。此外, 沙四上低部位发育的烃源岩所产生的油气, 在上覆沙三段广泛超压的影响下, 也可沿不整合面及断层面侧向运移至高部位砂砾岩体圈闭内形成油气藏。

4 油气控藏作用
4.1 油气藏类型

东营凹陷坨深3块沙四下发育有垂向上连续或不连续的生储盖组合, 对应自源型与他源型油气藏。由前文研究可知：坨深3块沙四段发育两套烃源岩, 其中沙四下盐膏层下烃源岩达到生烃条件后, 油气沿储层砂体运移, 优先进入下部砂砾岩储集体; 来自湖盆方向沙四上低部位烃源岩生成的油气, 在上覆沙三段厚层盐膏层及高压地层的条件限制下, 可沿不整合面及晚期断裂形成的断裂面进行侧向运移, 并在高部位沙四下沉积的砂砾岩体中汇聚成藏, 由上部盐膏层作为局部盖层形成良好圈闭。

4.2 控藏因素分析

4.2.1 生烃范围与生烃强度

坨深3块所在的胜坨地区大致位于民丰含油气亚系统, 具有较好的油源条件, 发育在沙四上以及沙四下盐膏层下的暗色泥岩是区块内的主力生油岩系之一, 具有厚度大、分布广等特点。通过对胜坨地区暗色泥岩分布范围及累计厚度进行统计可知, 坨深3块所在区域泥岩厚度分布较均匀, 主要介于600~700 m之间, 在区域内属厚层生油岩（图6）。

图6 坨深3块及邻区暗色泥岩厚度等值图

4.2.2 源储配置关系

综合对比研究区及邻区典型井资料可知, 沙四段砂砾岩体夹在多套巨厚烃源岩中, 烃源岩与储集体在平面上相互交织、垂向上相互叠置, 表现为直接接触供烃或侧向运移供烃。表现为直接接触供烃或侧向运移供烃。垂向上, 沙四上烃源岩品质明显优于沙四下, 但沙四下顶部发育的厚层盐膏层在提供封堵作用的同时, 也阻碍了沙四上烃源岩所产生的油气受上覆高压影响向下产生的运移。与盐家地区对比发现, 在3 900~4 500 m的深度段, 盐家地区的物性明显好于坨深3块（图7）, 这主要与其母岩为太古界花岗岩有关。而坨深3块母岩主要位于中生界灰岩发育区, 储集空间以孔隙为主, 微裂缝不发育, 受上覆地层广泛高压, 同时又处于深水沉积环境的影响, 压实、胶结等改造作用对孔隙的破坏性较大, 使得该套地层孔隙度、渗透率大幅降低。整体而言, 储层物性差, 难以成为油气储集有利场所。

图7 坨深3块与盐家地区储层孔隙度对比图

4.2.3 沉积圈闭控制

沉积相带的展布决定着区块内油气富集程度。东营凹陷北部陡坡带主要发育近岸水下扇、滑塌浊积扇等各类砂砾岩体, 在油气藏的形成中可作为有利储层。通过建立过TSX 8-TSX 3-TSX 16井东西向连井沉积相图（图8）, 沙四下自下而上可划分为滑塌浊积扇与深湖-半深湖两套沉积相, 层间薄层泥岩或泥质碎屑岩反映水体深度变化, 同时也体现了水体较深、水动力作用较弱这一沉积特点。在砂砾岩体沉积过程中, 静水沉积环境更倾向于发育与周边砂体不连通、孤立的滑塌浊积扇, 难以形成条带状或片状砂砾岩扇群, 储层在空间上的连通性差, 也进一步减少了油气运移砂体通道。在盐湖沉积的背景下, 沙四下顶部广泛发育盐岩、膏岩等蒸发岩类, 厚度达数百米至千余米, 分布面积广, 横向稳定性好, 构成区域盖层, 为坨深3块形成良好圈闭。

图8 过TSX 8-TSX 3-TSX 16井东西向连井沉积相图

5 结论

（1）坨深3块发育自源型与他源型油藏, 沙四下烃源岩主要为盐膏层下发育的暗色泥岩, 分布厚度大、范围广, 但含油性差、生油潜力小, 属差烃源岩, 难以为油气成藏提供油源支撑。砂砾岩体夹在多套巨厚的暗色泥岩中, 烃源岩与储集体在平面上相互交织、垂向上相互叠置, 表现为直接接触供烃或侧向运移供烃, 由砂体-断层面-不整合面组成油气运移通道。

（2）坨深3块及邻区在沙四下沉积时期整体处于干旱-半干旱气候环境, 早期气候干热、水体较浅, 到沉积晚期气候逐渐湿润, 水体深度加大, 物源供给减少, 水体含盐量进一步升高。由此划分3个四级层序, 并进一步识别出5种沉积环境, 分别为：分支水道沉积、分支水道间沉积、深水泥盐沉积、深水石岩沉积、深水石膏沉积。

（3）受构造-沉积演化背景控制, 在沙四下时期发育零星孤立的滑塌浊积砂砾岩体作为储层, 横向发育不连续, 厚度分布不均, 孔隙度、渗透率数值低, 属超低孔超低渗型储层, 孔渗关系总体呈正相关, 微裂缝影响较小。

（4）烃源岩生烃范围与强度, 储盖层发育质量, 构造-沉积模式, 圈闭发育类型等多种因素共同控制了油气藏发育。坨深3块受限于油源条件差、储层质量差以及运移路径不畅等条件, 未能成藏; 而东部盐家地区烃源岩质量、储层物性均好于坨深3块, 故钻探过程中于沙四下见油气显示。

（编辑 孔宪青）

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