引言

辽河西部凹陷古近系是辽河油田重要的油气勘探领域之一。随着油田勘探开发程度的提高，前人对辽河西部凹陷的构造演化、层序地层格架和各区块的沉积体系有了不同程度的研究^[1-7]。本次研究区位于辽河西部凹陷西斜坡南段，该区从1986年开始试采，经历了常规干抽、吞吐试采、加密调整和大规模吞吐开发等过程，目前油藏平均压力2 MPa，综合含水率90%，平均油气比低于极限经济油气比0.2，已处于蒸汽吞吐中后期，亟待转换开发方式。2008年6月建立了蒸汽驱试验区，试验效果良好，但仍存在严重的纵向、平面动用不均的问题。

本文针对研究区于楼油层储层，综合丰富的岩芯测井资料进行了沉积微相研究，划分出14种岩石相，并组合成5种沉积微相类型；同时通过对各单层沉积微相的精细表征，分析并阐述了主力油层的沉积演化过程，探讨了沉积演化对储层非均质性的影响。为该区后期开发方式调整及提高采收率奠定坚实的地质依据。

1 沉积背景

古近系为辽河西部凹陷的主要发育期，其经历了拱张、初陷、深陷、再陷和萎缩等构造发展演化期，主要沉积了房深泡组、沙河街组和东营组^[3]，其中沙河街组为主要含油气层位，沉积了扇三角洲—湖底扇相^[8]。研究区于楼油层位于沙河街组一段中部，为构造由稳定下降转为上升，湖盆由扩张变为萎缩的阶段，整体上以浅湖环境的扇三角洲沉积为主；由于水退的影响，由下到上表现为由细变粗的反粒序^[6]。前人将其自下而上划分为2个油层组，其中y$^{\rm{Ⅰ}}$组砂岩储层物性及含油性较好^[6]。

2 沉积体系分析

扇三角洲是冲积扇直接入湖(或海)形成的沉积体，可划分为扇三角洲平原，扇三角洲前缘和前扇三角洲3种亚相^[9]。前人从粒度、沉积构造、沉积序列、岩石组合等方面对各亚相的沉积特征进行了总结^[9-14]。笔者通过对6口取芯井的观察，从岩石学特征，碎屑成分，粒度特征，沉积构造特征等方面，综合判断该区为扇三角洲前缘沉积。

2.1 岩石相划分

研究区于楼油层岩石类型丰富，主要包括砂砾岩、含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、中—细砂岩、细砂岩、粉细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和灰黑色、灰绿色及灰色泥岩等。从取芯井统计数据来看，砂砾岩及中、粗砂岩共占20.0%；细砂岩占41.0%；粉砂岩占16.0%，泥岩占23.0%，砾石砾径多在2$\sim$5 cm，表现为砂砾混杂，泥质含量高的岩性特征；沉积构造类型同样丰富，包括交错层理、波状层理、水平层理、平行层理、透镜状层理等。泥质岩中常见古生物化石，包括头足类化石、双壳类化石、腕足化石和大量的植物碎屑。将岩性和沉积构造相结合，可将该研究区的岩石划分为14种岩石相，分别代表不同的沉积环境(表 1)，本文选取较为有代表性的12种岩石相列于图 1。其中，块状构造砂砾岩、含砾砂岩、含砾粉砂岩，块状构造中粗砂岩及泥砾中粗砂岩、细砂岩、粉砂岩等反映了强水动力环境，而生物扰动粉砂质泥岩、泥岩，植物碎屑粉砂质泥岩、泥岩及块状构造泥岩反映了静水环境，说明研究区水动力环境复杂，判断为沉积在水下的扇三角洲前缘沉积。

2.2 碎屑成分特征

根据岩矿分析资料可知，该区于楼油层主要为碎屑岩类，其主要成分为石英、长石及岩屑。石英、长石和岩屑的成分分别是31.0%、38.0%和31.0%，岩屑以变质岩岩屑为主，占岩屑成分的18.0%，岩浆岩岩屑次之占9.0%，沉积岩岩屑仅占4.0%。填隙物平均含量6.9%，以泥质杂基为主。按成分-成因分类，该区岩石类型主要为含砾、粗—粉砂级岩屑长石砂岩、岩屑质长石砂岩(图 2)。碎屑颗粒分选系数多在1.5$\sim$2.0，分选中等，磨圆度多为次棱—次圆状。储层砂岩的矿物成熟度低和结构成熟度低的特征，反映了近物源、快速搬运、快速堆积的扇三角洲前缘沉积特点。

2.3 粒度特征

粒度概率曲线主要显示为二段式和三段式(图 3)。二段式由跳跃和悬浮组分构成，缺乏滚动组分，曲线宽缓，微向上凸，反映了水流密度大，搬运能力强，底部扰动大，使颗粒整体搬运的特征；三段式主要由滚动、跳跃和悬浮组分构成，三组分含量较为平均，反映了前缘地带双向水流作用的沉积特征。

取芯井于楼油层$C$-$M$图形态呈S型(图 4)，数据点集中在QR段(递变悬浮)，零散分布于PQ(悬浮和滚动)、OP段(滚动和悬浮)。反映该区受到河流和湖泊水流的双重作用，并以牵引流作用为主的前缘沉积特征。

3 沉积微相划分

国内学者对扇三角洲前缘有不同的沉积微相划分方法^[15-17]，笔者根据工区的沉积背景及岩芯观察结果，将该区扇三角洲前缘沉积划分为水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥及前缘席状砂等5种微相。通过不同微相的岩石相组合特征及电性特征，对单井主力油层沉积微相进行了精细表征(图 5)。

3.1 水下分流河道微相

该区水下分流河道底部或发育块状构造砂砾岩、含砾砂岩(Gm)，砾石顺层排列；或发育底部冲刷面，与泥岩存在明显的侵蚀下切现象；或发育薄层泥砾岩，砾径2$\sim$5 cm；河道内部充填块状构造中粗砂岩、细砂岩(Sm)，板状交错层理细砂岩(Sp)，槽状交错层理细砂岩(St)，向上渐变为平行层理细砂岩、粉砂岩(Sh)，波纹层理粉砂岩(Sr)，水平层理粉砂质泥岩(Fl)，整体表现为正韵律。单砂体厚度一般为2.0$\sim$8.0 m，平均值在4.5 m左右。

测井曲线形态呈箱型或钟型，异常幅度为中幅度或高幅度，反映泥质含量少的岩石特征。箱型自然电位曲线呈光滑或微齿状，顶底均呈突变接触，反映了较强的水动力特征；钟型自然电位曲线底部突变接触，顶部渐变接触，反映了水动力由强到弱的过程，可能是水下分流河道沉积，也可能是水下分流河道侧缘沉积。

3.2 河口砂坝微相

河口砂坝以灰色、灰黑色粉砂岩、细砂岩为主，含砂量较高，由于受季节性影响，常伴有泥岩夹层，垂向上呈反韵律，分选磨圆较好。岩石相组合以块状构造细砂岩(Sm)，板状交错层理细砂岩、粉砂岩(Sp)，槽状交错层理细砂岩、粉砂岩(St)，平行层理细砂岩、粉砂岩(Sh)，波纹层理粉砂岩(Sr)等为主。在较细的粉砂质泥岩中，可见生物扰动构造构造。单砂体厚度一般为2.0$\sim$5.0 m，平均厚度在3.3 m左右。测井曲线形态呈顶底渐变的漏斗形，曲线微齿状—光滑；微电位和微梯度幅度差向上逐渐变大。

3.3 水下分流河道间砂微相

水下分流河道间砂是水下分流河道改道被冲刷保留下来或沉积的较细粒物质，位于河道的两侧，主要岩石相类型为波纹层理泥质粉砂岩(Sr)，透镜状层理泥质粉砂岩(Sl)，水平层理粉砂质泥岩(Fl)，生物扰动构造粉砂质泥岩(Sbi)及植物碎屑粉砂质泥岩(Fr)等。厚度较薄，为0.5$\sim$2.0 m，平均厚度在1.4 m左右，无明显的韵律性。测井曲线形态表现为低平的负偏，反映泥质含量较多；电测曲线特征多变，多为低平曲线，也可见齿状曲线、指状曲线及尖峰状曲线；微电极和微梯度曲线幅度小。

3.4 水下分流河道间泥微相

水下分流河道间泥分布于水下分流河道间的低洼地带，为湖泛时期的沉积产物。主要岩石相类型为灰色、灰绿色水平层理泥岩(Fl)、生物扰动泥岩(Sbi)、植物碎屑泥岩(Fr)及块状构造泥岩(Fsc)等，含少量粉砂质夹层。厚度为1.5$\sim$10.0 m，平均厚度在5.0 m左右。测井曲线呈平行于泥岩基线的平直段；电测曲线特征多变，多为低平曲线，也可见小幅度齿状曲线、指状曲线及尖峰状曲线；微电位和微梯度曲线之间无幅度差。

3.5 前缘席状砂微相

前缘席状砂为河口砂坝砂体受到波浪和岸流的改造而重新分布形成的，一般位于河口砂坝的前缘和侧翼，呈席状或带状分布于前缘地带^[9]。与河口砂坝相比，颗粒变细，砂岩厚度减薄，主要发育小型板状交错层理粉砂岩(Sp)，波纹层理粉砂岩(Sr)，水平层理粉砂质泥岩、泥岩(Fl)及块状构造泥岩(Fsc)等岩石相类型。分选、磨圆较好，整体呈反韵律。单砂体厚度较薄，多小于1.5 m，平均厚度在1.2 m左右，具有向下游方向逐渐减薄的特征。自然电位曲线呈中幅度指状或尖峰状，顶底突变接触；微电极曲线呈低幅值漏斗形或锯齿状；电阻率值较水下分流河道和河口砂坝的电阻率值低。

4 沉积微相平面展布及时空演化过程

沉积微相平面展布是准确建立储层地质模型的重要基础，是研究储层非均质性及剩余油分布的关键步骤，同时也是微相研究的主要目的^[18]。它受古气候条件、物源区方向、湖盆水深变化、沉积物供给及水动力能量等方面的影响，而沉积微相的垂向演化则与盆地构造演化、湖盆基准面的升降和沉积物供给速率的变化密切相关。本次研究在已建立的等时地层格架内部，结合砂体厚度、前人研究所得扇三角洲沉积模式及扇三角洲地质知识库^[19-22]，采用“模式拟合”的方法，对y$^{\rm{Ⅰ}}$油组主力油层沉积微相平面展布进行了精细表征与描述，分析了短期基准面及沉积物供给速率的变化对展布特征的影响，进而组合出主力油层沉积演化过程。(图 6)。

y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm a}}$期河道沿北西—南东向广泛分布于研究区内部。由于河道分流改道能力较强，向下游方向河道间沉积逐渐被河道侵蚀，使单河道逐渐汇聚成复合河道，宽度变大；河口砂坝受到河道侧向侵蚀而较少完整保存，呈圆坨状零星分布于河口处或河道分叉处，仅在6口井上识别出3处沉积；前缘席状砂同样受到河道侧向侵蚀作用，呈小规模席状集中发育在研究区南部。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm b}}$期河道仍广泛分布于研究区内部。在研究区东部，多个单河道汇聚成连片状复合河道，河道间沉积较少发育；在研究区西部，河道的展布样式与y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm a}}$期河道相似，河道向下游宽度逐渐变大，但较研究区东部的河道规模变小；河口砂坝零星分布，共在8口井上识别出5处沉积；前缘席状砂规模较y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm a}}$期变大，仍分布于研究区南部。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm c}}$期河道规模变小，分流改道能力变弱。在研究区东部和西部，河道间沉积大面积分布，河道呈窄条带状稳定分布于河道间沉积之间；在研究区中部，河道间沉积发育范围有限，河道呈小规模的连片状分布；河口砂坝沉积规模变大，发育于河口处与前缘席状砂相接，或河道分叉处，共在23口井上识别出7处沉积；前缘席状砂的规模与y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm b}}$期相似，稍有增大，呈席状分布于研究区南部。整体上于y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}}$期从下至上河道规模增大，分流改道能力增强；河口砂坝和前缘席状砂受到河道的侵蚀作用，规模变小，反映了沉积物供给充足，短期基准面下降，可容纳空间逐渐变小的过程。

y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm a}}$期河道分流改道能力最弱，规模最小，呈窄条带状稳定分布，河道间沉积大面积稳定发育。研究区东部的河道宽度较研究区西部窄；河口砂坝发育较少，仅在5口井上识别出两处沉积；前缘席状砂不发育。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm b}}$期河道分流改道能力变强，规模变大。在研究区东部呈片状复合河道样式展布，河道间沉积发育范围小；在研究区西部呈窄条带及交切条带状，河道向下游方向有汇聚的趋势；河口砂坝规模变大，在15口井上识别出6处沉积；前缘席状砂呈席状发育于研究区南部，规模较大。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm c}}$期河道分流改道能力进一步加强，呈片状复合河道样式广泛发育在研究区内部，河道间沉积发育范围小，仅在研究区东部有一处规模较大的稳定沉积；河口砂坝及前缘席状砂受到河道频繁摆动的侵蚀作用，基本未有完整保存。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}}$期由下至上河道规模逐渐变小，分流改道能力减弱；河口砂坝和前缘席状砂仅在y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm b}}$期有较稳定的发育，反映了物源供给不足，短期基准面上升，可容纳空间逐渐变大的过程。

y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm a}}$期河道分流改道能力变弱，规模变小。在研究区东部主要呈窄条带状，向下游方向有汇聚的趋势，河道间沉积稳定发育；在研究区西部和中部，河道规模较大，呈交切条带状和片状展布，河道间沉积发育范围小；河口砂坝零星分布，仅在4口井上识别出两处沉积；前缘席状砂规模较小，在研究区南部和东南部发育两处沉积。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm b}}$期河道分流改道能力进一步变弱，河道规模变小。在研究区中部主要发育窄条带状，河道间沉积大范围稳定发育；在研究区东部和西部，河道呈交切条带状，河道间沉积范围较小；河口砂坝零星发育，仅在4口井上识别出两处沉积；前缘席状砂不发育。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm c}}$期河道规模与y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm b}}$期相似，在研究区东部和中部发育窄条带状和交切条带状，河道向下游方向逐渐汇聚，河道间沉积发育稳定；在研究区西部发育连片状复合河道，河道间沉积发育较少；河口砂坝极少发育，仅在两口井上识别出一处沉积；前缘席状砂不发育。y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}}$期河道规模相似，仅在y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm b}}$期规模略小，反映了短期基准面上升又下降的震荡过程。

5 沉积相对储层非均质性的影响

不同沉积微相的物性差异、平面展布及沉积演化过程均影响着储层非均质性。而对储层非均质性的深入认识，是转换开发方式和取得良好开发效果的基础。平面上，水下分流河道的物性条件最好，孔隙度在30%以上，渗透率在1.0 D以上，最高达3.0 D以上，向河道侧翼有逐渐变小的趋势；河口砂坝次之，孔隙度在20%$\sim$30%，渗透率在0.5$\sim$1.0 D；水下分流河道间砂及前缘席状砂的物性条件最差，孔隙度多小于20%，渗透率小于0.5 D。对于水下分流河道，发育于基准面较低时期的连片状复合河道，由于物源供给丰富，可容纳空间小，河道上部较细沉积被侵蚀而物性条件最好；发育于基准面较高时期的窄条带状河道，由于物源供给较弱，可容纳空间大，河道上部的较细沉积保存完好，导致物性条件较连片状河道差。

在层内，非均质性受到韵律性和夹层发育的影响^[23]。研究区内部以发育水下分流河道的正韵律和复合韵律为主，正韵律的下部及反韵律的上部由于物性条件好，多被开发呈水淹状态；而正韵律的上部岩石由于物性条件差，对蒸汽超覆有抑制作用，为蒸汽驱的优选层段。对研究区425口井的渗透率变异系数和渗透率级差计算结果来看，主力油层渗透率变异系数在0.590$\sim$1.007，渗透率级差为55.500$\sim$462.410，整体属于中—强非均质性(图 7)；其中，y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm a}}$、y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm b}}$单层发育于基准面快速下降的阶段，可容纳空间小，河道侧向迁移和下切能力强，砂体垂向叠置成厚层复合砂体，顶部物性差的细粒沉积多被侵蚀，使得复合河道整体物性较好，渗透率变异系数及级差均较小，反映为层内非均质性最弱；而y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm b}}$、y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm c}}$单层发育于基准面上升的时期，可容纳空间逐渐变大，河道侧向侵蚀和下切能力变弱，垂向上河道之间发育稳定的泥质细粒物质，渗透率变异系数及级差均较大，反映为层内非均质性最强。针对非均质性强的层段，应加强物性较差砂体中的剩余油挖掘。该区夹层类型包括细粒沉积物夹层、泥质砾岩夹层和成岩胶结夹层3种，延伸距离短，厚度薄，多在0.1$\sim$0.6 m，夹层频率在0.052$\sim$0.177(图 7)，其中，y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm c}}$、y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}^{\rm a}}$单层发育于物源供给变弱，可容纳空间变大时期，夹层在河道侧向迁移的短暂沉积间歇期大量沉积，且受后期侵蚀破坏作用小，使得整体发育连片程度增加，夹层频率相对最高，由于夹层的发育增加了注入蒸汽在空间上均匀推进的难度，故在部署注采井网时应充分考虑夹层的厚度与展布范围。

在层间，隔层的发育既可以对蒸汽起到遮挡的作用，发挥有利的一面；又可以吸收汽驱的热量，导致热量很难在油层中有效传递，发挥不利的一面。该区隔层厚度普遍较夹层厚，主力油层隔层平均厚度为1.52$\sim$3.84 m(图 7)；但受到河道分流改道和后期水下分流河道对前期河道沉积的冲刷和剥蚀作用，平面上隔层发育差异大，不连续发育的区域较多。通过绘制隔层平面图发现，y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}^{\rm c}}$—y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm a}}$、y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm a}}$—y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}^{\rm b}}$之间的隔层平均厚度大，在平面上稳定发育，不连续发育的区域较小，可以考虑采用分层注气，提高开发效果。

6 结论

(1) 研究区于楼油层属于扇三角洲前缘沉积，通过岩芯观察共识别出14种岩石相，岩石类型主要为含砾、粗—粉砂级岩屑长石砂岩，粒度概率曲线主要为二段式和三段式。通过岩石相的组合及电测曲线特征，将扇三角洲前缘沉积进一步划分为水下分流河道、河口砂坝、水下分流河道间砂、水下分流河道间泥和前缘席状砂等5种微相。

(2) 研究区以发育水下分流河道为主，受物源控制沿北西—南东向展布。通过对主力油层沉积微相平面展布的精细表征，初步判断主力油层整体上表现为基准面下降的水退旋回。其中从下至上，y$^{\rm{Ⅰ}}_{{24}}$小层表现为基准面上升后又下降的震荡过程，y$^{\rm{Ⅰ}}_{{23}}$小层表现为基准面上升的过程，而y$^{\rm{Ⅰ}}_{{12}}$小层表现为基准面下降的过程。

(3) 研究区储层非均质性受沉积展布与沉积演化的影响，发育于可容纳空间变小时期的砂体，夹层频率低，层内非均质性弱，层间隔层连片性差。发育于可容纳空间变大时期的砂体，夹层频率高，层内非均质性强，层间隔层厚度大。根据单层之间的非均质性差异，提出了合理部署注采井网、分层注汽等开发调整建议。