20世纪60年代，Fisk^[1]在研究密西西比河三角洲时提出了浅水三角洲这一概念。随着这一概念引入国内后，越来越多的专家学者基于现代沉积、野外露头、钻井、测井以及地震资料的综合研究，陆续在中国的渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地及准噶尔盆地发现了诸多浅水三角洲沉积^[2-3]。在浅水三角洲沉积体系中发现了大量的油气资源，如渤海湾盆地秦皇岛^[4]、垦利^[5]、渤中^[6]及蓬莱^[7]等多个亿吨级大油气田均发育浅水三角洲沉积。目前，对于渤海湾盆地的浅水三角洲研究多集中在油气成藏^[8-10]、浅水三角洲分流河道模式^{[6, 11]}、浅水三角洲前缘构型解剖^[12-14]等方面的研究。对浅水三角洲古气候和古水深等地球化学指标的定量评价案例较少，加之研究对象垦利6-1油田主力产油层新近系明化镇组Ⅴ油组储层砂体横向变化快、叠置关系复杂、钻井风险大。综合利用研究区的岩心、测井、地震及地球化学资料，从古气候、古地貌、古水深及物源供给条件等方面剖析了垦利6-1油田浅水三角洲的形成条件与沉积特征。利用多属性融合的方法精细刻画了浅水三角洲前缘的平面展布特征，总结了垦利6-1油田浅水三角洲的沉积模式。研究认为渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段沉积时期气候温暖湿润，地形平缓，沉积时期平均水体深度小于6.5 m；储层以岩屑长石砂岩为主，储层测井曲线呈钟形和箱形，地震响应具有明显低幅叠瓦状前积反射，主力油层水下分流河道整体呈北东南西向展布，延伸距离远、宽度窄。研究成果不仅为油田下一步开发钻井提供了支撑条件，同时也为渤海湾盆地其他油田浅水三角洲的勘探开发提供了对比案例。

垦利6-1油田位于渤海南部海域莱北低凸起构造带上，该构造带北临黄河口凹陷、南临莱州湾凹陷、东与庙西凹陷相接、西南部为青东凹陷（图 1a），整体呈北东—南西走向的“S”形。钻井揭示垦利6-1油田新生界自下而上依次发育古近系始新统沙河街组三段—一段、渐新统东营组、新近系中新统馆陶组与明化镇组下段、上新统明化镇组上段及第四系平原组，整体缺失古新统，沙三段局部缺失，东营组则缺失东一段^[15]。该油田的主力油层分布在新近系明化镇组下段。新近系明化镇组下段目前划分为5个油组，Ⅴ油组为砂泥岩互层，泥岩多为偏还原环境下的绿灰色，部分为红褐色泥岩，Ⅴ油组沉积晚期后，可容纳空间开始加大，沉积了一套广泛分布的砂体。纵向上油气主要富集于新近系明化镇组下段Ⅴ油组，油气藏类型以岩性-构造油气藏与岩性油气藏为主^[16]。新近系明化镇组下段沉积时期湖盆整体呈坳陷状态，发育多期辫状河三角洲，岩性主要为粉—细砂岩、中砂岩与厚层褐灰色泥岩。储层岩性以中—细粒岩屑长石砂岩为主，砂岩成分主要为石英、长石、岩屑。碎屑颗粒分选中等—好，磨圆度次棱—次圆状^[17]。新近系明化镇组下段储层平均孔隙度为30.6%，平均渗透率为1 349.3 mD，高孔、高渗储层。根据目前探井揭示情况，目的层水下分流河道砂体纵横向相互叠置，储层厚度变化较快，主河道砂体厚度一般为8~10 m。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤海湾盆地莱北低凸起区域构造位置（a）及垦利6-1油田新近系岩性地层综合柱状图（b）（据文献[18]修改） Fig. 1 Structural location of Laibei Low Uplift area in Bohai Bay Basin(a), stratigraphic column of Neogene in Kenli 6-1 Oilfield(b)

以往研究表明气候条件是岩石风化的关键因素之一，因此可依据岩石的风化程度来反推沉积时期的古气候条件，沉积岩风化强度可以蚀变指数（CIA）来表征^[19-20]。其计算公式为CIA =[Al₂O₃/（CaO^*+ Na₂O+K₂O+Al₂O₃）]×100，CIA指数越大，表明母岩中的Na，K，Ga元素淋失的越多，指示了强烈的化学蚀变作用，也间接表明了沉积时期的强风化作用，而温润、潮湿的气候是形成强烈风化作用的主要条件^[17]。研究过程中利用了莱北低凸起新近系明化镇组下段10口井的地球化学资料，共计样本点108个，分别计算了Al₂O₃，CaO^*+ Na₂O及K₂O的摩尔浓度，并通过图 2（A-CN-K）三端元图版投点发现有78个点落在了弱化学蚀变区，有30个点落在了中等化学蚀变区。表明新近系明化镇组下段沉积时期为温带湿润气候。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段砂岩风化程度的A-CN-K三角图[21] Fig. 2 A-CN-K triangle diagram of the weathering degree of sandstone in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation of Kenli 6-1 Oilfield, Bohai Bay Basin

V，Cr，Co，Ni，Th等元素的含量及其比值可作为恢复古氧化还原环境的判别指标，同时稀土元素中Ce异常和Eu异常也可指示环境改变。冯乔等^[22]通过U/Th法、V/Cr法、Ni/Co法与V/（V+Ni）法开展过氧化—还原条件的综合判别并给出了对应的判别标准（表 1）。利用该方法表征了单井氧化还原环境垂向变化特征（图 3），KL6-1-6井氧化还原垂向变化图中U/Th的值最大为1.19，最小为0.20，平均为0.27，指示明下段沉积期主要是氧化环境，在Ⅳ油组沉积初期和Ⅴ油组沉积末期为短暂的贫氧环境；微量元素V/Cr的值最大为0.67，最小为0.42，平均为0.51，整体比值都小于2.00，指示明下段沉积期为氧化环境；微量元素V/（V+Ni）的值最大为0.89，最小为0.79，平均为0.86，指示整体沉积环境为贫氧环境；微量元素Ni/Co的值最大为3.13，最小为2.47，平均为2.77，指示整体沉积环境为贫氧环境。综上所述，研究区明下段沉积环境为弱氧化—弱还原的浅水环境。

表 1(Table 1)

表 1 基于稀土元素比值的古氧化还原环境判别表 Table 1 Identification of ancient redox environments based on rare earth element ratio 元素比 氧化水体环境 贫氧水体环境 缺氧的水体环境 U/Th < 0.75 0.75~1.25 >1.25 V/Cr < 2.00 2.00~4.50 >4.25 V/（V+Ni） < 0.60 0.60~0.84 >0.90

下载CSV 表 1 基于稀土元素比值的古氧化还原环境判别表 Table 1 Identification of ancient redox environments based on rare earth element ratio

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤海湾盆地垦利6-1油田KL6-1-6井新近系明化镇组下段氧化还原环境垂向变化特征图 Fig. 3 Vertical variation characteristics of oxidation-reduction environment in the Neogene lower member of the Minghuazhen Formation of Kenli 6-1 Oilfield, Bohai Bay Basin

古地貌是控制一个含油气盆地沉积相发育与分布的一个主要因素，同时在一定程度上控制着油藏的储盖组合及油藏分布，恢复古地貌是油气勘探中必不可少的因素^[23]。在渤海湾盆地垦利6-1油田区域，新近系明化镇组下段沉积较为稳定，古构造平缓，属于浅水环境。将新近系明化镇组底界面作为一个相对等时界面，向上为Ⅴ油组沉积时期，Ⅴ油组地层厚度变化不大，且顶部发育一套泥岩，代表一等时界面，其在钻井上易识别，地震合成记录标定波形清晰，在地震剖面上易追踪对比，因此研究主要利用残余厚度法进行古地貌恢复。明下段Ⅴ油组古地貌图（图 4a）表明，新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期，古地形起伏不大，整体较为平缓。莱北低凸起新近系明化镇组明下段沉积时期处于盆地裂后热沉降阶段，构造稳定，馆陶组和明化镇组沉积厚度稳定，沉积中心逐渐向北部渤中凹陷迁移。为进一步量化地形坡度，在Petrel软件中先利用Ⅴ油组顶面构造减去底面构造得到Ⅴ油组的残余厚度，在沿Ⅴ油组底面构造下倾方向测量单位距离的高程差（残余厚度），根据直角三角形原理tanα =高程差/两点之间距离，即可计算出某一点处倾角，根据各点处计算的倾角插值，可得到新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期的古地形倾角平面图（图 4b）。结果表明，新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期古地形坡度为0~2°，平均坡度小于1°，整体坡度较小，沉积比较稳定，符合浅水三角洲的主要特征。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期古地貌（a）及地层倾角特征（b） Fig. 4 Paleo geomorphological(a)and stratigraphic dip characteristics(b)during the sedimentation period of the Ⅴ oil reservoir in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

以往研究认为，宇宙沉降年沉降量恒定，碎屑岩中钴（Co）元素主要来源于宇宙沉降和陆源供给，当单位体积一定时间内Co元素含量增加时，宇宙中Co元素含量恒定，则表明沉积速率变缓^[24]。沉积速率由于水体深度存在一定关系，进而利用沉积速率可估算沉积时期的水体深度^[25]。具体公式为

式中：V_s为该样品沉积时期的沉积速率，mm/a；V₀为当时正常湖泊沉积速率，mm/a；N_Co为正常湖泊沉积物中的Co元素的丰度，20×10^-6；S_Co为样品中Co元素的丰度，×10^-6；T_Co为陆源碎屑岩中Co元素的平均丰度，4.68×10^-6；t为来自物源的Co元素对样品的贡献值；S_La为样品中测试的La元素的丰度，×10^-6；N_La是陆源碎屑沉积岩中La元素的平均丰度，38.99× 10-6；h为恢复的古水深，m。

基于上述计算方法，定量计算了垦利6-1油田新近系明化镇组古水深（表 2）。结果表明，研究区明下段古水深为2.10~12.75 m，平均古水深为6.15 m，指示了明下段沉积期整体为浅水环境。整个Ⅴ油组沉积时期水体最浅，平均水深为4.78 m，进一步表明了研究区古水深符合浅水三角洲的形成条件。

表 2(Table 2)

表 2 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段泥岩样品古水深参数表 Table 2 Paleowater depth parameters of mudstone samples in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation of Kenli 6-1 Oilfield, Bohai Bay Basin 层位 w（Co）/10-6 w（La）/10-6 t Vs/（mm·a-1） h/m Ⅰ油组 $ \frac{15.49 \sim 29.54}{19.88(25)} $ $ \frac{39.09 \sim 73.10}{45.21(25)}$ $ \frac{1.00 \sim 1.87}{1.16(25)}$ $ \frac{0.39 \sim 0.74}{0.57(25)}$ $ \frac{4.78 \sim 12.75}{7.49(25)}$ Ⅱ油组 $ \frac{14.15 \sim 23.18}{18.12(22)}$ $ \frac{38.71 \sim 51.18}{43.75(22)}$ $ \frac{0.99 \sim 1.31}{1.12(22)}$ $ \frac{0.45 \sim 0.84}{0.63(22)}$ $ \frac{3.95 \sim 10.14}{6.27(22)}$ Ⅲ油组 $ \frac{15.88 \sim 20.87}{18.18(13)}$ $ \frac{39.85 \sim 60.66}{46.81(13)}$ $ \frac{1.02 \sim 1.56}{1.20(13)}$ $ \frac{0.51 \sim 0.83}{0.65(13)}$ $ \frac{4.04 \sim 8.43}{6.05(13)}$ Ⅳ油组 $ \frac{15.42 \sim 20.75}{18.11(15)}$ $ \frac{37.78 \sim 50.62}{44.64(15)}$ $ \frac{0.97 \sim 1.3}{1.14(15)}$ $ \frac{0.52 \sim 0.76}{0.63(15)}$ $ \frac{4.64 \sim 8.06}{6.16(15)}$ Ⅴ油组 $ \frac{9.14 \sim 20.53}{15.77(26)}$ $ \frac{24.13 \sim 53.13}{42.48(26)}$ $ \frac{0.62 \sim 1.36}{1.09(26)}$ $ \frac{0.53 \sim 1.28}{0.79(26)}$ $ \frac{2.10 \sim 7.84}{4.78(26)}$ 注：$ \frac{\text { 最小值~最大值 }}{\text { 平均值 }(\text { 样品数 })}$。

下载CSV 表 2 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段泥岩样品古水深参数表 Table 2 Paleowater depth parameters of mudstone samples in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation of Kenli 6-1 Oilfield, Bohai Bay Basin

砂地比指的是砂体厚度与地层厚度的比值，在沉积物源分析过程中可作为一个重要指标。在三角洲沉积过程中，越靠近物源方向，沉积物供给充分，砂地比值较大。新近系明化镇组Ⅴ油组Ⅴ1含砂率高值区分布在研究区西北部、东部，整体由北东向南西方向逐渐降低（图 5a）。砂地比值超过了60% 的沉积区，具有明显的条带状特征且连续性好。由此说明新近系明化镇组Ⅴ油组沉积时期物源供给能力强，连续分布的砂体因物源供给充分，延伸距离较远。分选系数，石英、长石、岩屑含量及其比值可用来判断沉积物源供给能力强弱。粒度分选系数越大，说明粒径分散程度越高，粒度累积曲线上累积颗粒直径分布在75% 处的细粒沉积物所占比重越大，间接反应了沉积水动力弱，物源供给能力较小。通过研究区12口井Ⅴ1小层分选系数综合分析发现，研究区分选系数大多小于2.5，且研究区东北部粒度分选系数整体小于西南部分选系数，反映了研究区东北部物源供给充足（图 5b）。从6口井的矿物组分来看，Ⅴ1小层沉积时期，石英含量普遍偏小，长石和岩屑含量较大，指示了相对近源的沉积过程且物源供给充分。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期物源综合分析平面图 Fig. 5 Comprehensive analysis of source materials during the sedimentary period of the Ⅴ oil reservoir in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

综合利用垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组的岩心及薄片资料分析认为，垦利6-1油田新近系明化镇组下段储层岩性以中—细粒岩屑长石砂岩为主（图 6），砂岩成分主要为石英、长石、岩屑。岩石成分石英体积分数为30%~38%，长石体积分数为42%~49%，其中钾长石占优势，体积分数为27%~40%；斜长石含量相对较少，体积分数为8%~ 18%；岩屑体积分数为14%~26%。根据投点结果可知，研究区目的层段岩石类型以岩屑长石砂岩为主，其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩，为近源搬运、沉积的结果。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段砂岩成分三角图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩。 Fig. 6 Triangular diagram of mineral composition in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

粒度分析的目的是研究沉积物大小和分布，通常利用粒度概率累积曲线来进行表征。依据滚动、跳跃及悬浮组分直线段的陡缓来反映沉积物的分选好坏和水动力强弱。通过对KL6-1-2井、KL5-1-1d井、KL6-1-7井的样品进行分析，研究区明下段粒度概率曲线以二段式为主，反映了以跳跃、悬浮为主的搬运特征，碎屑粒径为0.02~0.14 mm，沉积物以中砂岩为主、细砂岩次之，反映了较强的水动力特征（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组粒度概率累积曲线图 Fig. 7 Cumulative curve of particle size probability for Ⅴ oil group in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

沉积构造不仅可以反映沉积时期的沉积环境，还可以用来判断沉积时期的水动力，对沉积微相的判断也有很好的指导意义。通过对垦利6-1油田新近系明化镇组下段岩心的沉积构造观察发现，明下段储层发育楔状交错层理、板状交错层理、平行层理（图 8）。表明水动力较强，处于高能量环境中。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组储层沉积构造 （a）楔状交错层理，Y10-1 N-5 井，1 308.9 m ；（b）板状交错层理，Y6-1-13井，1 530.9 m；（c）平行层理，Y6-1-13井，1 532.2 m。 Fig. 8 Sedimentary structure of Ⅴ oil group in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

研究主要选取了自然伽马（GR）及电阻率（R_D）测井曲线进行综合分析，通过研究其幅度和形态的变化来分析不同沉积微相的类型。根据渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组区域沉积特征，在钻井取心的精细描述和沉积相划分的基础上，总结了研究区不同砂体在测井曲线上的不同特征，主要包括钟形、箱形和指形三大类，以钟形、箱形为主。KL6-1-5井在1 381~1 386 m深度段的箱形曲线整体幅度较高（图 9a），顶、底部均为突变，代表了一段砂岩沉积，整段地层上下岩石的颗粒变化不大，往往可见齿状，说明砂岩中有薄层泥岩。这种形态反映了强水动力的沉积环境，也指示了主河道、分流河道沉积。KL6-1-5 D井在1 450~1 457 m深度段的测井曲线形态（图 9b）所示，研究区钟形曲线一般为中高幅，向上逐渐变小，顶部渐变，底部突变，呈钟形。测井曲线形态代表了沉积粒度上细下粗，反映了碎屑沉积物的供应速度和强度自下而上逐渐减弱、由强到弱的水动力特征，通常发育于主河道、分支河道。研究区指形曲线一般为低幅，尖突状，呈手指形。KL6-1-14井（图 9c）所示，指形曲线往往反映的是在整体水动力环境偏弱的环境中出现了相对较强的水动力环境，通常指示了席状砂沉积。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组储层测井响应特征 Fig. 9 Logging response characteristics of reservoir in the Ⅴ oil reservoir in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组Ⅴ油组沉积时期，古地形较为平坦，平均地形坡度小于1°，陆源碎屑物质在宽缓的古地形上沉积，形成Gilbert型三角洲沉积体。通过顺物源方向的地震剖面发现，新近系明化镇组Ⅴ油组具有明显的低幅叠瓦状前积反射特征（图 10a）。由于沉积时期水体较浅，河流引力起主要控制作用，水下分流河道下切且不断向前推进。由于河道的频繁摆动，Ⅴ1小层内砂体为多期次水下分流河道垂向切叠复合而成，目前解释该小层的复合砂体平均厚度为8.72 m，单一期次水下分流河道砂体厚度为3~6 m（参见图 5a），加之所切地震剖面并不是沿某一水下分流河道，因而地震同相轴表现为中强振幅、弱连续性、低角度的特点。进一步说明沉积时期，湖盆水体收缩，可容纳空间变小，沉积物不断向湖盆中心方向推进，水下分流河道砂岩延伸距离远，进积作用明显（图 10b）。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段小型叠瓦状前积反射 Fig. 10 Small stacked tile shaped front reflection of Neogene Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

地震属性的本质是地震波对地质体岩层物理性质及其变异直接引起的地震信号综合响应。由于单纯从地震体中利用数学算法提取相关地震属性，无人为干扰或者测井信息的介入，可信度高^[26-27]。因此，地震属性预测作为一种简便快捷的手段通常被用来刻画储层展布。然而，不同地震属性对地质体的属性敏感程度也不一样，如地质体的岩性、地质体内所含流体及地质体本身的结构等等。为使有用地震信息损失最小，需要优选对地质体反映敏感的地震属性来开展储层展布预测。本次研究定性、定量优选出匹配程度较高的原始振幅90°相移、30 Hz、35 Hz、40 Hz、RMS及平均振幅等6种属性。通过Eerge Training模块，运用DFNN方法多属性提取，经过拟声波曲线的控制和筛选，主要运用共轭梯度法进行调节，优选迭代次数，最终得到深度学习神经网络地震体。利用地震多属性融合和地震切片技术，可进一步明确有利储层的宏观分布（图 11a）。在单井沉积相特征综合分析基础上，结合剖面沉积相对比，利用基于深度学习的多属性储层智能预测方法，精细刻画了新近系明化镇组下段主力产油层Ⅴ1小层沉积相平面分布。Ⅴ1小层发育20条水下分流河道，水下分流河道整体呈北东南西向展布，分流河道砂体顺流向分叉展布，表现出明显的条带性，具有良好的延伸性特征（图 11b）。水下分流河道延伸距离为5.2~20.1 km，平均长度为10.06 km，宽度为64~420 m，平均宽度为219.65 m，平均厚度约9.42 m。平面西北部发育一条较宽河道，宽约500~800 m，直井中KL6-1-14井、KL6-1-5井、KL6-1-2井均在该河道中，砂体厚度约10 m，储层物性好，油层发育。中部河道与西北侧和东南侧的水下分流河道相比规模较小，河道宽度为100~300 m，砂体较薄。Ⅴ1小层是垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组的主力油层，通过定性、半定量的的河道砂体刻画，明确了有利储层的平面分布特征，进而为下一步开发井位的实施提供了直接地质依据。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段基于多属性融合的沉积微相平面展布特征 Fig. 11 Planar distribution characteristics of sedimentary microfacies based on multi-attribute fusion in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

在低幅叠瓦状前积沉积样式的指导下，利用砂体顶面高程差异、砂体侧向“厚—薄—厚”特征、砂体侧向叠置等构型关系，刻画了研究区Ⅴ1小层砂体的空间展布特征。图 12a为一北东南西向顺物源砂体剖面图，在顶拉平的基础上，依据各井砂体发育位置以及厚度特征，明确了该方向砂体的前积样式及弱连续性的特征。切物源方向的北东向剖面（图 12b）显示，研究区Ⅴ1小层水下分流河道砂体发育，但多呈孤立状，井间横向变化快，连续性差。后期注水开发调整过程中，应根据井网井距特征，充分考虑储层连通性的地质基础，避免无效注水或者注水不见效等生产问题。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段井间砂体分布特征 Fig. 12 Distribution characteristics of inter well sand bodies in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

明下段沉积期具有稳定沉降的古构造、低缓平坦的古地形、极浅的古水深、温带过渡带的古气候、供给充足的古物源，具备形成浅水三角洲沉积体系的条件。基于岩心观察、矿物成分结构、沉积构造、测井曲线等标志，进行了沉积相的平面展布特征研究，建立了渤海湾盆地垦利6-1油田浅水三角洲沉积模式图（图 13）。明下段沉积期，垦利6-1油田整体上主要受东北部及北部的物源影响，地势平缓，坡度较小，水体较浅，区域上发育浅水三角洲沉积体系。根据研究区的平面相展布特征，该三角洲属于典型的进积型浅水三角洲。在该模式中，以主河道、分流河道微相沉积为主，平均延伸长度大于10 km，分流河道平均宽度为200 m，河口坝砂体基本不发育，测井曲线呈正韵律形态，平面上河道间为席状砂（天然堤）沉积，呈朵状、席状分布，纵向上呈多期正韵律叠置的空间分布特征。受湖平面波动和上升的影响，湖水时进时退、水动力强，在充足的古物源供给下，高密度河流进入低密度淡水湖泊，湖泊水体能量抵消作用弱，河道不断改道分叉，并继续向前延伸，最终形成了研究区河道相互交织的枝蔓状砂体形态。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组浅水三角洲沉积模式 Fig. 13 Sedimentary model of shallow water delta in the Neogene lower member of Minghuazhen Formation, Kenli 6-1 Oilfield in Bohai Bay Basin

（1）研究认为渤海湾盆地垦利6-1油田新近系明化镇组下段Ⅴ油组沉积时期处于弱氧化—弱还原的极浅水环境，平均水体深度小于6.5 m；气候温暖湿润，沉积古地形平缓，古地形坡度小于1°，沉积时期物源主要来之北东方向且供给充足。

（2）渤海湾盆地新近系明化镇组下段主力油层储层岩石类型以岩屑长石砂岩为主，粒度概率曲线多为2段式，沉积水动力较强；储层测井曲线以钟形、箱形为主，指示了水下分流河道沉积；地震剖面具有明显的低幅叠瓦状前积反射，同相轴表现为中强振幅、弱连续性、低角度的特征。

（3）水下分流河道整体呈北东南西向展布，延伸距离远、宽度窄，平均长度为10.06 km，平均宽度为219.65 m，平均厚度约9.42 m。基于沉积微相的平面展布特征，总结了垦利6-1油田新近系明化镇组Ⅴ油组的浅水三角洲沉积模式。