李新虎，石杰，郭媛

（1.西安科技大學(xué)地質(zhì)與環(huán)境學(xué)院，陜西 西安 710054；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069）

白音查干凹陷騰格爾組測井沉積微相研究

李新虎1，2，石杰1，郭媛1

（1.西安科技大學(xué)地質(zhì)與環(huán)境學(xué)院，陜西 西安 710054；2.西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069）

從區(qū)域沉積背景、巖石學(xué)特征和巖-電響應(yīng)特征分析出發(fā)，通過提取反映沉積微相的測井曲線幅值和特征參數(shù)，分析測井曲線特征參數(shù)與巖性和沉積微相的對應(yīng)關(guān)系，建立白音查干凹陷騰格爾組測井相模式。分析結(jié)果表明，白音查干凹陷南部緩坡帶騰格爾組，以辮狀河三角洲沉積類型為主，可進(jìn)一步劃分為水上分流河道、泛濫平原、水下分流河道、分流間灣、河口壩、前緣席狀砂、前緣楔狀砂等7個沉積微相。通過單井測井微相、沉積特征及層序地層特征研究，對該區(qū)儲層沉積體系和沉積相劃分進(jìn)行了完善，為進(jìn)一步的油氣勘探提供了有力依據(jù)。

測井；沉積微相；巖-電響應(yīng)；測井相模式；騰格爾組；白音查干凹陷

白音查干凹陷是在上古生界海西褶皺基底上發(fā)育起來的，受邊界正斷層控制的北斷南超的中生代箕狀凹陷。依據(jù)沉積背景、沉積特征和開發(fā)實際，劃分為南部緩坡帶和北部陡坡帶。南部緩坡帶是勘探重點地區(qū)，含油地層為中生界白堊系下統(tǒng)巴彥花群騰格爾組（K1bt），也是主力含油層系。 從現(xiàn)有研究成果來看［1-4］，南部緩坡帶騰格爾組儲層砂體的展布及組合規(guī)律主要受沉積微相的控制，而目前對沉積特征及沉積微相的研究還不能適應(yīng)勘探開發(fā)的需要。因此，利用巖石學(xué)和測井沉積學(xué)對沉積微相進(jìn)行研究顯得尤為重要。

由于該區(qū)騰格爾組儲層屬于中—低孔、中—低滲儲集層，巖性較致密，聲波時差（AC）曲線起伏（Δt）不大，對巖性反應(yīng)不靈敏，電阻率（Rt）曲線受巖性、物性及流體性質(zhì)等多方面因素的影響，在進(jìn)行巖性分析時易出現(xiàn)多解性，但自然電位（SP）、自然伽馬（GR）測井曲線可以反映地層中巖石顆粒的粗細(xì)，也可用來進(jìn)行泥質(zhì)含量的分析。因此，文中主要應(yīng)用GR和SP曲線進(jìn)行測井相的研究，同時參考Rt曲線及AC曲線特征，以便區(qū)分不同的巖性和沉積微相。

1 巖-電響應(yīng)特征

測井相分析的重點是通過對區(qū)域巖-電關(guān)系的研究，得到巖相-電相曲線圖版，從而最大限度地提供研究區(qū)的相關(guān)沉積相信息［5］。

巖-電關(guān)系特征如下：

1）粗粒級砂礫巖和礫狀砂巖表現(xiàn)為較低的Δt值，SP曲線表現(xiàn)為較高的負(fù)異常，GR小于100 API，Rt值一般較低；含礫不等粒砂巖表現(xiàn)為較低的Δt值，SP呈負(fù)異常，GR值較小，Rt值中等。

2）中粒級粗砂巖具有較低的Δt值，SP表現(xiàn)明顯的負(fù)異常，GR和Rt均表現(xiàn)為低值；細(xì)砂巖呈現(xiàn)出較低的Δt值，SP呈負(fù)異常，GR和Rt均表現(xiàn)為低值。

3）細(xì)粒級粉砂巖Δt值增大，SP表現(xiàn)為負(fù)異常，GR和Rt均表現(xiàn)為低值。

4）暗色泥巖表現(xiàn)為較高的GR值，Δt值較大，Rt值較小，SP表現(xiàn)為基線；紅色泥巖與暗色泥巖基本特征類似，Rt值比暗色泥巖略大；油頁巖Rt值明顯大于暗色泥巖，Δt和GR值均有所減小。

5）一些特殊巖性，比如白云巖，表現(xiàn)為密度較大，Δt，GR，Rt值均較小，SP異常表現(xiàn)不明顯。

2 測井相模式

2.1 沉積相類型

根據(jù)南部緩坡帶區(qū)域地質(zhì)的研究結(jié)果，白音查干凹陷南部緩坡帶騰格爾組呈現(xiàn)出辮狀河三角洲沉積特點。 依據(jù)相關(guān)的地質(zhì)研究成果［1-4］，認(rèn)為白音查干凹陷南部緩坡帶辮狀河三角洲可以進(jìn)一步劃分為3個亞相、7個微相。

2.2 測井相模式的建立

南部緩坡帶50余口井巖-電特征的對比研究認(rèn)為，SP曲線對區(qū)內(nèi)沉積相的反映比較明顯，可以把GR曲線特征作為補(bǔ)充，因此根據(jù)SP和GR測井曲線特征，可建立研究區(qū)測井相模式。

2.2.1 水上分流河道

水上分流河道最下部發(fā)育沖刷面，底部以紫紅色含礫粗砂巖為主（見圖1），上部為紫紅色單向斜層理或平行層理的中粗砂巖；在測井曲線上，為高幅箱狀和指狀組合，SP曲線為齒狀箱形，Rt曲線為中幅扁平狀形態(tài)，其最優(yōu)特征值（GRAY）［6-9］自下而上依次降低。

2.2.2 泛濫平原

泛濫平原一般以紫紅色泥巖夾粉砂質(zhì)泥巖為主，可見植物炭屑（見圖1）。

圖1 水上分流河道和泛濫平原微相（達(dá)6井）

2.2.3 水下分流河道

水下分流河道沉積物總體粒度較細(xì)，分選性較好，顆粒為次棱—次圓狀，常顯示為多個整韻律層疊加，呈向上變細(xì)的特征，單砂體厚度0.5～7.0 m；測井曲線常呈頂、底部突變接觸，特征分級函數(shù)較大，表現(xiàn)為頂、底部沖刷接觸，Rt和GR呈低幅、低值，SP曲線呈箱形或鐘形（見圖2）。

2.2.4 分流間灣

分流間灣位于三角洲前緣水下分流河道砂體之間，其水體與開闊湖面相通，為尖端指向陸地的楔形泥質(zhì)沉積體。巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖。SP和GR呈低幅微齒狀或光滑曲線，厚度不定（見圖2）。

圖2 水下分流河道和分流間灣微相（達(dá)30井）

2.2.5 河口砂壩

河口砂壩巖性以細(xì)砂巖為特征，自下而上巖相組合依次為粉細(xì)砂巖、中粗砂巖、礫巖，構(gòu)成一個下細(xì)上粗的反旋回，物性自下而上變好，單層厚度大于2 m，SP呈現(xiàn)漏斗狀，GR呈現(xiàn)帶鋸齒的漏斗狀，Rt呈現(xiàn)低值（見圖3）。

圖3 河口砂壩微相（達(dá)30井）

2.2.6 前緣席狀砂

前緣席狀砂巖性為灰色細(xì)、粉砂巖，具層理，生物遺跡較豐富。砂體向岸方向加厚，向湖方向減薄，縱向上呈薄層狀；平面上沿末端砂壩或河道邊緣，呈裙邊狀或帶狀分布。SP呈幅度不等的齒狀、指狀或梳狀，單層厚度1～2 m，總體呈漏斗狀（見圖4）。

圖4 前緣席狀砂微相（達(dá)31井）

2.2.7 前緣楔狀砂

白音查干凹陷南部緩坡帶，偶爾發(fā)育一種粒度較粗的前緣席狀砂微相，由于其特殊性，故命名為前緣楔狀砂，一般分布在水下分流河道的最前端。巖性為薄層礫狀砂巖，單層厚度1～2 m，砂巖厚度占地層總厚度的15%～30%。GR為小型不規(guī)則鐘狀、指狀、漏斗狀組合，SP負(fù)異常，幅度差5～20 mV（見圖5）。

圖5 楔狀砂微相（達(dá)2井）

3 單井測井沉積微相分析

選擇南部緩坡帶具有代表性的達(dá)30井進(jìn)行沉積微相分析，并對其沉積相構(gòu)成、特征和縱向演化進(jìn)行解剖（見圖6）。

達(dá)30井騰格爾組主要沉積類型以辮狀河三角洲前緣為主。從測井曲線特征來看，達(dá)30井下部以退積和進(jìn)積測井曲線組合為主，整體上呈現(xiàn)出退積的特點；而上部則以退積和加積組合為主，整體表現(xiàn)為加積的特點。

從可容空間、沉積物供給變化特征分析來看［10-11］，下部主要為低可容—高可容—低可容空間的變化趨勢，組成相應(yīng)的中期旋回，沉積物供給相對較強(qiáng)，砂體發(fā)育，水下分流河道和河口壩微相發(fā)育，沉積物粒度較粗；上部主要為高可容空間的沉積，可容空間增大，但沉積物供給相對減弱，粒度變細(xì)，砂體尖滅，泥質(zhì)夾層或泥巖層變厚，砂層單層厚度減薄。

從中期旋回來看，在基準(zhǔn)面上升的早期，河流作用還不明顯，總體上地層厚度和砂體厚度較薄，地層呈加積疊加型式，向上水下分流河道發(fā)育，沉積規(guī)模及范圍較大，過渡為明顯的退積疊加型式。

在基準(zhǔn)面下降時期，砂巖含量增高，但粒度變細(xì)，水下分流河道仍然發(fā)育。但是，前緣席狀砂及分流間灣的沉積范圍也明顯擴(kuò)大，地層呈現(xiàn)出弱進(jìn)積或加積疊加型式。

騰格爾組整體沉積呈現(xiàn)由粗到細(xì)的特點，沉積表現(xiàn)為由水下分流河道和河口壩組合到前緣席狀砂及前三角洲沉積的特點。從含油性分析來看，河口壩和前緣席狀砂可成為較好的儲層。

圖6 達(dá)30井騰格爾組測井層序地層

4 結(jié)論

1）研究區(qū)以辮狀河三角洲沉積為主，進(jìn)一步劃分為平原、前緣和前辮狀河3個亞相。

2）依據(jù)巖-電關(guān)系特征及測井相模式的研究，將研究區(qū)沉積微相進(jìn)一步劃分為水上分流河道、泛濫平原、水下分流河道、分流間灣、河口砂壩、前緣席狀砂及前緣楔狀砂7個沉積微相。

3）騰格爾組整體沉積呈現(xiàn)出由粗到細(xì)的特點，沉積呈現(xiàn)出由水下分流河道和河口壩組合到前緣席狀砂及前三角洲沉積的特點。

志謝：特別感謝中石化中原油田分公司博士后工作站和勘探開發(fā)科學(xué)研究院，提供研究資料、經(jīng)費、工作環(huán)境，以及地質(zhì)、測井、地震等處理和解釋軟硬件等方面的支持。

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（編輯 姬美蘭）

Study on well logging sedimentary microfacies in Tengger Formation, Baiyinchagan Depresion

Li Xinhu1，2,Shi Jie1,Guo Yuan1
(1.College of Geology and Environment,Xi′an University of Science and Technology,Xi′an 710054,China;2.Department of Geology,Northwest University,Xi′an 710069,China)

Through analyzing the corresponding relationship between the log characteristics parameters and sedimentary microfacies,the electrofacies mode of Tengger Formation in Baiyinchagan Depression is established based on the regional sedimentary background,the rock characteristics,the rock-electricity response characteristics and the extraction of logs curve amplitude and the characteristics parameters which can reflect sedimentary microfacies.The results show that the southern ramp of Tengger Formation in Baiyinchagan Depression takes the braided delta facies as the major style and it can be further divided into 7 sedimentary microfacies,including upperwater distributary channel,flood plain,underwater distributary channel,interdistributary bay,mouth bar,frontal sheet sand and frontal wedge-shaped sand.The divisions of sedimentary system and sedimentary facies are perfected though analyzing the logging microfacies,sedimentary and sequence stratigraphy characteristics of single well,which can provide an effective basis for the further exploration of oil and gas in this area.

well logging;sedimentary microfacies;rock-electricity response;electrofacies mode;Tengger Formation;Baiyinchagan Depresion

國家自然科學(xué)基金項目“煤層割理的微電阻率成像測井響應(yīng)機(jī)理及數(shù)值模擬”（41072110）；陜西省自然科學(xué)研究計劃項目“煤層氣儲層參數(shù)的測井非線性解釋模型及響應(yīng)特征研究”（SJ08D06）

TE121.3

：A

1005-8907（2012）02-0261-05

2011-08-01；改回日期：2012-01-06。

李新虎，男，1967年生，博士，教授，主要從事地球物理資料處理、解釋及地質(zhì)應(yīng)用方面的教學(xué)和科研工作。E-mail：xinhul@yahoo.com.cn。

李新虎，石杰，郭媛.白音查干凹陷騰格爾組測井沉積微相研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：261-265. Li Xinhu，Shi Jie，Guo Yuan.Study on well logging sedimentary microfacies in Tengger Formation,Baiyinchagan Depresion［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2012，19（2）：261-265.