張代燕，孔垂顯，孟祥超，王海明，劉鳳偉，朱健

（1.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；3.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，北京 102249）

瑪北斜坡區(qū)百口泉組扇三角洲儲層特征

張代燕1，孔垂顯1，孟祥超2，王海明1，劉鳳偉3，朱健1

（1.中國石油新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江 杭州 310023；3.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院，北京 102249）

在準(zhǔn)噶爾盆地瑪北斜坡區(qū)17口取心井巖心描述基礎(chǔ)上，以泥雜基含量、粒徑為主界定參數(shù)，將該區(qū)三疊系百口泉組扇三角洲巖石相劃分為5種類型。結(jié)合沉積微相分析，據(jù)巖心分析化驗(yàn)資料，對扇三角洲內(nèi)部儲層特征及分布進(jìn)行研究。結(jié)果表明，瑪北斜坡區(qū)百口泉組儲層孔隙類型以剩余粒間孔和粒內(nèi)溶孔為主，碎屑結(jié)構(gòu)（粒度、泥質(zhì)含量、分選、排列方式等）為儲層質(zhì)量差異的主控因素。儲層物性主要受控于沉積微相，前緣近岸水下河道、河口壩物性最好，前緣遠(yuǎn)岸河道、平原辮狀河道物性較差，平原、前緣局部發(fā)育的砂質(zhì)碎屑流物性最差。相同微相中泥雜基含量高低與物性好壞相關(guān)。巖石相的劃分解決了傳統(tǒng)微相劃分不能區(qū)別其中優(yōu)劣儲層問題。相同微相中貧泥巖石相、含泥巖石相、富泥巖石相物性依次變差，貧泥砂巖相與貧泥砂礫巖相物性相當(dāng)，含泥巖石相中含泥砂巖相物性明顯好于含泥砂礫巖相。

準(zhǔn)噶爾盆地；瑪北斜坡區(qū)；扇三角洲；巖石相；儲層質(zhì)量差異

扇三角洲陸上部分屬近山口沖積扇環(huán)境，與沖積扇沉積特征相同。扇三角洲前緣和前扇三角洲沉積位于水下，具牽引流和重力流沉積特征[1]。受構(gòu)造運(yùn)動、氣候、物源等因素控制，不同地區(qū)、不同層段、不同巖相扇三角洲儲層特征差異較大。瞿建華等對瑪北地區(qū)三疊系百口泉組油藏成藏控制因素進(jìn)行研究，總結(jié)了油氣成藏條件，結(jié)合構(gòu)造背景、地震屬性、地震剖面解釋及油氣勘探成果，認(rèn)為該區(qū)三疊系百口泉組油藏主要受古構(gòu)造坡折帶、深大斷裂體系和沉積相帶3因素控制[2]。吳濤等對瑪北地區(qū)三疊系百口泉組儲層巖性、巖石學(xué)特征、物性及含油性等分析，認(rèn)為巖石類型、粒度、分選、泥質(zhì)含量及膠結(jié)物類型等是控制百口泉組儲層物性的關(guān)鍵因素[3]。2014年第一輪11口評價(jià)井完鉆（4口井取心），豐富了該區(qū)巖心、測井資料，為單井沉積微相分析及井間沉積儲層特征研究奠定了基礎(chǔ)。本文在前人研究基礎(chǔ)上，結(jié)合新鉆井巖心、測井及巖石微相等資料，對儲層宏觀、微觀特征進(jìn)行描述和差異分析，為指導(dǎo)優(yōu)質(zhì)儲層識別、確定展布特征及油藏開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

1.1 構(gòu)造及地層概況

準(zhǔn)噶爾盆地是陸內(nèi)凹陷盆地與前陸盆地相疊加的大型疊合盆地[4-5]。西北緣地區(qū)為晚古生代晚期—中生代早期形成的前陸沖斷帶，由西南向東北劃分為NS向紅車斷裂帶、NE向克百斷裂帶與NEE-EW向?yàn)跸臄嗔褞6-8]。研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷階帶下盤，屬瑪湖凹陷北斜坡，構(gòu)造總體為一南傾的平緩單斜。夏9井到瑪2井，地層呈多套陡-緩形態(tài)組合，傾角3°~6°，工區(qū)被斷裂切割成寬緩鼻狀構(gòu)造[9-10]。斷裂將研究區(qū)切割為若干斷塊，目前出油井主要位于瑪133井?dāng)鄩K、瑪131井?dāng)鄩K和夏72井?dāng)鄩K（圖1）。該區(qū)地層自下而上有石炭系，二疊系佳木河組、風(fēng)城組、夏子街組、下烏爾禾組，三疊系百口泉組、克拉瑪依組、白堿灘組，侏羅系八道灣組、三工河組、西山窯組、頭屯河組及白堊系，均為區(qū)域性不整合，其中三疊系百口泉組與二疊系下烏爾禾組間缺失上烏爾禾組，呈角度不整合。

1.2 基本沉積特征

瑪北斜坡區(qū)百口泉組巖性以灰色礫巖為主，具碎屑粒度由粗變細(xì)的正旋回沉積特征，粒徑最大10 cm，一般0.5~2 cm，分選較差，巖石顆粒呈次圓-次棱角狀，以點(diǎn)-線接觸和線接觸為主，膠結(jié)類型為鑲嵌式和孔隙-鑲嵌式，成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度較低。重礦物以鈦鐵礦、綠簾石、褐鐵礦為主，具近源短距離搬運(yùn)和快速堆積沉積特征。取心井巖心中發(fā)育槽狀、板狀、波狀、水平層理等。巖心取樣分析表明，瑪北斜坡區(qū)百口泉組主要為弱氧化-還原環(huán)境的濱岸-水下（淺水）沉積。該區(qū)百口泉組屬近源退積型扇三角洲相沉積體系，發(fā)育扇三角洲平原、扇三角洲前緣和前扇三角洲3個(gè)亞相。研究區(qū)目的層主要發(fā)育扇三角洲平原辮狀河道、平原-前緣砂質(zhì)碎屑流、扇三角洲前緣近岸河道、遠(yuǎn)岸河道、河口壩5個(gè)微相，有利儲層主要為扇三角洲前緣沉積。

2 巖相類型及特征

泥雜基含量是影響研究區(qū)百口泉組儲層物性的敏感參數(shù)。為指導(dǎo)優(yōu)質(zhì)儲層分類和識別，據(jù)研究區(qū)17口取心井巖心描述，以泥雜基含量為主界定參數(shù)，粒徑為輔界定參數(shù)，據(jù)目的層段泥雜基含量總體變化，將研究區(qū)百口泉組砂礫巖儲層劃分為貧泥砂礫巖（泥雜基含量小于2.5%）、貧泥砂巖（泥雜基含量小于2%）、含泥砂礫巖（泥雜基含量2.5%~5.5%）、含泥砂巖（泥雜基含量2%~6%）、富泥砂礫巖（泥雜基含量大于5.5%）5種典型巖相類型（圖2）。①貧泥砂礫巖的典型巖相組合為疊瓦狀砂礫巖相、正粒序砂礫巖相、槽狀交錯(cuò)層理砂礫巖相、底沖刷砂礫巖相、底剝蝕（含下伏層泥礫）砂礫巖相。巖性主要以砂質(zhì)細(xì)礫巖、中礫細(xì)礫巖為主，少量細(xì)礫中礫巖，主要分布于扇三角洲前緣近岸水下分流河道沉積微相內(nèi)，少見于平原辮狀河道內(nèi)；②貧泥砂巖相的典型巖相組合為槽狀交錯(cuò)層理砂巖相、平行層理砂巖相、板狀交錯(cuò)層理砂巖相、楔狀交錯(cuò)層理砂巖相、底剝蝕（含下伏層泥礫）砂巖相、底沖刷砂礫巖相、正粒序砂巖相，巖性主要以（含礫）中粗砂巖為主，少量（含礫）粗砂巖、（含礫）中細(xì)砂巖，主要分布于扇三角洲前緣近岸水下分流河道沉積微相內(nèi)；③含泥砂礫巖相的典型巖相組合為塊狀砂礫巖相、反粒序砂礫巖相、含碳屑砂礫巖相，巖性主要以砂質(zhì)細(xì)礫巖、中礫細(xì)礫巖、細(xì)礫中礫巖為主，主要分布于扇三角洲平原辮狀河道、前緣近岸河道、前緣河口壩沉積微相內(nèi)；④含泥砂巖相的典型巖相組合為塊狀砂巖相、反粒序砂巖相、含碳屑/植物莖桿化石砂巖相，巖性主要以（含礫）中粗砂巖、（含礫）中細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，主要分布于扇三角洲前緣遠(yuǎn)岸河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂沉積微相內(nèi)；⑤富泥砂礫巖相的典型巖相組合為泥雜基砂礫巖相、沖洗層理砂礫巖相，巖性主要以中礫細(xì)礫巖、細(xì)礫中礫巖為主，主要分布于平原辮狀河道及重力流沉積（砂質(zhì)碎屑流）中，扇三角洲平原和前緣相帶均有分布。

3 儲層特征

儲層特征主要利用儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)和宏觀巖石物理參數(shù)描述。在巖相類型及特征分析基礎(chǔ)上，應(yīng)用鑄體薄片和分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)，研究不同巖相及不同微相的儲層特征差異。

3.1 巖相儲層特征

3.1.1 巖相微觀特征差異

據(jù)鑄體薄片資料對不同巖相儲層的微觀特征進(jìn)行分析。百口泉組儲層孔隙類型主要為剩余粒間孔（43.49%）、粒內(nèi)溶孔（39.01%）、泥雜基收縮孔（9.74%）及少量礫石壓碎縫（5.11%），碎屑結(jié)構(gòu)（粒度、基質(zhì)含量、分選、排列方式等）為儲層質(zhì)量差異的主控因素(圖3)。

貧泥砂礫巖相和含泥砂礫巖相分選差至中等，以細(xì)礫為骨架，孔隙中充填不等粒砂質(zhì)顆粒，砂質(zhì)顆粒組成的孔隙部分被粘土級顆粒充填，孔隙類型主要為粒間孔、礫石壓碎縫；貧泥砂巖相和含泥砂巖相分選中等，粒級較單一，主要為砂級顆粒，孔隙類型主要為剩余粒間孔、粒內(nèi)溶孔；富泥砂礫巖相分選差，泥雜基含量高，以細(xì)礫為骨架，孔隙中充填不等粒的砂質(zhì)顆粒，砂質(zhì)顆粒組成的孔隙全被粘土級顆粒充填，孔隙不發(fā)育。

圖2 瑪北斜坡區(qū)百口泉組儲層巖石結(jié)構(gòu)類型及巖相、沉積相特征Fig.2 Characteristics of reservoir rock texture and lithofacies,sedimentary facies of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

3.1.2 巖相物性差異

不同巖相孔隙度差別不大，平均7.2%~11.7%，滲透率差別顯著，平均0.5×10-3~8.6×10-3μm2(表1)。5種巖相中，貧泥砂巖分選最好，泥質(zhì)含量低，滲透率最高，平均8.6×10-3μm2；貧泥砂礫巖分選較貧泥砂巖相差，平均滲透率7.2×10-3μm2；含泥砂巖雖粒度細(xì)，分選稍好，但泥質(zhì)含量高，滲透率較貧泥砂巖和砂礫巖低，平均5.5×10-3μm2；貧泥砂礫巖粒度粗，分選較差，泥質(zhì)含量高，滲透率較低，平均4.6×10-3μm2；富泥砂礫巖粒度粗，分選差，顆粒間孔隙全被泥質(zhì)充填，滲透率極低，平均0.5×10-3μm2，為非儲層。因此，瑪北斜坡區(qū)百口泉組扇三角洲儲層中質(zhì)量最好的為貧泥砂巖相和貧泥砂礫巖相儲層。

圖3 瑪北斜坡區(qū)百口泉組儲層巖相孔隙結(jié)構(gòu)鑄體薄片圖Fig.3 Images of cast thin sections showing pore structures of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

3.2 沉積微相對巖相分布特征影響及儲層

質(zhì)量差異

沉積微相對巖石相分布具控制作用，可通過沉積微相演化分析巖相分布特征。辮狀河道為扇三角洲平原微相單元，巖相類型主要為含泥砂礫巖、富泥砂礫巖和貧泥砂礫巖；砂質(zhì)碎屑流在扇三角洲平原和前緣發(fā)育，巖相類型主要為富泥砂礫巖和含泥砂礫巖；近岸河道和遠(yuǎn)岸河道為扇三角洲前緣微相單元，為沖積扇入湖后的水下沉積，巖相類型主要為貧泥砂礫巖、貧泥砂巖和含泥砂巖；河口壩為扇三角洲前緣微相單元，為河道受湖水頂托、淘洗卸載的細(xì)粒沉積，巖相類型主要為貧泥砂巖和含泥砂巖。

巖心觀察及鑄體薄片鑒定資料分析表明，瑪北斜坡區(qū)百口泉組儲層物性與泥雜基含量呈明顯負(fù)相關(guān)，泥雜基含量越高，儲層物性越差。泥雜基含量與儲層所屬沉積微相類型相關(guān)性較強(qiáng)，扇三角洲前緣近岸河道、河口壩微相泥雜基含量最低，物性較好；扇三角洲前緣遠(yuǎn)岸河道、扇三角洲平原辮狀河道微相泥雜基含量中等，物性變差；扇三角洲平原、前緣皆發(fā)育的砂質(zhì)碎屑流重力流為整體的塊狀重力流沉積，分選差，泥雜基含量最高，孔喉結(jié)構(gòu)不佳，整體物性最差。但僅據(jù)傳統(tǒng)微相劃分，不能區(qū)別其中優(yōu)劣儲層。相同微相中，泥雜基含量高低與物性好壞相關(guān)；貧泥、含泥、富泥巖相物性依次變差，貧泥巖相中貧泥砂巖相和貧泥砂礫巖相物性相當(dāng)，含泥巖石相中含泥砂巖相物性明顯好于含泥砂礫巖相（圖4）。

表1 瑪北斜坡區(qū)百口泉組扇三角洲儲層巖石相物性統(tǒng)計(jì)Table 1 Petrophysical statistics of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

圖4 瑪北斜坡區(qū)百口泉組泥雜基含量-物性關(guān)系圖Fig.4 Map showing the relationship between argillaceous matrix content and physical property of the Baikouquan Formation in Mabei slope area（據(jù)瑪北斜坡區(qū)百口泉組134片/21井鑄體薄片鑒定數(shù)據(jù)）1.近岸河道-貧泥砂礫巖相；2.近岸河道-貧泥砂巖相；3.近岸河道-含泥砂巖相；4.河口壩-含量泥砂巖相；5.遠(yuǎn)岸河道-含泥砂礫巖相；6.遠(yuǎn)岸河道-含泥砂巖相；7.辮狀河道富泥砂礫巖相；8辮狀河道含泥砂礫巖相；9.辮狀河道含泥砂巖相；10.砂質(zhì)碎屑流富泥砂礫巖相

3.3 儲層垂向特征

研究區(qū)百口泉組扇三角洲總體呈正旋回特征，沉積相和巖石相垂向上呈規(guī)律分布。沉積相由下而上依次為扇三角洲平原、扇三角洲前緣、前扇三角洲，呈扇三角洲退積發(fā)育過程。扇三角洲平原主要發(fā)育富泥砂礫巖相，扇三角洲前緣主要發(fā)育含泥砂礫巖相、貧泥砂礫巖相和貧泥砂巖相，局部發(fā)育富泥砂礫巖相，前扇三角洲儲層不發(fā)育，主要為泥巖相，局部發(fā)育含泥砂巖相和含泥砂礫巖相。沉積相和巖石相的垂向分布，決定層間儲層質(zhì)量差異（圖5）。

4 結(jié)論

（1）研究區(qū)百口泉組扇三角洲巖相可劃分為貧泥砂礫巖相、貧泥砂巖相、含泥砂礫巖相、含泥砂巖相、富泥砂礫巖相5種類型。其中貧泥砂礫巖相和貧泥砂巖相主要為前緣近岸水下分流河道沉積，含泥砂礫巖相主要為平原辮狀河道、前緣近岸河道、前緣河口壩沉積，貧泥砂巖相主要為前緣遠(yuǎn)岸河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂沉積，富泥砂礫巖相為平原和前緣砂質(zhì)碎屑流沉積。

（2）研究區(qū)百口泉組儲層孔隙類型以剩余粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主，少量泥雜基收縮孔和礫石壓碎縫，沉積組構(gòu)（粒度、基質(zhì)含量、分選、排列方式等）為儲層質(zhì)量差異的主控因素。質(zhì)量最好的儲層為貧泥砂巖相和貧泥砂礫巖相，次為含泥砂巖相和含泥砂礫巖相，富泥砂礫巖相質(zhì)量最差，為非儲層。

（3）瑪北斜坡區(qū)百口泉組儲層物性主要受控于沉積微相，前緣近岸水下河道、河口壩物性優(yōu)，前緣遠(yuǎn)岸河道、平原辮狀河道物性較差，平原、前緣局部發(fā)育的砂質(zhì)碎屑流物性最差。劃分巖石相可解決單純傳統(tǒng)微相劃分不能區(qū)別其中的儲層優(yōu)劣問題。相同微相中泥雜基含量高低與物性好壞關(guān)系明顯，貧泥巖石相、含泥巖石相、富泥巖石相物性依次變差，貧泥砂巖相和貧泥砂礫巖相物性相當(dāng)，含泥巖石相中含泥砂巖相物性明顯好于含泥砂礫巖相。該結(jié)論可指導(dǎo)儲層分類和優(yōu)質(zhì)儲層識別，為油藏開發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

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The Differences of Reservoir Quality and Lithofacies of Fan Delta in Baikouquan Formation,the Mabei Slope Area of Junggar Basin

Zhang Daiyan1,Kong Chuixian1,Meng Xiangchao2,Wang Haiming1,Liu Fengwei3,Zhu Jian1
(1.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,Karamay,Xinjiang,834000,China; 2.Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology,CNPC,Zhejiang,Hangzhou,310023,China;3.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing,102249,China)

In order to point out the direction of reservoir classification and identification,provide geological basis for reservoir development, we recognize 5 types of lithofacies in the fan delta of the Baikouquan Formation in Triassic,according to argillaceous matrix content and grain size typically,on the basis of core description of 17 wells in the Mabei slope area of Junggar Basin.Combining with sedimentary microfacies analysis,we study the quality differences and distribution of reservoirs within the fan delta by using core analysis and testing data.The pore space of the Baikouquan Formation is dominated by residual intergranular pore and intragranular dissolved pore.Depositional fabric(grain size, argillaceous matrix content,sorting,the mode of arrangement etc)controls the reservoir quality in the Mabei slope area.The reservoir physical property is mainly controlled by the sedimentary microfacies.The physical property of front coastal channel and channel mouth bar microfacies are the highest,followed by front far channels.and plain braided channel microfacies,and the worst are sandy debris flows in the plain and front of the fan delta.In the same microfacies,the relationship between high or low of the argillaceous matrix content and good or bad of the physical property is obvious.Dividing lithofacies can solve the simple traditional microfacies problem which can not distinguish good reservoir from bad reservoir.In the same sedimentary microfacies,the physical property of poor mud,mud and rich mud lithofacies are ordinally turn worse.The physical property of poor mud sandtone lithofacies and poor mud conglomerate lithofacies are equivalent.The physical property of the sandstone is better than the conglomerate in mud lithofacies.

Junggar Basin;Mabei slope area;Fan delta;Lithofacies;Reservoir quality discrepancy

圖5 瑪北斜坡區(qū)百口泉組典型沉積微相測井相特征圖Fig.5 Log facies feature map of typical sedimentary microfacies of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

1000-8845(2016)02-250-07

P618.130.2+1

A

項(xiàng)目資助：國家重大專項(xiàng)低品位儲量資源有效開發(fā)技術(shù)研究（2012E-34-08）資助

2015-07-21;

2015-09-15;作者E-mail：zhangdaiyan1028@163.com

張代燕(1981-)，女，山東聊城人，博士，2012年畢業(yè)于西南石油大學(xué)開發(fā)地質(zhì)學(xué)專業(yè)，從事油氣研究工作