王旭輝，吳孔友，王澤勝，郄潤芝

1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；

2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院勘探所，新疆克拉瑪依834000

準(zhǔn)噶爾盆地哈山東部地區(qū)侏羅系骨架砂體展布特征及連通性研究

王旭輝1，吳孔友1，王澤勝2，郄潤芝1

1.中國石油大學(xué)（華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；

2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院勘探所，新疆克拉瑪依834000

骨架砂體是油氣輸導(dǎo)體系的組成要素之一，但其內(nèi)油氣分布常受到砂體內(nèi)部斷層封堵能力與砂體非均質(zhì)性的影響.在明確區(qū)域地層格架與沉積相的基礎(chǔ)上，對(duì)哈拉阿拉特山東部地區(qū)侏羅系八道灣組及三工河組內(nèi)發(fā)育的骨架砂體進(jìn)行了展布特征與連通性研究.通過對(duì)研究區(qū)砂體寬厚比分析，認(rèn)為骨架砂體單井厚度在30 m以上時(shí)，其在井間可以彼此接觸.建立區(qū)域連井剖面，發(fā)現(xiàn)八道灣組一段、三段及三工河組三段3套骨架砂體規(guī)模較大，展布范圍廣.八道灣組一段作為研究區(qū)侏羅系油氣分布的主要層段，其內(nèi)斷層產(chǎn)狀以及斷層成巖封閉作用的差異，是造成油氣在骨架砂體內(nèi)差異性分布的主要原因.該段骨架砂體滲透率與孔隙度整體變化趨勢(shì)基本一致，但存在較為明顯的東西分區(qū)性，中部交接區(qū)孔滲性差，油氣平面分布與微觀非均質(zhì)性有明顯的相關(guān)關(guān)系，證明骨架砂體的物性特征也是影響其輸導(dǎo)運(yùn)移油氣能力的關(guān)鍵因素.

侏羅系；骨架砂體；砂體連通；斷層封閉性；微觀非均質(zhì)性；哈拉阿拉特山；準(zhǔn)噶爾盆地

0 前言

輸導(dǎo)體系是連接烴源巖與圈閉的橋梁和紐帶，一般由斷層、不整合面和滲透性骨架砂體組成［1-3］.前兩者研究程度較高，而后者研究較少.骨架砂體是油氣側(cè)向運(yùn)移最主要的通道，精確描述砂體的連通性及展布特征，對(duì)于明確油氣的運(yùn)移范圍，建立輸導(dǎo)體系配置模式具有重要意義，進(jìn)而預(yù)測有利儲(chǔ)層分布，為后期增儲(chǔ)上產(chǎn)提供地質(zhì)依據(jù).國內(nèi)外學(xué)者先后采用多種方法進(jìn)行砂體連通性研究.P.R.King［4］曾針對(duì)疊置砂體的連通性與油氣輸導(dǎo)能力，進(jìn)行了較為系統(tǒng)的研究. J.K.Pringle［5］、李紅等［6］、辛玉霞等［7］采用建立高分辨率三維數(shù)字模型對(duì)露頭進(jìn)行模擬，從而約束儲(chǔ)層模型的不確定性，分析研究砂體剖面及展布特征.而M.J.Pranter［8］、王少鵬等［9］、周宗良等［10］、夏杰等［11］在沉積微相研究的基礎(chǔ)上，通過建立等時(shí)地層格架，按沉積時(shí)間劃分砂層組并分析砂體平面展布特征.田景春等［11］則基于砂層交錯(cuò)層層組的厚度參數(shù)，對(duì)儲(chǔ)集砂體的疊置關(guān)系及砂體規(guī)模進(jìn)行分析.目前針對(duì)準(zhǔn)噶爾盆地西北緣內(nèi)骨架砂體研究相對(duì)較少，僅胡宗全［13］曾采用克里格內(nèi)插砂體對(duì)比方法，評(píng)價(jià)侏羅系砂體的空間連通規(guī)模.通過總結(jié)發(fā)現(xiàn)，之前學(xué)者對(duì)于骨架砂體的研究多是通過各種方法對(duì)砂體平面、剖面的宏觀分布特征進(jìn)行分析描述，從而明確砂體連通的區(qū)域范圍，但卻很少關(guān)注油氣在骨架砂體內(nèi)部真實(shí)的輸導(dǎo)運(yùn)移.

實(shí)際上砂體的分布會(huì)受到區(qū)域內(nèi)斷層的破壞或改造，而砂體的連通性會(huì)受到斷層封堵性能的影響.并且同一套砂體的物性特征也會(huì)隨著沉積構(gòu)造環(huán)境的變化而變化，微觀物性同樣也是制約砂體輸導(dǎo)油氣范圍的重要因素.因此，在界定砂體宏觀分布范圍的情況下，分析骨架砂體內(nèi)斷層的封堵性能以及砂體的物性變化，對(duì)于真正確定區(qū)域砂體的連通性及油氣輸導(dǎo)能力具有重要意義.

1 區(qū)域概況

研究區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，地處哈拉阿拉特山（下文簡稱哈山）東部，北部以達(dá)爾布特深大斷裂為界，南鄰瑪湖凹陷，東部靠近英石凹陷，位于準(zhǔn)噶爾北部造山帶向盆地的過渡部位.哈山在此處傾伏，被中生界超覆.

圖1 研究區(qū)侏羅系八道灣組一段構(gòu)造沉積相圖Fig.1 Structural-sedimentary phase map of the 1st member of Badaowan Formation,Jurassic in the study area1—斷層（fault）；2—尖滅線（stratigraphic overlapping line）；3—井位（well）；4—物源方向（source direction）；5—河流（river）；6—辮狀河三角洲平原亞相（braided delta plain）；7—辮狀河三角洲前緣亞相（braided delta front）；8—沖積扇扇緣亞相（alluvial fan fringe）；9—濱淺湖相（shore-shallow lake）；10—剖面線（section line）

哈山山前夏子街地區(qū)侏羅系勘探成果顯著，在侏羅系內(nèi)發(fā)現(xiàn)大規(guī)模的油氣藏，而其東部紅旗壩地區(qū)整體沉積構(gòu)造環(huán)境與夏子街地區(qū)相似，且油源同為瑪湖凹陷，但至今勘探仍未取得突破.再現(xiàn)油氣運(yùn)移過程、明確輸導(dǎo)格架的在區(qū)域內(nèi)的差異與變化，對(duì)于指導(dǎo)紅旗壩地區(qū)的勘探開發(fā)有著重要意義.由于研究區(qū)位于哈山山前的斷褶帶，前人在斷裂特征及其對(duì)油氣運(yùn)聚控制的研究相對(duì)深入［14-16］，但忽略了對(duì)骨架砂體在輸導(dǎo)格架中的作用.骨架砂體是指沉積體系中的大型連通砂巖體系，作為油氣二次運(yùn)移的基本通道，與斷層、不整合構(gòu)成油氣從源—藏三大輸導(dǎo)體系要素［17］.骨架砂體的宏觀展布特征及其油氣輸導(dǎo)能力往往成為制約油氣運(yùn)移的關(guān)鍵因素.

侏羅紀(jì)為前陸盆地消亡期，凹陷盆地在這個(gè)時(shí)期形成，構(gòu)造環(huán)境相對(duì)穩(wěn)定，斷裂多終止于侏羅系內(nèi).哈山周緣地區(qū)侏羅系與白堊系之間區(qū)域性不整合發(fā)育，侏羅系主要保留了中下侏羅統(tǒng)八道灣、三工河、西山窯組，缺失中上侏羅統(tǒng)頭屯河、齊古組，整體呈現(xiàn)“南厚北薄，頂削底超”的特征.研究區(qū)內(nèi)逆沖斷裂廣泛發(fā)育，西山窯組也發(fā)生大規(guī)模的缺失，僅八道灣組和三工河組地層發(fā)育相對(duì)完整.因此本次研究的重點(diǎn)，也以這兩個(gè)層組內(nèi)部發(fā)育的骨架砂體為主.

2 地層格架約束下的單井砂體劃分

要實(shí)現(xiàn)對(duì)侏羅系內(nèi)多套骨架砂體的特征研究，前提是要進(jìn)行準(zhǔn)確可靠的井下骨架砂體對(duì)比工作，而單井的骨架砂體識(shí)別與劃分又是連井對(duì)比的基礎(chǔ).但由于資料有限，在實(shí)際的工作中會(huì)出現(xiàn)兩套或多套骨架砂體垂向疊置、連續(xù)發(fā)育無法區(qū)分，或由于骨架砂體局部發(fā)育而造成連井對(duì)比出現(xiàn)錯(cuò)誤等問題，因此僅從巖性、巖相等特征對(duì)單井內(nèi)發(fā)育的砂體進(jìn)行劃分是不可行的.我們知道，骨架砂體的發(fā)育與沉積旋回變化密不可分，所以通過建立層序地層格架，在地層格架約束下進(jìn)行單井骨架砂體的識(shí)別和劃分，可以有效地規(guī)避上述問題.

通過對(duì)研究區(qū)內(nèi)井位的鉆測井資料、地震資料的綜合分析，并結(jié)合巖心、野外觀察所獲得的礦物巖石學(xué)資料，明確整個(gè)研究區(qū)內(nèi)的沉積旋回特征.研究區(qū)在八道灣組沉積初期，主要發(fā)育辮狀河-辮狀河三角洲相，之后一次大規(guī)模水進(jìn)，造成八道灣組中段以辮狀河三角洲前緣沉積為主.在八道灣組沉積末期，湖泊萎縮，物源供給能力增強(qiáng)，辮狀河三角洲大面積連片分布，進(jìn)一步向湖盆推進(jìn).三工河組沉積在八道灣組的基礎(chǔ)上繼承性發(fā)育辮狀河三角洲相，由于早期再次發(fā)生大規(guī)模湖侵，三角洲規(guī)模小，呈葉狀孤立發(fā)育，部分區(qū)域發(fā)育濱淺湖相.進(jìn)入中期，物源供應(yīng)充足，沉積中心向盆地內(nèi)部逐步遷移，辮狀河三角洲規(guī)模逐步擴(kuò)大，研究區(qū)內(nèi)主要發(fā)育辮狀河三角洲平原亞相.晚期又一次發(fā)生水進(jìn)，三角洲展布范圍有所縮小.以沉積旋回特征為基礎(chǔ)，劃分層序地層格架，將八道灣組劃分為J1b1、J1b2、J1b3三段，三工河組劃分為J1s1、J1s2、J1s3三段.

在地層格架的約束下，進(jìn)一步明確單井上各套骨架砂體的深度、厚度、物性等以及內(nèi)部泥巖夾層的厚度等特征.以哈淺30井為例（圖2），研究深度范圍為700～912 m，侏羅系八道灣組早期以正旋回為主，晚期發(fā)育逆旋回.一段、三段發(fā)育了兩套骨架砂體，厚度分別為25、15 m；二段由于大規(guī)模水進(jìn)，砂體不發(fā)育.其中一段骨架砂體巖性為灰色中細(xì)礫巖，次圓狀，物性較好；三段主要為一套分流河道相的灰色含礫砂巖，其內(nèi)可見斜層理.三工河組中上段遭受剝蝕，只在二段發(fā)育辮狀河三角洲平原亞相砂體，厚度為32 m.

3 骨架砂體剖面展布及連通性分析

在確定研究區(qū)內(nèi)單井骨架砂體特征的基礎(chǔ)上，可以通過繪制連井對(duì)比剖面確定各套骨架砂體的垂向展布與變化.但陸相環(huán)境下沉積砂層連續(xù)性差，厚度變化較大，且研究區(qū)范圍較廣，井位分布不均，具有西部井多、東部井少的特征，尤其是紅旗壩地區(qū)，300余平方千米范圍內(nèi)僅有10數(shù)口井探井，研究區(qū)并不具備使用克里格插砂法或砂層建模的條件.因此，在進(jìn)行了單井骨架砂體識(shí)別的工作之后，仍不能準(zhǔn)確地確定不同井位同一層段發(fā)育的砂體之間是否連通.但是研究發(fā)現(xiàn)，骨架砂體的發(fā)育滿足一定的規(guī)律，即其厚度與延展范圍之間存在一定的相關(guān)關(guān)系，所以在已知單井骨架砂體厚度的前提下，可以通過研究在不同沉積相環(huán)境下所發(fā)育砂體的寬厚比特征，來指導(dǎo)骨架砂體的橫向?qū)Ρ?

3.1 砂體寬厚比分析

八道灣組及三工河組沉積時(shí)期，構(gòu)造環(huán)境相對(duì)平穩(wěn)，地層分布相對(duì)完整連續(xù).研究區(qū)范圍內(nèi)主要的沉積相類型為辮狀河沉積和辮狀河三角洲平原、前緣亞相沉積.辮狀河砂體中河道、心灘壩沉積發(fā)育最為廣泛，可占到辮狀河沉積的90%左右.辮狀河沉積作用以垂向加積為主，常形成寬大帶狀厚層河道砂體，砂體橫剖面呈現(xiàn)頂平底凸的透鏡狀，整個(gè)層系砂體連續(xù)性很好.通過水槽實(shí)驗(yàn)并進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，建立擬合模型，發(fā)現(xiàn)辮狀河沉積砂體的寬厚比存在較好的線性關(guān)系，初步認(rèn)為河道砂體的寬厚比為70～120，心灘壩砂體寬厚比為80～100［18］.而辮狀河三角洲平原亞相內(nèi)發(fā)育的主要的砂體類型為分流河道砂，前緣亞相主要發(fā)育水下分流河道砂、河口壩、席狀砂，整體的寬厚比都在40以上.席狀砂寬側(cè)向延伸較遠(yuǎn)，寬厚比較大，大致分布區(qū)間為600～800［19］.研究區(qū)內(nèi)布井相對(duì)較少，選取井位進(jìn)行縱橫向連井對(duì)比.研究井之間的平均間距約為5 km，根據(jù)寬厚比分析，當(dāng)骨架砂單井厚度在30 m以上時(shí)，認(rèn)為其在井間彼此橫向可以接觸.并且通過野外實(shí)地踏勘，確實(shí)在研究區(qū)附近發(fā)現(xiàn)大套連續(xù)分布的侏羅系沉積砂體露頭，延伸距離可達(dá)幾千米，這也為骨架砂體剖面對(duì)比分析提供佐證.

圖2 哈淺30侏羅系單井相圖Fig.2 Facies of Jurassic strata in the single well of HQ30

3.2 AA′剖面

在地層格架的約束下，通過測錄井資料的綜合對(duì)比，以三工河組頂界為標(biāo)準(zhǔn)，繪制過夏23—夏44—夏39—夏48井連井剖面圖（圖3a）.可以看出，在研究區(qū)西部夏子街地區(qū)，自北西到南東方向，J1b1段、J1b3段以及J1s2段骨架砂體發(fā)育相對(duì)較好，厚度大，延展性好.如J1b1段骨架砂體整體厚度均在40 m以上，夏39井處最厚可達(dá)70 m，其余層段砂體僅在部分井位內(nèi)可見，且厚度薄，展布范圍小.其中夏48井骨架砂體內(nèi)部多發(fā)育泥質(zhì)或煤質(zhì)夾層，如J1b1段內(nèi)夾層厚度約12 m，這是由于沉積前該井所處區(qū)域地勢(shì)較低，發(fā)育分流間灣相，過厚的泥煤夾層，也會(huì)對(duì)砂體的側(cè)向連通能力造成影響.

僅從地層沉積的角度分析，可以認(rèn)為J1b1段、J1b3段以及J1s2段骨架砂體的連通性是相對(duì)較好的，但這不能真實(shí)地反映砂體油氣輸導(dǎo)能力.通過將井位還原到真實(shí)地層深度，結(jié)合地震資料，綜合考慮斷層在骨架砂體中的位置、斷距、傾角等因素，重新繪制AA'剖面的連井圖（圖3b），可以看到夏44井與夏39井間，以及夏39井與夏48井間均有斷層分布，骨架砂體受到斷層切割，雖然砂體完整性并未受到破壞，但由于上盤上升造成同一套骨架砂體側(cè)向不對(duì)接，以及斷裂帶內(nèi)的成巖封閉作用，在一定程度上均可能對(duì)同一套砂體的連通性造成影響.J1b1段骨架砂體作為侏羅系內(nèi)主要的儲(chǔ)集層，多井位均有良好油氣顯示.從剖面上可以看出，夏44井與夏39井間斷層斷距很大，造成了上盤J1b1段砂體與下盤泥巖對(duì)接，骨架砂體側(cè)向的連通性遭到破壞.通過對(duì)研究區(qū)八道灣組砂體取樣進(jìn)行流體包裹體測溫分析，均一溫度分布區(qū)間為90~100℃.通過地?zé)崧癫厥非€分析，認(rèn)為侏羅系油藏油氣充注發(fā)生在白堊紀(jì)晚期.侏羅系內(nèi)斷層主要形成于燕山早期的構(gòu)造活動(dòng)，早于油氣充注期.因此，J1b1段砂體內(nèi)油氣能否運(yùn)移以及運(yùn)移范圍，就很大程度上取決于白堊紀(jì)晚期區(qū)域內(nèi)斷層的封閉性.

針對(duì)夏44井—夏39井井間斷裂，通過平衡剖面法恢復(fù)白堊紀(jì)晚期的剖面構(gòu)造形態(tài)（圖4），然后對(duì)該斷層上下盤各段砂體進(jìn)行斷面正應(yīng)力（P）、斷層泥比率（SGR）、泥質(zhì)充填系數(shù)（Rm）等評(píng)價(jià)參數(shù)的計(jì)算，進(jìn)一步確定各參數(shù)的權(quán)重系數(shù)，建立單因素評(píng)價(jià)矩陣.計(jì)算斷層緊閉指數(shù)（IFT），對(duì)斷層的封閉性進(jìn)行模糊綜合評(píng)價(jià)（IFT>1.5為好，1.0

圖4 夏44-夏39井間斷裂封閉性評(píng)價(jià)圖Fig.4 Evaluation for the sealing capacity of fault between X44 and X39 wells1—泥巖（mudstone）；2—砂巖（sandstone）；3—泥質(zhì)砂巖（argillaceous sandstone）；4—泥質(zhì)礫巖（argillaceous conglomerate）；5—砂礫巖（sandy conglomerate）；6—粉砂質(zhì)泥巖（silty mudstone）；7—粉砂巖（siltstone）；8—油層（oil layer）

表1 夏44—夏39井間斷裂封閉性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3.3 BB'剖面

BB'剖面位于研究區(qū)東部的紅旗壩地區(qū)，從圖5可以看出J1b1段、J1b2段、J1b3段以及J1s1段骨架砂體都具有相對(duì)較好的側(cè)向連通性.但綜合考慮斷層的影響因素，就會(huì)發(fā)現(xiàn)該區(qū)域斷層的沖斷斷距非常大，地層變形強(qiáng)烈，同一套骨架砂體在斷層上下盤完全錯(cuò)接.旗5井在J1b1段試油為油層，原油密度為0.87 g/cm3，相對(duì)黏度24.56，但旗6井各層段均無油氣顯示.通過封閉性評(píng)價(jià)，旗5—旗6井間斷層對(duì)J1b1段骨架砂體的上下盤具有較好的封堵作用，IFT值為2.15，且通過巖心取樣觀察，發(fā)現(xiàn)斷裂帶內(nèi)的成巖封閉作用較強(qiáng)，隔斷了油氣的運(yùn)移，在旗5井處成藏，破壞了該區(qū)域骨架砂體的側(cè)向連通.

3.4 CC'剖面

CC'剖面過夏28、夏26、夏37、夏46、夏45、旗6等井位，平面展布的方向?yàn)楸睎|向，整體平行于研究區(qū)內(nèi)構(gòu)造走向線方向.通過連井剖面圖（圖6）可以看出，八道灣組J1b1段的骨架砂體發(fā)育相對(duì)較好，砂體厚度大，展布性好；J1b3段次之，主要在東部發(fā)育相對(duì)較厚. J1b2段砂體在東西部各自孤立發(fā)育，在夏37、夏44井附近缺失，造成該段整體連通性差.三工河組內(nèi)J1s3段砂體只在研究區(qū)西部發(fā)育，而J1s1段砂體主要發(fā)育在中東部，只有J1s2段砂體連續(xù)性發(fā)育，僅在夏46井附近區(qū)域有變薄，之后向東又變厚.該剖面位于研究區(qū)中部，其內(nèi)斷層不發(fā)育，地形起伏相對(duì)弱，并沒有造成不同段骨架砂體間的錯(cuò)接，對(duì)同一套骨架砂體的側(cè)向連通性影響較弱.同樣在J1b1段骨架砂體內(nèi)均也存在良好油氣顯示，夏26井、夏37井J1b1段試油均顯示為油層，密度為0.87 g/cm3.東西兩側(cè)井位J1b1段也有油氣顯示，說明曾經(jīng)也發(fā)生過油氣運(yùn)移，可能后期發(fā)生了逸散.只有旗6井整體位于相對(duì)高地勢(shì)部位，卻沒有油氣顯示，夏45井與旗6井之間砂體整體厚度大于35 m，且無斷層隔斷，經(jīng)過分析認(rèn)為，這種情況是由于砂體橫向的微觀物性變化造成的.

4 微觀物性對(duì)油氣平面分布的控制分析

油氣在非均質(zhì)輸導(dǎo)層中的運(yùn)移路徑受運(yùn)移阻力的控制，油氣優(yōu)先通過運(yùn)移阻力較小的輸導(dǎo)層［20-21］.砂體非均質(zhì)性造成的垂向相對(duì)高孔滲層和橫向相對(duì)高孔滲帶是流體勢(shì)能相對(duì)較低的部位，是油氣在砂體中運(yùn)移的優(yōu)勢(shì)通道.油氣在砂體中的分布位置主要取決于砂體物性的非均質(zhì)性，油氣常在砂體的相對(duì)高孔滲部位聚集成藏.孔隙度、滲透率是反映砂體微觀輸導(dǎo)能力的關(guān)鍵參數(shù)，通過對(duì)取心井J1b1段巖心取樣，針對(duì)其物性特征進(jìn)行分析測試，根據(jù)測試結(jié)果繪制孔隙度滲透率等值線圖（圖7），進(jìn)而更加直觀地了解該套砂體的微觀連通性.

圖5 BB'剖面侏羅系骨架砂體連井圖Fig.5 The BB'connecting-well section of Jurassic skeletal sand bodies1—骨架砂體（skeletal sand body）；2—泥質(zhì)夾層（muddy interbed）；3—泥質(zhì)隔層（muddy barrier）；4—煤層（coal bed）；5—油層（oil layer）；6—油水同層（oil-water zone）；平面位置見圖1（section position as shown in Fig.1）

圖6 CC'剖面侏羅系骨架砂體連井圖Fig.6 The CC'connecting-well section of Jurassic skeletal sand bodies1—骨架砂體（skeletal sand body）；2—泥質(zhì)夾層（muddy interbed）；3—泥質(zhì)隔層（muddy barrier）；4—煤層（coal bed）；5—油層（oil layer）；6—油水同層（oil-water zone）；7—油氣顯示（oil-gas occurrence）；平面位置見圖1（section position as shown in Fig.1）

本次針對(duì)J1b1段骨架砂體的物性研究共獲得78個(gè)采樣點(diǎn)數(shù)據(jù)（其中部分來源于新疆油田公司），采樣點(diǎn)基本覆蓋研究范圍，滿足均勻采樣要求.從圖7可以看出，該段骨架砂體的孔隙度、滲透性分布比較復(fù)雜，但東西區(qū)域依然有較為明顯的分區(qū)性.研究區(qū)整體孔隙度主要在10%~25%范圍，夏20井附近孔隙度最高可以達(dá)到25%.東部旗5、旗2井附近孔隙度相對(duì)較高，東西之間在夏45井與夏70井之間區(qū)域，孔隙度相對(duì)較低.滲透率整體變化趨勢(shì)與孔隙度基本一致，均是由中部向南北兩邊降低.兩者具有比較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，在高孔隙度的區(qū)域，往往滲透率也相對(duì)較高.在西部夏子街地區(qū)夏23井、夏35井附近滲透率最高，一般在65~90 mD；東部滲透率最高的區(qū)域仍是在旗5井、旗2井周圍，約為200 mD.同樣仍是在東西交界的區(qū)域，滲透率相對(duì)低.通過將J1b1段內(nèi)油氣顯示井位與孔滲性等值線圖疊合，可以明顯看出油氣分布與砂體微觀非均質(zhì)性有著很好的相關(guān)關(guān)系.東部區(qū)域雖然存在孔滲性較好的區(qū)域，但是由于東西交接區(qū)域的孔滲性差，西部油氣無法有效運(yùn)移溝通到東部，并且東部區(qū)域內(nèi)斷層多具有相對(duì)好的封閉性，這也是限制紅旗壩地區(qū)砂體運(yùn)移油氣的重要原因.

圖7 侏羅系J1b1段骨架砂體孔隙度、滲透率等值線圖Fig.7 Porosity and permeability isogram of the J1b1skeletal sand bodies1—滲透率<5（permeability<5）；2—滲透率5~20（permeability 5~20）；3—滲透率20~40（permeability 20~40）；4—滲透率40~60（permeability 40~60）；5—滲透率>60（permeability>60）；6—井位（well）；7—孔隙度等值線（isopleth of porosity）；8—尖滅線（stratigraphic overlapping line）；9—斷層（fault）；10—油氣顯示（oil-gas occurrence）

5 結(jié)論

（1）研究區(qū)整體繼承性發(fā)育辮狀河-辮狀河三角洲沉積，通過綜合測錄井資料，結(jié)合巖心野外觀察，明確區(qū)內(nèi)沉積旋回特征，將侏羅系八道灣組及三工河組各自劃分為3段.并以此為依據(jù)，準(zhǔn)確劃分單井骨架砂體，并描述其深度、厚度、物性以及內(nèi)部煤泥夾層厚度等特征.

（2）通過寬厚比分析，明確研究區(qū)骨架砂體剖面展布特征，認(rèn)為骨架砂體單井厚度在30 m以上時(shí)，其在井間彼此接觸.從剖面上看，研究區(qū)內(nèi)J1b1段、J1b3段及J1s2段骨架砂體厚度大，展布范圍廣，可作為油氣區(qū)域性運(yùn)移的通道.

（3）斷裂活動(dòng)以及斷層成巖封閉作用，在一定程度上均可能對(duì)同一套砂體的連通性造成影響.在斷裂封閉期，夏44—夏39井井間斷層封閉性差，油氣可以從下盤砂體沿?cái)鄬舆\(yùn)移至上盤.旗6—旗5井井間斷層封閉性好，油氣無法沿?cái)鄬舆\(yùn)移，在旗5井處成藏.

（4）研究區(qū)內(nèi)J1b1段骨架砂體滲透率與孔隙度整體變化趨勢(shì)基本一致，但存在較為明顯的東西分區(qū)性，中部交接區(qū)孔滲性差，油氣平面分布與微觀非均質(zhì)性有明顯的相關(guān)關(guān)系，證明骨架砂體的物性特征也是影響其輸導(dǎo)運(yùn)移油氣能力的關(guān)鍵因素.

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WANG Xu-hui1,WU Kong-you1,WANG Ze-sheng2,QIE Run-zhi1

1.School of Geosciences and Technologies,China University of Petroleum,Qingdao 266580,Shandong Province,China;
2.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,Xinjiang Autonomous Region,China

Skeletal sand body is one of the components of petroleum transportation system,in which the distribution of oil and gas is commonly affected by the sealing capacity of faults and the heterogeneity of sand.On the basis of regional stratigraphic framework and sedimentary facies,this paper studies the distribution and connectivity of the skeletal sand bodies in Jurassic Badaowan and Sangonghe formations.Analysis of the width-thickness ratio of sand body in the study area reveals that,when sand thickness in single well is above 30 m,the sand is considered as being connected between the wells.The regional connecting-well sections shows that the sand bodies in J1b1,J1b3and J1s2strata are large in size,with good connection.As the major Jurassic reservoir layer in the area,the differences of fault occurrences and sealing properties in the J1b1is the main reason for the variability of oil-gas distribution.The variation tendency of permeability in J1b1sand is consistent with that of porosity,but there is an obvious partition between the west and the east.The central junction zone has poor porosity.There is a good correlational dependence between the planar distribution of petroleum and the variation of micro-physical properties.This also proves that the micro-physical properties of sand body can affect the connection.

Jurassic;skeletal sand body;sand connection;fault sealing;microscopic heterogeneity;Hala'alate Mountain; Junggar Basin

2016-03-07；

2016-06-29.編輯：張哲．

王旭輝（1990—，男，碩士，主要從事地質(zhì)學(xué)方面的綜合研究，通信地址山東省青島市黃島區(qū)長江西路66號(hào)，E-mail//460859764@qq.com

吳孔友（1971—），男，教授，從事地質(zhì)構(gòu)造與油氣成藏研究，E-mail//wukongyou@163.com