砂礫巖體不同巖相油氣充注期儲集性能差異及成藏意義
——以瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組油藏為例

孟祥超　陳能貴　蘇　靜　徐　洋　王小軍　鄒志文　李亞哲　郭華軍

(1.中國石油杭州地質研究院　杭州　310023；2.新疆油田公司勘探開發研究院　新疆克拉瑪依　834000)

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砂礫巖體不同巖相油氣充注期儲集性能差異及成藏意義
——以瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組油藏為例

孟祥超1陳能貴1蘇靜2徐洋1王小軍2鄒志文1李亞哲1郭華軍1

(1.中國石油杭州地質研究院杭州310023；2.新疆油田公司勘探開發研究院新疆克拉瑪依834000)

摘要瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組巖性油藏生、儲、蓋、運等成藏條件配置優越，有效的側向及上傾方向圈閉封擋條件為制約油氣成藏的關鍵。在明確泥質含量為影響本區砂礫巖儲層儲集性能關鍵因素基礎上，以泥質含量為主分類參數，將砂礫巖儲層劃分為貧泥砂礫巖(泥質含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質含量5%～8%)和富泥砂礫巖(泥質含量>8%)三種巖相。早侏羅世的早期油氣充注期，上述三種巖相儲層均可作為有效儲層；早白堊世的主要油氣充注期，富泥砂礫巖相儲層的儲集性能明顯變差，成為研究區主要的致密封擋帶，而貧泥砂礫巖和含泥砂礫巖仍可作用作為有效儲層，且前者的儲集性能優于后者。扇三角洲前緣亞相(牽引流)沉積主要對應于貧泥砂礫巖巖相，在油氣充注期為有效儲層，構成瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組大面積巖性油藏的主體儲集層；扇三角洲平原亞相(牽引流)、砂質碎屑流(重力流)沉積主要對應于富泥砂礫巖巖相，在油氣充注期儲集性能均較差，主要構成研究區大面積巖性油藏的底部及側向的致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組大型巖性油藏。

關鍵詞瑪湖凹陷西斜坡百口泉組巖相儲集性能致密封擋帶

0引言

瑪湖凹陷西斜坡區域構造位于準噶爾盆地瑪湖凹陷西側[1-3]，西北部瀕臨烏夏斷裂帶、克百斷裂帶，構造格局形成于白堊紀早期，構造較為簡單，基本表現為東南傾的平緩單斜，局部發育低幅度平臺、背斜或鼻狀構造，斷裂較少。地層發育較全，自下而上有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系及白堊系，各層系均為區域性不整合。目的層三疊系百口泉組為一套較近物源的粗碎屑(砂礫巖)扇三角洲[4-5]沉積(圖1)。

研究區三疊系百口泉組是新疆油田近5年來勘探評價的主戰場，2012—2014年已累計提交三級石油地質儲量近2億噸。研究表明，在整體低孔低滲背景下，該套砂礫巖體內部表現為較強非均質性，既可作為儲層也可作為致密封擋層。高產(日產液量>10 m3/d)高效儲層的孔隙度可達10%～15%；滲透率1～30×10-3μm2；中低產(日產液量>1～10 m3/d)中低效儲層孔隙度約7%～10%，滲透率約0.2～1×10-3μm2；致密封擋層孔隙度<5%；滲透率<0.1×10-3μm2。

該區油藏類型主要為發育在盆地斜坡區寬緩鼻隆背景下的下生上儲式巖性油藏[6-7]，有通油源垂向斷裂溝通二疊系烴源巖(主要為佳木河組、風城組、烏爾禾組)與三疊系百口泉組儲層，有二疊系—三疊系之間不整合面及百口泉組砂礫巖體作為側向疏導，有上三疊統白堿灘組區域性厚層泥巖及二疊系頂部泥巖分別作為區域性頂底板封擋層，生、儲、蓋、運等成藏條件配置優越。故整體寬緩斜坡背景下，有效的側向及上傾方向圈閉封擋條件成為制約油氣成藏的關鍵。本文在對研究區砂礫巖體沉積機制—沉積相特征及成因類型簡要分析基礎上，明確影響該區砂礫巖儲集性能的關鍵因素，進而進行巖相劃分及油氣充注期不同巖相儲集性能分析，并通過建立巖相—成因類型之間的對應關系，剖析該區大面積巖性油藏側向及上傾方向致密封擋帶的構成要素，對研究區扇控大面積巖性油藏成藏模式的構建及后續的進攻性勘探具重要的啟示和指導意義。

1砂礫巖體成因類型

研究區位于瑪湖凹陷西北部的斜坡區(圖1)，主要包括北部的夏子街扇體和西部的黃羊泉扇體。瑪湖凹陷斜坡區的勘探主要始于2011—2012年，前人研究主要集中于近老山區高部位斷裂帶的構造油藏發育區，主要以近物源粗碎屑的沖積扇沉積為主。筆者通過近四年對凹陷斜坡區百口泉組的持續研究，指出斜坡區百口泉組沉積相帶類型主要屬以牽引流為主，局部夾雜重力流的扇三角洲沉積。主要發育扇三角洲平原辮狀河道、扇三角洲平原/前緣砂質碎屑流、扇三角洲前緣近岸水下分支河道、遠岸水下分支河道四種主要砂礫巖體沉積微相類型。除發育前三角洲暗色泥巖、濱淺湖灘壩等典型指相沉積標志外，在扇三角洲平原、扇三角洲前緣亞相均發育砂質碎屑流重力流沉積。水上部分的扇三角洲平原亞相重力流沉積為母巖區風化產物近物源直接凍結式堆積的產物，沉積物內部未遭受牽引流改造，以分選極差、磨圓極差的粗礫、粗砂、雜紅色泥巖混雜堆積為主；水下部分的扇三角洲前緣亞相重力流沉積可能為早期近物源的牽引流沉積再次搬運—凍結式堆積的產物，以分選差—極差、磨圓差—極差的中—粗礫、粗砂、雜紅—灰色泥巖混雜堆積為主。為便于后續對比，按照沉積機制、沉積相帶特征差異，將上述砂礫巖體沉積歸納為扇三角洲平原(牽引流)、扇三角洲前緣(牽引流)、砂質碎屑流(重力流)三種成因類型。

圖1　區域構造位置及百口泉組綜合柱狀圖Fig.1　Regional structure and comprehensive histogram of Baikouquan Formation

2砂礫巖儲集性能的影響因素

瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組砂礫巖體發育，“沉積相帶控制儲層物性和油氣分布”是多數學者對該區百口泉組油藏的主流觀點。該觀點在勘探早中期的區帶優選中確實能起到重要指導作用，但深入研究表明，相同優勢沉積相帶背景下，砂礫巖儲層的物性和含油性差異很大。限定本區優勢沉積相帶扇三角洲前緣水下分流河道、孔隙型儲層(排除局部裂縫發育帶對儲層儲集性能的影響)、儲層厚度8～10 m(排除儲層厚度對儲層產液量的影響)條件下，砂礫巖儲層產能大小與滲透率、平均喉道半徑、孔隙度均呈較強的正相關性(圖2)，表明砂礫巖儲層產能受儲層儲集性能控制，而儲層儲集性能不單純受沉積相帶控制(相同沉積相帶條件下，上述三個儲集性能參數變化范圍均較大)。在有利沉積相帶背景下，影響砂礫巖儲層儲集性能的關鍵因素亟待進一步明確。

研究表明，研究區砂礫巖儲層儲集性能與沉積作用(主要為水動力條件；主要評價參數：泥質含量)、成巖作用(壓實—膠結作用)關系密切。

2.1泥質含量

巖芯觀察及鑄體薄片鑒定資料分析表明，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組泥質含量與儲層孔隙度、滲透率均具負相關性(圖3)，但泥質含量—滲透率的負相關性(指數負相關)明顯強于泥質含量—孔隙度的負相關性(線性負相關)，在相同的泥質含量變化區間(從1%增加至7%)，孔隙度由13%降至7%，下降約6%，而滲透率下降逾2個數量級，從32×10-3μm2直接降至0.2×10-3μm2，即泥質含量對儲層孔隙度、滲透率均有影響，但對儲層滲透率的影響程度更大，在研究區泥質含量區間范圍內，隨著泥質含量升高，儲層滲透率呈指數式下降。

瑪北斜坡區百口泉組油氣主要聚集在扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖體內，假定相同有利相帶扇三角洲前緣水下分流河道，相同水動力淘洗背景下，水沿優勢滲流通道[8]流動，導致水動力對孔隙內泥質的淘洗程度要強于對喉道間泥質的淘洗強度，最終在相同優勢沉積相帶條件下，儲層內殘留的泥質主要集中在喉道空間內，隨殘留泥質含量增加，喉道被分割成許多超微細喉道(圖4、表1)，儲層平均孔喉半徑越小，束縛水[9-10]增多，滲流能力顯著降低。

2.2壓實—膠結作用

壓實作用為研究區百口泉組儲層主要的成巖減孔作用，壓實減孔量多大于25%(圖5A)。在限定細礫巖粒度條件下，分泥質含量<5%、泥質含量5%～8%、泥質含量>8%三組樣品點進行孔隙度—埋深交匯分析(圖6)，三組樣品孔隙度均隨埋深增加而呈指數型降低，符合正常的壓實減孔趨勢。但不同泥質含量樣品的壓實減孔程度不同，隨泥質含量增加，樣品的壓實減孔程度增加，泥質含量>8%組樣品點巖石減孔程度最大。

研究區儲層膠結物含量多小于10%，主含量區間0.2%～5%，膠結作用對百口泉組儲層減孔作用相對較弱(圖5A)，且膠結物含量與泥質含量呈明顯的負相關(圖5B)，即可以用泥質含量來大致反映百口泉組儲層的膠結強度。

綜上所述，影響研究區砂礫巖儲層儲集性能的沉積、成巖因素均與泥質含量關系密切，泥質含量為影響本區砂礫巖儲層儲集性能的關鍵因素。

3巖相類型及油氣充注期儲集性能差異

3.1巖相類型

在明確泥質含量為影響本區砂礫巖儲層儲集性能關鍵因素基礎上，以泥質含量為主分類參數，劃分出貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖、富泥砂礫巖三種巖相，并結合泥質含量—孔隙度/滲透率交匯圖版(圖3)、該區油層孔隙度下限7.4%及日產液量5 m3/d(參考研究區工業油流標準)對應的滲透率下限0.8×10-3μm2(圖2)，綜合厘定上述三類巖相的量化區間：貧泥砂礫巖(泥質含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質含量5%～8%)、富泥砂礫巖(泥質含量>8%)。

圖2　日產液量與滲透率/平均喉道半徑；孔隙度—滲透率關系交匯圖限定條件：(1)相帶：扇三角洲前緣水下分流河道；(2)孔隙型儲層；(3)儲層厚度8～10 mFig.2　Relation map of per-liquid output-permeability/mean throat radius and porosity-permeability

圖3　泥質含量對砂礫巖儲層孔隙度、滲透率影響關系圖Fig.3　Relation map of mud content-porosity and mud content-permeability in sand-gravel reservoir

圖4　不同泥質含量砂礫巖儲層儲集性能綜合表征注：工業CT實驗來自中國石油碳酸鹽巖儲層重點實驗室Fig.4　Integrated feature of reservoir performance in diverse mud content sandy conglomerate reservoir

樣品泥質含量工業CT壓汞樣品孔隙喉道掃描分辨率連通體積百分比數量體積半徑(最大/平均/最小)數量體積半徑(最大/平均/最小)排驅壓力退汞效率非飽和孔隙體積百分比/%/μm/%/個/107μm3/μm/個/107μm3/μm/MPa/%/%2.001.6074.64343237.4429.29/8.27/0.64205305.64823.10/3.05/0.610.4233.6125.157.801.6033.1064591.117.61/1.25/0.7416400.1419.65/0.63/0.193.5618.7963.23

圖5　百口泉組壓實—膠結減孔評價(a)及泥質含量—膠結物含量關系(b)Fig.5　Cut-porosity valuation of compaction-cementation(a) and mud-cement content (b) of Baikouquan Formation

圖6　不同泥質含量砂礫巖壓實減孔效應對比圖Fig.6　Cut-porosity valuation of compaction in diversemud content sand-gravel reservoir

3.2油氣充注期不同巖相儲集性能差異

油氣充注時間或油氣藏形成時間的確定方法較多，傳統的地質分析方法包括烴源巖主要生排烴期分析法(烴源巖的生排烴期基本代表儲層油氣充注的最早時間)、圈閉發育史分析法(圈閉形成時間限定了油氣充注的最早時間)、油藏飽和壓力法(與油藏飽和壓力相當的地層埋藏深度所對應的地質年代，即為油氣的充注時間)；目前比較常用的流體歷史分析法包括儲層流體包裹體法、自生伊利石測年法[11-13]。油藏飽和壓力法受油氣藏飽和狀態、地殼運動等因素影響，不確定性較大。本文在前期圈閉發育史分析基礎上，主要采用烴源巖主要生排烴期分析法、儲層流體包裹體法綜合分析油氣充注時間。

前人研究成果[13-14]及瑪13井、瑪18井百口泉組砂礫巖鹽水包裹體測溫—埋藏史/熱史演化數據表明，該區存在兩期鹽水包裹體，其均一溫度分別為70℃～90℃和100℃～120℃，它們指示了兩期油氣充注，分別對應早侏羅世、早白堊世(圖7)，即瑪湖凹陷西斜坡區三疊系百口泉組經歷了早侏羅世和早白堊世兩期油氣充注成藏過程。對照百口泉組砂礫巖儲層孔隙度—熱成熟度(TTI)交匯結果(圖8)，百口泉組貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖、富泥砂礫巖三種巖相儲層在第一期油氣充注期(早侏羅世，TTI=15)平均孔隙度分別維持在13.8%、11.2%、8.5%，均可作為有效儲層，但此時期下伏烴源巖剛剛進入生油門限，生排烴量有限，有限的油氣沿優勢通道向低勢區運移，主要聚集在物性較優的貧泥砂礫巖巖相、含泥砂礫巖巖相儲層中，富泥砂礫巖巖相儲油量非常有限(巖芯油氣顯示數據也表明，富泥砂礫巖巖相巖芯基本無油氣顯示)；至第二期油氣充注期(早白堊世，TTI=75)，下伏烴源巖進入生排烴高峰期，此時期貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖相儲層的孔隙度分別維持在12%、8%，仍為主要的儲油層，而富泥砂礫巖相儲層平均孔隙度已小于6%，儲集性能明顯變差，形成研究區主要的致密封擋帶。

4油氣成藏意義

在明確油氣充注期不同巖相儲集性能差異基礎上，進一步研究表明，砂礫巖體巖相—成因類型(前述章節1)之間存在密切關系(圖9)。扇三角洲前緣亞相(牽引流)沉積泥質含量﹤7%，主要泥質含量區間為﹤5%，主體滲透率﹥0.5×10-3μm2，大致對應于貧泥砂礫巖巖相(含少量的含泥砂礫巖巖相)，在早侏羅世、早白堊世兩期油氣充注期均為有效儲層，構成瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組大面積巖性油藏的主體儲集層部分。扇三角洲平原亞相(牽引流)泥質含量﹥7.5%，主要泥質含量區間為﹥8%，主體滲透率﹥0.2×10-3μm2，基本對應于富泥砂礫巖巖相(含少量含泥砂礫巖巖相)，在早侏羅世、早白堊世兩期油氣充注期，除少量含泥砂礫巖巖相尚具備一定儲集能力外，主體的富泥砂礫巖巖相儲集性能已大幅下降，主要構成研究區大面積巖性油藏上傾部位的致密封擋帶，對儲集于其下傾部位扇三角洲前緣亞相儲層中的油氣形成圈閉[15-16]遮擋。砂質碎屑流(重力流)沉積泥質含量﹥8.5%，主體滲透率﹤0.1×10-3μm2，對應于富泥砂礫巖巖相，在兩期油氣充注期儲集性能均較差(參見章節3.2)，主要構成研究區大面積巖性油藏的底部及側向的致密封擋帶(圖10)。

圖7　包裹體測溫—埋藏史/熱史綜合確定油氣充注期次圖Fig.7　Oil-gas injection time confirmed by fluid-inclusion temperature-bury/heat history curve

圖8　百口泉組砂礫巖儲層不同巖相孔隙度—熱成熟度(TTI)關系圖Fig.8　Relation map of porosity-TTI in diverse lithofacies in sand-gravel reservoir of Baikouquan Formation

圖9　百口泉組砂礫巖體不同成因類型泥質含量—滲透率關系對比圖Fig.9　Relation map of mud content-permeability in diverse factor type in sand-gravel reservoir of Baikouquan Formation

圖10　瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組沉積相剖面—平面圖Fig.10　Profile-plane graphes of deposition facies in Baikouquan Formation west slope of Mahu depression

綜上述：瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組生、儲、蓋、運等成藏條件優越。整體寬緩斜坡背景下，有效的側向及上傾方向圈閉封擋條件為制約油氣成藏的關鍵。扇三角洲平原亞相(牽引流)沉積在巖性油藏的上傾部位形成致密封擋帶，砂質碎屑流(重力流)沉積在底部及側向形成致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區大型巖性油藏。對研究區扇控大面積巖性油藏成藏模式的構建及后續的進攻性勘探具重要的啟示和指導意義，為新疆油田新的瑪湖百里大油區的發現起到了重要的推動作用。

5結論

(1) 限定扇三角洲前緣水下分流河道優勢相帶、孔隙型儲層條件下，瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組砂礫巖儲層產能大小受控于儲層的儲集性能。泥質含量為影響本區砂礫巖儲層儲集性能的關鍵因素。

(2) 以泥質含量為主分類參數，將砂礫巖儲層劃分為貧泥砂礫巖(泥質含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質含量5%～8%)、富泥砂礫巖(泥質含量>8%)三種巖相類型。在早侏羅世百口泉組早期油氣充注期，上述三種巖相儲層均可作為有效儲層。至早白堊世百口泉組主要油氣充注期，富泥砂礫巖相儲層儲集性能明顯變差，形成研究區主要的致密封擋帶。

(3) 在生、儲、蓋、運等成藏條件優越、整體寬緩斜坡背景下，有效的側向及上傾方向圈閉封擋為制約瑪湖凹陷西斜坡區百口泉組油氣成藏的關鍵。扇三角洲平原亞相(牽引流)沉積在巖性油藏的上傾部位形成致密封擋帶，砂質碎屑流(重力流)沉積在底部及側向形成致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區大型巖性油藏。

致謝本文在鹽水包裹體測溫—埋藏史/熱史演化分析中，得到中石油勘探開發研究院西北分院潘建國總師研究團隊、新疆油田研究院王小軍總師研究團隊的熱心支持和幫助；杭州地質研究院壽建峰總師在研究及成文過程中給予了悉心指導，在此深表感謝。

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Reservoir Property Diversity of Different Lithofacies in Sandy Conglomerate during Oil-gas Injection Period and Reservoir-formation Significance:A Case from Baikouquan Formation in west slope of Mahu depression, Junggar Basin

MENG XiangChao1CHEN NengGui1SU Jing2XU Yang1WANG XiaoJun2ZOU ZhiWen1LI YaZhe1GUO HuaJun1

(1. Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, CNPC ,Zhejiang, Hangzhou 310023, China;2. Xinjiang Oilfield Company Exploration and Development Research Institute, CNPC, Karamay, Xinjiang 834000, China)

Abstract:The reservoir-forming situations of source rocks,reservoir rocks, cap rocks and migration condition in Baikouquan Formation lithologic reservoir,west slope of Mahu Depression,are favorable.The valuable trap sealing condition in lateral and upward direction is the key to reservoir-forming. On the basis of making clear the fact that the mud content is the key factor to the reservoir performance of the sand conglomerate reservoir in this area,this paper divided the sand conglomerate reservoir into three lithofacies: poor-mud conglomerate (mud content<5%), mud-bearing conglomerate (mud content 5%～8%) and mud-rich conglomerate (mud content>8%).During the period of early oil-gas injection in early Jurassic,the three lithofacies above mentioned are all the valuable reservoirs. During the period of main oil-gas injection in early Cretaceous, the reservoir performance of the mud-rich conglomerate is obviously worse, and then the mud-rich conglomerate evolved into the sealing block finally,whereas the poor-mud conglomerate and the mud- bearing conglomerate are still acted as valuable reservoir,with the reservoir performance of the former is better than the latter. Fan delta front sub-facies (traction flow) deposition are mainly corresponding to the poor-mud conglomerate,and acted as valuable reservoir during the period of oil-gas injection,and then acted as the main reservoir in T1blithologic reservoir,west slope of Mahu Depression . The fan delta plain (traction flow) deposition and sandy debris flow (gravity flow) deposition are mainly corresponding to mud-rich conglomerate, mainly acted as the sealing blocks in the bottom and the lateral direction of the large lithologic reservoir with the poor reservoir performance. The two sealing blocks mentioned above, configured with the valuable reservoirs in fan delta front sub-facies (traction flow), jointly constitute the large lithologic reservoir in T1b, west slope of Mahu Depression.

Key words:west slope of Mahu Depression; Baikouquan Formation; lithofacies; reservoir performance; sealing blocks

文章編號：1000-0550(2016)03-0606-09

doi:10.14027/j.cnki.cjxb.2016.03.018

收稿日期：2015-05-04； 收修改稿日期： 2015-06-26

基金項目:<新疆大慶>科技攻關項目(HX132-41429) [Foundation: Science and Technology Key Project, No. HX132-41429]

第一作者簡介孟祥超男1974年出生碩士高級工程師沉積儲層E-mail:mengxc_hz@petrochina.com.cn

中圖分類號P618.13

文獻標識碼A