缅甸某区块始新统沉积相对储层的控制作用分析

王 进，王海鹏，曾庆立

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 潜江433124）

缅甸某区块始新统沉积相对储层的控制作用分析

王 进，王海鹏，曾庆立

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 潜江433124）

研究区位于缅甸伊洛瓦底盆地中部，是油气勘探的有利地区。通过对研究区始新统不同沉积相带储层特征研究，认为水下分流河道为最有利的储层发育微相；分流河道、辫状河道、河口坝次之；天然堤、决口扇砂体的储层性质相对较差，反映了沉积相对储层的发育特征有一定的控制作用。

缅甸；沉积相；储层控制因素

前 言

研究区位于缅甸中部，伊洛瓦底盆地之内。伊洛瓦底盆地是缅甸最重要的含油气盆地，位于若开山脉和东部高原之间，盆地南北长约1100km，东西宽约150km～200km，面积约为25．2×104km2（其中包括沿海大陆架面积9．5×104km2）。盆地自西向东可分为西部深坳带、中部隆起带和东部浅坳带。

先后有多家石油公司在该地区开展过石油勘探。截至目前，区内共有钻井11口，A－1井在始新统塔本组获得了油气发现，展示了该地区良好的勘探前景。本文拟通过对该区始新统沉积相的研究，分析不同沉积环境下的储层特征，明确优质储层发育的沉积相带类型，以便指导下步油气勘探。

1 地层特征

研究区始新统沉积完整，自下而上依次沉积了朗欣组、提林组、塔本组、蓬当组和尧河组，各组沉积特征简要（见表1）。

表1 研究区地层特征简表

朗欣组：以灰、深灰色泥岩为主，中上部夹薄层细砂岩、粉砂岩，底部夹灰岩。泥岩颜色自上而下逐渐加深，内含生物化石有孔虫、红藻等。以深灰色泥岩与下伏庞吉组砂岩地层整合接触。

提林组：灰色、灰绿色中厚层砂岩、粉砂岩与泥岩互层，夹煤线，泥岩自上而下颜色加深。在区块南部砂岩交错层理发育，并见波痕。以灰绿色砂岩与下伏朗欣组泥岩整合接触。

塔本组：总体为灰色、灰绿色泥岩夹灰色－浅灰色粉砂岩、细砂岩。可分为上下两段：上段含煤层，煤层单层厚度1 m～2m；下段泥岩颜色变浅，砂岩粒度变细。塔本组底部以灰色泥岩与下伏提林组中层细砂岩整合接触。

蓬当组：以厚层砂岩夹泥岩为特征，岩性总体为灰色－浅灰色细砂岩、中砂岩夹灰色、灰绿色泥岩。砂岩粒度范围广，以中－粗粒为主，单层厚度较大。底部以块状含砾粗砂岩与下伏塔本组泥岩微角度不整合接触。

尧河组：主要是地面观察情况，钻井无钻遇。地面岩性以蓝灰－深灰色、绿灰色泥岩、粉砂质泥岩为主，夹数层煤层，中下部夹少量薄层粉－细砂岩透镜体。底部以黄褐色、褐红色薄层粉砂质泥岩与泥质粉砂岩互层与下伏蓬当组砂岩整合接触。

2 沉积相类型及特征

通过对该地区已钻井取心观察，同时结合测井、录井等资料，综合分析后认为始新统主要存在辫状河三角洲、三角洲和浅海相三种类型的沉积相，可进一步识别出辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘等6种沉积亚相和辫状河道、冲积平原等10种沉积微相（见表2）。

表2 研究区始新统沉积相划分表

2．1 辫状河三角洲相

辫状河三角洲相分布在蓬当组，本区辫状河三角洲相中没有识别出前辫状河三角洲三种亚相。

（1）辫状河三角洲平原亚相：发育辫状河道和冲积平原两种微相。

辫状河道主要由浅灰色、绿灰色的含砾砂岩、细－粗砂岩夹薄层杂色泥岩组成，具有块状层理、大型的槽状交错层理、平行层理等。底部常见砾石，并具有冲刷和充填构造。一般由多期辫状河道叠加形成巨厚的砂体，具有向上变细的正粒序，自然伽马为齿化箱形，电阻率为块状中高值。

冲积平原主要为棕红色、灰褐色、灰色等杂色泥岩夹砂岩、粉砂岩组成，自然伽马为块状夹齿状，电阻率为齿状。

（2）辫状河三角洲前缘亚相：可进一步识别出水下分流河道、河口坝和水下分流间湾三种微相。其中水下分流河道砂体厚度大，粒度粗，以灰色－浅灰色细－中砂岩为主夹灰色泥岩，自然伽马为齿化箱状。水下分流间湾为灰色泥岩夹粉砂岩，河口坝由细－粉砂岩组成反粒序，自然伽马为漏斗形。

2．2 三角洲相

三角洲相主要分布在塔本组、提林组和朗欣组上部，可划分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三个亚相。

（1）三角洲平原亚相：主要由中厚层砂岩与泥岩组成，夹煤层。进一步可划分为分流河道、天然堤、决口扇、沼泽和分流间湾五种微相。

分流河道主要由灰－浅灰色细砂岩，少量中砂岩组成。发育中小型交错层理，平行层理等，自然伽马常为光滑的箱状，少量齿化的箱状和钟形，反映砂体较纯静，分选好。

天然堤和决口扇多位于河道上部，但前者多以粉砂岩与泥岩互层，自然伽马为齿状，而后者为上粗下细的反粒序，顶部多为细砂岩。对于煤系地层主要发育分流河道与沼泽微相，如西部塔本组上段，砂泥岩颜色均较深；而非煤系地层主要发育分流间湾和分流河道微相，如东部塔本组上段，分流间湾泥岩颜色多为杂色。

（2）三角洲前缘亚相：主要为灰色泥岩与灰色砂岩互层，发育有水下分流河道、河口坝、水下分流间湾微相，少量可见水下天然堤和远砂坝微相，河道砂体小型交错层理、水平层理发育，受海浪作用影响常发育浪成波痕。

（3）前三角洲亚相：以灰－深灰色泥岩为主夹有指状浅灰－灰色粉细砂岩，常见水平层理、波状层理等。

2．3 浅海相

浅海相主要分布在朗欣组中、下部，其岩性是以深灰色泥岩为主，夹灰岩、砂岩透镜体，常见有孔虫化石及生物遗迹化石，砂岩见水平纹层，波状层理。

3 沉积相对储层的控制分析

3．1 对储层砂体厚度的控制

如上所述，研究区始新统发育有辫状河道、冲积平原等10种沉积微相，但储层段主要发育辫状河道、冲积平原、分流河道、天然堤、决口扇、水下分流河道、河口坝7种沉积微相。

以不同沉积微相的砂体累计厚度来看，最主要的沉积微相是分流河道、辫状河道、水下分流河道，每种沉积微相砂体的累计厚度都在450m以上；冲积平原、天然堤、决口扇、河口坝砂体厚度较小，累积厚度均小于100m（见表3）。其中，水下分流河道砂体厚度大，平均单层厚度达17m；分流河道砂体厚度较大，平均单层厚度13．9m；辫状河道砂体平均为8．1m；河口坝砂体平均单层厚度也较大，为11．5m。冲积平原、天然堤、决口扇砂体单层平均厚度较小，均小于5m，其中最小的是天然堤砂体，只有3．6m，这种分布规律也是由三角洲沉积特点决定的。

表3 不同沉积微相储层砂体发育特征表

3．2 对储层岩石学特征的影响

沉积相对碎屑岩矿物成分、结构、分选、磨圆和杂基含量都有明显控制作用，而这些因素对储层物性都有不同程度的影响。

不同沉积微相储层的岩石学特征差异明显（见表4），具体表现为：储层砂体成分成熟度方面，水下分流河道砂体石英含量高，岩屑含量低，因此成分成熟度最好。辫状河道由于靠近物源，粒粗、岩屑含量较高，成分成熟度低；分选性方面，水下分流河道、河口坝、分选性好，其他砂体分选中等或中等－好，分析可能是由于处于水下的砂体长期经受河流和波浪的冲刷冲洗所致。

表4 不同沉积微相储层岩石学特征表

3．3 对储层物性的影响

研究表明，该地区不同沉积微相的物性略有差异，其中孔隙度值变化不大，渗透率值变化相对较大（见表5）。从表5可以看出，孔隙度方面：不同沉积微相的平均孔隙度值变化不大，分布范围主要集中在10%～17%，水下分流河道平均孔隙度值最高，为16．3%，最小的是决口扇砂体，平均孔隙度值为11．9%。渗透率方面：变化较大，不同沉积微相的平均渗透率值从0．54×10－3μm2到6．08×10－3μm2，其中最高的是水下分流河道砂体，最小的是决口扇砂体。

表5 不同沉积微相储层物性特征表

综合分析认为，研究区水下分流河道砂体物性最好；辫状河道、分流河道、冲积平原砂体渗透率都在2×10－3μm2以上，储层物性较好；而天然堤、河口坝、决口扇砂体由于渗透率均低于1×10－3μm2，储层物性相对较差。

分析造成这种现象的原因可能与砂岩的粒径有关。有统计认为，砂岩的粒径大小与物性有相关关系，一般砂岩粒度越小，往往杂基含量越高，孔隙度和渗透率具有随粒径减小和杂基含量增高而迅速降低的特点（魏钦廉等，2007；胡忠贵等，2004）。这可能是由于粗粒级砂岩表面积较小，颗粒之间的支撑力较大，抗压性较强，因而保留了较多的原生孔隙。因此，粒径相对粗的砂岩往往是相对优质储层。分析认为，辫状河道和分流河道、冲积平原砂体粒度较粗，岩石含中砂岩、粗砂岩，其物性优于相对粒径细的天然堤、河口坝和决口扇砂体。

另外在含油气性方面，不同沉积微相也存在着差异。河道砂体在沉积过程中由于储层物性较好，特别是渗透性和连通性均优于其它砂体，因此油气容易向该砂体内充注，且易将砂体内的水排出，A－1井出油层段属于水下分流河道砂体，也从侧面印证了这一点；而天然堤、河口坝、决口扇砂体由于渗透率低，储层连通性较差，砂体中的水不易排出，油气也不易进入，含油气性相对较差。

4 主要认识

（1）研究区位于伊洛瓦底盆地西部深坳带中，构造地质背景优越，目的层始新统发育完整，生储盖组合配置良好，油气勘探潜力较大。

（2）通过钻井、测井及取芯资料分析，结合区域沉积背景，研究区始新统主要发育辫状河三角洲、三角洲和浅海相三种类型的沉积相。其中辫状河三角洲相主要分布在蓬当组，三角洲相主要分布在塔本组、提林组和朗欣组上部，而浅海相主要分布在朗欣组中、下部，总体上从下往上反映了一个逐渐水退的过程。

（3）沉积环境是影响储层发育的重要因素，不同沉积环境形成的砂岩厚度、岩石学特征不同，储层的物性也不同。对研究区而言，水下分流河道砂体平均单层厚度大，成分成熟度高，物性和含油性也相对较好；分流河道、辫状河道、河口坝次之，而天然堤、决口扇和冲积平原砂体平均单层厚度较小，而且由于渗透率低、储层连通性差，往往含油气性也较差。

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On How the Eocene Series Sedimentary Facies in the Studied Area in Burma Affect Reservoirs＇Quality

WANG Jin，WANG Hai－peng，ZENG Qing－li

（Exploration ＆ Development Research Institute of Jianghan Oilfield Company，SINOPEC，Qianjiang Hubei 433124，China）

The targeted area under research situated in the middle of Irrawaddy Basin，Burma，is a favorable place for oil gas exploration．By studying the characteristics of reservoirs in different sedimentary facies of Eocene series in the researched area，this paper points out that the underwater distributary channels are the best reservoir development microfacies followed by distributary channels，braided channel and river mouth bars while natural levees and splay sand bodies have low reservoir quality which unveils the fact that sedimentary facies do influence the development of reservoirs to some extent．

Burma；Sedimentary Facies；Factors that Affect Reservoirs＇Quality

TE1

A

1009—301X（2012）01—0016—04

2011－08－27

王进（1986－），男，助理工程师，2010年毕业于中国石油大学（北京）矿产普查与勘探专业，现在江汉油田勘探开发研究院从事地质研究工作。

［责任编辑 郭华玉］