柴达木盆地南八仙油气田下油砂山组砂体展布特征

颜冠山，李建明，涂加沙，，汪立群，李 清

(1.长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；2.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院)

1 研究区概况

南八仙油气田位于柴达木盆地北缘马海-南八仙背斜带西部(图1)，于1999年开始原油试采，2001年10月开始天然气试采[1]，目前，已具备3×104t原油年生产能力和1.4×108m3天然气年产气能力。

图1 南八仙油气田构造位置图

研究区自侏罗系以来共发育七套沉积层，由下至上分别为小煤沟组(J1)、路乐河组(E1+2)、下干柴沟组下段(E31)、下干柴沟组上段(E32)、上干柴沟组(N1)、下油砂山组(N21)、上油砂山组(N22)[2]，其中下油砂山组为主力油层组。南八仙地区北东部发育有一北东东向的中生代古隆起[3]，为其原始沉积提供了良好的物源基础。研究区物源较近，主要发育辫状河三角洲沉积及滨浅湖沉积。因此，开展其砂体展布特征的研究将对油气藏的评价和进一步开发具有重要意义。

2 沉积相特征

以研究区12口取心井岩心和全井段沉积相分析为立足点，结合100余口钻井、录井和测井等资料的研究，综合岩性、沉积序列、沉积构造、电性组合特征和粒度特征等多种分析方法，建立研究区连井沉积相剖面。在此基础上，以地震属性平面图、砂岩厚度等值线图、测井相平面图等为依据，结合区域沉积背景、沉积相共生组合关系等的研究表明，南八仙油气田下油沙山组(N21)主要发育辫状河三角洲相及滨浅湖相(图2)，包括三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲三个亚相。三角洲平原亚相细分为分流河道、天然堤-决口扇、分流间湾三个微相(三角洲平原亚相在研究区内欠发育)；三角洲前缘亚相细分为水下分流河道、水下分流河道间、河口沙坝、远沙坝-席状沙4个微相；前三角洲亚相仅划分出前三角洲泥一个微相类型。滨浅湖相细分为滩、坝和泥坪3个微相。研究区河口沙坝大多被水下分流河道改造，仅在部分层位分布。前三角洲泥和泥坪不易区分，且都是泥岩隔夹层，因此前三角洲泥和泥坪合称前三角洲泥-泥坪微相。不同砂体类型形成于不同的沉积微相[4]，研究区总体沉积特征为北东部、北部以及南东部的三角洲前缘沉积，砂体较厚，具有55个含砂体小层，纵向上和平面上砂体连续性较好；中部及西部以前三角洲-滨浅湖泥沉积为主，砂体不厚，以点状砂为主。

图2 南八仙油气田下油砂山组沉积相展布

3 单砂体类型及特征

根据本区的沉积微相类型可以对应的区分出以下5种类型的砂体。

3.1 分流河道-水下分流河道砂体

分流河道-水下分流河道砂体构成了三角洲相沉积的骨架，主要为细砂岩及薄层含砾砂岩、砾岩与泥岩互层，粒度较粗，砂岩厚度一般大于2 m，砂地比大于50%(包括河道侧翼)。砂岩分选性较好，杂基含量相对较少；自然伽马曲线异常幅度中-高，自然电位曲线呈箱形或钟形，幅度中-高。钟形代表了一种正粒序，代表河道边部沉积，箱形则为水道能量均匀的沉积特征，代表河道中心沉积，多期水道叠置则会使曲线呈钟形或箱形的相互叠加[5]。在剖面上单个砂体常呈下凸上平的厚而窄的透镜体。

3.2 河口沙坝砂体

河口沙坝砂体位于水下分流河道的河口处，由于受多期河道的改造，本区河口沙坝少见。在平面上分布于水下分流河道内，近河口附近砂体增厚处，粒度中等，砂岩厚度为2～3 m，砂地比在30%～50%。该砂体是水下分流河道砂经湖水冲刷和湖浪簸选改造后的沉积产物，故河口沙坝沉积物通常由分选好、质纯净的细砂和粉砂组成。河口沙坝砂体常具向上变粗层序。其自然电位曲线形态多呈漏斗形或漏斗形-箱形的复合型，自然伽马曲线异常幅度中等和中-高，齿中线可向内收敛，为加积式-前积式幅度组合[6]。

3.3 远沙坝-席状沙砂体

远沙坝-席状沙砂体较河口沙坝细，主要为灰色泥质粉砂岩和粉、细砂岩与泥岩、粉砂质泥岩薄互层组成的多期反韵律沉积的砂岩夹层，粒度较细，单层厚度薄，一般不超过2 m，砂地比在10%～30%。自然伽马、自然电位曲线表现为指形-漏斗状或为多个漏斗形曲线叠加，幅度低-中等。常常表现为幅度自下而上变大，形成前积式幅度组合，代表了多期叠加反粒序的沉积特征。曲线形态与河口沙坝相类似，但整体幅度值比河口沙坝略低[5，7]。在剖面上单个砂体常呈下凸上平的薄而宽的透镜体。

3.4 滨浅湖坝砂体

在开阔湖岸的滨浅湖区，陆源碎屑物供应充分，击岸浪的冲刷、簸选和淘洗形成，该类型砂体成熟度高，分选、磨圆度好[8]。在该区的滨浅湖坝砂体由分选中-好的粉砂岩或泥质粉砂岩组成，多显示为细-粗-细的完整层序特征。粒度较粗，坝砂单层厚度一般超过3 m，砂地比大于40%。自然电位曲线呈中-低幅齿状的漏斗形、指形，有时出现箱形，总体反映了反粒序的结构[9]，也反映了物源供应的不断增加。自然伽马为中幅齿化漏斗形或指形特征。在剖面上单个砂体常呈上凸下平的厚而窄的透镜体，相当于河道砂体形态的上下倒置。

3.5 滨浅湖滩砂体

滨浅湖滩砂体粒度中等，砂层厚度0.25～3.0 m，砂地比大于15%；电测曲线表现为中-低幅指形或低幅齿化指形。在剖面上单个砂体常呈上凸下平的透镜体，相对坝砂其厚度变薄。平面上滩与坝砂体长宽差异不明显。

4 单砂体搭接类型及砂体剖面特征

4.1 单砂体搭接类型

通过井间模拟技术及测井曲线特征，建立了覆盖全区的6条砂体连井剖面图，对南八仙油气田下油砂山组单砂体的解剖，总结出该区单砂体搭接类型主要有4种基本模式：孤立分散、水平搭接、错位叠置、垂向叠置。

(1)孤立分散模式：是一种较为特殊的叠加模式，在南八仙油气田包括河道孤立式砂体和滨浅湖孤立式砂体，也是本研究区最为发育的一种砂体类型。

河道孤立式砂体是由于两个单期河道中间(上下或左右)有泥岩相隔，或两个单期河道砂体叠加在一个较大河道砂体之上，在不考虑下伏较大河道时，2个单砂体构成孤立式[10](图3)。

滨浅湖孤立式砂体由以点状或土豆状孤立式分布于滨浅湖相的滩坝砂体组成，这些砂体往往呈上凸下平的透镜状，与河道孤立式的砂体下凸上平的透镜状形态相反(图3)。

(2)水平搭接模式：河道砂体向连接方向厚度逐渐变薄，物性差异一般较大，多表现出河道侧翼的沉积特征；连接处两口井砂体测井曲线特征有明显差异；该类型砂体主要在河道对下伏或邻近的薄层远沙坝-席状沙砂体的侵蚀和下切作用下形成。此类型砂体搭接模式也可出现在河道砂体与其它类型砂体的搭接关系中及滨浅湖沉积的滩坝砂体对下伏砂体的侧向叠置中(图3)。

(3)错位叠置模式：两河道砂体向中间方向厚度变化不明显，但中间部分砂体测井曲线呈明显的回返，显示出两期河道砂体的叠加，从曲线上可看出第二期河道对第一期河道的切割。此类型砂体也可出现在滨浅湖沉积的滩坝砂体中(图3)。

(4)垂向叠置模式：两河道砂体垂向上有明显的叠加关系，测井曲线一般表现出两种形式[10]：一种是河道砂体两侧有楔状泥质夹层等非渗透夹层存在，而且夹层较厚(一般大于0.25 m)，此时两口井测井响应明显；另一种无明显非渗透性夹层，后期砂体对前期砂体高度叠置且切割严重，上下两砂体大多连通，自然电位几乎呈巨厚的箱型且越过小层界线。此类型砂体也可出现在滨浅湖沉积的滩坝砂体中(图3)。

图3 南八仙油气田砂体叠加模式

4.2 砂体剖面特征

在单井相分析的基础上，应用测井相分析对非取心井的沉积微相类型进行了划分，结合产能差异等，建立了覆盖全区的6条砂体连井剖面图。由此反映出下油砂山组三角洲、滨浅湖沉积进积作用相互交替的特点。

下油砂山组Ⅱ-6至Ⅱ-3沉积期，湖盆水体范围较小，广泛发育辫状河三角洲前缘亚相，沉积砂体主要为水下分流河道砂体和远沙坝-席状沙砂体，砂体厚度较大，在砂体剖面上砂体分布密度大，形成较好的砂岩储集体。Ⅱ-3至Ⅱ-2沉积期随着湖盆扩张水深逐渐变深，滨浅湖沉积区域迅速扩大，砂体也随之变薄，分布密度变小。而后，湖水面萎缩，辫状河三角洲前缘亚相开始出现并逐渐向研究区中部迁移，水下分流河道砂体广泛发育，砂质纯，砂体厚，连通性好，形成具有良好孔渗空间和多类型砂体连通的储层。

5 砂体平面分布特征

根据单砂体的剖面特征及横向对比，描绘出了南八仙油气田下油砂山组55个小层的单砂体平面形态图。整个研究区河道砂体均较发育，仙中21井附近、仙中20井附近砂体较厚，砂体最大厚度可达140 m左右。以Ⅱ-3-5小层为例(图4)，辫状河三角洲平原单河道宽度200～1000 m，平均约500 m；辫状河三角洲前缘单河道的宽度大约200～1000 m，平均约400 m；远砂坝-席状沙砂体变化范围较大，可以从300 m变化到覆盖整个区域；滨浅湖相滩坝砂体以土豆状为主，大小约300～800 m，平均约400 m。总体上，各个小层的单砂体的连通性顺物源方向比垂直物源方向的要好。研究区中部前三角洲泥-滨浅湖泥坪沉积发育，砂体连通性较差；三角洲前缘砂体连通性好于三角洲平原。砂体连通性表现为从沉积中心向外先变好再变差的特征。

6 结论

(1)南八仙油气田下油砂山组主要发育三角洲相-滨浅湖相沉积体系，包括分流河道-水下分流河道砂体、河口沙坝砂体、远沙坝-席状沙砂体、滨浅湖坝砂体、滨浅湖滩砂体等5种类型砂体。

(2)通过井间模拟技术及测井数据对南八仙油气田下油砂山组单砂体解剖研究表明，主要有孤立分散、水平搭接、错位叠置、垂向叠置4种单砂体搭接类型。四种搭接类型砂体在研究区不同沉积期交替出现。

(3)根据单砂体的剖面特征及横向对比，描绘出了南八仙油气田下油砂山组55个小层的单砂体平面形态图，总体上，各个小层的单砂体的连通性顺物源方向好于垂直物源方向。研究区中部前三角洲泥-滨浅湖泥坪沉积发育，砂体连通性差；三角洲前缘砂体连通性好于三角洲平原砂体，表现为从沉积中心向外先变好再变差。

图4 南八仙油气田Ⅱ-3-5小层沉积微相平面分布

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