准噶尔盆地北三台凸起芦草沟组低渗储层评价

张大权，邹妞妞，姜 杨，马崇尧，杜社宽

(1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中国科学院大学，北京 100049；3.中油西部钻探工程有限公司，新疆 克拉玛依 834000；4.中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)



准噶尔盆地北三台凸起芦草沟组低渗储层评价

张大权1，2，邹妞妞1，2，姜 杨3，马崇尧4，杜社宽1

(1.甘肃省油气资源研究重点实验室/中国科学院油气资源研究重点实验室，甘肃 兰州 730000；2.中国科学院大学，北京 100049；3.中油西部钻探工程有限公司，新疆 克拉玛依 834000；4.中油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

碎屑岩低渗透储层评价机制包括沉积类型和低渗储层岩石特征评价。在地震资料分析的基础上，应用物源、沉积相和岩石储层特征等对准噶尔盆地北三台凸起二叠系芦草沟组低渗透储层开展了研究。研究表明：芦草沟组发育辫状河三角洲和滨浅湖2种亚相，其物源来自北部北三台凸起、南部博格达山；芦草沟组分为2段，其中芦草沟组一段分布范围有限，属填平补齐，芦草沟组二段分布范围较大，沉积厚度约占据整个芦草沟组的2/3。在沉积相研究的基础上，通过储层岩石学特征、物性特征、空间类型等研究，认为储层孔隙结构复杂，属于中—低孔、低渗储层。根据沉积相类型和低渗透储层岩石特征对芦草沟组作出了综合评价，有利储层的分布与沉积相展布密切相关，优质储层主要发育在辫状河三角洲前缘。

低渗透储层；储层评价；沉积特征；储层特征；准噶尔盆地；芦草沟组

引 言

低渗透油气资源在中国油气资源中占有十分重要的地位，是中国未来油气勘探的主要对象[1]。低渗透储层评价包括沉积特征和储层特征2个方面[2]，加强低渗透储层致密沉积特征和储层特征的综合研究，对于预测低渗透储层勘探潜力和优选有效的开发增产措施具有重要的指导意义。准噶尔盆地北三台凸起二叠系芦草沟组低渗透储层主要分布于吉木萨尔凹陷及北三台凸起南坡的东南部，是晚古生代至中、新生代多旋回叠合盆地，其中二叠系地层是主要烃源层和储集层，也是重要的勘探目的层系之一[3]。该区南翼二叠系芦草沟组是致密油勘探的主要目的层系，该期博格达山前构造活动表现剧烈，阜康断裂强烈逆冲，造成早期的博格达山前坳陷褶皱回返，以增生楔的形式成为博格达山的一部分，同时前缘隆起向北迁移，由三台—古牧地地区迁移至北三台地区[4]。研究区二叠统自下而上依次发育塔什库拉组(P1t)、乌拉泊组(P2wl)、井井子组(P2jj)、芦草沟组(P2l)、红雁池组(P2h)、泉子街组(P3q)和梧桐沟组(P3wt)。前人对吉木萨尔凹陷二叠统芦草沟组的沉积体系研究较多[5-6]，而对整个北三台二叠统芦草沟组的沉积研究较少。笔者在充分吸收、借鉴前人研究成果的基础上[1-6]，收集了研究区内44口典型井的地质、测井和地震资料，通过岩性、沉积构造、古地貌、物源等方面的研究确定了该区沉积相的主要类型及平面展布特征，并结合储层岩石特征、物性特征等对芦草沟组储层作出了综合预测和评价。为准噶尔盆地北三台地区二叠系芦草沟组低渗透储层的勘探开发提供理论指导，同时也为碎屑岩低渗透储层评价机制的研究提供一定的研究思路。

1 沉积特征

1.1 单井相分析

单井相研究是沉积相综合研究的基础[7]，在单井岩心观察和精细描述的基础上，利用测井和录井资料，并结合地震资料，对研究区的沉积相进行了综合分析。以北88井单井相分析(图1)为例：目的层段芦草沟组(P2l)，厚度为240 m，主要发育辫状河三角洲前缘亚相、辫状河三角洲平原亚相、滨浅湖亚相和滨湖亚相，发育水下分流河道、水下分流间湾、远砂坝和滨浅湖滩坝等微相。

图1 北88井二叠系芦草沟组沉积相综合柱状图

芦草沟组一段(P2l1)下部为绿灰色凝灰质中砂岩夹深灰色、灰黑色凝灰质泥岩，上部为绿灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、中砂岩夹灰绿色泥岩及粉砂质泥岩，主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道、分流间湾和滨浅湖滩坝及泥岩沉积。芦草沟组一段3 171.26～3 171.65 m处取心(图2a)，下部为灰色砂砾岩，上部为绿灰色含砾砂岩，见河道冲刷构造，具有正粒序层理，为辫状河三角洲前缘的水下分流河道沉积。

芦草沟组二段(P2l2)沉积厚度约为168 m，该段下部为绿灰色凝灰质中砂岩夹深灰色、灰黑色凝灰质泥岩，上部为绿灰色粉砂岩、泥质粉砂岩、中砂岩夹灰绿色泥岩及粉砂质泥岩，主要为辫状河三角洲前缘水下分流河道、分流间湾和滨浅湖滩坝及泥岩沉积。芦草沟组二段3 037.75～3 037.90 m处取心，灰色粉砂岩和深灰色泥岩互层，具有水平—微波状层理，为辫状河三角洲前缘的分流间湾沉积。

1.2 连井剖面沉积相特征

连井剖面相的建立是确定沉积相分布的重要因素，弄清其在层序地层中变化特征的基本途径，尤其是平行或者垂直于构造及物源流水方向的沉积剖面，对于确定沉积体系展布与演化起着重要作用[8]。以北三台南斜坡近东西向的北46井—北406井—北88井—西地1井连井剖面为例(图2)，该剖面横穿北三台凸起和南部博格达山前冲断带2个主要的物源区，反映了2个自物源区向湖心区延伸的沉积展布特征，越靠近物源区，砂砾岩含量越高(北46井和西地1井)；越远离物源区，相变越快，砂体规模大大减小，单砂层厚度薄且以夹层出现(北406井)。芦草沟组一段主要发育辫状河三角洲前缘亚相和滨浅湖亚相，该段处于北46、北406和西地1井3个高地夹持下，只在3个高地之间的低洼区有沉积。

芦草沟组二段主要发育辫状河三角洲前缘亚相、辫状河三角洲平原亚相和滨浅湖亚相沉积，以砂砾岩、砂岩和泥岩为主，有少量的滨湖滩砂沉积，表现为正旋回沉积序列，泥岩主要以滨浅湖沉积为主。北46井属于北部北三台凸起物源体系，底部岩性为灰绿色砂砾岩、泥质含砾砂岩和细砂岩，往上呈正旋回序列沉积，过渡到灰绿色泥岩，底部属于辫状河三角洲平原沉积，往上很快过渡到辫状河三角洲前缘和滨浅湖沉积。北406井处于南、北2个辫状河三角洲体系交汇部位，岩性为深灰色厚层泥岩夹泥质砂岩，为滨浅湖泥岩和滩坝沉积。

北88井为绿灰色深灰色泥质粉砂岩夹深灰色绿灰色粉砂质泥岩、泥岩，主要为辫状河三角洲前缘和滨湖滩砂沉积；西地1井岩性为灰褐色、灰绿色砂砾岩和灰褐色泥岩、灰色凝灰质砂岩互层，表现为辫状河三角洲平原水道和河道间沉积。

图2 过北46井—北406井—北88井—西地1井二叠系芦草沟组沉积相对比

1.3 沉积相平面展布

基于单井相和连井相的分析，结合地震资料和区域地质背景的综合研究发现，该区二叠系芦草沟组平面沉积相的演化具有较强的规律性。北三台凸起南缘芦草沟组一段(P2l1)厚度高值区集中在2个地区(图3a)，分别是北88井—马庄1井—西地1井、北22井—西地2井—北7井区，北88、北22井和北7井厚度为30～40 m，推测北46井区以南有砂岩分布，厚度预计为20～40 m。主要沉积亚相类型为辫状河三角洲前缘、滨浅湖，靠近物源的局部地区发育辫状河三角洲平原。辫状河三角洲在湖泊南北两岸均有发育，北部位于北46井以南，规模较大，呈一个单独的朵体；南部的朵体有2处，一处在北88井以东附近，一处在北22井—北7井地区，规模也不大，都呈单独的小朵体，沿着北三台凸起呈环带分布。

图3 北三台凸起南缘二叠系芦草沟组沉积相

芦草沟组二段厚度大，芦草沟组砂岩厚度高值区集中在3个地区(图3b)，分别是西地1、北22井—北7井和北46井区，北46、西地1井砂岩厚度为20～30 m，北7井最厚，厚达80 m。北406、北5、北6井和北321井砂岩厚度为10～30 m。主要沉积亚相类型为辫状河三角洲前缘、辫状河三角洲平原、滨浅湖。受控于南、北2个物源，发育3个辫状河三角洲，分别为北46井区、西地1井—北88井区和北22井—西地2井—北7井区，都呈单独的朵体，其中在北46井和西地1井发育辫状河三角洲陆上平原。滨浅湖的范围较大，在三角洲体系的前端和侧翼分布，同时在北2井发育滨岸平原沉积，北406、北32、北321井区发育滨浅湖滩坝沉积。

由于芦草沟组二段厚度大，占据整个芦草沟组的大部分，因此，整个芦草沟组砂岩厚度、沉积特征与芦二段基本相似。

1.4 沉积相控制因素

沉积相的变化受不同的因素控制[9]，北三台凸起南缘二叠系芦草沟组沉积相变化主要控制因素有古地貌、物源等。

古地貌对沉积具有控制作用，表现在2个方面。一是古沟谷，古沟谷往往从古凸起山口就开始发育，延伸至凹陷内部，而这些古沟谷控制水系延伸方向和砂体输导通道；北三台凸起南翼北46井南发育大的古沟谷，芦草沟组时期就是河流的主要流经方向；此外在西地1、北22井有古沟谷，芦草沟组均发育河道；二是古凸起，盆地内部的古凸起，分隔水道，阻挡和限制着水系的延伸分布，使沉积物在其附近堆积，制约沉积体系的分布，北5、北32、北6井附近发育盆内古凸起，分隔了南、北物源控制下的三角洲体系。

物源是控制沉积相分布的重要因素，物源的来源方向控制砂体的展布方向，研究区主要有北部北三台凸起物源和南部博格达山物源。物源方向基本没有改变，因此，在北部和南部，河流总是大致以北西—南东向向凹陷内部输送砂体，河道砂体也是北西—南东向展布，砂体多沿着凸起超覆沉积，地层上超方向多指示物源方向。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

北三台凸起南缘二叠系芦草沟组以砂岩为主，除局部井点含砂砾岩外，砂岩以细粒岩屑砂岩、岩屑长石砂岩为主，较粗粒的岩石一般分布于邻近北三台凸起、博格达山物源区的部分井点，如北46、西地1等井。芦草沟组碎屑岩总体粒度较细，碎屑岩储层含量相对中等，分布相对较广，研究区的大部分地区均有不同程度的分布，岩性主要为细粒长石岩屑砂岩和细粒岩屑砂岩，部分岩石中含有不同量的凝灰质成分或泥屑、泥灰质内碎屑，岩石的成分成熟度和结构成熟度均较低，岩石中石英的含量相对较低，一般小于25%，长石的含量依岩石的不同变化较大(10%～30%)，岩屑的含量较高(40%～80%)，平均达64%，以凝灰岩、熔岩等火山岩岩屑为主，有的岩石中含一定量的千枚岩等塑性岩屑。

岩石中的胶结物含量相对变化很大，以基底胶结为主，胶结物的成分因岩石类型的不同变化很大。岩石的分选性一般为中等或好，颗粒呈点接触或点—线接触、次圆—次棱状，孔隙式胶结为主。总体上这套储层具有分布较广、厚度变化大、成分成熟度低、结构成熟度及成岩压实作用变化大的特征，显孔发育程度不一。

2.2 储层物性

由于沉积环境的差异，北三台凸起南缘地区碎屑岩的储层物性差异特别大，在靠近物源地区有较多粒度较粗的岩石，但目前钻井数据显示均为较细粒的岩石，主要为粉砂岩、细砂岩类，岩石的压实和胶结作用均较强。研究区二叠系芦草沟组储层物性在各层组之间、不同井段间的变化很大，部分组段有较好储层，北三台凸起南翼二叠系芦草沟组砂岩类储层相对发育，储层相对较好，统计北三台南坡二叠系芦草沟组44块样品物性，孔隙度分布范围为6.64%～19.31%，平均值为14.32%，中值为14.34%，总体来看，岩石的孔隙度中等，大部分样品的孔隙度超过12.00%，基本为中孔储层；渗透率分布范围为0.01×10-3～4.18×10-3μm2，平均值仅为0.22×10-3μm2，大部分样品的渗透率小于0.10×10-3μm2，另有不少的样品渗透率为0.10×10-3～1.00×10-3μm2，大于1.00×10-3μm2的样品数量不多，总体为超低渗、低渗储层。

2.3 储集空间类型

根据岩心观察和薄片鉴定结果，北三台凸起南缘二叠系芦草沟组储层孔隙通常不会单独存在，大多是不同孔隙以不同比例的组合，常见储层孔隙组合类型为：①次生—原生孔隙型，储层孔隙类型以残余原生粒间孔为主，储层孔隙中残余原生粒间孔一般占70%以上，发育少量次生孔隙(颗粒及胶结物溶孔)，该类型孔隙度一般大于15%，渗透率一般大于1.0×10-3μm2，储集性质相对最佳，属中低孔、低渗储层；②原生—次生孔隙型，储层中次生孔隙(以长石或岩屑颗粒溶孔为主)约占50%～80%，该类型储层大部分储层孔隙度小于15%，渗透率一般小于1.0×10-3μm2，储集性质变化大，部分岩石孔隙度虽然较高，但渗透率较小，属低孔、低渗或特低孔、特低渗储层；③微孔隙型，因强烈的压实和胶结作用，储层几乎全由微孔隙组成，孔隙度一般小于10%，渗透率小于0.1×10-3μm2，该类型储层储集性质极差，属特低孔、特低渗储层。

3 储层评价

北三台凸起南缘主要为低渗透储层，根据工区储层的实际情况，结合储层厚度、储层岩石特征、孔隙度、渗透率平面分布特征、沉积相类型和成岩作用等影响因素对芦草沟组做出了综合评价，将研究区二叠系芦草沟组碎屑岩储层分为3类(表1，图4)。其中Ⅰ类储层分布于辫状河三角洲前缘分流河道，由于南部博格达山和北部北三台凸起2个物源的控制作用，二叠系芦草沟组沉积时期，北三台凸起中心区为剥蚀区，是北部沉积体系重要的物源供应区。在博格达山前北46井南、马庄1井—西地1井、北22井—北7井3个区域芦草沟组砂体沉积厚度大呈单独的朵体，是砂体卸载的主要区域，也是研究区Ⅰ类储层主要发育区；Ⅱ类储层在辫状河三角洲体前缘的远砂坝和席状砂，但在研究区分布范围局限，发育较少；Ⅲ类储层发育在北46井和西地1井辫状河三角洲平原，北6井滨岸平原和北406、北32、北321井区滨浅湖滩坝。可见有利储层的分布趋势与沉积相展布特征基本一致，储层的分布除与有利沉积相带有关外，更受后期成岩改造和构造变动的控制。

表1 研究区碎屑岩的储层评价

图4 北三台凸起南缘二叠系芦草沟组储层预测

4 结 论

(1) 芦草沟组岩性以陆源碎屑岩为主，发育辫状三角洲亚相和滨浅湖亚相以及若干微相，其物源来自北部北三台凸起和南部博格达山。

(2) 芦草沟组一段分布范围有限，芦草沟组二段分布范围较大，整个芦草沟组砂岩厚度、沉积特征与芦草沟组二段相差不多，沉积相变化主要控制因素有古地貌和物源等。

(3) 储层岩石成分复杂，结构成熟度和成分成熟度较低，储层孔隙结构复杂，渗透率低，属于中—低孔、低渗储层。

(4) 按照物性、孔隙结构参数和孔隙类型分为3类储层。有利储层的分布与沉积相展布密切相关，优质储层主要发育在辫状河三角洲前缘。

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编辑 林树龙

20140821；改回日期：20141125

国家重大专项“准噶尔盆地深层火山岩储集体形成演化与分布预测”(2011ZX05008-003-40)；甘肃省重点实验室专项(1309RTSA041)

张大权(1988-)，男，2012年毕业于中国地质大学(北京)地球物理学专业，现为中国科学院兰州油气资源研究中心地球物理学在读硕士研究生，主要从事储层地球物理和石油地质研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.01.010

TE122.1

A

1006-6535(2015)01-0046-06