砂砾岩储层成因差异及其对储集物性的控制效应——以玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组为例

庞德新

（中国石油新疆油田分公司低效油田开发公司，新疆克拉玛依834000）

砂砾岩储层成因差异及其对储集物性的控制效应
——以玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组为例

庞德新

（中国石油新疆油田分公司低效油田开发公司，新疆克拉玛依834000）

根据岩心观察及测井和录井资料分析、铸体薄片微观分析和物性测试等，对玛湖凹陷玛2井区中二叠统下乌尔禾组砂砾岩储层成因类型进行了分析，认为研究层段储层岩性主要为砂砾岩、含砾砂岩、砂岩及泥质砂岩等。其中，将砂砾岩按成因的不同可进一步划分为牵引流砂砾岩及重力流砂砾岩两类，它们在成熟度、泥质杂基含量、孔隙类型等诸多方面均具有明显的差异，继而造成储集物性的巨大差异。该区砂砾岩的孔隙类型以次生孔隙为主，总体属于低孔、低渗储层；沉积环境（微相）对目的层砂砾岩储层的储集物性具有明显的控制效应；水下分流河道微相发育的牵引流砂砾岩储集物性最好，扇面河道微相次之，泥石流及碎屑流微相内形成的重力流砂砾岩储集物性最差，甚至可形成物性隔夹层。

下乌尔禾组；牵引流砂砾岩；重力流砂砾岩；玛2井区；玛湖凹陷

0　引言

近年来，砂砾岩作为重要的岩性地层油气储层，已引起国内地质工作者的广泛重视。目前，已在准噶尔盆地的西北缘［1-3］和东缘［4］、渤海湾盆地济阳坳陷［5-7］、海拉尔盆地［8］及松辽盆地北部［9］等广泛开展了砂砾岩储层特征方面的研究工作。其中，扇三角洲成因的砂砾岩沉积体因其发育广泛，在各类成因的砂砾岩储层中起到了十分重要的作用［4-5，10-12］。根据搬运介质的流体性质，将扇三角洲砂砾岩体划分为牵引流及重力流两大成因类型［10-12］。然而，许多研究者在对扇三角洲砂砾岩储层进行研究时，没有将砂砾岩区分为上述两大类型［4-5，8］，这将会限制对砂砾岩储层特征的客观认识。

前人对玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组进行过油源分析［13］和油气成藏分析［14］等少量研究，而针对下乌尔禾组砂砾岩储层储集物性方面的研究未见公开报道。因此，本次研究拟通过岩心观察以及测井和录井资料分析、薄片微观分析和物性测试等，对研究层段砂砾岩储层成因类型进行分析，并在区分牵引流砂砾岩及重力流砂砾岩的基础上，分析具有不同搬运介质流体性质的沉积环境（微相）对砂砾岩储层储集物性的控制效应，以期为研究区后续评价提供理论指导和对国内其他地区砂砾岩储层研究提供借鉴。

1　研究区概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，是盆地一级构造单元中央坳陷内的次级构造单元，其西北部与西部隆起的次级构造单元克-百断裂带和乌-夏断裂带相邻，东与陆梁隆起相接。玛2井区位于玛湖凹陷北部（图1）。

图1　玛湖凹陷玛2井区地理位置及构造区划Fig.1　The geographic location and tectonic division in Ma 2 well block of Mahu Depression

二叠系中统下乌尔禾组（P2w）不整合于下伏夏子街组（P2x）之上，与上覆下三叠统百口泉组（T1b）呈不整合接触。下乌尔禾组沉积时期，粗碎屑物质由研究区西北、东北两大物源方向入湖，从而形成了一套扇三角洲相砂砾岩沉积体系，其厚度为100 m以上（研究区的钻井都未钻穿下乌尔禾组地层）。目前，研究区存在砂砾岩储层非均质性强、储层物性控制因素不明确等难题，它是造成单井试油量存在巨大差异，以及在后续评价过程中对有利区认识不清等实际生产问题的主要原因。

2　砂砾岩储层特征

2.1岩石学特征

根据玛2井区下乌尔禾组的14口取心井和287.45 m岩心观察，以及2 548块样品的分析化验资料的研究，认为该区砂砾岩储层的岩性以砂砾岩为主，见少量含砾砂岩、泥质砂岩及砂岩。砂砾岩中砾石粒径为2～4 cm，成分以凝灰岩为主（占70%），颗粒间填隙物包括砂级、粉砂级杂基及泥质杂基。研究区砂岩的发育程度较差，厚度小，主要位于河道顶部及远砂坝微相中，岩石类型以岩屑砂岩为主，长石岩屑砂岩次之。砂砾岩储层中胶结物以方解石、石膏为主（局部以钠长石为主），见少量硅质胶结。

本次研究将砂砾岩进一步细分为重力流砂砾岩和牵引流砂砾岩，这两类砂砾岩看似没有什么区别，很容易归为一类进行处理，但实际上，其在成因、成熟度、泥质杂基含量、沉积结构及构造等方面均存在较大差异，而这些方面又是影响储集物性的重要因素。

重力流砂砾岩位于扇三角洲平原亚相的泥石流微相及扇三角洲前缘亚相的碎屑流微相（图2）中，由灾变事件形成［10-12］，其成分成熟度和结构成熟度均极低，砾石大小差异较大（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2），磨圆度较低，以次棱角状为主；砾石颗粒多呈漂浮状（图版Ⅰ-2），杂基（砂质及泥质杂基）含量高（图版Ⅰ-3～Ⅰ-4）；发育块状层理，具混杂构造（图版Ⅰ-1～Ⅰ-2）。

牵引流砂砾岩位于扇三角洲平原亚相的扇面河道微相及扇三角洲前缘亚相的水下分流河道微相（图2）中，由间灾变期正常牵引流形成［10-12］，与重力流砂砾岩相比其成分成熟度及结构成熟度有所变好，砾石大小比较均一，为1～2cm，磨圆度有所变好，以次圆状为主（图版Ⅱ-1～Ⅱ-2）；砾石颗粒相互接触，杂基（砂质及泥质杂基）含量较低（图版Ⅱ-3～Ⅱ-5）；可见自下而上的正粒序（图版Ⅱ-1～Ⅱ-2）以及侧积交错层理［15］（图版Ⅱ-2）等牵引流沉积构造。

图2　玛湖凹陷玛2井区扇三角洲相砂砾岩储层中不同沉积成因砂砾岩发育模式Fig.2　The development model of glutenite of different sedimentary genesis in glutenite reservoirs of fan-delta facies in Ma 2 well block of Mahu Depression

2.2孔隙类型及微观结构

玛2井区下乌尔禾组砂砾岩中发育多种孔隙类型，可大致分为原生孔隙和次生孔隙两大类，并以后者为主。其中，原生孔隙主要为原生粒间孔和剩余粒间孔（占20%左右）（图版Ⅱ-3，图版Ⅱ-5）；次生孔隙主要为粒间溶孔（占35%左右）（图版Ⅱ-3）、粒内溶孔（占25%左右）（图版Ⅱ-4）和界面缝（占30%左右）（图版Ⅰ-4）。

2.3物性特征

玛2井区下乌尔禾组485块砂砾岩样品的物性测试结果显示：砂砾岩储层的孔隙度为1.36%～17.83%，平均为6.52%，孔隙度介于5%～8%的样品占40.2%，孔隙度大于12%的样品非常少，仅占6.4%；渗透率为0.02～1763.39 mD，平均为15.56 mD，渗透率介于0.1～1.0mD的样品占28.2%，渗透率小于5 mD的样品占69.7%，渗透率大于100 mD的样品仅占5.4%。因此下乌尔禾组砂砾岩储层整体为低孔、低渗储层。

玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组砂砾岩与储集物性之间的关系统计（表1）表明：各砂砾岩的孔隙度、渗透率均较低，平均孔隙度为4.60%～9.11%，平均渗透率为2.93～21.45 mD；牵引流砂砾岩物性最好，含砾砂岩物性次之，泥质砂岩（含砂岩）和重力流砂砾岩物性最差。

表1　玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组砂砾岩与储集物性关系Table 1　Relationship between lithology and reservoir properties of lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

3　沉积环境差异对储集物性的控制效应

根据镜下薄片分析及油田生产开发资料，对14口取心井287.45 m岩心（可反映研究区全区情况）的沉积特征进行观察，认为下乌尔禾组砂砾岩储层的沉积环境（微相）对于储集物性具有明显的控制效应。

玛2井区下乌尔禾组属于扇三角洲沉积体系。扇三角洲相可细分出泥石流、扇面河道、漫流、支流间湾、水下分流河道、碎屑流、河口坝（研究区几乎不发育）及远砂坝等微相［12、16-17］。统计表明，不同沉积微相对应的储集物性具有明显差异（表2）。①扇三角洲前缘亚相中的水下分流河道微相对应的牵引流砂砾岩物性最好，这是因为河道水动力强且搬运碎屑物质的距离相对较远，结果导致颗粒分选与磨圆均较好，泥质杂基含量很低（体积分数一般小于1%），其孔隙类型以原生粒间孔为主（图版Ⅱ-3～Ⅱ-5）。另外，泥质杂基含量较低，不仅利于原生孔隙的保存和有助于溶蚀作用产生次生孔隙，还可降低压实作用对储层物性的破坏性影响［2］。②扇三角洲平原亚相中的扇面河道微相对应的牵引流砂砾岩的物性仅次于水下分流河道内的牵引流砂砾岩，都归为好储层，这是由于扇面河道较水下分流河道搬运碎屑物质的距离稍近、沉积分异作用稍弱、泥质含量稍高的缘故。③扇三角洲平原亚相中的泥石流微相及前缘亚相中的碎屑流微相对应的重力流砂砾岩均属灾变事件形成，其成熟度低，泥质杂基含量高（体积分数一般为5%～9%），原生孔隙充填殆尽，孔隙类型以次生粒内溶孔（图版Ⅰ-3）和界面缝（图版Ⅰ-4）为主，孔隙度低，渗透率极低，从而形成物性隔夹层，造成砂砾岩储层的非均质性增强，严重影响油气开采效果。④远砂坝微相对应的岩性主要是泥质砂岩及砂岩，因远砂坝处于扇三角洲前缘的最前端，其水动力较弱，泥质含量较高，因而物性较差，归为差储层。⑤扇三角洲前缘亚相中的支流间湾微相主要为泥质沉积，夹少量泥质砂岩，因而物性最差，归为非储层。

表2　玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组沉积微相与储集物性关系Table 2　Relationship between microfacies and reservoir properties of lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

不同沉积环境下形成的储层物性差异明显，沉积微相（环境）对储层的储集物性具有明显的控制效应。水下分流河道、扇面河道微相是最有利的储层发育相带，而泥石流及碎屑流微相则不利于形成优质储层。

4　结论

（1）玛湖凹陷玛2井区下乌尔禾组砂砾岩储层岩性可分为牵引流砂砾岩、重力流砂砾岩、含砾砂岩、砂岩及泥质砂岩，牵引流砂砾岩与重力流砂砾岩在成因、成熟度、泥质杂基、沉积构造等方面均具有明显差异，继而造成储集物性的巨大差异。

（2）沉积环境（微相）对目的层砂砾岩储层的储集物性具有明显的控制效应。其中，水下分流河道及扇面河道微相内发育的牵引流砂砾岩储集物性最好，泥石流及碎屑流微相内形成的重力流砂砾岩储集物性很差，可形成物性隔夹层。

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图版Ⅰ

图版Ⅰ说明：玛2井区下乌尔禾组重力流砂砾岩的典型岩心及显微照片。1.棕红色重力流砂砾岩，块状层理，砾石颗粒大小悬殊，最大可达7 cm，漂浮状，泥石流沉积，玛7井，3 628.76 m；2.深灰色重力流砂砾岩，块状层理，杂基含量高，砾石颗粒呈漂浮状，分选性差，碎屑流沉积，玛4井，3 722.40 m；3.重力流砂砾岩，片沸石胶结，泥质杂基含量较高，达4.0%，以粒内溶孔为主，孔隙度仅3.0%，碎屑流微相，玛4井，3 549.15 m；4.重力流砂砾岩，泥质杂基含量较高，达5.0%，以界面缝为主，孔隙度仅5.09%，碎屑流微相，玛004井，3 599.97 m

图版Ⅱ

图版Ⅱ说明：玛2井区下乌尔禾组牵引流砂砾岩的典型岩心及显微照片。1.棕红色牵引流砂砾岩，显正粒序，分选好，磨圆度高，砾石颗粒彼此相互接触，扇面河道沉积，玛5井，3 606.19 m；2.深灰色牵引流砂砾岩，侧积交错层理，正粒序，分选好，水下分流河道沉积，玛2295井，3 545.50 m；3.牵引流砂砾岩，泥质杂基含量极低，以原生粒间孔为主，孔隙度达10.5%，水下分流河道微相，玛2238井，3 545.53 m；4.牵引流砂砾岩，泥质杂基含量极低，以原生粒间孔及次生粒内溶孔为主，孔隙度达10.6%，水下分流河道微相，玛2238井，3 556.76 m；5.牵引流砂砾岩，钠长石胶结，砾石颗粒磨圆度高，泥质杂基含量仅1.0%，以剩余粒间孔为主，孔隙度达11.36%，水下分流河道微相，玛003井，3 635.25 m

（本文编辑：杨琦）

Sedimentary genesis of sand-conglomerate reservoir and its control effect on reservoir properties:A case study of the lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

Pang Dexin
（Low Efficient Oilfield Development Company，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

According to core observation，well logging，logging，casting thin sections and analysis assay data，this paper studied the sand-conglomerate reservoir characteristics of the lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression.The reservoir lithology could be divided into sand-conglomerate，conglomeratic sandstone，sandstone and shaly sandstones and so on.The sand-conglomerate could be further divided into traction current sand-conglomerate and gravity current sand-conglomerate by the genesis，and they have many obvious differences on the aspects of maturity，muddy matrix content，pore type and so on，which causes the huge differences of reservoir properties.The pore type of sand-conglomerate reservoir mainly is secondary porosity，belonging to low porosity and low permeability reservoir. Sedimentary environment（microfacies）has very obvious control effect on sand-conglomerate reservoir properties，among them，traction current sand-conglomerate of underwater distributary channel microfacies has the best reservoir properties，followed by stream channel microfacies，and the gravity current sand-conglomerate of debris flow and underwater debris flow microfacies has the poorest reservoir properties，which can form property interbeds.

lower UrhoFormation；traction current sand-conglomerate；gravitycurrent sand-conglomerate；Ma 2 well block；Mahu Depression

TE122.1

A

1673-8926（2015）05-0149-06

2015-05-09；

2015-06-26

湖北省教育厅科学技术研究计划青年人才项目“库车坳陷白垩系碎屑岩储层流体-岩石相互作用的动力学机制剖析”（编号：B2013285）资助

庞德新（1963-），男，硕士，高级工程师，主要从事油气田开发方面的研究工作。地址：（834000）新疆克拉玛依市新疆油田分公司低效油田开发公司。E-mail：110908111@qq.com。