玛北斜坡区百口泉组扇三角洲储层特征

张代燕，孔垂显，孟祥超，王海明，刘凤伟，朱健

（1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；3.中国石油大学石油工程学院，北京 102249）

玛北斜坡区百口泉组扇三角洲储层特征

张代燕1，孔垂显1，孟祥超2，王海明1，刘凤伟3，朱健1

（1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油杭州地质研究院，浙江 杭州 310023；3.中国石油大学石油工程学院，北京 102249）

在准噶尔盆地玛北斜坡区17口取心井岩心描述基础上，以泥杂基含量、粒径为主界定参数，将该区三叠系百口泉组扇三角洲岩石相划分为5种类型。结合沉积微相分析，据岩心分析化验资料，对扇三角洲内部储层特征及分布进行研究。结果表明，玛北斜坡区百口泉组储层孔隙类型以剩余粒间孔和粒内溶孔为主，碎屑结构（粒度、泥质含量、分选、排列方式等）为储层质量差异的主控因素。储层物性主要受控于沉积微相，前缘近岸水下河道、河口坝物性最好，前缘远岸河道、平原辫状河道物性较差，平原、前缘局部发育的砂质碎屑流物性最差。相同微相中泥杂基含量高低与物性好坏相关。岩石相的划分解决了传统微相划分不能区别其中优劣储层问题。相同微相中贫泥岩石相、含泥岩石相、富泥岩石相物性依次变差，贫泥砂岩相与贫泥砂砾岩相物性相当，含泥岩石相中含泥砂岩相物性明显好于含泥砂砾岩相。

准噶尔盆地；玛北斜坡区；扇三角洲；岩石相；储层质量差异

扇三角洲陆上部分属近山口冲积扇环境，与冲积扇沉积特征相同。扇三角洲前缘和前扇三角洲沉积位于水下，具牵引流和重力流沉积特征[1]。受构造运动、气候、物源等因素控制，不同地区、不同层段、不同岩相扇三角洲储层特征差异较大。瞿建华等对玛北地区三叠系百口泉组油藏成藏控制因素进行研究，总结了油气成藏条件，结合构造背景、地震属性、地震剖面解释及油气勘探成果，认为该区三叠系百口泉组油藏主要受古构造坡折带、深大断裂体系和沉积相带3因素控制[2]。吴涛等对玛北地区三叠系百口泉组储层岩性、岩石学特征、物性及含油性等分析，认为岩石类型、粒度、分选、泥质含量及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素[3]。2014年第一轮11口评价井完钻（4口井取心），丰富了该区岩心、测井资料，为单井沉积微相分析及井间沉积储层特征研究奠定了基础。本文在前人研究基础上，结合新钻井岩心、测井及岩石微相等资料，对储层宏观、微观特征进行描述和差异分析，为指导优质储层识别、确定展布特征及油藏开发提供地质依据。

1 地质背景

1.1 构造及地层概况

准噶尔盆地是陆内凹陷盆地与前陆盆地相叠加的大型叠合盆地[4-5]。西北缘地区为晚古生代晚期—中生代早期形成的前陆冲断带，由西南向东北划分为NS向红车断裂带、NE向克百断裂带与NEE-EW向乌夏断裂带[6-8]。研究区区域构造位于准噶尔盆地西北缘断阶带下盘，属玛湖凹陷北斜坡，构造总体为一南倾的平缓单斜。夏9井到玛2井，地层呈多套陡-缓形态组合，倾角3°~6°，工区被断裂切割成宽缓鼻状构造[9-10]。断裂将研究区切割为若干断块，目前出油井主要位于玛133井断块、玛131井断块和夏72井断块（图1）。该区地层自下而上有石炭系，二叠系佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组，三叠系百口泉组、克拉玛依组、白碱滩组，侏罗系八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组及白垩系，均为区域性不整合，其中三叠系百口泉组与二叠系下乌尔禾组间缺失上乌尔禾组，呈角度不整合。

1.2 基本沉积特征

玛北斜坡区百口泉组岩性以灰色砾岩为主，具碎屑粒度由粗变细的正旋回沉积特征，粒径最大10 cm，一般0.5~2 cm，分选较差，岩石颗粒呈次圆-次棱角状，以点-线接触和线接触为主，胶结类型为镶嵌式和孔隙-镶嵌式，成分成熟度和结构成熟度较低。重矿物以钛铁矿、绿帘石、褐铁矿为主，具近源短距离搬运和快速堆积沉积特征。取心井岩心中发育槽状、板状、波状、水平层理等。岩心取样分析表明，玛北斜坡区百口泉组主要为弱氧化-还原环境的滨岸-水下（浅水）沉积。该区百口泉组属近源退积型扇三角洲相沉积体系，发育扇三角洲平原、扇三角洲前缘和前扇三角洲3个亚相。研究区目的层主要发育扇三角洲平原辫状河道、平原-前缘砂质碎屑流、扇三角洲前缘近岸河道、远岸河道、河口坝5个微相，有利储层主要为扇三角洲前缘沉积。

2 岩相类型及特征

泥杂基含量是影响研究区百口泉组储层物性的敏感参数。为指导优质储层分类和识别，据研究区17口取心井岩心描述，以泥杂基含量为主界定参数，粒径为辅界定参数，据目的层段泥杂基含量总体变化，将研究区百口泉组砂砾岩储层划分为贫泥砂砾岩（泥杂基含量小于2.5%）、贫泥砂岩（泥杂基含量小于2%）、含泥砂砾岩（泥杂基含量2.5%~5.5%）、含泥砂岩（泥杂基含量2%~6%）、富泥砂砾岩（泥杂基含量大于5.5%）5种典型岩相类型（图2）。①贫泥砂砾岩的典型岩相组合为叠瓦状砂砾岩相、正粒序砂砾岩相、槽状交错层理砂砾岩相、底冲刷砂砾岩相、底剥蚀（含下伏层泥砾）砂砾岩相。岩性主要以砂质细砾岩、中砾细砾岩为主，少量细砾中砾岩，主要分布于扇三角洲前缘近岸水下分流河道沉积微相内，少见于平原辫状河道内；②贫泥砂岩相的典型岩相组合为槽状交错层理砂岩相、平行层理砂岩相、板状交错层理砂岩相、楔状交错层理砂岩相、底剥蚀（含下伏层泥砾）砂岩相、底冲刷砂砾岩相、正粒序砂岩相，岩性主要以（含砾）中粗砂岩为主，少量（含砾）粗砂岩、（含砾）中细砂岩，主要分布于扇三角洲前缘近岸水下分流河道沉积微相内；③含泥砂砾岩相的典型岩相组合为块状砂砾岩相、反粒序砂砾岩相、含碳屑砂砾岩相，岩性主要以砂质细砾岩、中砾细砾岩、细砾中砾岩为主，主要分布于扇三角洲平原辫状河道、前缘近岸河道、前缘河口坝沉积微相内；④含泥砂岩相的典型岩相组合为块状砂岩相、反粒序砂岩相、含碳屑/植物茎杆化石砂岩相，岩性主要以（含砾）中粗砂岩、（含砾）中细砂岩、粉细砂岩为主，主要分布于扇三角洲前缘远岸河道、河口坝、远砂坝、席状砂沉积微相内；⑤富泥砂砾岩相的典型岩相组合为泥杂基砂砾岩相、冲洗层理砂砾岩相，岩性主要以中砾细砾岩、细砾中砾岩为主，主要分布于平原辫状河道及重力流沉积（砂质碎屑流）中，扇三角洲平原和前缘相带均有分布。

3 储层特征

储层特征主要利用储层微观孔隙结构和宏观岩石物理参数描述。在岩相类型及特征分析基础上，应用铸体薄片和分析化验数据，研究不同岩相及不同微相的储层特征差异。

3.1 岩相储层特征

3.1.1 岩相微观特征差异

据铸体薄片资料对不同岩相储层的微观特征进行分析。百口泉组储层孔隙类型主要为剩余粒间孔（43.49%）、粒内溶孔（39.01%）、泥杂基收缩孔（9.74%）及少量砾石压碎缝（5.11%），碎屑结构（粒度、基质含量、分选、排列方式等）为储层质量差异的主控因素(图3)。

贫泥砂砾岩相和含泥砂砾岩相分选差至中等，以细砾为骨架，孔隙中充填不等粒砂质颗粒，砂质颗粒组成的孔隙部分被粘土级颗粒充填，孔隙类型主要为粒间孔、砾石压碎缝；贫泥砂岩相和含泥砂岩相分选中等，粒级较单一，主要为砂级颗粒，孔隙类型主要为剩余粒间孔、粒内溶孔；富泥砂砾岩相分选差，泥杂基含量高，以细砾为骨架，孔隙中充填不等粒的砂质颗粒，砂质颗粒组成的孔隙全被粘土级颗粒充填，孔隙不发育。

图2 玛北斜坡区百口泉组储层岩石结构类型及岩相、沉积相特征Fig.2 Characteristics of reservoir rock texture and lithofacies,sedimentary facies of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

3.1.2 岩相物性差异

不同岩相孔隙度差别不大，平均7.2%~11.7%，渗透率差别显著，平均0.5×10-3~8.6×10-3μm2(表1)。5种岩相中，贫泥砂岩分选最好，泥质含量低，渗透率最高，平均8.6×10-3μm2；贫泥砂砾岩分选较贫泥砂岩相差，平均渗透率7.2×10-3μm2；含泥砂岩虽粒度细，分选稍好，但泥质含量高，渗透率较贫泥砂岩和砂砾岩低，平均5.5×10-3μm2；贫泥砂砾岩粒度粗，分选较差，泥质含量高，渗透率较低，平均4.6×10-3μm2；富泥砂砾岩粒度粗，分选差，颗粒间孔隙全被泥质充填，渗透率极低，平均0.5×10-3μm2，为非储层。因此，玛北斜坡区百口泉组扇三角洲储层中质量最好的为贫泥砂岩相和贫泥砂砾岩相储层。

图3 玛北斜坡区百口泉组储层岩相孔隙结构铸体薄片图Fig.3 Images of cast thin sections showing pore structures of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

3.2 沉积微相对岩相分布特征影响及储层

质量差异

沉积微相对岩石相分布具控制作用，可通过沉积微相演化分析岩相分布特征。辫状河道为扇三角洲平原微相单元，岩相类型主要为含泥砂砾岩、富泥砂砾岩和贫泥砂砾岩；砂质碎屑流在扇三角洲平原和前缘发育，岩相类型主要为富泥砂砾岩和含泥砂砾岩；近岸河道和远岸河道为扇三角洲前缘微相单元，为冲积扇入湖后的水下沉积，岩相类型主要为贫泥砂砾岩、贫泥砂岩和含泥砂岩；河口坝为扇三角洲前缘微相单元，为河道受湖水顶托、淘洗卸载的细粒沉积，岩相类型主要为贫泥砂岩和含泥砂岩。

岩心观察及铸体薄片鉴定资料分析表明，玛北斜坡区百口泉组储层物性与泥杂基含量呈明显负相关，泥杂基含量越高，储层物性越差。泥杂基含量与储层所属沉积微相类型相关性较强，扇三角洲前缘近岸河道、河口坝微相泥杂基含量最低，物性较好；扇三角洲前缘远岸河道、扇三角洲平原辫状河道微相泥杂基含量中等，物性变差；扇三角洲平原、前缘皆发育的砂质碎屑流重力流为整体的块状重力流沉积，分选差，泥杂基含量最高，孔喉结构不佳，整体物性最差。但仅据传统微相划分，不能区别其中优劣储层。相同微相中，泥杂基含量高低与物性好坏相关；贫泥、含泥、富泥岩相物性依次变差，贫泥岩相中贫泥砂岩相和贫泥砂砾岩相物性相当，含泥岩石相中含泥砂岩相物性明显好于含泥砂砾岩相（图4）。

表1 玛北斜坡区百口泉组扇三角洲储层岩石相物性统计Table 1 Petrophysical statistics of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

图4 玛北斜坡区百口泉组泥杂基含量-物性关系图Fig.4 Map showing the relationship between argillaceous matrix content and physical property of the Baikouquan Formation in Mabei slope area（据玛北斜坡区百口泉组134片/21井铸体薄片鉴定数据）1.近岸河道-贫泥砂砾岩相；2.近岸河道-贫泥砂岩相；3.近岸河道-含泥砂岩相；4.河口坝-含量泥砂岩相；5.远岸河道-含泥砂砾岩相；6.远岸河道-含泥砂岩相；7.辫状河道富泥砂砾岩相；8辫状河道含泥砂砾岩相；9.辫状河道含泥砂岩相；10.砂质碎屑流富泥砂砾岩相

3.3 储层垂向特征

研究区百口泉组扇三角洲总体呈正旋回特征，沉积相和岩石相垂向上呈规律分布。沉积相由下而上依次为扇三角洲平原、扇三角洲前缘、前扇三角洲，呈扇三角洲退积发育过程。扇三角洲平原主要发育富泥砂砾岩相，扇三角洲前缘主要发育含泥砂砾岩相、贫泥砂砾岩相和贫泥砂岩相，局部发育富泥砂砾岩相，前扇三角洲储层不发育，主要为泥岩相，局部发育含泥砂岩相和含泥砂砾岩相。沉积相和岩石相的垂向分布，决定层间储层质量差异（图5）。

4 结论

（1）研究区百口泉组扇三角洲岩相可划分为贫泥砂砾岩相、贫泥砂岩相、含泥砂砾岩相、含泥砂岩相、富泥砂砾岩相5种类型。其中贫泥砂砾岩相和贫泥砂岩相主要为前缘近岸水下分流河道沉积，含泥砂砾岩相主要为平原辫状河道、前缘近岸河道、前缘河口坝沉积，贫泥砂岩相主要为前缘远岸河道、河口坝、远砂坝、席状砂沉积，富泥砂砾岩相为平原和前缘砂质碎屑流沉积。

（2）研究区百口泉组储层孔隙类型以剩余粒间孔、粒内溶孔为主，少量泥杂基收缩孔和砾石压碎缝，沉积组构（粒度、基质含量、分选、排列方式等）为储层质量差异的主控因素。质量最好的储层为贫泥砂岩相和贫泥砂砾岩相，次为含泥砂岩相和含泥砂砾岩相，富泥砂砾岩相质量最差，为非储层。

（3）玛北斜坡区百口泉组储层物性主要受控于沉积微相，前缘近岸水下河道、河口坝物性优，前缘远岸河道、平原辫状河道物性较差，平原、前缘局部发育的砂质碎屑流物性最差。划分岩石相可解决单纯传统微相划分不能区别其中的储层优劣问题。相同微相中泥杂基含量高低与物性好坏关系明显，贫泥岩石相、含泥岩石相、富泥岩石相物性依次变差，贫泥砂岩相和贫泥砂砾岩相物性相当，含泥岩石相中含泥砂岩相物性明显好于含泥砂砾岩相。该结论可指导储层分类和优质储层识别，为油藏开发提供地质依据。

[1] 朱筱敏.沉积岩石学（第四版）[M].北京:石油工业出版社,2008, 13-18.296-316

[2] 瞿建华,张顺存,李辉,等.玛北地区三叠系百口泉组油藏成藏控制因素[J].特种油气藏,2013,20(5):51-56.

[3] 吴涛,张顺存,周尚龙,等.玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究[J].西南石油大学学报（自然科学版）,2012,34(6):47-52.

[4] 张功成,陈新发,刘楼军,等.准噶尔盆地结构构造与油气田分布[J].石油学报,1999,20(1):13-18.

[5] 何登发,陈新发,张义杰,等.准噶尔盆地油气富集规律[J].石油学报,2004,25(3):1-10.

[6] 况军,齐雪峰.准噶尔前陆盆地构造特征与油气勘探方向[J].新疆石油地质,2006,27(1):5-9.

[7] 何登发,尹成,杜社宽,等.前陆冲断带构造分段特征——以准噶尔盆地西北缘断裂构造带为例[J].地学前缘,2004,11(4):91-101.

[8] 张国俊,杨文孝.克拉玛依大断裂带构造特征及找油领域[J].新疆石油地质,1983,4(1):1-5.

[9] 衣怀峰,陈新,匡立春,等.神经网络方法确定玛北油田岩性油藏含油边界[J].石油大学学报:自然科学版,2005,29(4):15-20.

[10]雷德文.准噶尔盆地玛北油田孔隙度横向预测[J].新疆石油地质, 1995,16(4):296-300.

The Differences of Reservoir Quality and Lithofacies of Fan Delta in Baikouquan Formation,the Mabei Slope Area of Junggar Basin

Zhang Daiyan1,Kong Chuixian1,Meng Xiangchao2,Wang Haiming1,Liu Fengwei3,Zhu Jian1
(1.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,Karamay,Xinjiang,834000,China; 2.Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology,CNPC,Zhejiang,Hangzhou,310023,China;3.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing,102249,China)

In order to point out the direction of reservoir classification and identification,provide geological basis for reservoir development, we recognize 5 types of lithofacies in the fan delta of the Baikouquan Formation in Triassic,according to argillaceous matrix content and grain size typically,on the basis of core description of 17 wells in the Mabei slope area of Junggar Basin.Combining with sedimentary microfacies analysis,we study the quality differences and distribution of reservoirs within the fan delta by using core analysis and testing data.The pore space of the Baikouquan Formation is dominated by residual intergranular pore and intragranular dissolved pore.Depositional fabric(grain size, argillaceous matrix content,sorting,the mode of arrangement etc)controls the reservoir quality in the Mabei slope area.The reservoir physical property is mainly controlled by the sedimentary microfacies.The physical property of front coastal channel and channel mouth bar microfacies are the highest,followed by front far channels.and plain braided channel microfacies,and the worst are sandy debris flows in the plain and front of the fan delta.In the same microfacies,the relationship between high or low of the argillaceous matrix content and good or bad of the physical property is obvious.Dividing lithofacies can solve the simple traditional microfacies problem which can not distinguish good reservoir from bad reservoir.In the same sedimentary microfacies,the physical property of poor mud,mud and rich mud lithofacies are ordinally turn worse.The physical property of poor mud sandtone lithofacies and poor mud conglomerate lithofacies are equivalent.The physical property of the sandstone is better than the conglomerate in mud lithofacies.

Junggar Basin;Mabei slope area;Fan delta;Lithofacies;Reservoir quality discrepancy

图5 玛北斜坡区百口泉组典型沉积微相测井相特征图Fig.5 Log facies feature map of typical sedimentary microfacies of the Baikouquan Formation in Mabei slope area

1000-8845(2016)02-250-07

P618.130.2+1

A

项目资助：国家重大专项低品位储量资源有效开发技术研究（2012E-34-08）资助

2015-07-21;

2015-09-15;作者E-mail：zhangdaiyan1028@163.com

张代燕(1981-)，女，山东聊城人，博士，2012年毕业于西南石油大学开发地质学专业，从事油气研究工作