百口泉地区二叠系下乌尔禾组沉积特征研究 及有利储层预测

杜家澄，李维锋，韩登林，夏春元，李 胜，程文杰

(1. 长江大学 油气资源与勘查技术教育部重点实验，湖北 武汉 430100； 2. 长江大学 地球科学学院，湖北 武汉 430100)

克百地区勘探研究始于上世纪50年代初期，近年来，随着环玛湖凹陷地区的勘探取得重大突破，百口泉油田的勘探力度也不断加强，急需更新和深化对该区二叠系下乌尔禾组(P2w)储层的地质认识，为后期精细的研究工作提供新思路。目前涉及到该区的研究资料较少，而且大部分资料主要是针对整个克百地区的岩相、物源、沉积相类型、储层特征等情况进行研究，而对该区域内的一些重要产区则研究甚少，如百口泉产区，这就给当前百口泉地区的油气勘探开发工作造成了很大困难。随着研究的深入，越来越多的沉积现象难以用之前简单的沉积模式来解释，生产矛盾问题突出。如袁晓光等[1]认为百口泉地区下乌尔禾组(P2w)整体发育一套辫状河三角洲沉积体系，且认为辫状河三角洲沉积体相对扇三角洲沉积体而言，砂体成熟度更高；史基安等[2]认为克百地区下乌尔禾组扇三角洲平原亚相沉积占据优势，且以分流河道微相和漫滩微相为主；鲁新川等[3]认为砂岩、砂砾岩储集层成岩作用中机械压实作用对孔隙、物性演化影响最大。但在对研究区所有岩心资料进行深入细致研究后发现，该区主要发育一套扇三角洲沉积体，重力流成因砂砾岩多期叠置，并不是前人所认为的辫状河沉积体，且占优势地位的是扇三角洲前缘亚相，而非扇三角洲平原亚相。由于储集层形成环境不同，单一考虑岩性研究储集层具有一定的局限性。因此，本文结合前人成果，具体对百口泉油田下乌尔禾组(P2w)沉积相类型和储层特征进行精细研究，为该区后续评价、开发提供思路和方法，也为克拉玛依油田西北缘地区扇三角洲发育区油气勘探开发提供借鉴。

1 区域地质背景

准噶尔盆地西北缘百口泉探区位于准噶尔盆地西北斜坡，距市区约60 km，西部紧邻克拉玛依油田八区，北部为九区。大地构造位置上位于克乌断裂中部，西北为西准噶尔海西地槽褶皱带，东南为玛湖凹陷西北斜坡带[4]。

研究区二叠系地层自下而上为佳木河组、风城组、夏子街组、下乌尔禾组。该地区的下乌尔禾组(P2w)分为四段，由于剥蚀作用较为严重，且大部分井并未打穿下乌尔禾组，所以主要研究层位为乌二段(P2w2)，乌三段(P2w3)。乌二段(P2w2)为一套砂砾岩与砂岩互层地层，中间夹有部分泥岩；乌三段(P2w3)为一套由底部砂砾岩砂岩互层过渡为顶部泥岩的地层。

2 物源分析

物源分析在确定物源方向和性质及沉积物搬运路径、甚至整个盆地的沉积构造演化等方面具有重大的意义。限于百口泉地区二叠系下乌尔禾组(P2w)分析化验资料较少，物源主要根据砂地比值分析。根据砂地比值变化规律，可以反映出层段内物源方向，越靠近物源，砂地比值越大[5]。

依此绘制了乌三段、乌二段的砂地比平面等值线图，各层均有同样的变化规律，砂地比值在西北部较高，向东南方向逐渐降低，故认为物源来自西北方向。

3 沉积相

通过对百口泉油田下乌尔禾组(P2w)所有取心井的岩心观察，发现该区存在大量的重力流成因的砂砾岩，磨圆度较低，分选中等—较差，多为代表还原环境的灰色，且从单井岩性柱状图中可见多期厚度较大的重力流砂砾岩叠置(图1)，未见在辫状河三角洲中广泛分布的侧积交错层理和代表扇三角洲平原亚相氧化环境的红色岩心。故认为下乌尔禾组沉积相属于扇三角洲相，且占据优势的是扇三角洲前缘亚相，而非前人提出的辫状河三角洲沉积相和扇三角洲前缘亚相分布范围更大[6]。

研究区可识别出扇三角洲前缘、前三角洲2个亚相，以及碎屑流、水下分流河道、支流间湾、前三角洲泥等6个微相(表1)[7]。

3.1 扇三角洲前缘亚相

扇三角洲前缘属于水下半还原—还原环境沉积体，可细分为水下分流河道、碎屑流、支流间湾、河口砂坝，远砂坝等5种微相[8]，以前三者最为常见。

碎屑流沉积是水上泥石流沉积在水下的延伸，属于重力流成因，但经过水流改造，有时可见部分牵引流的特征(图2a、b)。由代表还原环境的灰色砾岩构成，发育块状层理，成熟度低，分选性差，磨圆差，以次棱角状为主，无定向构造，砾石排列杂乱，呈漂浮状，无粒序性，胶结物多为泥质，常见也有钙质胶结，缺乏原生粒间孔等优良储集空间[9]。碎屑流微相在扇三角洲前缘中占40%左右。可见，碎屑流微相的识别显得十分重要。

图1 百口泉地区百75井岩性表1 百口泉井区下乌尔禾组沉积相类型

相类型亚相类型微相类型扇三角洲扇三角洲前缘水下分流河道河口砂坝支流间湾碎屑流远砂坝前三角洲前三角洲泥

水下分流河道沉积是平原中扇面河道在水下的延伸，由灰色细砾岩、含砾砂岩及砂岩构成，以细砾岩为主，部分可见(中)细砾岩—含砾砂岩—砂岩的完整正韵律，砾石大小均一、磨圆较好，泥质杂基含量低(图2c、d)原生粒间孔、剩余粒间孔等优良孔隙类型发育，有效孔隙度高，一般大于10%，渗透率高[10]。牵引流成因的良好砂砾岩储层，在岩心上含油级别多表现为油浸及富含油。较扇面河道而言，由于位于水下，受重力流(碎屑流)侵蚀破坏程度降低，而且河道延伸距离较碎屑流更远，导致河道顶部的含砾砂岩及砂岩保存相对较好，单一河道厚约0.5～2 m，多期河道叠置，累计厚度达5～15 m[11]。

a 百75井，第三筒12(25)，灰绿色砂砾岩，砾石混杂堆积，部分砾石漂浮于砂中；b 百75井，第三筒7(25)灰绿色砂砾岩，砾石混杂堆积；c 百60井，第四筒24(44)，灰绿色砂岩、砂砾岩，粒序性明显，可见冲刷面；d 百60井，第四筒22(44)，灰绿色砂岩、砂砾岩，粒序性明显；e 百60井，第四筒25(44)，灰绿色泥质粉砂岩夹有部分泥质条带；f 百60井，第四筒14(44)，灰绿色泥岩

图2百口泉地区二叠系下乌尔禾组沉积微相岩心图

支流间湾发育在水下分流河道间的低能环境，由灰绿色泥岩、粉砂质泥岩构成，块状层理(图2f)。

研究区可见少量河口砂坝沉积，自下而上粉砂岩—中细砂岩构成典型的反粒序，是其典型相标志。厚度薄，一般低于30 cm。

远砂坝少量发育于扇三角洲前缘最前端，水动力较弱的区域，由灰色粉砂岩和泥质粉砂岩构成，单层厚度薄，常与前三角洲泥互层(图2e)。

3.2 前三角洲亚相

前三角洲属于还原环境沉积体，主要为一套厚层的灰色泥岩。

4 沉积微相与平面展布

P2w2时期(图3a)，湖平面较低，主要发育扇三角洲前缘亚相，主要为水下分支河道微相，分布范围较大。碎屑流和支流间湾呈“透镜状”点缀在扇三角洲前缘亚相中，河口沙坝和远沙坝微相发育在扇三角洲前缘最前端，沉积范围面积较小。

P2w3时期(图3b)，湖平面进一步上升，扇三角洲平原的沉积面积向物源方向小幅收敛，扇三角洲前缘仍为沉积相类型的主体；前缘亚相沉积面积向西北方向小幅缩小；整个研究区前扇三角洲泥的沉积面积有所增大。

整体上该时期百口泉地区呈现一个水进的过程，扇三角洲前缘区域缩小，有利储层区域也随之缩小。

图3 百口泉地区二叠系下乌尔禾组沉积相

5 储层特征分析

5.1 岩矿特征

百口泉地区下乌尔禾组(P2w)以砂砾岩相、砂岩相、泥岩相最为常见，砂岩相中石英颗粒和长石颗粒含量较少。砂级颗粒成分主要为岩屑颗粒，其中尤以岩浆岩类岩屑为主，沉积岩类岩屑与变质岩类岩屑含量较少。不同岩石相内骨架组分无明显差异；结构上以砂砾状为主，主要为颗粒支撑，接触方式为点—线接触和线接触。砾石分选中等—差，岩石颗粒磨圆主要为次圆状，个别为次棱角状。胶结物含量低，主要为方解石，胶结中等—致密，为孔隙—压嵌型[11]。

5.2 物性特征

一般而言，储层的孔隙度和渗透率的关系是评价该储层物性好坏的重要参考指标，通过物性数据统计表明，研究层段为一套低孔/特低孔—低渗储集层。以P2w2小层为例，其孔隙度最大值为16.14%，最小值为1.11%，均值为8.30%；其渗透率最大值为182 mD，最小值为0.001 mD，均值为6.09 mD[12]。

5.3 储层特征宏观控制因素分析

鉴于杂基组分属于沉积成因的范畴，其含量与岩性和沉积微相关系密切，因此以下从岩性和沉积微相两个角度考虑[13]。

1)岩性

通过岩心观察，在研究层段内识别出的主要储集岩性包括不等粒砂砾岩、砂砾岩、泥质砂岩、粗砂岩、中砂岩和细砂岩。

根据不同岩性类型的储层孔隙度分布对比可以看出，不等粒砂砾岩的孔隙度分布区间值最小，砂砾岩和泥质砂岩次之，而粗砂岩、中砂岩和细砂岩的孔隙度分布区间值最大。

2)沉积微相

结合岩性并对不同沉积微相类型与储层孔隙度、渗透率分布对比可以看出，主要储层中，水下分流河道沉积微相下产出的储层类型，其储集物性优于碎屑流微相和河口砂坝微相的储集性能。

6 有利储层特征

通过对该区下乌尔禾组(P2w)样品的分析化验分析，表明储层物性不止与岩性同样与沉积微相也密切相关，据此规律，对下乌尔禾组储层进行分类评价(表2)，同时也为该区后续的评价、开发提供新的思路和方法。

表2 百口泉地区二叠系下乌尔禾组储层综合评价

结果表明，百口泉地区二叠系下乌尔禾组(P2w)储层可分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，分别代表有利储层、一般储层、差储层。结合三类储层的沉积微相特征分析，Ⅰ类储层主要分布于扇三角洲前缘亚相的水下分流河道内，属牵引流成因，岩性上以砂岩和含砾砂岩为主，粒度中等，磨圆、分选较好，孔隙度、渗透率均高；Ⅱ类储层主要分布于扇三角洲前缘亚相河口砂坝、远砂坝中，岩性上以细砂岩、粉砂岩为主；Ⅲ类储层主要分布于扇三角洲前缘亚相的碎屑流砂体内，属重力流成因，岩性上以砾岩、含砾砂岩为主，粒度相对较粗，磨圆，分选较差，孔隙度、渗透率较Ⅰ、Ⅱ类储层低[14]。远砂坝微相的资料较少在这里不参与评价，支流间湾微相和前三角洲亚相以泥岩为主，作为非储层考虑。

综合上述结论，由于百口泉地区二叠系下乌尔禾组(P2w)无试油数据，故以沉积微相展布为依据，结合储层综合评价表，绘出该地区储层分布图，预测该区的有利储层主要位于乌三段和乌二段的水下分支河道微相中，一般的储层位于河口砂坝微相中，最差的储层层位位于碎屑流微相中，前三角洲亚相和支流间湾为非储层层位。

7 结 论

1)百口泉油田二叠系下乌尔禾组(P2w)物源来自西北方向。

2)百口泉井区二叠系下乌尔禾组(P2w)沉积相为扇三角洲相，而非辫状河三角洲相，可识别出扇三角洲前缘、前三角洲2个亚相以及水下分支河道、碎屑流等6个微相。占优势地位的是扇三角洲前缘亚相，而不是扇三角洲平原亚相。随着湖平面上升，扇三角洲沉积体逐渐向物源方向退却。

3)百口泉油田二叠系下乌尔禾组(P2w)主要岩石类型为砂砾岩、含砾砂岩及砂岩，属于特低孔、低渗储集层。

4)研究区储层可分为好储层(Ⅰ类)、一般储层(Ⅱ类)、差储层(Ⅲ类)3类，结合沉积微相及分析化验资料表明，Ⅰ类储层主要分布于水下分流河道微相的砂体中，也是未来尤其评价和开发的首选目标；Ⅱ类储层主要分布于碎屑流微相的砂体中。