同生逆断层控制的砂砾岩沉积模式及有利储集相带分布——以玛湖凹陷南斜坡白25井区上乌尔禾组为例

孟祥超，蒋庆平，李亚哲，孔垂显，吴爱成，王力宝，贾俊飞，肖芳伟，刘午牛

1.中国石油杭州地质研究院，杭州 310023 2.新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

同生逆断层控制的砂砾岩沉积模式及有利储集相带分布
——以玛湖凹陷南斜坡白25井区上乌尔禾组为例

孟祥超1，蒋庆平2，李亚哲1，孔垂显2，吴爱成2，王力宝1，贾俊飞2，肖芳伟2，刘午牛1

1.中国石油杭州地质研究院，杭州 310023 2.新疆油田公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000

通过岩芯相—测井相—地震相—分析化验数据对比，结合砂砾岩沉积野外考察实践综合归纳分析，认为上乌尔禾组同生逆断层控制的冲积扇—扇三角洲砂砾岩沉积体系整体呈进积式沉积，具“冲积扇扇根(槽流带)—冲积扇扇中/扇三角洲平原(辫流带)—扇三角洲前缘(水下分流带)—前扇三角洲/滨浅湖(夹杂水下扇)”相序特征，发育槽流、泥石流/砂质碎屑流、辫状河道、水下分流河道、扇面水道五种典型砂砾岩沉积微相类型。同生逆断层带不断抬升剥蚀的累积效应，使近物源区冲积扇扇根沉积整体减薄，同时使同生逆断层控制沉积相带分异的趋势越来越明显。泥质含量是控制挤压背景下砂砾岩储层质量的关键因素，贫泥砂砾岩储层成岩压实减孔效应弱，剩余粒间孔发育，且粗粒级颗粒内部多发育压碎缝沟通粒间孔隙，储层质量最佳。依据储集空间组合类型将有利储集相带分为原生粒间孔—压碎缝发育带、原生粒间孔—次生溶孔发育带两大类。前者主要分布于构造高部位近断裂带—中上斜坡带；后者主要分布于中下部斜坡带。

玛湖凹陷南斜坡；上乌尔禾组；冲积扇；扇三角洲；同生逆断层；泥质含量；压碎缝

0 引言

自同生断层概念提出以来(Ocamb, 1961；Hardinetal., 1961)，众多学者意识到其对沉积及油气藏形成的重要控制作用。2008年之前，我国学者对同生断层的研究，主要以渤海湾盆地为代表的东部断陷盆地同生正断层研究为主，对同生正断层的形成、发育过程及其与油气的关系作了较为系统的阐述，与其相关的输导系统及运移模式的成果论述也较多[1-4]，近十年来，对塔里木盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地等西部挤压盆地同生逆断层的研究逐渐成为学者关注的热点。李鹤永等[5]通过对柴达木盆地柴西南地区同沉积逆断层对构造、沉积及砂岩储层物性的控制作用，阐述了同沉积逆断层控制的“F”型疏导系统(因剖面组合上酷似字母“F”而得名)的形成机制及控油意义。王凯等[6]通过对塔里木盆地巴楚—麦盖提地区志留纪同生逆断层研究，指出同生逆断层对砂质分散体系的控制作用，依断层走向与物缘方向正交及斜交，其对砂质分散的控制分别表现为“遏制作用”及“疏导作用”。上述学者讨论的主要是同生逆断层对砂质沉积的控制作用，未涉及同生逆断层对粗碎屑砂砾岩体沉积的影响；印森林等[7]以准噶尔盆地西北缘断裂带三叠系克拉玛依组冲积扇为例，详细分析了同生逆断层对冲积扇沉积构型的控制作用，指出挤压型盆地边缘冲积扇扇体的形态、规模和组合样式受到同生逆断层组合样式的控制。该研究主要针对的是粗碎屑砂砾岩沉积，但主要集中于构造高部位断裂带的冲积扇沉积，对同沉积逆断层对盆地斜坡区的扇三角洲的沉积响应及控制作用未做论述。近五年来对准噶尔盆地玛湖凹陷斜坡区砂砾岩的研究[8-10]也主要集中于古地形坡度、沉积机制对沉积相—岩相发育的控制作用分析，及致密遮挡带、异常高压对油气富集的影响等方面，而对挤压背景下冲积扇—扇三角洲沉积体系中，同生逆断层对砂砾岩体沉积的控制作用，及扇缘细粒沉积的保存程度等问题尚罕见文献报道。

准噶尔盆地为典型的挤压性盆地，构造对沉积的控制作用较强[11-13]。研究区上乌尔禾组沉积期构造平面跨度较大，既包括近断层带—上斜坡带的533—537—555—5731井老区(以下简称五3东区)，也覆盖中部斜坡带的白258—白255—白251断块区(以下简称白255井区)及构造较低部位的金龙8—克81井区(图1A)。相应地，沉积相带跨度亦较大，西部近物源的五3东区为已探明的开发区，开发效果好，整体以冲积扇扇中辫状河道沉积为主(扇根沉积多遭抬升剥蚀殆尽)[11]；中部的白255井区为近三年滚动勘探的重点区块，区内评价井均获高产油流，研究认为该区整体属扇三角洲前缘水下分流河道沉积。目前五3东区油藏(冲积扇扇中)与白255井区油藏(扇三角洲前缘)已整体连片。按照经典冲积扇(扇根—扇中—扇缘)—扇三角洲(平原—前缘—前扇三角洲)相序划分方案，上述两块高效油藏区之间应该存在储集性能较差的冲积扇扇缘沉积。故目前研究区存在如下三个亟待解决的问题：

(1) 挤压背景下的冲积扇—扇三角洲沉积序列中，储集性能较差的冲积扇扇缘沉积是否能作为有效的沉积相带保存在地层记录中，并分隔冲积扇扇中、扇三角洲平原两大辫状河道有利储集相带。

(2) 二叠纪中晚期断层多为具有同生性质[12-13]的逆断层，同生逆断层如何控制挤压构造背景下的近物源砂砾岩沉积。

(3) 近五年玛湖凹陷斜坡区百口泉组新的百里油区的发现得益于扇控大面积成藏模式[14]的建立。该模式的核心观点是扇三角洲平原辫状河道沉积可作为致密封堵层，对扇三角洲前缘有利储集相带内的油气在侧向及上倾方向形成有效遮挡。但以扇三角洲平原辫状河道沉积做为主要储层的油气藏亦多见(克百断裂带上盘断裂带砾岩油藏多属该类沉积)。因此，控制挤压背景下砂砾岩(尤其是扇三角洲平原辫状河道砂砾岩)储层质量的关键因素需要进一步明确。

本文通过岩芯、实验测试分析数据、地层倾角/FMI测井、重矿物、古地貌等资料的综合分析，建立了同生逆断层控制下的冲积扇—扇三角洲沉积体系砂砾岩沉积相模式，结合同生逆断层展布特征探讨其对沉积体系展布的控制作用；明确泥质含量是控制挤压背景下砂砾岩储层质量的关键因素，按照储集空间组合对两类有利储集相带的类型及分布进行了界定，希望本文为玛湖斜坡新百里油区的建立有所裨益。

1 区域地质背景

准噶尔盆地是海西运动后期发展起来的多期叠合盆地[15-16]。盆地西北缘玛湖凹陷及周边地区属海西运动后期发展起来的前陆冲断带，地层发育较齐全，以晚古生代—中生代地层沉积为主，自下而上发育石炭系(C)、二叠系(P)、三叠系(T)、侏罗系(J)及白垩系(K)沉积，各层系间呈区域性平行不整合或角度不整合接触。目的层二叠系上乌尔禾组(P3w)为一套较近物源的粗碎屑(砂砾岩)[17-18]沉积(图1B)。地层整体具有西厚东薄、西削东超特征，早二叠世呈清晰的前陆盆地结构特征，中—上二叠世整体表现为前陆盆地背景下的填平补齐沉积。至二叠纪末期，研究区隆坳错落的格局已基本填平，三叠纪是准噶尔盆地构造性质的转换时期，即由二叠纪强烈压陷期逐渐向三叠纪—白垩纪的稳定拗陷期过渡。

白25井区位于准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷南斜坡区、中拐凸起东斜坡带，东临玛湖凹陷，区域构造属克百断层下盘，面积约550 km2。二叠纪末期海西构造运动强烈的挤压推覆作用使目的层上乌尔禾组地层遭受大幅剥蚀，并在区内发育三条与克百断裂带走向大致平行的NE向展布的逆断层，及若干条NW走向调节逆断层(图1A)。

2 同生逆断层控制的砂砾岩沉积相模式

同生断层又称为生长断层[18-20]，是在沉积盆地形成发育过程中控制盆地不断沉降、沉积，盆地外侧不断隆起的断层。不同于我国东部拉伸性断陷盆地普遍发育的同生正断层，研究区主要发育挤压背景下的同生逆断层。

上乌尔禾组沉积时期，海西期中晚期构造运动[21]使克百断裂带推覆作用增强，断层具同生性质，断层上盘强烈的抬升剥蚀为下盘提供了充足的物源，研究区西部的五3东区位于克百断裂带下盘的上斜坡带，距离剥蚀区较近，物源供给充分，且古地形较陡，冲积扇扇中辫状河道沉积水浅流急，下切剥蚀能力强。另一方面，研究区二叠系同生逆断层呈前展式发育[22]，导致上乌尔禾组砂砾岩体整体呈进积式沉积，岩芯及测井曲线可识别出多期自下而上水动力逐渐增强、粒度逐渐变粗、下切剥蚀能力逐渐增强的进积沉积(参见后文描述)。且冲积扇扇中沉积中多夹杂整体块状冻结式搬运[22-23]、对下伏层剥蚀破坏性极强的重力流沉积(参见图3，泥石流/砂质碎屑流，以红色泥杂基支撑/充填，富含直立飘砾为典型特征)，进一步加剧了对下伏层的剥蚀效应。即对挤压背景下的近物源冲积扇—扇三角洲砂砾岩沉积体系而言，各期扇体沉积期，粒度相对较细的冲积扇扇缘沉积自身发育程度相对较差，且多被上覆多期进积的扇中辫状河道—重力流等粗粒沉积物冲刷剥蚀，地层记录中保存甚少。盆地西北缘白杨河现代沉积实地踏勘也表明，冲积扇扇缘沉积很不发育，冲积扇扇中—扇三角洲平原相带连为一体，多为辫状河道粗粒砂砾岩沉积所覆盖。

图1 区域构造位置(A)及上乌尔禾组综合柱状图(B)Fig.1 Regional structure(A) and integrated column, Upper Urho Formation(B)

同生逆断层边断边沉积的性质及间歇性活动特征，一方面使每条同生逆断层上升盘都具备次级物源功能，上盘的前期沉积物易遭受再次搬运改造(参见后文中关于重矿物分析：顺分支物源方向，再改造沉积岩母岩含量逐渐增多)。另一方面，研究区二叠系同生逆断层的前展式发育特征导致砂砾岩体整体呈进积式沉积，进积体前缘易形成较陡的沉积坡折，同生逆断层—沉积坡折的共同作用，易在水下发育滑塌成因的重力流—水下扇沉积(图2)。

综上所述，在二叠系同生逆断层的前展式发育特征控制下，上乌尔禾组冲积扇—扇三角洲砂砾岩沉积体系整体呈进积式沉积，冲积扇扇缘难以形成规模性沉积保存在地层记录中。冲积扇扇中、扇三角洲平原相带均以厚层粗粒辫状河道沉积为主，可统一划归为扇中—扇三角洲平原相带，以“冲积扇扇根(槽流带)—冲积扇扇中/扇三角洲平原(辫流带)—扇三角洲前缘(水下分流带)—前扇三角洲/滨浅湖(夹杂水下扇)”相序模式(图2)实现挤压背景下冲积扇—扇三角洲沉积体系平面沉积亚相相序的有效衔接。内部发育槽流、泥石流/砂质碎屑流、辫状河道、水下分流河道、扇面水道五种典型砂砾岩体沉积微相类型(岩芯相、测井相及孔隙结构特征参见图3)。

(1) 槽流主要发育于冲积扇扇根亚相，以发育洪积层理砂砾岩相为典型特征，测井曲线总体表现为平直块状、无幅度差特征。研究区范围内多被剥蚀殆尽，主要在研究区西部剥蚀线附近局部残留。泥质含量高，孔隙结构及物性较差。

(2) 泥石流/砂质碎屑流

主要发育于冲积扇扇根亚相，及同生逆断层控制的扇三角洲前缘亚相。泥石流沉积多发育在扇根部位，以红色泥杂基支撑砂砾岩相、含飘砾砂砾岩相为典型特征；砂质碎屑流与同生逆冲断裂、古地形坡折关系密切，在扇根、扇中、扇三角洲前缘等部位均可发育，以红色泥杂基充填砂砾岩相、含飘砾砂砾岩相为典型特征。泥石流/砂质碎屑流沉积测井曲线主要表现为厚层块状、无幅度差、高DEN特征。泥质含量高，孔隙结构及物性差。

图2 同生逆断层控制的砂砾岩沉积演化模式图Fig.2 Glutenite sedimentary evolution pattern under the control of contemporaneous reverse fault

(3) 辫状河道

主要发育于冲积扇扇中—扇三角洲平原亚相，以发育中—大型槽状交错层理砂砾岩、定向砾石砂砾岩相为典型特征，测井曲线表现为多期微弱正旋回的叠加，局部电阻呈正幅度差，孔隙结构及物性较优，为五3东区已探明油藏的主要的储层沉积微相类型。

(4) 水下分流河道

主要发育于扇三角洲前缘亚相，以发育中型槽状交错层理砂砾岩相、正粒序砂砾岩相、反粒序砂砾岩相(不同于河口坝等典型反粒序沉积，该处反粒序为多期进积河道叠置冲刷所致，各期沉积之间可见微弱的剥蚀冲刷面)、底冲刷砂砾岩相为典型特征。受供源同生逆断层位置、活动强度及湖平面等因素综合控制，测井曲线可识别出进积—冲刷型、进积—叠置型、加积—叠置型、退积—叠置型等四种叠置样式(具体识别标志见图3B)，孔隙结构及物性较优，为白255井区等中斜坡带油藏的主要储层沉积微相类型。

(5)扇面水道

主要发育于水下扇沉积中，以发育稳定泥岩隔层、各旋回间多呈进积叠置为主要特征，岩芯相特征与水下分流河道类似。主要发育区较远物源区的中下斜坡带，孔隙结构及物性相对较优。

3 同生逆断层控制的砂砾岩沉积体系展布

以上述同生逆断层控制的砂砾岩沉积相模式为指导，地质—地球物理方法结合，明确沉积体系平面展布特征。

图3 冲积扇—扇三角洲沉积体系主要沉积微相的岩相、测井相及孔隙结构特征A.岩相特征；B.测井相、孔隙结构特征Fig.3 The lithofacies, electrofacies and pore structure characteristics of main sedimentary microfacies in alluvial fan-fan delta sedimentary system A. lithofacies; B. electrofacies and pore structure

3.1 沉积环境

研究区自西向东包括五3东区、白255井区、金龙8—克81井区三个区块，为明确各区块上乌尔禾组地层的总体沉积环境，本文对目的层段内部相对稳定的泥岩段进行了分区块取样分析，以姥植比(Pr/Ph)、黄铁矿化程度(DOP)、钍铀比(Th/U)[24-25]三种参数，对本区泥岩沉积时所处的沉积环境进行了界定(表1，2)。分析结果表明，近断裂带—上斜坡带的五3东区沉积的泥岩以杂褐色、褐红色为主，姥植比(Pr/Ph)值为3.39，大于氧化/还原环境的临界值3，属较典型的氧化环境沉积，中部斜坡带的白255井区及构造较低部位的金龙8—克81井区沉积的泥岩以杂绿色、杂灰色为主， Pr/Ph值(0.81)指示属弱还原环境沉积，黄铁矿化程度(DOP)、钍铀比(Th/U)参数分别为0.78(DOP参数氧化/还原环境的临界值为0.45)和1.38(Th/U参数氧化/还原环境的临界值为3)，皆指示为弱还原—还原环境沉积。结合前人研究成果[26-27]，综合分析认为，近断层带—上斜坡带的五3东区属水上沉积环境，中部斜坡带的白255井区及构造较低部位的金龙8—克81井区属浅水水下沉积环境。

表1白25井区上乌尔禾组泥岩饱和烃气相色谱Pr/Ph分析数据表

Table1AnalysisdatatablesofPr/PhinmudstonesaturatedhydrocarbongaschromatographyoftheUpperUrhoFormation,B25Block

井号层位样品位置岩性组分峰面积含量/%Pr/Ph氧化还原条件古沉积环境537P3w7⁃6/31褐红色泥岩Pr8714．363．39氧化水上Ph2571．4859001P3w3⁃3/41杂灰色泥岩Pr5395．490．81弱还原浅水Ph6686．13

注：实验分析结果来源于中国石油天然气集团公司碳酸盐岩储层重点实验室

表2 白25井区上乌尔禾组泥岩样品组分分析表

注：实验分析结果来源于国土资源部杭州矿产资源监督检测中心

3.2 物源及古水流方向确定

本次研究结合重矿物、古地貌、地层倾角蓝模式—FMI成像测井叠瓦砾石面倾向等参数综合确定物源及古水流方向。

本区重矿物资料虽然较少，主要分布于533—537井一线以南地区，但重矿物变化趋势对古水流方向的反映比较明显。研究区上乌尔禾组沉积母岩类型以中基性火山岩母岩(粉红色)、变质岩母岩(灰色)为主，重矿物平面分布揭示物源方向整体来自北西方向。大致存在533—537—585井一线、57195—57213井一线、5731—57033井一线三个分支水流，顺分支水流方向，原始的变质岩母岩(灰色)、中基性火山岩母岩(粉红色)含量逐渐减少，再改造沉积岩母岩(褐色)含量逐渐增多(图4)。以533—537—585分支水流为例(图5)，沿533—537—585井方向，超稳定重矿物组合、稳定重矿物组合的含量及ZTR指数逐渐增加趋势较明显，而欠稳定重矿物亦呈明显的减小趋势。

古地貌分析资料(图6)也表明，研究区主物源方向来自北西方向，除了上述533—537、57195—57213、5731—57033三条分支水流外，北部还存在一条同样来自北东方向的481—克88—金龙8水流。

地层倾角测井[28]有二种方式确定古水流：1)统计目的层段所有纹层倾向，取其主要方向代表古水流(全方位频率统计)。该方法受沉积层理构造干扰，多解性较强；2)统计目的层段内所有兰模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流方向。解释结果表明，该方法对研究区古水流方向的识别可靠性较高，且与FMI成像测井叠瓦砾石面倾向识别出的古水流方向一致。本次研究以地层倾角测井资料为主，辅以微电阻率扫描成像测井(FMI)资料，对白25井区上乌尔禾组沉积时的古水流走向进行了识别(图7)，结果表明，上乌尔禾组沉积时期，白25井区主水流方向均来自北西方向。

图4 白25井区上乌尔禾组重矿物组成及平面展布图Fig.4 Heavy mineral composition and the plane distribution of the Upper Urho Formation, B25 Block

综上所述，研究区主物源来自北西方向，自北向南存在481—克88—金龙8、533—537、57195—57213、5731—57033四条分支物源。

图5 顺物源方向重矿物分类变化趋势及ZTR指数变化趋势图Fig.5 Heavy mineral classification change trend in the provenance direction and ZTR index trend diagram

图6 上乌尔禾组沉积前古地貌图Fig.6 The sedimentary palaeogeomorphic map of the Upper Urho Formation

图7 地层倾角蓝模式、FMI叠瓦砾石面倾向识别古水流方向特征Fig.7 Blue pattern in dip angle logging and pile of rubble stone in FMI to identify the palaeocurrent direction

3.3 沉积体系展布特征

在明确分区带沉积环境、物源及古水流方向基础上，结合地层剥蚀线、断层展布情况，以砾地比等值线图作为底图，分析研究区沉积体系平面展布。

研究区乌尔禾组地层剥蚀线沿检105—白28—711—200井一线大致呈南北向展布，顺物源方向分为冲积扇扇根槽流/泥石流带—冲积扇扇中/扇三角洲平原辫状河道带—扇三角洲前缘水下分流河道带—水下扇四大相带。冲积扇扇根相带主体遭受抬升剥蚀，仅在711—白28井一线以西局部残留。533—537井区及北部481井区主体为冲积扇扇中/扇三角洲平原辫状河道沉积所覆盖。至555井北—JW43—白253—白257井一线湖岸线(以出现灰绿色—暗色泥岩为典型标志，大致沿同生逆断层走向分布)附近，河道分叉作用增强，进入扇三角洲前缘水下分流河道沉积，覆盖白258—白255—白251井区主体。至构造较低部位的检乌8—金龙8井一带，水下扇沉积开始发育。沉积相带—断层叠合可以看出，二者相关性较好。北东走向主控断层控制着砂砾岩体卸载，南西走向调节断层控制分支水流延伸方向及沉积范围(图8)。

图8 白25井区上乌尔禾组沉积体系—断层叠合图(绿色线为图9剖面线)Fig.8 Sedimentary system-fault overlay map of the Upper Urho Formation, B25 Block(green line show the location of Fig. 9 section)

3.4 同生逆断层控沉积作用

研究区位于克百断层下盘，中拐凸起东北斜坡，紧靠中拐凸起，二叠纪中晚期海西运动导致研究区主体遭受强烈抬升剥蚀，抬升剥蚀作用一方面导致该区缺失百口泉组(T1b)沉积，上乌尔禾组(P3w)与上覆克拉玛依组(T2k)直接呈平行不整合接触(图9)。同时使该区断层在上乌尔禾组沉积时期具明显的同生逆断层特征，典型标志如下：1)断层产状：上陡下缓；2)地层厚度：上升盘小于下降盘；3)累积断距：深部大于浅部(以逆掩推覆强度最强的F1断层最为典型)；4)随逆冲推覆强度减弱(F1—F2—F3方向)，断层同生性质逐渐减弱，断距和上下盘厚度差异逐渐减小(图9)。

近物源同生逆断层带不断抬升剥蚀的累积效应，使近物源区冲积扇扇根沉积整体减薄，同时，同生逆断层控制沉积相带分异的趋势越来越明显。以上乌尔禾组(P3w)沉积为例(图9)，与边界主控断层走向平行的北东向同生逆断层控制着砂砾岩体卸载和沉积相带的展布边界，F1断层为冲积扇扇中(扇三角洲平原)—扇三角洲前缘的分界断层，控制着湖岸线的展布。F1断层上盘为冲积扇扇中(扇三角洲平原)辫状河道沉积，以中频、中强—杂乱地震反射为典型特征(区内冲积扇扇根部分多遭受抬升剥蚀，仅在711—白28井一线以西局部残留，以低频—中强、杂乱地震反射为特征)。F1断层下盘以扇三角洲前缘水下分流河道河道沉积为主，大致以F2断层为界分为内带、外带，内带以中低频—中强、弱连续地震反射为特征，外带以中高频—中强、较连续地震反射为特征。构造底部位的水下扇沉积以中高频—强、连续地震反射为特征。

图9 同生逆断层控沉积作用地质—地震解释剖面(注：剖面线位置见图8)Fig.9 Geological-seismic interpretation profiles show contemporaneous reverse fault controlling sedimentation ( The location of section shown in Fig.8 )

4 有利砂砾岩储集相带分布

4.1 砂砾岩储层质量关键控制因素

在限定条件下，白25井区上乌尔禾组泥质含量与储层孔隙度、渗透率均具负相关性(图10)，但泥质含量—渗透率的负相关性(指数负相关)明显强于泥质含量—孔隙度的负相关性(线性负相关)，在相同的泥质含量变化区间(从3%增加至7%)，孔隙度由14.5%降至8%，下降约6.5%，而渗透率下降逾2个数量级，从10×10-3μm2直接降至0.1×10-3μm2，即对砂砾岩储层而言，泥质含量对储层孔隙度、渗透率均有影响，但对渗透率影响程度更大。

前人研究成果[27-28]及盐水包裹体测温—埋藏史/热史演化数据表明，该区上乌尔禾组存在两期盐水包裹体，其均一温度分别为75℃～85℃和95℃～110℃，指示了两期油气充注，分别对应早侏罗世、早白垩世，即该区上乌尔禾组经历了早侏罗世和早白垩世两期油气充注成藏过程。对照研究区砂砾岩储层孔隙度—热成熟度(TTI)交汇结果(图11)，贫泥砂砾岩(泥质含量<5%)、含泥砂砾岩(5%<泥质含量<8%)、富泥砂砾岩(泥质含量>8%)三种岩相储层在第一期油气充注期(早侏罗世，TTI=15)平均孔隙度分别保持在13.8%、11.2%、8.5%，均可作为有效储层，但此时期下伏烃源岩刚刚进入生油门限，生排烃量有限，有限的油气沿优势通道向低势区运移，主要聚集在物性较优的贫泥砂砾岩岩相、含泥砂砾岩岩相储层中，富泥砂砾岩岩相储油量非常有限(岩芯油气显示数据也表明，富泥砂砾岩岩相岩芯基本无油气显示)；至第二期油气充注期(早白垩世，TTI=75)，下伏烃源岩进入生排烃高峰期，此时期贫泥砂砾岩、含泥砂砾岩相储层的孔隙度分别维持在12%、8%，仍为主要的储油层，而富泥砂砾岩相储层平均孔隙度已小于6%，储集性能明显变差。

压碎缝[28]是由于局部应力集中区粗颗粒的粒间接触点较细粒级颗粒粒间接触点少而形成局部高压强所致，主要发育在缺乏杂基和胶结物支撑的粗粒级颗粒内部。研究认为研究区压碎缝处于成岩演化序列早期，岩石显微镜下可见压碎缝被沥青或后期胶结物充填，其成因与二叠纪末—三叠纪初同沉积逆冲挤压作用密切相关。研究表明，压碎缝主要发育在同生逆冲断裂带附近，且主要发育在贫泥砂砾岩及少量含泥砂砾岩储层中，富泥砂砾岩内压碎缝不发育。压碎缝对储层质量的改善主要体现在渗流性能方面(图12)。

综上所述，泥质含量是控制同沉积逆冲挤压背景下砂砾岩储层质量的关键因素，较之于含泥砂砾岩、富泥砂砾岩储层，贫泥砂砾岩储层成岩压实减孔效应弱，剩余粒间孔发育，且粗粒级颗粒内部多发育压碎缝沟通粒间孔隙，储层质量最佳。

4.2 有利储集相带分布

众所周知，扇三角洲前缘水下分流河道沉积受河道—近岸区湖浪双重冲刷淘洗作用较强，内部泥质含量低(主体﹤4.5%)，物性较好，构成研究区的主体储集层部分。而冲积扇扇中/扇三角洲平原相带的辫状河道沉积视所处构造部位不同，其物性存在明显差异。构造高部位近断裂带—上斜坡带(图12，样品点①)的冲积扇扇中/扇三角洲平原相带的辫状河道沉积距离物源区较近，水动力冲刷淘洗作用较强，泥质含量较低(<4%)，且埋深较浅(<2 600 m)，热压实减孔作用较弱(点接触、点—线接触)，原生剩余粒间孔相对较发育，且局部应力集中部位发育粒内压碎缝，对储层的储集性能尤其是渗流性能改善较明显(压碎缝发育部位渗透率均值达(20～30)×10-3μm2)，可以形成相对优质储层。至较远物源区的中—下斜坡带(图12，样品点⑤)，一方面，随水动力减弱，其对沉积物内部泥质的冲刷淘洗作用降低，且扇三角洲平原相带多夹杂泥杂基支撑、整体块状冻结式搬运的重力流(本区多为泥石流、砂质碎屑流)沉积，致使中下斜坡带的扇三角洲平原相带辫状河道沉积整体泥质含量偏高(>8%)。另一方面，随埋藏深度增加(主体埋深>3 000 m)，热压实减孔作用逐渐增强(线接触，局部凹凸接触)。内在的高泥杂基含量及所处构造位置的高压实减孔程度导致中下斜坡带扇三角洲平原相带沉积整体物性较差(主体孔隙度<5.5%)。

限定条件:岩性：砂质细砾岩；埋深：2 500～3 000 m；孔隙型储层(压碎缝等裂缝不发育)图10 泥质含量对砂砾岩储层孔隙度、渗透率影响关系图Fig.10 The effect of shale content to porosity, permeability in glutenite reservoir

图11 砂砾岩储层不同岩相孔隙度—热成熟度(TTI)关系图Fig.11 Relation map of φ-TTI in diverse lithofacies in sand-gravel reservoir

图12 压碎缝的选择性发育特征及对砂砾岩储层物性改善效应对比综合图(样品点①⑤深度位置标注见图9)Fig.12 Selective-growth of crush-seam and improved-effect contrast of crush-seam to glutenite reservoir property (the depth position of sample point ①⑤ shown in Fig.9)

图13 有利相带发育区预测A.油层段均方根振幅—产量关系对比；B.有利储集相带分类展布Fig.13 Prediction of favorable facies belt development zoneA. root mean square amplitude-production relations in oil layer; B. favorable reservoir facies distribution

应用小面元三维地震资料(12.5 m×12.5 m)，针对目的层油层段提取的均方根振幅属性与试采结果匹配程度较好。限定储层厚度(15～20 m)、压裂改造规模基本相同等条件下，试采效果较好的井主要位于均方根振幅值小于35的中低均方根振幅区(图13A，白色圆圈井所在的红—黄色调范围内，经对比分析，该范围指示扇主体部位)，而扇主体的侧翼及下倾部位，试采效果均较差(图13A，五边形及三角形所示井)。即油气主要富集于扇主体部位的叠置河道区(以辫状河道、水下分流河道为主，其次为水下扇的扇面水道)。油气富集区的中低均方根振幅响应的原因一方面受控于储层均质性(扇主体部位砂砾岩体冲刷叠置程度高，厚层较大，储层垂向岩性较均一，均质性较好，内部无明显的波阻抗反射界面)，同时也与地震波通过油气储层易发生“低频共振、高频衰减”有关。

综上所述，针对研究区同生逆断层控制的砂砾岩储层，按照储集空间组合类型可将有利储集相带分为二类：I类为原生粒间孔—压碎缝发育带(孔隙度>10%；渗透率>2mD)，主要分布于构造高部位近断裂带—中上斜坡带的五3东区—白255井区(图13B，粉红色区域，其中低井控程度扩边区A、B、C范围共计12.5km2)，以冲积扇扇中/扇三角洲平原辫状河道沉积及扇三角洲前缘水下分流河道沉积为主，泥质含量较低，成岩压实减孔效应弱，原生粒间孔发育，且有粒内压碎缝沟通孔隙，储集性能、渗流性能俱佳；II类为原生粒间孔—次生溶孔发育带(孔隙度>7.5%；渗透率>1mD)，主要分布于中下部斜坡带的检乌17井断裂附近及下盘(图13B，浅绿色区域D，井控程度整体较低，面积11.8km2)，以扇三角洲前缘水下分流河道、水下扇沉积为主，剩余粒间孔较发育，且含一定规模的长石粒内溶孔、沸石类粒间溶孔等次生溶孔，源—储配置较优。

5 结论

(1) 上乌尔禾组同生逆断层控制的冲积扇—扇三角洲砂砾岩沉积体系整体呈进积式沉积，具“冲积扇扇根(槽流带)—冲积扇扇中/扇三角洲平原(辫流带)—扇三角洲前缘(水下分流带)—前扇三角洲/滨浅湖(夹杂水下扇)”相序特征，发育槽流、泥石流/砂质碎屑流、辫状河道、水下分流河道、扇面水道五种典型砂砾岩沉积微相类型。

(2) 同生逆断层典型特征：1)断层产状：上陡下缓；2)地层厚度：上升盘小于下降盘；3)累积断距：深部大于浅部；4)随逆冲推覆强度减弱，断层同生性质减弱，断距和上下盘厚度差异减小。同生逆断层带不断抬升剥蚀的累积效应，使近物源区冲积扇扇根沉积整体减薄，且同生逆断层控制沉积相带分异的趋势越来越强。北东走向主控断层控制砂砾岩体卸载和沉积相带的展布边界，南西走向调节断层控制分支水流延伸方向及沉积范围。

(3) 泥质含量是控制同沉积逆冲挤压背景下砂砾岩储层质量的关键因素，较之于含泥砂砾岩、富泥砂砾岩储层，贫泥砂砾岩储层成岩压实减孔效应弱，剩余粒间孔发育，且粗粒级颗粒内部多发育压碎缝沟通粒间孔隙，储层质量最佳。依据储集空间组合类型将有利储集相带分为原生粒间孔—压碎缝发育带、原生粒间孔—次生溶孔发育带两大类。前者主要分布于构造高部位近断裂带—中上斜坡带的五3东区—白255井区，以冲积扇扇中/扇三角洲平原辫状河道沉积及扇三角洲前缘水下分流河道沉积为主；后者主要分布于中下部斜坡带的检乌17井断裂附近及下盘，以扇三角洲前缘水下分流河道、水下扇沉积为主。

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GluteniteSedimentaryPatternundertheControlofContemporaneousReverseThrustandFavorableReservoirFaciesBeltDistribution—TakingP3w,B25Block,Mahusag,asanexample

MENG XiangChao1, JIANG QingPing2, LI YaZhe1, KONG ChuiXian2, WU AiCheng2,WANG LiBao1, JIA JunFei2, XIAO FangWei2, LIU WuNiu1

1.HangzhouResearchInstituteofPetroleumGeology,CNPC,Zhejiang,Hangzhou310023,China2.XinjiangOilfieldCompanyExplorationandDevelopmentResearchInstitute,CNPC,Xinjiang,Karamay,Xinjiang834000,China

Based on the analysis of core facies, logging facies, seismic facies and analysis assay data, with the field practice induction of glutenite sedimentary,this paper draw conclusions that:Fan-fan delta glutenite sedimentary system under the control of contemporaneous reverse thrust show the progradation deposition on the whole in P3w. Indicating the phase-sequence characteristics called “Alluvial fan toe (channel flow)-Alluvial fan middle/Fan delta plain (braided stream)-Fan delta front(distributary belt) - former fan delta/shallow lake (be mixed up with subaqueous fan)”.with the development of such five typical glutenite sedimentary microfacies types as channel flow, debris flow/sandy debris flow, braided channel, underwater distributary channel, sectoral waterway. The cumulative effect of contemporaneous reverse fault belt continuous uplifting and denudation, make the sedimentary of fan toe in alluvial fan thinning, with more and more obvious trend of contemporaneous reverse fault controlling the sedimentary facies differentiation. Shale content is the key control factors of glutenite reservoir quality under the extrusion background. The diagenetic compaction cut hole effect in poor mud glutenite reservoir is weak, with the higher residual intergranular pore development and the higher development level of crush seam in coarse particles communicating intergranular pore, the reservoir quality of poor mud glutenite is best. Based on combination of reservoir space,the favorable reservoir facies belt can be divided into two types:primary intergranular pore - crush seam development zones and primary intergranular pore- secondary dissolution pore development zones. The former mainly distributed in the fault zone-upper slope belt near structural high position, the latter mainly distributed in middle-lower slope belt.

south slope in Mahu sag; P3w; alluvial fan; fan delta; contemporaneous reverse fault; shale content; crush seam

1000-0550(2017)06-1225-16

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.06.014

2016-09-20；收修改稿日期2016-11-22

中油股份公司<新疆大庆>科技攻关项目(HX132-41528-15)[Fundation Science and Technology Key Project, CNPC,No.HX132-41528-15]

孟祥超，男，1974年出生，高级工程师，沉积储层，E-mail: mengxc_hz@petrochina.com.cn

P512.2

A