准噶尔盆地前哨地区三工河组二段沉积特征及有利储层预测

杨 川，冯 鑫，李 啸，宋明星，曾德龙，许 琳，厚刚福，喻春晖

( 1. 中国石油新疆油田分公司 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 )

0 引言

近年来，国内外各大油气田储量接替目标重心逐渐转向盆地凹陷斜坡区岩性圈闭，如在准噶尔盆地、塔里木盆地、珠江口盆地、渤海湾盆地等发现的岩性油气藏[1-6]储量可观，开发效益好，成为今后油气增储上产的重点研究对象。随准噶尔盆地莫北凸起地区的莫北油气田、盆5气田、石西油气田的发现，油气突破目标从凸起向凹陷过渡斜坡区岩性圈闭转移。2019年，前哨地区三工河组二段取得重大油气突破，QS2、QS4及QS201等勘探评价井获得高产工业气流，证实盆1井西凹陷斜坡区天然气具有勘探潜力。

前哨地区三工河组勘探评价早期，钻井资料少，对储层砂体预测方面的研究较少，研究主要集中于沉积相划分、沉积模式建立、储层特征描述等方面。孙靖等[7]、厚刚福等[8-9]总结国内外砂质碎屑流研究成果和认识，结合前哨地区岩心、录井、测井及地震资料，通过恢复古地貌分析侏罗系三工河组沉积特征，认为三工河组二段一砂组发育半深湖—深湖区规模的辫状河三角洲供源型砂质碎屑流沉积。在利用测井、地震资料的基础上，贾开富等[10]采用逐层去砂实验、模型正演、迭代反演等方法进行前哨地区岩性圈闭识别刻画。费李莹等[11]综合岩心、测井和地震等资料，认为前哨地区斜坡区存在两级坡折带，坡折带上发育浅水三角洲前缘、前三角洲和浅湖—半深湖3个相带，砂质碎屑流发育于MO17—QS1井区。前哨地区钻探结果表明，三工河组二段一砂组砂体厚度薄(6～22 m)，砂岩、泥岩波阻抗相当，采用常规属性或波阻抗反演技术难以有效刻画储层砂体。

以碎屑流沉积模式指导部署的QS11、QS13、QS403、QS404井显示结果与既有认识[8]不符，有利储层预测难度大。准确识别前哨地区三工河组二段一砂组沉积相及预测优质储层成为亟待解决的问题。笔者结合测录井数据、取心资料、试油数据及叠后三维地震资料，分析前哨地区三工河组二段一砂组沉积特征，划分沉积相类型；利用波形指示模拟反演、地层切片、频率域油气检测属性等方法，刻画储层砂体展布范围，检测储层含气性，预测有利储层发育区，为前哨地区三工河组油气勘探评价部署提供指导。

1 研究区概况

前哨地区位于盆1井西凹陷斜坡区，靠近盆地凹陷中心(见图1(a))，地层深部发育古生界—三叠系逆断裂，上部发育侏罗系北西—南东向和北东—南西向两组正断裂，断距较小，为10～20 m。其中，北东向断裂延伸较长，为研究区主要断裂，在剖面上呈“Y”型组合，有效沟通深部二叠系烃源岩层(见图1(b))。整体上，前哨地区为一个区域性向南倾斜的单斜构造，地层呈南低北高，地层倾角为1°～2°(见图1(b))。地层自上而下主要发育第四系、新近系、古近系、白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系和石炭系(见图1(c))。研究区缺失上侏罗统，其中二叠系与三叠系、白垩系与侏罗系为区域不整合接触，侏罗系头屯河组与下伏地层为不整合接触。研究区三工河组横向厚度变化不大，根据岩性组合特征自下而上划分为三工河组一段、二段、三段，重点勘探目的层三工河组二段厚度为110～130 m，储层岩性以灰色、浅灰色砂岩为主，夹少量泥岩、砂质泥岩沉积(见图1(c))。根据岩性旋回特征进一步细分为两个砂层组(J1s21、J1s22)。研究区主力含油气层系位于三工河组二段一砂组底部，埋深为3 800～4 100 m，储层岩性以灰色中—细砂岩、细砂岩为主，储层顶部侏罗统三工河组三段泥岩为区域性盖层。

图1 前哨地区地理位置及构造特征Fig.1 Geographical location and tectonic features of the Qianshao Area

2 沉积相标志

2.1 沉积构造

前哨地区岩心观察可见泥质粉砂岩、粉砂质泥岩沉积，为深灰色和灰黑色。受风暴作用下的波浪冲刷与河流水动力周期性变化影响，砂泥互层中的泥岩受外力作用发生撕裂而短距离搬运沉积，形成泥岩撕裂屑沉积构造[12-14](见图2(a))。冲刷面可见砾石和泥砾沉积(粒径为0.5～6.0 cm)，冲刷强度为中等—较弱，凹凸接触面起伏较小，颜色以灰色为主，沉积碎屑受洪水期沉积时河流和湖盆水体共同影响，水体能量较弱，具有水下分流河道沉积特征(见图2(b-c))。岩心中砂岩段常见块状层理、砂纹层理、交错层理、平行层理(见图2(c-e))。纹层面见炭屑富集，多以颗粒状或薄层在岩心表面出现，岩心横向断口断面上常沿炭质条纹断裂，薄层线状炭质条纹厚度为2～3 mm，是浅水三角洲沉积物区别于碎屑流的一个重要特征(见图2(e-f))。炭质条纹是在浅水三角洲环境中，陆源植物碎屑将沉积物从河口搬运到距离较近浅水区域沉积而形成薄层煤线。

根据储层岩石薄片、全岩矿物分析，目的层储层砂体成分以石英为主，长石、岩屑次之，石英质量分数为30.0%～50.0%，平均为41.2%，长石质量分数平均为30.6%，岩屑质量分数平均为28.2%，主要为长石质岩屑砂岩，少部分为岩屑砂岩；粒度分选较好，以次圆—次棱角、次棱角为主，侧面反映沉积区距离物源较近，碎屑物搬运距离较短。岩性包括粉砂岩、细砂岩及中砂岩，少见粗砂岩，整体粒度较细。层序底部粒度最粗，单块岩心可见明显向上变细的正粒序沉积特征。

图2 前哨地区目的层岩心特征Fig.2 Characterization of the core of the target layer in the Qianshao Area

2.2 粒度特征

粒度参数组合对沉积环境响应的敏感性强[15]。在目的层储层岩心中选取每个样品深度点的样品量为100 g，采取激光法、筛分法进行粒度分析并获得相关数据；利用偏光显微镜对石英砂岩粒度参数进行统计，采用概率累积曲线和萨胡粒度判别函数进行沉积环境判别。储层粒度曲线以典型跳跃、悬浮两个次总体组成的二段式为主，少数为三段式，悬浮次总体比较发育，质量分数为20%～30%，跳跃次总体直线段倾斜度为54°～70°，曲线上升段较陡，粒度分选较差，最粗组分为中—细砂，表明沉积物碎屑物沉积时水动力较强，具有水下分流河道沉积特征。在QS1井目的层储层段悬浮搬运组分质量分数变化大，粒径分布集中程度差于QS2井的；跳跃次总体上升段斜率也有明显变化，表明QS1井所处区域水动力发生一定变化，是在浅水湖盆背景下由三角洲河道频繁改道造成的；滚动搬运组分在QS1井较粗的样品中出现，具有牵引流机制下典型的河道底部滞留沉积型沉积特征(见图3)。根据福克和沃克公式[16]计算样品粒度参数，三工河组二段一砂组粒径分布在0.59～3.87之间，平均为2.39，为细砂级；标椎偏差为0.94～2.31，平均为1.51，总体分选较差；偏度为0.16～0.54，为正偏态，平均为0.42；峰度为0.74～2.26，平均为1.49，显示多物源、具有较强水动力条件的河道沉积特征。采用经典萨胡沉积环境判别函数[16]判别，目的层85%的储层砂体样品为河流(三角洲)沉积成因(萨胡鉴别值大于9.843 3)；15%储层砂体样品萨胡鉴别值小于9.843 3，样品数也基本接近判别界限值，并且Φ16明显偏小，反映粒度偏粗、位于河道底部滞留沉积段、属于短时间快速粗粒混杂堆积。

图3 前哨地区目的层粒度概率累积曲线Fig.3 Probabilistic cumulative curves of particle size of the target layer in the Qianshao Area

2.3 测井特征

根据测井曲线资料可以反映目的层沉积韵律变化及隔夹层特征。对比单井常规9条测井曲线，三工河组二段一砂组自然伽马曲线对岩性变化的响应最敏感，以自然伽马曲线为主分析砂体沉积特征，总结不同类型砂体的测井响应特征。储层砂体自然伽马偏低，且曲线齿化特征不明显，常呈钟形或箱形，与上下泥岩段有明显不同。储层底部到顶部的自然伽马曲线呈增大趋势，纵向上泥质含量增加，呈正粒序沉积特征，在较厚的砂体中显示多期正韵律沉积砂体(见图4)，如QS4井可见4期沉积单砂体。在MO16、QS2井储层砂体底部显示近1 m厚度的自然伽马先高后低的反韵律特征，在河道底部冲刷面沉积较多的高自然伽马的泥砾，底部泥砾较多。砂体对应的电阻率相对较低，多数低于30 Ω·m，表现低阻砂岩储层特征。储层内部发育1～2 m厚度的钙质砂岩夹层，滴酸起泡，在电测井曲线上为明显的尖峰状特征(见图4)。在钙质砂岩夹层沉积期，前哨地区处于浅水高温环境，碳酸钙等物质受湖水蒸发的影响，与砂岩共同沉积于浅水环境，在后期的成岩环境中起钙质胶结作用，降低储层物性。

图4 前哨地区目的层测井曲线特征Fig.4 Characteristics of logging curve of target layer in the Qianshao Area

3 沉积相特征

前哨地区三工河组二段一砂组发育浅水辫状河三角洲前缘沉积，主要由水下分流河道、水下分流间湾、席状砂等沉积微相组成。

3.1 水下分流河道

水下分流河道是三角洲平原分流河道入湖后在水下的延续沉积部分[17]。QS2、QS201、QS4、QS402、QS10、QS11井的岩心、测井资料显示中、厚层浅灰色砂岩发育，单个砂体厚度为4～8 m(见图2、图4)。沉积构造常见块状层理、平行层理和交错层理，自然伽马与电阻率测井曲线常呈钟形，垂向上呈正韵律。河道底部冲刷面发育，见底部滞留沉积物，为0.5～6.0 cm厚度的泥砾。水下分流河道在叠后地震剖面上呈中—强振幅，为顶平底凸的透镜状反射特征，不同期次河道边部沉积叠加特征明显(见图5)。粒度概率累积曲线以“一跳一悬式”为主(见图3(b))。

3.2 水下分流间湾

在未被河道砂体占据的区域往往发育水下分流间湾[18]，岩性以泥岩和泥质粉砂岩等细粒沉积物为主，是枯水期水下分流河道携带的泥质悬浮物，或为洪水期部分泥质粉砂岩以悬浮沉积方式在非河道发育区域的低能环境中沉积而成。水下分流间湾细粒沉积物发育，水体较浅，水流中携带的植物碎屑或生长的原生植物可被较好保存下来，常见薄层煤线。泥岩主要形成于细粒沉积物供给期，如QS3、QS403、QS9、QS13井目的层段发育水下分流间湾，岩屑为灰色泥岩或粉砂质泥岩，自然伽马曲线呈高值平直状。水下分流间湾也常见粉砂岩与粉砂质泥岩互层，为洪水衰退期沉积物沉积在泛滥平原上，沉积物颗粒分选性和磨圆度较好，在QS4、MO16井3 960～3 990 m层段可见流水砂纹层理、水平层理，自然电位曲线呈低—中幅指状。叠后地震剖面呈中—强振幅反射特征，与水下分流河道地震反射特征具有一定相似性，呈孤立板状反射特征(见图5(a))。

3.3 席状砂

席状砂通常位于三角洲前缘水下分流河道边部末端沉积[18]，砂体厚度小，常呈环带状沉积。钻井资料显示岩性主要由灰色泥质、粉—细砂岩组成，测井曲线呈低—中幅漏斗形(见图4)，具有相对较高的自然伽马和低电阻率，反映泥质含量高、砂质含量低的特点，如QS3井3 930～3 960 m层段的席状砂呈尖峰状特征(见图5(b))。

图5 过QS1-QS3-QS2-QS4-MO16井目的层连井对比剖面Fig.5 Through QS1-QS3-QS2-QS4-MO16 wells destination layer of the connecting-well profiles

4 有利储层预测

4.1 储层砂体刻画

储层砂体展布范围及有利区分布直接影响后期井位部署。为准确刻画前哨地区储层砂体展布范围，优选波形指示模拟反演作为储层预测技术方法[19-29]。该方法不仅解决超深埋储层物性差、储层与围岩间波阻抗差异较小问题，还能通过井震结合补充地震资料中缺少的高频信息，同时提高反演结果的准确度和纵横向分辨率，在煤层强屏蔽薄砂岩预测中应用效果良好[30-31]。

研究区钻遇三工河组二段一砂组20口井，测井曲线统计分析砂岩密度为2.20～2.70 g/cm3，平均为2.40 g/cm3，声波时差为55～76 μs/ft，平均为70 μs/ft(见图6(a))；泥岩密度为2.05～2.75 g/cm3，平均为2.48 g/cm3，声波时差为62～93 μs/ft，平均为72 μs/ft(见图6(b))。计算砂岩波阻抗平均为1.08×104(kg·m-3)·(m·s-1)，泥岩波阻抗平均为1.11×104(kg·m-3)·(m·s-1)。波阻抗对砂岩区分度远低于50%，无法用现有的波阻抗曲线进行反演(见图6(c))；自然伽马曲线对岩性的变化反应敏感，砂岩、泥岩的GR分异明显，砂岩平均GR在80 API左右，泥岩GR一般在100 API以上，区分准确度超过93%(见图6(d))，利用自然伽马曲线作为岩性判别敏感曲线，可以有效区分前哨地区三工河组二段一砂组砂岩、泥岩，提高储层识别能力。

图6 测井曲线直方图Fig.6 Histogram of logging curve

波形指示模拟反演结果显示，红—黄色代表GR低值区，为砂岩；绿—蓝色代表GR高值区，为泥岩。纵向反演剖面三工河组二段二砂组大套厚层砂岩发育，横向连续性较好，层间隔夹层局部发育；三工河组二段一砂组底部河道砂体横向连续性差，呈透镜状分布，岩性尖灭特征明显，不同河道砂体局部叠置现象明显(见图7(a))。剖面显示QS402井为后验井，自然伽马曲线与反演结果吻合度高，纵向砂体叠置关系与实钻情况一致。

图7 前哨地区目的层波指示模拟反演结果Fig.7 Results of wave-indicated simulation inversion of the target layer in the Qianshao Area

根据地层切片可以反映同一沉积时期的地质信息特征[32-34]。以三工河组二段一砂组顶底2个等时界面作为参考层，以1 ms为采样间隔，在波形指示模拟反演数据体中等比例提取40个地层切片，进行储层砂体平面展布特征分析。地层切片显示，红—黄色代表GR低值区，指示砂岩，绿—蓝色代表空白反射，指示泥岩(见图8(a))。三工河组二段一砂组沉积早期，三角洲前缘沉积砂体由北向南延伸沉积，水下分流河道展布特征明显，并非为砂质碎屑流朵状沉积，大面积发育。研究区发育3条分支水道，其中东部QS2—MO16井区分支河道规模最大，整体砂体厚度大，横向分布较稳定，钻井试油获高产油气流；西部QS10—QS1井区分支水道规模次之，砂体厚度较小，河道末端向湖盆中心延伸距离短，河道钻井较少，QS1井试油获工业油气流；中部QS13井以东分支河道砂体规模最小，未部署探井(见图8(b))。各分支水道之间发育湖相泥岩或三角洲前缘水下分流间湾泥岩，可以形成致密遮挡带，为油气提供良好保存条件。

图8 前哨地区三工河组二段一砂组砂体平面展布Fig.8 The sand body plan spread of the first sand group of member 2 of Sangonghe Formation of the Qianshao Area

4.2 有利区分布

在波形指示模拟反演与地层切片刻画砂体范围的约束下，进行储层砂体含气性检测，预测有利区分布。在研究区已有叠后地震资料基础上，采用谱分解技术进行目的层油气预测[35-38]。

以三工河组二段顶底界面为时窗，提取叠后频率域油气检测属性，进行有利区预测(见图9-10)：在流体因子平面属性图中，实钻井的主力含气层段与属性异常有良好的对应关系，红—黄色区经试油资料标定为高产或工业气流井分布区，分布于水下分流河道砂体，储层物性较好，是有利储层分布区；蓝—灰色区试油标定为干层或水层区，分布于水下分流河道或分流间湾砂体，为非有利储层分布区。平面属性预测有利储层分布结果与已钻井的试油分析结果基本一致，符合率为95%以上，并成功预测QS402、QS403、QS404井的试油结果。根据研究区沉积砂体展布特征、含油气性检测结果，结合各井的试油分析，识别刻画4个有利目标区，分别位于QS1、QS2、QS7井区及QS13井以东区域的水下分流河道砂体，总面积约为62 km2，可以作为前哨地区下一步勘探开发的目标优选区。

图9 前哨地区目的层油气检测属性剖面Fig.9 Oil and gas detection property profile of the target layer in the Qianshao Area

图10 前哨地区三工河组二段一砂组有利储层分布Fig.10 Favorable reservoir distribution of the first sand group of member 2 of Sangonghe Formation of the Qianshao Area

5 结论

(1)准噶尔盆地盆1井西凹陷前哨地区三工河组二段一砂组不发育砂质碎屑流沉积，以三角洲前缘亚相沉积为主，进一步划分水下分流河道、水下分流间湾、席状砂3种沉积微相。

(2)前哨地区三工河组二段一砂组沉积时期，受东北向物源、缓坡地形、水体加深控制，总体表现为连续退积的沉积演化序列，发育3条分支水道，河道砂体呈条带状向西南向凹陷中心延伸沉积，储层砂体集中分布于QS2—MO16、QS10—QS1井区及QS13井以东水下分流河道砂体。QS13井以东分流河道砂体沉积区域为未钻遇，可作为研究区油气潜力区。

(3)前哨地区三工河组二段一砂组有利目标区分别位于QS1、QS2、QS7井区及QS13井以东区域的水下分流河道砂体，总面积约为62 km2。