克拉瑪依油田六區(qū)克下組沖積扇巖石相及儲層質(zhì)量差異

鄭　占，吳勝和，許長福，岳大力，王　偉，張　鋒

（1.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；3.中國石油天然氣股份有限公司 新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

克拉瑪依油田六區(qū)克下組沖積扇巖石相及儲層質(zhì)量差異

鄭占1，2，吳勝和1，2，許長福3，岳大力1，2，王偉1，2，張鋒1，2

（1.中國石油大學(xué) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學(xué) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；3.中國石油天然氣股份有限公司 新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

摘要：在準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)11口取心井巖心描述的基礎(chǔ)上，將該區(qū)克下組沖積扇巖石相劃分為7種類型。結(jié)合沉積微相分析，應(yīng)用巖心分析化驗資料對沖積扇內(nèi)部儲層質(zhì)量差異及其分布特征進(jìn)行了研究。分析表明，研究區(qū)克下組儲層以原生粒間孔隙為主，沉積組構(gòu)對儲層質(zhì)量差異起控制作用；粗砂巖相和細(xì)礫巖相儲層為研究區(qū)克下組沖積扇中最好的儲層；各微相儲層質(zhì)量差異顯著，辮流水道和流溝儲層質(zhì)量最好，砂礫壩次之，礫石壩和徑流水道較差，漫洪砂體最差；流溝以窄條帶狀鑲嵌于礫石壩和砂礫壩之中，為扇根和扇中內(nèi)帶儲層中的高滲通道。

關(guān)鍵詞：沖積扇；巖石相；儲層質(zhì)量；克拉瑪依油田；準(zhǔn)噶爾盆地

沖積扇發(fā)育在山谷出口處，主要由暫時性洪水水流沖刷形成、范圍局限、形狀近似圓錐狀的山麓粗碎屑堆積物［1］。受構(gòu)造運(yùn)動、氣候、物源等因素控制，沖積扇儲層特征具有很大差異。國內(nèi)學(xué)者曾對準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造演化及沉積體系進(jìn)行過大量的研究［2～8］，并分析了該地區(qū)沖積扇的演化規(guī)律、總體特征以及控制因素［9～15］，其中張紀(jì)易提出的沖積扇沉積模式對油氣田勘探和早期開發(fā)起到很大的指導(dǎo)作用［12］。吳勝和等對準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六中區(qū)克拉瑪依下亞組（克下組）沖積扇的高頻基準(zhǔn)面旋回進(jìn)行了研究，將克下組作為一個長期旋回，進(jìn)一步劃分了3個中期旋回、7個短期旋回和若干超短期旋回，總結(jié)了基準(zhǔn)面旋回內(nèi)部砂體的分布形式［16］。黃彥慶等分析了六中區(qū)克下組的沉積微相及其含油氣性［17］?；暨M(jìn)等研究了六東區(qū)克下組礫巖油藏的沉積特征，提出了控制油井生產(chǎn)效果的5個因素［18］。顏琳娜等利用壓汞曲線對六東區(qū)克拉瑪依組儲層的儲集空間進(jìn)行了評價［19］。然而，在油田開發(fā)中后期，需要對油藏內(nèi)部的儲層質(zhì)量差異進(jìn)行精細(xì)表征，之前的研究仍不能滿足開發(fā)的需要，主要表現(xiàn)在兩個方面：1）對巖石相類型及其沉積特征研究不夠；2）對各沉積微相單元的巖石相類型和儲層質(zhì)量差異研究不夠精細(xì)。本文的主要目的是充分利用克拉瑪依油田六區(qū)良好的研究條件（密井網(wǎng)、豐富的取心井資料），研究沖積扇巖石相的沉積特征，并進(jìn)一步對儲層的質(zhì)量差異進(jìn)行精細(xì)分析，為油田中后期開發(fā)提供扎實的地質(zhì)依據(jù)。

1　地質(zhì)背景

1.1構(gòu)造及地層概況

克拉瑪依油田位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣，西臨扎依爾山，呈北東-南西條帶狀分布，長約50 km，寬約10 km，屬單斜構(gòu)造，自西北向東南階梯狀下降（圖1）。油區(qū)斷裂發(fā)育，根據(jù)斷裂切割情況分為9個區(qū)和若干個開發(fā)斷塊。六區(qū)為研究區(qū)域，其西南以七區(qū)和克-烏斷裂為界，東與九區(qū)相鄰，白堿灘斷裂將其分為六中區(qū)和六東區(qū)兩個區(qū)塊。研究區(qū)自下而上發(fā)育石炭系、三疊系、侏羅系、白堊系等。三疊系包括百口泉組、克拉瑪依下亞組（克下組）、克拉瑪依上亞組（克上組）和白堿灘組4個組，其中克下組和克上組為主要含油層系?？讼陆M為本次研究的目的層，分為S6，S7兩個砂層組，進(jìn)一步細(xì)分為7個小層：S61，S62，S63，S71，S72，S73，S74?？讼陆M埋藏深度為350～850 m，地層厚度為50～70 m。研究區(qū)共有油水井1 085口，平均井距約110 m。

1.2基本沉積特征

圖1　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田構(gòu)造位置（據(jù)新疆油田分公司修改，2007）Fig.1　Structuralmap of Karamay oilfield in the Junggar Basin（after SINOPEC Xinjiang Oilfield Company，2007）

克下組整體為一套粗碎屑沉積物，巖性以礫巖和粗砂巖為主，自下而上碎屑粒度由粗變細(xì)，總體上呈正旋回特征。碎屑分選差至中等，磨圓差，以次棱角狀和次圓狀為主，膠結(jié)疏松。整體成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度低，重礦物以鈦鐵礦、褐鐵礦為主，呈現(xiàn)近源短距離搬運(yùn)和快速堆積的沉積特征。取心井巖心觀察發(fā)現(xiàn)洪積層理、泥石流沉積等沉積構(gòu)造。泥巖以棕紅色為主，反映了干旱氧化的沉積環(huán)境。前人曾對研究區(qū)克下組沉積相類型進(jìn)行過大量的研究，認(rèn)為屬于洪積扇沉積［12，13］，即干旱型沖積扇沉積。研究表明，克下組為干旱型沖積扇，按照相層序?qū)儆谕朔e型沖積扇。

2　巖石相類型及特征

根據(jù)研究區(qū)11口密閉取心井的巖心描述，將克下組沖積扇巖石相劃分為中礫巖相、砂礫巖相、細(xì)礫巖相、粗砂巖相、中-細(xì)砂巖相、泥質(zhì)砂巖相、泥巖相7種類型（圖2）。

1）中礫巖相

主要組分為礫石，分選磨圓極差，礫石含量大于50％，中礫含量大于30％。礫徑一般介于2～40 mm之間，平均為20 mm，最大直徑約100 mm。細(xì)粒物質(zhì)以不等粒砂、粉砂和泥組成，其中泥質(zhì)含量較高（圖2a）。碎屑物混雜堆積，呈塊狀或不明顯的粒序?qū)永?。中礫巖相主要分布于扇根近山口附近，其沉積特征反映了水流迅速由強(qiáng)變?nèi)?，碎屑物快速卸載的沉積環(huán)境。

2）砂礫巖相

圖2　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組巖石相巖心照片F(xiàn)ig.2　Core photos showing the lithofacies of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

主要組分為不等粒砂和分選差的礫石，其含量均不超過50％，但砂礫總量大于50％。其中砂質(zhì)成分主要為粗砂和中砂，礫石成分為細(xì)礫和中礫，中礫含量一般介于10％～30％之間。礫石直徑為2～30mm，平均為8 mm。砂礫巖相碎屑分選差，混雜堆積，呈塊狀或粒序?qū)永恚▓D2b）。砂礫巖相主要發(fā)育于扇中近扇根的位置，沉積特征表明其水流能量較中礫巖相弱，水流持續(xù)時間短，碎屑物快速堆積。

3）細(xì)礫巖相

主要組分為細(xì)礫，分選差至中等。細(xì)礫含量大于50％，中礫含量小于10％，含泥量低，膠結(jié)疏松。礫石直徑一般為2～5 mm，最大直徑為25 mm，平均為3 mm（圖2c）。細(xì)礫巖相常見交錯層理、沖刷面及底部滯留礫石疊瓦構(gòu)造。細(xì)礫巖相分布于扇中辮流水道的近端，為水動力較強(qiáng)的持續(xù)性牽引流沉積。

4）粗砂巖相

主要組分為粗砂，分選磨圓差至中等。粗砂含量大于50％，礫石含量小于30％，含泥量低，膠結(jié)疏松。礫徑一般為2～4 mm，偶見中礫，最大礫徑為20 mm（圖2d）。粗砂巖相常見沖刷面、交錯層理及底部滯留礫石定向排列。粗砂巖相主要發(fā)育于扇中辮流水道的遠(yuǎn)端以及扇根的流溝，具有明顯的牽引流水道沖刷充填特征。

5）中-細(xì)砂巖相

主要組分為中砂和細(xì)砂，分選磨圓中等。礫石含量小于10％，礫徑一般為2～4 mm（圖2e）。中-細(xì)砂巖相常見交錯層理和沖刷面，主要分布于扇緣的徑流水道，為水動力較弱的水道牽引流沉積。

6）泥質(zhì)砂巖相

主要組分為不等粒砂，分選差，泥質(zhì)含量高。碎屑物中常含有少量礫石（小于10％），礫石直徑一般為2～8 mm（圖2f）。泥質(zhì)砂巖相層理不明顯，一般呈塊狀。泥質(zhì)砂巖相主要分布于扇中和扇緣水道的邊部，反映出漫洪弱水動力的沉積環(huán)境。

7）泥巖相

主要組分為泥，不純凈，常含有粉砂、不等粒砂和細(xì)礫，總體含量一般不超過20％（圖2g）。泥巖相多呈塊狀，主要分布于扇中和扇緣水道兩側(cè)，形成于比泥質(zhì)砂巖相水動力更弱的漫洪和濕地沉積環(huán)境。

3　儲層質(zhì)量差異

儲層質(zhì)量主要表現(xiàn)用儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)和宏觀巖石物理參數(shù)來描述。在巖石相類型及特征分析的基礎(chǔ)上，應(yīng)用鑄體薄片和分析化驗數(shù)據(jù)，研究不同巖石相的儲層質(zhì)量差異，并進(jìn)一步分析不同微相及不同層位的儲層質(zhì)量差異。

3.1巖石相儲層質(zhì)量差異

3.1.1巖石相微觀質(zhì)量差異

應(yīng)用鑄體薄片資料對不同巖石相儲層的微觀質(zhì)量差異進(jìn)行分析?？讼陆M儲層孔隙類型主要為原生粒間孔隙，約占95％，次生孔隙（包括粒內(nèi)溶孔和微裂縫等）占很小的比例，顯然，沉積組構(gòu)（粒度、分選、排列方式、基質(zhì)含量等）為儲層質(zhì)量差異的主控因素。

粗砂巖相和中-細(xì)砂巖相分選中等，粒級單一，主要為砂級顆粒，孔隙直徑分布多呈單峰特征（單模態(tài)）。粗砂巖相孔隙直徑均值為153.6μm，孔喉比為4.75，配位數(shù)為0.62（圖3a）。中-細(xì)砂巖相粒度較粗砂巖相細(xì)，孔隙直徑均值為135.4μm，孔喉比為6.28，配位數(shù)為0.41。

細(xì)礫巖相分選差至中等，以細(xì)礫為骨架，孔隙中充填不等粒的砂質(zhì)顆粒，孔隙直徑分布多呈雙峰特征（雙模態(tài)）（圖3b）。細(xì)礫巖相孔隙直徑均值為144.8μm，孔喉比為5.41，配位數(shù)為0.57。

中礫巖相和砂礫巖相分選差，以礫石為骨架，孔隙部分被砂粒充填，砂粒組成的孔隙又部分被粘土級顆粒充填，孔隙直徑分布圖一般呈多峰特征（復(fù)模態(tài)）（圖3c）。中礫巖相和砂礫巖相孔隙直徑均值為100.04μm，孔喉比為7.27，配位數(shù)為0.35。

圖3　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組巖石相孔隙結(jié)構(gòu)鑄體薄片圖像、孔隙直徑分布Fig.3　Images of cast thin sections showing pore structures and pore diameter distribution of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin a.粗砂巖相；b.細(xì)礫巖相；c.砂礫巖相

不同巖石相的孔隙直徑大小與分布、孔喉比以及配位數(shù)等微觀差異與沉積環(huán)境有著密切的關(guān)系，牽引流水道沉積環(huán)境形成的粗砂巖相、中-細(xì)砂巖相孔隙結(jié)構(gòu)多呈單模態(tài)，細(xì)礫巖相多為雙模態(tài)。洪水快速混雜堆積形成的中礫巖相和砂礫巖相孔隙結(jié)構(gòu)多為復(fù)模態(tài)。

3.1.2巖石相物性差異

不同巖石相孔隙度差別不大，平均值為15％～20％，而滲透率卻有著顯著的差別，平均值介于10×10-3～1 000×10-3μm2之間（表1）。7種巖石相中，粗砂巖相分選最好，含泥量低，因此滲透率最高，平均為1 000×10-3μm2；細(xì)礫巖相分選較粗砂巖差，平均滲透率為800×10-3μm2；中礫巖相和砂礫巖相雖然粒度粗，但分選差，為混雜堆積方式，因此滲透率較粗砂巖相和細(xì)礫巖相差，平均值分別為70×10-3μm2和320×10-3μm2。中-細(xì)砂巖相分選較好，但粒度細(xì)，含泥量較高，滲透率較差，平均為130×10-3μm2；泥質(zhì)砂巖相含泥量高，平均滲透率為6×10-3μm2，為差儲層。泥巖相主要成分為泥，滲透率低，為非儲層。因此，克下組沖積扇儲層中質(zhì)量最好的為粗砂巖相和細(xì)礫巖相儲層。

3.2沉積微相對巖石相分布特征的影響及儲層質(zhì)量差異

3.2.1沉積微相控制巖石相分布特征

沉積環(huán)境和沉積微相對巖石相的分布具有控制作用，通過沉積微相的演化分析巖石相的分布特征。沖積扇包括扇根、扇中和扇緣3個亞相，并進(jìn)一步分為7種類型：礫石壩、砂礫壩、流溝、辮流水道、徑流水道、漫洪砂體和漫洪細(xì)粒沉積（包括濕地）。礫石壩為扇根微相單元，巖石相類型為中礫巖相；砂礫壩為扇中內(nèi)帶的微相單元，主要巖石相類型為砂礫巖相；流溝為扇根和扇中內(nèi)帶的微相單元，主要巖石相類型為粗砂巖相；辮流水道為扇中外帶微相單元，主要的巖石相類型為細(xì)礫巖相和粗砂巖相；徑流水道為扇緣的微相單元，主要巖石相類型為中-細(xì)砂巖相；漫洪砂體和漫洪細(xì)粒沉積兩個微相在沖積扇各個亞相中均有分布，漫洪砂體巖石相類型為泥質(zhì)砂巖相，而漫洪細(xì)粒沉積的巖石相類型為泥巖相。各個沉積微相與巖石相的對應(yīng)關(guān)系見表2。

由沉積微相和巖石相剖面中可以看出，克下組底部（S74—S732層）為連續(xù)分布的中礫巖相和砂礫巖相，粗砂巖相和泥巖相呈離散狀分布，分布范圍小，不連續(xù)。中部（S731—S721層）細(xì)礫巖相和粗砂巖相呈頂平底凸透鏡狀，自下而上，寬度變窄，厚度變薄，為辮流水道微相。泥質(zhì)砂巖相位于細(xì)礫巖相和粗砂巖相的邊部，為漫洪砂體微相。泥巖相與細(xì)礫巖相和粗砂巖相垂向上呈互層形式，為漫洪細(xì)粒沉積。頂部（S71—S61層）以扇緣漫洪細(xì)粒沉積的泥巖相沉積為主，徑流水道中-細(xì)砂巖相和漫洪砂體的泥質(zhì)砂巖相呈孤立的薄透鏡狀（圖4）。

表1　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組沖積扇儲層巖石相物性特征Table 1　Petrophysical characteristics of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

克下組沖積扇物源來自北西方向，平面上由內(nèi)向外巖石相粒度變細(xì)，主要巖石相類型依次為中礫巖相、砂礫巖相、細(xì)礫巖相、粗砂巖相和泥巖相。鑒于篇幅有限，這里僅以S733層為例，分析研究區(qū)克下組沖積扇巖石相的平面分布特征（圖5）。可以看出，礫石壩中礫巖相分布局限，呈槽帶狀。砂礫壩砂礫巖相發(fā)散展寬，呈片狀分布。辮流水道呈相互疊置的條帶狀，順物源方向由細(xì)礫巖相變?yōu)榇稚皫r相。流溝粗砂巖相呈發(fā)散窄條狀鑲嵌于礫石壩和砂礫壩之中。

表2　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組沖積扇沉積微相與巖石相對應(yīng)關(guān)系Table 2　A lluvial fan's sub facies and lithofacies correspondence of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

3.2.2沉積微相儲層物性差異

通過巖石相和沉積微相分析，利用研究區(qū)247個巖心分析化驗數(shù)據(jù)，研究了不同沉積微相儲層的物性差異（圖6）。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，礫石壩孔隙度平均為15.1％、滲透率為72.3×10-3μm2。砂礫壩儲層質(zhì)量較礫石壩好，孔隙度平均為16.4％，滲透率為180.4×10-3μm2。流溝孔隙度均值為19.0％，滲透率為726.4×10-3μm2，是扇根和扇中內(nèi)帶中的高滲微相單元。辮流水道孔隙度均值為20.2％，滲透率為988.7×10-3μm2。扇緣徑流水道主要為中-細(xì)砂巖相，水道規(guī)模小，孔隙度和滲透率比辮流水道差。漫洪砂體平均滲透率為6.8×10-3μm2，為沖積扇中的差儲層。漫洪細(xì)粒沉積為非儲層。研究表明，辮流水道和流溝儲層質(zhì)量最好，其次為砂礫壩，徑流水道和礫石壩儲層質(zhì)量較差，漫洪砂體最差。

3.3儲層質(zhì)量垂向差異

研究區(qū)克下組沖積扇總體上呈正旋回特征，沉積相和巖石相在垂向上呈規(guī)律分布（圖7）。沉積相由下而上依次為扇根、扇中內(nèi)帶，扇中外帶和扇緣。儲層主要巖石相類型向上依次為中礫巖相、砂礫巖相、細(xì)礫巖相和粗砂巖相、中-細(xì)砂巖相，反映了沖積扇退積的發(fā)育過程。沉積相和巖石相的垂向分布，決定著層間儲層質(zhì)量差異（圖8）。

圖4　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)小井距取心井區(qū)克下組巖石相橫剖面Fig.4　Cross section showing interwell distribution of lithofacies of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

圖5　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組S733層巖石相平面分布Fig.5　Planar distribution of lithofacies of layer S733 in the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

圖6　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組沉積微相儲層孔隙度、滲透率柱狀圖Fig.6　Bar diagrams showing the porosity and permeability of each subfacies in the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

圖7　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組J583取心井綜合柱狀圖Fig.7　Generalized geologic section of the Lower Karamay Formation ofwell J583 in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin PC.中礫巖相；Gl.砂礫巖相；Mg.細(xì)礫巖相；Gr.粗砂巖相；MFS.中-細(xì)砂巖相；SS.泥質(zhì)砂巖相；Sh.泥巖相

圖8　準(zhǔn)噶爾盆地克拉瑪依油田六區(qū)克下組各單層孔隙度、滲透率條形圖Fig.8　Bar charts showing porosity and permeability distribution of each sublayer of the Lower Karamay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

S74—S732層主要為扇根礫石壩和扇中內(nèi)帶砂礫壩微相，孔隙度和滲透率底部差，向上變好，呈反韻律。S731—S71層主要為扇中外帶辮流水道微相，物性好，向上變差，孔隙度和滲透率呈正韻律。S63—S61層扇緣徑流水道微相，物性較差。研究表明，克下組為退積型沖積扇，由下而上，儲層質(zhì)量呈規(guī)律分布。扇根至扇中內(nèi)帶粒度粗，分選差，向上泥質(zhì)含量下降，儲層質(zhì)量變好。扇中外帶至扇緣儲層主要為辮流水道和徑流水道沉微相，分選變好，向上粒度變細(xì)，泥質(zhì)含量增加，儲層的質(zhì)量變差。沖積扇中質(zhì)量最好的儲層為垂向序列中部（S731—S722層）辮流水道細(xì)礫巖相和粗砂巖相儲層。這一規(guī)律與洪水作用方式有關(guān)，反韻律至正韻律的變化，反映了洪水作用方式的轉(zhuǎn)變，即碎屑物由扇中內(nèi)帶快速混雜堆積方式轉(zhuǎn)變扇中外帶牽引流沉積方式。

4　結(jié)論

1）研究區(qū)克下組沖積扇巖石相可劃分為中礫巖相、砂礫巖相、細(xì)礫巖相、粗砂巖相、中-細(xì)砂巖相、泥質(zhì)砂巖相和泥巖相七種類型。其中，中礫巖相和砂礫巖相為洪水快速混雜堆積方式形成的沉積物，細(xì)礫巖相、粗砂巖相和中-細(xì)砂巖相為水道牽引流沉積物，泥質(zhì)砂巖相和泥巖相為弱水動力漫洪沉積物。

2）研究區(qū)克下組儲層孔隙類型以原生粒間孔隙為主，次生孔隙占很小的比例，沉積組構(gòu)對儲層質(zhì)量差異起控制作用。質(zhì)量最好的儲層為粗砂巖相和細(xì)礫巖相儲層，其次為砂礫巖相儲層，中礫巖相和中-細(xì)砂巖相儲層質(zhì)量較差，泥質(zhì)砂巖相儲層質(zhì)量最差。

3）各沉積微相儲層質(zhì)量存在明顯的差異，辮流水道和流溝儲層質(zhì)量最好，其次為砂礫壩，徑流水道和礫石壩儲層質(zhì)量較差，漫洪砂體儲層質(zhì)量最差。

4）克拉瑪依油田克下組沖積扇為退積型沖積扇，垂向上，孔隙度和滲透率底部呈反韻律，中上部呈正韻律，質(zhì)量最好的儲層位于中部。

參 考 文 獻(xiàn)

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（編輯張亞雄）

中圖分類號：TE122.2

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：0253-9985（2010）04-0463-09

收稿日期：2010-05-20。

第一作者簡介：鄭占（1974—），男，博士研究生，石油地質(zhì)。

基金項目：國家高技術(shù)研究發(fā)展計劃（863計劃）項目（2008AA06Z206）；國家科技重大專項（2008ZX05009-003）；教育部高等學(xué)校博士點專項科研基金項目（20060425004）。

Lithofacies and reservoirs of allluvial fan in the Lower Keramay Formation in the block-6 of Karamay oilfield，the Junggar Basin

Zheng Zhan1，2，Wu Shenghe1，2，Xu Changfu3，Yue Dali1，2，Wang Wei1，2and Zhang Feng1，2
（1.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijng 102249，China；2.Faculty of Earth Science，China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.Institute of Exploration and Development，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Keramay，Xinjiang 834000，China）

Abstract：On the basis of core description of11 wells in the block-6 of Keramay oilfield in the Junggar Basin，we recognize 7 types of lithofacies in the alluvial fan of the Lower Karamay Formation.In combination with sedimentarymicrofacies analysis，we study the quality differences and distribution of reservoirswithin the alluvial fans by using core analysis and testing data.The pore space of the Lower Karamay Formation is dominated by primary intergranular pores.Depositional fabric controls the reservoir quality in the study area.The reservoirs of coarse sandstone facies and fine conglomerate facies are the best in the alluvial fans of the study area.The reservoirs of differentmicrofacies are significant different in reservoir quality.The reservoirs of braided channel and gulley microfacies are the highest in quality，followed by the sandy gravel bars.The reservoirs of gravel bar and runoff channelmicrofacies are fair.The reservoirs of sheetflood microfacies are the worst.Gulley microfacies occur as narrow bandswithin gravel bars and sandy gravel bars，and act as the high transmissibility pathways for reservoirs in the root fan and inner-middle fan.

Keywords：alluvial fan，lithofacies，reservoir quality，Karamay oilfield，Junggar Basin