準(zhǔn)噶爾盆地烏爾禾油田百口泉組沖積扇沉積特征及油氣勘探意義

宮清順 黃革萍 倪國輝 孟祥超 丁梁波

(1.中國石油杭州地質(zhì)研究院杭州310023; 2.中國石油長城鉆探工程有限公司解釋研究中心北京100101)

準(zhǔn)噶爾盆地烏爾禾油田百口泉組沖積扇沉積特征及油氣勘探意義

宮清順1黃革萍2倪國輝2孟祥超1丁梁波1

(1.中國石油杭州地質(zhì)研究院杭州310023; 2.中國石油長城鉆探工程有限公司解釋研究中心北京100101)

通過分析巖心、鑄體薄片及測井等資料，認(rèn)為準(zhǔn)噶爾盆地烏爾禾油田百口泉組發(fā)育一套典型的退積型沖積扇沉積。百口泉組中下部發(fā)育扇中亞相，上部發(fā)育扇緣亞相，反映研究區(qū)在三疊紀(jì)早期，湖平面逐漸升高，可容空間與沉積物補給速率比值(A/S比值)逐漸增大的沉積特征。沉積微相類型包括辮狀河道充填、篩狀沉積、泥石流沉積及片流沉積。綜合構(gòu)造、測試及試油等資料，認(rèn)為扇中亞相辮狀河道充填為油氣富集的有利儲集相帶，控制了油氣富集的規(guī)模與油藏邊界。在有利相帶控制油藏分布的結(jié)論指導(dǎo)下部署鉆探的多口評價井在百口泉組均獲得工業(yè)油流，有效地指導(dǎo)油田現(xiàn)場生產(chǎn)。

烏爾禾油田百口泉組沖積扇扇中亞相辮狀河道充填

0 引言

干旱氣候條件下，地殼構(gòu)造運動強烈地區(qū)，巖石風(fēng)化產(chǎn)物在暫時性水流(雨水或洪水)或山區(qū)河流作用下，在山口附近形成錐形或扇形堆積體，稱為洪積錐或洪積扇，因其具有山區(qū)河流沖積成因特點，故也稱沖積扇［1］。

我國中、新生代含油氣盆地幾乎均發(fā)育不同規(guī)模的沖積扇體，如準(zhǔn)噶爾盆地西北緣紅山嘴油田克拉瑪依組砂礫巖油藏［2，3］、克拉瑪依油田三疊系砂礫巖油藏［4］、濟陽坳陷北部陡坡帶沖積扇油藏、黃驊坳陷棗園沖積扇油藏、吐哈盆地鄯勒古近系氣藏等，沖積扇儲層約占我國碎屑巖儲層6.0%。

近年來隨著我國中西部油氣勘探力度的加大，準(zhǔn)噶爾盆地西北緣前陸盆地山前沖斷帶已成為油氣勘探的重點領(lǐng)域［5，6］，油氣產(chǎn)量占全盆地產(chǎn)量的40%以上［7］。2006年烏爾禾油田在W36井百口泉組獲得工業(yè)油流，證明該區(qū)三疊系具有較大的油氣評價潛力［8，9］。前人對西北緣二疊系—三疊系扇體進行過大量的研究，從露頭、鉆井、地震分別對沖積扇的分布、演化進行刻畫［10，11］，但由于資料限制，針對本區(qū)扇體特征的研究較少，且研究單元較粗，本文通過大量翔實的資料，解剖百口泉組沖積扇的特征，研究其展布規(guī)律及其對油氣成藏控制機理分析，進而有效指導(dǎo)油田的生產(chǎn)開發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

新生代以來，準(zhǔn)噶爾盆地西北緣表現(xiàn)為前陸盆地性質(zhì)，伴隨區(qū)域構(gòu)造運動，形成一系列逆掩推覆體、逆沖斷裂。受同生逆斷裂控制，二疊紀(jì)—三疊紀(jì)時期，西北緣廣泛發(fā)育各類扇體(包括沖積扇、扇三角洲等)，階梯式逆沖斷裂則形成多級扇體的幕示疊加［12］。

烏爾禾油田區(qū)域構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣烏夏斷裂帶西端(圖1)，研究區(qū)構(gòu)造形態(tài)為大型的斷鼻構(gòu)造。區(qū)內(nèi)百口泉組殘余地層厚度為40～150 m，與下伏二疊系烏爾禾組為區(qū)域不整合接觸，與上覆克拉瑪依組整合接觸。依據(jù)高分辨率層序地層學(xué)原理和巖性—電性組合特征，百口泉組劃分為一個長期旋回、三個中期旋回，對應(yīng)于三個砂層組，自上而下分別為T1b1、T1b2和T1b3。研究區(qū)的東北部，由于逆沖構(gòu)造抬升，百口泉組部分遭受剝蝕。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1Tectonic location of the study area

2 沉積特征

沉積相研究的主要依據(jù)是相標(biāo)志及縱向組合序列［13］。本研究所采用的沉積相標(biāo)志包括巖性、巖礦、沉積構(gòu)造、重礦物、粒度及測井相標(biāo)志。

2.1 主要相標(biāo)志

1)巖性特征:巖屑錄井、取心資料揭示，百口泉組主要發(fā)育砂礫巖、含礫砂巖、砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及泥巖等。T1b2砂層組砂礫巖為棕紅色、灰色，T1b3砂層組砂礫巖主要為灰色、褐灰色。泥巖以紫紅色為主，局部發(fā)育深灰色泥巖。沉積物顏色表現(xiàn)為氧化色的特征，反映水上氧化環(huán)境下的沉積特征。

2)巖礦特征:百口泉組儲層具成分成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等的巖礦特征。巖性主要為巖屑砂礫巖、礫狀中粗粒巖屑砂巖、礫狀不等粒巖屑砂巖及中—中細(xì)粒長石巖屑砂巖。碎屑組分中石英平均為12%，長石含量平均為8%，巖屑含量平均為80%，其中以火成巖巖屑為主;分選中等—差，磨圓度為圓—次棱、次圓及次棱，顆粒間為點—線、線—點接觸，膠結(jié)類型為孔隙—壓嵌、壓嵌—孔隙。填隙物與膠結(jié)物含量較低。

3)沉積構(gòu)造:百口泉組沉積構(gòu)造多樣，發(fā)育板狀交錯層理、槽狀交錯層理、小型交錯層理、水平層理、塊狀構(gòu)造和粒序?qū)永?、沖刷—充填構(gòu)造等。層理與巖性的不同組合是判斷沉積微相的重要依據(jù)，根據(jù)巖性與沉積構(gòu)造的組合，將百口泉組巖石類型劃分為3大類7小類(表1)。

4)重礦物:研究區(qū)重礦物主要為鈦鐵礦—綠簾石—褐鐵礦—鋯石的組合類型［14］，不穩(wěn)定礦物(鈦鐵礦、綠簾石)含量平均占73%以上(表2)，反映研究區(qū)百口泉組砂礫巖穩(wěn)定系數(shù)低，屬近源快速堆積的產(chǎn)物。

5)粒度特征:不同水動力環(huán)境可以造成粒度分布的差異，因此粒度概率累計曲線可以反映出水動力條件的不同與變化［14］。研究區(qū)粒度曲線以三段式和復(fù)雜的兩段式為主(圖2)。三段式粒度概率曲線滾動總體和跳躍總體發(fā)育，懸浮總體不發(fā)育;兩段式以跳躍總體為主，懸浮總體含量較小，截點突變。這兩種粒度特征均反映沖積扇環(huán)境下辮狀河道沉積的特征，研究區(qū)泥石流沉積不發(fā)育。

表1 百口泉組主要巖石類型及特征簡表Table 1Rock types and characteristics in Baikouquan Formation

表2 百口泉組重礦物組分含量表Table 2Content of heavy mineral in Baikouquan Formation

圖2 烏爾禾油田百口泉組粒度概率累積曲線特征Fig.2Grain size cumulative probability of Baikouquan Formation in Wuerhe Oilfeld

6)測井相標(biāo)志:通過分析取心井段相標(biāo)志，確定沉積相及微相類型，然后標(biāo)定測井曲線，建立不同微相的測井相，進而研究未取心的沉積微相特征。研究區(qū)測井曲線形態(tài)主要包括箱型、鐘型、漏斗型、齒化箱形、齒狀、平直狀。

2.2 沉積相類型

結(jié)合區(qū)域地質(zhì)背景和研究區(qū)相標(biāo)志，百口泉組主要發(fā)育半干旱—干旱氣候條件下的沖積扇。據(jù)沉積位置、地貌特征，將沉積亞相劃分為扇中亞相、扇緣亞相和扇間洼地，扇根亞相不發(fā)育［1，15］。

據(jù)水動力特點、巖心相及測井相等相標(biāo)志特征，扇中亞相可劃分為辮狀河道充填沉積、篩狀沉積和泥石流等三種沉積微相類型，其中辮狀河道充填沉積最發(fā)育。扇緣亞相主要發(fā)育片流沉積。不同微相類型具有各自不同的特征(表3)。

表3 不同沉積微相類型特征匯總Table 3Characteristic of each microfacies

1)篩狀沉積

篩狀沉積發(fā)育于T1b2和T1b3砂組。沉積物由次棱角狀的粗大礫石組成，分選較好，其間充填物較少，且主要為分選好的砂級碎屑。旋回具不明顯的反韻律，測井曲線呈“漏斗型”。

2)辮狀河道充填沉積

辯狀河道充填沉積的砂礫巖為研究區(qū)主要的砂體成因類型，發(fā)育于T1b2和T1b3砂組。其沉積物具粒度粗、分選較好的特點，發(fā)育槽狀和板狀交錯層理、韻律層理和沖刷—充填構(gòu)造。測井曲線呈箱型、齒化箱型、鐘型、疊置鐘型。

3)泥石流沉積

研究區(qū)內(nèi)泥石流沉積的泥質(zhì)砂礫巖僅在W7井、W104井的T1b3砂組局部發(fā)育。分選極差，呈塊狀，層理不發(fā)育，測井曲線呈“箱型”。

4)片流沉積

研究區(qū)內(nèi)片流沉積發(fā)育，各砂組均發(fā)育。片流沉積物主要為紫紅色泥質(zhì)粉砂巖、泥巖，局部夾泥質(zhì)砂巖透鏡體，砂巖中多見一些小型的交錯層理、平行層理等。測井曲線呈“平直狀”、“齒狀”。

2.3 相組合序列

研究區(qū)縱向微相組合類型多樣，包括四類組合類型:Ⅰ型，篩狀沉積—辮狀河道充填—片流沉積，下部為厚層砂礫巖，頂部發(fā)育薄層泥巖，粒度由細(xì)變粗再變細(xì)，反映一期洪水經(jīng)歷相對完整的能量由強到弱的沉積過程(圖3a);Ⅱ型，辮狀河道充填—片流沉積，缺少篩狀沉積，為區(qū)內(nèi)最發(fā)育的相組合類型(圖3b);Ⅲ型，泥石流—片流沉積，分布局限(圖3c);Ⅳ型，片流沉積—辮狀河道充填—片流沉積，沉積物以厚層泥巖為主，局部發(fā)育間歇性水道沉積的砂巖，主要位于旋回的上部(圖3d)。

通過重點井沉積序列分析，研究區(qū)內(nèi)百口泉組T1b2、T1b3砂層組主要以Ⅰ、Ⅱ型相組合類型為主，局部W7井區(qū)周圍發(fā)育Ⅲ型相組合;T1b1砂組主要發(fā)育Ⅳ型沉積組合(圖4)。相組合序列反映研究區(qū)沖積扇呈退積型疊加樣式［16］，可容空間與沉積物補給速率比值(A/S比值)逐漸增大，沉積粒度由粗變細(xì)，砂體厚度由厚變薄，泥巖厚度由薄變厚，晚期主要發(fā)育厚層泥巖，砂巖呈薄層透鏡狀分布。

2.4 沉積相展布規(guī)律

綜合砂礫巖厚度、地層厚度等反映出的基本信息(表4)，依據(jù)砂巖厚度平面分布、地層厚度平面分布等單因素圖件，恢復(fù)烏爾禾油田百口泉組沉積古面貌，主體發(fā)育近源的北東—南西向展布的沖積扇，伴隨可容空間與沉積物補給速率比值(A/S比值)的不斷變化，不同砂層組沉積期的砂體形態(tài)、規(guī)模及平面展布特征不盡相同。

從連井相剖面上看(圖5)，T1b3、T1b2砂層組砂體發(fā)育程度高，砂體規(guī)模大，厚層連片，主要發(fā)育扇中亞相辮狀河道充填沉積及篩狀沉積，河道相互沖刷、疊置，連續(xù)性好，而T1b1砂層組砂體發(fā)育程度低，呈薄層透鏡狀;T1b3、T1b2砂體結(jié)構(gòu)呈拼合板狀結(jié)構(gòu)，T1b1砂體結(jié)構(gòu)呈迷宮狀［17］。

1)T1b3砂層組沉積相展布

T1b 3砂層組地層厚度分布在20～41 m之間，砂礫巖厚度為5.5～27 m，巖性包括灰色、褐灰色及灰綠色砂礫巖、不等粒含礫砂巖等，電性主要包括箱型、鐘形、漏斗型及齒狀等。

該期研究區(qū)主要發(fā)育三期北東—南西向展布的沖積扇扇體(圖6)，主體位于扇中亞相帶內(nèi):東部扇體規(guī)模小，發(fā)育于W7—W104井一帶，砂礫巖厚度平均為22 m，微相類型以泥石流沉積為主;中部扇體是研究區(qū)內(nèi)主要的扇體，微相類型以辮狀河道充填沉積、篩狀沉積為主，主河道位于W115—W101—W352—W117井，砂礫巖厚度17～27 m;西部扇體主河道位于W3—W004—W38井，砂礫巖厚度21～25 m，與中部扇體在W35井一帶交匯。兩期扇體間的F2井，發(fā)育扇間洼地，砂體不發(fā)育，F(xiàn)2井砂礫巖厚度僅5.5 m;W27—W37—FN2井則位于扇緣亞相帶內(nèi)，砂礫巖變細(xì)且呈薄層狀，泥巖發(fā)育。

圖3 烏爾禾油田百口泉組骨架砂體剖面相組合序列樣式Fig.3The combination pattern of main sand body section of Baikouquan Formation

圖4 烏爾禾油田W36井百口泉組沖積扇沉積序列圖Fig.4Depositional sequence of Baikouquan Formation of Well W36 in Wuerhe Oilfield

2)T1b2砂層組沉積相展布

繼承了T1b3期沉積面貌特征，發(fā)育2期北東—南西向展布的沖積扇扇體(圖7)，伴隨整體湖侵退積作用的加劇，沖積扇的規(guī)模、形態(tài)發(fā)生部分變化。該期東部的W7井扇體消失，處于扇緣亞相帶，砂體不發(fā)育。中部扇體主河道位于W115—W101—W103井，不同之處，扇中亞相范圍萎縮，早期位于扇中亞相帶的W19井已處于扇緣相帶內(nèi)。西部扇體，主體仍位于W3—W004—W38井，但扇中亞相范圍明顯變小。W27—W37—FN2井依然位于扇緣亞相帶。

圖5 烏爾禾油田百口泉組過W37—W7井的沉積相連井剖面圖Fig.5Sedimentary facies of well correlation section of Baikouquan Formation from Well W37 to Well W7

3)T1b1砂層組沉積相展布

湖侵退積旋回晚期，沖積扇扇體逐步向老山退覆。該期研究區(qū)內(nèi)沖積扇扇體不發(fā)育，扇中亞相消失，整體位于扇緣亞相帶內(nèi)，發(fā)育片流沉積的厚層褐紅色泥巖，局部的W7、FN2、W29、W27等井夾透鏡狀薄層砂礫巖、砂巖、粉砂巖，砂體規(guī)模小，厚度在2～6 m(圖8)。

3 沉積模式

盆地演化特征、氣候條件等因素決定了烏爾禾油田百口泉組沉積演化模式。三疊紀(jì)，準(zhǔn)噶爾盆地西北緣前陸盆地進入演化階段，相對二疊系構(gòu)造作用較弱，已基本形成了統(tǒng)一的匯水盆地，同生逆斷裂對扇體有明顯的控制作用［7，18］。由于印支構(gòu)造運動的強烈擠壓，逆沖推覆作用在繼承海西期構(gòu)造活動的基礎(chǔ)上，向盆地方向繼續(xù)推進，從而形成了臺階狀斷裂，斷層上盤成為沉積物供給區(qū)，下盤為沉積物卸載區(qū)，形成沖積扇。從沉積相平面分布看，扇體物源主要來自北東方向，與區(qū)域斷裂走向基本垂直［19］。

百口泉組初期，逆沖推覆構(gòu)造活動強烈，風(fēng)化剝蝕產(chǎn)物沿溝谷快速卸載于斷裂下盤而形成沖積扇，主要沉積了扇中亞相的砂礫巖。百口泉組中后期，伴隨構(gòu)造強度減弱，侵蝕基準(zhǔn)面升高與湖平面上升，沖積扇體向老山退覆，區(qū)內(nèi)主要接受片流泥巖沉積，從而形成退積型的沖積扇沉積序列，不同沉積單元具有時空相關(guān)性［20］。本區(qū)沖積扇發(fā)育模式如圖9所示。

圖6 烏爾禾油田百口泉組T1b3砂層組沉積相平面圖Fig.6Sedimentary facies distribution of T1b3of Baikouquan Formation in Wuerhe Oilfield

圖7 烏爾禾油田百口泉組T1b2砂層組沉積相平面圖Fig.7Sedimentary facies distribution of T1b2of Baikouquan Formation in Wuerhe Oilfield

圖8 烏爾禾油田百口泉組T1b1砂層組沉積相平面圖Fig.8Sedimentary facies distribution of T1b1of Baikouquan Formation in Wuerhe Oilfield

圖9 烏爾禾油田百口泉組沖積扇沉積模式圖Fig.9Sedimentary model of Baikouquan Formation alluvial fan in Wuerhe Oilfield

4 沖積扇相對油氣成藏控制機理分析

三疊系百口泉組已探明的油藏類型為構(gòu)造—巖性油藏，油藏受構(gòu)造和沖積扇相帶綜合控制。沖積扇相帶對油氣成藏的控制作用表現(xiàn)在以下幾個方面:

1)優(yōu)勢相帶控制油氣的富集規(guī)模

三疊系百口泉組砂礫巖儲層，具有埋藏淺、成巖作用弱等特點，因而具有較好的儲集性能;但不同沉積微相，由于沉積水動力條件、沉積模式等不同，其砂體儲集性能存在較大的差異。扇中亞相辮狀河道充填沉積微相儲集性能、含油性好，是油氣聚集的優(yōu)勢相帶;其次為篩狀沉積;泥石流沉積的砂礫巖和片流砂體儲集性能較差。試油結(jié)果的大小亦反映出不同微相儲集性能的優(yōu)劣:試油日產(chǎn)油大于5 t/d的井段，均位于扇中亞相辮狀河道充填微相、篩狀沉積微相內(nèi)，如W36井、W103井等;扇中亞相向扇緣亞相過渡的W113井、W104井，試油日產(chǎn)油低于1 t/d;位于泥石流沉積區(qū)的W7井，試油為干層;位于扇緣的W37井等，試油為干層。

2)微相組合序列控制油氣的儲蓋組合條件

退積型沉積旋回早中期發(fā)育的砂礫巖、晚期發(fā)育的泥巖構(gòu)成研究區(qū)良好的儲蓋組合，下伏二疊系風(fēng)城組油氣沿斷裂、不整合面等運移至優(yōu)勢相帶內(nèi)儲集，晚期泥巖作為蓋層起封存保護作用，從而形成百口泉組下生上儲型油藏。研究區(qū)Ⅰ型、Ⅱ型相組合序列是本區(qū)儲蓋組合條件最有利的相組合類型。

3)優(yōu)勢相帶空間展布控制油藏邊界

通過油藏含油范圍與構(gòu)造、沉積相平面分布的疊合，可以看出，扇中亞相平面展布的邊界控制油藏的下傾及側(cè)向邊界，而油藏上傾方向主要受斷裂遮擋。在此規(guī)律的指導(dǎo)下，在扇中亞相帶部署鉆探多口評價井，均獲得成功，一方面證實沉積相平面展布規(guī)律的準(zhǔn)確性，另一方面有力地指導(dǎo)油田現(xiàn)場生產(chǎn)。

5 結(jié)論

(1)烏爾禾油田百口泉組發(fā)育受同生逆斷裂控制的近源沖積扇沉積，亞相類型包括扇中亞相、扇緣亞相和扇間洼地。沉積微相類型包括辮狀河道充填沉積、篩狀沉積、泥石流沉積和片流沉積，微相縱向組合類型有四類。

(2)百口泉組整體為退積型沖積扇，物源方向來自北東向。T1b3沉積期，研究區(qū)發(fā)育三期沖積扇扇體，以扇中亞相發(fā)育為主，沉積規(guī)模大，砂體厚;T1b2沉積期，由于湖侵退積作用，扇體規(guī)模變小，主要發(fā)育兩期沖積扇扇體;T1b1沉積期，伴隨湖侵過程至最大，扇體逐步退覆，研究區(qū)主要發(fā)育扇緣亞相。

(3)沖積扇相帶對油氣成藏起控制作用:優(yōu)勢相帶控制油氣富集規(guī)模，其中扇中亞相辮狀河道充填沉積微相最有利，是油氣聚集的主要相帶;微相組合序列控制油氣的儲蓋組合條件，Ⅰ型、Ⅱ型相組合序列是本區(qū)儲蓋組合條件最有利的相組合類型;優(yōu)勢相帶空間展布控制油藏邊界，油藏的下傾、側(cè)向邊界主要受控于扇中亞相的平面展布邊界。

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Characteristics of Alluvial Fan in Baikouquan Formation of Wuerhe Oil Field in Junggar Basin and Petroleum Prospecting Significance

GONG Qing-shun1HUANG Ge-ping1NI Guo-hui2MENG Xiang-chao1DING Liang-bo1
(1.PetroChina Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology，Hangzhou 310023; 2.CNPC Greatwall Drilling Company，Beijing 100101)

Through the analysis of core，cast thin slice and wireline logging data，a typical retrograding sequence alluvial fan is found in Baikouquan Formation of Wuerhe Oilfield which is located in the Junggar Basin.Mid-fan intrafacies is developed in the lower-middle part of affuvial fan and end-fan intrafacies is developed in the upper part which remark the sedimentary environment that A/S(the ratio of available accommodation and sediment flux rate)increased under a transgression of the lake water body at early Trias.Microfacies include braided channel filling，sieve deposit，mud-rock flow deposit and sheet deposit.Integrated with regional structure style，well testing data and production rate，braided channel filling in mid-fan intrafacies is the most favorable facies which controls hydrocarbon＇s accumulation and reservoir boundary.After the study，more appraisal wells were designed and drilled according to the distribution of favorable facies，and considerable hydrocarbon output in Baikouquan formation proved the accuracy of the conclusions.The laws summarized in this study will play an important role in the development of the reservoir for other oilfields.

Wuerhe Oilfield;Baikouquan Formation;alluvial fan;mid-fan intrafacies;braided channel filling

book=6,ebook=529

宮清順男1979年出生碩士工程師石油地質(zhì)E-mail:gongqs_hz@petrochina.com.cn

P512.2

A

2009-11-20;收修改稿日期:2010-03-08