砂礫巖儲層成因差異及其對儲集物性的控制效應(yīng)
——以瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組為例

龐德新

（中國石油新疆油田分公司低效油田開發(fā)公司，新疆克拉瑪依834000）

砂礫巖儲層成因差異及其對儲集物性的控制效應(yīng)
——以瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組為例

龐德新

（中國石油新疆油田分公司低效油田開發(fā)公司，新疆克拉瑪依834000）

根據(jù)巖心觀察及測井和錄井資料分析、鑄體薄片微觀分析和物性測試等，對瑪湖凹陷瑪2井區(qū)中二疊統(tǒng)下烏爾禾組砂礫巖儲層成因類型進行了分析，認(rèn)為研究層段儲層巖性主要為砂礫巖、含礫砂巖、砂巖及泥質(zhì)砂巖等。其中，將砂礫巖按成因的不同可進一步劃分為牽引流砂礫巖及重力流砂礫巖兩類，它們在成熟度、泥質(zhì)雜基含量、孔隙類型等諸多方面均具有明顯的差異，繼而造成儲集物性的巨大差異。該區(qū)砂礫巖的孔隙類型以次生孔隙為主，總體屬于低孔、低滲儲層；沉積環(huán)境（微相）對目的層砂礫巖儲層的儲集物性具有明顯的控制效應(yīng)；水下分流河道微相發(fā)育的牽引流砂礫巖儲集物性最好，扇面河道微相次之，泥石流及碎屑流微相內(nèi)形成的重力流砂礫巖儲集物性最差，甚至可形成物性隔夾層。

下烏爾禾組；牽引流砂礫巖；重力流砂礫巖；瑪2井區(qū)；瑪湖凹陷

0　引言

近年來，砂礫巖作為重要的巖性地層油氣儲層，已引起國內(nèi)地質(zhì)工作者的廣泛重視。目前，已在準(zhǔn)噶爾盆地的西北緣［1-3］和東緣［4］、渤海灣盆地濟陽坳陷［5-7］、海拉爾盆地［8］及松遼盆地北部［9］等廣泛開展了砂礫巖儲層特征方面的研究工作。其中，扇三角洲成因的砂礫巖沉積體因其發(fā)育廣泛，在各類成因的砂礫巖儲層中起到了十分重要的作用［4-5，10-12］。根據(jù)搬運介質(zhì)的流體性質(zhì)，將扇三角洲砂礫巖體劃分為牽引流及重力流兩大成因類型［10-12］。然而，許多研究者在對扇三角洲砂礫巖儲層進行研究時，沒有將砂礫巖區(qū)分為上述兩大類型［4-5，8］，這將會限制對砂礫巖儲層特征的客觀認(rèn)識。

前人對瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組進行過油源分析［13］和油氣成藏分析［14］等少量研究，而針對下烏爾禾組砂礫巖儲層儲集物性方面的研究未見公開報道。因此，本次研究擬通過巖心觀察以及測井和錄井資料分析、薄片微觀分析和物性測試等，對研究層段砂礫巖儲層成因類型進行分析，并在區(qū)分牽引流砂礫巖及重力流砂礫巖的基礎(chǔ)上，分析具有不同搬運介質(zhì)流體性質(zhì)的沉積環(huán)境（微相）對砂礫巖儲層儲集物性的控制效應(yīng)，以期為研究區(qū)后續(xù)評價提供理論指導(dǎo)和對國內(nèi)其他地區(qū)砂礫巖儲層研究提供借鑒。

1　研究區(qū)概況

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地西北部，是盆地一級構(gòu)造單元中央坳陷內(nèi)的次級構(gòu)造單元，其西北部與西部隆起的次級構(gòu)造單元克-百斷裂帶和烏-夏斷裂帶相鄰，東與陸梁隆起相接?，?井區(qū)位于瑪湖凹陷北部（圖1）。

圖1　瑪湖凹陷瑪2井區(qū)地理位置及構(gòu)造區(qū)劃Fig.1　The geographic location and tectonic division in Ma 2 well block of Mahu Depression

二疊系中統(tǒng)下烏爾禾組（P2w）不整合于下伏夏子街組（P2x）之上，與上覆下三疊統(tǒng)百口泉組（T1b）呈不整合接觸。下烏爾禾組沉積時期，粗碎屑物質(zhì)由研究區(qū)西北、東北兩大物源方向入湖，從而形成了一套扇三角洲相砂礫巖沉積體系，其厚度為100 m以上（研究區(qū)的鉆井都未鉆穿下烏爾禾組地層）。目前，研究區(qū)存在砂礫巖儲層非均質(zhì)性強、儲層物性控制因素不明確等難題，它是造成單井試油量存在巨大差異，以及在后續(xù)評價過程中對有利區(qū)認(rèn)識不清等實際生產(chǎn)問題的主要原因。

2　砂礫巖儲層特征

2.1巖石學(xué)特征

根據(jù)瑪2井區(qū)下烏爾禾組的14口取心井和287.45 m巖心觀察，以及2 548塊樣品的分析化驗資料的研究，認(rèn)為該區(qū)砂礫巖儲層的巖性以砂礫巖為主，見少量含礫砂巖、泥質(zhì)砂巖及砂巖。砂礫巖中礫石粒徑為2～4 cm，成分以凝灰?guī)r為主（占70%），顆粒間填隙物包括砂級、粉砂級雜基及泥質(zhì)雜基。研究區(qū)砂巖的發(fā)育程度較差，厚度小，主要位于河道頂部及遠砂壩微相中，巖石類型以巖屑砂巖為主，長石巖屑砂巖次之。砂礫巖儲層中膠結(jié)物以方解石、石膏為主（局部以鈉長石為主），見少量硅質(zhì)膠結(jié)。

本次研究將砂礫巖進一步細(xì)分為重力流砂礫巖和牽引流砂礫巖，這兩類砂礫巖看似沒有什么區(qū)別，很容易歸為一類進行處理，但實際上，其在成因、成熟度、泥質(zhì)雜基含量、沉積結(jié)構(gòu)及構(gòu)造等方面均存在較大差異，而這些方面又是影響儲集物性的重要因素。

重力流砂礫巖位于扇三角洲平原亞相的泥石流微相及扇三角洲前緣亞相的碎屑流微相（圖2）中，由災(zāi)變事件形成［10-12］，其成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度均極低，礫石大小差異較大（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-2），磨圓度較低，以次棱角狀為主；礫石顆粒多呈漂浮狀（圖版Ⅰ-2），雜基（砂質(zhì)及泥質(zhì)雜基）含量高（圖版Ⅰ-3～Ⅰ-4）；發(fā)育塊狀層理，具混雜構(gòu)造（圖版Ⅰ-1～Ⅰ-2）。

牽引流砂礫巖位于扇三角洲平原亞相的扇面河道微相及扇三角洲前緣亞相的水下分流河道微相（圖2）中，由間災(zāi)變期正常牽引流形成［10-12］，與重力流砂礫巖相比其成分成熟度及結(jié)構(gòu)成熟度有所變好，礫石大小比較均一，為1～2cm，磨圓度有所變好，以次圓狀為主（圖版Ⅱ-1～Ⅱ-2）；礫石顆粒相互接觸，雜基（砂質(zhì)及泥質(zhì)雜基）含量較低（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-5）；可見自下而上的正粒序（圖版Ⅱ-1～Ⅱ-2）以及側(cè)積交錯層理［15］（圖版Ⅱ-2）等牽引流沉積構(gòu)造。

圖2　瑪湖凹陷瑪2井區(qū)扇三角洲相砂礫巖儲層中不同沉積成因砂礫巖發(fā)育模式Fig.2　The development model of glutenite of different sedimentary genesis in glutenite reservoirs of fan-delta facies in Ma 2 well block of Mahu Depression

2.2孔隙類型及微觀結(jié)構(gòu)

瑪2井區(qū)下烏爾禾組砂礫巖中發(fā)育多種孔隙類型，可大致分為原生孔隙和次生孔隙兩大類，并以后者為主。其中，原生孔隙主要為原生粒間孔和剩余粒間孔（占20%左右）（圖版Ⅱ-3，圖版Ⅱ-5）；次生孔隙主要為粒間溶孔（占35%左右）（圖版Ⅱ-3）、粒內(nèi)溶孔（占25%左右）（圖版Ⅱ-4）和界面縫（占30%左右）（圖版Ⅰ-4）。

2.3物性特征

瑪2井區(qū)下烏爾禾組485塊砂礫巖樣品的物性測試結(jié)果顯示：砂礫巖儲層的孔隙度為1.36%～17.83%，平均為6.52%，孔隙度介于5%～8%的樣品占40.2%，孔隙度大于12%的樣品非常少，僅占6.4%；滲透率為0.02～1763.39 mD，平均為15.56 mD，滲透率介于0.1～1.0mD的樣品占28.2%，滲透率小于5 mD的樣品占69.7%，滲透率大于100 mD的樣品僅占5.4%。因此下烏爾禾組砂礫巖儲層整體為低孔、低滲儲層。

瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組砂礫巖與儲集物性之間的關(guān)系統(tǒng)計（表1）表明：各砂礫巖的孔隙度、滲透率均較低，平均孔隙度為4.60%～9.11%，平均滲透率為2.93～21.45 mD；牽引流砂礫巖物性最好，含礫砂巖物性次之，泥質(zhì)砂巖（含砂巖）和重力流砂礫巖物性最差。

表1　瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組砂礫巖與儲集物性關(guān)系Table 1　Relationship between lithology and reservoir properties of lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

3　沉積環(huán)境差異對儲集物性的控制效應(yīng)

根據(jù)鏡下薄片分析及油田生產(chǎn)開發(fā)資料，對14口取心井287.45 m巖心（可反映研究區(qū)全區(qū)情況）的沉積特征進行觀察，認(rèn)為下烏爾禾組砂礫巖儲層的沉積環(huán)境（微相）對于儲集物性具有明顯的控制效應(yīng)。

瑪2井區(qū)下烏爾禾組屬于扇三角洲沉積體系。扇三角洲相可細(xì)分出泥石流、扇面河道、漫流、支流間灣、水下分流河道、碎屑流、河口壩（研究區(qū)幾乎不發(fā)育）及遠砂壩等微相［12、16-17］。統(tǒng)計表明，不同沉積微相對應(yīng)的儲集物性具有明顯差異（表2）。①扇三角洲前緣亞相中的水下分流河道微相對應(yīng)的牽引流砂礫巖物性最好，這是因為河道水動力強且搬運碎屑物質(zhì)的距離相對較遠，結(jié)果導(dǎo)致顆粒分選與磨圓均較好，泥質(zhì)雜基含量很低（體積分?jǐn)?shù)一般小于1%），其孔隙類型以原生粒間孔為主（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-5）。另外，泥質(zhì)雜基含量較低，不僅利于原生孔隙的保存和有助于溶蝕作用產(chǎn)生次生孔隙，還可降低壓實作用對儲層物性的破壞性影響［2］。②扇三角洲平原亞相中的扇面河道微相對應(yīng)的牽引流砂礫巖的物性僅次于水下分流河道內(nèi)的牽引流砂礫巖，都?xì)w為好儲層，這是由于扇面河道較水下分流河道搬運碎屑物質(zhì)的距離稍近、沉積分異作用稍弱、泥質(zhì)含量稍高的緣故。③扇三角洲平原亞相中的泥石流微相及前緣亞相中的碎屑流微相對應(yīng)的重力流砂礫巖均屬災(zāi)變事件形成，其成熟度低，泥質(zhì)雜基含量高（體積分?jǐn)?shù)一般為5%～9%），原生孔隙充填殆盡，孔隙類型以次生粒內(nèi)溶孔（圖版Ⅰ-3）和界面縫（圖版Ⅰ-4）為主，孔隙度低，滲透率極低，從而形成物性隔夾層，造成砂礫巖儲層的非均質(zhì)性增強，嚴(yán)重影響油氣開采效果。④遠砂壩微相對應(yīng)的巖性主要是泥質(zhì)砂巖及砂巖，因遠砂壩處于扇三角洲前緣的最前端，其水動力較弱，泥質(zhì)含量較高，因而物性較差，歸為差儲層。⑤扇三角洲前緣亞相中的支流間灣微相主要為泥質(zhì)沉積，夾少量泥質(zhì)砂巖，因而物性最差，歸為非儲層。

表2　瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組沉積微相與儲集物性關(guān)系Table 2　Relationship between microfacies and reservoir properties of lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

不同沉積環(huán)境下形成的儲層物性差異明顯，沉積微相（環(huán)境）對儲層的儲集物性具有明顯的控制效應(yīng)。水下分流河道、扇面河道微相是最有利的儲層發(fā)育相帶，而泥石流及碎屑流微相則不利于形成優(yōu)質(zhì)儲層。

4　結(jié)論

（1）瑪湖凹陷瑪2井區(qū)下烏爾禾組砂礫巖儲層巖性可分為牽引流砂礫巖、重力流砂礫巖、含礫砂巖、砂巖及泥質(zhì)砂巖，牽引流砂礫巖與重力流砂礫巖在成因、成熟度、泥質(zhì)雜基、沉積構(gòu)造等方面均具有明顯差異，繼而造成儲集物性的巨大差異。

（2）沉積環(huán)境（微相）對目的層砂礫巖儲層的儲集物性具有明顯的控制效應(yīng)。其中，水下分流河道及扇面河道微相內(nèi)發(fā)育的牽引流砂礫巖儲集物性最好，泥石流及碎屑流微相內(nèi)形成的重力流砂礫巖儲集物性很差，可形成物性隔夾層。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅰ說明：瑪2井區(qū)下烏爾禾組重力流砂礫巖的典型巖心及顯微照片。1.棕紅色重力流砂礫巖，塊狀層理，礫石顆粒大小懸殊，最大可達7 cm，漂浮狀，泥石流沉積，瑪7井，3 628.76 m；2.深灰色重力流砂礫巖，塊狀層理，雜基含量高，礫石顆粒呈漂浮狀，分選性差，碎屑流沉積，瑪4井，3 722.40 m；3.重力流砂礫巖，片沸石膠結(jié)，泥質(zhì)雜基含量較高，達4.0%，以粒內(nèi)溶孔為主，孔隙度僅3.0%，碎屑流微相，瑪4井，3 549.15 m；4.重力流砂礫巖，泥質(zhì)雜基含量較高，達5.0%，以界面縫為主，孔隙度僅5.09%，碎屑流微相，瑪004井，3 599.97 m

圖版Ⅱ

圖版Ⅱ說明：瑪2井區(qū)下烏爾禾組牽引流砂礫巖的典型巖心及顯微照片。1.棕紅色牽引流砂礫巖，顯正粒序，分選好，磨圓度高，礫石顆粒彼此相互接觸，扇面河道沉積，瑪5井，3 606.19 m；2.深灰色牽引流砂礫巖，側(cè)積交錯層理，正粒序，分選好，水下分流河道沉積，瑪2295井，3 545.50 m；3.牽引流砂礫巖，泥質(zhì)雜基含量極低，以原生粒間孔為主，孔隙度達10.5%，水下分流河道微相，瑪2238井，3 545.53 m；4.牽引流砂礫巖，泥質(zhì)雜基含量極低，以原生粒間孔及次生粒內(nèi)溶孔為主，孔隙度達10.6%，水下分流河道微相，瑪2238井，3 556.76 m；5.牽引流砂礫巖，鈉長石膠結(jié)，礫石顆粒磨圓度高，泥質(zhì)雜基含量僅1.0%，以剩余粒間孔為主，孔隙度達11.36%，水下分流河道微相，瑪003井，3 635.25 m

（本文編輯：楊琦）

Sedimentary genesis of sand-conglomerate reservoir and its control effect on reservoir properties:A case study of the lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression

Pang Dexin
（Low Efficient Oilfield Development Company，PetroChina Xinjiang Oilfield Company，Karamay 834000，Xinjiang，China）

According to core observation，well logging，logging，casting thin sections and analysis assay data，this paper studied the sand-conglomerate reservoir characteristics of the lower Urho Formation in Ma 2 well block of Mahu Depression.The reservoir lithology could be divided into sand-conglomerate，conglomeratic sandstone，sandstone and shaly sandstones and so on.The sand-conglomerate could be further divided into traction current sand-conglomerate and gravity current sand-conglomerate by the genesis，and they have many obvious differences on the aspects of maturity，muddy matrix content，pore type and so on，which causes the huge differences of reservoir properties.The pore type of sand-conglomerate reservoir mainly is secondary porosity，belonging to low porosity and low permeability reservoir. Sedimentary environment（microfacies）has very obvious control effect on sand-conglomerate reservoir properties，among them，traction current sand-conglomerate of underwater distributary channel microfacies has the best reservoir properties，followed by stream channel microfacies，and the gravity current sand-conglomerate of debris flow and underwater debris flow microfacies has the poorest reservoir properties，which can form property interbeds.

lower UrhoFormation；traction current sand-conglomerate；gravitycurrent sand-conglomerate；Ma 2 well block；Mahu Depression

TE122.1

A

1673-8926（2015）05-0149-06

2015-05-09；

2015-06-26

湖北省教育廳科學(xué)技術(shù)研究計劃青年人才項目“庫車坳陷白堊系碎屑巖儲層流體-巖石相互作用的動力學(xué)機制剖析”（編號：B2013285）資助

龐德新（1963-），男，碩士，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：（834000）新疆克拉瑪依市新疆油田分公司低效油田開發(fā)公司。E-mail：110908111@qq.com。