瑪湖凹陷三疊紀(jì)古地貌對沉積的分級控制作用

任本兵，瞿建華，王澤勝，錢海濤，唐勇

中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000

瑪湖凹陷三疊紀(jì)古地貌對沉積的分級控制作用

任本兵*，瞿建華，王澤勝，錢海濤，唐勇

中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000

勘探實(shí)踐證實(shí)，瑪湖凹陷三疊系百口泉組扇三角洲沉積具有相帶控藏控產(chǎn)的特點(diǎn)。針對常規(guī)相帶刻畫技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)對沉積微相的刻畫以滿足勘探需求的技術(shù)難題，利用古地貌恢復(fù)，結(jié)合鉆探資料，開展了古地貌對百口泉組扇三角洲沉積分級控制作用的研究，以實(shí)現(xiàn)對扇三角洲前緣相朵葉體的精細(xì)刻畫。研究表明，百口泉組扇三角洲沉積受古地貌分級控制：（1）山口、溝槽、古凸控制著扇體主槽走向，從而控制著平原相及扇間泥巖帶，平臺區(qū)控制著前緣相帶展布，主流線向坡降較大的方向偏移，從而控制著扇體相帶的對稱性，多級坡折則控制著高低位湖岸線的分布；（2）平臺區(qū)次級溝谷及坡折等二級古地貌控制著次級主流線的走向，從而控制著前緣相朵葉體的分布。

瑪湖凹陷；百口泉組；扇三角洲；古地貌；分級控制

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引言

準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷三疊系百口泉組為大型緩坡扇三角洲沉積[1—2]，勘探實(shí)踐表明，扇三角洲前緣亞相是有利的勘探相帶，控制著油藏的分布，其微相的差異直接影響產(chǎn)能的高低[3—4]。地震波形分類、屬性融合、體雕刻等相帶刻畫技術(shù)[57]，實(shí)現(xiàn)了扇三角洲亞相的精細(xì)刻畫，為勘探部署提供了有利區(qū)，但無法滿足尋找高產(chǎn)、高效優(yōu)質(zhì)儲量區(qū)塊的需求。通過古地貌恢復(fù)，結(jié)合區(qū)域鉆探情況，研究古地貌對扇三角洲沉積的分級控制作用，能有效實(shí)現(xiàn)扇三角洲前緣相朵葉體的精細(xì)刻畫，為勘探部署尋找優(yōu)質(zhì)儲量區(qū)塊提供依據(jù)。

1 古地貌特征

瑪湖凹陷經(jīng)歷了石炭紀(jì)二疊紀(jì)早期構(gòu)造旋回下的前陸盆地和三疊紀(jì)第四紀(jì)晚期構(gòu)造旋回下的凹陷盆地等兩個(gè)發(fā)育時(shí)期，具有典型的疊合盆地特征，構(gòu)造特征復(fù)雜[8—10]。二疊紀(jì)末期，受海西印支運(yùn)動(dòng)的影響，盆地整體抬升遭受剝蝕，隨后進(jìn)入了整體沉積—抬升的振蕩發(fā)展階段[1—0]，形成地勢平坦、坡度較緩的大型拗陷淺水湖盆，為大型緩坡扇三角洲沉積創(chuàng)造了良好的古地理?xiàng)l件。

針對研究區(qū)三疊紀(jì)之后整體沉積抬升的簡單構(gòu)造沉積背景，以區(qū)域內(nèi)新部署采集的“兩寬一高”三維地震資料[1—1]精細(xì)構(gòu)造解釋為基礎(chǔ)，采用地層殘余厚度計(jì)算、視厚度校正及去壓實(shí)恢復(fù)等技術(shù)手段[12—13]進(jìn)行古地貌恢復(fù)。以研究目的為導(dǎo)向，采用不同解釋精度及成圖精度的地震資料，實(shí)現(xiàn)不同研究范圍及精度的分級古地貌恢復(fù)，為研究三疊紀(jì)古地貌對百口泉組扇三角洲沉積的分級控制作用提供了依據(jù)和技術(shù)支撐。

瑪湖凹陷三疊紀(jì)平坦寬緩的古地貌為扇三角洲沉積大規(guī)模發(fā)育提供了條件，局部隆凹錯(cuò)落的格局控制著扇體的發(fā)育展布。通過分級古地貌恢復(fù)，展現(xiàn)了不同級別的古地貌形態(tài)，瑪湖凹陷三疊紀(jì)早期古地貌展現(xiàn)了4類一級古地貌單元(圖1)。

圖1 瑪湖凹陷百口泉期前古地貌圖Fig.1Paleogeomorphic map before deposit of Baikouquan Formation in Mahu Sag

(1)山口、溝槽與古凸

瑪湖凹陷百口泉期前古地貌發(fā)育中拐、克拉瑪依、黃羊泉、夏子街、鹽北和夏鹽等6大山口和主槽，與中拐古凸、W90井古凸、艾湖古凸、風(fēng)南古凸、北瑪東古凸和南瑪東古凸等多個(gè)古凸形成凹隆相間的格局，為物源區(qū)和沉積區(qū)提供了連接通道，起到了良好的物源輸送作用。

(2)平臺區(qū)

古地貌平臺區(qū)是除山口、溝槽及古凸以外的廣大平緩沉積區(qū)域，為沉積砂體的卸載提供了場所，是主要的卸砂區(qū)。

(3)古坡折

古坡折是指古地貌坡度發(fā)生較大變化的轉(zhuǎn)折帶，對沉積具有一定的控制作用?，敽貐^(qū)三疊紀(jì)古地貌自斷裂帶向凹陷中心發(fā)育3大坡折帶：一級坡折帶位于斷裂帶附近，分割斷裂帶和斜坡區(qū)；二級坡折帶位于斜坡中部，分割上、下斜坡區(qū)；三級坡折帶靠近凹陷中心，分割斜坡區(qū)與凹陷深部。3級坡折帶圍繞凹陷的沉積、沉降中心呈環(huán)狀向周緣拓展。

(4)湖心洼地

湖心洼地是指高程低于其四周的低洼區(qū)域[1—4]，終年處于水體之下，是湖盆的沉積中心。

瑪北斜坡區(qū)位于瑪湖凹陷北部，該區(qū)百口泉期前古地貌展示了夏子街扇三角洲沉積前的古地貌特征(圖2)，受北東南西向大型區(qū)域走滑斷裂(W22井北斷裂和W131井北斷裂)影響[15—17]，在斷裂處形成北東南西向展布的山口與主溝槽，溝槽兩翼發(fā)育低凸平臺區(qū)。在W22井北斷裂和W131井北斷裂的控制作用下，翼部發(fā)育多條次級調(diào)節(jié)性斷裂(圖3)，依次高低錯(cuò)落排列，形成多條斷裂坡折帶[18—19]，從而發(fā)育多條次級溝槽，并將平臺區(qū)切割成多個(gè)次級平臺(西翼：W44井平臺、W99井平臺、W72井平臺、W15井平臺和W131井平臺，東翼：W19井北平臺、W19井平臺和W22井平臺)，形成次級溝槽與次級平臺相間的平面格局，次級平臺依次錯(cuò)落有序排列，與主溝槽整體形成“扇狀”展布特征。

圖2 瑪北斜坡區(qū)百口泉期前古地貌三維可視化圖Fig.2Three-dimensional paleogeomorphic map before deposit of Baikouquan Formation in the slope zone of northern Mahu Sag

2 古地貌對扇三角洲沉積的分級控制

瑪湖凹陷三疊紀(jì)早期古地貌控制著百口泉組扇三角洲沉積的搬運(yùn)途徑和沉積場所，從而控制著扇三角洲的展布。通過分級古地貌恢復(fù)研究，明確了扇體分布發(fā)育受古地貌的分級控制作用。

2.1 山口、溝槽、古凸、平臺區(qū)及坡折帶等一級古地貌的控制作用

瑪湖凹陷三疊紀(jì)早期發(fā)育多個(gè)山口、溝槽及古凸，形成凹隆相間格局，山口、溝槽為沉積物搬運(yùn)、快速卸載堆積提供了有利通道和場所，兩翼古凸控制著溝槽發(fā)育的走向，進(jìn)一步控制著扇體的主槽走向，從而控制著扇三角洲平原相的分布。溝槽兩翼平臺區(qū)為沉積物的卸載提供了巨大的容納空間和場所，沉積物經(jīng)山口、主溝槽快速沉降、搬運(yùn)及分選，為平臺區(qū)提供了相對優(yōu)質(zhì)的砂礫沉積體，從而控制著扇三角洲前緣相的分布發(fā)育(圖1，圖4)。瑪北斜坡區(qū)過W15井和W7井的地震地質(zhì)解釋剖面顯示(圖4)，W7井所處的位置為W22井北斷裂作用形成的主溝槽，W15井所處的翼部為平臺區(qū)，與瑪北斜坡區(qū)百口泉期前古地貌特征一致(圖1)。鉆井證實(shí)，W7井百口泉組一段、二段均為扇三角洲平原相，W15井則為扇三角洲前緣相，進(jìn)一步證實(shí)了主槽對扇三角洲平原相的控制作用和平臺區(qū)對扇三角洲前緣相的控制作用。

圖3 過W005井、W134井、W15井、W7202井和W99井的連井地震地質(zhì)解釋剖面(剖面位置見圖2)Fig.3Profile map showing the under well interpretation of seismic and geology in W005-W134-W15-W7202-W99 wells(Profile position is shown in Fig.2)

圖4 過W15井和W7井的連井地震地質(zhì)解釋剖面(T3b底拉平)Fig.4Profile map showing the under well interpretation of seismic and geology in W15-W7 wells(Flattening with T3b bottom)

主槽兩翼平臺區(qū)控制著前緣相帶的分布，其坡降的變化直接影響著主流線的方向，控制著扇體展布的對稱性?，敽枷莅倏谌谇肮诺孛诧@示(圖1)，黃羊泉扇主槽兩翼平臺區(qū)坡降差異較大，南翼為2.0 m/km，北翼為0.5 m/km，形成了南陡北緩的地勢格局，致使主流線向南發(fā)生偏轉(zhuǎn)，扇體兩翼前緣相發(fā)育不對稱，南翼發(fā)育相帶寬，北翼發(fā)育相帶窄，形成非對稱性扇三角洲(圖5)。其南翼多井鉆探獲突破，并提交2塊石油地質(zhì)儲量，北翼部署2口探井，均未獲突破，進(jìn)一步證實(shí)了黃羊泉扇體的非對稱性特點(diǎn)。夏子街扇體主槽兩翼平臺區(qū)坡降差異較小，西翼為0.8 m/km，東翼為1.0 m/km，形成了較為對稱的地勢格局，致使扇體兩翼前緣相發(fā)育較對稱，形成對稱性扇三角洲(圖5)。其西翼連獲突破，提交石油地質(zhì)儲量2塊，并有效升級動(dòng)用，按照“鏡像”勘探的思路，在其東翼部署的W19井鉆遇前緣砂體且獲工業(yè)油流，有效證實(shí)了夏子街扇體的對稱性特點(diǎn)。

圖5 過W24井、W9井、W8井、W75井、W1井、W131井、W72井、W74井和W19井的三疊系百口泉組沉積相剖面Fig.5Sedimentary profile of the Triassic Baikouquan Formation in W24-W9-W8-W75-W1-W131-W72-W74-W19 wells

圖6 瑪湖凹陷三疊系百口泉組沉積充填演化剖面圖(剖面位置見圖1)Fig.6Sedimentary evolution profile of the Triassic Baikouquan Formation in Mahu Sag(Profile position is shown in Fig.1)

環(huán)瑪湖凹陷有3條古坡折帶環(huán)湖向四周拓展發(fā)育，與湖平面的升降控制著湖平面階躍式的變化[2—0]，進(jìn)而控制著扇體橫向展布和縱向發(fā)育。古地貌恢復(fù)結(jié)合還原色砂體比分析研究發(fā)現(xiàn)(圖6)，三級坡折帶控制著低位湖岸線的展布，二級坡折帶控制著湖面變化快慢的轉(zhuǎn)折點(diǎn)，一級坡折帶控制著高位湖岸線的展布，從而控制扇三角洲扇體的平面展布?？v向上，隨著三疊紀(jì)早期湖平面的上升，受坡折帶的影響，湖面階躍式變化，從而控制著扇體自下而上逐級跨越坡折帶向盆地周緣拓展，形成了扇三角洲前緣相有利砂體縱向錯(cuò)落疊置、橫向搭接連片的分布特征(圖6)。

2.2 平臺區(qū)次級溝谷及坡折等二級古地貌控制作用

一級古地貌控制著扇體及相帶的展布，平臺區(qū)次級溝谷及坡折帶等二級古地貌控制著側(cè)翼扇三角洲前緣相朵葉體的分布。

瑪北斜坡區(qū)百口泉期前古地貌恢復(fù)研究表明(圖2)，北東南西向的W22井北走滑斷裂的發(fā)育形成了夏子街山口及主溝槽，控制著夏子街扇體的主槽，從而控制著平原致密帶的分布，側(cè)翼平臺區(qū)控制著前緣相的分布(圖7)。平臺區(qū)發(fā)育多條次級斷裂控制的次級溝槽、斷坡，將平臺區(qū)切割成多個(gè)次級平臺，控制著平臺區(qū)分支水流，從而控制著砂體運(yùn)輸?shù)耐ǖ篮托遁d的場所，進(jìn)而控制著平臺區(qū)前緣相朵葉體的分布。瑪北斜坡區(qū)夏子街扇東西兩翼前緣相大面積發(fā)育，受平臺區(qū)次級溝槽切割控制，形成了8大前緣相朵葉體：W44井朵葉體、W99井朵葉體、W72井朵葉體、W15井朵葉體、W131井朵葉體、W22井朵葉體、W19井朵葉體和W19井北朵葉體(圖7)，是勘探部署的有利目標(biāo)區(qū)。

圖7 瑪北斜坡區(qū)三疊系百口泉組二段沉積相與斷裂疊合平面圖Fig.7Sedimentary facies overlayed fault of the second member of Triassic Baikouquan Formation in the slope zone of northern Mahu Sag

勘探實(shí)踐證實(shí)，夏子街扇體西翼扇三角洲前緣相發(fā)育規(guī)模儲量，成功申報(bào)了石油地質(zhì)儲量，并有效升級動(dòng)用，已發(fā)現(xiàn)的W99井區(qū)、W72井區(qū)、W131井區(qū)及W15井區(qū)油藏均處在該儲量區(qū)塊內(nèi)，但由于各井區(qū)受平臺區(qū)次級溝槽及坡折的分割控制作用，各朵葉體在儲層物性、流體性質(zhì)及含油氣性等方面存在明顯的差異(表1)。

鉆井證實(shí)，靠近物源的W72井朵葉體前緣亞相具有拼合板狀結(jié)構(gòu)，砂夾泥，儲集層孔隙度7.00%～13.60%，平均8.64%，儲層滲透率0.067～9.100 mD，平均1.360 mD，物性較差，非均質(zhì)性強(qiáng)；離物源距離適中的W15井朵葉體前緣亞相發(fā)育，砂泥互層結(jié)構(gòu)，因搬運(yùn)距離較遠(yuǎn)，分選較好，常年處于水下環(huán)境，其物性較好，儲集層孔隙度6.95%～13.90%，平均9.44%，儲層滲透率0.133～39.000 mD，平均1.460 mD；而遠(yuǎn)離物源的W131井朵葉體前緣亞相與湖相沉積相間，透鏡狀結(jié)構(gòu)(砂泥互層泥包砂)明顯，物性介于W15與W99井朵葉體之間，平均孔隙度為8.80%，平均滲透率為1.430 mD。

表1 各朵葉體百口泉組二段儲層物性、流體性質(zhì)及壓力特征對比表Tab.1Contrast table of reservoir physical property and fluid property and pressure characteristics containing the second member of Baikouquan Formation in various body

從油氣顯示及試油結(jié)果看，油氣主要集中于前緣亞相砂體中，平原亞相有顯示，但試油效果不佳。沉積相剖面顯示(圖8)，砂體依次從盆地內(nèi)的底部坡折平臺向盆地邊緣的上部坡折平臺之上沉積，呈現(xiàn)階梯式的砂體分布，而油氣在這些砂體中都有分布，因此油氣分布也是呈現(xiàn)階梯式的累加，最下部坡折平臺的W131井朵葉體中，W16井下部百一段砂體即有油氣產(chǎn)出，其上一級坡折平臺的W15井朵葉體中，W15井百二段有兩層油氣產(chǎn)出，更上一級坡折平臺的W72井朵葉體中，W7202井百二段厚層油氣產(chǎn)出。其中W15井朵葉體地層壓力較高，壓力系數(shù)為1.268，原油密度小，平均為0.817 4 g/cm3，均優(yōu)于相鄰的朵葉體。各朵葉體油藏壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)不同，分別屬于不同的油氣單元，進(jìn)一步證實(shí)了平臺區(qū)次級溝槽及斷裂坡折等二級古地貌控制著側(cè)翼扇三角洲前緣相朵葉體的分布。

圖8 過W16井、W134井、W15井、W7202井和W99井的三疊系百口泉組沉積相剖面圖(剖面位置見圖7)Fig.8Sedimentary profile of the Triassic Baikouquan Formation in W16-W134-W15-W7202-W99 wells(Profile position is shown in Fig.7)

3 結(jié)論

(1)山口、溝槽、古凸等一級古地貌控制著扇體主槽走向，從而控制著平原相及扇間泥巖帶，平臺區(qū)控制著前緣相帶展布，其坡降變化影響著扇體主流線方向，控制著扇體相帶的對稱性，多級坡折則控制著高低位湖岸線的分布。

(2)平臺區(qū)次級溝谷、坡折等二級古地貌將平臺區(qū)分割成多個(gè)平臺，控制著次級主流線的走向，從而控制著前緣相朵葉體的分布。

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任本兵，1985年生，男，漢族，四川宣漢人，工程師，碩士，主要從事地震地質(zhì)綜合研究工作。E-mail：xjrenbb@petrochina.com.cn

瞿建華，1981年生，男，漢族，湖北洪湖人，高級工程師，碩士，主要從事石油地質(zhì)勘探研究工作。E-mail：qujianh@petrochina.com.cn

王澤勝，1981年生，男，漢族，湖北棗陽人，工程師，碩士，主要從事地震地質(zhì)綜合研究工作。E-mail：wzsh6@petrochina.com.cn

錢海濤，1986年生，男，漢族，陜西西安人，工程師，碩士，主要從事油氣勘探綜合研究工作。E-mail：fcqht@petrochina.com.cn

唐勇，1966年生，男，漢族，重慶合川人，教授級高級工程師，博士，主要從事石油地質(zhì)勘探研究工作。E-mail：tyong@petrochina.com.cn

編輯：杜增利

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Hierarchical Control Function of the Paleogeomorphology in Triassic Period to Sedimentary in Mahu Sag

REN Benbing*，QU Jianhua，WANG Zesheng，QIAN Haitao，TANG Yong
Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China

Exploration practice confirmed that Fan delta deposit has the characteristics of facies control of reservoir and production in the Triassic Baikouquan Formation in Mahu Sag.For the technical problem that the conventional sedimentary facies division technology is difficult to achieve the division of sedimentary microfacies in order to satisfy the demand of exploration. With the paleogeomorphology restoration technology and drilling data，we studied the hierarchical control function of the paleogeomorphology to the Fan Delta sedimentary in Baikouquan Formation，and achieved meticulous depiction of the front facies of Fan Delta.Studies indicate that the Fan Delta sedimentary in Baikouquan Formation hierarchically controlled by the paleogeomorphology in Triassic Period.Mountain pass，grooves，convex controls the main channel of Fan Delta，thus controls the plain facies of Fan Delta and the Mudstone between Fan Delta.The Platform Area controls the front facies of Fan Delta. The mainstream line towards the direction of the larger gradient，thus controls the symmetry of Fan Delta.Multistage slope breaks control the location of the hi-lo shorelines.In the platform area，secondary paleogeomorphology，including secondary groove and slope break，controls the subprime mainstream line direction，thus controls distribution of Lobes body in the front facies of Fan Delta.

Mahu Sag；Baikouquan Formation；Fan delta；paleogeomorphology；hierarchical control

10.11885/j.issn.16745086.2015.10.16.02

16745086(2016)05008109

TE122

A

http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20160706.1106.004.html

20151016

時(shí)間：20160706

任本兵，E-mail：xjrenbb@petrochina.com.cn

國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃(2011CB201101)；國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05003005)。