同生逆斷層控制的砂礫巖沉積模式及有利儲集相帶分布
——以瑪湖凹陷南斜坡白25井區(qū)上烏爾禾組為例

孟祥超，蔣慶平，李亞哲，孔垂顯，吳愛成，王力寶，賈俊飛，肖芳偉，劉午牛

1.中國石油杭州地質(zhì)研究院，杭州 310023 2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000

同生逆斷層控制的砂礫巖沉積模式及有利儲集相帶分布
——以瑪湖凹陷南斜坡白25井區(qū)上烏爾禾組為例

孟祥超1，蔣慶平2，李亞哲1，孔垂顯2，吳愛成2，王力寶1，賈俊飛2，肖芳偉2，劉午牛1

1.中國石油杭州地質(zhì)研究院，杭州 310023 2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000

通過巖芯相—測井相—地震相—分析化驗數(shù)據(jù)對比，結(jié)合砂礫巖沉積野外考察實踐綜合歸納分析，認(rèn)為上烏爾禾組同生逆斷層控制的沖積扇—扇三角洲砂礫巖沉積體系整體呈進(jìn)積式沉積，具“沖積扇扇根(槽流帶)—沖積扇扇中/扇三角洲平原(辮流帶)—扇三角洲前緣(水下分流帶)—前扇三角洲/濱淺湖(夾雜水下扇)”相序特征，發(fā)育槽流、泥石流/砂質(zhì)碎屑流、辮狀河道、水下分流河道、扇面水道五種典型砂礫巖沉積微相類型。同生逆斷層帶不斷抬升剝蝕的累積效應(yīng)，使近物源區(qū)沖積扇扇根沉積整體減薄，同時使同生逆斷層控制沉積相帶分異的趨勢越來越明顯。泥質(zhì)含量是控制擠壓背景下砂礫巖儲層質(zhì)量的關(guān)鍵因素，貧泥砂礫巖儲層成巖壓實減孔效應(yīng)弱，剩余粒間孔發(fā)育，且粗粒級顆粒內(nèi)部多發(fā)育壓碎縫溝通粒間孔隙，儲層質(zhì)量最佳。依據(jù)儲集空間組合類型將有利儲集相帶分為原生粒間孔—壓碎縫發(fā)育帶、原生粒間孔—次生溶孔發(fā)育帶兩大類。前者主要分布于構(gòu)造高部位近斷裂帶—中上斜坡帶；后者主要分布于中下部斜坡帶。

瑪湖凹陷南斜坡；上烏爾禾組；沖積扇；扇三角洲；同生逆斷層；泥質(zhì)含量；壓碎縫

0 引言

自同生斷層概念提出以來(Ocamb, 1961；Hardinetal., 1961)，眾多學(xué)者意識到其對沉積及油氣藏形成的重要控制作用。2008年之前，我國學(xué)者對同生斷層的研究，主要以渤海灣盆地為代表的東部斷陷盆地同生正斷層研究為主，對同生正斷層的形成、發(fā)育過程及其與油氣的關(guān)系作了較為系統(tǒng)的闡述，與其相關(guān)的輸導(dǎo)系統(tǒng)及運(yùn)移模式的成果論述也較多[1-4]，近十年來，對塔里木盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、柴達(dá)木盆地等西部擠壓盆地同生逆斷層的研究逐漸成為學(xué)者關(guān)注的熱點(diǎn)。李鶴永等[5]通過對柴達(dá)木盆地柴西南地區(qū)同沉積逆斷層對構(gòu)造、沉積及砂巖儲層物性的控制作用，闡述了同沉積逆斷層控制的“F”型疏導(dǎo)系統(tǒng)(因剖面組合上酷似字母“F”而得名)的形成機(jī)制及控油意義。王凱等[6]通過對塔里木盆地巴楚—麥蓋提地區(qū)志留紀(jì)同生逆斷層研究，指出同生逆斷層對砂質(zhì)分散體系的控制作用，依斷層走向與物緣方向正交及斜交，其對砂質(zhì)分散的控制分別表現(xiàn)為“遏制作用”及“疏導(dǎo)作用”。上述學(xué)者討論的主要是同生逆斷層對砂質(zhì)沉積的控制作用，未涉及同生逆斷層對粗碎屑砂礫巖體沉積的影響；印森林等[7]以準(zhǔn)噶爾盆地西北緣斷裂帶三疊系克拉瑪依組沖積扇為例，詳細(xì)分析了同生逆斷層對沖積扇沉積構(gòu)型的控制作用，指出擠壓型盆地邊緣沖積扇扇體的形態(tài)、規(guī)模和組合樣式受到同生逆斷層組合樣式的控制。該研究主要針對的是粗碎屑砂礫巖沉積，但主要集中于構(gòu)造高部位斷裂帶的沖積扇沉積，對同沉積逆斷層對盆地斜坡區(qū)的扇三角洲的沉積響應(yīng)及控制作用未做論述。近五年來對準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷斜坡區(qū)砂礫巖的研究[8-10]也主要集中于古地形坡度、沉積機(jī)制對沉積相—巖相發(fā)育的控制作用分析，及致密遮擋帶、異常高壓對油氣富集的影響等方面，而對擠壓背景下沖積扇—扇三角洲沉積體系中，同生逆斷層對砂礫巖體沉積的控制作用，及扇緣細(xì)粒沉積的保存程度等問題尚罕見文獻(xiàn)報道。

準(zhǔn)噶爾盆地為典型的擠壓性盆地，構(gòu)造對沉積的控制作用較強(qiáng)[11-13]。研究區(qū)上烏爾禾組沉積期構(gòu)造平面跨度較大，既包括近斷層帶—上斜坡帶的533—537—555—5731井老區(qū)(以下簡稱五3東區(qū))，也覆蓋中部斜坡帶的白258—白255—白251斷塊區(qū)(以下簡稱白255井區(qū))及構(gòu)造較低部位的金龍8—克81井區(qū)(圖1A)。相應(yīng)地，沉積相帶跨度亦較大，西部近物源的五3東區(qū)為已探明的開發(fā)區(qū)，開發(fā)效果好，整體以沖積扇扇中辮狀河道沉積為主(扇根沉積多遭抬升剝蝕殆盡)[11]；中部的白255井區(qū)為近三年滾動勘探的重點(diǎn)區(qū)塊，區(qū)內(nèi)評價井均獲高產(chǎn)油流，研究認(rèn)為該區(qū)整體屬扇三角洲前緣水下分流河道沉積。目前五3東區(qū)油藏(沖積扇扇中)與白255井區(qū)油藏(扇三角洲前緣)已整體連片。按照經(jīng)典沖積扇(扇根—扇中—扇緣)—扇三角洲(平原—前緣—前扇三角洲)相序劃分方案，上述兩塊高效油藏區(qū)之間應(yīng)該存在儲集性能較差的沖積扇扇緣沉積。故目前研究區(qū)存在如下三個亟待解決的問題：

(1) 擠壓背景下的沖積扇—扇三角洲沉積序列中，儲集性能較差的沖積扇扇緣沉積是否能作為有效的沉積相帶保存在地層記錄中，并分隔沖積扇扇中、扇三角洲平原兩大辮狀河道有利儲集相帶。

(2) 二疊紀(jì)中晚期斷層多為具有同生性質(zhì)[12-13]的逆斷層，同生逆斷層如何控制擠壓構(gòu)造背景下的近物源砂礫巖沉積。

(3) 近五年瑪湖凹陷斜坡區(qū)百口泉組新的百里油區(qū)的發(fā)現(xiàn)得益于扇控大面積成藏模式[14]的建立。該模式的核心觀點(diǎn)是扇三角洲平原辮狀河道沉積可作為致密封堵層，對扇三角洲前緣有利儲集相帶內(nèi)的油氣在側(cè)向及上傾方向形成有效遮擋。但以扇三角洲平原辮狀河道沉積做為主要儲層的油氣藏亦多見(克百斷裂帶上盤斷裂帶礫巖油藏多屬該類沉積)。因此，控制擠壓背景下砂礫巖(尤其是扇三角洲平原辮狀河道砂礫巖)儲層質(zhì)量的關(guān)鍵因素需要進(jìn)一步明確。

本文通過巖芯、實驗測試分析數(shù)據(jù)、地層傾角/FMI測井、重礦物、古地貌等資料的綜合分析，建立了同生逆斷層控制下的沖積扇—扇三角洲沉積體系砂礫巖沉積相模式，結(jié)合同生逆斷層展布特征探討其對沉積體系展布的控制作用；明確泥質(zhì)含量是控制擠壓背景下砂礫巖儲層質(zhì)量的關(guān)鍵因素，按照儲集空間組合對兩類有利儲集相帶的類型及分布進(jìn)行了界定，希望本文為瑪湖斜坡新百里油區(qū)的建立有所裨益。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

準(zhǔn)噶爾盆地是海西運(yùn)動后期發(fā)展起來的多期疊合盆地[15-16]。盆地西北緣瑪湖凹陷及周邊地區(qū)屬海西運(yùn)動后期發(fā)展起來的前陸沖斷帶，地層發(fā)育較齊全，以晚古生代—中生代地層沉積為主，自下而上發(fā)育石炭系(C)、二疊系(P)、三疊系(T)、侏羅系(J)及白堊系(K)沉積，各層系間呈區(qū)域性平行不整合或角度不整合接觸。目的層二疊系上烏爾禾組(P3w)為一套較近物源的粗碎屑(砂礫巖)[17-18]沉積(圖1B)。地層整體具有西厚東薄、西削東超特征，早二疊世呈清晰的前陸盆地結(jié)構(gòu)特征，中—上二疊世整體表現(xiàn)為前陸盆地背景下的填平補(bǔ)齊沉積。至二疊紀(jì)末期，研究區(qū)隆坳錯落的格局已基本填平，三疊紀(jì)是準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造性質(zhì)的轉(zhuǎn)換時期，即由二疊紀(jì)強(qiáng)烈壓陷期逐漸向三疊紀(jì)—白堊紀(jì)的穩(wěn)定拗陷期過渡。

白25井區(qū)位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣瑪湖凹陷南斜坡區(qū)、中拐凸起東斜坡帶，東臨瑪湖凹陷，區(qū)域構(gòu)造屬克百斷層下盤，面積約550 km2。二疊紀(jì)末期海西構(gòu)造運(yùn)動強(qiáng)烈的擠壓推覆作用使目的層上烏爾禾組地層遭受大幅剝蝕，并在區(qū)內(nèi)發(fā)育三條與克百斷裂帶走向大致平行的NE向展布的逆斷層，及若干條NW走向調(diào)節(jié)逆斷層(圖1A)。

2 同生逆斷層控制的砂礫巖沉積相模式

同生斷層又稱為生長斷層[18-20]，是在沉積盆地形成發(fā)育過程中控制盆地不斷沉降、沉積，盆地外側(cè)不斷隆起的斷層。不同于我國東部拉伸性斷陷盆地普遍發(fā)育的同生正斷層，研究區(qū)主要發(fā)育擠壓背景下的同生逆斷層。

上烏爾禾組沉積時期，海西期中晚期構(gòu)造運(yùn)動[21]使克百斷裂帶推覆作用增強(qiáng)，斷層具同生性質(zhì)，斷層上盤強(qiáng)烈的抬升剝蝕為下盤提供了充足的物源，研究區(qū)西部的五3東區(qū)位于克百斷裂帶下盤的上斜坡帶，距離剝蝕區(qū)較近，物源供給充分，且古地形較陡，沖積扇扇中辮狀河道沉積水淺流急，下切剝蝕能力強(qiáng)。另一方面，研究區(qū)二疊系同生逆斷層呈前展式發(fā)育[22]，導(dǎo)致上烏爾禾組砂礫巖體整體呈進(jìn)積式沉積，巖芯及測井曲線可識別出多期自下而上水動力逐漸增強(qiáng)、粒度逐漸變粗、下切剝蝕能力逐漸增強(qiáng)的進(jìn)積沉積(參見后文描述)。且沖積扇扇中沉積中多夾雜整體塊狀凍結(jié)式搬運(yùn)[22-23]、對下伏層剝蝕破壞性極強(qiáng)的重力流沉積(參見圖3，泥石流/砂質(zhì)碎屑流，以紅色泥雜基支撐/充填，富含直立飄礫為典型特征)，進(jìn)一步加劇了對下伏層的剝蝕效應(yīng)。即對擠壓背景下的近物源沖積扇—扇三角洲砂礫巖沉積體系而言，各期扇體沉積期，粒度相對較細(xì)的沖積扇扇緣沉積自身發(fā)育程度相對較差，且多被上覆多期進(jìn)積的扇中辮狀河道—重力流等粗粒沉積物沖刷剝蝕，地層記錄中保存甚少。盆地西北緣白楊河現(xiàn)代沉積實地踏勘也表明，沖積扇扇緣沉積很不發(fā)育，沖積扇扇中—扇三角洲平原相帶連為一體，多為辮狀河道粗粒砂礫巖沉積所覆蓋。

圖1 區(qū)域構(gòu)造位置(A)及上烏爾禾組綜合柱狀圖(B)Fig.1 Regional structure(A) and integrated column, Upper Urho Formation(B)

同生逆斷層邊斷邊沉積的性質(zhì)及間歇性活動特征，一方面使每條同生逆斷層上升盤都具備次級物源功能，上盤的前期沉積物易遭受再次搬運(yùn)改造(參見后文中關(guān)于重礦物分析：順分支物源方向，再改造沉積巖母巖含量逐漸增多)。另一方面，研究區(qū)二疊系同生逆斷層的前展式發(fā)育特征導(dǎo)致砂礫巖體整體呈進(jìn)積式沉積，進(jìn)積體前緣易形成較陡的沉積坡折，同生逆斷層—沉積坡折的共同作用，易在水下發(fā)育滑塌成因的重力流—水下扇沉積(圖2)。

綜上所述，在二疊系同生逆斷層的前展式發(fā)育特征控制下，上烏爾禾組沖積扇—扇三角洲砂礫巖沉積體系整體呈進(jìn)積式沉積，沖積扇扇緣難以形成規(guī)模性沉積保存在地層記錄中。沖積扇扇中、扇三角洲平原相帶均以厚層粗粒辮狀河道沉積為主，可統(tǒng)一劃歸為扇中—扇三角洲平原相帶，以“沖積扇扇根(槽流帶)—沖積扇扇中/扇三角洲平原(辮流帶)—扇三角洲前緣(水下分流帶)—前扇三角洲/濱淺湖(夾雜水下扇)”相序模式(圖2)實現(xiàn)擠壓背景下沖積扇—扇三角洲沉積體系平面沉積亞相相序的有效銜接。內(nèi)部發(fā)育槽流、泥石流/砂質(zhì)碎屑流、辮狀河道、水下分流河道、扇面水道五種典型砂礫巖體沉積微相類型(巖芯相、測井相及孔隙結(jié)構(gòu)特征參見圖3)。

(1) 槽流主要發(fā)育于沖積扇扇根亞相，以發(fā)育洪積層理砂礫巖相為典型特征，測井曲線總體表現(xiàn)為平直塊狀、無幅度差特征。研究區(qū)范圍內(nèi)多被剝蝕殆盡，主要在研究區(qū)西部剝蝕線附近局部殘留。泥質(zhì)含量高，孔隙結(jié)構(gòu)及物性較差。

(2) 泥石流/砂質(zhì)碎屑流

主要發(fā)育于沖積扇扇根亞相，及同生逆斷層控制的扇三角洲前緣亞相。泥石流沉積多發(fā)育在扇根部位，以紅色泥雜基支撐砂礫巖相、含飄礫砂礫巖相為典型特征；砂質(zhì)碎屑流與同生逆沖斷裂、古地形坡折關(guān)系密切，在扇根、扇中、扇三角洲前緣等部位均可發(fā)育，以紅色泥雜基充填砂礫巖相、含飄礫砂礫巖相為典型特征。泥石流/砂質(zhì)碎屑流沉積測井曲線主要表現(xiàn)為厚層塊狀、無幅度差、高DEN特征。泥質(zhì)含量高，孔隙結(jié)構(gòu)及物性差。

圖2 同生逆斷層控制的砂礫巖沉積演化模式圖Fig.2 Glutenite sedimentary evolution pattern under the control of contemporaneous reverse fault

(3) 辮狀河道

主要發(fā)育于沖積扇扇中—扇三角洲平原亞相，以發(fā)育中—大型槽狀交錯層理砂礫巖、定向礫石砂礫巖相為典型特征，測井曲線表現(xiàn)為多期微弱正旋回的疊加，局部電阻呈正幅度差，孔隙結(jié)構(gòu)及物性較優(yōu)，為五3東區(qū)已探明油藏的主要的儲層沉積微相類型。

(4) 水下分流河道

主要發(fā)育于扇三角洲前緣亞相，以發(fā)育中型槽狀交錯層理砂礫巖相、正粒序砂礫巖相、反粒序砂礫巖相(不同于河口壩等典型反粒序沉積，該處反粒序為多期進(jìn)積河道疊置沖刷所致，各期沉積之間可見微弱的剝蝕沖刷面)、底沖刷砂礫巖相為典型特征。受供源同生逆斷層位置、活動強(qiáng)度及湖平面等因素綜合控制，測井曲線可識別出進(jìn)積—沖刷型、進(jìn)積—疊置型、加積—疊置型、退積—疊置型等四種疊置樣式(具體識別標(biāo)志見圖3B)，孔隙結(jié)構(gòu)及物性較優(yōu)，為白255井區(qū)等中斜坡帶油藏的主要儲層沉積微相類型。

(5)扇面水道

主要發(fā)育于水下扇沉積中，以發(fā)育穩(wěn)定泥巖隔層、各旋回間多呈進(jìn)積疊置為主要特征，巖芯相特征與水下分流河道類似。主要發(fā)育區(qū)較遠(yuǎn)物源區(qū)的中下斜坡帶，孔隙結(jié)構(gòu)及物性相對較優(yōu)。

3 同生逆斷層控制的砂礫巖沉積體系展布

以上述同生逆斷層控制的砂礫巖沉積相模式為指導(dǎo)，地質(zhì)—地球物理方法結(jié)合，明確沉積體系平面展布特征。

圖3 沖積扇—扇三角洲沉積體系主要沉積微相的巖相、測井相及孔隙結(jié)構(gòu)特征A.巖相特征；B.測井相、孔隙結(jié)構(gòu)特征Fig.3 The lithofacies, electrofacies and pore structure characteristics of main sedimentary microfacies in alluvial fan-fan delta sedimentary system A. lithofacies; B. electrofacies and pore structure

3.1 沉積環(huán)境

研究區(qū)自西向東包括五3東區(qū)、白255井區(qū)、金龍8—克81井區(qū)三個區(qū)塊，為明確各區(qū)塊上烏爾禾組地層的總體沉積環(huán)境，本文對目的層段內(nèi)部相對穩(wěn)定的泥巖段進(jìn)行了分區(qū)塊取樣分析，以姥植比(Pr/Ph)、黃鐵礦化程度(DOP)、釷鈾比(Th/U)[24-25]三種參數(shù)，對本區(qū)泥巖沉積時所處的沉積環(huán)境進(jìn)行了界定(表1，2)。分析結(jié)果表明，近斷裂帶—上斜坡帶的五3東區(qū)沉積的泥巖以雜褐色、褐紅色為主，姥植比(Pr/Ph)值為3.39，大于氧化/還原環(huán)境的臨界值3，屬較典型的氧化環(huán)境沉積，中部斜坡帶的白255井區(qū)及構(gòu)造較低部位的金龍8—克81井區(qū)沉積的泥巖以雜綠色、雜灰色為主， Pr/Ph值(0.81)指示屬弱還原環(huán)境沉積，黃鐵礦化程度(DOP)、釷鈾比(Th/U)參數(shù)分別為0.78(DOP參數(shù)氧化/還原環(huán)境的臨界值為0.45)和1.38(Th/U參數(shù)氧化/還原環(huán)境的臨界值為3)，皆指示為弱還原—還原環(huán)境沉積。結(jié)合前人研究成果[26-27]，綜合分析認(rèn)為，近斷層帶—上斜坡帶的五3東區(qū)屬水上沉積環(huán)境，中部斜坡帶的白255井區(qū)及構(gòu)造較低部位的金龍8—克81井區(qū)屬淺水水下沉積環(huán)境。

表1白25井區(qū)上烏爾禾組泥巖飽和烴氣相色譜Pr/Ph分析數(shù)據(jù)表

Table1AnalysisdatatablesofPr/PhinmudstonesaturatedhydrocarbongaschromatographyoftheUpperUrhoFormation,B25Block

井號層位樣品位置巖性組分峰面積含量/%Pr/Ph氧化還原條件古沉積環(huán)境537P3w7?6/31褐紅色泥巖Pr8714．363．39氧化水上Ph2571．4859001P3w3?3/41雜灰色泥巖Pr5395．490．81弱還原淺水Ph6686．13

注：實驗分析結(jié)果來源于中國石油天然氣集團(tuán)公司碳酸鹽巖儲層重點(diǎn)實驗室

表2 白25井區(qū)上烏爾禾組泥巖樣品組分分析表

注：實驗分析結(jié)果來源于國土資源部杭州礦產(chǎn)資源監(jiān)督檢測中心

3.2 物源及古水流方向確定

本次研究結(jié)合重礦物、古地貌、地層傾角藍(lán)模式—FMI成像測井疊瓦礫石面傾向等參數(shù)綜合確定物源及古水流方向。

本區(qū)重礦物資料雖然較少，主要分布于533—537井一線以南地區(qū)，但重礦物變化趨勢對古水流方向的反映比較明顯。研究區(qū)上烏爾禾組沉積母巖類型以中基性火山巖母巖(粉紅色)、變質(zhì)巖母巖(灰色)為主，重礦物平面分布揭示物源方向整體來自北西方向。大致存在533—537—585井一線、57195—57213井一線、5731—57033井一線三個分支水流，順分支水流方向，原始的變質(zhì)巖母巖(灰色)、中基性火山巖母巖(粉紅色)含量逐漸減少，再改造沉積巖母巖(褐色)含量逐漸增多(圖4)。以533—537—585分支水流為例(圖5)，沿533—537—585井方向，超穩(wěn)定重礦物組合、穩(wěn)定重礦物組合的含量及ZTR指數(shù)逐漸增加趨勢較明顯，而欠穩(wěn)定重礦物亦呈明顯的減小趨勢。

古地貌分析資料(圖6)也表明，研究區(qū)主物源方向來自北西方向，除了上述533—537、57195—57213、5731—57033三條分支水流外，北部還存在一條同樣來自北東方向的481—克88—金龍8水流。

地層傾角測井[28]有二種方式確定古水流：1)統(tǒng)計目的層段所有紋層傾向，取其主要方向代表古水流(全方位頻率統(tǒng)計)。該方法受沉積層理構(gòu)造干擾，多解性較強(qiáng)；2)統(tǒng)計目的層段內(nèi)所有蘭模式矢量的方向，取其主要方向代表古水流方向。解釋結(jié)果表明，該方法對研究區(qū)古水流方向的識別可靠性較高，且與FMI成像測井疊瓦礫石面傾向識別出的古水流方向一致。本次研究以地層傾角測井資料為主，輔以微電阻率掃描成像測井(FMI)資料，對白25井區(qū)上烏爾禾組沉積時的古水流走向進(jìn)行了識別(圖7)，結(jié)果表明，上烏爾禾組沉積時期，白25井區(qū)主水流方向均來自北西方向。

圖4 白25井區(qū)上烏爾禾組重礦物組成及平面展布圖Fig.4 Heavy mineral composition and the plane distribution of the Upper Urho Formation, B25 Block

綜上所述，研究區(qū)主物源來自北西方向，自北向南存在481—克88—金龍8、533—537、57195—57213、5731—57033四條分支物源。

圖5 順物源方向重礦物分類變化趨勢及ZTR指數(shù)變化趨勢圖Fig.5 Heavy mineral classification change trend in the provenance direction and ZTR index trend diagram

圖6 上烏爾禾組沉積前古地貌圖Fig.6 The sedimentary palaeogeomorphic map of the Upper Urho Formation

圖7 地層傾角藍(lán)模式、FMI疊瓦礫石面傾向識別古水流方向特征Fig.7 Blue pattern in dip angle logging and pile of rubble stone in FMI to identify the palaeocurrent direction

3.3 沉積體系展布特征

在明確分區(qū)帶沉積環(huán)境、物源及古水流方向基礎(chǔ)上，結(jié)合地層剝蝕線、斷層展布情況，以礫地比等值線圖作為底圖，分析研究區(qū)沉積體系平面展布。

研究區(qū)烏爾禾組地層剝蝕線沿檢105—白28—711—200井一線大致呈南北向展布，順物源方向分為沖積扇扇根槽流/泥石流帶—沖積扇扇中/扇三角洲平原辮狀河道帶—扇三角洲前緣水下分流河道帶—水下扇四大相帶。沖積扇扇根相帶主體遭受抬升剝蝕，僅在711—白28井一線以西局部殘留。533—537井區(qū)及北部481井區(qū)主體為沖積扇扇中/扇三角洲平原辮狀河道沉積所覆蓋。至555井北—JW43—白253—白257井一線湖岸線(以出現(xiàn)灰綠色—暗色泥巖為典型標(biāo)志，大致沿同生逆斷層走向分布)附近，河道分叉作用增強(qiáng)，進(jìn)入扇三角洲前緣水下分流河道沉積，覆蓋白258—白255—白251井區(qū)主體。至構(gòu)造較低部位的檢烏8—金龍8井一帶，水下扇沉積開始發(fā)育。沉積相帶—斷層疊合可以看出，二者相關(guān)性較好。北東走向主控斷層控制著砂礫巖體卸載，南西走向調(diào)節(jié)斷層控制分支水流延伸方向及沉積范圍(圖8)。

圖8 白25井區(qū)上烏爾禾組沉積體系—斷層疊合圖(綠色線為圖9剖面線)Fig.8 Sedimentary system-fault overlay map of the Upper Urho Formation, B25 Block(green line show the location of Fig. 9 section)

3.4 同生逆斷層控沉積作用

研究區(qū)位于克百斷層下盤，中拐凸起東北斜坡，緊靠中拐凸起，二疊紀(jì)中晚期海西運(yùn)動導(dǎo)致研究區(qū)主體遭受強(qiáng)烈抬升剝蝕，抬升剝蝕作用一方面導(dǎo)致該區(qū)缺失百口泉組(T1b)沉積，上烏爾禾組(P3w)與上覆克拉瑪依組(T2k)直接呈平行不整合接觸(圖9)。同時使該區(qū)斷層在上烏爾禾組沉積時期具明顯的同生逆斷層特征，典型標(biāo)志如下：1)斷層產(chǎn)狀：上陡下緩；2)地層厚度：上升盤小于下降盤；3)累積斷距：深部大于淺部(以逆掩推覆強(qiáng)度最強(qiáng)的F1斷層最為典型)；4)隨逆沖推覆強(qiáng)度減弱(F1—F2—F3方向)，斷層同生性質(zhì)逐漸減弱，斷距和上下盤厚度差異逐漸減小(圖9)。

近物源同生逆斷層帶不斷抬升剝蝕的累積效應(yīng)，使近物源區(qū)沖積扇扇根沉積整體減薄，同時，同生逆斷層控制沉積相帶分異的趨勢越來越明顯。以上烏爾禾組(P3w)沉積為例(圖9)，與邊界主控斷層走向平行的北東向同生逆斷層控制著砂礫巖體卸載和沉積相帶的展布邊界，F(xiàn)1斷層為沖積扇扇中(扇三角洲平原)—扇三角洲前緣的分界斷層，控制著湖岸線的展布。F1斷層上盤為沖積扇扇中(扇三角洲平原)辮狀河道沉積，以中頻、中強(qiáng)—雜亂地震反射為典型特征(區(qū)內(nèi)沖積扇扇根部分多遭受抬升剝蝕，僅在711—白28井一線以西局部殘留，以低頻—中強(qiáng)、雜亂地震反射為特征)。F1斷層下盤以扇三角洲前緣水下分流河道河道沉積為主，大致以F2斷層為界分為內(nèi)帶、外帶，內(nèi)帶以中低頻—中強(qiáng)、弱連續(xù)地震反射為特征，外帶以中高頻—中強(qiáng)、較連續(xù)地震反射為特征。構(gòu)造底部位的水下扇沉積以中高頻—強(qiáng)、連續(xù)地震反射為特征。

圖9 同生逆斷層控沉積作用地質(zhì)—地震解釋剖面(注：剖面線位置見圖8)Fig.9 Geological-seismic interpretation profiles show contemporaneous reverse fault controlling sedimentation ( The location of section shown in Fig.8 )

4 有利砂礫巖儲集相帶分布

4.1 砂礫巖儲層質(zhì)量關(guān)鍵控制因素

在限定條件下，白25井區(qū)上烏爾禾組泥質(zhì)含量與儲層孔隙度、滲透率均具負(fù)相關(guān)性(圖10)，但泥質(zhì)含量—滲透率的負(fù)相關(guān)性(指數(shù)負(fù)相關(guān))明顯強(qiáng)于泥質(zhì)含量—孔隙度的負(fù)相關(guān)性(線性負(fù)相關(guān))，在相同的泥質(zhì)含量變化區(qū)間(從3%增加至7%)，孔隙度由14.5%降至8%，下降約6.5%，而滲透率下降逾2個數(shù)量級，從10×10-3μm2直接降至0.1×10-3μm2，即對砂礫巖儲層而言，泥質(zhì)含量對儲層孔隙度、滲透率均有影響，但對滲透率影響程度更大。

前人研究成果[27-28]及鹽水包裹體測溫—埋藏史/熱史演化數(shù)據(jù)表明，該區(qū)上烏爾禾組存在兩期鹽水包裹體，其均一溫度分別為75℃～85℃和95℃～110℃，指示了兩期油氣充注，分別對應(yīng)早侏羅世、早白堊世，即該區(qū)上烏爾禾組經(jīng)歷了早侏羅世和早白堊世兩期油氣充注成藏過程。對照研究區(qū)砂礫巖儲層孔隙度—熱成熟度(TTI)交匯結(jié)果(圖11)，貧泥砂礫巖(泥質(zhì)含量<5%)、含泥砂礫巖(5%<泥質(zhì)含量<8%)、富泥砂礫巖(泥質(zhì)含量>8%)三種巖相儲層在第一期油氣充注期(早侏羅世，TTI=15)平均孔隙度分別保持在13.8%、11.2%、8.5%，均可作為有效儲層，但此時期下伏烴源巖剛剛進(jìn)入生油門限，生排烴量有限，有限的油氣沿優(yōu)勢通道向低勢區(qū)運(yùn)移，主要聚集在物性較優(yōu)的貧泥砂礫巖巖相、含泥砂礫巖巖相儲層中，富泥砂礫巖巖相儲油量非常有限(巖芯油氣顯示數(shù)據(jù)也表明，富泥砂礫巖巖相巖芯基本無油氣顯示)；至第二期油氣充注期(早白堊世，TTI=75)，下伏烴源巖進(jìn)入生排烴高峰期，此時期貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖相儲層的孔隙度分別維持在12%、8%，仍為主要的儲油層，而富泥砂礫巖相儲層平均孔隙度已小于6%，儲集性能明顯變差。

壓碎縫[28]是由于局部應(yīng)力集中區(qū)粗顆粒的粒間接觸點(diǎn)較細(xì)粒級顆粒粒間接觸點(diǎn)少而形成局部高壓強(qiáng)所致，主要發(fā)育在缺乏雜基和膠結(jié)物支撐的粗粒級顆粒內(nèi)部。研究認(rèn)為研究區(qū)壓碎縫處于成巖演化序列早期，巖石顯微鏡下可見壓碎縫被瀝青或后期膠結(jié)物充填，其成因與二疊紀(jì)末—三疊紀(jì)初同沉積逆沖擠壓作用密切相關(guān)。研究表明，壓碎縫主要發(fā)育在同生逆沖斷裂帶附近，且主要發(fā)育在貧泥砂礫巖及少量含泥砂礫巖儲層中，富泥砂礫巖內(nèi)壓碎縫不發(fā)育。壓碎縫對儲層質(zhì)量的改善主要體現(xiàn)在滲流性能方面(圖12)。

綜上所述，泥質(zhì)含量是控制同沉積逆沖擠壓背景下砂礫巖儲層質(zhì)量的關(guān)鍵因素，較之于含泥砂礫巖、富泥砂礫巖儲層，貧泥砂礫巖儲層成巖壓實減孔效應(yīng)弱，剩余粒間孔發(fā)育，且粗粒級顆粒內(nèi)部多發(fā)育壓碎縫溝通粒間孔隙，儲層質(zhì)量最佳。

4.2 有利儲集相帶分布

眾所周知，扇三角洲前緣水下分流河道沉積受河道—近岸區(qū)湖浪雙重沖刷淘洗作用較強(qiáng)，內(nèi)部泥質(zhì)含量低(主體﹤4.5%)，物性較好，構(gòu)成研究區(qū)的主體儲集層部分。而沖積扇扇中/扇三角洲平原相帶的辮狀河道沉積視所處構(gòu)造部位不同，其物性存在明顯差異。構(gòu)造高部位近斷裂帶—上斜坡帶(圖12，樣品點(diǎn)①)的沖積扇扇中/扇三角洲平原相帶的辮狀河道沉積距離物源區(qū)較近，水動力沖刷淘洗作用較強(qiáng)，泥質(zhì)含量較低(<4%)，且埋深較淺(<2 600 m)，熱壓實減孔作用較弱(點(diǎn)接觸、點(diǎn)—線接觸)，原生剩余粒間孔相對較發(fā)育，且局部應(yīng)力集中部位發(fā)育粒內(nèi)壓碎縫，對儲層的儲集性能尤其是滲流性能改善較明顯(壓碎縫發(fā)育部位滲透率均值達(dá)(20～30)×10-3μm2)，可以形成相對優(yōu)質(zhì)儲層。至較遠(yuǎn)物源區(qū)的中—下斜坡帶(圖12，樣品點(diǎn)⑤)，一方面，隨水動力減弱，其對沉積物內(nèi)部泥質(zhì)的沖刷淘洗作用降低，且扇三角洲平原相帶多夾雜泥雜基支撐、整體塊狀凍結(jié)式搬運(yùn)的重力流(本區(qū)多為泥石流、砂質(zhì)碎屑流)沉積，致使中下斜坡帶的扇三角洲平原相帶辮狀河道沉積整體泥質(zhì)含量偏高(>8%)。另一方面，隨埋藏深度增加(主體埋深>3 000 m)，熱壓實減孔作用逐漸增強(qiáng)(線接觸，局部凹凸接觸)。內(nèi)在的高泥雜基含量及所處構(gòu)造位置的高壓實減孔程度導(dǎo)致中下斜坡帶扇三角洲平原相帶沉積整體物性較差(主體孔隙度<5.5%)。

限定條件:巖性：砂質(zhì)細(xì)礫巖；埋深：2 500～3 000 m；孔隙型儲層(壓碎縫等裂縫不發(fā)育)圖10 泥質(zhì)含量對砂礫巖儲層孔隙度、滲透率影響關(guān)系圖Fig.10 The effect of shale content to porosity, permeability in glutenite reservoir

圖11 砂礫巖儲層不同巖相孔隙度—熱成熟度(TTI)關(guān)系圖Fig.11 Relation map of φ-TTI in diverse lithofacies in sand-gravel reservoir

圖12 壓碎縫的選擇性發(fā)育特征及對砂礫巖儲層物性改善效應(yīng)對比綜合圖(樣品點(diǎn)①⑤深度位置標(biāo)注見圖9)Fig.12 Selective-growth of crush-seam and improved-effect contrast of crush-seam to glutenite reservoir property (the depth position of sample point ①⑤ shown in Fig.9)

圖13 有利相帶發(fā)育區(qū)預(yù)測A.油層段均方根振幅—產(chǎn)量關(guān)系對比；B.有利儲集相帶分類展布Fig.13 Prediction of favorable facies belt development zoneA. root mean square amplitude-production relations in oil layer; B. favorable reservoir facies distribution

應(yīng)用小面元三維地震資料(12.5 m×12.5 m)，針對目的層油層段提取的均方根振幅屬性與試采結(jié)果匹配程度較好。限定儲層厚度(15～20 m)、壓裂改造規(guī)模基本相同等條件下，試采效果較好的井主要位于均方根振幅值小于35的中低均方根振幅區(qū)(圖13A，白色圓圈井所在的紅—黃色調(diào)范圍內(nèi)，經(jīng)對比分析，該范圍指示扇主體部位)，而扇主體的側(cè)翼及下傾部位，試采效果均較差(圖13A，五邊形及三角形所示井)。即油氣主要富集于扇主體部位的疊置河道區(qū)(以辮狀河道、水下分流河道為主，其次為水下扇的扇面水道)。油氣富集區(qū)的中低均方根振幅響應(yīng)的原因一方面受控于儲層均質(zhì)性(扇主體部位砂礫巖體沖刷疊置程度高，厚層較大，儲層垂向巖性較均一，均質(zhì)性較好，內(nèi)部無明顯的波阻抗反射界面)，同時也與地震波通過油氣儲層易發(fā)生“低頻共振、高頻衰減”有關(guān)。

綜上所述，針對研究區(qū)同生逆斷層控制的砂礫巖儲層，按照儲集空間組合類型可將有利儲集相帶分為二類：I類為原生粒間孔—壓碎縫發(fā)育帶(孔隙度>10%；滲透率>2mD)，主要分布于構(gòu)造高部位近斷裂帶—中上斜坡帶的五3東區(qū)—白255井區(qū)(圖13B，粉紅色區(qū)域，其中低井控程度擴(kuò)邊區(qū)A、B、C范圍共計12.5km2)，以沖積扇扇中/扇三角洲平原辮狀河道沉積及扇三角洲前緣水下分流河道沉積為主，泥質(zhì)含量較低，成巖壓實減孔效應(yīng)弱，原生粒間孔發(fā)育，且有粒內(nèi)壓碎縫溝通孔隙，儲集性能、滲流性能俱佳；II類為原生粒間孔—次生溶孔發(fā)育帶(孔隙度>7.5%；滲透率>1mD)，主要分布于中下部斜坡帶的檢烏17井?dāng)嗔迅浇跋卤P(圖13B，淺綠色區(qū)域D，井控程度整體較低，面積11.8km2)，以扇三角洲前緣水下分流河道、水下扇沉積為主，剩余粒間孔較發(fā)育，且含一定規(guī)模的長石粒內(nèi)溶孔、沸石類粒間溶孔等次生溶孔，源—儲配置較優(yōu)。

5 結(jié)論

(1) 上烏爾禾組同生逆斷層控制的沖積扇—扇三角洲砂礫巖沉積體系整體呈進(jìn)積式沉積，具“沖積扇扇根(槽流帶)—沖積扇扇中/扇三角洲平原(辮流帶)—扇三角洲前緣(水下分流帶)—前扇三角洲/濱淺湖(夾雜水下扇)”相序特征，發(fā)育槽流、泥石流/砂質(zhì)碎屑流、辮狀河道、水下分流河道、扇面水道五種典型砂礫巖沉積微相類型。

(2) 同生逆斷層典型特征：1)斷層產(chǎn)狀：上陡下緩；2)地層厚度：上升盤小于下降盤；3)累積斷距：深部大于淺部；4)隨逆沖推覆強(qiáng)度減弱，斷層同生性質(zhì)減弱，斷距和上下盤厚度差異減小。同生逆斷層帶不斷抬升剝蝕的累積效應(yīng)，使近物源區(qū)沖積扇扇根沉積整體減薄，且同生逆斷層控制沉積相帶分異的趨勢越來越強(qiáng)。北東走向主控斷層控制砂礫巖體卸載和沉積相帶的展布邊界，南西走向調(diào)節(jié)斷層控制分支水流延伸方向及沉積范圍。

(3) 泥質(zhì)含量是控制同沉積逆沖擠壓背景下砂礫巖儲層質(zhì)量的關(guān)鍵因素，較之于含泥砂礫巖、富泥砂礫巖儲層，貧泥砂礫巖儲層成巖壓實減孔效應(yīng)弱，剩余粒間孔發(fā)育，且粗粒級顆粒內(nèi)部多發(fā)育壓碎縫溝通粒間孔隙，儲層質(zhì)量最佳。依據(jù)儲集空間組合類型將有利儲集相帶分為原生粒間孔—壓碎縫發(fā)育帶、原生粒間孔—次生溶孔發(fā)育帶兩大類。前者主要分布于構(gòu)造高部位近斷裂帶—中上斜坡帶的五3東區(qū)—白255井區(qū)，以沖積扇扇中/扇三角洲平原辮狀河道沉積及扇三角洲前緣水下分流河道沉積為主；后者主要分布于中下部斜坡帶的檢烏17井?dāng)嗔迅浇跋卤P，以扇三角洲前緣水下分流河道、水下扇沉積為主。

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GluteniteSedimentaryPatternundertheControlofContemporaneousReverseThrustandFavorableReservoirFaciesBeltDistribution—TakingP3w,B25Block,Mahusag,asanexample

MENG XiangChao1, JIANG QingPing2, LI YaZhe1, KONG ChuiXian2, WU AiCheng2,WANG LiBao1, JIA JunFei2, XIAO FangWei2, LIU WuNiu1

1.HangzhouResearchInstituteofPetroleumGeology,CNPC,Zhejiang,Hangzhou310023,China2.XinjiangOilfieldCompanyExplorationandDevelopmentResearchInstitute,CNPC,Xinjiang,Karamay,Xinjiang834000,China

Based on the analysis of core facies, logging facies, seismic facies and analysis assay data, with the field practice induction of glutenite sedimentary,this paper draw conclusions that:Fan-fan delta glutenite sedimentary system under the control of contemporaneous reverse thrust show the progradation deposition on the whole in P3w. Indicating the phase-sequence characteristics called “Alluvial fan toe (channel flow)-Alluvial fan middle/Fan delta plain (braided stream)-Fan delta front(distributary belt) - former fan delta/shallow lake (be mixed up with subaqueous fan)”.with the development of such five typical glutenite sedimentary microfacies types as channel flow, debris flow/sandy debris flow, braided channel, underwater distributary channel, sectoral waterway. The cumulative effect of contemporaneous reverse fault belt continuous uplifting and denudation, make the sedimentary of fan toe in alluvial fan thinning, with more and more obvious trend of contemporaneous reverse fault controlling the sedimentary facies differentiation. Shale content is the key control factors of glutenite reservoir quality under the extrusion background. The diagenetic compaction cut hole effect in poor mud glutenite reservoir is weak, with the higher residual intergranular pore development and the higher development level of crush seam in coarse particles communicating intergranular pore, the reservoir quality of poor mud glutenite is best. Based on combination of reservoir space,the favorable reservoir facies belt can be divided into two types:primary intergranular pore - crush seam development zones and primary intergranular pore- secondary dissolution pore development zones. The former mainly distributed in the fault zone-upper slope belt near structural high position, the latter mainly distributed in middle-lower slope belt.

south slope in Mahu sag; P3w; alluvial fan; fan delta; contemporaneous reverse fault; shale content; crush seam

1000-0550(2017)06-1225-16

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.06.014

2016-09-20；收修改稿日期2016-11-22

中油股份公司<新疆大慶>科技攻關(guān)項目(HX132-41528-15)[Fundation Science and Technology Key Project, CNPC,No.HX132-41528-15]

孟祥超，男，1974年出生，高級工程師，沉積儲層，E-mail: mengxc_hz@petrochina.com.cn

P512.2

A