准噶尔阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组高分辨层序地层格架内储集层宏观非均质性研究

柳妮, 文华国, 于景维, 祁利祺

1) 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，成都，610059； 2) 新疆油田实验地质中心，新疆克拉玛依，834000

内容提要: 应用高分辨层序地层对准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组进行层序的划分，共划分出1个长期基准面旋回、三个中期基准面旋回和10个短期基准面旋回。在中期层序地层格架下，按照层内非均质性、层间和平面三个级次对各层序进行非均质性剖析，发现储层宏观非均质性具有一定的规律性，主要在MSC2层序内表现明显。MSC2储集砂体的非均质程度最高，基准面上升初期及下降末期，储集砂体厚度较大，物性较好，是勘探开发有利区域。各层序的非均质性主要受到A/S值变化所影响。

储集层非均质性是储集层描述和表征的核心内容，是制定油田勘探、开发方案的基础，也是评价油藏、发现产能潜力以及预测最终采收率的重要地质依据(于兴河，2007)。近年来，国内学者从非均质性同沉积相关系，非均质性与流动单元关系方面做过研究(林承焰，1993；张秀萍等，2014；房利利，2013)。

针对新疆准噶尔东部阜康斜坡区东部勘探开发的需要，相继进行了构造、地层以及沉积相等多方面的研究工作，取得了大量的研究成果(方世虎等，2007；鲁兵等，2008；鲍志东等，2005；商琳等，2001；朱筱敏等，2008；胡宗全等，2002)。但是由于头屯河组三角洲前缘河道砂体侧向迁移频繁，导致砂体大多为多期河道叠置而成，厚度差异大，因而对砂体的连通性和连续性缺乏深刻的认识，严重影响了该地区的开发。高分辨层序地层往往是从沉积动力学的角度去解决沉积相分异及砂体叠置问题，在高分辨层序格架内部，砂体发育位置及层次性会非常明显，是研究储集非均质性成因的重要手段(龙国清等，2007；屈红军等，2003；靳松等，2007；柯光明等，2007；倪新锋等，2007)。因此，有必要对该区高分辨层序地层格架内储集层非均质性研究，为后期综合调整提供依据。

1 区域地质背景

阜东斜坡区位于准噶尔东部阜康凹陷东部缓坡之上，北临奇台凸起，东为北三台凸起，南靠阜康断裂带(图1)。研究区构造简单，中侏罗统头屯河组地层埋深为1500m～3500m，不发育断裂。本区头屯河组主要发育辫状河三角洲前缘沉积，岩石类型以细粒岩屑砂岩为主，是主要的油气储集岩。储集层的孔隙度为4.2%～23.89%，平均为16.08%；渗透率为(0.01～185.41)×10-3μm2，平均为34.3×10-3μm2，属于中孔—中低渗类型储层。

图1 准噶尔东部阜康东部斜坡区构造示意图Fig. 1 Location and tectonic sketch of the East Fukang area, eastern Junggar Basin

2 层序划分

利用33口取芯井资料以及50余口非取芯井、测井和三维地震资料，对研究区块进行了高分辨层序地层的划分与对比，在分析控制可容纳空间变化因素的基础上，识别追踪各级次层序界面，共划分出一个长期旋回，3个中期旋回和10个短期旋回。其中长、中期旋回与岩性地层的组和段有很好的对应关系(图2)。

图2 准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组层序的划分与地层对应关系Fig. 2 Sequence stratigraphy and division of the Middle Jurassic Toutunhe Formatiom in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin

图3 准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组砂体粒度与渗透率韵律变化Fig. 3 Variation of permeability rhythmic and grain-size of sand of the Middle Jurassic Toutunhe Formatiom in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin (a)阜东5井，正韵律; (b)阜东7井，反韵律; (c)阜东2井，复合韵律; (d)阜东7井，均匀韵律 (a)Positive rhythm,FD5; (b)Negative rhythm,FD7; (c)Composite rhythm,FD2; (d)Homogeneous rhythm,FD7

3 宏观非均质性

3.1 层内非均质性3.1.1 粒度韵律

粒度韵律一般分为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律四类(图3)，这些旋回在本区广泛存在，其孔渗也表现出类似的纵向变化特征(图3)。

3.1.2 渗透率韵律

本区比较常见的有正韵律、复合正韵律、均质韵律(图3)，其中正韵律和复合正韵律主要出现在水下分流河道沉积微相中。

3.1.3 渗透率非均质程度

图4 准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组MSC2内夹层示意图(阜东10井)Fig. 4 Schematic diagram of interlayers in MSC2 of the Middle Jurassic Toutunhe Formation (well FD10) in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin

目前对储集层宏观非均质性表征常用的方法为统计学方法以及严科法(劳伦兹曲线法的修正)。严科法适用于任何油藏，并且其计算的值理论在有界(0～1)，这要比以往统计学方法有优势，因此本次研究主要用严科法(郭宇航，2007；严科等，2008)。

表1 严科法所得准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组各中期层序多井非均质系数Table 1 StatisticTable of poly-wells heterogeneitic coefficients of the medium-term sequences of the Middle Jurassic Toutunhe Formation in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin with Yanke's method

严科法简单来说就是计算每一块岩样相对应的渗透率贡献百分数并求和，得出累计渗透率贡献值，与每块岩样所对应的序数百分数在平面直角坐标系上绘制出渗透率累计分布曲线。然后将渗透率贡献率及其对应的序数百分数分别进行倒数变换，并在直角坐标下作图，将不同形态的渗透率累积分布曲线转换成斜率不同的直线，利用斜率来反映储集层宏观非均质程度，要说明的是斜率值与储集层非均质程度成反比。

通过对研究区头屯河组中期层序中多井非均质系数k的统计，结果如表1。从表中可以看出，研究区储集层有较强的非均质性。具体表现在MSC1k值小于0.1的约占38%，k值在0.3～0.6约占38%，k最大值为0.488，表明MSC1储集层的非均质性较强；MSC2k值小于0.1的约占20%，k最大值为0.622，说明MSC2储集层的非均质性相比较更加强；MSC3由于样品较少，不具有对比性，但就目前结果来看，其非均质性同MSC1相似。

图5 准噶尔东部阜康东部斜坡区北42—阜东6—北27—阜东052井中侏罗统头屯河组等时地层格架对比图Fig. 5 Sequence stratigraphic comparison of the Middle Jurassic Toutunhe Formation in the wells B42—FD6—B27—FD052, the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin

3.1.4 层内夹层

研究区识别出的夹层以泥岩和粉砂质泥岩为主，钙质泥岩较少。夹层分布的形式从岩芯上看主要是泥质条带或者薄层泥岩，从测井曲线上看主要是齿形高伽马段(图4)，主要分布于水下分流河道砂体上部或河口坝砂体的周围。平面上夹层主要以两种方式分布。其一分布于水下分流河道与分流间湾之间的区带，这是由于该区域中水动力既能维持较厚砂体的沉积，又能使泥质夹层不被砂体冲刷掉；其二是以前三角洲泥的形式覆盖于河口坝上部，起到局部盖层作用。

3.2 层间非均质性

层间非均质性一般以分层系数和砂岩密度来刻画。分层系数为一套层系或者一个油藏内砂层的层数，一般情况下，单位厚度上钻遇的砂层越多，代表层间的非均质性越强。在油气开发领域，砂岩密度同砂地比是一个概念，赵虹(2004)总结出当砂岩密度大于50%时，砂体为大面积连片分布，且砂体的连通性好，在垂向上砂体连续叠置；当砂体密度为30%～50%时，为局部连通的带状分布砂体；小于30%时为连通性差的孤立性砂体。

表2准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组砂厚与砂岩密度统计表

Table2Statistic
TableofsandstonethicknessandsandstonedensityintheMiddleJurassicToutunheFormationintheEastFukangslopearea,easternJunggarBasin

层序钻遇砂层井数砂岩厚度(m)砂岩密度最小值最大值平均值最小值最大值平均值MSC1441360450.1410.30MSC24314115610.1110.36MSC34008033.72010.38

透过研究区砂体对比剖面(图5)可看出研究区MSC2的分层系数要大于研究区的其他区域，说明MSC2的非均质性要强，结合沉积背景可推测当时中部沉积环境以频繁的湖进湖退为特征，导致砂泥混杂堆积，冲刷频现，这说明单层砂体物性要好。

通过对工区44口井的砂厚及砂岩密度进行统计(表2)，可知MSC3与MSC2砂岩很发育，砂岩密度大于30%，尤其是MSC2砂体厚度平均值也较高，砂体局部连片分布，且砂体的连通性好，在垂向上砂体连续叠置。

3.3 平面非均质性

平面非均质性主要受沉积相带的控制，平面上沉积微相的差异，会导致平面上非均质变化，主要是通过砂体几何形态与连通性以及砂体渗透率非均质系数平面展布来表征。

3.3.1 砂体的几何形态及连通性

砂体几何形态和连续性受控于沉积相，不同沉积环境形成的砂体具有各自不同的特点，主要通过砂体等值线图来表示。

从图6中可以看出，MSC1和MSC2中砂岩的厚度普遍较大，多含厚度>50m以上的砂体，比较而言，MSC2的砂体总体要厚些，基本分布在研究区的中北部和南部。而且MSC2和MSC3平面上砂体的分布要比MSC1要广，顺物源方向砂体厚度慢慢减薄。在MSC2和MSC3的南部地区，不同方向的物源提供的沉积物堆积于此，砂体延伸较远，连续性很好。

砂体的横向连通性主要依赖于同时期砂体之间的对比，图3是选取代表性的砂体对比剖面，对高分辨层序格架内砂体进行了精细的划分与对比，很明显的反映出砂体之间的连通状况：MSC2和MSC3砂体的连通性要好于MSC1，MSC2砂体连通性为最好。

3.3.2 砂体渗透率非均质系数平面展布

本文应用的是非均质性系数k的平面等值线图表征平面非均质性(图7)。

将14口井结合新疆油田地质实验中心所提供的数据，对阜东斜坡区头屯河组的平面非均质性进行研究，由于头三段的样品较少，不具有很强的规律性，因此在这不讨论，只讨论头一段与头二段的平面非均质性。头一段的平面非均质性特征如下：北部和中部的非均质性变化方向同研究区的物源方向基本一致，随着物源方向非均质性逐渐减弱；头二段的平面非均质性对同头一段相比而言，非均质性弱的区域有所减小，中—强的区域有很大程度增加，整体的非均质性要强于头一段。

4 层序地层学同非均质性强度关系探讨

不难看出，上述储集层宏观非均质性同高分辨层序密切相关，尤其是A/S值(可容纳空间与沉积物补给量之比)。因为A/S值变化是诸多控制沉积作用因素的综合响应，能够决定可容纳空间沉积物堆积速度、保存程度和内部结构(如堆积样式)(郑荣才等，2010)。随着A/S值的变化，造成沉积物沉积过程中储集层的厚度、砂岩的粒度、分选性和泥质含量等变化，从而在基准面变化过程中所形成的储集砂体的孔隙度及渗透率发生规律性变化，从而影响储集层非均质性。

图7 准噶尔东部阜康东部斜坡区中侏罗统头屯河组一段(a)和二段(b)非均质性系数K等值线图Fig. 7 Contour map of coefficient of anisotropy in the First Member(a) and the Second Member (b) of the Toutunhe Formation in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin

MSC1时期，研究区基准面总体大幅上升，A/S>1，水下分流河道的侧向迁移活动范围扩大，区内发育退积型辫状河三角洲，由于物源供给影响三角洲前缘河道砂体以及河口坝砂体厚度中等，粒度变细、泥质含量增高，其孔隙度和渗透率减小，前积范围较局限。MSC2时期，基准面上升与下降频繁交替，A/S值在约为1，物源补给基本可填充湖平面升高创造出的可容空间，地层叠加样式以加积—进积为主，使得三角洲发育的范围相对扩大，前缘河道砂与砂坝虽然厚度相对较小，但连通性很好，不同期储集砂体之间相互叠置与切割，同时细粒物质在湖平面升高时期充填粗粒之中，堵塞孔隙，是连通性发生变化，物性条件变复杂，造成该时期砂体非均质性最强。MSC3时期，基准面开始下降，可容纳空间急剧降低，A/S<1使得研究区发育大型进积型三角洲，范围要大于MSC2时期所形成的三角洲，但由于后期构造运动的剥蚀使得砂体厚度总体不大。

图8 准噶尔东部阜康东部斜坡带头屯河组短期旋回试油结果统计图Fig. 8 Statistical graph of oil production test data of the short-term cycles in the Middle Jurassic Toutunhe Formation in the East Fukang slope area, eastern Junggar Basin (a)短期层序含油层段统计 ; (b)短期层序产液量(油+水)统计; (c)短期层序有效储层统计 (a)Statistics of oil-bearing bed in short-term sequences ；(b)statistics of liquid(oil and water) producing capacity in short-term sequences；(c)statistics of effective reservoirs in short-term sequences

重点要说明的是MSC2时期形成的储集层非均质性最强，油田勘探结果表明头屯河组绝大部分油层都分布在头二段，应探讨其内部有利储集层砂体的分布，为油田今后设计开发方案设计提供基础地质信息。通过A/S值变化同储集砂体的关系，认为本研究区在MSC2基准面上升初期(SSC4)，沉积动力以强烈充填进积为主，极易形成冲刷面，储集层砂体沉积速度快且厚度较大，粒度粗，成分成熟度与结构成熟度较好，物性较好，垂向上砂体叠置，平面上砂体连片；MSC2基准面下降早中期(SSC7)，沉积动力以退积为主，逐渐过渡为加积，储集层单砂体沉积厚度不均一，粒度细，物性中等，在垂向以及横向上多以透镜状产出，总体厚度较大。因此SSC4与SSC7应为头二段中有利储集层发育区，这与精细油层勘探结果相一致(图8)。

5 结论

研究区头屯河组共划分一个长期旋回，3个中期旋回和10个短期旋回。在中期层序地层格架中，三个层序中的储集层层内、层间、平面均有较强非均质性。A/S值控制研究区储集层宏观非均质性强度，由于A/S值在1处上下浮动，储集层非均质性具有一定规律性。中期旋回在基准面上升初期及下降末期，砂体分布范围较大，连通性较好，垂向厚度大，易形成有利储集层。MSC2储集层非均质性最强，其上升初期及下降末期分别对应SSC4与SSC7，经油田勘探后认为识有利储集层发育区。这种强非均质性储集层对于优化开发方案设计、提高油田采收率等具重要意义。