准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组储集层非均质性综合研究

于景维, 郑荣才, 殷新花, 祁利祺, 朱永才

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学), 成都 610059;2.新疆油田 a.实验检测研究院, b.勘探开发研究院,新疆 克拉玛依 834000)

准噶尔盆地阜东斜坡区头屯河组储集层非均质性综合研究

于景维1, 郑荣才1, 殷新花2a, 祁利祺2a, 朱永才2b

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室(成都理工大学), 成都 610059;2.新疆油田 a.实验检测研究院, b.勘探开发研究院,新疆 克拉玛依 834000)

探讨准噶尔盆地东部阜康凹陷的阜东斜坡区头屯河组储集层非均质性，为储集层开发以及采油率的提高提供理论帮助。从宏观与微观非均质性入手，通过粒度、渗透率、夹层、砂体的几何形态的变化研究，对研究区头屯河组进行非均质性剖析。结果表明，头屯河组整体非均质性较强，尤其是头屯河组第二段。沉积背景的差异对于储集岩的岩石成分和沉积特征产生重要影响， A/S比值变化加剧储集层宏观非均质性程度;弱成岩作用以及地层超压的不均匀分布改变储集层内部孔隙结构以及孔隙类型，对储集层微观非均质性有重要的影响。头屯河组储集层非均质性强是上述多种原因共同作用的结果。

头屯河组；储集层；宏观非均质性；微观非均质性；阜康凹陷；非均质性成因

储集层非均质性研究是储集层描述和表征的核心内容，是油田勘探、开发方案制定的基础，是油藏评价、产能潜力发现以及最终采收率预测等方面的重要地质依据[1]。近年来，针对新疆准噶尔盆地东部的阜东斜坡区勘探开发需要，相继进行了构造、层序地层以及沉积相等多方面的研究工作，取得大量的研究成果[2-7]。但是侏罗系头屯河组辫状河三角洲前缘河道砂体侧向迁移频繁，易变道，横向展布相变快、差异大，砂体厚度变化大等因素使得对砂体的连通性和连续性缺乏深刻的认识，未对储集层砂体在三维空间上的分布均匀性进行总结，严重影响了头屯河组油气开发。因此，有必要对储集层砂体的非均质性进行研究。

阜东斜坡区位于准噶尔东部阜康凹陷东部缓坡之上，北邻奇台凸起，东接北三台凸起，南靠阜康断裂带。研究区构造简单，发育少量断裂。

侏罗系头屯河组自下而上划分为头一段(J2t1)、头二段(J2t2)和头三段(J2t3)，埋藏深度为1.5～3.5 km，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。储集层物性方面，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。

1 宏观非均质性

结合国内外油气储集层非均质性的分类方案，从储集层沉积学角度将储集层非均质性分为宏观和微观两大类。其中宏观非均质性包括层内、层间及平面非均质性。

1.1 层内非均质性

层内非均质性是指一个单砂层规模内垂向上储集层特征的变化，其研究的核心内容是沉积作用于非均质的响应关系。层内非均质性描述的内容有很多，本文描述的主要内容有:垂向上粒度、渗透率分布的韵律性和层内渗透率非均质性的变化情况。

1.1.1 粒度韵律

通常单砂体层内碎屑颗粒的大小在垂向上的变化特征表现为具有一定的韵律性。韵律性的存在与水动力强弱及所处的不同沉积相带相关。本区广泛存在4类粒度韵律，分别为正韵律、反韵律、复合韵律和均质韵律(图1)，同时孔渗也存在相关变化特征。

1.1.2 渗透率韵律

同粒度韵律相似，渗透率韵律可分为正韵律、反韵律、复合韵律。本区比较常见的有正韵律、复合正韵律(图1)。受沉积以及成岩作用的影响，其中正韵律和复合正韵律常见于水下分流河道沉积微相中，反韵律多出现在河口坝微相。

1.1.3 渗透率非均质程度

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[8]。

a.统计学方法：主要是通过计算渗透率变异系数(VK)、渗透率突进系数(TK)、级差(JK)等参数来定量评价储集层宏观非均质性(表1)。这3个参数与储集层的宏观非均质性呈正相关关系。该方法的优点是适合于任何渗透率分布油藏，缺点是计算的值理论上在0(极端均质)到∞(极端非均质)之间是无界的，不便于开展非均质程度的定量评价，而且各参数在具体应用中也都存在表征盲点[9]。

表1 储集层非均质性划分标准[1]Table 1 Division standard of reservoir heterogeneity

b.严科法[8]：适合任何渗透率分布类型油藏，使新参数处于0(极端非均质)到1(极端均质)之间，可以很方便地知道油藏的非均质程度。

本文应用统计学方法和严科法相结合综合评价层内渗透率的差异程度。

层内非均质性在纵向上多表现为渗透率非均质程度，常用来表征层内非均质程度的参数有渗透率变异系数、突进系数、级差等。

变异系数：

渗透率级差：JK=Kmax/Kmin。

通过对14口取心井200个样品分层序进行统计分析，结果如表2。可以看出，变异系数<0.5，即非均质性弱的较少，仅在头一段和头三段出现，占总数的1%；变异系数介于0.5～0.7之间的中等非均质的有64个，占总数的32%；强非均质层超过总数的67%。综合可知，头屯河组储集层非均质性很强。垂向上，对样品数较多的头一段和头二段而言，头二段的层内非均质性比头一段强。

图1 研究区砂体粒度与渗透率韵律变化Fig.1 Variation of permeability rhythmic and grain-size of sandbody in study area(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

为对头屯河组3个段储集层非均质性进行更直观更精细的研究，也采用严科法表征储集层非均质特征[9]。简单来说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，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3个段15口井新非均质系数(k)的统计，结果如表3。可看出此方法分析结果与传统的非均质参数基本一致，显示头屯河组储集层非均质很强。头一段k值<0.1的约占16.7%，k值在0.1～0.3约占50%，k最大值为0.488。头二段k值<0.1的约占33.3%，k值在0.1～0.3约占66.7%，k最大值为0.27。头三段k值<0.1的没有，k最大值为0.289。总体表明头二段非均质性最强，其次为头三段，头一段非均质性最弱。

1.1.4 层内夹层

层内夹层是指位于单砂层内部的非渗透层或低渗透层，厚度从几厘米到几米不等，一般为泥岩、粉砂质泥岩或钙质泥岩[1]。研究区内的夹层主要为泥岩和粉砂质泥岩，钙质泥岩较少。夹层分布的形式从岩心上看主要是含泥质条带的泥质砂岩或者薄层泥，从测井曲线上看主要是齿形高伽马段(图2)，主要分布于水下分流河道砂体或河口坝砂体的周围。平面上夹层主要以两种方式分布，一是分布于水下分流河道与分流间湾之间的区带，因为此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水流冲刷掉。二是以较厚前三角洲泥的形式覆盖于河口坝上部，起到局部封堵作用。

表2 头屯河组各段多井非均质系数统计Table 2 Statistics of the reservoir heterogeneity coefficients in Toutunhe Formation

表3 头屯河组钻井非均质系数统计(严科法)Table 3 Statistics of heterogeneity coefficients in Toutunhe Formation by Yanke’s method

1.2 层间非均质性

层间非均质性是指储集层或砂体之间的差异，是对一个油藏或一套砂泥岩间含油层系的总体研究，属于层系规模的储集层描述[1]，一般以分层系数和砂岩密度进行反映。分层系数为一套层系或者一个油藏内砂层的层数，一般单位厚度上钻遇的砂层越多，代表层间的非均质性越强。

头屯河组第一段分层系数集中在0～4.6，平均为3；第二段分层系数范围为0～7.2，平均为5.4；第三段分层系数为0～3.6，平均为2.5。通过研究区高分辨率层序格架内砂体对比剖面(图3)，结合分层系数的计算可看出研究区头二段分层系数在3个段中最大。结合沉积背景推测当时头二段沉积时期的环境存在频繁的湖进湖退，辫状河道的多次迁移造成砂泥混杂堆积，致使头二段储集层非均质性很强。

开发上砂岩密度同砂地比是一个概念，赵虹总结出当砂岩密度>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;<30%时为连通性差的孤立性砂体[10]。

通过对工区44口井的砂体厚度及砂岩密度进行统计(表4)，可知头三段与头二段砂岩很发育，砂岩密度>30%；尤其是头二段砂体厚度平均值也较高，砂体局部连片分布，且连通性好，在垂向上砂体连续叠置。

1.3 平面非均质性

平面非均质性指储集砂体的几何形态、规模、顶底起伏、孔隙度和渗透率空间变化引起的非均质性，主要受沉积相带的控制。

1.3.1 砂体的几何形态及连通性

砂体几何形态和连续性主要通过砂体等值线图来表示。

通过地震属性反演以及研究区多井砂体厚度的统计制作出砂体厚度等值线图，从图4中可以看出头一段和头二段中砂岩的厚度普遍较大，多含厚度50 m以上的砂体。两段相比较而言，头二段的砂体总体要厚些，基本分布在研究区的中北部和南部。而且头二段和头三段平面上砂体的分布要比头一段要广，顺物源方向砂体厚度逐渐减薄。在头二段和头三段的南部地区，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。

图2 阜东S井头屯河组第二段层内夹层示意图Fig.2 Schematic diagram of interlayers in Member 2 of Toutunhe Formation in Well FD-S

图3 阜东021-北62井头屯河组等时地层格架内砂体对比图Fig.3 Contrast of the sandbodies in isochronous stratigraphic framework of Toutunhe Formation between Well FD021-Well B62表4 头屯河组砂岩厚度与砂岩密度统计Table 4 Statistics of the sandstone thickness and sandstone density in Toutunhe Formation

地层钻遇砂层井数d/m砂岩密度/%最小值最大值平均值最小值最大值平均值头一段441360450.1410.29头二段4314115610.1110.36头三段4008033.72010.38

图4 研究区位置及头屯河组分段砂岩厚度等值线图Fig.4 Position of study area and thickness contour maps of sandstone in Toutunhe Formation in study area(A)研究区位置; (B)头一段砂岩厚度等值线; (C)头二段砂岩厚度等值线; (D)头三段砂岩厚度等值线

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是选取代表性砂体对比剖面，对高分辨层序格架内砂体进行精细的划分与对比，很明显能反映出砂体之间的连通状况：头二段和头三段砂体的连通性要好于头一段，头二段砂体连通性最好。

1.3.2 砂体渗透率非均质系数平面展布

平面非均质性一般是通过砂体内孔隙度、渗透率平面图或者渗透率非均质程度的平面等值线图来表征，本文应用的是非均质性系数的平面等值线图(图5)。

图5 研究区非均质性系数等值线图Fig.5 Contour map of the coefficients of anisotropy in study area(A)头一段非均质性系数等值线图; (B)头二段非均质性系数等值线图

将14口井结合新疆油田地质实验中心所提供一些井的数据，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同头一段相比而言，非均质性弱的区域有所减小，中-强非均质性的区域有很大程度增加，整体的非均质性要强于头一段。

2 微观非均质性

根据镜下对阜东斜坡区头屯河组砂岩铸体薄片的观察，砂岩储集层的储集空间主要为原生粒间孔隙，部分岩石中发育粒内溶孔和微裂缝及粒间溶孔。其孔隙结构特征主要根据压汞曲线的形态和定量参数来评价(图6、表5)。整个头屯河组储集层砂岩压汞曲线反映孔喉分布的峰态不一，孔喉分选系数较大，排驱压力范围为0.31～0.66 MPa，平均为0.44 MPa；中值压力常在2.57～5.95 MPa之内，平均为3.9 MPa。最大孔喉半径范围在3.08～7.56 μm。研究认为阜东斜坡区头屯河组孔隙结构较复杂，具有细喉特征。从纵向上看，阜东斜坡区头二段孔隙结构最好。

微观非均质性具体包括3方面内容：喉道非均质性、颗粒非均质性以及填隙物非均质性。

2.1 喉道非均质性

毛细管半径是微观喉道特征的最直接反映，该区储层平均毛细管半径分布范围较宽(图7),以<3 μm 为主。相同的毛细管半径前提下，其孔隙度和渗透率差别较大，说明本区储集层的非均质性较强。

图6 研究区头屯河组储集层压汞曲线特征Fig.6 The characters of the mercury-injection curves of reservoirs in Toutunhe Formation in study area(A)头一段; (B)头二段; (C)头三段表5 研究区头屯河组储集层的压汞特征参数Table 5 The parameters of mercury-injection of reservoirs in Toutunhe Formation in study area

层位样品数孔隙度/%渗透率/10-3μm2均值分选系数偏态峰态变异系数中值毛管压力/MPa排驱压力/MPa最大孔喉半径/μm孔喉体积比平均毛管半径/μmJ2t33014.0343.210.582.35-0.122.140.232.570.317.564.622.41J2t226815.3429.0810.542.45-0.061.870.243.090.46.664.872.15J2t17913.87.3811.242.26-0.522.490.215.950.663.083.470.88

图7 研究区储集层毛细管半径分布范围Fig.7 Distribution range of the reservoir capillary radius in study area

2.2 颗粒非均质性

从微观非均质性研究角度，统计本区 80个水下分流河道以及河口坝样品平均粒径与标准偏差数据，编制平均粒径与标准偏差关系图(图8)，可看出平均粒径越靠近2φ(0.25～0.125 mm)，标准偏差就越小，分选性越好。平均粒径向粗粒变化使标准偏差增大，分选性变差。粉细砂岩均质性最好，向细、中粗砂岩方向非均质性均增强。

2.3 填隙物非均质性

填隙物包括杂基(自生和他生)和胶结物，其类型、含量以及产状，在不同类型储集层中有较大差异。研究区储集层的胶结物主要是伊/蒙混层、高岭石、水云母、绿泥石、方沸石、方解石以及黄铁矿，少量片沸石和石膏；杂基主要为泥质(铁质泥、水云母化泥)。填隙物对于储集层的影响主要在于其改变了原有孔隙和喉道的形态，改造储集层物性。以绿泥石为例，研究区头屯河组绿泥石多以粒间充填为主，导致含量与孔隙度成弱负相关性的关系，在一定程度上降低储集层物性(图9)；同时在开发阶段，绿泥石会引起储集层酸敏或水敏，引起喉道堵塞。

图8 研究区平均粒径与标准偏差关系图Fig.8 The relation diagram between standard deviation and average particle size in study area

3 非均质性的成因

3.1 特定的沉积背景

头屯河组沉积时期，研究区沉积地形较缓，主要接受来自克拉美丽山的充足物源，南部博格达山和东部北三台凸起提供次要物源(图10)。头屯河组第一段时期因盆地构造处于相对平静期，基底稳定，形成东北部辫状河三角洲沉积体系。其沉积主要特点是砂层厚度相对薄，粒度以粉细粒为主，岩屑含量高，各类长石和石英含量中等(表6)。头二段由于在构造活动期，东北部物源供给增加，南部博格达山逐渐隆起，也向研究区提供物源，辫状河三角洲向湖盆大幅度推进，主要特点为砂体延伸范围广、厚度大、粒度粗。头三段时期，东北部物源供给逐渐减少，南部物源持续供给，由于构造抬升剥蚀，砂体总体厚度较小，碎屑成分与头二段差别不大(表6)。3个段沉积背景差异为砂岩的岩石组构非均质性创造了条件。

3.2 A/S比值

A/S比值(可容纳空间与沉积物补给量之比)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率、保存程度和内部结构(如堆积样式)[11]。由于研究区相对闭塞，同时构造环境相对平稳，A/S比值主要受气候影响。头一段时期，研究区主要是潮湿气候，湖平面大幅度上升，此时物源供给较充分，A/S比值<1，区内发育弱进积型辫状河三角洲。其旋回结构以对称型中的C1、C2亚类型为主(图3)，三角洲前缘河道砂以及河口坝砂体以垂向加积为主，分布范围有限。头二段时期，气候变化相对频繁，湖平面上升与下降频繁交替，总体下降，此时更多的物源供给使得A/S比值≪1，其旋回结构以对称型中的C1亚类型为主，发育进积型辫状河三角洲，其范围延伸较远，多期河道在平缓地貌下侧向迁移，发生切割、叠加形成大型复合砂体，具有不同岩石组构、物性特征砂体进行拼合，使得原本非均质性较强储集砂体变得更加复杂。头三段时期，气候总体呈干旱-半干旱状态，湖平面开始下降，此时物源供给相对减少，A/S比值接近于1，使得研究区发育加积型三角洲，其旋回结构以对称型中的C2亚类型为主，继承头二段不断切割交错复合砂体特征，储集体非均质性总体较强。

图9 研究区绿泥石产状以及同孔隙度关系图Fig.9 Occurrence of chlorite and its relation with porosity in study area表6 研究区头屯河组砂岩碎屑成分统计Table 6 Clastic constituents and average content statistics of the sandstone in Toutunhe Formation of study area

层位w石英/%w长石/%w岩屑/%平均范围平均范围平均范围J2t325.0910.00～42.0021.1312.3053.7839.00～70.00J2t223.699.00～43.0023.188.00～35.3553.1334.34～79.00J2t121.265.49～34.0021.157.00～29.1757.5943.06～83.00

图10 阜东地区头屯河组分段沉积微相平面分布Fig.10 Sedimentary microfacies distribution of Toutunhe Formation in the Fudong-Xiquan area(A)头一段; (B)头二段; (C)头三段

3.3 弱成岩作用和地层超压

根据头屯河组储集层岩石中干酪根镜质体反射率(Ro)为0.4%～0.6%，次生黏土矿物主要为伊/蒙混层，其混层比高达80%以上，依据成岩阶段划分标准(SY/T5477-2003)综合判断储集层主要处于早成岩阶段B期，局部进入中成岩阶段A期。在早成岩阶段，压实作用造成沉积物体积收缩，孔隙度减小，使岩石向着致密化方向发展，孔隙结构变差。自生黏土矿物包膜的胶结作用(主要是伊/蒙混层和绿泥石包膜)形成于成岩作用的早期阶段，以孔隙衬边方式存在于原生粒间孔中，使原生粒间孔隙和喉道减小，降低了储集层的孔渗性能。但是研究区地层超压的存在减少垂直有效应力的作用，从而减小了埋藏砂岩中因颗粒-颗粒、胶结物-颗粒接触产生的负荷，当浅层流体超压一旦形成并在地质历史中继续存在，那么在埋藏过程中流体超压将持续保护砂岩的原生孔隙，避免砂岩遭受更大程度的机械压实作用，这是本区砂岩原生孔隙得以保存的重要机制(图11)。

图11 研究区地层压力系数等值线图Fig.11 Isogram of formation pressure coefficients in study area

由于地层超压强度在研究区分布不均，加上成岩早期压实和胶结作用对于储集层孔隙结构的破坏，使得研究区微观非均质性较强。

4 结 论

a.准东阜东斜坡区头屯河组储集层有较强非均质性，储集层渗透率韵律类型主要为正韵律和复合韵律，夹层厚度以及分布不稳定，使得砂体在纵向上连通性不稳定，非均质性增强。头二段层间非均质性较强，受沉积相展布控制的平面的非均质性在头屯河组3个段都较强。

b.以储集层压汞曲线和定量参数为基础，通过表征喉道、颗粒以及填隙物的非均质性，认为阜东斜坡区头屯河组总体具有分选性较好，具有细喉特征，微观非均质性很强。

c.储集层为近源沉积，稳定性差，岩石成分、粒度和沉积特征存在较大差异，为储集层宏观非均质性的形成条件。由于气候变化对工区A/S比值产生很大影响，加剧储集层非均质性程度。弱成岩作用以及地层超压的不均匀分布是造成储集层微观较强的非均质性关键因素。头屯河组第二段储集层综合非均质性最强。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。

[1] 于兴河.碎屑岩系油气储集层沉积学[M].北京：石油工业出版社，2007. Yu X H. Clastic Petroleum Reservoir Sedimentology[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2007. (In Chinese)

[2] 方世虎，宋岩，贾承造，等.新疆博格达地区中-新生代碎屑成分特征与盆山分异过程[J].地质学报，2007，81(9)：1229-1237. Fang S H, Song Y, Jia C Z,etal. The Mesozoic-Cenozoic clastic composition of Bogda Area, Xinjiang: Implications on the evolution of basin-range pattern[J]. Acta Geologica Sinica, 2007, 81(9): 1229-1237. (In Chinese)

[3] 鲁兵，张进，李涛，等.准噶尔盆地构造格架分析[J].新疆石油地质，2008，29(3)：283-289. Lu B, Zhang J, Li T,etal. Analysis of tectonic framework in Junggar Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2008, 29(3): 283-289. (In Chinese)

[4] 鲍志东，刘 凌，张冬玲，等.准噶尔盆地侏罗系沉积体系纲要[J].沉积学报，2005，23(2)：194-202. Bao Z D, Liu L, Zhang D L,etal. Depositional system frameworks of the Jurassic in Junggar Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2005, 23(2): 194-202. (In Chinese)

[5] 商琳，戴俊生，刘旭，等.准噶尔盆地北三台地区侏罗系头屯河组沉积物源分析[J].世界地质，2001，30(4)：579-584. Shang L, Dai J S, Liu X,etal. Sedimentary source analysis of Jurassic Toutunhe Formation in Beisantai area in Junggar Basin[J]. Global Geology, 2011, 30(4): 579-584. (In Chinese)

[6] 朱筱敏，张义娜，杨俊生，等.准噶尔盆地侏罗系辫状河三角洲沉积特征[J].石油与天然气地质，2008，29(2)：244-251. Zhu X M, Zhang Y N, Yang J S,etal. Sedimentary characteristics of the shallow Jurassic braided river delta, the Junggar Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2008, 29(2): 244-251. (In Chinese)

[7] 胡宗全，朱筱敏.准噶尔盆地西北缘侏罗系储集物性的主要控制因素[J].成都理工学院学报，2002，29(2)：153-156. Hu Z Q, Zhu X M. Key factors controlling Jurassic reservoir on the north-west edge of Junggar Basin[J]. Journal of Chengdu University of Technology, 2002, 29(2): 153-156. (In Chinese)

[8] 严科，杨少春，任怀强.储集层宏观非均质性定量表征研究[J].石油学报，2008，29(6)：870-979. Yan K, Yang S C, Ren H Q. Research on quantitative characterization of macroscopic heterogeneity of reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2008, 29(6): 870-979.(In Chinese)

[9] 郭宇航.华池油田华152区长1、长3油组储集层非均质性研究[D].长沙:中南大学档案馆,2007. Guo Y H. Research on Heterogeneity of Chang l and Chang 3 Reservoir at H152 Well Block of Huachi Oilfield[D]. Changsha: The Archive of Central South University, 2007. (In Chinese)

[10] 赵虹.安塞油田上三叠统延长组高分辨率层序地层学特征及储集层研究[D].西安：西北大学档案馆，2004. Zhao H. The Characteristics of High-resolution Sequence Stratigraphy and the Studying of Reservoirs of Upper Triassic Yanchang Formation in Ansai Oilfield[D]. Xi’an: The Archive of Northwest University, 2004. (In Chinese)

[11] 郑荣才，文华国，李凤杰.高分辨率层序地层学[M].北京：地质出版社，2010. Zheng R C, Wen H G, Li F J. High-resolution Sequence Stratigraphy[M]. Beijing: Geological Publishing Press, 2010. (In Chinese)

A comprehensive research on reservoir heterogeneity of Toutunhe Formation in slope area, east of Fukang sag,Junggar Basin, Xinjiang, China

YU Jing-wei1, ZHENG Rong-cai1, YIN Xin-hua2, QI Li-qi2, ZHU Yong-cai3

1.StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.ExperimentalGeologicalCenterofXinjiangOilfield,Kelamayi834000,China;3.ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofXinjiangOilfield,Kelamayi834000,China

This paper discusses the degree of reservoir heterogeneity in east of Fukang sag, eastern Junggar Basin to offer theoretical helps to the development of the reservoir. The research of the reservoir heterogeneity on the Middle Jurassic Toutunhe Formation includes the analyses of macroscopic heterogeneity and microscopic heterogeneity based on the size, permeability, dissection and geometry of the reservoir sandbodies. The result shows that the whole Toutunhe Formation has strong heterogeneity, especially the second member. The change of sedimentary background has a great influence on rock elements and sedimentary characters of the reservoirs, and the variety of A/S value intensifies the degree of the reservoir macroscopic heterogeneity. The weak diagenesis and the differential distribution of the strata overpressure change the structures and types of the pores. This has great affection on the microscopic heterogeneity. All the above factors make the reservoirs of Toutunhe Formation in study area have strong heterogeneity.

Toutunhe Formation; reservoir; macroscopic heterogeneity; microscopic heterogeneity; Fukang sag; genesis of heterogeneity

10.3969/j.issn.1671-9727.2014.05.05

1671-9727(2014)05-0567-10

2013-11-14

于景维(1985-)，男，博士研究生，研究方向：储层沉积学, E-mail:yyjjww-1985@163.com。

TE122.23

A