准噶尔盆地南缘玛河气田紫泥泉子组沉积相

朱　键，王小军，吴宝成，姜元刚，高　阳，谢宗瑞

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

准噶尔盆地南缘玛河气田紫泥泉子组沉积相

朱键，王小军，吴宝成，姜元刚，高阳，谢宗瑞

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

对准噶尔盆地南缘古近系紫泥泉子组的沉积构造背景、沉积相标志进行分析，认为玛河气田紫泥泉子组为辫状河三角洲沉积，发育辫状河三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲3种亚相及水下分流河道等8种微相，整体显示湖退—湖侵的沉积演化特征。对比沉积相与物性、产能特征后认为，最有利的沉积微相为水下分流河道。

准噶尔盆地；南缘；玛河气田；紫泥泉子组；辫状河三角洲；沉积相

玛河气田位于准噶尔盆地南缘玛纳斯背斜上（图1），是新疆北部主要气田之一。但同一相带（辫状河三角洲前缘水下分流河道）上的气井生产效果差异很大。为此，本文对玛河气田储气层紫泥泉子组沉积相进行详细研究，旨在为玛河气田的扩边及霍尔果斯背斜的油气评价与开发提供依据。

图1　玛河气田构造位置（据文献［1］修改）

1　玛河气田沉积相研究现状

前人研究认为1），玛纳斯背斜紫泥泉子组沉积相为辫状河—辫状河三角洲交互相，目前相关研究都沿用此观点。

对前人关于准噶尔盆地南缘古近系紫泥泉子组沉积相研究的结论进行分析和总结，可归纳为5种沉积相类型：冲积扇相［1-3］、辫状河相［1，4］、辫状河三角洲相［1-3］、曲流河相［5-6］和湖泊相［1-2］。分析发现，造成上述认识差异原因可归纳为：①分层差异，如《川玛1井评价报告》川玛1井紫泥泉子组深度为3 258.5～3 869.5 m，实际上是目前现场生产使用东沟组分层（2 944.0～3 868.0 m）的一部分；②资料不全面，如《川玛1井评价报告》当时确认沉积相的主要依据是川玛1井的岩心和岩屑资料，缺乏露头剖面的沉积背景资料，平面上无其他井资料进行对比。文献［6］则仅是依据地震与钻探资料，认为其沉积相为河流—三角洲相。

2　沉积相分析

准噶尔盆地南缘前陆盆地发育阶段主要为古近纪—第四纪。受喜马拉雅运动影响，北天山快速、大幅度隆升，并向盆地冲断式挤压［7-9］。盆地南缘山前区域在喜马拉雅运动期急剧沉降，盆地北部相对抬升，成为箕状盆地。沉积坳陷收缩到南缘沿天山一线，沉积了4～6 km厚的磨拉石建造。同时，压扭应力作用于盆地南缘，形成了喜马拉雅运动期成排成带的褶皱和断裂。玛纳斯背斜即位于喜马拉雅运动形成的冲断滑脱带上（图1）。受喜马拉雅运动控制，紫泥泉子组沉积时期，准噶尔盆地南缘玛河气田区域构造抬升，属盆山结合部，处于山前沉积坡折带。构造抬升使得玛河气田抬高，并处于山前沉积背景之下，属于冲积扇—三角洲—湖泊沉积体系中的一部分。

2.1沉积相标志

（1）颜色准噶尔盆地南缘紫泥泉子组（E1-2z）的颜色以紫红色（图2a）、红褐色（图2b）为主，部分地层为杂色（图2c）、灰绿色（图2d）。说明紫泥泉子组主要沉积环境为陆上干旱的氧化环境，间歇发生短暂的湖侵，形成水下沉积；沉积物可能先在水下沉积，快速发生水退之后，沉积物暴露于水面之上，被氧化形成紫红、褐红等氧化色。

（2）岩性玛河气田紫泥泉子组岩性为陆源碎屑岩，岩石类型包括含砾砂岩（图2a）、粗砂岩（图2e）、中砂岩（图2f）、细砂岩（图2g）、粉砂岩（图2h），夹泥质粉砂岩、粉砂质泥岩（图2i）。粗粒度的岩性主要分布在紫二段，泥岩、粉砂岩主要分布在紫一段和紫三段（图3）。根据岩性及测井曲线特征，紫泥泉子组沉积显示进积—退积的沉积演化特征，整体上显示为反旋回—正旋回的沉积特征。

（3）岩石类型与结构玛河气田主力储集层为紫泥泉子组三段（E1-2z3），主要岩性为岩屑质长石砂岩，其次为长石砂岩和长石岩屑质石英砂岩，以细砂岩和粉砂岩为主。碎屑成分以石英为主，石英含量48.0%～72.0%，平均58.9%；长石含量20.0%～33.0%，平均26.1%。岩屑以凝灰岩为主，含量3.9%～21.9%，平均10.7%；其次为千枚岩、霏细岩、花岗岩和硅质岩。泥质含量1.0%～10.0%，平均6.5%；其中杂基含量1.8%～3.6%，平均2.9%，以氧化铁染泥质杂基为主。胶结物含量2.0%～2.8%，平均2.5%，以方解石为主；胶结类型为孔隙型、孔隙-压嵌型。碎屑颗粒磨圆度以次棱角状—次圆状为主，磨圆度中等；粒度分选中等—好。颗粒接触方式以点、线接触为主。综上认为：紫泥泉子组石英含量较高，反映其成分成熟度较高；泥质含量稍高，说明水动力条件较弱；含氧化铁染泥质，反映为氧化环境；磨圆度中等，粒度和分选度好-中等，说明结构成熟度中等偏好。

（4）粒度根据岩心粒度分析，玛河气田紫泥泉子组取心层段的粒度概率累计曲线多呈两段式和四段式。沉积物组分以跳跃总体为主（MN1001井），占60%～80%，悬浮总体次之，占20%～40%，滚动总体不发育，分选较好（图4）；双跳跃的四段式组分中，以跳跃总体为主（玛纳002井），占60%～70%，悬浮总体次之，占10%～15%，滚动总体最少，占5%左右（图4）。

另外，利用MN1001井粒级质量分析数据，作CM图（图5）。如图5所示，数据点绝大多数分布在牵引流区域内，个别点落在浊流沉积区，推测是由于河道沉积物在固结前发生滑塌引起的局部重力流沉积。牵引流沉积的数据点主要集中在RS段、QR段和PQ段，不发育NO段和OP段。

综上分析，玛河气田紫泥泉子组取心段沉积物颗粒较细，以跳跃总体为主，悬浮组分和滚动组分次之，85%以上沉积物为细砂及细砂级以下组分；跳跃总体分选好，悬浮总体分选稍差；主要为牵引流沉积。

（5）自生矿物根据重矿物统计数据，以MN1001井的20个样品为例，含自生重矿物的样品数为16个，占样品总数的80%，说明自生重矿物普遍存在；重晶石、硬石膏和黄铁矿占自生重矿物的百分比分别为39.9%，52.9%和7.2%.

硬石膏形成于干旱蒸发环境，黄铁矿形成于还原环境，重晶石形成于低温热液矿脉或锰矿床、浅水的泥质、砂质沉积岩中，反映沉积环境为水陆过渡带，水下沉积与陆上沉积同时存在。

（6）沉积构造物理成因构造在沉积岩中最常见，也最容易被直接观察到［10］，具有良好的指相性。根据岩心资料分析，玛河气田紫泥泉子组中的沉积构造具有一定的规律性。

发现的沉积构造包括冲刷充填构造（图2e）、砾岩层状分布构造（图2a）、平行层理（图2d，图2f）、侧积交错层理（图2d）、浪成沙纹层理（图2e）、递变层理（图2e，图2f）、泥质条带状构造（图2b）。辫状河道及辫状河三角洲水下分流河道砂体中广泛发育侧积交错层理，侧积交错层理是河道砂体的主要沉积构造类型，可以作为辫状河及辫状河三角洲体系的一种重要鉴别标志［11］。

图2　玛河气田紫泥泉子组岩心照片

2.2沉积相分析

首先，从沉积构造背景上看，玛河气田紫泥泉子组发育部位属于天山南麓的盆山结合部，属山前沉积，为冲积扇—三角洲—湖泊相沉积体系的一部分。

其次，红色、褐红色沉积主色调，以及含氧化铁染泥质、硬石膏，说明是干旱-强氧化环境；其间夹薄层灰绿色泥岩、含自生黄铁矿，说明沉积期间存在还原环境；自生重矿物分析结果，反映为水陆过渡带环境。据此可以推测沉积环境为三角洲的一种。石英含量较高，沉积物颗粒磨圆度中等，粒度分选中等偏好，说明岩石的成分成熟度和结构成熟度较高，与冲积扇或者扇三角洲一般特征不符，与曲流河或曲流河三角洲高成分成熟度和高结构成熟度的特征也存在差异。

图3　准噶尔盆地南缘玛河气田玛纳001井紫泥泉子组沉积综合柱状剖面

图4　玛河气田紫泥泉子组粒度概率累计曲线

图5　MN1001井CM图

另外，粒度概率累计曲线和CM图特征说明目的层以牵引流沉积为主，不符合扇三角洲的重力流沉积主旋律。沉积构造特征，尤其是侧积交错层理的发育，是辫状河道存在的重要依据；常见浪成沙纹层理，说明存在波浪作用，是水下沉积的重要证据。

综上所述，可以确定玛河气田紫泥泉子组沉积相为水陆过渡带的辫状河延伸进入稳定水体（湖泊）后沉积的陆上、水下过渡的沉积体，即辫状河三角洲沉积。

2.3沉积相类型

在沉积相分析基础上，结合准噶尔盆地南缘玛河气田紫泥泉子组5口取心井的岩心资料、分析化验资料、测井曲线特征及全区10口井单井沉积相分析，确定玛河气田紫泥泉子组为辫状河三角洲沉积体系，发育完整的三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲亚相沉积体系；发育的沉积微相包括辫状河道、废弃河道、越岸沉积、水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝、远砂坝和前辫状河三角洲8种微相。

（1）辫状河三角洲平原由单条或多条辫状河道及废弃河道、越岸沉积物组成。高度河道化和持续且深的水流与较好的侧向连续性是平原相的典型特征。辫状河道沉积以砾岩、砂砾岩为主，分选较好；形成的透镜状砂体互相叠置，连通性好，是辫状河三角洲平原亚相的主要沉积砂体；自然伽马曲线呈钟形、齿化钟形，低幅度或低幅度偏高（砾岩、砂砾岩夹杂部分泥质），向上常表现为渐变接触关系，向下表现为突变接触关系。废弃河道微相沉积物粒度比辫状河道细，为粗砂-细砂沉积，顶部可发育粉砂岩、泥岩薄层；水动力环境较弱，发育水平层理；自然伽马曲线一般呈箱形，幅度比辫状河道高，沉积物粒度比辫状河道沉积物细。越岸沉积微相是河道水流量突然增大而漫出之前的河道在河道之间相对较高的部位形成的较细粒的沉积物，以细砂岩、粉砂岩为主，夹泥岩薄层，可见水平层理；自然伽马曲线一般呈指状或短指状，有时也呈卵形，是细粒薄层沉积物夹在粗粒较厚沉积物之间的表现。

（2）辫状河三角洲前缘亚相发育水下分流河道、河口砂坝、远砂坝和水下分流河道间微相，当湖浪（海浪）能量较强时，河口砂坝常被侵蚀，形成前缘席状砂。水下分流河道是辫状河道在水下的延伸部分，其沉积特征与辫状河道砂相似，岩性较辫状河道砂坝稍细，主要为中砂岩、细砂岩、粉砂岩；自然伽马曲线呈箱形或钟形，微齿化，低幅度，向上常为渐变接触，向下呈突变接触。水下分流河道间主要由粉砂质泥岩及泥岩组成，见水平层理，由于水下分流河道频繁迁移，水下分流河道间沉积常被侵蚀，多以透镜状的形式出现；自然伽马曲线为高幅值，接近泥岩基线，指状或短指状，微齿化。河口砂坝普遍可见，由粉砂岩、细砂岩及中砂岩组成，常显示向上变粗的倒粒序（从粉砂岩到细砂岩-中砂岩），有时也呈向上变细的正粒序，常见浪成沙纹层理、沙纹层理、平行层理；自然伽马曲线呈漏斗形，中等幅度，研究区多为弱齿化。远砂坝为前缘末端沉积，由薄层状粉砂岩、泥质粉砂岩组成。平面分布稳定，延伸远并可对比；纵向上相带窄，厚度薄，常同前辫状河三角洲呈薄互层状出现，见浪成沙纹层理及浪成波痕；自然伽马曲线呈中低幅度值的漏斗形、指状，微齿化。

（3）前辫状河三角洲亚相位于辫状河三角洲前缘外侧向湖盆较深水方向的斜坡带，常与半深湖沉积呈渐变过渡，以深灰色、灰绿色泥岩及粉砂质泥岩为主，常发育水平层理；自然伽马曲线为高幅度，接近泥岩基线，微齿化扁箱形。

2.4沉积微相平面特征

图6　玛河气田紫三段二砂组（）沉积微相平面分布

2.5沉积演化特征

玛河气田紫泥泉子组沉积演化特征明显，可以归纳为以下5点。

（1）沉积相主要为南南西—北北东向展布，与研究区南南西向物源方向一致，体现了沉积相展布与物源方向的一致性。

（2）纵向上沉积环境演化规律清楚，紫泥泉子组总体显示为湖退—湖侵的沉积过程，内部出现多期次一级的湖平面升降变化。以紫二段沉积中期为界，之前为湖平面逐渐下降的过程，对应沉积辫状河三角洲前缘—辫状河三角洲平原；紫二段沉积中期—紫三段一砂组沉积末期，湖平面开始快速上升，发育辫状河三角洲平原—辫状河三角洲前缘沉积体；紫三段一砂组沉积末期，研究区普遍发育厚度较大并可全区对比的前辫状河三角洲-浅湖泥岩沉积，可作为标志层。

（3）主要产气层紫泥泉子组三段，整体上呈现逐渐湖侵的过程，其中包括2个次一级的湖退和湖侵过程，以辫状河三角洲前缘亚相的水下分流河道砂体和河口砂坝砂体为主要储集层。

（4）紫一段，紫三段四砂组、三砂组、二砂组沉积期以辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积为主，局部夹水下分流河道间泥岩和次一级湖平面上升的前辫状河三角洲沉积，紫二段沉积期以辫状河三角洲平原辫状河道沉积为主，部分井段夹废弃河道、越岸沉积，紫三段一砂组沉积期以前辫状河三角洲沉积为主，部分井段夹水下分流河道、远砂坝沉积。

（5）紫三段一砂组沉积后期的一次较大规模的湖侵形成的泥岩广泛而稳定地分布在研究区，形成了气田的直接盖层。

3　沉积相与油气关系

3.1物性验证沉积相

应用已知生产数据，尤其是主要产气层紫三段二砂组的物性和生产数据对沉积相划分进行验证，可以逆推印证沉积相划分的准确性。

通过对紫三段二砂组孔隙度（图7）与沉积相平面图的对比可以发现，孔隙度高值方向与沉积相平面图的主河道方向具有比较好的一致性；孔隙度低值的MN1002井位于2大主河道之间，也与沉积相的分布特征相符。主要异常井点为川玛1井，其岩性较细，砂体厚度较薄，位于离主河道较远区域，实测孔隙度比利用沉积相预测的孔隙度高，推测川玛1井区域虽然砂体较薄，但是因为主要沉积河口砂坝和远砂坝薄层砂体，砂岩分选较好，泥质含量较低，因而其物性较好。

以上分析可以间接说明沉积相的展布与实际生产特征具有较好的符合性。

图7　玛河气田紫三段二砂组（孔隙度平面分布

3.2生产资料验证沉积相

针对主力产气层，利用原始生产数据（试油和试采数据）与沉积相平面图（图6）对比。通过对比发现，产量较高的井，除了具有处于构造高部位的特点，还处于沉积相的主河道或附近。MN1001井所处构造位置比较低，导致生产效果不够好，而处于2大主河道之间的MN1002井，则表现为产量较低、压力明显偏低、生产效果较差。

通过实际生产数据与沉积相对比，间接地证明了沉积相划分的合理性，也说明沉积相划分具有较好的预测性。

3.3沉积相与油气分布关系

（1）沉积相与油气纵向分布关系统计射孔井段所在的沉积微相发现，297.1 m射孔井段中，紫三段二砂组射开的厚度最大，达到141.0 m，占总射开厚度的47.5%；其次为三砂组，射开厚度为97.1m，占总射开厚度的32.7%；四砂组和一砂组射开厚度分别为48.0 m和11.0 m，占总射开厚度的16.1%和3.7%.在射开的地层中，产油气层累计厚度为130.5 m，射开地层含油气有效厚度从大到小分别为：二砂组102.0 m、三砂组11.5 m、一砂组11.0 m和四砂组6.0 m，分别占射开井段含油气厚度的78.2%，8.8%，8.4%和4.6%.

通过统计的含油气射孔厚度所占产量比和沉积相剖面上的沉积微相位置，含油气射孔厚度中，水下分流河道112.5 m，河口砂坝18.0 m，远砂坝2.0 m；将试油试采产量数据按射孔井段厚度换算，水下分流河道、河口砂坝、远砂坝产油量和产气量分别为286.31 m3/d，35.33 m3/d，4.28 m3/d和154.63×104m3/d，23.34×104m3/d，3.96×104m3/d，分别占产油、产气总量的87.8%，10.9%，1.3%和85.0%，12.8%，2.2%.

以上数据分析可以得出，玛河气田紫泥泉子组主要产油气层紫三段二砂组最有利的沉积微相为水下分流河道，其次为河口砂坝。

（2）沉积相与油气平面分布关系由以上分析发现，玛河气田紫泥泉子组以紫三段二砂组为主要有利储集层。根据紫三段二砂组目前探明的含气范围与该层沉积微相平面图对比，发现除了MN1002井、MN1004井处于河口砂坝微相的优势相带之外，其余各井都以水下分流河道为优势相（图6）。

4　结论

（1）玛河气田紫泥泉子组为辫状河三角洲沉积，发育辫状河三角洲平原、辫状河三角洲前缘和前辫状河三角洲3种亚相，构成了一个完整的沉积体系；发育辫状河道、废弃河道、越岸沉积、水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝、远砂坝、前辫状河三角洲等8种沉积微相。

（2）在平面上，以辫状河三角洲前缘沉积为主，其次是辫状河三角洲平原和前辫状河三角洲；纵向上，紫一段主要沉积微相是水下分流河道，紫二段主要是辫状河道，紫三段主要是水下分流河道。

（3）玛河气田紫泥泉子组呈现一个湖退—湖侵的沉积过程，沉积物粒度从底部到顶部为先变粗后变细。

（4）含油气性最好的沉积微相是水下分流河道，其次是河口砂坝和远砂坝；油气主要集中在水下分流河道微相的砂体中；生产效果最好的储集层发育于紫三段二砂组水下分流河道微相。

（5）建议建立地震属性与沉积微相的关系，依据上述优势微相和储集层，预测有利含油气区以及有利储集层，并在合适的储集层位置补充生产井以提升储量动用程度，提高产能和采收率。

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Sedimentary Facies of Palaeogene Ziniquanzi Formation in Mahe Gas Field in Southern Margin of Junggar Basin

ZHU Jian，WANG Xiaojun，WU Baocheng，JIANG Yuangang，GAO Yang，XIE Zongrui
（Research Institute of Exploration and Development，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

This paper analyzes the sedimentary structural setting and sedimentary facies symbol of Ziniquanzi formation of the Paleogene in southern margin of Junggar basin，and suggests that the Ziniquanzi formation in this area appears braided river delta deposits，and develops such three subfacies as delta plain，delta front and prodelta as well as eight microfacies like underwater distributary channel and others. The overall displays the evolution characteristics of lake regression and transpression.The contrast of the sedimentary facies，petrophysical property and productivity performance indicates that the most favorable sedimentary microfacies is the underwater distributary channel.

Junggar basin；southern margin；Mahe gas field；Ziniquanzi formation；braided river delta；sedimentary facies

TE111.3

A

1001-3873（2015）06-0648-08

10.7657/XJPG20150604

2014-12-16

2015-08-16

朱键（1986-），男，湖北随州人，助理工程师，硕士，沉积储层，（Tel）13689987390（E-mail）zhujian12@petrochina.com.cn.

1）四川石油管理局.川玛1井评价报告，2000.