春光油田古近系砂体成因类型及控制因素

李伟才，樊中海，杨晓培，王雨辰，马奎祥

（1.中国石化河南油田分公司博士后科研工作站，河南南阳473132；2.中国地质大学（武汉）博士后科研流动站，武汉430074；3.中国石化河南油田分公司，河南南阳473132；4.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，郑州450018；5.成都理工大学工程技术学院，四川乐山614000）

春光油田古近系砂体成因类型及控制因素

李伟才1，2，樊中海3，杨晓培4，王雨辰5，马奎祥4

（1.中国石化河南油田分公司博士后科研工作站，河南南阳473132；2.中国地质大学（武汉）博士后科研流动站，武汉430074；3.中国石化河南油田分公司，河南南阳473132；4.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，郑州450018；5.成都理工大学工程技术学院，四川乐山614000）

春光油田位于准噶尔盆地西缘车排子凸起，由于其砂体厚度薄、成因类型多样，导致储层预测难度加大。综合利用三维地震、测井、岩心及分析测试资料，运用高分辨率层序地层学方法，建立了春光油田古近系层序地层格架，并对其砂体的成因类型进行了划分，从岩性特征、沉积厚度及分布特征等方面总结了各类砂体的识别标志，又从水体深度、物源供给、水动力条件及地层发育样式等4个方面，探讨了砂体类型及分布规律的控制因素，并建立了春光油田古近系砂体成因模式。研究结果表明：春光油田古近系地层以辫状河三角洲及湖相沉积为主，发育辫状河三角洲前缘、前三角洲及滨浅湖亚相；砂体成因类型主要为水下分流河道砂体、前缘席状砂体和滩坝砂体。平缓的地形、丰富的物源、湖平面的频繁变化及波浪的侧向改造均是春光油田古近系砂体成因的主要控制因素。

砂体分布；成因类型；控制因素；车排子地区；春光油田

0　引言

准噶尔盆地西缘车排子地区位于前陆盆地的造山带前缘隆起斜坡带上，为典型的岩性油气藏发育区。盆地中新生界经历了多幕逆冲挤压构造作用［1-2］，由于砂体沉积厚度薄、成因类型多样，导致储层分布预测难度加大。前人对准噶尔盆地的地层［3-4］、构造［5-6］、沉积特征［7-11］、储层特征［12-13］及成藏［14-15］等均开展过研究和探讨，并取得了一些认识。对于砂体成因类型，前人虽进行过相关研究，但研究区域主要为准噶尔盆地腹部，研究层位主要为侏罗系［16-17］。准噶尔盆地西部春光油田古近系埋藏较浅，物性较好，是目前主要的含油层段和勘探目的层。笔者综合运用地质、测井、钻井及地震资料，并应用沉积学与层序地层学分析方法，建立春光油田古近系地层格架，利用构造及测井相特征，在岩性与测井曲线形态等方面，对研究区内沉积体系进行识别，并在此基础上对各类砂体的分布规律及控制因素进行分析，进而明确春光油田古近系砂体的成因类型及主要控制因素，以期为该区的储层预测及后期油气勘探开发提供地质依据。

1　地质概况

车排子凸起是晚海西早期形成的一个长期继承发育的三角形古凸起，其主体走向为北西—南东至东西向，地层具有南东厚、北西薄的楔状体特征［4-5］。春光油田区域构造位于车排子凸起地区东部，其西面和北面均邻近扎伊尔山，南面为四棵树凹陷，向东以红-车断裂与昌吉凹陷相接，面积为1 023 km2（图1）。春光油田总体为一东南倾的单斜，多期构造升降使地层遭受强烈剥蚀。地层自下而上发育古生界石炭系（C），中生界白垩系（K），新生界古近系（E）及新近系（N），整个古近系与下伏地层为角度不整合接触。目前，春光油田白垩系Ⅲ砂组、Ⅳ砂组，古近系Ⅱ砂组、Ⅲ砂组及新近系沙湾组均具有良好的勘探前景，是目前主要的勘探层系。

图1　春光油田区域构造位置及地质构造特征Fig.1　Regional structural location and geological structure of Chunguang Oilfield

2　层序地层格架

车排子地区古近系在地震剖面上具有中等偏弱振幅、连续性中等偏差的反射特征，地层内部存在“底超、顶削”的现象，地层底部超覆在石炭系基底或白垩系之上，地层顶部被上覆的新近系沙湾组地层削截。综合利用地震、测井及岩心等资料，在层序界面识别的基础上，建立了春光油田古近系层序地层格架（图2）。春光油田古近系受构造及盆地沉降作用的影响，自下而上可识别出2个三级层序（旋回）：紫泥泉子组层序和安集海河组层序。在这2个三级层序内可划分出湖扩体系域和高位体系域（由于研究区位于斜坡部位，低位体系域在工区内尚未出现）。下部紫泥泉子组层序又可细分2个砂组，即EⅠ砂组为湖扩体系域，EⅡ砂组为高位体系域；上部安集海河组层序也可细分2个砂组，即EⅢ砂组为湖扩体系域，EⅣ砂组为高位体系域。

图2　春光油田古近系层序地层格架Fig.2　Sequence stratum framework of Paleogene in Chunguang Oilfield

3　砂体成因类型及沉积特征

依据已有研究成果，春光油田古近系的主体物源来自北西方向［6-8］。从岩性特征及测井曲线形态等方面分析，在该区内共识别出2个主要的沉积体系，即辫状河三角洲和湖泊沉积体系。其亚相为三角洲前缘、前三角洲和滨浅湖；沉积微相为水下分流河道、河口坝、席状砂、前三角洲泥、滩坝砂及湖相泥。砂体成因类型主要有河道砂、席状砂及滩坝砂，河口坝在该区发育非常少，因此对河口坝砂体不做探讨。

3.1河道砂沉积特征

春光油田古近系河道砂主要为辫状河三角洲前缘近端的水下分流河道砂体，其显著特征是底部呈冲刷或突变接触。由于水流能量逐渐变弱，其内部自下而上呈现出正粒序特征。河道砂岩性相对较粗，以灰色、浅灰色砂砾岩，含砾粗砂岩，含砾细砂岩为主，砂岩成分以岩屑为主，石英、长石次之，岩屑主要为火成岩和变质岩岩屑，颗粒呈次圆状—次棱角状，分选中等—差。沉积构造主要包括块状层理、交错层理和递变层理（图3）。

春光油田河道砂测井曲线特征总体呈箱形和钟形等（图3）。钟形反映一期完整的水流势能由强变弱的过程，表现为典型的正粒序特征；箱形反映厚度较大的多期叠加层序，水流能量多期变化，表现为由砂体冲刷叠加而形成的粒序较均一的厚层层序特征。

图3　春光油田春50井EⅡ砂组砂体成因类型Fig.3　Genetic types of sand bodies of EⅡsand group in Chun 50 well in Chunguang Oilfield

3.2席状砂沉积特征

席状砂是指辫状河三角洲前缘远端相对细粒的沉积物，其特点是砂体分布面积较大，其间被薄层泥岩隔开，厚度较薄，砂质较纯。春光油田席状砂沉积物为较纯薄层粉砂岩、细砂岩或不等厚砂泥互层，其SP（自然电位）或GR（自然伽马）测井曲线多为低幅的指形或齿化指形，岩性为灰色、灰绿色粉砂岩，砂岩较纯，颗粒呈次圆状，分选好（参见图3）。

3.3滩坝砂沉积特征

“滩坝砂”这个术语实际上是“滩砂”与“坝砂”的总称。由于受钻井、测井及地震分辨率的限制，目前很难将湖泊沉积体系中分布广泛、厚度较薄的滩砂与分布狭窄、厚度相对较大的坝砂严格区分开来［9-11］。实际上两者在成因、几何形态、砂体厚度及分布规律等方面都有一定的区别。

坝砂与滩砂均发育在滨浅湖地带，坝砂形成于湖浪、湖流的筛选与风暴波浪的冲刷作用，水动力相对滩砂更强。坝砂一般平行或斜交于湖岸线，并沿湖岸线分布，以粉砂岩和细砂岩为主，厚度一般为6～10 m，常由多个旋回叠加组成，旋回之间为薄层湖相泥岩。单个坝砂厚度为1～3 m，总体叠置可形成细—粗—细的对称旋回或向上变粗的反旋回韵律。测井曲线特征上，SP或GR测井曲线呈舌形或低幅反旋回漏斗形。

滩砂是在较为平坦的地形上由湖浪和湖流作用形成的砂体，水动力较坝砂要弱。滩砂一般平行湖岸线，砂体厚度较坝砂薄，分布范围较大。滩砂常与湖相泥呈频繁互层，砂岩层数多，单层厚度薄，一般小于2 m，多呈细—粗—细的对称韵律。岩性上，滩砂多为粉砂岩或泥质粉砂岩，泥岩与砂岩之间为渐变接触。测井曲线特征上，SP或GR测井曲线多呈指形或锯齿形（图4）。

图4　春光油田古近系滩坝砂沉积特征Fig.4　Sedimentary features of Paleogence beach bar in Chunguang Oilfield

4　砂体分布规律

4.1砂体分布特征

春光油田古近系物源来自北西部，砂体的展布方向整体为北西—南东向。从砂体的展布来看，研究区内主要发育3个规模不等的三角洲沉积体系，即东北部的春17井区、中部的春110E井区及西南部的春50井区（图5）。

对于河道砂体而言，其分布多顺物源方向，且垂直于湖岸线，其形态多为条带状，垂向上砂体较厚，是主要的砂体类型。在河道砂体外围及末端均发育前缘席状砂，其分布面积较大，砂体厚度较薄，类型多表现为薄层砂岩或砂泥岩互层。砂质纯、分选好是研究区席状砂的显著特征。在湖泊体系内，发育有一定数量的滩坝砂（平行于湖岸线堆积）。由于湖泊体系主要发育滨浅湖亚相，其滩坝砂主要受湖浪及沿岸流的影响，风暴滩坝砂基本不发育，其类型均为砂质滩坝，平面上多呈土豆状或条带状分布。

图5　春光油田古近系砂体分布特征Fig.5　The distribution features of Paleogence sand bodies in Chunguang Oilfield

整体上，春光油田古近系三角洲物源呈点状供给。物源供给虽相对充足，但距离研究区较远，砂体横向连片性一般。同时，由于车排子地区古近系地形坡度较小，三角洲前缘向湖区延伸范围较远，导致部分层位河道砂延伸范围较远，并发育一定数量的滩坝砂。

4.2砂体分布控制因素

4.2.1水体深度

对于湖盆而言，在沉积过程中水体深度的变化一方面决定了湖盆的扩张和收缩，另一方面在地层内部形成不同的体系域。湖盆的扩张和收缩作用均导致了湖平面周期性升降，地层沉积的旋回性十分明显。由于古近系地形高差小，湖水进退交替时波及的面积较大，波浪及湖岸线对砂体的沉积影响范围广，因此不同成因砂体进退迁移面积增大。春光油田古近系地层经历了多期湖水的升降变化，导致古近系Ⅱ砂组地层剥蚀较弱，残余地层面积最大，各类砂体均较发育［图5（a）］；古近系Ⅳ砂组地层剥蚀严重，残余地层面积及沉积砂体范围较小［图5（b）］。依据湖水深度的变化，可在古近系内部划分出不同的体系域类型，即古近系Ⅰ砂组和Ⅲ砂组为湖扩体系域，Ⅱ砂组和Ⅳ砂组为高位体系域。在湖扩体系域内，湖平面快速上升，可容空间增长速率大于沉积物供给速率，其水体深度不断变深，三角洲沉积体系向湖盆边缘收缩，滩坝砂发育规模变小；在高位体系域内，湖平面上升末期及下降早期，沉积物供给速率大于可容空间增长速率，三角洲沉积体系向湖盆中心推进，各类砂体均有发育，规模变大［参见图5（a）］。

4.2.2物源供给

春光油田古近系由北西至南东发育多个规模不等的三角洲沉积体系，在不同沉积时期，砂体发育规模差异较大，表明春光油田北部虽然具有丰富的物源，河道砂体分支较多，砂体较发育，然而受到构造、湖浪及地层等影响，部分砂组内砂体发育规模小，连片性差［参见图5（b）］。

4.2.3水动力条件

整体而言，古近系各个砂组水动力相对较弱，砂体发育规模相对较差。另外，沉积过程中碎屑物除受到横向和纵向的湖浪作用外，还受到湖岸流的作用，导致滩坝砂单层厚度薄，横向连通性差［参见图5（a）］。由于滩坝砂体主要发育于滨浅湖，沉积构造上未见风暴流，因此风暴对春光油田古近系砂体的沉积作用影响较弱。

4.2.4地层发育样式

受多期构造运动影响，各砂组均为残余地层。地层发育样式有剥蚀和超覆2种。地层发育样式一方面决定了残余地层分布范围，另一方面也影响了不同砂体发育样式。通过对砂体发育厚度进行分析，总结了不同地层内部砂体发育样式。结果表明，在剥蚀尖灭地层内部，地层自下而上逐层被剥蚀，下部地层分布范围及沉积砂体厚度大，河道砂体延伸范围远，滩坝砂相对发育，砂体垂向上呈进积叠加样式，如古近系Ⅱ，Ⅲ及Ⅳ砂组［图6（a）］；在超覆尖灭地层内部，自下而上逐层超覆，上部地层分布范围及沉积砂体厚度大，砂体垂向上呈退积叠加样式，如古近系Ⅰ砂组［图6（b）］。

图6　春光油田古近系不同地层内砂体发育样式Fig.6　The development styles of sand bodies in different stratum of Paleogence in Chunguang Oilfield

5　砂体沉积模式

整体上，春光油田古近系由西向东，沉积物由辫状河三角洲前缘近端的河道砂至三角洲前缘远端的席状砂，再过渡到前三角洲的泥质沉积物，最后到滨浅湖的滩坝砂质沉积物（图7），不同砂组内河道砂体延伸范围差异较大，砂体横向连通性整体较差，部分层位垂向上表现出多期河道叠加的现象。席状砂体横向连通性相对较好，砂体大面积分布于三角洲前缘与前三角洲过渡带；滩坝砂体孤立分布于滨浅湖内，分布范围中等。

从钻井资料来看，含油砂体集中在不整合面之下的断裂发育部位，其中不同砂体类型均见油气显示。如：春110-2井含油砂体为靠近不整合面或被断层切割的河道砂；春114-1井含油砂体为靠近不整合面或被断层切割的席状砂；春116井含油砂体为孤立的滩坝砂（图7）。因此，发育在不整合面之下，并被断层切割的河道砂和席状砂及孤立的滩坝砂易形成断块圈闭或岩性圈闭，是该区后期勘探的有利相带。

图7　春光油田古近系不同砂体类型沉积相模式Fig.7　Sedimentary facies model of different sand body types of Paleogene in Chunguang Oilfield

6　结论

（1）春光油田古近系受构造作用及盆地沉降特征的影响，自下而上可识别出2个三级层序，即紫泥泉子组层序和安集海河组层序。

（2）春光油田古近系共有2个沉积体系，即辫状河三角洲及湖泊沉积体系，其沉积砂体类型主要有河道砂、席状砂及滩坝砂。

（3）春光油田古近系河道砂体分布于三角洲前缘近端，席状砂体分布于三角洲前缘远端，滩坝砂分布于滨浅湖内。平缓的地形、丰富的物源、湖平面的频繁变化及波浪的改造作用均是春光油田古近系砂体成因的主要控制因素。

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（本文编辑：杨琦）

Genetic types and controlling factors of Paleogene sand bodies in Chunguang Oilfield

LI Weicai1，2，FAN Zhonghai3，YANG Xiaopei4，WANG Yuchen5，MA Kuixiang4
（1.Postdoctoral Work Station，Henan Oilfield Company，Sinopec，Nanyang 473132，Henan，China；2.Postdoctoral Work Station，China University of Geosciences，Wuhan 430074，China；3.Henan Oilfield Company，Sinopec，Nanyang 473132，Henan，China；4.Research Institute of Exploration and Development，Henan Oilfield Company，Sinopec，Zhengzhou 450018，China；5.The Engineering&Technical College of Chengdu University of Technology，Leshan 614000，Sichuan，China）

Chunguang Oilfield is located at Chepaizi uplift in western Junggar Basin，and its thin sand body and various genetic types made the reservoir distribution hard to predict.Based on composite analyses of three dimensional seismic，well logging，core and analysis assay data，combined with high resolution sequence stratigraphy method，this paper established sequence stratigraphy framork of Paleogene，divided the genetic types of sand bodies，and concluded the identification signs of different types of sand bodies from the aspects of lithologies，sedimentary thickness and distributionfeatures.Throughthecontrol effects of water depth，sediment supply，hydrodynamic conditions and formation development style，the sand body types and distribution rule were discussed and the genetic model of Paleocene sand bodies in Chunguang Oilfield were established.The results show that the Paleogene in Chunguang Oilfield developed braided river delta and lake facies，braided river delta front，front delta and coastal shallow-lake subfacies are developed，and the genetic types of sand bodies mainly are underwater distributary channel，front sheet sand and bank bars.Flat terrain，abundant source rocks，changes of lake-level and wave transformation are the main controlling factors for the genesis of Paleogene sand bodies.

sand bodydistribution；genetic types；controllingfactors；Chepaizi area；ChunguangOilfield

TE112.2

A

1673-8926（2015）03-0043-06

2014-11-04；

2015-01-20

中国石化河南油田博士后课题“春光油田深层系储层展布规律及成藏条件分析”（编号：J2013-0092）资助

李伟才（1983-），男，博士，中国石化河南油田分公司在站博士后，研究方向为油气储层地质学。地址：（450018）河南省郑州市郑东新区正光北街33号河南油田勘探开发研究院。电话：（0371）56530635。E-mail：liwc2008@sina.com。