查干凹陷苏一段沉积演化及砂体展布的主控因素

邵艳茹

(中国石化中原油田分公司内蒙采油厂，河南濮阳 457001)



查干凹陷苏一段沉积演化及砂体展布的主控因素

邵艳茹

(中国石化中原油田分公司内蒙采油厂，河南濮阳 457001)

通过查干凹陷内大量岩心、测井、录井和地震资料的分析，对查干凹陷苏一段沉积时期湖盆古地貌进行示意性恢复，并对研究区沉积相类型、沉积体系演化、砂体展布特征及其主控因素进行了分析。结果表明，查干凹陷沉积中心及主要生烃中心发育于凹陷中心偏北及虎勒洼陷，而不是过去一直认为的凹陷南部。苏一段主要发育扇三角洲、辫状河三角洲及滩坝相沉积，三角洲前缘区及滩坝区砂岩分选好、成熟度较高，原生孔隙和次生溶蚀孔隙较发育，为有利储层发育区。苏一段砂体展布受铲式断层、物源及火山岩控制。铲式断层陡坡处碎屑物质快速沉积，以扇三角洲沉积为主；研究区有毛西断层、图拉格断层短轴物源和虎勒断层长轴物源3个物源，物源强弱和供源数量受控于古地貌、构造及气候。火山喷发的期次及火山岩厚度影响砂体展布。

查干凹陷；古地貌恢复；沉积体系演化；砂体；主控因素

查干凹陷发育下白垩统巴音戈壁组和苏红图组一段两套烃源岩系，具有较好的烃源岩条件和油气资源量，展现出良好的勘探前景，截止目前已探明各类石油地质储量约5000×104t[1-6]。前人对查干凹陷白垩纪主要沉积相类型已有研究，但随着勘探的深入，新钻探井揭示的苏一段沉积特征与前人认知存在较大差异。本文通过岩心观察描述、测井及相关分析化验资料，结合钻井相、地震相和地震属性分析等手段对该区苏一段进行古地貌恢复，分析沉积相类型，在此基础上探讨有利砂体的主控因素。对研究区沉积相类型进行了新的划分，具有一定的理论意义，同时为下一步油气勘探及井位部署提供必要的地质依据。

1 区域地质

查干凹陷地理位置处于蒙古自治区乌拉特后旗，介于北纬39°至中蒙边界、东经为99°～08°；大地构造位置处于哈萨克斯坦、塔里木、西伯利亚、华北4个大板块结合的部位(图1)。查干凹陷位于银根—额济纳旗盆地(简称“银—额盆地”)东部查干德勒苏坳陷的中部，东以楚干凸起为界，西以西尼凸起与红果凹陷相隔，北邻盆地中央隆起带，南与本巴图隆起相邻，东南紧靠狼山。研究区块主体位于西部次凹[7-10]。查干凹陷是在上古生界浅变质基底上发展起来的中、新生代盆地，沉积地层自下而上为下白垩统巴音戈壁组、苏红图组、银根组，上白垩统乌兰苏海组及古近系—新近系、第四系。下白垩统碎屑岩、火山岩建造构成盆地主要的生、储、盖组合。苏红图组一段(苏一段)是仅次于巴音戈壁组的烃源岩发育层段。

2 沉积背景古地貌分析

恢复古地貌的形态、探讨古地貌对沉积环境及沉积类型的控制作用、寻找有利储层发育区带，可以很好地为含油气盆地的勘探开发提供一定的指导作用和参考价值[11-13]。前人认为查干凹陷南部是沉积中心及主要生烃中心[6](图2)，而事实上南部的钻井如毛11井、祥6等井并未出油。虽然南部沉降幅度大、地层厚度大，但是沉积速率快，并不是地貌的低点。沉积中心及主力烃源岩发育于凹陷中心偏北及虎勒洼陷，该认识对明确有效储层分布规律、预测有利储层及储集相带分布、明确勘探方向具有重要的指导意义。

3 沉积相类型

3.1 扇三角洲相

与查干凹陷其他地层相比，巴音戈壁组和苏红图组广泛发育。苏一段扇三角洲主要发育在毛西断层下降盘及图拉格断层下降盘，由于其距湖盆水体及物源区较近、断层坡度陡，分选极差的大量碎屑物质在凹陷边缘快速堆积，形成成分成熟度和结构成熟度都较低的断陷湖盆型扇三角洲沉积。沉积区岩性粗，主要为砾岩、砂砾岩、含砾砂岩、粗砂岩及砂岩等。扇三角洲平原岩性以杂色块状砂砾岩为主，砾石大小混杂，分选较差，呈杂乱堆积，定向性差，测井相典型组合包括钟形、微锯齿状箱形、钟形—箱形组合。扇三角洲前缘水下分流河道发育具有重力流特征的块状砾岩沉积及正、反粒序构造(图3a、b)，同时也发育以砾石定向排列为特征的牵引流。电测曲线主要呈微幅锯齿化的箱形、钟形及箱形—钟形组合。

3.2 辫状河三角洲

研究区苏红图组一段辫状河三角洲异常发育，与扇三角洲沉积相比较，其结构成熟度和成分成熟度较好，石英、长石的含量在50%左右，岩石类型主要由长石质岩屑砂岩和岩屑质长石砂岩组成，发育虫孔构造、正粒序层理及平行层理，见冲刷面(图3c、3d)。岩石类型相对单一，主要为含砾砂岩、砂岩、灰质砾岩等。垂向上具有明显的进积旋回特征。辫状河三角洲平原分流河道微相岩性为砂砾岩，夹于红色泥岩之间，分选差(图3e)；辫状河三角洲前缘水下分流河道微相岩性为砂砾岩，夹于灰色泥岩之间，分选中—差；测井曲线响应呈钟形、箱形。

3.3 滩坝

查干凹陷苏一上亚段浅湖滩坝主要发育于扇三角洲前缘水下分流河道下部，它是扇三角洲在前积过程中，受波浪和沿岸流的控制作用，在水下高地及构造转折处呈席状展布。坝顶微相岩性为含砾细砂岩、细砂岩及粉砂岩，见平行层理、冲洗交错层理及反粒序层理(图3f、h)，测井曲线以漏斗状、齿形柱状为特征，反映了该微相砂体较厚；坝侧微相岩性为粉砂岩、细砂岩，多夹泥质薄层，见脉状层理(图3i、j)，测井曲线呈钟形，反映了该微相砂夹泥的特征。

4 沉积体系演化

对研究区30余口探井进行单井沉积相分析，再选取一条剖面对苏一段进行连井沉积相分析。“毛11—祥2—祥4—毛5—毛3—毛10—毛4”是近南北向的连井沉积相剖面(图4)，图中反映砂体主要分布在南北两端的毛11和毛3、毛4井区，毛11井区扇三角洲以内前缘相的水下分流河道砂岩为主，而毛3和毛4井区则以扇三角洲平原辫状水道砂砾岩夹内前缘水下分流河道含砾砂岩、砂砾岩为主。“祥2—祥4—毛5”井区苏一段火山岩沉积厚度大，砂体以扇三角洲外前缘的粉砂岩和细砂岩为主。

5 砂体分布特征

苏一段大体继承了巴二段上部的沉积环境，但扇体发育规模明显减小。苏一段具“水火共生”，即火山岩与碎屑岩互层分布的特征，根据两者分布主次关系进一步将苏一段分为苏一下亚段和苏一上亚段。

苏一下亚段：从砂体展布范围及厚度来看，乌力吉地区的毛11—祥6区块扇体规模最大，砂体最为发育，其次为毛3、毛4井区，以及图拉格一侧的意3井区和研究区北部的意6—意8井区。结合砂地比、红色泥岩平面展布、红/灰泥岩平面图及测井、录井资料，认为图拉格下降盘及毛西断层下降盘均有连片扇三角洲相发育，而在虎勒断层一侧主要为分选较好，淘洗干净的以牵引流沉积为主的辫状河三角洲。扇三角洲平原相在图拉格和虎勒物源区一侧分布范围较大，而在乌力吉一侧红层分布较为有限，扇体主体以前缘相为主。在祥4井区还有小规模的扇三角洲前缘河口坝微相发育(图5a)。

苏一上亚段：对红色泥岩的分布统计可以看出，在图拉格和虎勒断层一侧红层大面积分布且厚度较大，意1井、查参1井等红色泥岩分布厚度均大于200m；意3井、意11井、意7井等红泥厚度也在100m以上，表明该区整体以浅湖环境为主。综合来看，苏一上亚段扇体主要发育在乌力吉构造带及意3井区，扇体规模以乌力吉构造带相对较大，主体发育扇三角洲前缘相，而在意3井区扇三角洲平原相发育范围较大。在研究区北部以滩坝砂体为主，电测曲线呈反序特征，岩性以红泥夹粉砂岩为主，少量细砂岩(图5b)。

总体来说，滩坝区、扇三角洲前缘区及辫状河三角洲前缘区砂岩分选好、成熟度较高，原生孔隙和次生溶蚀孔隙较发育，为有利储层发育区。

6 有利砂体分布主控因素

6.1 断层的控制

断层在沉积砂体的形成过程中占据重要位置，对沉积体系发育、展布及类型都有重要影响[14]。查干凹陷是一个由断层控制边界的盆地，断层及其相互配置产生的古地貌格局对沉积砂体的展布有着极其重要的控制作用。该凹陷断层断面呈铲状，上陡下缓，陡坡边缘距离物源区较远，碎屑物质经过一定距离的搬运后，在陡坡处快速沉积，具有一定的分选性，以扇三角洲沉积为主，扇体规模较大，厚度为几十米到几百米不等。扇体期次较明显，扇与扇之间被泥岩分隔，主要为侧向加积，扇体展布范围大，宽度一般大于3km，在紧邻断层走向的位置易形成滩坝砂体。

6.2 物源的控制

长物源、强物源区有较好的物质基础，研究区强物源、长物源区砂体较发育。该区主要有3个物源：毛西断层、图拉格断层短轴物源和虎勒断层长轴物源，物源强弱和供源数量受控于古地貌、构造及气候。苏一段毛4井、毛11井一带为强物源；北部红色泥岩发育，砂岩不发育，为弱物源滨浅湖沉积体系。

6.3 火山活动和火山岩的控制

火山的喷发韵律、构造活动及火山岩纵横向展布规律控制着沉积砂体的展布。苏一段火山岩共有7期岩浆活动，单期岩浆喷发规模较小，堆积厚度薄，在平面上火山岩主要沿南部毛西断层和北部巴润断层分布；南部毛西断层附近火山岩厚度较大，向东西两侧逐渐减薄。北部巴润断层向北火山岩厚度逐渐减薄；总体具有东西分带的特点，西部厚度大，东部厚度小(图6)。火山岩不仅控制了砂体的沉积旋回，还影响着油藏圈闭内的储盖组合。

7 结 论

(1)查干凹陷沉积中心及主要生烃中心发育于凹陷中心偏北及虎勒洼陷，而不是过去一直认为的凹陷南部。

(2)通过对苏一段的精细解剖，该区主要发育扇三角洲相、辫状河三角洲相、滩坝相。扇三角洲水下分流河道、辫状河水下分流河道及滩坝微相砂岩分选好、成熟度较高，为有利储层发育区。铲式断层控制砂体的展布与储层物性，在陡坡处，砂体近源堆积。

(3)研究区有3个物源，其强弱和供应数量受控于古地貌。火山喷发的期次及火山岩厚度影响砂体展布。

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The Sedimentary Evolution and Main Controlling Factors of Sand Body Distribution in Su1 Formation in Chagan Sag

Shao Yanru

(InnerMongoliaOilProductionPlant,SinopecZhongyuanOilfieldCompany,Puyang,Henan457001,China)

By analyzing large number of data about cores，logging, mud logging and seismic,etc, the sedimentary basin geomorphology in Su1 section of Chagan sag has been restored schematically, and analyzed the sedimentary facies types, sedimentary system evolution, sand body distribution characteristics and main controlling factors. The results showed that the sedimentary center and main hydrocarbon generation center were developed in the center and north of Chagan sag as well as Hule sag, rather than the southern part of the sag that considered in the past. Su1 section mainly developed the sediments as fan delta, braided river delta and beach bar facies. The sandstone in delta front area and beach dam area was sorted well, with high maturity, and primary pores and secondary pores developed better, which belonged to favorable hydrocarbon reservoir area. The distribution of sand body in Su1 section was controlled by listric fault, provenance and volcanic rock. Clastic material was doposited fastly on the steep place of shovel-type fault, mainly in the form of fan delta. There were three sediment provenances in listric fault, i.e. short-axis source of Maoxi fault and Tulage fault as well as the long-axis source of Hule fault in the study area, the strength and quantity of provenances were controlled by paleogeomorphology, tectonic and weather. The distribution of sand body was influenced by the period of volcanic eruption and the thickness of volcanic rock.

Chagan sag; paleogeomorphology recovery; sedimentary system evolution; sand body; main controlling factors

邵艳茹(1984年生)，女，本科，研究方向为油气勘探。邮箱：1208261908@qq.com。

TE122

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