准噶尔盆地哈山东部地区侏罗系骨架砂体展布特征及连通性研究

王旭辉，吴孔友，王泽胜，郄润芝

1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580；

2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院勘探所，新疆克拉玛依834000

准噶尔盆地哈山东部地区侏罗系骨架砂体展布特征及连通性研究

王旭辉1，吴孔友1，王泽胜2，郄润芝1

1.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东青岛266580；

2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院勘探所，新疆克拉玛依834000

骨架砂体是油气输导体系的组成要素之一，但其内油气分布常受到砂体内部断层封堵能力与砂体非均质性的影响.在明确区域地层格架与沉积相的基础上，对哈拉阿拉特山东部地区侏罗系八道湾组及三工河组内发育的骨架砂体进行了展布特征与连通性研究.通过对研究区砂体宽厚比分析，认为骨架砂体单井厚度在30 m以上时，其在井间可以彼此接触.建立区域连井剖面，发现八道湾组一段、三段及三工河组三段3套骨架砂体规模较大，展布范围广.八道湾组一段作为研究区侏罗系油气分布的主要层段，其内断层产状以及断层成岩封闭作用的差异，是造成油气在骨架砂体内差异性分布的主要原因.该段骨架砂体渗透率与孔隙度整体变化趋势基本一致，但存在较为明显的东西分区性，中部交接区孔渗性差，油气平面分布与微观非均质性有明显的相关关系，证明骨架砂体的物性特征也是影响其输导运移油气能力的关键因素.

侏罗系；骨架砂体；砂体连通；断层封闭性；微观非均质性；哈拉阿拉特山；准噶尔盆地

0 前言

输导体系是连接烃源岩与圈闭的桥梁和纽带，一般由断层、不整合面和渗透性骨架砂体组成［1-3］.前两者研究程度较高，而后者研究较少.骨架砂体是油气侧向运移最主要的通道，精确描述砂体的连通性及展布特征，对于明确油气的运移范围，建立输导体系配置模式具有重要意义，进而预测有利储层分布，为后期增储上产提供地质依据.国内外学者先后采用多种方法进行砂体连通性研究.P.R.King［4］曾针对叠置砂体的连通性与油气输导能力，进行了较为系统的研究. J.K.Pringle［5］、李红等［6］、辛玉霞等［7］采用建立高分辨率三维数字模型对露头进行模拟，从而约束储层模型的不确定性，分析研究砂体剖面及展布特征.而M.J.Pranter［8］、王少鹏等［9］、周宗良等［10］、夏杰等［11］在沉积微相研究的基础上，通过建立等时地层格架，按沉积时间划分砂层组并分析砂体平面展布特征.田景春等［11］则基于砂层交错层层组的厚度参数，对储集砂体的叠置关系及砂体规模进行分析.目前针对准噶尔盆地西北缘内骨架砂体研究相对较少，仅胡宗全［13］曾采用克里格内插砂体对比方法，评价侏罗系砂体的空间连通规模.通过总结发现，之前学者对于骨架砂体的研究多是通过各种方法对砂体平面、剖面的宏观分布特征进行分析描述，从而明确砂体连通的区域范围，但却很少关注油气在骨架砂体内部真实的输导运移.

实际上砂体的分布会受到区域内断层的破坏或改造，而砂体的连通性会受到断层封堵性能的影响.并且同一套砂体的物性特征也会随着沉积构造环境的变化而变化，微观物性同样也是制约砂体输导油气范围的重要因素.因此，在界定砂体宏观分布范围的情况下，分析骨架砂体内断层的封堵性能以及砂体的物性变化，对于真正确定区域砂体的连通性及油气输导能力具有重要意义.

1 区域概况

研究区位于准噶尔盆地西北缘，地处哈拉阿拉特山（下文简称哈山）东部，北部以达尔布特深大断裂为界，南邻玛湖凹陷，东部靠近英石凹陷，位于准噶尔北部造山带向盆地的过渡部位.哈山在此处倾伏，被中生界超覆.

图1 研究区侏罗系八道湾组一段构造沉积相图Fig.1 Structural-sedimentary phase map of the 1st member of Badaowan Formation,Jurassic in the study area1—断层（fault）；2—尖灭线（stratigraphic overlapping line）；3—井位（well）；4—物源方向（source direction）；5—河流（river）；6—辫状河三角洲平原亚相（braided delta plain）；7—辫状河三角洲前缘亚相（braided delta front）；8—冲积扇扇缘亚相（alluvial fan fringe）；9—滨浅湖相（shore-shallow lake）；10—剖面线（section line）

哈山山前夏子街地区侏罗系勘探成果显著，在侏罗系内发现大规模的油气藏，而其东部红旗坝地区整体沉积构造环境与夏子街地区相似，且油源同为玛湖凹陷，但至今勘探仍未取得突破.再现油气运移过程、明确输导格架的在区域内的差异与变化，对于指导红旗坝地区的勘探开发有着重要意义.由于研究区位于哈山山前的断褶带，前人在断裂特征及其对油气运聚控制的研究相对深入［14-16］，但忽略了对骨架砂体在输导格架中的作用.骨架砂体是指沉积体系中的大型连通砂岩体系，作为油气二次运移的基本通道，与断层、不整合构成油气从源—藏三大输导体系要素［17］.骨架砂体的宏观展布特征及其油气输导能力往往成为制约油气运移的关键因素.

侏罗纪为前陆盆地消亡期，凹陷盆地在这个时期形成，构造环境相对稳定，断裂多终止于侏罗系内.哈山周缘地区侏罗系与白垩系之间区域性不整合发育，侏罗系主要保留了中下侏罗统八道湾、三工河、西山窑组，缺失中上侏罗统头屯河、齐古组，整体呈现“南厚北薄，顶削底超”的特征.研究区内逆冲断裂广泛发育，西山窑组也发生大规模的缺失，仅八道湾组和三工河组地层发育相对完整.因此本次研究的重点，也以这两个层组内部发育的骨架砂体为主.

2 地层格架约束下的单井砂体划分

要实现对侏罗系内多套骨架砂体的特征研究，前提是要进行准确可靠的井下骨架砂体对比工作，而单井的骨架砂体识别与划分又是连井对比的基础.但由于资料有限，在实际的工作中会出现两套或多套骨架砂体垂向叠置、连续发育无法区分，或由于骨架砂体局部发育而造成连井对比出现错误等问题，因此仅从岩性、岩相等特征对单井内发育的砂体进行划分是不可行的.我们知道，骨架砂体的发育与沉积旋回变化密不可分，所以通过建立层序地层格架，在地层格架约束下进行单井骨架砂体的识别和划分，可以有效地规避上述问题.

通过对研究区内井位的钻测井资料、地震资料的综合分析，并结合岩心、野外观察所获得的矿物岩石学资料，明确整个研究区内的沉积旋回特征.研究区在八道湾组沉积初期，主要发育辫状河-辫状河三角洲相，之后一次大规模水进，造成八道湾组中段以辫状河三角洲前缘沉积为主.在八道湾组沉积末期，湖泊萎缩，物源供给能力增强，辫状河三角洲大面积连片分布，进一步向湖盆推进.三工河组沉积在八道湾组的基础上继承性发育辫状河三角洲相，由于早期再次发生大规模湖侵，三角洲规模小，呈叶状孤立发育，部分区域发育滨浅湖相.进入中期，物源供应充足，沉积中心向盆地内部逐步迁移，辫状河三角洲规模逐步扩大，研究区内主要发育辫状河三角洲平原亚相.晚期又一次发生水进，三角洲展布范围有所缩小.以沉积旋回特征为基础，划分层序地层格架，将八道湾组划分为J1b1、J1b2、J1b3三段，三工河组划分为J1s1、J1s2、J1s3三段.

在地层格架的约束下，进一步明确单井上各套骨架砂体的深度、厚度、物性等以及内部泥岩夹层的厚度等特征.以哈浅30井为例（图2），研究深度范围为700～912 m，侏罗系八道湾组早期以正旋回为主，晚期发育逆旋回.一段、三段发育了两套骨架砂体，厚度分别为25、15 m；二段由于大规模水进，砂体不发育.其中一段骨架砂体岩性为灰色中细砾岩，次圆状，物性较好；三段主要为一套分流河道相的灰色含砾砂岩，其内可见斜层理.三工河组中上段遭受剥蚀，只在二段发育辫状河三角洲平原亚相砂体，厚度为32 m.

3 骨架砂体剖面展布及连通性分析

在确定研究区内单井骨架砂体特征的基础上，可以通过绘制连井对比剖面确定各套骨架砂体的垂向展布与变化.但陆相环境下沉积砂层连续性差，厚度变化较大，且研究区范围较广，井位分布不均，具有西部井多、东部井少的特征，尤其是红旗坝地区，300余平方千米范围内仅有10数口井探井，研究区并不具备使用克里格插砂法或砂层建模的条件.因此，在进行了单井骨架砂体识别的工作之后，仍不能准确地确定不同井位同一层段发育的砂体之间是否连通.但是研究发现，骨架砂体的发育满足一定的规律，即其厚度与延展范围之间存在一定的相关关系，所以在已知单井骨架砂体厚度的前提下，可以通过研究在不同沉积相环境下所发育砂体的宽厚比特征，来指导骨架砂体的横向对比.

3.1 砂体宽厚比分析

八道湾组及三工河组沉积时期，构造环境相对平稳，地层分布相对完整连续.研究区范围内主要的沉积相类型为辫状河沉积和辫状河三角洲平原、前缘亚相沉积.辫状河砂体中河道、心滩坝沉积发育最为广泛，可占到辫状河沉积的90%左右.辫状河沉积作用以垂向加积为主，常形成宽大带状厚层河道砂体，砂体横剖面呈现顶平底凸的透镜状，整个层系砂体连续性很好.通过水槽实验并进行统计分析，建立拟合模型，发现辫状河沉积砂体的宽厚比存在较好的线性关系，初步认为河道砂体的宽厚比为70～120，心滩坝砂体宽厚比为80～100［18］.而辫状河三角洲平原亚相内发育的主要的砂体类型为分流河道砂，前缘亚相主要发育水下分流河道砂、河口坝、席状砂，整体的宽厚比都在40以上.席状砂宽侧向延伸较远，宽厚比较大，大致分布区间为600～800［19］.研究区内布井相对较少，选取井位进行纵横向连井对比.研究井之间的平均间距约为5 km，根据宽厚比分析，当骨架砂单井厚度在30 m以上时，认为其在井间彼此横向可以接触.并且通过野外实地踏勘，确实在研究区附近发现大套连续分布的侏罗系沉积砂体露头，延伸距离可达几千米，这也为骨架砂体剖面对比分析提供佐证.

图2 哈浅30侏罗系单井相图Fig.2 Facies of Jurassic strata in the single well of HQ30

3.2 AA′剖面

在地层格架的约束下，通过测录井资料的综合对比，以三工河组顶界为标准，绘制过夏23—夏44—夏39—夏48井连井剖面图（图3a）.可以看出，在研究区西部夏子街地区，自北西到南东方向，J1b1段、J1b3段以及J1s2段骨架砂体发育相对较好，厚度大，延展性好.如J1b1段骨架砂体整体厚度均在40 m以上，夏39井处最厚可达70 m，其余层段砂体仅在部分井位内可见，且厚度薄，展布范围小.其中夏48井骨架砂体内部多发育泥质或煤质夹层，如J1b1段内夹层厚度约12 m，这是由于沉积前该井所处区域地势较低，发育分流间湾相，过厚的泥煤夹层，也会对砂体的侧向连通能力造成影响.

仅从地层沉积的角度分析，可以认为J1b1段、J1b3段以及J1s2段骨架砂体的连通性是相对较好的，但这不能真实地反映砂体油气输导能力.通过将井位还原到真实地层深度，结合地震资料，综合考虑断层在骨架砂体中的位置、断距、倾角等因素，重新绘制AA'剖面的连井图（图3b），可以看到夏44井与夏39井间，以及夏39井与夏48井间均有断层分布，骨架砂体受到断层切割，虽然砂体完整性并未受到破坏，但由于上盘上升造成同一套骨架砂体侧向不对接，以及断裂带内的成岩封闭作用，在一定程度上均可能对同一套砂体的连通性造成影响.J1b1段骨架砂体作为侏罗系内主要的储集层，多井位均有良好油气显示.从剖面上可以看出，夏44井与夏39井间断层断距很大，造成了上盘J1b1段砂体与下盘泥岩对接，骨架砂体侧向的连通性遭到破坏.通过对研究区八道湾组砂体取样进行流体包裹体测温分析，均一温度分布区间为90~100℃.通过地热埋藏史曲线分析，认为侏罗系油藏油气充注发生在白垩纪晚期.侏罗系内断层主要形成于燕山早期的构造活动，早于油气充注期.因此，J1b1段砂体内油气能否运移以及运移范围，就很大程度上取决于白垩纪晚期区域内断层的封闭性.

针对夏44井—夏39井井间断裂，通过平衡剖面法恢复白垩纪晚期的剖面构造形态（图4），然后对该断层上下盘各段砂体进行断面正应力（P）、断层泥比率（SGR）、泥质充填系数（Rm）等评价参数的计算，进一步确定各参数的权重系数，建立单因素评价矩阵.计算断层紧闭指数（IFT），对断层的封闭性进行模糊综合评价（IFT>1.5为好，1.0

图4 夏44-夏39井间断裂封闭性评价图Fig.4 Evaluation for the sealing capacity of fault between X44 and X39 wells1—泥岩（mudstone）；2—砂岩（sandstone）；3—泥质砂岩（argillaceous sandstone）；4—泥质砾岩（argillaceous conglomerate）；5—砂砾岩（sandy conglomerate）；6—粉砂质泥岩（silty mudstone）；7—粉砂岩（siltstone）；8—油层（oil layer）

表1 夏44—夏39井间断裂封闭性参数统计表

3.3 BB'剖面

BB'剖面位于研究区东部的红旗坝地区，从图5可以看出J1b1段、J1b2段、J1b3段以及J1s1段骨架砂体都具有相对较好的侧向连通性.但综合考虑断层的影响因素，就会发现该区域断层的冲断断距非常大，地层变形强烈，同一套骨架砂体在断层上下盘完全错接.旗5井在J1b1段试油为油层，原油密度为0.87 g/cm3，相对黏度24.56，但旗6井各层段均无油气显示.通过封闭性评价，旗5—旗6井间断层对J1b1段骨架砂体的上下盘具有较好的封堵作用，IFT值为2.15，且通过岩心取样观察，发现断裂带内的成岩封闭作用较强，隔断了油气的运移，在旗5井处成藏，破坏了该区域骨架砂体的侧向连通.

3.4 CC'剖面

CC'剖面过夏28、夏26、夏37、夏46、夏45、旗6等井位，平面展布的方向为北东向，整体平行于研究区内构造走向线方向.通过连井剖面图（图6）可以看出，八道湾组J1b1段的骨架砂体发育相对较好，砂体厚度大，展布性好；J1b3段次之，主要在东部发育相对较厚. J1b2段砂体在东西部各自孤立发育，在夏37、夏44井附近缺失，造成该段整体连通性差.三工河组内J1s3段砂体只在研究区西部发育，而J1s1段砂体主要发育在中东部，只有J1s2段砂体连续性发育，仅在夏46井附近区域有变薄，之后向东又变厚.该剖面位于研究区中部，其内断层不发育，地形起伏相对弱，并没有造成不同段骨架砂体间的错接，对同一套骨架砂体的侧向连通性影响较弱.同样在J1b1段骨架砂体内均也存在良好油气显示，夏26井、夏37井J1b1段试油均显示为油层，密度为0.87 g/cm3.东西两侧井位J1b1段也有油气显示，说明曾经也发生过油气运移，可能后期发生了逸散.只有旗6井整体位于相对高地势部位，却没有油气显示，夏45井与旗6井之间砂体整体厚度大于35 m，且无断层隔断，经过分析认为，这种情况是由于砂体横向的微观物性变化造成的.

4 微观物性对油气平面分布的控制分析

油气在非均质输导层中的运移路径受运移阻力的控制，油气优先通过运移阻力较小的输导层［20-21］.砂体非均质性造成的垂向相对高孔渗层和横向相对高孔渗带是流体势能相对较低的部位，是油气在砂体中运移的优势通道.油气在砂体中的分布位置主要取决于砂体物性的非均质性，油气常在砂体的相对高孔渗部位聚集成藏.孔隙度、渗透率是反映砂体微观输导能力的关键参数，通过对取心井J1b1段岩心取样，针对其物性特征进行分析测试，根据测试结果绘制孔隙度渗透率等值线图（图7），进而更加直观地了解该套砂体的微观连通性.

图5 BB'剖面侏罗系骨架砂体连井图Fig.5 The BB'connecting-well section of Jurassic skeletal sand bodies1—骨架砂体（skeletal sand body）；2—泥质夹层（muddy interbed）；3—泥质隔层（muddy barrier）；4—煤层（coal bed）；5—油层（oil layer）；6—油水同层（oil-water zone）；平面位置见图1（section position as shown in Fig.1）

图6 CC'剖面侏罗系骨架砂体连井图Fig.6 The CC'connecting-well section of Jurassic skeletal sand bodies1—骨架砂体（skeletal sand body）；2—泥质夹层（muddy interbed）；3—泥质隔层（muddy barrier）；4—煤层（coal bed）；5—油层（oil layer）；6—油水同层（oil-water zone）；7—油气显示（oil-gas occurrence）；平面位置见图1（section position as shown in Fig.1）

本次针对J1b1段骨架砂体的物性研究共获得78个采样点数据（其中部分来源于新疆油田公司），采样点基本覆盖研究范围，满足均匀采样要求.从图7可以看出，该段骨架砂体的孔隙度、渗透性分布比较复杂，但东西区域依然有较为明显的分区性.研究区整体孔隙度主要在10%~25%范围，夏20井附近孔隙度最高可以达到25%.东部旗5、旗2井附近孔隙度相对较高，东西之间在夏45井与夏70井之间区域，孔隙度相对较低.渗透率整体变化趋势与孔隙度基本一致，均是由中部向南北两边降低.两者具有比较好的对应关系，在高孔隙度的区域，往往渗透率也相对较高.在西部夏子街地区夏23井、夏35井附近渗透率最高，一般在65~90 mD；东部渗透率最高的区域仍是在旗5井、旗2井周围，约为200 mD.同样仍是在东西交界的区域，渗透率相对低.通过将J1b1段内油气显示井位与孔渗性等值线图叠合，可以明显看出油气分布与砂体微观非均质性有着很好的相关关系.东部区域虽然存在孔渗性较好的区域，但是由于东西交接区域的孔渗性差，西部油气无法有效运移沟通到东部，并且东部区域内断层多具有相对好的封闭性，这也是限制红旗坝地区砂体运移油气的重要原因.

图7 侏罗系J1b1段骨架砂体孔隙度、渗透率等值线图Fig.7 Porosity and permeability isogram of the J1b1skeletal sand bodies1—渗透率<5（permeability<5）；2—渗透率5~20（permeability 5~20）；3—渗透率20~40（permeability 20~40）；4—渗透率40~60（permeability 40~60）；5—渗透率>60（permeability>60）；6—井位（well）；7—孔隙度等值线（isopleth of porosity）；8—尖灭线（stratigraphic overlapping line）；9—断层（fault）；10—油气显示（oil-gas occurrence）

5 结论

（1）研究区整体继承性发育辫状河-辫状河三角洲沉积，通过综合测录井资料，结合岩心野外观察，明确区内沉积旋回特征，将侏罗系八道湾组及三工河组各自划分为3段.并以此为依据，准确划分单井骨架砂体，并描述其深度、厚度、物性以及内部煤泥夹层厚度等特征.

（2）通过宽厚比分析，明确研究区骨架砂体剖面展布特征，认为骨架砂体单井厚度在30 m以上时，其在井间彼此接触.从剖面上看，研究区内J1b1段、J1b3段及J1s2段骨架砂体厚度大，展布范围广，可作为油气区域性运移的通道.

（3）断裂活动以及断层成岩封闭作用，在一定程度上均可能对同一套砂体的连通性造成影响.在断裂封闭期，夏44—夏39井井间断层封闭性差，油气可以从下盘砂体沿断层运移至上盘.旗6—旗5井井间断层封闭性好，油气无法沿断层运移，在旗5井处成藏.

（4）研究区内J1b1段骨架砂体渗透率与孔隙度整体变化趋势基本一致，但存在较为明显的东西分区性，中部交接区孔渗性差，油气平面分布与微观非均质性有明显的相关关系，证明骨架砂体的物性特征也是影响其输导运移油气能力的关键因素.

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WANG Xu-hui1,WU Kong-you1,WANG Ze-sheng2,QIE Run-zhi1

1.School of Geosciences and Technologies,China University of Petroleum,Qingdao 266580,Shandong Province,China;
2.Research Institute of Exploration and Development,Xinjiang Oilfield Company,PetroChina,Karamay 834000,Xinjiang Autonomous Region,China

Skeletal sand body is one of the components of petroleum transportation system,in which the distribution of oil and gas is commonly affected by the sealing capacity of faults and the heterogeneity of sand.On the basis of regional stratigraphic framework and sedimentary facies,this paper studies the distribution and connectivity of the skeletal sand bodies in Jurassic Badaowan and Sangonghe formations.Analysis of the width-thickness ratio of sand body in the study area reveals that,when sand thickness in single well is above 30 m,the sand is considered as being connected between the wells.The regional connecting-well sections shows that the sand bodies in J1b1,J1b3and J1s2strata are large in size,with good connection.As the major Jurassic reservoir layer in the area,the differences of fault occurrences and sealing properties in the J1b1is the main reason for the variability of oil-gas distribution.The variation tendency of permeability in J1b1sand is consistent with that of porosity,but there is an obvious partition between the west and the east.The central junction zone has poor porosity.There is a good correlational dependence between the planar distribution of petroleum and the variation of micro-physical properties.This also proves that the micro-physical properties of sand body can affect the connection.

Jurassic;skeletal sand body;sand connection;fault sealing;microscopic heterogeneity;Hala'alate Mountain; Junggar Basin

2016-03-07；

2016-06-29.编辑：张哲．

王旭辉（1990—，男，硕士，主要从事地质学方面的综合研究，通信地址山东省青岛市黄岛区长江西路66号，E-mail//460859764@qq.com

吴孔友（1971—），男，教授，从事地质构造与油气成藏研究，E-mail//wukongyou@163.com