准噶尔盆地玛北地区三叠系百口泉组岩石物理相

2021-01-28杨凡凡姚宗全德勒恰提加娜塔依曹天儒

岩性油气藏 2021年1期

杨凡凡，姚宗全，杨帆，德勒恰提·加娜塔依，张磊，曹天儒

（1.新疆大学地质与矿业工程学院，乌鲁木齐 830046；2.新疆大学中亚地质矿产信息集成自治区重点实验室，乌鲁木齐 830046；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4.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）

0 引言

随着我国陆相盆地油气勘探工作的大力推进，隐蔽油气藏的探寻成为了当前的研究热点［1］。玛湖凹陷的油气勘探是以斜坡高部位断裂带为开端［2］，十亿吨级砾岩油田的发现为我国能源安全保障、“一带一路”建设提供了坚实的资源基础［3］。主力产层主要集中在三叠系百口泉组（T1b）和二叠系乌尔禾组（P3w），其特征为大套砂体连片，大面积含油［4］。彭飚等［5］对玛北地区下三叠统百口泉组扇三角洲沉积模式进行了探讨，而张顺存等［6］在研究百口泉组时则侧重于成岩相特征。隐蔽油气藏的形成受多种因素制约，仅仅从沉积、成岩或构造中的某一单一因素去预测有利储层效果较差，并不能很好地服务于勘探工作［7］；因此在烃源岩及构造背景确定的前提下，优选出具有决定作用的沉积相、成岩相和构造相，继而遵循“三相”叠合原则，探寻出含油气有利区成为了现阶段油气勘探工作的重心［8］。现今油气勘探理论已逐渐由“源控论”、“带控论”转变为“相控论”，认为油气藏都普遍分布在有利相带中，是若干有利“相”耦合的产物，而宏观到微观表征可划分为构造相、沉积相、岩石相和岩石物理相等4个研究层次，其中，岩石物理相是控制油气分布的最重要因素［9-10］。

准噶尔盆地是现今盆地最具规模的油气聚集带与勘探主战场，在“跳出断裂带，走向斜坡区”理论背景下，斜坡区备受关注［11-12］，前人研究的侧重点在沉积或者成岩作用的某一方面，综合沉积、成岩和构造作用的研究较为少见。因此本文在岩心资料、测井资料、粒度特征、铸体薄片观察、扫描电镜分析基础上，对决定岩石物理相的沉积相、成岩相和裂缝相展开探讨，遵循“相叠合”原则对岩石物理相进行分类并预测有利储层分布，以期为百口泉组油气扩边勘探提供指导。

1 区域地质背景

准噶尔盆地经历了晚古生代以来的多旋回构造运动，形成了目前的构造格局［13-14］，在早二叠世佳木河组沉积期，盆地周缘海槽已基本收缩闭合；早二叠世晚期，盆地周缘海槽已全部褶皱成山；盆地坳隆格局在早二叠世末初具规模；三叠纪早期，盆地整体抬升遭受剥蚀，受同沉积断裂控制［15］。玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西北缘地区为晚古生代晚期—中生代早期形成的前陆冲断带，北接石英滩凸起与英西凹陷，南达中拐凸起，西靠克乌断裂带与乌夏断裂带，东抵夏盐凸起与达巴松凸起，现今构造总体为一南倾的平缓单斜［16］。玛湖地区主要发育北部夏子街、中部黄羊泉以及克拉玛依等三大物源体系，以辫状河三角洲和扇三角洲沉积为主［17］。在持续性的构造隆升作用下，西北缘扎伊尔山和哈拉阿拉特山为玛湖凹陷提供了充足的物源并在凹陷西环带形成近源粗粒扇三角洲群，东部夏盐凸起为凹陷提供物源形成扇三角洲［18］。研究区位于玛湖凹陷北斜坡区［图1（a）］。百口泉组以扇三角洲沉积为主，发育厚层砂砾岩，是岩性油气藏勘探的主要层系［19］。

2 储层特征

2.1 地层发育情况

准噶尔盆地玛湖凹陷内地层发育较为齐全，自下而上发育石炭系（C）、二叠系（P）、三叠系（T）、侏罗系（J）和白垩系（K），缺失古近系、新近系和第四系。三叠系自下而上依次划分为百口泉组、克拉玛依组（T2k）和白碱滩组（T3b）［20］。其中百口泉组自下而上依次划分为百口泉组一段（T1b1，百一段）、百口泉组二段（T1b2，百二段）和百口泉组三段（T1b3，百三段）［21］。

根据现有岩性、测井曲线等资料，绘制了准噶尔盆地玛北地区百口泉组地层综合柱状图［图1（b）］：百口泉组与下伏二叠系乌尔禾组呈不整合接触；T1b2油气显示较好，可见荧光；T1b1和T1b2下部储层整体发育扇三角洲平原亚相沉积，T1b2上部储层和T1b3整体发育扇三角洲前缘亚相沉积，反映出从扇三角洲平原演化为扇三角洲前缘的水进沉积；沉积物颗粒逐渐变细，整体上表现为正旋回的沉积特征。

2.2 物性特征

储层孔隙度与渗透率的相关性在一定程度上可以反映储层物性特征及孔隙类型［19］。依据现有分层和物性资料，对含目的层的34 口井700 个样品的物性特征进行了研究（图2）：百口泉组储层制约因素较多，非均质性较强，导致孔、渗关系复杂，其中T1b1储层埋藏较深，孔隙度主要为4%～8%，渗透率平均为0.42 mD，孔、渗相关性较差；T1b2储层孔渗相关性较好，孔隙度主要为3%～13%，渗透率平均为0.65 mD，孔隙类型以粒间溶蚀孔为主，优质储层较为发育；T1b3储层由于埋藏最浅，孔隙度主要为6%～14%，渗透率平均为0.39 mD，孔、渗相关性较好，亦发育优质储层。从T1b1至T1b3渗透率的变化关系来看，平均渗透率略有减小，说明在深部储层原生孔隙不再占据主导地位，次生孔隙大量发育。总体来看，准噶尔盆地玛北地区百口泉组储层表现为低孔、低渗特征，孔隙度差别较小，而渗透率差别较大，孔隙类型以溶蚀孔为主。

3 岩石物理相特征

从“相控”的角度出发，岩石物理相主要受控于沉积相、成岩相和构造相［22］。沉积作用、成岩作用和构造演化对油气储层的形成与分布具有重要的控制作用［23］。由于目的层非均质性较强，综合沉积岩石学、成岩演化及构造裂缝对百口泉组储层岩石物理相进行分类，继而通过聚类分析，厘定出有利储层发育区。

3.1 沉积微相特征

不同的沉积微相具有不同的物源供给、搬运机制及沉积水动力条件，进而影响着沉积物的颗粒大小、矿物组分、填隙物含量和岩石结构特征（分选性、磨圆度、颗粒支撑形式等）。准噶尔盆地玛北斜坡区三叠系百口泉组主体属于平缓斜坡背景下的浅水粗粒扇三角洲沉积，岩性自下而上从褐色、灰褐色中粗砾岩过渡为灰色、灰绿色细砾岩、粗砂岩，反映出该区垂向上沉积环境从扇三角洲平原演化为扇三角洲前缘的湖侵进积。在沉积相划分的基础上，结合研究区实际情况，立足岩心观察、测井解释、粒度分析结果等资料，认为百口泉组碎屑岩兼具重力流与牵引流沉积，划分出分流河道、辫状分支水道、水下分流河道及水下分流间湾等微相（图3）。

3.1.1 分流河道微相

发育在扇三角洲平原，整体以极强水动力条件下的重力流沉积为主。沉积物粒度较粗，以褐色、灰褐色中—粗砾岩为主，反映了氧化—弱氧化沉积环境；砾石分选、磨圆均较差，混杂堆积，杂基含量高，主要发育块状层理；分流河道测井曲线表现为高幅、锯齿的厚层箱型。在概率累积曲线上表现为滚动总体的一段式，粒径Φ值为-4～2；样品点在C-M图上为平行于C=M基线的长条状，反映出水动力较强；主要发育在夏10、夏74 井区。

3.1.2 辫状分支水道微相

发育在扇三角洲前缘内带，即时常出露水面但在洪水期没于水下的弱氧化—还原环境，为较强水动力条件下的洪流成因。岩性主要为灰褐色、灰色中—细砾岩，砾石分选中等、磨圆较好，杂基含量较高，砾石定向排列，可见递变层理和冲刷作用形成的泥砾；测井曲线为高幅、微齿状钟形；在概率累积曲线以跳跃和悬浮总体的两段式为主，主体粒径Φ值为-3～3；C-M图上样品点主要集中在PQ 与QR段，反映出水动力呈降低趋势；主要发育在夏93、夏202 井区。

3.1.3 水下分流河道微相

主要发育在扇三角洲前缘外带，属于水动力逐渐降低的牵引流沉积。岩性主要为灰绿色细砾岩、含砾粗砂岩，分选、磨圆均较好，杂基含量较低，可见槽状交错层理、板状交错层理和冲刷面等；测井曲线表现为中高幅钟形；概率累积曲线以三段式为主，牵引流较发育，主体粒径Φ值为0.3～1.8；C-M图发育PQ，QR 与RS 段，反映出水动力逐渐降低；主要发育在玛2、玛004 井区。

3.1.4 水下分流间湾微相

形成于水动力较弱的水下分流河道之间，岩性以块状灰色粉砂岩、粉砂质泥岩为主。储集物性较差，常以隔夹层的形式出现于水下分流河道砂体中；测井曲线为低幅指形；概率累积曲线表现为跳跃和悬浮2 个次总体；C-M图主要发育QR 与RS 段，反映其水动力较弱；主要发育在玛005、玛4 井区。

3.2 成岩相特征

成岩相是沉积物在特定的沉积和物理化学环境中，在成岩、流体与构造等作用下，经历一定成岩作用和演化阶段的产物，包含岩石颗粒、胶结物、组构、孔洞缝等综合特征［24-25］。通常成岩相包括成岩环境及在该环境下的成岩产物［26］。压实作用、胶结作用和溶蚀作用是影响研究区储层的主要成岩作用。次生孔隙的发育程度能够有效地改善储层物性［27］。通过铸体薄片与扫描电镜分析发现：储层经历了较强压实作用，碎屑颗粒间以线接触、凹凸接触为主［图4（a）］；硅质胶结较为常见，石英次生加大普遍，且多为Ⅱ，Ⅲ期加大［图4（b）］；溶蚀作用较强，且多为长石溶蚀，次生溶孔较发育［图4（c）］；伊/蒙混层矿物较发育，为有序混层带［图4（d）］；扫描电镜下可见粒间蠕虫状高岭石充填孔隙［图4（e）］；颗粒表面可见花朵状绿泥石［图4（f）］，绿泥石的形成在一定程度上抑制了石英胶结，抵御部分压实作用，增加岩石的机械强度，因而对储集层物性起保护作用；长石碎屑的溶蚀与粒间充填的蠕虫状高岭石、自生石英均发育［图4（g）］。

根据储层主要成岩作用类型与强度及成岩矿物对储集物性的影响，将百口泉组储层划分为3 种致密化成岩相：压实致密成岩相［图4（h）］、伊/蒙充填成岩相［图4（i）］、硅质胶结成岩相［图4（j）］和2种扩容性成岩相：绿泥石衬边弱溶蚀成岩相［图4（k）］、不稳定组分溶蚀成岩相［图4（l）］。

3.2.1 压实致密成岩相

强烈的压实作用使得储层较为致密，孔隙发育较少，连通性较差，进而使得储层物性较差。颗粒间的泥质杂基含量较高，压实作用较强烈时，泥质杂基的润滑作用导致储层胶结程度较高，破坏储层物性；早成岩阶段孔隙水呈弱碱性，后期孔隙水呈弱酸性，由于储层较为致密，酸性流体无法进入储层；胶结作用较弱；该成岩相主要发育于扇三角洲平原的分流河道微相和扇三角洲前缘的水下分流间湾微相。岩性以砂砾岩、泥质粉砂岩、泥岩为主；颗粒间以线接触为主，匹配关系较好，导致粒间孔隙急剧减少，少量刚性碎屑具有压裂现象，储层致密，镜下通常观察不到明显的孔隙［图4（h）］。该类成岩相在百口泉组3 个层段均有发育。

3.2.2 伊/蒙充填成岩相

主要发育原生孔隙，由于伊/蒙自生矿物的充填作用，使得孔隙喉道的数量降低，孔喉间的连通性变差，进而使得储层物性变差。碎屑颗粒没有经过一定的淘洗；早成岩阶段自生矿物中伊/蒙混层较发育，后期自生矿物罕见；其结构成熟度和成分成熟度较差；溶蚀作用不发育；后期孔隙水呈弱酸性；该成岩相主要发育于扇三角洲平原亚相。碎屑颗粒间杂基含量较高，大量伊/蒙自生矿物充填于原生孔隙，填隙物与颗粒间的匹配关系较好，使得储集层物性较差。由于储层原生孔隙被大量自生黏土矿物所充填［图4（i）］，导致后期酸性流体无法进入，该类成岩相在百口泉组3 个层段均有发育。

3.2.3 硅质胶结成岩相

原生粒间孔隙发育，由于大部分孔隙被早期胶结物所充填，导致孔隙喉道较细，孔隙水流不畅，连通性较差，继而储层物性变差。碎屑颗粒经过一定的淘洗，杂基含量低；早期胶结作用不发育；酸性流体侵入较少，溶蚀作用不发育；硅质胶结物的含量较低，主要以碎屑石英次生加大的形式产出，镜下可观察到石英次生加大发育于碎屑颗粒边缘的粒间孔当中，在一定程度上起到减孔作用，当硅质胶结物发育一定量时，可以抵御压实作用对储层原生粒间孔的破坏。该成岩相主要发育于扇三角洲前缘亚相。碎屑颗粒粒间杂基含量低，早成岩B 期石英增生大量出现，由于胶结作用［图4（j）］的发生，使得颗粒和填隙物之间的匹配关系较好，压实作用弱。该类成岩相在百口泉组3 个层段均有发育。

3.2.4 绿泥石衬边弱溶蚀成岩相

长石颗粒、石英颗粒以及胶结物被溶蚀，储集层的物性得到改善，但在溶蚀作用过程中伴随着绿泥石的形成，在一定程度上减少了孔隙，整体上对储层较为有利。多形成于成岩早期，可抑制硅质胶结的成核和绿泥石的出现。绿泥石虽然占据了部分孔隙空间，但是环绕岩石颗粒分布，在一定程度上抵御外部的压实作用，因此对储集层具有保护作用。在中成岩阶段，孔隙水呈弱酸性，少量的酸性流体侵入，溶蚀作用弱，在一定程度上提高了储层物性。砂砾岩的结构成熟度和成分成熟度中等。黄思静等［28］认为三角洲前缘非常容易实现铁、镁离子的富集，而绿泥石的形成都需要大量的铁、镁离子，因此该成岩相主要发育于扇三角洲前缘沉积亚相。黏土矿物（伊/蒙混层、高岭石）向绿泥石矿物的转变，可抵御部分压实作用；弱溶蚀作用的发生在一定程度上改善了孔隙结构［图4（k）］。百一段不发育该类成岩相，百三段发育较少，尤其以百二段该成岩相较发育。

3.2.5 不稳定组分溶蚀成岩相

原生粒间孔隙大量消失，次生孔隙大量发育；由于溶蚀作用的发生，使得孔喉间的连通性增强，储层物性相对较好。碎屑颗粒经过较长时间水流的淘洗，杂基含量较低；孔隙水呈弱酸性，有利于长石颗粒的溶蚀［图4（l）］；砂砾岩的结构成熟度和成分成熟度均为中等；长石颗粒在前缘亚相中非常发育，因此该成岩相主要发育扇三角洲前缘亚相；杂基含量较少，压实作用较弱，颗粒与填隙物之间的匹配关系较差。百一段不发育该类成岩相，百三段发育规模较小，在百二段该成岩相较发育。

3.3 裂缝相特征

裂缝相是构造作用对储集岩改造的表现，是在裂缝性储层内部对流体流动起控制作用的裂缝系统的组合［29］。裂缝的存在虽不能显著提高储层的储集性能，但可以非常有效地改善储层的渗流性能。裂缝相可根据裂缝角度、裂缝密度等分为水平缝、斜交缝和网状缝等3 个级别［22］。从裂缝相角度出发，利用裂缝角度和裂缝密度，对百口泉组储层进行裂缝相分类，可以较好地反映构造作用对储层岩石物理相的控制作用。研究区处于构造活动相对稳定的平缓斜坡区，地层倾角约为4.3°，百口泉组储层中不发育大型褶皱和断裂，而且岩石中塑性碎屑颗粒含量较高，砾岩中破裂作用不普遍，裂缝发育规模较小［30］。渗透率异常高值往往对应裂缝型次生孔隙，但由于研究区微裂缝次生孔隙发育很少，对整体物性影响不大［31］。单祥等［32］在研究井壁成像测井（FMI）时发现，局部发育水平缝，且裂缝密度不多于1 条/m。研究区整体处于一个平缓的斜坡，在三叠纪没有大规模的构造运动，因此对储层的物性影响较小。

3.4 岩石物理相划分

通过上述研究可得，玛北地区百口泉组扇三角洲沉积微相类型主要有分流河道、辫状分支水道、水下分流河道及水下分流间湾等4 种；成岩相类型有压实致密成岩相、伊/蒙充填成岩相和硅质胶结成岩相（属致密化成岩相）、绿泥石衬边弱溶蚀成岩相和不稳定组分溶蚀成岩相（属扩容性成岩相）等5 种；储层基本不发育裂缝［31］，在岩石物理相划分时，考虑研究区实际情况未将裂缝相纳入划分方案，但属于影响岩石物理相研究的因素之一。根据“相叠加”原则，百口泉组储层理论上岩石物理相可划分为20 种（4×5），但其中存在不合理的10 种组合。除去不合理的10 种组合，百口泉组岩石物理相可划分为以下10 种：水下分流河道-绿泥石衬边弱溶蚀成岩相、水下分流河道-不稳定组分溶蚀成岩相、水下分流河道-压实致密成岩相、水下分流河道-硅质胶结成岩相、水下分流河道-伊/蒙充填成岩相、分流河道-压实致密成岩相、分流河道-硅质胶结成岩相、辫状分支水道-压实致密成岩相、辫状分支水道-硅质胶结成岩相、水下分流间湾-压实致密成岩相。

4 基于岩石物理相划分的储层分类评价

准噶尔盆地玛北地区百口泉组储层岩石物理相宏观上表现为储层物性分布不均匀，非均质性较强，孔隙度、渗透率较低；微观上孔隙结构复杂多样，储层渗流性能差异较大。运用“相叠合”原则，根据沉积相、成岩相对储层的建设与破坏作用，将上述划分出的10 种岩石物理相中具有相同特征的进行聚类分析，对储层进行评价，共划分出3 类储层：PF1 对应Ⅰ类储层，物性相对较好；PF2 对应Ⅱ类储层，物性中等；PF3 对应Ⅲ类储层，物性较差（表1、图5）。

表1 玛北地区三叠系百口泉组岩石物理相储层综合分类评价Table 1 Comprehensive classification and evaluation of petrophysical facies reservoir of Triassic Baikouquan Formation in northern Mahu Sag

（1）PF1 类

该类储层主要是有利沉积微相（水下分流河道微相）与建设性成岩相（绿泥石衬边弱溶蚀成岩相和不稳定组分溶蚀成岩相）叠合层段，为研究区最好的储层，沉积物经过较长距离的搬运，杂基含量低，胶结作用弱，绿泥石的存在抑制了硅质胶结，抵御了部分压实作用，再加上后期溶蚀作用的改造，使得孔隙较发育，储层物性较好。这类储层具有较有利的沉积环境和经历了较有利的成岩作用，储层物性相对较好，有利于油气的聚集与保存，为Ⅰ类储层。

（2）PF2 类

该类储层主要是有利沉积微相（辫状分支水道和水下分流河道微相）与致密性成岩相（压实致密成岩相、硅质胶结成岩相、伊/蒙充填成岩相）的叠合层段，整体储集流动性能较好，沉积物经过较长距离的搬运，杂基含量低，但是在后期成岩作用过程中经历了较强的压实作用、胶结作用，使得孔隙减少，储层物性相对降低。这类储层虽然在沉积时储层物性相对较好，有利于油气的聚集，但是后期的成岩作用对储层的保存较为不利，在一定程度上影响了储层物性，破坏油气的聚集，为Ⅱ类储层。

（3）PF3 类

该类储层主要是不利沉积微相（分流河道和水下分流间湾微相）与致密性成岩相（压实致密成岩相和硅质胶结成岩相）的叠合层段，是3 类储层中相对较差的一类。其成因有：一方面是沉积物没有经过较长距离的搬运，且杂基含量高，胶结作用较强，在经历成岩作用过程中，泥质杂基的润滑作用使得储层压实致密，孔隙度大大降低，储层物性最差；另一方面是岩性主要为泥岩和粉砂质泥岩，经历压实作用后，储层致密，酸性流体难以进入，使得储层物性变差。这类储层在沉积时，就处在一个不利于油气聚集的沉积环境，再加上后期不利成岩作用对储层的影响，使得储层物性较差，油气无法聚集与保存，为Ⅲ类储层。