沉积正演模拟在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组中的应用

王 韬，李 婷，郭文建，张 宇，杨彤远，杨翼波，张建新

(1.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000;2.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 120010)

0 引言

随着油气勘探程度的日益提高，受控于沉积作用的岩性或构造－岩性复合型油气藏已成为寻求发现的重点［1－6］。吉木萨尔凹陷是准噶尔盆地东部最重要的含油区之一，其东斜坡二叠系梧桐沟组岩性油气藏勘探已获突破并具备储量升级与滚动扩边的良好潜力，加强沉积特征研究、加深砂体分布认识有利于资源潜力的挖掘。前人围绕沉积相展布、沉积演化规律、沉积控藏作用等已开展过较多研究［7－12］，但大多从单井相、砂地比等静态特征出发，罕有以再现沉积充填过程为切入点开展动态的沉积模拟研究。该文在前人认识基础上，结合更丰富的钻井、测井及录井资料，进行四维沉积正演模拟，以期进一步降低有利沉积相带预测的不确定性，为后期勘探开发工作提供更多参考。

1 区域地质概况

吉木萨尔凹陷位于准噶尔盆地东北缘，为一西深东浅、西断东超的箕状凹陷，吉木萨尔凹陷东斜坡北界为吉木萨尔断裂，南界为三台断裂，向西与凹陷深凹区相接，向东过渡为古西凸起(图1)。目的层梧桐沟组(P3wt)位于吉木萨尔凹陷二叠系顶部，大部与其上覆三叠系和下伏芦草沟组(P2l)呈平行不整合接触，近凹陷边缘局部呈角度不整合接触，自下而上可分为梧一段(P3wt1)和梧二段(P3wt2)，沉积时期，吉木萨尔凹陷快速下降、湖盆不断扩张，发育大型的辫状河三角洲。梧桐沟组梧一段主要为厚层深灰色砂质砾岩、砾岩等近源粗碎屑;梧二段粒度变细，主要为厚层泥岩夹中薄层砂岩(图1)。梧桐沟组作为凹陷内主要含油层系，早在20世纪90年代即获工业油流。

图1 研究区构造位置及二叠系梧桐沟组地层综合柱状图(地层综合柱状图据文献［10］修改)Fig.1 The tectonic position of study area and comprehensive histogram of Permian Wutonggou Formation(the comprehensive histogram is modified according to the Literature［10］)

2 沉积正演模拟

沉积正演模拟综合考虑气候、地貌、海(湖)平面、水动力等因素来还原盆地的地层充填过程，可预测沉积相在沉积盆地的时空分布及演化。

2.1 影响因素分析

沉积正演模拟需定义可容纳空间、物源供给、搬运能量3组主要参数。可容纳空间由初始水深、湖平面升降、构造沉降量共同表征。研究区梧桐沟组沉积于滨浅湖—半深湖背景，依据地层厚度变化趋势推算初始水深分别沿SE—NW和NE—SW向逐渐加深;综合沉积韵律、地层厚度、岩性组合、稳定泥岩发育程度和测井曲线形态认为，梧桐沟组自下而上由1个水进中期旋回和1个水退中期旋回叠加，可细分为8个水进短期正旋回和3个水退短期反旋回，最大湖泛面位于梧二段中部;结合地层厚度变化和古水深变化判断构造沉降量整体由边缘向中心呈环带状增大趋势，变化幅度为0～400 m，东南部和北部沉降相对较小(图2)。

物源供给包括物源区位置、沉积物类型与物源供应速度。研究区东南部的古西凸起和北侧的沙奇凸起为2个物源供给区，存在S、E、N 3个物源方向(图2)。单井岩性统计表明，梧二段较梧一段水体加深，沉积物变细。梧一段单井岩性的平均含量:砾岩为37.5%、砂岩为34.5%、泥岩为28.0%。梧二段单井岩性的平均含量:砾岩为14.0%、砂岩为41.0%、泥岩为45.0%。根据地层厚度和沉积时间可分别计算出梧一段物源供应量为22.67 km3/Ma，梧二段物源供应量为17.82 km3/Ma。

图2 研究区二叠系梧桐沟组沉积正演可容纳空间参数Fig.2 The accommodation space parameters of sedimentary forward modeling of Permian Wutonggou Formation in study area

搬运能量体现长期低能、短期高能或斜坡垮塌等不同搬运过程。研究区作为隆起区与深凹区的过渡地带，具备地形由陡变缓的自然趋势，岩性的不均一性也反映出有不同能量的水体进行混合搬运，梧一段中下部大段粗碎屑沉积形成于高能环境，广泛分布的梧一段中上部及梧二段砂质及泥质沉积形成于低能环境，整体上梧桐沟组为处于长期低能环境与短期高能环境的交替过程中沉积形成。

2.2 正演模型建立

为得到较合理的模拟结果，模拟前要通过大量调研，明确区域地质背景，建立地质概念模型，并确定古地貌、古水深、沉积物岩性、物源供应量等基础参数，之后进行模拟—对比、调参—再模拟的反复实验，不断优化参数、改善结果、优选模型，直至结果可信后再加以应用与分析。此次模拟兼顾三维地震资料、已钻探重点区、前人研究重点区及模型边界适应性，范围北至J15井、南过J010井、西过J171井、东抵J6井，尺寸为32 km×18 km，面积约为576 km2，梧桐沟组自距今约为262.00 Ma开始沉积，约为259.60 Ma梧一段结束沉积，约为256.00 Ma梧二段结束沉积，总沉积时间约为 6.00 Ma［13－14］。综合考虑模拟效果的精确性和计算机运行速度，设定模型网格步长为200 m×200 m，时间步长为0.06 Ma。在影响因素分析基础上，建立百余个模型进行反复实验和优化调整(表1、2)。

表1 研究区二叠系梧桐沟组沉积正演模型定量参数Table 1 The quantitative parameters of sedimentary forward modeling of Permian Wutonggou Formation in study area

表2 研究区二叠系梧桐沟组沉积正演模型变量参数Table 2 The variable parameters of sedimentary forward modeling of Permian Wutonggou Formation in study area

2.3 模拟结果合理性验证

由于资料的不完备性、地质过程的复杂性和技术方法的局限性等，模拟与真实地质过程间必然存在差异。经过比对优选，模型定量参数按表1设置;变量参数中物源供应方式设为“在表1基础上，参考沉积旋回，不均一供应”，搬运方式设为“牵引流比例为70%、碎屑流比例为30%”，物源位置中南部物源设为“由①移动至①'”、东部物源设为“由②移动至②'”、北部物源设为“由③移动至③'”。模拟后岩性结构与实际情况相似度高，多数井的实钻砂地比与模拟结果对比误差绝对值小于15个百分点(表3)，模型的参数设置与理论分析较匹配，认为其与研究区实际情况较吻合、模拟结果较合理。

表3 研究区二叠系梧桐沟组单井实钻砂地比与沉积正演模拟结果对比Table 3 The comparison of sandstone－formation ratio in actual drilling and sedimentary forward modeling results of single well in Permian Wutonggou Formation in study area

3 模拟结果应用与分析

沉积正演模拟作为辅助沉积学研究的重要技术方法，其利用已知有限数据推测未知空白区地层形态、沉积相分布特征的功能已广泛应用于含油气盆地的相关研究中［15－20］。

3.1 沉积相展布特征

综合某一时期砾岩、砂岩、泥岩各自的正演模拟结果即可预测该时期沉积相，提取不同时期的正演模拟结果即可预测不同时期的沉积相(图3)，进 而分析沉积特征及演化规律。图3中，图a—d以261.88 Ma为例示意某一时期沉积正演预测沉积相过程，即综合砾、砂、泥3类岩性预测结果后得到预测沉积相，为节约图幅，图e—l直接展示其余8个时期的预测沉积相。

图3 研究区二叠系梧桐沟组沉积正演预测沉积相Fig.3 The prediction of sedimentary facies of sedimentary forward modeling of Permian Wutonggou Formation in study area

P3wt1沉积早期(261.88 Ma)，水体范围最小，由古西凸起入湖的物源分别在S、E 2个方向形成相对孤立的三角洲，三角洲朵叶体规模较小、前缘相带较窄，平原相带和非沉积区分布广泛。P3wt1沉积早中期(261.16 Ma)，水体逐渐扩张，三角洲继承性发育规模有所加大，非沉积区开始向边缘退出。P3wt1沉积晚中期(260.68 Ma)，水体继续扩张，源自古西凸起的三角洲占据主导地位，前缘相带展布规模明显加大，平原相带局限于边缘区域，来自沙奇凸起的物源在研究区西北部有所表现，研究区基本被水体覆盖。P3wt1沉积晚期(259.84 Ma)，水体持续扩张，来自古西凸起的2个物源相互靠拢，三角洲沉积主体向边缘退积但沉积规模、前缘相带范围与砂体分布达到最大。P3wt2沉积早期(259.24 Ma)，水体保持扩张状态，湖相沉积比例增加，沉积物供给由粗转细，三角洲前缘相带向边缘萎缩，平原相带完全退出。P3wt2沉积早中期(258.52 Ma)，与P3wt1沉积晚期相似，在退积背景下，由于物源供给的变化导致三角洲规模阶段性扩大。P3wt2沉积中期(258.04 Ma)，水体接近湖泛面，大部分区域为湖相沉积，前缘相溃缩于近物源端。P3wt2沉积晚中期(257.04 Ma)，湖面开始下降，三角洲开始进积，近中心部位主要为湖相沉积，但砂质沉积已开始增多。P3wt2沉积晚期(256.12 Ma)，湖面继续下降，进积三角洲规模加大，平原相带在边缘重现。

3.2 沉积演化规律

梧桐沟组沉积期，研究区为辫状河三角洲—湖相沉积体系。梧一段沉积于水进背景，梧二段经历先水进再水退的过程，各个时期沉积具有继承性发育特点，来自古西凸起的物源控制了三角洲的展布规模和范围，来自沙奇凸起的物源只在小范围有所体现。早期水体范围很小，不同来向的物源分隔明显，三角洲规模小而孤立;之后水体扩张，加之从古西凸起而来的S、E 2支物源相互靠拢，三角洲连片沉积，前缘相带和砂体范围不断增大，从边缘到中心均可见砂体;进入梧二段沉积期，水体继续扩张，三角洲持续退积，地势逐渐被填平补齐，湖相沉积比例增大，物源供应量较梧一段有所减少，沉积物类型明显由偏砂砾岩组合转向偏砂泥岩组合;梧二段沉积中期达到湖泛期，之后湖面开始下降，但水体范围并无显著减小，水退环境下三角洲重新进积，砂体再度扩张;水进—水退的环境交替导致三角洲沉积由中心向边缘再向中心变迁，形成砂体在纵向上先退积再进积的叠置，并与湖泛期、物源供给间歇期沉积的泥岩构成良好配置。在梧桐沟组沉积后的构造演化中，吉木萨尔凹陷整体西降东升，主体构造相对平缓，至J7井附近剥蚀较为明显，以致现今梧桐沟组在研究区自西向东保存完整性变差，上部较细粒沉积渐被剥蚀，下部较粗粒沉积残余比例增加。

3.3 油气富集规律

梧桐沟组油藏由下伏芦草沟组烃源岩供烃，该套烃源岩为好—较好级别，凹陷西部、中部深凹区烃源岩质量优于东部斜坡区。根据沉积结果分析，芦草沟组优质烃源岩的油气在近凹陷中心沿不整合面与构造裂缝进入梧桐沟组，由于梧桐沟组底部以粗粒沉积为主，自身储集能力不佳且上部缺少泥岩封盖，故油气沿层内裂缝和砂砾岩体内部再度向有利储集部位运移调整。梧桐沟组中部三角洲规模较大、沉积粒度适中、储集体物性和连续性较好、砂体间泥岩发育封盖条件有利，由底部调整而来的油气多富集于此。同时，由于三角洲前缘相带在该时期广覆沉积、有利砂体叠置连片，未进入圈闭的油气可以继续沿“砂毯”向高部位运移，在凹陷边缘遇断层垂向向上进入有利储集体，但在之后的演化过程中，上部层位聚集的油气因靠近剥蚀线或逸散或成为稠油(图4)。

图4 研究区二叠系梧桐沟组沉积成藏模式Fig.4 The sedimentary accumulation model of Permian Wutonggou Formation in study area

梧桐沟组中部即梧一段顶部和梧二段底部为主力含油层;近中心油气富集于近烃源岩的下部砂体，圈闭主要受控于岩性，为稀油油藏;近边缘油气富集于断层附近，在下部和上部砂体中同时赋存，圈闭受断层、岩性共同控制，油质变稠。研究区西北部可见源自沙奇凸起的沉积物，但其远离研究区东南部以古西凸起为物源广泛分布的三角洲沉积，前者显然无法接受在后者内部运移调整的油气，故研究区西北部未能成藏。

总体上，研究区梧桐沟组油气富集受生储盖组合、砂体分布、输导体系、成藏后保存条件共同控制，研究区中心梧一段顶部和梧二段底部前缘相内的岩性圈闭可作为勘探的有利目标，伴随芦草沟组页岩油大规模开发可作为良好兼探目标;研究区外的吉木萨尔凹陷中西部烃源岩条件更佳，并推测有来自沙奇凸起的辫状河三角洲沉积主体，也值得关注;研究区边缘，保存条件较差，不利于油气成藏。

4 结论与认识

(1)准噶尔盆地吉木萨尔凹陷东斜坡二叠系梧桐沟组为先水进再水退背景下沉积的辫状河三角洲—湖泊沉积体系，自梧一段沉积时水体不断扩张，至梧二段沉积中期达到最大，之后水体开始缩减，物源主要来自研究区东南部的古西凸起。

(2)先水进再水退的沉积过程决定了三角洲前缘相带及砂体自下而上呈现先退积再进积的叠置关系，决定了沉积物粒度自下而上先粗再细再加粗的变化规律，形成砂体自下而上先靠近凹陷中心再移向凹陷边缘再延伸至凹陷中心的分布规律。

(3)近凹陷中心有利于岩性圈闭的形成，近凹陷边缘有利于断层－岩性圈闭的形成，综合考虑生储盖组合、砂体分布、输导体系、成藏后保存条件等因素认为，梧一段顶部和梧二段底部的岩性圈闭为油气富集的有利目标，预测存在稀油油藏，值得重点关注。

(4)沉积正演模拟方法在实践中存在一定的边界效应，对于较复杂的地质过程，在模型设置、计算流畅性上也存在困难，但能帮助研究人员高效地验证理论认识和概念模型，更好地以动态、整体的角度认识沉积过程，仍不失为一种较好的辅助研究技术手段。

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