白家海地区下侏罗统三工河组高分辨层序地层格架内岩性油气藏研究

于景维,张庆伟,祁利祺,于美琪,张晓童,潘凤超,褚旭

(1.中国石油大学(北京)克拉玛依校区 新疆 克拉玛依 834000；2.新疆油田公司勘探开发研究院中亚所 新疆 克拉玛依 834000)

中国第二大内陆盆地准噶尔盆地位于新疆北部，由于其复杂的构造背景(蔡忠贤等，2000)，造成盆内全层系多层组含油，为重要的含油气盆地之一(何登发等，2007；付爽等，2018；李彦举等，2019);盆内富烃凹陷周缘正向构造单元为油气勘探重点(况军等，2006)。阜康凹陷是盆内重要生烃凹陷之一(王屿涛等，1994；乔锦琪等，2016)，为其周缘多层系油藏形成提供油气来源(柳妮等，2014；于景维等，2016)。白家海凸起位于阜康凹陷北部，有利的构造背景及成藏条件使其成为重要的油气聚集区(薛新克等，2000；况昊，2012)。

自20世纪90年代以来，随着白家海凸起油气勘探工作的逐渐展开，研究工作不断深入，在侏罗系取得了一定的勘探研究成果(章学刚等，2011；连小翠等，2011；吴坚等，2011；庞秋维等，2011；况昊等，2012；杨飞等，2012)，尤其是在白家海凸起东北部地区发现了彩南油田(丁安娜等，1997；陈建平等，2004)，为新疆油气勘探的发展做出巨大贡献。随着油气勘探的深入，白家海凸起油气勘探目标逐渐转向岩性油气藏(陈萍等，2015)，勘探区域由东北部逐渐转向西南部。

受限于资料类型及应用的差异，前人对该地区侏罗系层序地层研究存在一定分歧，特别是下侏罗统三工河组层序地层格架并未统一(李兴平等，1997；鲍志东等，2002；况昊，2012)，导致储集砂体的展布及岩性油气藏分布未能明确，阻碍三工河组岩性油气藏进一步勘探。因此，在前人研究的基础上，笔者综合研究野外露头、钻井岩心、测井及地震等多方面资料，建立三工河组高分辨层序地层格架；在此基础上，对格架内砂体分布模式进行详细探讨，探索格架内岩性油气藏的分布特征，为三工河组岩性油气藏勘探提供指导。

1 研究区概况

白家海凸起位于准噶尔盆地中央隆起带东段，为中央坳陷东部呈北东向展布的三级正向构造单元(图1)。凸起南面为阜康凹陷，北面为东道海子北凹陷，东北面为五彩湾凹陷；东南以沙西断裂为界，与沙奇凸起和沙帐断褶带相邻。由于白家海凸起东北部钻井众多，层序及沉积相研究已基本成熟，本次研究的范围主要位于白家海凸起西南部地区(图1)，这里钻井相对较少，还没有较大的勘探突破。

图1 研究区构造位置图

下侏罗统三工河组物源来自东北部克拉美丽山，自下而上分为三一、三二和三三段，整体发育辫状河三角洲沉积体系(况昊，2012)。其中，三一段和三二段发育辫状河三角洲前缘亚相，水下分流河道砂体覆于该区优质烃源岩八道湾组之上，有利油气聚集；三三段发育大套前三角洲-湖泊泥岩，可作为区域性盖层，整体储盖组合十分有利。三工河组总厚度为90～330 m，呈现西厚东薄的趋势。研究区南部的小泉沟剖面辫状河三角洲出露良好，有利于高分辨层序地层划分研究。

2 高分辨层序地层格架的建立

2.1 旋回界面的识别

建立高分辨层序地层格架的伊始，为识别各个级别旋回界面，在露头、岩心、测井及地震资料的基础上归纳其相对独特的表现形式(表1)(鲍志东等，2002；郑荣才等，2002，2010；陈飞等，2009；于景维等，2014)。

表1 旋回界面成因特征、类型和识别标志表(郑荣才等，2010)

2.1.1 辫状河三角洲前缘水下分流河道冲刷面

河道冲刷面是由垂向强烈的侵蚀作用所致，往往出现于河道底部(鲍志东等，2002；郑荣才等，2002；于景维等，2014)。研究区三角洲前缘最为发育，野外大型河道冲刷面往往表现为粗粒物质在细粒物质中的充填界面，砂体由于受到河道迁移影响，表现为相互叠置，在地震剖面上表现为削截或者前积反射特征；岩心中的河道冲刷面上下非常明显，往往为上粗下细，在电测曲线上表现为曲线突变(图2)。

2.1.2 叠置组合突变面

该类层序界面上下由于沉积环境等发生变化，致使界面上下岩性特征或岩石叠置样式发生改变(郑荣才等，2002；陈飞等，2009；于景维等，2014)。三工河组岩心所反映沉的积环境变化主要体现在砂体颜色的改变，泥岩中碳屑含量增加或者煤线的出现。水体变浅或变深所形成的岩石组合在测井曲线上也会有相应特征显示。例如，进积向退积组合的测井相转换面(图2)。

2.1.3 湖泛面

由于湖泛期水体较深，细粒物质，如泥岩或碳质泥岩便沉积下来，自然伽马和自然电位曲线分别表现为高值和低值。本次研究长期基准面旋回内最大湖泛面位于三三段中大套深灰色前三角洲-浅湖泥岩，在地震上对应波谷(图2)；三一段和三二段时期研究区湖水较浅，其内部所划分中期基准面旋回内及短期基准面旋回内的湖泛面所对应的泥岩厚度相对较小，颜色相对较浅。

2.2 高分辨层序地层格架的建立

在小泉沟野外剖面及岩心观察的基础之上(图2)，利用区内20余口钻井，对以上各级界面综合识别，同时考虑到研究区沉积构造背景，将三工河组划分为1个长期基准面旋回(LSC1)，3个中期基准面旋回(MSC1～MSC3)和9个短期基准面旋回(SSC1～SSC9)。其中，长、中期旋回与岩性地层的组和段有很好的对应关系(图3)。以中期基准面旋回为等时对比单元，建立高分辨层序地层格架(其中彩16井和白家8井三工河组未钻穿)(图4)。整体来看，靠近物源方向地层厚度较薄，向西南方向逐渐增大。中期旋回基本完整，顶底表现明显，界面处测井曲线响应有较好的对应。

a.八道湾组与三工河组冲刷面(底界面)；b.三工河组与西山窑组冲刷面(顶界面)；c.三工河组内部冲刷面；d.冲刷面，2 620.72 m，彩16井，三工河组；e.冲刷面，2 798.9 m，白家2井，三工河组

图3 白家2井单井层序划分与地震相对应关系图

图4 研究区三工河组高分辨层序划分与对比剖面图

2.2.1 长期基准面旋回

该旋回为对称旋回，上升半旋回明显大于下降半旋回厚度，按郑荣才划分基准面旋回的基本结构类型标准(郑荣才等，2010)，该旋回属于C(C1)型。

(1)LSC1上升半旋回。该半旋回对应于三工河组中下部，厚度较大，包括MSC1、MSC2及MSC3的上升半旋回。辫状河三角洲前缘分流河道砂体为骨架砂体，包括部分受坡折影响的滑塌砂体；岩性为灰色含砾细砂岩、中-细砂岩；伴随着可容纳空间的增大，沉积相由辫状河三角洲前缘过渡为前三角洲-湖泊，自下而上泥岩厚度呈增大趋势，砂岩厚度和粒度逐渐降低。在基准面上升伊始，分流河道砂体往往呈孤立状进行充填，范围较小；伴随着基准面的进一步上升，由于物源充分供给，分流河道砂体逐渐由孤立状向条带状，甚至是连片状发育，范围逐渐扩大，砂体底部存在明显冲刷现象；随着基准面的继续上升，辫状河三角洲前缘河道由进积变为加积，砂体连通性变差，泥岩厚度逐渐增加；等基准面上升所产生的可容纳空间同沉积物供给达到平衡，辫状河三角洲前缘河道由加积变为退积，其范围逐渐缩小，砂体厚度逐渐变薄，分选及磨圆较好，整体构成碳泥质和有机组分增多的连续加深水进序列。

(2)LSC1下降半旋回。该半旋回对应于三工河组顶部，厚度相对上升半旋回明显降低，对应于MSC3的下降半旋回；辫状河三角洲前缘席状砂为骨架砂体，岩性为灰色粉砂岩、细粉砂岩；由于距离湖盆较近，基准面的下降并未使该半旋回出现明显的砂体进积序列，整体以大套泥岩为主；基准面下降初期，辫状河三角洲体系已逐渐萎缩，发育加积序列，后期受地形、物源供给缺乏及湖平面下降缓慢等因素影响，旋回内部主要以大套泥岩为主。

2.2.2 中期基准面旋回

(1)MSC1旋回。该旋回为对称旋回，上升半旋回和下降半旋回厚度一致。按郑荣才划分基准面旋回的基本结构类型标准(郑荣才等，2010)，该旋回属于C(C2)型，旋回整体厚度同三一段一致，包括SSC1～SSC3短期旋回。基准面上升时期，分流河道沉积发育，多为孤立砂体，河道侵蚀作用不强；伴随着基准面的下降，分流河道砂体逐渐叠加，平面上可呈条带状，河道侵蚀作用强烈。纵向上砂体分布规律性较强，SSC1和SSC3时期，水下分流河道发育，砂体厚度相对较大；SSC3时期由于砂体不断向前进积，连续性要好于SSC1。

(2)MSC2旋回。该旋回在不同的位置上升半旋回和下降半旋回厚度不完全一致，但上升半旋回和下降半旋回都有保存。按郑荣才划分基准面旋回的基本结构类型标准(郑荣才等，2010)，该旋回也属于C型，旋回整体厚度同三二段基本一致，包括SSC4～SSC5。虽然基准面旋回仍在上升，由于物源供给充分，致使MSC2上升半旋回发育的河道砂体整体厚度变大，基本大于10 m，而且连通性明显好于MSC1旋回；伴随着基准面的下降，砂体进积过程表现更为明显。总体来看，MSC1～MSC2时期，基准面上升缓慢，物源供给速率较快，湖岸线不断向西南方向退去，辫状河三角洲前缘的河道砂体不断向西南方向进积。由于河流作用较强，河口坝不发育。

(3)MSC3旋回。该旋回总体为对称旋回。按郑荣才划分基准面旋回的基本结构类型标准(郑荣才等，2010)，该旋回属于C(C2)型，旋回整体厚度同三三段基本一致，包括SSC7～SSC9。大范围湖侵使得研究区主要发育湖泊沉积；前期基准面上升幅度较大及沉积物源的供给缺乏，致使MSC2旋回发育的河道砂体整体厚度明显变小，虽形成席状砂体，但连通性相对较好。基准面上升和下降初期，席状砂相对发育，其他时期主要发育大套泥岩。

3 格架内岩性油气藏研究

3.1 砂体分布模式

基准面变化对于河道砂体类型及形态有很重要的控制作用(张兴阳等，2006；陈飞等，2009；郑荣才等，2010)。通过野外露头、地震反演及连井剖面资料分析，结合砂体的连续性，发现水下分流河道砂体分布可总结为多种形态(图5)。

图5 研究区三工河组格架内砂体分布模式图

MSC1时期，砂体总体呈薄层叠置状分布。其中，SSC1时期，砂体厚度相对较大，连通性不太好，以透镜状形式存在；SSC2时期，砂体厚度被分流间湾泥岩所隔，厚度最小，多层叠加，总体形成进积叠置砂体；SSC3时期，砂体最厚，连通性相对较好，呈孤立河道状分布。

MSC2时期，砂体总体呈厚层通道叠置状分布。其中，SSC4时期，河道砂体厚度最小，但连通性很好；SSC5和SSC6时期，河道砂体为整个三工河组最厚，中间分流间湾隔层厚度较小，使得纵向和平面上河道整体连通性非常好，宛如“通道”一般。

MSC3时期，砂体总体呈薄层状分布，平面上呈席状。SSC7、SSC8和SSC9时期，河道砂体受湖平面上升影响很薄，而且薄层砂体延伸范围不远，连通性相对较好，砂体垂向被厚层泥岩所隔。

3.2 岩性油气藏纵向分布

研究区早侏罗世处于较稳定的构造背景，它控制着基准面变化程度及层序发育模式(郑荣才等，2010)。中长期基准面的变化对于有利储集砂体规模、厚度及质量等特征具有直接的控制作用；而优质储集砂体的分布对岩性油气藏的形成有重要的影响。因此，基准面的变化会造成岩性及油气藏的分布。

研究区的烃源岩分布于三工河组底部八道湾组及三工河组的最大湖泛面附近，厚度较大，分布广泛且有机质含量较高，为区内优质烃源岩。

长期基准面上升期所形成的辫状河三角洲前缘河道砂体，尤其是早期及中期形成的大套河道砂体同下伏八道湾组泥岩直接接触，构成下生上储，以及侧向生储组合；上覆分流间湾泥岩及三工河组顶部大套泥岩可作为良好盖层，有利于油气聚集，形成透镜状岩性油气藏。

长期基准面下降期形成的辫状河三角洲前缘席状砂体位于最大湖泛面附近，“镶嵌于”大套前三角洲-湖泊泥岩之中；薄但连续性好的席状砂同旋回内大套泥岩形成良好的生储盖组合，在最大湖泛面附近有利于形成相对面积较小的岩性油气藏。

3.3 岩性油气藏平面分布

在高分辨层序地层格架内，在长期基准面格架内，以中期基准面旋回为对比单元；依据大量地震资料，利用Stramagic软件包对整个白家海凸起内三工河组的3个段均方根属性解释；从生储盖组合角度在平面上对中期基准面旋回内岩性油气藏的分布进行预测。

MSC1时期：从白家海地区整体地震均方根振幅属性图中可发现(图6a)，几条较强颜色的振幅呈网状延伸至西南部，判断物源方向是北部及北东方向；强振幅区域主要分布在彩44井附近、阜北4井西部及南部区域，代表水下分流河道；结合砂地比等值线图(图6b)，砂地比超过10%的区域面积整体较大，反映出多期河道砂体交互叠置。对MSC1时期沉积微相分布图分析(图6c)，发现水下分流河道砂体多呈孤立状，连通性一般，前积砂体受大套分流间湾泥岩封堵，同下伏八道湾组烃源岩可形成上生下储式组合，有利于油气聚集，形成“指状”油气藏，但面积相对不大。

MSC2时期:从白家海地区整体地震均方根振幅属性图中可发现(图6d)，顺工区东北—西南延伸方向，较强颜色的振幅呈片状延伸至西南部，判断物源方向是北部及北东方向；同时发现中-强振幅明显增加，增加的部分主要分布在研究区北部、中部及西南部地区；结合砂地比等值线图(图6e)，砂地比超过10%的区域面积逐渐增加，整体呈朵叶状展开；对MSC2时期沉积微相分布图分析(图6f)，水下分流河道砂体十分发育，厚度大且连通性好，可形成上生下储式组合，理论上非常利于油气聚集。但试油资料显示，MSC2时期河道砂体过于“通透”，油气经过却未遇阻挡而聚集(岩心砂体有油迹显示)。因此，在研究区未能形成大面积岩性油气藏。由于叠置砂体延伸远，分布广，可能会在阜康凹陷湖盆中心大面积分布，向上紧邻三三段优质烃源岩，形成下生上储式低渗油气藏。建议沿物源方向，对断裂封闭或者砂体尖灭位置进行多手段综合勘探。

(a).白家海凸起地区MSC1均方根振幅；(b).研究区MSC1砂地比图；(c).研究区MSC1沉积微相平面分布图；(d).白家海凸起地区MSC2均方根振幅；(e).研究区MSC2砂地比图；(f).研究区MSC2沉积微相平面分布图；(g).白家海凸起地区MSC3均方根振幅；(h).研究区MSC3砂地比图；(i).研究区MSC3沉积微相平面分布图

MSC3时期：从白家海地区整体地震均方根振幅属性图中可发现(图6f)，顺工区东北—西南延伸方向，东西部2条较大面积的强振幅区域，判断物源方向是北部及北东方向；受基准面上升影响，研究区整体沉积体系也向东北进行迁移，强振幅区域逐渐缩小，中-强振幅的连续性也较差，弱振幅的区域明显增大，分布于研究区大部分区域；结合砂地比等值线图(图6g)，砂地比超过10%的区域面积明显减少，最大砂地比不超过20%，整体呈条带状展开，面积分布最小；对MSC3时期沉积微相分布图分析(图6h)，水下分流河道砂体不太发育，厚度小且连通性差，较薄砂体叠置方式受湖平面上升影响为向东北方向退积，最终聚集于坡折带附近；其搬运距离较远，受湖水淘洗与冲刷，成分成熟度与结构成熟度较好，更接近湖盆中心的三三段优质烃源岩(郑金海等，2015)，更容易捕获油气；距离彩35井较近，位于研究区南部的阜16井三工河组砂体，其平均孔隙度为7.64%，平均渗透率为0.691×10-3μm2，在物性及地质条件上同鄂尔多斯盆地延长组长7段及松辽盆地高台子油层组相似(柳娜等，2014；施立志等，2015)。考虑到埋深及成岩作用对于储层的改造，很可能形成大片低渗油藏。

4 结论

(1)白家海地区下侏罗统三工河组划分为1个长期旋回、3个中期旋回及9个短期旋回，并建立全区高分辨层序地层格架。

(2)区内岩性油气藏的分布受控于中长期基准面的变化，长期基准面上升初期及最大湖泛面附近易形成岩性油气藏。其中，MSC1和MSC3时期，辫状河三角洲前缘河道砂体和席状砂体由于距离烃源岩近，泥岩对于砂体的封堵性较好，有利于油气聚集，分别可形成指状油气藏和“小而肥”的岩性油气藏；MSC2时期，辫状河三角洲前缘河道砂体虽然最为发育，厚度及连通性最好，但无有效阻挡油气运移条件，使得油气无法聚集成藏；推测MSC2内辫状河三角洲砂体在靠近湖盆中心及湖盆中心处有分布，很可能形成大片油气藏。建议沿物源方向运用综合勘探，以期有所突破。