孟祥超　陳能貴　蘇　靜　徐　洋　王小軍　鄒志文　李亞哲　郭華軍

(1.中國石油杭州地質(zhì)研究院　杭州　310023；2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院　新疆克拉瑪依　834000)

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砂礫巖體不同巖相油氣充注期儲(chǔ)集性能差異及成藏意義
——以瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組油藏為例

孟祥超1陳能貴1蘇靜2徐洋1王小軍2鄒志文1李亞哲1郭華軍1

(1.中國石油杭州地質(zhì)研究院杭州310023；2.新疆油田公司勘探開發(fā)研究院新疆克拉瑪依834000)

摘要瑪湖凹陷西斜坡區(qū)三疊系百口泉組巖性油藏生、儲(chǔ)、蓋、運(yùn)等成藏條件配置優(yōu)越，有效的側(cè)向及上傾方向圈閉封擋條件為制約油氣成藏的關(guān)鍵。在明確泥質(zhì)含量為影響本區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能關(guān)鍵因素基礎(chǔ)上，以泥質(zhì)含量為主分類參數(shù)，將砂礫巖儲(chǔ)層劃分為貧泥砂礫巖(泥質(zhì)含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質(zhì)含量5%～8%)和富泥砂礫巖(泥質(zhì)含量>8%)三種巖相。早侏羅世的早期油氣充注期，上述三種巖相儲(chǔ)層均可作為有效儲(chǔ)層；早白堊世的主要油氣充注期，富泥砂礫巖相儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能明顯變差，成為研究區(qū)主要的致密封擋帶，而貧泥砂礫巖和含泥砂礫巖仍可作用作為有效儲(chǔ)層，且前者的儲(chǔ)集性能優(yōu)于后者。扇三角洲前緣亞相(牽引流)沉積主要對(duì)應(yīng)于貧泥砂礫巖巖相，在油氣充注期為有效儲(chǔ)層，構(gòu)成瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組大面積巖性油藏的主體儲(chǔ)集層；扇三角洲平原亞相(牽引流)、砂質(zhì)碎屑流(重力流)沉積主要對(duì)應(yīng)于富泥砂礫巖巖相，在油氣充注期儲(chǔ)集性能均較差，主要構(gòu)成研究區(qū)大面積巖性油藏的底部及側(cè)向的致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲(chǔ)層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組大型巖性油藏。

關(guān)鍵詞瑪湖凹陷西斜坡百口泉組巖相儲(chǔ)集性能致密封擋帶

0引言

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)域構(gòu)造位于準(zhǔn)噶爾盆地瑪湖凹陷西側(cè)[1-3]，西北部瀕臨烏夏斷裂帶、克百斷裂帶，構(gòu)造格局形成于白堊紀(jì)早期，構(gòu)造較為簡(jiǎn)單，基本表現(xiàn)為東南傾的平緩單斜，局部發(fā)育低幅度平臺(tái)、背斜或鼻狀構(gòu)造，斷裂較少。地層發(fā)育較全，自下而上有石炭系、二疊系、三疊系、侏羅系及白堊系，各層系均為區(qū)域性不整合。目的層三疊系百口泉組為一套較近物源的粗碎屑(砂礫巖)扇三角洲[4-5]沉積(圖1)。

研究區(qū)三疊系百口泉組是新疆油田近5年來勘探評(píng)價(jià)的主戰(zhàn)場(chǎng)，2012—2014年已累計(jì)提交三級(jí)石油地質(zhì)儲(chǔ)量近2億噸。研究表明，在整體低孔低滲背景下，該套砂礫巖體內(nèi)部表現(xiàn)為較強(qiáng)非均質(zhì)性，既可作為儲(chǔ)層也可作為致密封擋層。高產(chǎn)(日產(chǎn)液量>10 m3/d)高效儲(chǔ)層的孔隙度可達(dá)10%～15%；滲透率1～30×10-3μm2；中低產(chǎn)(日產(chǎn)液量>1～10 m3/d)中低效儲(chǔ)層孔隙度約7%～10%，滲透率約0.2～1×10-3μm2；致密封擋層孔隙度<5%；滲透率<0.1×10-3μm2。

該區(qū)油藏類型主要為發(fā)育在盆地斜坡區(qū)寬緩鼻隆背景下的下生上儲(chǔ)式巖性油藏[6-7]，有通油源垂向斷裂溝通二疊系烴源巖(主要為佳木河組、風(fēng)城組、烏爾禾組)與三疊系百口泉組儲(chǔ)層，有二疊系—三疊系之間不整合面及百口泉組砂礫巖體作為側(cè)向疏導(dǎo)，有上三疊統(tǒng)白堿灘組區(qū)域性厚層泥巖及二疊系頂部泥巖分別作為區(qū)域性頂?shù)装宸鈸鯇?，生、?chǔ)、蓋、運(yùn)等成藏條件配置優(yōu)越。故整體寬緩斜坡背景下，有效的側(cè)向及上傾方向圈閉封擋條件成為制約油氣成藏的關(guān)鍵。本文在對(duì)研究區(qū)砂礫巖體沉積機(jī)制—沉積相特征及成因類型簡(jiǎn)要分析基礎(chǔ)上，明確影響該區(qū)砂礫巖儲(chǔ)集性能的關(guān)鍵因素，進(jìn)而進(jìn)行巖相劃分及油氣充注期不同巖相儲(chǔ)集性能分析，并通過建立巖相—成因類型之間的對(duì)應(yīng)關(guān)系，剖析該區(qū)大面積巖性油藏側(cè)向及上傾方向致密封擋帶的構(gòu)成要素，對(duì)研究區(qū)扇控大面積巖性油藏成藏模式的構(gòu)建及后續(xù)的進(jìn)攻性勘探具重要的啟示和指導(dǎo)意義。

1砂礫巖體成因類型

研究區(qū)位于瑪湖凹陷西北部的斜坡區(qū)(圖1)，主要包括北部的夏子街扇體和西部的黃羊泉扇體?，敽枷菪逼聟^(qū)的勘探主要始于2011—2012年，前人研究主要集中于近老山區(qū)高部位斷裂帶的構(gòu)造油藏發(fā)育區(qū)，主要以近物源粗碎屑的沖積扇沉積為主。筆者通過近四年對(duì)凹陷斜坡區(qū)百口泉組的持續(xù)研究，指出斜坡區(qū)百口泉組沉積相帶類型主要屬以牽引流為主，局部夾雜重力流的扇三角洲沉積。主要發(fā)育扇三角洲平原辮狀河道、扇三角洲平原/前緣砂質(zhì)碎屑流、扇三角洲前緣近岸水下分支河道、遠(yuǎn)岸水下分支河道四種主要砂礫巖體沉積微相類型。除發(fā)育前三角洲暗色泥巖、濱淺湖灘壩等典型指相沉積標(biāo)志外，在扇三角洲平原、扇三角洲前緣亞相均發(fā)育砂質(zhì)碎屑流重力流沉積。水上部分的扇三角洲平原亞相重力流沉積為母巖區(qū)風(fēng)化產(chǎn)物近物源直接凍結(jié)式堆積的產(chǎn)物，沉積物內(nèi)部未遭受牽引流改造，以分選極差、磨圓極差的粗礫、粗砂、雜紅色泥巖混雜堆積為主；水下部分的扇三角洲前緣亞相重力流沉積可能為早期近物源的牽引流沉積再次搬運(yùn)—凍結(jié)式堆積的產(chǎn)物，以分選差—極差、磨圓差—極差的中—粗礫、粗砂、雜紅—灰色泥巖混雜堆積為主。為便于后續(xù)對(duì)比，按照沉積機(jī)制、沉積相帶特征差異，將上述砂礫巖體沉積歸納為扇三角洲平原(牽引流)、扇三角洲前緣(牽引流)、砂質(zhì)碎屑流(重力流)三種成因類型。

圖1　區(qū)域構(gòu)造位置及百口泉組綜合柱狀圖Fig.1　Regional structure and comprehensive histogram of Baikouquan Formation

2砂礫巖儲(chǔ)集性能的影響因素

瑪湖凹陷西斜坡區(qū)三疊系百口泉組砂礫巖體發(fā)育，“沉積相帶控制儲(chǔ)層物性和油氣分布”是多數(shù)學(xué)者對(duì)該區(qū)百口泉組油藏的主流觀點(diǎn)。該觀點(diǎn)在勘探早中期的區(qū)帶優(yōu)選中確實(shí)能起到重要指導(dǎo)作用，但深入研究表明，相同優(yōu)勢(shì)沉積相帶背景下，砂礫巖儲(chǔ)層的物性和含油性差異很大。限定本區(qū)優(yōu)勢(shì)沉積相帶扇三角洲前緣水下分流河道、孔隙型儲(chǔ)層(排除局部裂縫發(fā)育帶對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的影響)、儲(chǔ)層厚度8～10 m(排除儲(chǔ)層厚度對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)液量的影響)條件下，砂礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)能大小與滲透率、平均喉道半徑、孔隙度均呈較強(qiáng)的正相關(guān)性(圖2)，表明砂礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)能受儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能控制，而儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能不單純受沉積相帶控制(相同沉積相帶條件下，上述三個(gè)儲(chǔ)集性能參數(shù)變化范圍均較大)。在有利沉積相帶背景下，影響砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的關(guān)鍵因素亟待進(jìn)一步明確。

研究表明，研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能與沉積作用(主要為水動(dòng)力條件；主要評(píng)價(jià)參數(shù)：泥質(zhì)含量)、成巖作用(壓實(shí)—膠結(jié)作用)關(guān)系密切。

2.1泥質(zhì)含量

巖芯觀察及鑄體薄片鑒定資料分析表明，瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組泥質(zhì)含量與儲(chǔ)層孔隙度、滲透率均具負(fù)相關(guān)性(圖3)，但泥質(zhì)含量—滲透率的負(fù)相關(guān)性(指數(shù)負(fù)相關(guān))明顯強(qiáng)于泥質(zhì)含量—孔隙度的負(fù)相關(guān)性(線性負(fù)相關(guān))，在相同的泥質(zhì)含量變化區(qū)間(從1%增加至7%)，孔隙度由13%降至7%，下降約6%，而滲透率下降逾2個(gè)數(shù)量級(jí)，從32×10-3μm2直接降至0.2×10-3μm2，即泥質(zhì)含量對(duì)儲(chǔ)層孔隙度、滲透率均有影響，但對(duì)儲(chǔ)層滲透率的影響程度更大，在研究區(qū)泥質(zhì)含量區(qū)間范圍內(nèi)，隨著泥質(zhì)含量升高，儲(chǔ)層滲透率呈指數(shù)式下降。

瑪北斜坡區(qū)百口泉組油氣主要聚集在扇三角洲前緣水下分流河道砂礫巖體內(nèi)，假定相同有利相帶扇三角洲前緣水下分流河道，相同水動(dòng)力淘洗背景下，水沿優(yōu)勢(shì)滲流通道[8]流動(dòng)，導(dǎo)致水動(dòng)力對(duì)孔隙內(nèi)泥質(zhì)的淘洗程度要強(qiáng)于對(duì)喉道間泥質(zhì)的淘洗強(qiáng)度，最終在相同優(yōu)勢(shì)沉積相帶條件下，儲(chǔ)層內(nèi)殘留的泥質(zhì)主要集中在喉道空間內(nèi)，隨殘留泥質(zhì)含量增加，喉道被分割成許多超微細(xì)喉道(圖4、表1)，儲(chǔ)層平均孔喉半徑越小，束縛水[9-10]增多，滲流能力顯著降低。

2.2壓實(shí)—膠結(jié)作用

壓實(shí)作用為研究區(qū)百口泉組儲(chǔ)層主要的成巖減孔作用，壓實(shí)減孔量多大于25%(圖5A)。在限定細(xì)礫巖粒度條件下，分泥質(zhì)含量<5%、泥質(zhì)含量5%～8%、泥質(zhì)含量>8%三組樣品點(diǎn)進(jìn)行孔隙度—埋深交匯分析(圖6)，三組樣品孔隙度均隨埋深增加而呈指數(shù)型降低，符合正常的壓實(shí)減孔趨勢(shì)。但不同泥質(zhì)含量樣品的壓實(shí)減孔程度不同，隨泥質(zhì)含量增加，樣品的壓實(shí)減孔程度增加，泥質(zhì)含量>8%組樣品點(diǎn)巖石減孔程度最大。

研究區(qū)儲(chǔ)層膠結(jié)物含量多小于10%，主含量區(qū)間0.2%～5%，膠結(jié)作用對(duì)百口泉組儲(chǔ)層減孔作用相對(duì)較弱(圖5A)，且膠結(jié)物含量與泥質(zhì)含量呈明顯的負(fù)相關(guān)(圖5B)，即可以用泥質(zhì)含量來大致反映百口泉組儲(chǔ)層的膠結(jié)強(qiáng)度。

綜上所述，影響研究區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的沉積、成巖因素均與泥質(zhì)含量關(guān)系密切，泥質(zhì)含量為影響本區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的關(guān)鍵因素。

3巖相類型及油氣充注期儲(chǔ)集性能差異

3.1巖相類型

在明確泥質(zhì)含量為影響本區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能關(guān)鍵因素基礎(chǔ)上，以泥質(zhì)含量為主分類參數(shù)，劃分出貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖、富泥砂礫巖三種巖相，并結(jié)合泥質(zhì)含量—孔隙度/滲透率交匯圖版(圖3)、該區(qū)油層孔隙度下限7.4%及日產(chǎn)液量5 m3/d(參考研究區(qū)工業(yè)油流標(biāo)準(zhǔn))對(duì)應(yīng)的滲透率下限0.8×10-3μm2(圖2)，綜合厘定上述三類巖相的量化區(qū)間：貧泥砂礫巖(泥質(zhì)含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質(zhì)含量5%～8%)、富泥砂礫巖(泥質(zhì)含量>8%)。

圖2　日產(chǎn)液量與滲透率/平均喉道半徑；孔隙度—滲透率關(guān)系交匯圖限定條件：(1)相帶：扇三角洲前緣水下分流河道；(2)孔隙型儲(chǔ)層；(3)儲(chǔ)層厚度8～10 mFig.2　Relation map of per-liquid output-permeability/mean throat radius and porosity-permeability

圖3　泥質(zhì)含量對(duì)砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率影響關(guān)系圖Fig.3　Relation map of mud content-porosity and mud content-permeability in sand-gravel reservoir

圖4　不同泥質(zhì)含量砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能綜合表征注：工業(yè)CT實(shí)驗(yàn)來自中國石油碳酸鹽巖儲(chǔ)層重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室Fig.4　Integrated feature of reservoir performance in diverse mud content sandy conglomerate reservoir

樣品泥質(zhì)含量工業(yè)CT壓汞樣品孔隙喉道掃描分辨率連通體積百分比數(shù)量體積半徑(最大/平均/最小)數(shù)量體積半徑(最大/平均/最小)排驅(qū)壓力退汞效率非飽和孔隙體積百分比/%/μm/%/個(gè)/107μm3/μm/個(gè)/107μm3/μm/MPa/%/%2.001.6074.64343237.4429.29/8.27/0.64205305.64823.10/3.05/0.610.4233.6125.157.801.6033.1064591.117.61/1.25/0.7416400.1419.65/0.63/0.193.5618.7963.23

圖5　百口泉組壓實(shí)—膠結(jié)減孔評(píng)價(jià)(a)及泥質(zhì)含量—膠結(jié)物含量關(guān)系(b)Fig.5　Cut-porosity valuation of compaction-cementation(a) and mud-cement content (b) of Baikouquan Formation

圖6　不同泥質(zhì)含量砂礫巖壓實(shí)減孔效應(yīng)對(duì)比圖Fig.6　Cut-porosity valuation of compaction in diversemud content sand-gravel reservoir

3.2油氣充注期不同巖相儲(chǔ)集性能差異

油氣充注時(shí)間或油氣藏形成時(shí)間的確定方法較多，傳統(tǒng)的地質(zhì)分析方法包括烴源巖主要生排烴期分析法(烴源巖的生排烴期基本代表儲(chǔ)層油氣充注的最早時(shí)間)、圈閉發(fā)育史分析法(圈閉形成時(shí)間限定了油氣充注的最早時(shí)間)、油藏飽和壓力法(與油藏飽和壓力相當(dāng)?shù)牡貙勇癫厣疃人鶎?duì)應(yīng)的地質(zhì)年代，即為油氣的充注時(shí)間)；目前比較常用的流體歷史分析法包括儲(chǔ)層流體包裹體法、自生伊利石測(cè)年法[11-13]。油藏飽和壓力法受油氣藏飽和狀態(tài)、地殼運(yùn)動(dòng)等因素影響，不確定性較大。本文在前期圈閉發(fā)育史分析基礎(chǔ)上，主要采用烴源巖主要生排烴期分析法、儲(chǔ)層流體包裹體法綜合分析油氣充注時(shí)間。

前人研究成果[13-14]及瑪13井、瑪18井百口泉組砂礫巖鹽水包裹體測(cè)溫—埋藏史/熱史演化數(shù)據(jù)表明，該區(qū)存在兩期鹽水包裹體，其均一溫度分別為70℃～90℃和100℃～120℃，它們指示了兩期油氣充注，分別對(duì)應(yīng)早侏羅世、早白堊世(圖7)，即瑪湖凹陷西斜坡區(qū)三疊系百口泉組經(jīng)歷了早侏羅世和早白堊世兩期油氣充注成藏過程。對(duì)照百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層孔隙度—熱成熟度(TTI)交匯結(jié)果(圖8)，百口泉組貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖、富泥砂礫巖三種巖相儲(chǔ)層在第一期油氣充注期(早侏羅世，TTI=15)平均孔隙度分別維持在13.8%、11.2%、8.5%，均可作為有效儲(chǔ)層，但此時(shí)期下伏烴源巖剛剛進(jìn)入生油門限，生排烴量有限，有限的油氣沿優(yōu)勢(shì)通道向低勢(shì)區(qū)運(yùn)移，主要聚集在物性較優(yōu)的貧泥砂礫巖巖相、含泥砂礫巖巖相儲(chǔ)層中，富泥砂礫巖巖相儲(chǔ)油量非常有限(巖芯油氣顯示數(shù)據(jù)也表明，富泥砂礫巖巖相巖芯基本無油氣顯示)；至第二期油氣充注期(早白堊世，TTI=75)，下伏烴源巖進(jìn)入生排烴高峰期，此時(shí)期貧泥砂礫巖、含泥砂礫巖相儲(chǔ)層的孔隙度分別維持在12%、8%，仍為主要的儲(chǔ)油層，而富泥砂礫巖相儲(chǔ)層平均孔隙度已小于6%，儲(chǔ)集性能明顯變差，形成研究區(qū)主要的致密封擋帶。

4油氣成藏意義

在明確油氣充注期不同巖相儲(chǔ)集性能差異基礎(chǔ)上，進(jìn)一步研究表明，砂礫巖體巖相—成因類型(前述章節(jié)1)之間存在密切關(guān)系(圖9)。扇三角洲前緣亞相(牽引流)沉積泥質(zhì)含量﹤7%，主要泥質(zhì)含量區(qū)間為﹤5%，主體滲透率﹥0.5×10-3μm2，大致對(duì)應(yīng)于貧泥砂礫巖巖相(含少量的含泥砂礫巖巖相)，在早侏羅世、早白堊世兩期油氣充注期均為有效儲(chǔ)層，構(gòu)成瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組大面積巖性油藏的主體儲(chǔ)集層部分。扇三角洲平原亞相(牽引流)泥質(zhì)含量﹥7.5%，主要泥質(zhì)含量區(qū)間為﹥8%，主體滲透率﹥0.2×10-3μm2，基本對(duì)應(yīng)于富泥砂礫巖巖相(含少量含泥砂礫巖巖相)，在早侏羅世、早白堊世兩期油氣充注期，除少量含泥砂礫巖巖相尚具備一定儲(chǔ)集能力外，主體的富泥砂礫巖巖相儲(chǔ)集性能已大幅下降，主要構(gòu)成研究區(qū)大面積巖性油藏上傾部位的致密封擋帶，對(duì)儲(chǔ)集于其下傾部位扇三角洲前緣亞相儲(chǔ)層中的油氣形成圈閉[15-16]遮擋。砂質(zhì)碎屑流(重力流)沉積泥質(zhì)含量﹥8.5%，主體滲透率﹤0.1×10-3μm2，對(duì)應(yīng)于富泥砂礫巖巖相，在兩期油氣充注期儲(chǔ)集性能均較差(參見章節(jié)3.2)，主要構(gòu)成研究區(qū)大面積巖性油藏的底部及側(cè)向的致密封擋帶(圖10)。

圖7　包裹體測(cè)溫—埋藏史/熱史綜合確定油氣充注期次圖Fig.7　Oil-gas injection time confirmed by fluid-inclusion temperature-bury/heat history curve

圖8　百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層不同巖相孔隙度—熱成熟度(TTI)關(guān)系圖Fig.8　Relation map of porosity-TTI in diverse lithofacies in sand-gravel reservoir of Baikouquan Formation

圖9　百口泉組砂礫巖體不同成因類型泥質(zhì)含量—滲透率關(guān)系對(duì)比圖Fig.9　Relation map of mud content-permeability in diverse factor type in sand-gravel reservoir of Baikouquan Formation

圖10　瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組沉積相剖面—平面圖Fig.10　Profile-plane graphes of deposition facies in Baikouquan Formation west slope of Mahu depression

綜上述：瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組生、儲(chǔ)、蓋、運(yùn)等成藏條件優(yōu)越。整體寬緩斜坡背景下，有效的側(cè)向及上傾方向圈閉封擋條件為制約油氣成藏的關(guān)鍵。扇三角洲平原亞相(牽引流)沉積在巖性油藏的上傾部位形成致密封擋帶，砂質(zhì)碎屑流(重力流)沉積在底部及側(cè)向形成致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲(chǔ)層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區(qū)大型巖性油藏。對(duì)研究區(qū)扇控大面積巖性油藏成藏模式的構(gòu)建及后續(xù)的進(jìn)攻性勘探具重要的啟示和指導(dǎo)意義，為新疆油田新的瑪湖百里大油區(qū)的發(fā)現(xiàn)起到了重要的推動(dòng)作用。

5結(jié)論

(1) 限定扇三角洲前緣水下分流河道優(yōu)勢(shì)相帶、孔隙型儲(chǔ)層條件下，瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組砂礫巖儲(chǔ)層產(chǎn)能大小受控于儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。泥質(zhì)含量為影響本區(qū)砂礫巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的關(guān)鍵因素。

(2) 以泥質(zhì)含量為主分類參數(shù)，將砂礫巖儲(chǔ)層劃分為貧泥砂礫巖(泥質(zhì)含量<5%)、含泥砂礫巖(泥質(zhì)含量5%～8%)、富泥砂礫巖(泥質(zhì)含量>8%)三種巖相類型。在早侏羅世百口泉組早期油氣充注期，上述三種巖相儲(chǔ)層均可作為有效儲(chǔ)層。至早白堊世百口泉組主要油氣充注期，富泥砂礫巖相儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能明顯變差，形成研究區(qū)主要的致密封擋帶。

(3) 在生、儲(chǔ)、蓋、運(yùn)等成藏條件優(yōu)越、整體寬緩斜坡背景下，有效的側(cè)向及上傾方向圈閉封擋為制約瑪湖凹陷西斜坡區(qū)百口泉組油氣成藏的關(guān)鍵。扇三角洲平原亞相(牽引流)沉積在巖性油藏的上傾部位形成致密封擋帶，砂質(zhì)碎屑流(重力流)沉積在底部及側(cè)向形成致密封擋帶，上述兩致密封擋帶與扇三角洲前緣亞相(牽引流)有效儲(chǔ)層配置，共同形成瑪湖凹陷西斜坡區(qū)大型巖性油藏。

致謝本文在鹽水包裹體測(cè)溫—埋藏史/熱史演化分析中，得到中石油勘探開發(fā)研究院西北分院潘建國總師研究團(tuán)隊(duì)、新疆油田研究院王小軍總師研究團(tuán)隊(duì)的熱心支持和幫助；杭州地質(zhì)研究院壽建峰總師在研究及成文過程中給予了悉心指導(dǎo)，在此深表感謝。

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Reservoir Property Diversity of Different Lithofacies in Sandy Conglomerate during Oil-gas Injection Period and Reservoir-formation Significance:A Case from Baikouquan Formation in west slope of Mahu depression, Junggar Basin

MENG XiangChao1CHEN NengGui1SU Jing2XU Yang1WANG XiaoJun2ZOU ZhiWen1LI YaZhe1GUO HuaJun1

(1. Hangzhou Research Institute of Petroleum Geology, CNPC ,Zhejiang, Hangzhou 310023, China;2. Xinjiang Oilfield Company Exploration and Development Research Institute, CNPC, Karamay, Xinjiang 834000, China)

Abstract:The reservoir-forming situations of source rocks,reservoir rocks, cap rocks and migration condition in Baikouquan Formation lithologic reservoir,west slope of Mahu Depression,are favorable.The valuable trap sealing condition in lateral and upward direction is the key to reservoir-forming. On the basis of making clear the fact that the mud content is the key factor to the reservoir performance of the sand conglomerate reservoir in this area,this paper divided the sand conglomerate reservoir into three lithofacies: poor-mud conglomerate (mud content<5%), mud-bearing conglomerate (mud content 5%～8%) and mud-rich conglomerate (mud content>8%).During the period of early oil-gas injection in early Jurassic,the three lithofacies above mentioned are all the valuable reservoirs. During the period of main oil-gas injection in early Cretaceous, the reservoir performance of the mud-rich conglomerate is obviously worse, and then the mud-rich conglomerate evolved into the sealing block finally,whereas the poor-mud conglomerate and the mud- bearing conglomerate are still acted as valuable reservoir,with the reservoir performance of the former is better than the latter. Fan delta front sub-facies (traction flow) deposition are mainly corresponding to the poor-mud conglomerate,and acted as valuable reservoir during the period of oil-gas injection,and then acted as the main reservoir in T1blithologic reservoir,west slope of Mahu Depression . The fan delta plain (traction flow) deposition and sandy debris flow (gravity flow) deposition are mainly corresponding to mud-rich conglomerate, mainly acted as the sealing blocks in the bottom and the lateral direction of the large lithologic reservoir with the poor reservoir performance. The two sealing blocks mentioned above, configured with the valuable reservoirs in fan delta front sub-facies (traction flow), jointly constitute the large lithologic reservoir in T1b, west slope of Mahu Depression.

Key words:west slope of Mahu Depression; Baikouquan Formation; lithofacies; reservoir performance; sealing blocks

文章編號(hào)：1000-0550(2016)03-0606-09

doi:10.14027/j.cnki.cjxb.2016.03.018

收稿日期：2015-05-04； 收修改稿日期： 2015-06-26

基金項(xiàng)目:<新疆大慶>科技攻關(guān)項(xiàng)目(HX132-41429) [Foundation: Science and Technology Key Project, No. HX132-41429]

第一作者簡(jiǎn)介孟祥超男1974年出生碩士高級(jí)工程師沉積儲(chǔ)層E-mail:mengxc_hz@petrochina.com.cn

中圖分類號(hào)P618.13

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼A