咸化湖相高分辨率层序地层特征与致密油储层分布规律：以吉木萨尔凹陷A区芦草沟组为例

张亚奇，马世忠，高 阳，李映艳，张 景，王 黎，孙 雨，许方哲，张宇鹏，何 宇，李 杭

(1. 东北石油大学地球科学学院，黑龙江 大庆 163318；2. 新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

咸化湖相高分辨率层序地层特征与致密油储层分布规律：以吉木萨尔凹陷A区芦草沟组为例

张亚奇1,2，马世忠1，高 阳2，李映艳2，张 景2，王 黎2，孙 雨1，许方哲1，张宇鹏1，何 宇1，李 杭1

(1. 东北石油大学地球科学学院，黑龙江 大庆 163318；2. 新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000)

依据岩心、录井和测井等资料，以高分辨率层序地层学理论为指导，对吉木萨尔凹陷A区芦草沟组各级次基准面旋回演化规律及高分辨层序地层模式进行研究。研究表明，芦草沟组发育1个长期基准面旋回、6个中期基准面旋回、44个短期基准面旋回。探讨了咸化湖相各短期旋回的层序结构、叠加样式及空间变化；建立了A区芦草沟组高分辨层序地层对比格架。通过对基准面旋回期间体积分配和相分异的分析，得出了短期基准面旋回形成优质致密油储层的沉积相类型及控制因素；认为致密油储层段恰好位于2个升降旋回的转换面处，为半深湖-浅湖亚相的碳酸盐岩、席状粉砂岩等细粒沉积，因此2个旋回的基准面下降半旋回控制着上下致密储层的发育；微相类型控制着致密储层的位置与质量。该认知对于指导A区甚至咸化湖相高精度地层对比具有重要意义。

高分辨率层序地层; 基准面旋回; 地层格架; 咸化湖; 芦草沟组; 致密油

0 引 言

图1 吉木萨尔凹陷构造位置(左)及地层柱状略图(右)Fig.1 Tectonic location (left) and stratigraphic column (right) of Jimsar sag

自从高分辨率层序地层学理论引入国内后，其基本原理和分析技术得到了迅速的推广[1-3]，尤其在我国复杂多变的陆相含油气盆地层序地层研究中，得到广泛应用[4-7]。咸化湖相沉积环境和物质供应相对稳定，具有粒度细、相对均一、差异小的特点，因此其岩性、环境变化、层序及界面难以识别。吉木萨尔凹陷A区芦草沟组钻井少且主要分布在凹陷中东部，制约了对非常规致密油储层空间发育规律的认识与总结，该区芦草沟组为咸化湖相沉积[8-9]，岩性复杂多变，多为细粒碎屑岩、泥岩、碳酸盐岩的混积岩；具有沉积范围小、横向变化快、旋回性多样的特点；如何弄清各级次基准面旋回演化规律以及后期进行区域对比成了一大难题。目前，国内外对咸化湖相高分辨率层序地层的研究还处于起步阶段，对其基准面旋回的类型、分布规律、识别标志、形成机理以及对比模式的研究还是空白。本文将高分辨率层序地层学理论运用于咸化湖相层序地层分析中，通过对各级次基准面的精细划分与对比，建立高分辨层序地层格架，在等时格架内分析和研究各基准面的旋回演化规律及地层发育特征，为研究致密油的勘探开发提供地质数据。

1 地质概况

吉木萨尔凹陷A区位于准噶尔盆地东部的东南缘，东临奇台凸起，南以三台断裂为界限，西临西地断裂，北抵吉木萨尔断裂，是一个东高西低的箕状断陷[10-11]。吉木萨尔凹陷发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系及第四系地层，芦草沟组属于二叠系地层，是准噶尔盆地东部重要的含油层系之一。准噶尔盆地二叠系中统处于残留海封闭后的咸化湖盆沉积环境，发育一套深湖相暗色泥岩与云质岩混杂沉积[12]，二叠系芦草沟组发育上、下两个致密油甜点体，两者厚度大，分布稳定，致密油勘探潜力巨大(图1)。

2 芦草沟组高分辨率层序地层特征

2.1 各级次基准面旋回界面类型及特征

通过对吉木萨尔凹陷A区芦草沟组的岩心、薄片、录井等资料分析，确定该区基准面旋回界面可分为基准面下降至上升转换面和基准面上升至下降转换面2种类型。

2.1.1 基准面下降至上升转换面

(1)区域不整合面。梧桐沟组与下伏地层芦草沟组岩性差异明显、界线清楚，为不整合接触关系[13]，界面之下以灰黑色深湖—半深湖相泥岩为主，因地壳抬升，遭到风化剥蚀，形成区域不整合面，之后在不整合面之上沉积了粒度较粗的湖底扇相砂砾岩。测井上，声波时差(AC)曲线表现为整低到整高的突变面，密度(DEN)曲线则与之相反；电阻率曲线RT、RXO在整体低值背景下 (RT-RXO)幅差由大变为接近于0的突变面，区域不整合面可作为长期基准面旋回的界面(表1)。

(2)岩性突变面。不同岩石类型突变面反映了可容纳空间和沉积物供给关系的突变，是一种沉积过程的突然中断，可作为中、短期基准面旋回的下降至上升转换面，吉木萨尔凹陷A区芦草沟组常见的几类岩性突变面有以下几种。

表1 芦草沟组各级次基面旋回界面类型及特征

Table 1 Feature and types of sequence boundary surface of Lucaogou Formation

①灰质泥岩、泥岩构成的岩性突变面。此类旋回界面之下为灰质泥岩，该界面之上为泥岩沉积；基准面下降期，代表着有机质在相对深水环境下的沉积结束，随着水深逐渐变浅，陆源碎屑物质供给量减少，以沉积灰质泥岩为主[14]，之后基准面上升，可容纳空间增大，物源供给减小，以泥岩沉积为主。此类基准面旋回主要分布在深湖—半深湖环境(表1)。

③泥岩与白云质粉砂岩、砂质云岩等这类过渡岩构成的岩性突变面。此类旋回界面之下为过渡岩，该界面之上为泥岩沉积；基准面下降期，碳酸盐岩生产和堆积的速率升高，外加陆源碎屑物质的供给，形成了此类过渡岩沉积；之后基准面上升，湖水突然加深导致碳酸盐岩停止生长，沉积物以泥岩为主。此类基准面旋回界面主要发育在滨浅湖滩坝环境(表1)。

2.1.2 基准面上升至下降转换面

(1)各级次湖泛面。基准面上升至最大位置时，可容纳空间最大，陆源碎屑物质供给少，沉积了一套稳定的黑灰色泥岩，测井上表现为一段整体高时差、低密度、低电阻、高伽马的特征。

(2)退积-进积作用转换面。该界面之上为多个向上变浅的不对称型或者以下降半旋回为主的不完全对称型短期旋回组成，界面之下为多个向上变深的不对称型短期旋回组成；其代表基准面上升向基准面下降的转换，为可容纳空间最大时期；该界面可作为中或短期基准面的界面。

2.2 各级次基准面旋回划分

依据上述各级次基准面旋回界面类型与特征，将A区芦草沟组划分为1个长期旋回(LSC1)，6个中期旋回(自下为上为MSC1—MSC6),44个短期旋回(自下而上为SSC1—SSC44)。其中长期、中期、短期旋回层序的划分参考了研究区油层组、砂组以及单砂体的划分方案，以便划分结果能更好地应用于生产实践。

2.3 各级次基准面旋回层序对比

在上述芦草沟组各级次基准面旋回层序划分的基础上，以长期、中期基准面旋回层序界面为地层对比框架，以短期基准面旋回层序为等时对比单元，以长、中期基准面旋回层序内的二分时间单元分界线为等时地层对比标志进行划分[16],建立了A区芦草沟组高分辨率层序地层对比格架。

近平行物源方向的高分辨率层序地层剖面A(图1)，揭示了旋回样式受到物源远近以及构造位置的影响。从井6—井11—井10—井9—井7地层厚度看，这几口钻井地层厚度呈递减后又递增的趋势，表明井6、井7两口井应该靠近物源区，物源以南物源为主，物源供给相对充足，可容纳空间相对较小，席状砂微相发育，多发生垂向加积作用。向凹陷中心方向远离物源，沉积物供给量减少，可容纳空间逐渐增大，为半深湖—浅湖相砂屑白云岩和白云质粉砂岩沉积为主的区域。

图3 芦草沟组南北向层序剖面AFig.3 The sequence of section A from north to south of Lucaogou Formation

近垂直物源方向层序剖面B(图1)，揭示了旋回样式主要受构造差异、物源供给量、可容纳空间变化等因素控制。从对比结果来看，该区芦草沟组地层厚度自西到东，呈递增至递减再到递增的趋势，A区芦草沟组地层在凹陷的西南部由于靠近西地断裂处，埋深最大，而东部、北东方向地层逐渐抬高，因此A区芦草沟组地层呈西厚东薄的趋势，平均厚度为200～350 m。

图4 芦草沟组东西向层序剖面BFig.4 The sequence of section B from east to west of Lucaogou Formation

2.4 短期基准面旋回结构样式及分布模式

通过对芦草沟组短周期旋回层序特征精细分析，吉木萨尔凹陷A区芦草沟组中可识别出上升和下降半旋回近于相等的对称型、下降半旋回为主的不完全对称型和向上“变浅”非对称型旋回，以向上“变浅”非对称型旋回为主。自三角洲内前缘经三角洲外前缘至滨浅湖，再到半深湖方向，短期基准面旋回结构样式的分布具有一定的分区特征：由向上“变深”的对称型(升降期沉积厚度相当、下降沉积为主)→向上变浅的非对称型短期基准面旋回结构分布模式(图5)。向上“变深”对称型旋回层序在水下分流河道及席状砂交替作用的河口及其相邻两侧比较多见，由于所处位置主要位于水系边缘区域，分流河道相对不发育，可容纳空间与沉积物供给比小于1，河流充刷侵蚀作用小，各短期基准面旋回保存相对完整。三角洲外前缘远砂坝、席状砂沉积区和深水滩坝沉积区主要发育向上“变浅”非对称型结构旋回，前者沉积区可容纳空间迅速增大，物源沉积物大量卸载，但可容纳空间与沉积物供给比大于1。后者主要形成于湖平面下降期，有效可容纳空间向盆地内迁移且离物源较远，主要依靠微生物通过光合作用生成大量CO2气体和HCO3-,它们溶解在水体中提高了pH值,在碱性环境中易形成灰质泥岩夹薄层的白云岩沉积，各短期基准面旋回保存完整。

图5 不同结构样式短期基准面旋回分布模式图Fig.5 Distribution pattern of short-term base-level cycle sequences with different types of structures

3 基准面变化对沉积演化的控制

基准面变化与A区整个芦草沟组沉积相发育特征联系紧密。在A区咸化湖相沉积体系中，基准面的发育过程可类比湖平面的升降过程，基准面上升类似湖平面上升过程，反之下降。芦草沟组整体为一个向上变深复变浅的对称型长期旋回组成，其代表了一个具有大水深幅度变化的，具有彼此间成因联系的地层所组成的区域性湖进沉积到湖退沉积序列，其中包括6个次级水进—水退过程，对应于6个中期基准面旋回(图2)。

MSC1：处于长期基准面上升的早—中期，基准面上升由慢变快，主要为相对低可容纳空间下多个向上变深复变浅的对称性旋回垂向叠加而成。随着基准面的上升，A/S值增大，水体逐渐变深，物源供给量减少，沉积环境由浅湖粗粒碎屑岩向半深湖—浅湖深水环境泥岩沉积转变，之后基准面下降，A/S值减小，物源供给量增加，沉积了灰色灰质粉砂岩。以半深湖—浅湖沉积为主，局部发育三角洲前缘亚相沉积，沉积微相类型主要为半深湖—浅湖泥、席状砂。

MSC2：处于长期基准面上升的中—晚期，基准面上升由快逐渐变慢，由向上变深的非对称型短期旋回及向上变深复变浅的对称型短期旋回叠加而成。发育三角洲前缘亚相沉和半深湖—浅湖亚相沉积，沉积微相类型主要为远砂坝、席状砂、滩坝夹湖泥。远砂坝主要为灰色细粒砂岩、细砂岩夹白云质细砂岩，席状砂岩性为灰色粉砂质、粉砂质泥岩及泥岩，滩坝夹湖泥岩性以深灰色粉砂质泥岩、泥质粉砂岩为主，见少量的灰质云岩，水平层理为主。

MSC3：处于长期基准面上升至下降的转换期，主要为相对中—高可容纳空间条件下多个向上变深和向上变浅的非对称型短期旋回叠加而成，对称型短期旋回仅在该旋回转换面处出现。当基准面上升时，A/S值增大，水体逐渐变深，沉积环境向静水环境的碳酸盐岩滩坝转变；随着基准面的继续上升，A/S值增大，物源供给的减少，沉积物岩性以深灰色的灰质泥岩为主；A/S值继续增大到最大可容纳空间的出现，沉积了灰黑色的纯泥岩段。随后，基准面逐渐下降，A/S值逐渐减小，沉积了半深湖—浅湖相的灰质泥岩。

MSC4：处于长期基准面的下降早期，基准面下降由慢变快，由向上变深复变浅的对称型短期旋回、向上变深的非对称型短期旋回及多个向上变浅的非对称型短期旋回叠加而成。此时，由于物源供给不充足，主要发育半深湖—浅湖沉积，沉积微相比较单一，主要以半深湖—浅湖泥为主。

MSC5：处于长期基准面的下降中期。该旋回沉积时期，基准面上升时，沉积特征与MSC3类似。基准面下降时，A/S值减小，物源供给逐渐增加，沉积相逐渐由半深湖转变为半深湖—浅湖沉积。沉积微相类型为滩坝、滩坝夹湖泥、半深湖—浅湖泥。

MSC6：处于长期基准面的下降晚期。基准面上升期，A/S值增大，水体逐渐变深，沉积环境由浅湖碎屑岩滩坝向静水环境的碳酸盐岩滩坝转变；随着基准面的继续上升，A/S值继续增大，沉积物岩性为灰黑色泥岩；区内主要为半深湖—浅湖亚相沉积，沉积微相以半深湖—浅湖泥、滩坝夹湖泥为主。在基准面下降期，其顶部为一大的不整合面，界面之下以灰黑色深湖—半深湖相泥岩为主，界面之上沉积了粒度较粗的湖底扇相砂砾岩。

4 高分辨率层序地层格架内优质储层分布特征

图6 高分辨率层序地层格架内优质储层分布特征图Fig.6 Distribution of high quality reservoir in high-resolution sequence stratigraphy framework

研究表明致密油储层受沉积相控制，不同级次的基准面旋回叠加控制着沉积相的展布，进而控制了吉木萨尔凹陷A区芦草沟组致密油储层的分布特征。中期基准面旋回对致密油储层发育的控制作用较为明显，致密油储层主要分布在MSC2中期基准面的下降半旋回、MSC5中期基准面的下降半旋回和MSC6中期基准面的上升半旋回(图6)。MSC1沉积时期，处于长期基准面上升早—中期，A/S值较大，主要发育半深湖—浅湖相沉积，岩性为深灰色泥岩、含云粉砂质泥岩夹泥质粉砂岩，致密油储层相对不发育。MSC2沉积时期，处于长期基准面上升中期，可容纳空间相对降低，沉积物供应相对充足，A/S值小，导致三角洲前缘远砂坝、席状砂沉积发育，后期由于新增可容纳空间已不足以满足物源沉积物的供给，使得沉积物向湖盆深处进积，形成了以颗粒较粗的滩坝沉积，成了该段重要的致密油储层。MSC3沉积时期，处于长期基准面上升至下降转换期，为湖盆最大水进期，生油岩发育。MSC4沉积时期，处于长期基准面下降早期，A/S值较大，主要发育半深湖—浅湖相沉积，岩性为深灰色泥岩、灰质泥岩、白云质泥岩，致密油储层相对不发育。MSC5沉积时期，处于长期基准面下降中期，2个旋回的转换面处为半深湖—浅湖亚相的滩坝沉积，可形成该段致密油储层。MSC6沉积时期，处于长期基准面下降末期，该旋回基准面上升时期，A/S值增大，水体逐渐变深，碳酸盐滩坝较为发育，形成该段致密油储层。

通过对上述中期基准面旋回(MSC2、MSC5、MSC6)内部短期基准面旋回所对应储层岩心含油性及孔渗透关系的研究发现，在MSC2中期基准面旋回下降半旋回的内部，短期基准面旋回SSC14、SSC15、SSC16、SSC17含油级别相对较高，物性较好，为该段较为有利的致密油储层。再综合MSC5、MSC6内部短期基准面旋回分析结果，表明吉木萨尔凹陷A区芦草沟致密油储层在短期基准面上升半旋回的早期以及下降半旋回的晚期较为发育,该时期由于可容纳空间相对较小，物源供给相对充足，形成该段有利的碎屑岩致密油储集层。

5 结 论

(1)芦草沟组基准面旋回的界面类型包括：不整合面、湖泛面、岩性突变面和退积—进积作用转换面等，依据不同级次基准面升降运动所导致的地层旋回性的变化和沉积学响应特征，将芦草沟组划分为1个长期基准面旋回、6个中期基准面旋回和44个短期基准面旋回。

(2)芦草沟组短期基准面旋回结构样式包括：上升和下降半旋回近于相等的对称型、下降半旋回为主的不完全对称型和向上“变浅”非对称型。短期基准面旋回结构样式的分布具有很好的分区性：自三角洲内前缘经三角洲外前缘至滨浅湖，再到半深湖方向，形成由向上“变深”的对称型(升降期沉积厚度相当、下降沉积为主)→向上变浅的非对称型短期基准面旋回结构分布模式。

(3)芦草沟组致密油储层主要分布在MSC2中期基准面旋回的下降半旋回、MSC5中期基准面旋回的下降半旋回和MSC6中期基准面旋回的上升半旋回处，而致密油优质储层主要分布在2个升降转换面处，为半深湖—浅湖过渡亚相的碳酸盐岩、席状粉砂岩等细粒沉积，因此2个旋回的基准面下降半旋回控制着上下优质致密储层的发育；微相类型控制优质致密储层位置与质量。

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Characteristics of the High-resolution Sequence Stratigraphy and the Distribution of Tight Oil Reservoirs in the Salt Lake: A Case from the A Region of Lucaogou Formation, Jimsar Sag

ZHANG Yaqi1,2， MA Shizhong1， GAO Yang2， LI Yingyan2， ZHANG Jing2， WANG Li2，SUN Yu1，XU Fangzhe1， ZHANG Yupeng1， HE Yu1，LI Hang1

(1.College of Earth Sciences, Northeast Petroleum University, Daqing,Heilongjiang 163318, China;2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,XinjiangOilfieldCompany,Karamay,Xinjiang834000,China)

Based on cores，log and well-log data, under the guidance of the theory of the high-resolution sequence stratigraphy, evolution of all levels base-level cycles and high-resolution sequence stratigraphic model were analyzed in the A region of Lucaogou Formation of Jimsar Sag. The results show that 1 long-term, 6 middle-term and 44 short-term base-level cycles were classified. According to the structural feature, stacking pattern and spatial variation of short-term base-level cycle, the authors established A region of Lucaogou Formation high-resolution sequence stratigraphic framework. By analyzing the sequence structure, stack style and space variation, suggested that sedimentary facies types and controlling factors of the high quality of tight oil reservoir is obtained by short-term base-level cycles; Concluded that the high quality of tight oil reservoir is located at the conversion surface of 2 eustatic cycles and formed a depositional system of carbonate and siltstone sheet from shallow to semi-deep lake, therefore, the 2 cycles of falling semi-cycle control the tight reservoir development and the types of microfacies control the position and quality of dense reservoir. This has important significant to guide the high precision stratigraphic subdivision in A region and even the salt lake facies.

high-resolution sequence stratigraphy; base-level cycle; stratigraphic framework; salt lake; Lucao-gou Formation; tight oil

2015-12-20；改回日期：2016-03-15；责任编辑：孙义梅。

国家“863”计划项目(2013AA064903)； 国家自然科学基金项目(41272153)；国家科技重大专项(2011ZX05006-005)；黑龙江省普通高等学校青年学术骨干支持计划项目(1254G003)。

张亚奇，男，硕士，1990年出生，矿产普查与勘探专业， 主要从事石油地质与储层沉积研究。 Email: zhangyaqi_sy@163.com。

TE121.3

A

1000-8527(2016)05-1096-09