朱 键， 周 雕， 朱 越， 丁 艺， 钱根葆， 邱子刚

（中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 834000）

玛湖凹陷是准噶尔盆地主要的生烃凹陷，是盆地最具规模的油气聚集带和勘探区，随着勘探的不断深入，玛湖凹陷西斜坡百口泉组（T1b）砂砾岩储层已成为油田重要的勘探开发层系［1-2］. 玛湖凹陷百口泉组发育退积型粗粒扇三角洲沉积［2-3］. 前人主要从沉积相类型［4］、沉积模式［5］、成藏规律［6-7］等方面进行了研究.揭示了玛湖凹陷沉积相变快，陆上和水下不同沉积相都有发育，油气主要来源于二叠系风城组［8］，储层致密、非均质性较强，但是在密井网区，对储层砂体进行精细刻画，研究储层特征的工作较少. 近年来，新疆油田百口泉组扇三角洲低渗致密砂砾岩储层勘探开发取得了重要突破. 水平井是主要的开发方式，为了更合理、经济地部署水平井，指导水平井开发，需要更加深入分析砂体展布规律，研究储层特征. 本文以玛18井区为靶区，精细划分沉积时间单元，研究不同时间单元砂体分布，分析储层发育特征，并提出水平井开发建议，以期为油田水平井部署提供参考.

1 区域地质概况

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，凹陷整体呈北东—南西向展布［9-12］. 油气勘探的主要目的层集中在上二叠统的上乌尔禾组和下三叠统百口泉组［9］. 自石炭纪之后，主要发育二叠系、三叠系，地层从下到上为佳木河组（P1j）、风城组（P1f）、夏子街组（P2x）、下乌尔禾组（P2w）、上乌尔禾组（P3w）、百口泉组（T1b）克拉玛依组（T2k）和白碱滩组（T3b）. 二叠纪至侏罗纪早期，凹陷是盆地主要的沉降中心之一，这一时期沉积了巨厚的陆源碎屑岩（图1）. 下三叠统百口泉组岩性主要为灰绿色—灰色砂砾岩、砾岩、含砾砂岩以及泥岩［13］. 艾湖油田玛18井区位于玛西斜坡黄羊泉扇前端（图1），百口泉组自下而上分为百一段（T1b1）、百二段（T1b2）和百三段（T1b3）. 百一段和百二段是主要的勘探开发层系（图1）. 油藏属于低孔低渗的致密砂砾岩岩性圈闭油气藏，油藏基本上受岩性控制. 玛18 井区是新疆油田的开发试验区，2015 年开展了2 种开发方式、3 种井距、2种井型的对比开发试验，井网较密，3种井距分别是300 m×520 m、200 m×340 m和275 m×465 m，这为精细刻画沉积微相、砂体展布提供了基础资料.

图1 玛湖凹陷玛18井区构造位置图及地层柱状图（据新疆油田勘探开发研究院）Fig.1 Structure location and stratigraphic column of Ma18

2 沉积环境及沉积相分析

沉积相、断裂和坡折带是玛西斜坡油气富集的主控因素，沉积相和物源的远近控制了油气的富集和高产［14］，百口泉组油气分布受扇三角洲前缘沉积相影响［8，15］. 玛18井区位于玛西斜坡黄羊泉扇前端，百口泉组沉积时期，主要发育扇三角洲沉积（图2）. 水平井主要的开发层位是百一段和百二段. 百一段主要是扇三角洲前缘内带沉积，百二段主要是扇三角洲前缘外带沉积［16］，百三段主要是前扇三角洲沉积（图1）.

图2 玛湖凹陷玛18井区沉积相平面图及沉积微相Fig.2 The sedimentary facies and electrofacies of Ma18 well block

2.1 研究区百口泉组沉积相特征

2.1.1 扇三角洲前缘水下分流河道砂砾岩微相 水下分流河道是扇三角洲前缘的主要沉积微相，也是油气聚集的主要场所. 研究区水下分流河道粒度较粗（图3（a）），底部可见冲刷面，主要发育块状层理和槽状交错层理. 颗粒分选较差，以颗粒支撑为主. 测井曲线上具有明显的高幅箱型，顶底突变，根据水体力能量和厚度，将河道分为辫流河道主体（图2（a））和辫流河道边缘（图2（b））.

2.1.2 扇三角洲前缘分流河道间微相 分流河道间微相主要位于水下分流河道的两侧，以灰色、灰绿色块状层理为主的含砾砂质、粉砂质泥岩为主. 曲线主要以指状、低幅—中幅的钟形为主，根据水体能量变化和厚度将分流河道间微相分为分流间薄层砂主体（图2（c））、薄层砂（图2（d））和薄层砂边缘（图2（e）图3（b，c））.

2.1.3 扇三角洲前缘河口坝—远砂坝微相 河口坝—远砂坝微相是水下分流河道向湖盆的延伸［17］（图2（f））.测井曲线呈明显的反韵律，分选好，磨圆较好，以中砂、中细砂为主，粒度较细（图3（d））.

图3 玛湖凹陷玛18井区岩心照片Fig.3 The core photos of The Ma18 well area

2.2 砂体分布特征

百口泉组沉积时期，研究区主要发育扇三角洲前缘沉积和前扇三角洲沉积，百一段沉积时期，可容纳空间增长速率与沉积物供给通量的比值远远小于1，这一时期水下分流河道是主要的沉积微相，河道垂向上相互切叠，平面上大面积连片分布，分流间溢岸砂微相不发育，主要以进积的“切叠式”分流河道砂体为主，百二段沉积时期，基准面上升，随着湖平面的进一步升高，可容纳空间增大，水下分流河道向物源方向退积，这一时期，主要发育水下分流河道微相和分流间溢岸砂微相，平面上河道砂体分布呈分叉的树枝状，垂向上河道砂体以加积-退积的“接触式”为主. 向上，随着可容纳空间的进一步增加，分流河道微相几乎全部退出研究区，研究区主要发育前扇三角洲沉积和河口坝—远砂坝沉积，砂体以“分散式”分布为主，连通性较差［18］.

百口泉组自下而上退积演化，百一段和百二段位于百口泉组下部，这一时期，湖平面相对较低，水下分流河道沉积微相大面积分布. 如图4，有利储层主要是水下分流河道砂体，相控特征明显，油层平面上连通性较好，垂向上存在薄层的泥质细粒沉积渗流屏障. 百一段油层厚度平均值为10.8 m，百二段厚度平均值为3 m. 百一段油层厚度大，孔隙度高（平均值为10.69%），含油饱和度高，是水平井开发的主要层系. 百二段河道砂体向后退积，油层厚度小，孔隙度较小（平均值为9.52%），含油饱和度较低，是水平井开发的后备层系［18］.

图4 顺物源垂向砂体含油剖面图Fig.4 Oil-bearing profile of sand body in the direction of source

3 储层特征

沉积相是储层类型的主要控制因素之一，研究区分流河道是主要的沉积微相，河道砂体垂向上相互切叠，平面大面积连片展布，隔夹层发育，储层非均质性较强，通过分类研究发现，一类储层以水下分流河道主体沉积微相为主，细砾岩、小砾岩和砂砾岩是主要的岩性类型，孔隙度相对较高（图5（a））；二类储层主要是水下分流河道和厚层的溢岸砂沉积，岩性是中砾岩和粗砂岩，孔隙度中等（图5（b））；三类储层主要是薄层的溢岸砂和坝沉积，岩性包括砂砾岩和砂岩，孔隙度较低（图5（c））. 一类储层和二类储层主要分布在百口泉组一段和百口泉组二段，储层连续性较好，是油田勘探开发的目的层，但在开发中需要注意储层非均质性的影响；三类储层主要分布在百三段，较难成为储层.

图5 玛18井区不同储层类型Fig.5 Different reservoir types in Ma18 well block

4 储层对水平井产能的影响

致密油藏自然产能低或无自然产能，储层的物质基础占据重要的地位［6］，沉积是决定储层物质的根本，沉积微相不同，储层特征就会有差异. 沉积微相的几何和物理特征宏观上控制了水力流动单元的轮廓、尺寸和渗流特征，它所表现出的储集层孔隙度、渗透率及含油饱和度是估算储量、划分开发层系和制定部井方案的直接证据［19］. 在这一过程中，分选较好的前缘分流河道砂体泥质含量减少，是水平井开发的有利相带. 水平井流体渗流范围内多数河道内部渗流屏障已经被压裂开，薄层的隔夹层不会阻挡和改变流体的流动方向.

为了更好地说明沉积地质因素对水平井产能的影响，选取两口压裂工程参数大致相同的水平井进行分析. 重点深入分析两口对比井MaHW6002 井和MaHW6004 井，两口井的工程因素大致相同（如表1），MaHW6002 井初期（含水率降至50%以下后一个月内的平均日产量）平均产油44.8 t，MaHW6004 井初期平均产油71.17 t. 稳产90 d MaHW6002 井平均产油44.11 t，MaHW6004 井平均产油84.92 t. 稳产180 d MaHW6002 平均产油38.89 t，MaHW6004 井平均产油71.36 t. 对两口水平井初期、稳产90 d 和稳产180 d平均产油进行对比研究，在压裂施工参数大体相同的情况下，MaHW6004井平均产量明显高于MaHW6002井.

表1 MaHW6004和MaHW6002井主要生产参数Tab.1 Main production parameters of MaHW6004 and MaHW6002

通过密井网区沉积微相描述（图6），发现MaHW6002井钻遇沉积微相水下分流河道前端较窄部分和分流河道间溢岸砂，主要是Ⅱ类油层，分流河道沉积微相砂体长度为388.83 m，占水平段的37.57%.MaHW6004 井几乎全部钻遇水下分流河道砂体，主要是Ⅰ类油层. 水平段主要以河道砂体为主的MaHW6004 井，平均产能高于MaHW6002 井（初期高58.86%，稳产90 d 高92.52%，稳产180 d 高83.49%），而且稳产较长时间（180 d），MaHW6004井平均产油递减较慢. 分析认为沉积微相是水平井产能的主要决定因素之一，沉积微相不同导致的不仅仅是储层物性的差异，还有储层空间连通性、细粒沉积物含量以及含油特征都会存在较大差异，从而影响水平井产能.

图6 玛18井区MaHW6002井和MaHW6004井钻遇沉积微相Fig.6 The sedimentary electrofacies of MaHW6002 and MaHW6004 in Ma18 well block

5 水平井开发建议

水平井压裂是现今油田开发的主要方式. 砂体分布及储层特征对水平井产能具有重要影响，在不同的油田，钻遇有利相带可有效提高产量已得到证实［21］. 这也不难理解，沉积微相影响储层物性，水下分流河道微相砂体和分流间薄层砂主体微相砂体孔渗较高，流体流动性好，是水平井部署的有利位置. 百一段油层厚度明显较大（图7），在后期的水平井部署中，应该重视对沉积相的分析. 百口泉组储层相控成藏明显，油藏平面大面积连片展布，寻找有利的水下分流河道砂体应该是水平井勘探的主要方向.

图7 垂直物源油层剖面图Fig.7 Oil reservoir profile in the vertical direction of source

6 结论

1）对玛18井区百口泉组沉积相进行分析，研究区主要发育扇三角洲前缘和前扇三角洲沉积，百一段沉积时期，分流河道砂体平面上大面积连片分布，垂向上相互切叠，百二段沉积时期，河道砂体平面上呈树枝状，垂向上相互接触分布，百三段沉积时期，砂体分散式分布.

2）沉积相控制储层分布，Ⅰ类储层主要是水下分流河道砂体，Ⅱ类储层包括分流河道边部和厚层的分流间溢岸砂，Ⅲ类储层主要是薄层溢岸砂和坝沉积. 一类储层和二类储层是后期水平井开发需要重点关注的储层类型.

3）玛18井区百口泉组主要发育扇三角洲沉积，水下分流河道砂体是主要的储集空间. 油层平面大面积连片分布，平面上连通性较好. 水平井开发过程中，沉积微相对水平井的产能有较大影响，水平段钻遇水下分流河道沉积微相产能明显较高.