天然气地球科学 ›› 2019, Vol. 30 ›› Issue (9): 1286–1300.doi: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.06.013

• 天然气地质学 • 上一篇    下一篇

层序演化对三角洲—滩坝沉积体系有利储层类型与分布的控制作用

张天舒1(),陶士振1,吴因业1,杨家静2,庞正炼1,杨晓萍1,陈燕燕1,袁苗1,刘敏2,范建玮1,冯荣昌1   

  1. 1. 中国石油勘探开发研究院,北京 100083
    2. 中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院,四川 成都 610041
  • 收稿日期:2019-03-10 修回日期:2019-06-03 出版日期:2019-09-10 发布日期:2019-10-14
  • 作者简介:张天舒(1982-),女,吉林省吉林市人,高级工程师,博士,主要从事沉积层序及石油地质研究.E-mail:zhangtianshu@petrochina.com.cn.
  • 基金资助:
    中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“四川盆地侏罗系石油勘探开发关键技术研究”(2012E-2601-02)

Control of sequence stratigraphic evolution on the types and distribution of favorable reservoir in the delta and beach-bar sedimentary system: Case study of Jurassic Lianggaoshan Formation in Central Sichuan Basin, China

Tian-shu Zhang1(),Shi-zhen Tao1,Yin-ye Wu1,Jia-jing Yang2,Zheng-lian Pang1,Xiao-ping Yang1,Yan-yan Chen1,Miao Yuan1,Min Liu2,Jian-wei Fan1,Rong-chang Feng1   

  1. 1. Research Institute of Petroleum Exploration & Development,PetroChina, Beijing 100083, China
    2. Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina Southwest Oil & Gas Company, Chengdu 610041, China
  • Received:2019-03-10 Revised:2019-06-03 Online:2019-09-10 Published:2019-10-14

摘要:

四川盆地中部地区侏罗系凉高山组滩坝相砂岩是致密油重要产层。生产数据表明,该储层非均质性强,亟需明确有利储层类型及其分布的主控因素。针对凉高山组湖相三角洲—滩坝沉积体系,利用岩心、露头、录/测井、岩石薄片、地球化学和古地貌等资料,应用湖侵—湖退体系域划分方法及沉积微相精细划分技术,识别不同级次的层序,精细剖析层序演化过程及其控制下的储层的成因类型和有利储层分布。提出凉高山组沉积时期湖平面的升降控制了滩坝的形成与发育,滩坝主要分布于湖侵体系域。并将滨浅湖滩坝进一步划分为坝(坝主体、坝侧缘)、滩(近岸滩和远岸滩)2个微相,认为凉高山组有利储层受沉积微相控制,浅湖砂坝主体砂岩为有利储层。最后初步优选2个致密油勘探有利区,明确了滩坝相有利储层分布规律,对下步勘探决策有指导意义。

关键词: 四川盆地中部侏罗系, 层序演化, 三角洲, 滩坝, 沉积微相, 有利储层

Abstract:

Lianggaoshan Formation is the main target tight oil layer. Lianggaoshan Formation deposited a set of delta- beach bar sedimentary system, and the beach-bar reservoir had strong heterogeneity. The purpose of this paper was to reveal the controlling factors on favorable facies and their distribution of tight oil reservoirs in the sequence stratigraphic structures. Detailed information has been acquired through analyses of cores, outcrops, well logs, thin sections of rocks, geochemical data, and geomorphological data. Conclusions are listed as follows. Firstly, the research indicates the distribution of sand beach bar is controlled by both lake-level changes and provenance, and beach-bars concentrate in the middle transgressive systems tract and early regressive systems tract. Secondly, shore-shallow lacustrine sand beach bar is refined into main body, margin, in-shore beach, and off-shore beach. Thirdly, based on the characteristics analyses of reservoir in different micro-facies, the distribution of favorable reservoir is controlled by micro-facies. The favorable reservoir is the main body of bar. Fourthly, the favorable reservoirs are finally zoned. The research work has defined the distribution of favorable reservoir in tight oil reservoirs, which is of guiding significance for the next exploration.

Key words: Jurassic in Central Sichuan Basin, Evolution of sequence stratigraphy, Delta, Beach-bar, Sedimentary micro-facies, Favorable reservoir

中图分类号: 

  • TE122.2

图1

川中地区位置[5] "

图2

川中地区中下侏罗统大安寨段和凉高山组地层综合柱状图[5] "

图3

湖平面与湖侵—湖退体系域之间关系[22] "

图4

凉高山组三级层序界面及最大湖泛期沉积特征"

表1

最大湖泛期泥岩地球化学参数"

样品

深度

/m

岩性

V/

(μg/g)

Ni/

(μg/g)

U/

(μg/g)

Th/

(μg/g)

V/

(Ni+V)

Th/U

TOC/

%

I H/

(mg/gTOC)

七里峡剖面凉上段 217.12 灰黑色泥岩 103.7 41.1 3.23 14.16 0.72 4.38 1.50 369.33
L2井凉上段 1 881.28 黑色泥岩 100.3 37.4 3.29 16.49 0.73 4.17 2.46 232.52

图5

凉高山组一个理想的准层序"

图6

凉高山组层序划分方案"

表2

凉高山组沉积相类型及所处层序地层位置"

亚相 微相 地层位置 体系域位置 准层序组位置 准层序位置
湖泊 滨湖 泥坪 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
近岸砂滩 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
灰泥坪 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
近岸混积滩 凉下段 TST下部 1退积式 1、2
浅湖 远岸砂滩 凉上Ⅰ亚段、凉上Ⅱ亚段 RST下部、TST上部 3进积式、2退积式 5、3
砂坝(坝主体,坝侧缘) 凉上Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST上部、RST下部 2退积式、3进积式 3、5
浅湖泥 凉上段 TST上部、RST 2退积式、3进积式 3、4、5、6
半深湖 半深湖泥 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST上部、RST下部 2退积式、3进积式 4、5
风暴沉积 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段 TST顶部 2退积式 4
重力流沉积 凉上Ⅰ―Ⅱ亚段、凉上Ⅰ亚段 TST顶部、RST下部 2退积式、3进积式 4、5
三角洲 三角洲前缘 水下分流河道 凉上Ⅰ亚段、凉上Ⅱ亚段 RST、TST上部 3进积式、2退积式 6、5、3

图7

滩坝相沉积特征"

图8

G19井凉高山组层序—沉积相综合柱状图(1∶500)"

图9

远岸砂滩岩心特征(Lq2井) 小型交错层理(C),生物潜穴(B),泥砾(G)"

图10

远岸砂滩沉积序列,Lq2 井"

图11

坝主体砂岩粒度累积概率曲线"

图12

凉高山组滩坝相沉积模式"

图13

凉高山组层序演化充填模式"

图14

凉高山组三角洲—滩坝体系沉积模式"

图15

凉高山组三角洲—滩坝体系沉积相平面分布特征 (a) 准层序1沉积相分布;(b) 准层序2沉积相分布;(c) 准层序3沉积相分布;(d) 准层序4沉积相分布; (e) 准层序5沉积相分布;(f) 准层序6沉积相分布"

图16

滩坝相储集体岩石微观特征 (a) Xn9井,1 855.18m,凉上Ⅱ,坝主体细粒岩屑长石砂岩,正交,×100;(b) Xn9井,1 855.18m,凉上Ⅱ,坝主体细粒岩屑长石砂岩,见构造缝和岩屑溶蚀孔,单偏,×100(与a同一视域);(c) G17井,2 464.36m,凉上Ⅰ,坝侧缘,粉—细粒岩屑质石英砂岩,分选中等,石英表面干净,溶蚀孔充填少量沥青,单偏,×10;(d) G17井,2 464.36m,凉上Ⅰ,坝侧缘,粉—细粒岩屑质石英砂岩,分选中等,正交,×40;(e) G21井,2 278m,凉上Ⅱ,远岸砂滩,粉—细粒岩屑质石英砂岩,正交,×100;(f) G21井,2 278m,凉上Ⅱ,远岸砂滩,粉—细粒岩屑质石英砂岩,颗粒次圆状,分选好,单偏,×100(与e同一视域);Q:石英,F:长石,R:岩屑,Ca:方解石,B:沥青"

表3

凉高山组不同沉积微相储层岩石微观特征与物性和含油性对比"

沉积微相 微相砂体类型 岩性

成分、结构

成熟度

填隙物/

胶结物

储集空间类型 典型单井 层段

孔隙度

/%

渗透率/

(×10-3 μm2)

含油性
浅湖砂坝 坝主体 细粒、中粒岩屑长石砂岩、岩屑质石英砂岩 方解石、硅质,少量黏土 长石、岩屑溶蚀孔 七里峡露头剖面 凉上Ⅱ
G17 凉上Ⅱ 5.14 工业油
Xn9 凉上Ⅱ 2 0.15 低产油
N2 凉上Ⅰ 1.83 0.04 油侵
坝侧缘 粉—细粒岩屑质石英砂岩、岩屑长石砂岩 较高 方解石 胶结物、岩屑溶蚀孔 G17 凉上Ⅰ 油迹
远岸砂滩 泥质粉砂岩和粉砂岩 方解石 胶结物溶蚀孔 Xn9 凉上Ⅰ 1.5 0.1 低产油
粗粉砂岩屑质石英砂岩 方解石 胶结物溶蚀孔 Lq2 凉上Ⅰ—Ⅱ
粉-细粒岩屑质石英砂岩 方解石 胶结物溶蚀孔 G21 凉上Ⅱ
三角洲前缘水下分流河道 含泥砾中、细粒长石岩屑砂岩,粉砂岩和泥质粉砂岩 较低 方解石、硅质 长石、岩屑溶蚀孔、胶结物溶蚀孔 X56 凉上Ⅱ 1.8 0.15 工业油
细粒岩屑长石砂岩 胶结物溶蚀孔 Gu100 凉上Ⅰ 油迹

滑塌

浊积扇

水道 细粒岩屑长石砂岩 较低 方解石 微裂缝、长石溶孔 Y2 凉上Ⅰ—Ⅱ 2.69 0.23 油迹
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