引用本文
张华, 荆文波, 唐鑫萍, 王瑀, 王港, 徐雄飞. 天草凹陷东部斜坡巴二段储层发育主控因素解析[J]. 录井工程, 2026,37(1): 138-144.
ZHANG Hua, JING Wenbo, TANG Xinping, WANG Yu, WANG Gang, XU Xiongfei. Main control factor analysis of reservoir development in the second Member of Bayingebi Formation,eastern slope of Tiancao Sag[J]. Mud Logging Engineering, 2026,37(1): 138-144.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2026.01.019  
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天草凹陷东部斜坡巴二段储层发育主控因素解析
张华①,②, 荆文波②, 唐鑫萍③, 王瑀③, 王港④, 徐雄飞①,②
①中国石油大学（北京）地球科学学院
②中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院
③中国石油大港油田公司勘探开发研究院
④中国石油大港油田公司第四采油厂
通信作者：唐鑫萍 高级工程师,1987年生,2013年毕业于中国地质大学（北京）矿产普查与勘探专业,硕士学位,目前在中国石油大港油田公司勘探开发研究院主要从事油气勘探综合研究工作。通信地址：300280 天津市滨海新区大港油田幸福路1278号。E-mail：309703653@qq.com

作者简介：张华 高级工程师,1984年生,2008年毕业于中国石油大学（华东）勘查技术与工程专业,目前为中国石油大学（北京）地球科学学院在读博士,主要从事油气勘探综合研究工作。通信地址：839099 新疆哈密市石油基地中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院。E-mail：yjyzhh@petrochina.com.cn

收稿日期: 2026-01-05
基金: 中国石油油气和新能源分公司科技项目“吐哈盆地风险勘探领域和目标研究、工程技术攻关及现场试验”（编号：2023YQXNCS001-09）; 中国石油天然气股份有限公司攻关性应用性科技专项“深地煤层气成藏理论与效益开发技术研究”（编号：2023ZZ18）
摘要

天草凹陷东部斜坡白垩系巴音戈壁组二段油气资源丰富,但存在储层横向变化快、发育控制因素不明确的问题,制约了该区域油气藏勘探进程。为此,采用构造-沉积耦合研究方法,结合地震解释、古地貌恢复、岩心观察、薄片鉴定及测井相分析等技术手段,系统研究了东部斜坡构造特征、沉积储层展布规律及二者的耦合关系。研究结果表明：①天草凹陷东部斜坡发育长期活动并控制沉积的主要断裂,随构造运动持续活动,形成了断裂坡折带,该断裂坡折带明显具有控沉积的作用,造成坡折带附近地形较陡、坡折带两侧地层厚度发生突变。②巴音戈壁组二段沉积时期,东部斜坡沉积相主要为辫状河三角洲前缘,该沉积相可进一步划分内前缘和外前缘2个相带,三角洲内前缘相带距离物源较近、沉积速度快、岩石分选较差、孔渗条件不佳;三角洲外前缘相带距离物源相对较远,沉积物受湖水改造作用增强,砂体岩石分选较好,有利于孔隙的发育和连通,孔渗条件较好。③断裂坡折带与沉积相叠合分析表明,坡折带两侧沉积微相有明显的差异,其正是内前缘与外前缘的分界线,坡折带之上主要发育三角洲内前缘相带,沉积微相主要为水下分流河道,岩性较粗、分选较差、物性不佳;坡折带之下主要发育三角洲外前缘相带,沉积微相主要为水下分流河道、河口坝,岩性较细、分选较好、物性较好,是有利储层发育区。研究成果为天草凹陷及相似地质条件地区的油气藏勘探提供了理论依据和实践参考。

关键词: 天草凹陷; 巴二段; 断裂坡折带; 辫状河三角洲; 储层控制; 构造-沉积耦合; 内前缘; 外前缘
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
Main control factor analysis of reservoir development in the second Member of Bayingebi Formation,eastern slope of Tiancao Sag
ZHANG Hua①,②, JING Wenbo②, TANG Xinping③, WANG Yu③, WANG Gang④, XU Xiongfei①,②
①College of Geosciences, China University of Petroleum （Beijing）, Beijing 102249, China
②Exploration and Development Research Institute, PetroChina Tuha Oilfield Company, Hami,Xinjiang 839099, China
③Exploration and Development Research Institute, PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
④The Fourth Exploit Factory of PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
Abstract

The eastern slope of Tiancao Sag is rich in oil and gas resources in the second Member of Cretaceous Bayingebi Formation,but faces challenges including rapid reservoir lateral changes and unclear developmental control factors,which constrain the hydrocarbon reservoir exploration progress in this area. Therefore,adopting a structure-sedimentation coupling research approach and integrating technical methods such as seismic interpretation,paleogeomorphology restoration,core observation,thin section identification,and log facies analysis,this study systematically investigated the structural characteristics,sedimentary reservoir distribution patterns,and their coupling relationships on the eastern slope. The results are obtained in three aspects. （1）The eastern slope of Tiancao Sag develops major long-term active faults that control sedimentation,which continuously move with tectonic activities, forming fault slope-break belts. These fault slope-break belts significantly control sedimentation,resulting in steeper topography near the slope-break belts and abrupt changes in stratum thickness on both sides of the slope-break. （2）During the sedimentary period of the second Member of Bayingebi Formation,the main sedimentary facies on the eastern slope was braided river delta front,which can be further divided into two facies belts of inner-front and outer-front. The delta inner-front facies belts is closer to the provenance,with faster sedimentation rate,poorer rock sorting,and inferior porosity-permeability conditions. The delta outer-front facies belt is relatively farther from the provenance,where sediments are more strongly modified by lake water,with better sandstone sorting,favorable for pore development and connectivity,and better porosity-permeability conditions. （3）Overlay analysis of fault slope-break belts and sedimentary facies shows significant differences in sedimentary microfacies on both sides of the fault slope-break belts. The fault slope-break belts precisely serve as the boundary between inner and outer fronts. Above the fault slope-break belts,the delta inner-front facies belt mainly develops,with sedimentary microfacies primarily being underwater distributary channels, characterized by coarser lithology,poorer sorting,and inferior physical properties. Below the fault slope-break belts,the delta outer-front facies belt mainly develops,with sedimentary microfacies primarily being underwater distributary channels and mouth bars,characterized by finer lithology,better sorting,and better physical properties,making it a favorable reservoir development area. The research findings provide theoretical basis and practical reference for hydrocarbon reservoir exploration in Tiancao Sag and similar geological conditions areas.

Keyword: Tiancao Sag; the second Member of Bayingebi Formation; fault slope-break belt; braided river delta; reservoir control; structure-sedimentation coupling; inner front; outer front
0 引言

内蒙古自治区天草凹陷油气资源丰富, 估算资源量为0.89×108 t, 目前已钻井20余口, 大部分见工业油流, 具有很大的勘探开发潜力[1, 2, 3, 4]。油气主产层为白垩系巴音戈壁组, 自下而上划分为巴音戈壁组一段、二段、三段（分别简称为巴一段、巴二段、巴三段）。其中巴一段、巴三段砂体分布范围广, 因此对于巴一段、巴三段的研究较多, 其勘探思路以寻找构造油气藏为主; 而巴二段砂体分布相对局限, 相比而言对于巴二段研究少, 其勘探思路以寻找岩性油气藏为主。

前人研究已证实, 巴二段具备自生自储成藏条件, 辫状河三角洲前缘是其有利储集相带[5, 6], 但当前勘探开发中, 面临井间储层横向变化剧烈、辫状河三角洲前缘内部储层发育规律认识不清等问题, 导致精细储层预测难度大。本文以天草凹陷重点勘探区域——东部斜坡巴二段为研究对象, 基于构造-沉积耦合研究思路, 开展系统研究。首先, 系统剖析东部斜坡关键地质特征, 明确构造成因机制、构造活动期次及古地貌演化特征, 精细划分沉积相类型并厘清储层基本特征; 在此基础上, 深入解析断裂坡折带对储层发育的控制作用, 揭示三角洲相带与储层发育的响应关系; 最终明确储层发育的主控因素及优质储层分布规律, 进而为巴二段岩性油气藏的精细勘探与部署提供理论依据和技术支撑。

1 区域地质概况

天草凹陷位于内蒙古自治区阿拉善盟额济纳旗境内, 区域构造隶属于银额盆地（银根-额济纳旗盆地）居延海坳陷中部, 凹陷面积约1 660 km², 整体呈北东-北北东向展布。凹陷西侧与散根达莱凸起接壤, 东侧与乌家井低凸起相邻[2, 3]。依据凹陷的结构构造特征, 可将其划分为北次洼、南次洼、西部断鼻带及东部斜坡4个次级构造单元, 整体构造格局呈现“南北分块、东西成带”的典型特征（图1）。其中, 东部斜坡具备宽缓大斜坡的构造背景, 且发育多个构造高点, 是构造油气藏与岩性油气藏的有利勘探区域[4, 5, 6], 亦为本文的主要研究区域。

图1 天草凹陷构造单元划分图

天草凹陷的构造演化过程可划分为3个主要阶段, 即早白垩世强烈裂陷期、早白垩世晚期断坳转换期以及古近纪-第四纪坳陷期, 最终形成“西陡东缓、西断东超”的不对称箕状双断型凹陷。凹陷内发育白垩系、古近系、新近系及第四系等地层, 其中白垩系巴音戈壁组是凹陷内的主要含油气层系。本文研究对象为巴二段, 巴二段岩性以灰色灰质泥岩、云质泥岩及泥岩为主, 夹砂岩、砂砾岩透镜体, 既是区内主要烃源岩发育层段, 亦是核心产油层段之一; 相较于巴一段、巴三段, 巴二段岩性更细, 总体呈现“泥包砂”的岩性组合特征。

2 研究方法与数据支撑
2.1 研究方法

本文以构造-沉积耦合理论为指导[7, 8, 9, 10, 11, 12], 通过综合分析盆地构造与沉积特征, 系统揭示二者之间的动态响应关系, 并建立针对性构造-沉积耦合模式, 为精准识别储层控制因素提供核心思路。研究基于区域地质演化背景与研究区勘探现状, 依托地震、测井、岩心等多源地质数据, 分别开展构造特征与沉积储层特征的精细解析, 进而通过空间叠合分析构建构造与沉积的耦合关系, 厘清构造活动对沉积过程的调控机制, 最终明确优质储层发育规律与空间分布特征, 为勘探实践提供理论支撑。

为保障研究的精准性与全面性, 本次研究综合运用多学科技术手段, 形成“宏观-微观”“构造-沉积”相结合的研究方法体系。一是地震剖面解释技术, 重点针对近东西向A 604-A 6井等关键地震剖面开展精细解释, 通过识别断裂展布范围、判识构造活动期次、分析地层厚度横向变化特征, 明确断裂坡折带的空间定位与几何形态参数, 为后续耦合关系分析奠定构造基础; 二是古地貌恢复方法, 基于地层厚度印模法, 结合巴二段沉积期沉积中心迁移规律, 系统恢复该时期古地貌, 重点分析断裂坡折带对古地形起伏、坡度变化的控制作用, 揭示沉积环境的宏观地貌背景; 三是“三位一体”沉积相划分方法, 整合地震相、测井相、岩心相分析结果, 参考断陷盆地三角洲前缘最新研究成果[13, 14, 15, 16, 17, 18], 对研究区辫状河三角洲前缘相带进行精细化划分, 明确不同相带的储层特征与空间展布规律; 四是储层物性综合分析技术, 对重点井岩心开展宏观与微观相结合的系统分析, 宏观层面观察岩性组合、层理构造特征, 微观层面通过铸体薄片鉴定颗粒分选性、孔隙类型及连通性, 全面评价不同沉积相带的储层孔渗条件; 五是空间叠合分析方法, 通过编制连井沉积相剖面图, 将断裂坡折带构造边界与沉积相带展布进行空间叠合, 直观揭示断裂坡折带对沉积相分异及储层物性差异的控制机理, 为优质储层预测提供直接依据。

2.2 数据支撑

为确保研究的针对性与可靠性, 本次研究优选天草凹陷东部斜坡6口关键井（A 1、A 6、A 604、A 702、A 8、A 601井）开展重点分析, 井位选取严格遵循科学筛选原则：一是井位整体分布均匀, 横跨东部斜坡主要沉积单元, 能够全面反映区域沉积储层的空间展布规律; 二是覆盖断裂坡折带上下两侧, 可通过跨坡折带的井间对比, 精准解析坡折带对沉积-储层演化的控制作用; 三是所有井均具备完整的自然伽马、电阻率、声波时差等测井曲线, 为沉积相识别与纵向精细划分提供基础数据支撑; 四是其中部分井（A 1、A 702、A 8、A 601井）拥有高质量岩心样品, 累计长度达52 m, 可满足岩性特征、沉积构造的宏观观察及微观薄片分析需求。

3 东部斜坡关键地质特征分析
3.1 构造特征

3.1.1 构造成因与活动期次

通过天草凹陷构造演化背景分析可知, 巴二段沉积期处于强烈裂陷构造演化阶段。此阶段凹陷内断裂活动剧烈, 伴随大规模沉积沉降过程。凹陷东西两侧控凹断裂的大规模活动对沉积物沉降速率与沉降中心迁移的调控影响, 致使凹陷西侧形成较陡直的断裂带, 沉降中心整体偏向西侧并发育西缘深凹带; 而凹陷东侧宽缓斜坡则广泛发育超覆沉积, 最终构成规模较大的东部斜坡构造单元。

东部斜坡内发育一条与控凹断裂近于平行的长期活动控沉积断裂。该断裂自巴一段沉积期启动, 持续控制东部缓坡带沉积充填过程, 至巴三段沉积期活动强度逐渐减弱并趋于停止。受该断裂持续活动的影响, 断裂上下盘地形坡度产生突变, 形成典型的断裂坡折带（构造坡折带的一种类型）[9, 10]。其本质是同沉积构造长期活动所导致的斜坡坡度突变带, 在断陷盆地中对沉积体系的发育与分布具有显著控制作用[11, 12]。

3.1.2 古地貌特征

古地貌恢复与地震剖面（图2、图3）解释表明, 在整体深凹靠西、西陡东缓的古地貌背景下, 东部宽缓斜坡内亦有明显的地形变化带。该地形变化带与上文所述的控制沉积断裂高度重合, 进一步证实了断裂坡折带的存在。该断裂坡折带呈北东向展布, 贯穿东部斜坡, 坡折带附近地形坡度明显增大, 两侧地层的厚度差异显著：坡折带之上巴二段地层厚度为110~140 m, 坡折带之下巴二段地层厚度为160~250 m, 地层厚度突变特征直接反映了坡折带的控沉积作用。

图2 天草凹陷东部斜坡巴二段古地貌

图3 天草凹陷东部斜坡近东西向过A 604-A 6井构造剖面

3.2 沉积储层特征

3.2.1 沉积相类型与划分

综合进行地震相、测井相及岩心相分析可知, 天草凹陷东部斜坡巴二段发育辫状河三角洲、近岸水下扇、湖相3类沉积相, 其中辫状河三角洲为主要沉积相类型, 包括平原、前缘、前三角洲3个亚相, 其中前缘为研究区主要沉积亚相。

鉴于天草凹陷东部斜坡面积较小, 凹陷整体具有“近物源、短水流、窄相带”的特点, 沉积环境的变化会造成短距离内沉积相和储层发育较大的变化, 因此有必要进行沉积相带的细分。参考断陷湖盆三角洲沉积相近期研究成果[13, 14, 15, 16, 17, 18], 本次研究将辫状河三角洲前缘进一步细分为内前缘和外前缘两个相带（表1）：内前缘靠近三角洲平原, 外前缘靠近前三角洲（湖盆中心方向）。

表1 天草凹陷东部斜坡巴二段辫状河三角洲沉积亚相划分

3.2.2 不同相带储层特征

岩心观察与薄片分析表明, 辫状河三角洲内前缘与外前缘储层特征差异显著。内前缘岩性以含砾中-粗砂岩、砾岩为主, 发育泥质条带与冲刷面构造, 颗粒分选中等-较差, 孔隙类型以粒间孔为主但连通性差, 孔隙度平均为9%, 渗透率平均为1.5 mD, 孔渗条件较差（图4a、图4b）; 外前缘岩性以中-细砂岩为主, 发育平行层理、斜层理及块状构造, 颗粒分选较好, 孔隙类型包括粒间孔与粒内溶孔, 连通性良好, 孔隙度平均为13%, 渗透率平均为35 mD, 其孔渗条件明显更好（图4c、图4d）。

图4 天草凹陷东部斜坡巴二段岩心照片

4 断裂坡折带对储层的控制作用
4.1 坡折带控制沉积相带分界

天草凹陷东部斜坡巴二段沉积相展布（图5）整体分析表明, 巴二段沉积时期凹陷处于湖盆沉降阶段, 湖水分布面积较大, 南北两个次洼的格局不明显, 沉积中心位于凹陷西北部, 形成西北深凹。该时期天草凹陷为孤立小型湖盆, 周缘被多个凸起围限, 具有多物源供给条件, 东部斜坡物源主要来自东南方向的凸起区。

图5 天草凹陷东部斜坡巴二段沉积相展布

东部斜坡断裂坡折带与沉积相叠合分析表明, 坡折带是三角洲内前缘与外前缘的天然分界线（图6）。坡折带之上靠近物源区, 水体较浅, 处于洪水面到枯水面沉积环境, 沉积物主要受河流牵引流作用控制, 湖泊水动力影响微弱, 沉积微相以水下分流河道为主, 形成三角洲内前缘沉积; 坡折带之下远离物源区, 水体加深, 处于枯水面到浪基面沉积环境, 沉积物受河流牵引流与湖泊水动力双重改造, 沉积微相以水下分流河道、河口坝为主, 形成三角洲外前缘沉积。产生这种分异格局的原因是坡折带改变了古地形坡度与水体深度, 进而控制了水动力条件与沉积过程, 导致坡折带两侧沉积相带呈现“突变式”分界。

图6 天草凹陷东部斜坡A 604-A 1井连井沉积相剖面图

4.2 坡折带控制储层物性差异

坡折带通过控制沉积相带间接控制储层物性, 形成“坡折带之上物性差、之下物性优”的分布规律。坡折带之上（内前缘）近物源快速沉积导致颗粒分选差、磨圆度低, 泥质杂基含量高（平均15.4%）, 颗粒支撑结构松散, 孔隙易被充填, 连通性及孔渗条件差（图7a、图7b）; 坡折带之下（外前缘）远物源沉积过程中, 湖泊水动力对沉积物的筛选与改造作用增强, 颗粒分选性变好、磨圆度提高, 泥质杂基含量低（平均9.6%）, 颗粒排列紧密, 利于原生孔隙保存与次生孔隙发育, 连通性及孔渗条件显著优于内前缘（图7c、图7d）。

图7 天草凹陷东部斜坡巴二段岩石薄片图像

结合天草凹陷“近物源、短水流、窄相带”的沉积特点, 颗粒分选程度成为影响孔渗条件的关键因素, 而坡折带通过控制沉积动力条件直接决定了颗粒分选性, 进而主导储层物性的横向差异。

4.3 优质储层分布规律

综合分析表明, 巴二段优质储层分布受断裂坡折带与沉积相带双重控制, 主要集中在断裂坡折带之下的三角洲外前缘带。该区域既具备“分选好、杂基含量低”的沉积基础, 又紧邻中央洼槽带烃源灶, 油气充注条件优越, 因而成为下一步最有利的勘探领域。

5 结论

（1）天草凹陷东部斜坡巴二段沉积时期, 发育长期活动并控制沉积的主要断裂, 随构造运动持续活动, 形成了断裂坡折带。坡折带附近地形较陡、坡折带两侧地层厚度发生突变, 说明断裂坡折带对东部斜坡的地层沉积具有控制作用。

（2）天草凹陷巴二段沉积时期, 东部斜坡沉积相主要为辫状河三角洲前缘, 可进一步划分为内前缘和外前缘相带。三角洲内前缘相带距离物源较近、沉积速度快、岩石分选较差、孔渗条件较差; 三角洲外前缘相带距离物源相对较远, 水流改造作用增强, 砂体岩石分选较好, 有利于孔隙的发育和连通, 孔渗条件较好。

（3）断裂坡折带与沉积相叠合分析表明, 坡折带两侧沉积微相有明显的差异, 断裂坡折带正是内前缘与外前缘的分界线, 坡折带之上主要发育三角洲内前缘相带, 沉积微相主要为水下分流河道, 岩性较粗、分选较差、物性较差; 坡折带之下主要发育三角洲外前缘相带, 沉积微相主要为水下分流河道、河口坝, 岩性较细、分选较好、物性较好, 是有利储层发育区。

编辑 唐艳军

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