賀宏 方小杰 司祺 朱童童

摘要：鄂爾多斯盆地是我國(guó)主要的含油氣盆地，對(duì)該地區(qū)沉積相分析和沉積演化特征研究是油氣勘探的重要基礎(chǔ)。本文綜合利用野外露頭、地震、巖心、測(cè)/錄井、分析測(cè)試等資料，結(jié)合地層巖心顏色和層理構(gòu)造等特征的變化特點(diǎn)，以單井相研究為點(diǎn)，典型連井剖面相為線，綜合研究為面的技術(shù)手段對(duì)青平川高家溝進(jìn)行地層發(fā)育特征和區(qū)域沉積背景分析研究，并進(jìn)一步提出和分析了該地區(qū)的沉積演化特征。為下一階段深層次的油田地質(zhì)開(kāi)發(fā)提供參考資料。

關(guān)鍵詞：沉積相;沉積演化;鄂爾多斯盆地;長(zhǎng)2油層組;

1 研究區(qū)概況

青平川采油廠位于陜西省延安市延川縣境內(nèi)，東距延川縣城約35km。西鄰子長(zhǎng)、蟠龍、青化砭采油廠，南鄰甘谷驛采油廠。青平川采油廠位于延川縣境內(nèi)[1]。在地質(zhì)構(gòu)造上屬于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部，沉積環(huán)境為三角洲平原相分流河道發(fā)育區(qū)。長(zhǎng)2油層由4～5個(gè)小沉積旋回組成。

2地層劃分與對(duì)比

2.1地層劃分依據(jù)

在前人研究成果的基礎(chǔ)之上，我們對(duì)高家溝開(kāi)發(fā)區(qū)塊的長(zhǎng)2油層組進(jìn)行了地層劃分，并繪制了研究區(qū)地層綜合柱狀圖，具體劃分依據(jù)和地層特征如下：

（1）長(zhǎng)1與長(zhǎng)2的分界：長(zhǎng)2主要為灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖及粉砂巖與灰色、灰白色、灰綠色中一厚層狀細(xì)砂巖不等厚互層，且砂巖相對(duì)泥巖更為發(fā)育。

（2）長(zhǎng)21/長(zhǎng)22地層劃分標(biāo)志（延長(zhǎng)組標(biāo)志層K8）

灰白色厚層長(zhǎng)石細(xì)砂巖，夾少量粉砂巖及泥質(zhì)粉砂巖，頂部有數(shù)米厚的粉砂巖或粉砂質(zhì)泥巖。該段在電性上表現(xiàn)為自然電位曲線呈箱狀或鐘狀負(fù)異常，自然伽瑪曲線呈現(xiàn)低值。

（3）長(zhǎng)22/長(zhǎng)23地層劃分標(biāo)志（延長(zhǎng)組標(biāo)志層K7）

該層在電性上表現(xiàn)為自然電位曲線呈箱狀或鐘狀負(fù)異常，異常幅度大，自然伽瑪曲線齒狀低值。

2.2單井劃分結(jié)果

根據(jù)各井自然電位、自然伽馬、聲波時(shí)差和感應(yīng)電阻等曲線進(jìn)行單井地層劃分，根據(jù)開(kāi)發(fā)需要將長(zhǎng)21分為三個(gè)小層，即長(zhǎng)211、長(zhǎng)212和長(zhǎng)213三層，將長(zhǎng)22分為兩個(gè)小層，即長(zhǎng)221和長(zhǎng)222兩層。由于本區(qū)主力油層賦存在長(zhǎng)22，多數(shù)井打穿長(zhǎng)22油層即停鉆，大多數(shù)鉆井的長(zhǎng)23沒(méi)有見(jiàn)底，所以，對(duì)長(zhǎng)23沒(méi)有再細(xì)分。

3沉積微相及砂體展布特征

3.1區(qū)域演化及沉積背景

晚三疊世長(zhǎng)10-長(zhǎng)4+5期主要為濕熱氣候條件下的湖泊-三角洲沉積，儲(chǔ)集巖以河口砂壩、分流河道型為主，次為遠(yuǎn)砂壩砂體[2];長(zhǎng)3-長(zhǎng)1期則轉(zhuǎn)化為半干旱氣候條件下的河流與沼澤相沉積，儲(chǔ)集巖以分流河道砂體為主，次為河口砂壩、遠(yuǎn)砂壩砂體。

3.2沉積微相類(lèi)型及特征

根據(jù)前人區(qū)域研究成果[3]，結(jié)合資料調(diào)研結(jié)果高家溝地區(qū)長(zhǎng)2油層主要是辮狀河沉積。

3.2.1相標(biāo)志

1、顏色

研究區(qū)長(zhǎng)2油層組砂巖以灰色、淺灰色、灰黑色、褐灰色細(xì)砂巖為主，其次是淺灰的、灰色粉砂巖和泥質(zhì)粉砂巖;泥巖多為褐灰色、灰黑色，研究區(qū)沉積環(huán)境為一個(gè)弱還原-還原環(huán)境。

2、巖石組分及類(lèi)型

研究區(qū)巖石組分的特點(diǎn)為：石英含量普遍較高，長(zhǎng)石含量也較高，類(lèi)型有鉀長(zhǎng)石，斜長(zhǎng)石，微斜長(zhǎng)石，但不同地區(qū)有區(qū)別，主要巖石類(lèi)型有巖屑長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石砂巖、長(zhǎng)石巖屑砂巖，填隙物含量一段在8%～16%之間，成分主要為泥質(zhì)、鈣質(zhì)，膠結(jié)物主要是綠泥石、高嶺石和方解石。

4沉積微相劃分

根據(jù)研究區(qū)巖石相、測(cè)井相的分析，結(jié)合野外剖面觀察綜合分析，認(rèn)為研究區(qū)上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)2油層主要為河流相沉積，主要發(fā)育辮狀河亞相，主要微相類(lèi)型為河道砂壩及泛濫平原。

在確定各種微相類(lèi)型的基礎(chǔ)上，進(jìn)行單井相的劃分，其中長(zhǎng)221和長(zhǎng)222分別呈一個(gè)典型的正旋回，而長(zhǎng)21也可以分為3個(gè)正旋回，均以發(fā)育河道砂壩為特征，河道砂體大多為多期河道疊置而呈，厚度在10～20m。

長(zhǎng)2段垂向沉積特征從泛濫平原到河道砂壩相逐漸變化，早期以泛濫平原為主，在中期有河道砂壩發(fā)育，晚期為泛濫平原。河道砂壩是主要砂體發(fā)育相帶。

4.1沉積微相展布

4.1.1剖面相展布特征

本次以單井的剖面相研究為依據(jù)，綜合剖面對(duì)全區(qū)沉積相研究的控制作用，選取有代表性的剖面井建立連井剖面，其中順物源方向2條，切物源方向2條。從沉積相剖面圖來(lái)看，順物源方向，北東南西向，在長(zhǎng)222和長(zhǎng)221小層河道砂壩微相發(fā)育，砂層厚度大，連通性好，泥巖夾層少，同時(shí)薄，基本在0.8m以下，垂直物源方向，北西南東向，砂體展布厚，中間泥巖夾層略多，連通性較順直物源方向差，基本小于1m。

4.1.2平面相展布特征

（1）長(zhǎng)222小層

本區(qū)的辮狀河河道砂壩沉積，往往構(gòu)成較厚的砂巖沉積層系，河道間細(xì)粒沉積較薄，砂地比基本大于50%，單層砂巖厚度在10-15m，長(zhǎng)222小層河道砂巖呈席狀展布，連片性好，多數(shù)井所在區(qū)域均有河道分布（圖1）。物源方向以北東-南西向?yàn)橹鳌Ｔ谠摮练e期內(nèi)，主要發(fā)育河道砂壩和泛濫平原微相，主要以河道砂壩微相為主，泛濫平原主要分布在工區(qū)西北側(cè)和東北側(cè)。

（2）長(zhǎng)221小層

長(zhǎng)221小層沉積繼承長(zhǎng)222的河道沉積特征，依舊為辮狀河沉積，工區(qū)河道砂壩發(fā)育廣泛，河道砂體連續(xù)性好，砂體北東南西向呈席狀大面積展布，砂地比基本大于50%，單層砂巖厚度在10-15m，河道間細(xì)粒沉積較薄。相比長(zhǎng)222砂地比大于0.8的厚砂巖展布范圍變小，物源方向以北東向-南西為主。在該沉積期內(nèi)，工區(qū)內(nèi)以河道砂壩微相為主，泛濫平原在河道兩側(cè)發(fā)育，延伸基本貫穿整個(gè)工區(qū)。

5砂體展布特征

研究區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層沉積受北東向物源控制，多期河道垂向上疊加、平面上交叉，一般河道交匯處，砂體堆積快，厚度大，最終形成長(zhǎng)2期沉積相狀態(tài)。匯聚砂體具有一定的方向性，順古河道方向河道砂壩發(fā)育程度高、規(guī)模大、連通性好，橫切古河道方向河道砂體連續(xù)性略差。

（1）長(zhǎng)222小層

長(zhǎng)222小層砂體連片性較好，砂體厚度較大，大于12米的區(qū)域連片分布，河道沿北東-南西方向分布。該小層位砂層厚度較厚，側(cè)向遷移普遍，工區(qū)內(nèi)砂巖厚度小于12m的范圍很小，為土豆?fàn)?，砂體厚度基本大于12～15m，大于18-21m的砂體呈條帶狀或土豆?fàn)钫共?，砂體較厚的地方主要分布在工區(qū)在中部地區(qū)，砂體最厚達(dá)到26.8m。工區(qū)東南部厚度和工區(qū)東北角部較薄，最薄的地方為0.5m。整個(gè)研究區(qū)砂體平均厚度為15.36m。

（2）長(zhǎng)221小層

長(zhǎng)221小層砂體連片性較好，繼承長(zhǎng)222的發(fā)育格局，主河道沿北東-南西向分布。該小層位砂層厚度較厚，側(cè)向遷移普遍，工區(qū)內(nèi)砂巖厚度小于12m的范圍很小，為土豆?fàn)?，砂體厚度基本大于12～15m，大于18-21m的砂體呈條帶狀或土豆?fàn)钫共?，最厚的井區(qū)達(dá)到26.5m，較長(zhǎng)222小層略薄。主要分布在工區(qū)中部地區(qū)。工區(qū)西南部砂體厚度較薄，厚度小于0.4m。砂體平均厚度在15.1m左右。

6儲(chǔ)層特征

6.1儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

6.1.1砂巖類(lèi)型

根據(jù)巖石薄片鑒定資料的統(tǒng)計(jì)分析，長(zhǎng)2油層組砂巖成分以長(zhǎng)石為主，含量平均56.95%;其次為石英，含量平均26.35%;最后為巖屑，含量平均12.5%。從成分成熟度來(lái)看，整體上成分成熟度較低，長(zhǎng)22砂層組石英含量較長(zhǎng)21砂層組略高，表明，長(zhǎng)22砂層組成分成熟度略高。

巖石類(lèi)型主要長(zhǎng)石砂巖，個(gè)別為巖屑長(zhǎng)石砂巖。巖屑以火成巖巖屑為主，平均含量6.85%，其次為變質(zhì)巖巖屑和云母，平均含量分別為3.9%和3.05%，沉積巖巖屑含量較少，平均含量1.75%。重礦物見(jiàn)綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。

長(zhǎng)2油層以細(xì)粒砂巖為主，占統(tǒng)計(jì)樣品的42.6%;其次為粉砂巖，占統(tǒng)計(jì)樣品的26.4%;粉細(xì)砂巖與細(xì)粉砂巖的含量相對(duì)較少，分別占統(tǒng)計(jì)樣品的16.9%與11.8%;中砂巖、中細(xì)砂巖所占比例最低，均小于5%。顆粒分選性中～好，磨圓度次棱～次圓狀，接觸類(lèi)型為顆粒支撐，點(diǎn)～線接觸，孔隙式和接觸式膠結(jié)。

6.1.2膠結(jié)物

長(zhǎng)2油層組膠結(jié)物含量平均為小于2%，膠結(jié)礦物有方解石、高嶺石和石英，其中以方解石為主，平均含量1.59%，多呈微晶結(jié)構(gòu)，充填于孔隙中;其次高嶺石，平均含量0.25%，石英次生加大不發(fā)育，平均含量0.05%。通過(guò)研究，對(duì)儲(chǔ)層物性影響較大的為方解石膠結(jié)物。

6.1.3粘土礦物特征

統(tǒng)計(jì)表明，長(zhǎng)2油層粘土礦物的絕對(duì)含量為4.4%～10.8%，平均為8.4%。粘土礦物類(lèi)型主要有綠泥石、伊利石、高嶺石與伊/蒙混層，其中以綠泥石為主，相對(duì)含量占總粘土礦物的49%～60%，平均為53.4%。在掃描電鏡下觀察，綠泥石多呈針葉片狀或玫瑰花狀垂直分布在碎屑顆粒表面，呈孔隙充填式或襯墊式產(chǎn)出。高嶺石含量19%～26%，平均為23.4%，在儲(chǔ)層中多呈書(shū)頁(yè)狀或蠕蟲(chóng)狀產(chǎn)出。儲(chǔ)層中伊利石含量相對(duì)較高，為8%～14%，平均為10%，伊利石多呈絲縷狀、搭橋狀或片狀在孔隙中產(chǎn)出，堵塞喉道。伊/蒙混層粘土礦物的含量最低，為12%～15%，平均13.1%，間層比均為10%。

6.2孔隙類(lèi)型

通過(guò)鑄體薄片、掃描電鏡資料分析，長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要為原生粒間孔，其次為溶蝕孔隙，溶蝕孔隙主要為長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔，另有少量的晶間孔和微裂隙。

粒間孔是砂巖儲(chǔ)層經(jīng)壓實(shí)和新生礦物充填后殘留的原生粒間空間，長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要為此種類(lèi)型，約占總空間的92%。溶蝕孔隙主要為長(zhǎng)石溶孔，約占總空間的6%，巖屑溶孔不發(fā)育，約占總空間的2%。另外發(fā)育少量的晶間微孔和微裂隙，由于孔隙微小，對(duì)儲(chǔ)層的儲(chǔ)集和滲流能力沒(méi)有影響。

6.2.1孔隙結(jié)構(gòu)特征

通過(guò)鑄體薄片分析，長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層平均孔隙直徑分布在46.70～88.57μm，平均值為67.35μm，為中孔型儲(chǔ)層。分選系數(shù)平均為30.90，均質(zhì)系數(shù)平均為0.43，孔隙分選性不好。平均配位數(shù)為0.18，平均孔喉比1.29，孔喉配置較差。

從孔隙分布特征上看，孔隙直徑>100μm很少，只占總孔隙數(shù)量的3.83%，面積頻率占22.83%;孔隙直徑<30μm數(shù)量較多，占總孔隙數(shù)量的55.37%，面積頻率占11.66%;孔隙直徑30～100μm數(shù)量也較多，占總孔隙數(shù)量的40.83%，面積頻率占65.51%。說(shuō)明儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間主要由中孔組成，其次為大孔，小孔隙數(shù)量較多，但所占的比例較小。

6.2.2喉道特征

通過(guò)壓汞資料的分析，長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層平均喉道半徑分布在0.25～3.45μm之間，平均喉道半徑為1.31μm，為細(xì)喉型儲(chǔ)層;排驅(qū)壓力分布在0.07～0.8MPa之間，平均為0.28MPa;中值壓力分布在0.79～7.73MPa之間，平均為2.72MPa;中值半徑分布在0.10～0.92μm之間，平均為0.42μm;喉道分選系數(shù)分布在2.02～3.32之間，平均為2.74（分選系數(shù)大于3，為分選性極差），說(shuō)明儲(chǔ)層喉道分選性差;峰態(tài)值分布在3.07～4.41之間，平均為3.57，說(shuō)明喉道分布呈高而窄的尖峰形態(tài);偏度分布在1.52～1.93之間，平均為1.73，為粗歪度分布;退出效率為分布在20.95～32.51%之間，平均為26.52%，退出效率不高。

總體上看，長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層喉道半徑較小，中值壓力較高，喉道分選性差，喉道結(jié)構(gòu)較差，為低滲儲(chǔ)層的特征。

從長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層喉道分布圖上看，儲(chǔ)層不發(fā)育中喉（喉道半徑大于10）以上的喉道，都為微細(xì)喉，其中細(xì)喉占44.60%，微喉占55.40%。從滲透率貢獻(xiàn)值分布上看，對(duì)儲(chǔ)層滲流能力起著決定作用的是細(xì)喉部分，主要是半徑分布在1.6～6.3μm的喉道，對(duì)滲透率起著93.65%的貢獻(xiàn)，所以長(zhǎng)2油層組儲(chǔ)層為細(xì)喉型儲(chǔ)層。在油田注水開(kāi)發(fā)中，要注意對(duì)儲(chǔ)層1.6～6.3μm區(qū)間的喉道污染。

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第一作者：賀宏，1978年3月12日出生，助理工程師，延長(zhǎng)油田股份有限公司寶塔采油廠副廠長(zhǎng)。

（1.延長(zhǎng)油田股份有限公司寶塔采油廠?2.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院）