李鳳杰，楊承錦，代廷勇，李俊武，楊豫川

（成都理工大學沉積地質(zhì)研究院，成都610059）

鄂爾多斯盆地華池地區(qū)長6油層組重力流特征及控制因素

李鳳杰，楊承錦，代廷勇，李俊武，楊豫川

（成都理工大學沉積地質(zhì)研究院，成都610059）

以巖心觀察為基礎，通過巖石學特征和原生沉積構(gòu)造等相標志分析，認為華池地區(qū)長6油層組主要包括砂質(zhì)碎屑流和濁流2種重力流沉積，但二者發(fā)育位置存在差異。其中，砂質(zhì)碎屑流位于上游，濁流位于下游。砂質(zhì)碎屑流和濁流在沉積上的差異，決定了其儲層特征的差異，相對于濁流砂體，砂質(zhì)碎屑流砂體成分成熟度更低，填隙物含量更低，儲層物性更好和含油性更好。華池地區(qū)長6油層組儲層中填隙物類型主要為伊利石、鈣質(zhì)和綠泥石膜，砂質(zhì)碎屑流砂體中伊利石和鈣質(zhì)含量較高，濁流砂體中綠泥石膜含量較高。華池地區(qū)長6油層組儲層主要儲集空間為原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔，而且砂質(zhì)碎屑流砂體的面孔率明顯高于濁流砂體。砂質(zhì)碎屑流砂體中長石含量較高，為溶蝕作用提供了更多的物質(zhì)基礎，因此砂質(zhì)碎屑流砂體中的粒內(nèi)溶孔較濁流砂體發(fā)育，這是該砂體儲層物性好于濁流砂體的重要原因。

砂質(zhì)碎屑流；濁流；儲層特征；影響因素；長6油層組；鄂爾多斯盆地

0 引言

深水扇不但是深水海相油氣勘探的新領(lǐng)域［1-4］，而且在湖盆中也具有巨大的油氣勘探潛力［5-7］。近年來隨著對深水扇沉積體系的深入研究，地質(zhì)工作者提出扇體中廣泛發(fā)育的厚層塊狀砂體不是濁流沉積的組成部分，而是砂質(zhì)碎屑流沉積的新認識［1，8］，該認識為深水扇的研究提供了新的理論模式。

華池地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中南部（圖1），在該區(qū)延長組長6油層組深水湖盆中發(fā)現(xiàn)了深水扇沉積。對該深水扇的成因和流體性質(zhì)的認識存在不同觀點，包括滑塌濁積扇與坡移濁積扇［5］、滑塌濁積扇［6］、滑塌濁積巖［7］、砂質(zhì)碎屑流［8-9］、厚層塊狀濁積巖［10］和震積—濁流成因［11-12］等。長6油層組深水扇中發(fā)育連續(xù)疊置的厚層塊狀砂體，砂體規(guī)模大且分布穩(wěn)定，單層厚度為0.6～1.5m，單套砂體累計厚度達10～20m。通過巖心觀察和測井資料綜合分析認為，研究區(qū)長6油層組深水扇沉積具有砂質(zhì)碎屑流沉積的特點［3，8-9，13-14］，是該區(qū)厚層砂體的主要成因類型。該區(qū)還發(fā)育濁流沉積，與砂質(zhì)碎屑流沉積共同組成了深水扇的溝道體系［3］。雖然它們均為深水扇溝道體系的重要組成，但其發(fā)育位置和儲層特征存在差別。另外砂質(zhì)碎屑流可形成厚層砂體，但因其為深水重力流快速沉積形成，且沉積條件與三角洲分流河道砂體存在明顯差別，故該砂體具有不同于分流河道砂體的特征。因此，開展砂質(zhì)碎屑流和濁流的沉積、儲層特征及其控制因素研究，對華池地區(qū)長6油層組油藏的控制因素分析具有重要指導意義。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造劃分與研究區(qū)位置圖Fig.1 The location of Huachiarea and the tectonic division of Ordos Basin

1 重力流沉積類型與展布

通過系統(tǒng)的沉積相標志識別，結(jié)合已有的研究成果［5-12］，按形態(tài)、顆粒支撐機制、流變和沉積過程［3，15-17］，將華池地區(qū)長6油層組深水扇重力流劃分為砂質(zhì)碎屑流和濁流［3］，其中砂質(zhì)碎屑流砂體為主要的砂體發(fā)育類型。

1.1 砂質(zhì)碎屑流

鄭榮才等［3］對砂質(zhì)碎屑流形成機制進行了系統(tǒng)總結(jié)，指出砂質(zhì)碎屑流是高密度顆粒流在高速流動過程中，受水道表層沉積物不斷被侵蝕形成的泥、粉砂質(zhì)和海水摻合的影響，使顆粒流體中的基質(zhì)強度，特別是密度、黏度、分散壓力及浮力不斷增大，而顆粒質(zhì)量濃度降低，一般為70%～90%，致使顆粒間相互碰撞產(chǎn)生的剪切擴散應力逐漸減小乃至消失，從而形成由基質(zhì)強度、分散壓力和浮力共同支撐顆粒流作層狀流動的塑性流體，即賓漢流體［15-16］。華池地區(qū)長6油層組砂質(zhì)碎屑流沉積分布廣泛，由灰色、褐灰色塊狀中—細砂巖構(gòu)成，以厚層塊狀細砂巖為主（圖版Ⅰ-1、圖版Ⅰ-2）。較粗粒的砂巖韻律層中往往有泥礫被撕裂，呈漂浮狀，由同生泥礫含量及粒度變化可顯示出逆粒序（圖版Ⅰ-3）和逆—正粒序?qū)永恚▓D版Ⅰ-4、圖版Ⅰ-5）。砂質(zhì)碎屑流砂體具有較好的儲集物性，明顯見油侵現(xiàn)象（圖版Ⅰ-2），是研究區(qū)長6油層組最有利的儲層類型。

自然電位曲線在砂質(zhì)碎屑流砂體的底界為突變型界面，表明其可能發(fā)育于高能環(huán)境。自然伽馬曲線表現(xiàn)為由多個小箱形組成的更大箱形形態(tài)的特征（圖2）。

圖2 華池地區(qū)山157井長6油層組砂質(zhì)碎屑流和濁流沉積組合樣式Fig.2 Combined patternsof sandy debris flow and turbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Shan 157well in Huachiarea

1.2 濁流

濁流沉積為灰色、褐灰色厚層細砂巖夾黑色泥巖、灰黑色粉砂質(zhì)泥巖及泥質(zhì)粉砂巖，一般多夾于深水泥巖中。與濁流沉積伴生的沉積構(gòu)造非常豐富，常見的有火焰狀構(gòu)造（圖版Ⅰ-5）、沖刷面（圖版Ⅰ-6）和鮑馬序列（圖版Ⅰ-7）等。巖心上多見不完整的鮑馬序列組合，常以砂泥巖薄互層形式出現(xiàn)，構(gòu)成多個韻律層，橫向延伸穩(wěn)定，厚度變化小，單砂層厚度從數(shù)厘米至數(shù)十厘米不等，最大不超過0.5m。據(jù)濁流發(fā)育的位置和搬運距離的遠近，可將濁流分為近源濁流和遠源濁流2種類型。近源濁流沉積以薄—中層細砂巖、粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖互層為主，底部火焰狀構(gòu)造（圖版Ⅰ-5）和沖刷面（圖版Ⅰ-6）發(fā)育，鮑馬序列以A—B—C和B—C序列（圖版Ⅰ-8）為主，位于砂質(zhì)碎屑流前部搬運水道、兩側(cè)堤岸和前緣朵體部位，且分布廣泛。遠源濁流位于深水扇的最前端，隨著搬運距離加大，流體進一步稀釋并沉積于深湖位置。該類沉積主要由深灰色沙紋層理粉砂巖、灰黑色水平層理粉砂質(zhì)泥巖和泥巖薄互層組成，向上逐漸過渡為深湖相泥巖（圖版Ⅰ-7），鮑馬序列以D—E序列（圖版Ⅰ-5、圖版Ⅰ-7）為主，底部沖刷面和火焰狀構(gòu)造不發(fā)育。濁流砂體的測井曲線特征表現(xiàn)為自然伽馬曲線齒化現(xiàn)象明顯，其值較高（參見圖2）。

1.3 重力流砂體展布特征

華池地區(qū)長6油層組主要為在半深湖背景上發(fā)育的重力流沉積，下部的長63和長62小層為重力流最發(fā)育的層位，其中砂質(zhì)碎屑流沉積為其主要類型；長61小層重力流沉積不發(fā)育，且多以濁流沉積為主。平面上，華池地區(qū)長6油層組重力流沉積具有明顯的分帶性，其中砂質(zhì)碎屑流沉積分布于研究區(qū)北部，面積廣，主水道位置相對較固定，砂體厚度大，濁流沉積分布于研究區(qū)南部，砂體厚度小且寬度明顯變小，與半深湖泥巖接觸（圖3）。

圖3 華池地區(qū)延長組長63小層沉積相展布圖Fig.3 The distribution of sedimentary faciesof Chang 63sublayer of Yanchang Formation in Huachiarea

2 儲層特征

2.1 巖石學特征

儲層薄片鑒定和粒度統(tǒng)計分析表明，華池地區(qū)長6油層組儲層砂巖粒徑多為0.15～0.20mm，屬細砂巖，以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，含少量長石砂巖和巖屑砂巖。砂巖顆粒分選中等，磨圓度較差，以次圓—次棱角狀為主，以顆粒支撐和孔隙式膠結(jié)為主。以上特征總體顯示出長6油層組儲層砂巖的成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度偏低，為快速混雜堆積的產(chǎn)物。

華池地區(qū)長6油層組儲層中的填隙物包括伊利石（圖版Ⅱ-1～Ⅱ-3）、綠泥石膜（圖版Ⅱ-4、圖版Ⅱ-5）、高嶺石（圖版Ⅱ-6）、鈣質(zhì)（圖版Ⅱ-1、圖版Ⅱ-7、圖版Ⅱ-8）和硅質(zhì)（圖版Ⅱ-3、圖版Ⅱ-5）。填隙物主要為伊利石［9］，主要的膠結(jié)類型為鈣質(zhì)膠結(jié)。

華池地區(qū)長6油層組2種重力流砂體在厚度、碎屑顆粒組成和填隙物類型與含量方面均存在明顯差異（表1）。

表1 華池地區(qū)長6油層組砂質(zhì)碎屑流和濁流砂體主要組成特征對比表Table1 The contrast ofmain com ponent betw een sandy debris flow and tu rbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea

2.1.1 砂體厚度

北部為砂質(zhì)碎屑流砂體，累計厚度>35m；南部為濁流砂體，累計厚度<20m。

2.1.2 成分成熟度

南部的濁流砂體的成分成熟度明顯好于北部的砂質(zhì)碎屑流砂體，表現(xiàn)為石英含量高和長石含量低的特征。砂質(zhì)碎屑流砂體中石英平均質(zhì)量分數(shù)為35.06%，低于濁流砂體中石英平均質(zhì)量分數(shù)46.78%；砂質(zhì)碎屑流砂體中長石平均質(zhì)量分數(shù)為26.13%，高于濁流砂體中長石平均質(zhì)量分數(shù)16.91%；2種砂體中的巖屑質(zhì)量分數(shù)差別不大（參見表1）。

2.1.3 填隙物含量

砂質(zhì)碎屑流砂體中填隙物總質(zhì)量分數(shù)為13.56%，低于濁流砂體中的15.98%。砂質(zhì)碎屑流砂體中對儲層物性起破壞作用的填隙物為伊利石、鈣質(zhì)和硅質(zhì)，其質(zhì)量分數(shù)分別為7.02%，5.42%和1.20%，高于濁流砂體的6.45%，4.88%和0.77%；砂質(zhì)碎屑流砂體中對儲層物性起積極作用的填隙物為綠泥石膜，其質(zhì)量分數(shù)為1.20%，低于濁流砂體的2.09%。填隙物中，伊利石含量高的地區(qū)，綠泥石膜的含量低，反之綠泥石膜的含量高。

2.2 儲集空間類型

華池地區(qū)長6油層組儲層的主要孔隙類型為原生粒間孔、粒內(nèi)和粒間溶孔、鑄?？?、晶間孔和微裂縫等。

2.2.1 孔隙類型

（1）原生粒間孔

據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡分析，華池地區(qū)長6油層組儲層原生粒間孔較發(fā)育，為環(huán)邊綠泥石膜保護的粒間孔隙，屬剩余原生粒間孔（圖版Ⅱ-5）。

（2）溶孔

華池地區(qū)長6油層組儲層中的溶孔包括粒間和粒內(nèi)溶孔2種類型。粒間溶孔是在原生孔隙基礎上沿顆粒邊緣或填隙物溶蝕擴大而成（圖版Ⅱ-9）；粒內(nèi)溶孔指碎屑顆粒內(nèi)的溶蝕孔隙，以長石粒內(nèi)溶孔為主，常見長石粒內(nèi)蜂窩狀溶蝕孔隙（圖版Ⅱ-10、圖版Ⅱ-11）。

（3）鑄?？?/p>

該類孔隙為碎屑顆?；蚪淮V物等被強烈溶蝕而形成的孔隙，僅留下可鑒別原礦物或原組分的外形特征，為典型的次生孔隙。長6油層組儲層中常見發(fā)育程度不同的長石鑄?？?，孔徑一般為0.2～0.4mm，長石碎屑外形保存完好（圖版Ⅱ-12）。

（4）晶間孔

長6油層組儲層以伊利石晶間微孔為主，高嶺石含量較低。由于伊利石和高嶺石分布不均，僅發(fā)育于部分砂巖中，因此該類孔隙對儲層物性的貢獻較小。

（5）裂縫

研究區(qū)各井長6油層組儲層砂體中均不同程度地發(fā)育微裂縫，較多發(fā)育于長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖中，溶蝕破裂縫將粒間孔和鑄?？走B通起來，從而提高了儲層的孔、滲性。

2.2.2 儲集空間分布特征

華池地區(qū)長6油層組儲層儲集空間主要為原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔（表2）。砂質(zhì)碎屑流和濁流砂體的儲集空間類型也存在差別。砂質(zhì)碎屑流砂體中面孔率為1.99%，高于濁流的1.48%，且前者原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔均高于后者。

表2 華池地區(qū)長6油層組砂質(zhì)碎屑流和濁流砂體儲集空間類型對比表Table2 The contrastof reservoir spacebetween sandy debris flow and turbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea

2.3 儲層物性特征

華池地區(qū)長6油層組儲層物性特征受重力流類型的控制，同樣呈南北分帶的特征，北部砂質(zhì)碎屑流砂體的孔隙度為8.11%，滲透率為0.26mD；南部濁流砂體的孔隙度為7.56%，滲透率為0.13mD。通過對比可看出，砂質(zhì)碎屑流砂體的物性特征好于濁流砂體。

3 儲層物性影響因素

3.1 沉積微相對儲層物性的影響

華池地區(qū)長6油層組儲層發(fā)育與沉積微相的關(guān)系表現(xiàn)為不同沉積微相對儲層物性的影響存在差異。①砂巖巖石學特征的差異。砂質(zhì)碎屑流砂體以中—細砂巖為主，其填隙物質(zhì)量分數(shù)較低，為13.56%；濁流砂體以細—粉砂巖為主，其填隙物質(zhì)量分數(shù)較高，為15.39%（參見表1），導致其物性較差。②沉積作用的差異。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，砂質(zhì)碎屑流砂體單層厚度較大，含油性較好（圖版Ⅰ-2）；濁流砂體因砂泥頻繁互層和韻律層理發(fā)育，其含油性較差（圖版Ⅰ-7、圖版Ⅰ-8）。

3.2 成巖作用對儲層物性的影響

華池地區(qū)長6油層組重力流砂體中成巖作用對儲層物性的影響表現(xiàn)為壓實強度中等和壓溶作用中等偏弱。由早期環(huán)邊綠泥石和碳酸鹽膠結(jié)作用形成的抗壓實-壓溶組構(gòu)，在砂質(zhì)碎屑流和濁流砂體中均較發(fā)育，有利于砂體原生孔隙的保存［17-18］。

華池地區(qū)長6油層組儲層中易溶組分主要為長石、泥質(zhì)雜基和環(huán)邊綠泥石膠結(jié)物；難溶組分為碳酸鹽巖與千枚巖巖屑和云母。由溶蝕作用產(chǎn)生的次生孔隙以粒內(nèi)溶孔為主，次為粒間溶孔和鑄?？?。長6油層組儲層的溶蝕作用總體較弱。

華池地區(qū)長6油層組儲層中綠泥石膜在濁流砂體中的含量高于砂質(zhì)碎屑流砂體，而導致儲層物性變差的鈣質(zhì)和伊利石在砂質(zhì)碎屑流砂體中的含量高于濁流砂體。由此特征可推斷砂質(zhì)碎屑流砂體的物性較濁流砂體差，但事實卻正好相反。究其原因是前者粒內(nèi)溶孔高于后者，且粒內(nèi)溶孔多為長石溶孔。華池地區(qū)長6油層組砂質(zhì)碎屑流砂體具有相對較高的長石質(zhì)量分數(shù)，為26.13%，而濁流砂體中長石的質(zhì)量分數(shù)僅為16.91%，這種差異使砂質(zhì)碎屑流砂體更易發(fā)生溶蝕作用，因此其具有相對較高的溶蝕孔。黃思靜等［19］研究表明，從埋藏成巖作用初期至120～140℃古地溫的成巖階段中，蒙皂石→伊利石的轉(zhuǎn)化反應是克服埋藏成巖過程中鉀長石溶蝕動力學屏障的重要機制。如果骨架顆粒中存在較多的鉀長石和較多的含膨脹層的黏土礦物，鉀長石溶蝕形成的次生孔隙有利于伊利石自生礦物的形成（圖版Ⅱ-2、圖版Ⅱ-3），并有斜長石發(fā)生鈉長石化或自生鈉長石沉淀，此為鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組次生孔隙的主要形成機制。

4 結(jié)論

（1）通過巖石學特征和原生沉積構(gòu)造等相標志分析，認為華池地區(qū)長6油層組主要發(fā)育砂質(zhì)碎屑流和濁流2種重力流沉積。上游為砂質(zhì)碎屑流沉積，分布于研究區(qū)北部；下游為濁流沉積，分布于研究區(qū)南部。

（2）華池地區(qū)長6油層組砂質(zhì)碎屑流和濁流在沉積上的差異，決定了其儲層特征存在分帶性。相對于濁流砂體，砂質(zhì)碎屑流砂體成分成熟度更低，填隙物含量更低，儲層物性更好和含油性更好。2種砂體中填隙物主要為伊利石、鈣質(zhì)和綠泥石膜，其中砂質(zhì)碎屑流砂體中伊利石和鈣質(zhì)含量較高，濁流砂體中綠泥石膜含量較高。

（3）華池地區(qū)長6油層組儲層的主要儲集空間為原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔，砂質(zhì)碎屑流砂體面孔率明顯高于濁流砂體。砂質(zhì)碎屑流砂體中長石含量較高，為溶蝕作用提供了更多的物質(zhì)基礎，因此砂質(zhì)碎屑流砂體中粒內(nèi)溶孔含量大于濁流砂體，溶蝕作用產(chǎn)生的伊利石含量也高于濁流砂體。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

（本文編輯：李在光）

Characteristicsofgravity flow and controlling factorsof Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea,Ordos Basin

LIFengjie，YANGChengjin，DAITingyong，LIJunwu，YANG Yuchuan
（Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China）

Based on coreobservation,thispaperanalyzed thepetrology characteristicsand primary sedimentary structure and othersedimentary faciessymbols,and concluded that thegravity currentsedimentation ofChang6oil reservoirset in Huachiarea ismainly consistofsandy debris flow and turbidity currentsedimentation.These two kinds of gravity current sedimentation stay quite different in their growing location.Sandy debris flow locates in upstream,while turbidity current sedimentation stays in downstairs.This difference leads to the zonation in reservoir characteristics between south and north.Sandy debris flow has lower compositionalmaturity and interstitial fillingsbutbetter reservoir physical properties and oiliness,while turbidity current sandstone reservoir performs by contraries.The types of interstitial fillings of reservoir sand body of Chang 6 oil reservoir set in Huachi area aremostly illite,calcareous cementitious and chlorite film.Sandy debris flow has higher contents of illite and calcareous cementitious,but turbidity sand body possesseshigher contentsof chlorite film.Themain reservoirspaceofChang 6 oil reservoir set in Huachi area is primary intergranular pores and intragranular dissolved pores.The surface porosity of sandy debris flood is apparently higher than that of turbidity sand body.The feldspar which consistsmore sandy debris flood providesmorephysical foundation ofdissolution,thus the contentof intragranular dissolved pores in sandy debris flowsand body is larger than thatof turbidity sand body.

sandy debris flow；turbidity current；reservoir characteristics；controlling factors；Chang 6 oil reservoir set；OrdosBasin

TE121.3 < class="emphasis_bold">文獻標志碼：A

A

1673-8926（2014）01-0018-07

2013-09-25；

2013-11-23

國家“十二五”重大科技專項“鄂爾多斯盆地重點探區(qū)碎屑巖沉積體系、儲層特征與主控因素”（編號：2011ZX05002-001-001）資助

李鳳杰（1972-），男，博士，副教授，主要從事沉積學、石油地質(zhì)學方面的教學和科研工作。地址：（610059）四川省成都市二仙橋東三路1號成都理工大學沉積地質(zhì)研究院。E-mail：lifengjie72@163.com。