賀宏 方小杰 司祺 朱童童

摘要：鄂爾多斯盆地是我國主要的含油氣盆地，對該地區(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。本文綜合利用野外露頭、地震、巖心、測/錄井、分析測試等資料，結合地層巖心顏色和層理構造等特征的變化特點，以單井相研究為點，典型連井剖面相為線，綜合研究為面的技術手段對青平川高家溝進行地層發(fā)育特征和區(qū)域沉積背景分析研究，并進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開發(fā)提供參考資料。

關鍵詞：沉積相;沉積演化;鄂爾多斯盆地;長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，東距延川縣城約35km。西鄰子長、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[1]。在地質構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2油層由4～5個小沉積旋回組成。

2地層劃分與對比

2.1地層劃分依據(jù)

在前人研究成果的基礎之上，我們對高家溝開發(fā)區(qū)塊的長2油層組進行了地層劃分，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1與長2的分界：長2主要為灰色泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖及粉砂巖與灰色、灰白色、灰綠色中一厚層狀細砂巖不等厚互層，且砂巖相對泥巖更為發(fā)育。

（2）長21/長22地層劃分標志（延長組標志層K8）

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

（3）長22/長23地層劃分標志（延長組標志層K7）

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

2.2單井劃分結果

根據(jù)各井自然電位、自然伽馬、聲波時差和感應電阻等曲線進行單井地層劃分，根據(jù)開發(fā)需要將長21分為三個小層，即長211、長212和長213三層，將長22分為兩個小層，即長221和長222兩層。由于本區(qū)主力油層賦存在長22，多數(shù)井打穿長22油層即停鉆，大多數(shù)鉆井的長23沒有見底，所以，對長23沒有再細分。

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

3.2沉積微相類型及特征

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

3.2.1相標志

1、顏色

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

2、巖石組分及類型

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

4沉積微相劃分

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

在確定各種微相類型的基礎上，進行單井相的劃分，其中長221和長222分別呈一個典型的正旋回，而長21也可以分為3個正旋回，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。從沉積相剖面圖來看，順物源方向，北東南西向，在長222和長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222小層

本區(qū)的辮狀河河道砂壩沉積，往往構成較厚的砂巖沉積層系，河道間細粒沉積較薄，砂地比基本大于50%，單層砂巖厚度在10-15m，長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-南西向為主。在該沉積期內，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)西北側和東北側。

（2）長221小層

長221小層沉積繼承長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，河道間細粒沉積較薄。相比長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，工區(qū)內以河道砂壩微相為主，泛濫平原在河道兩側發(fā)育，延伸基本貫穿整個工區(qū)。

5砂體展布特征

研究區(qū)長2儲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222小層

長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，側向遷移普遍，工區(qū)內砂巖厚度小于12m的范圍很小，為土豆狀，砂體厚度基本大于12～15m，大于18-21m的砂體呈條帶狀或土豆狀展布，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。整個研究區(qū)砂體平均厚度為15.36m。

（2）長221小層

長221小層砂體連片性較好，繼承長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，側向遷移普遍，工區(qū)內砂巖厚度小于12m的范圍很小，為土豆狀，砂體厚度基本大于12～15m，大于18-21m的砂體呈條帶狀或土豆狀展布，最厚的井區(qū)達到26.5m，較長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儲層特征

6.1儲層巖石學特征

6.1.1砂巖類型

根據(jù)巖石薄片鑒定資料的統(tǒng)計分析，長2油層組砂巖成分以長石為主，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%。從成分成熟度來看，整體上成分成熟度較低，長22砂層組石英含量較長21砂層組略高，表明，長22砂層組成分成熟度略高。

巖石類型主要長石砂巖，個別為巖屑長石砂巖。巖屑以火成巖巖屑為主，平均含量6.85%，其次為變質巖巖屑和云母，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%。重礦物見綠簾石、淺紅色石榴石、鋯石。

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

6.1.2膠結物

長2油層組膠結物含量平均為小于2%，膠結礦物有方解石、高嶺石和石英，其中以方解石為主，平均含量1.59%，多呈微晶結構，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%。通過研究，對儲層物性影響較大的為方解石膠結物。

6.1.3粘土礦物特征

統(tǒng)計表明，長2油層粘土礦物的絕對含量為4.4%～10.8%，平均為8.4%。粘土礦物類型主要有綠泥石、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出。高嶺石含量19%～26%，平均為23.4%，在儲層中多呈書頁狀或蠕蟲狀產出。儲層中伊利石含量相對較高，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孔隙類型

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

粒間孔是砂巖儲層經(jīng)壓實和新生礦物充填后殘留的原生粒間空間，長2油層組儲層儲集空間主要為此種類型，約占總空間的92%。溶蝕孔隙主要為長石溶孔，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，對儲層的儲集和滲流能力沒有影響。

6.2.1孔隙結構特征

通過鑄體薄片分析，長2油層組儲層平均孔隙直徑分布在46.70～88.57μm，平均值為67.35μm，為中孔型儲層。分選系數(shù)平均為30.90，均質系數(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%。說明儲層儲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

通過壓汞資料的分析，長2油層組儲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，為細喉型儲層;排驅壓力分布在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），說明儲層喉道分選性差;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2油層組儲層喉道半徑較小，中值壓力較高，喉道分選性差，喉道結構較差，為低滲儲層的特征。

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

參考文獻

[1] 劉偉才， 李艷芳， 楊賢軍. 青平川油田長2儲層成巖作用研究[J]. 地下水， 2016， 38（06）： 189-190+210.

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

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