下寺灣油田雨岔地區沉積相研究及有利目標預測

鄒士雷

（中原石油工程有限公司油氣開發公司，河南濮陽457001）

下寺灣油田雨岔地區沉積相研究及有利目標預測

鄒士雷*

（中原石油工程有限公司油氣開發公司，河南濮陽457001）

通過對下寺灣油田雨岔地區沉積相進行研究，并結合測井相及砂巖分布特征的研究成果，對物源方向開展研究分析，確定雨岔地區目的層主要發育一套三角洲前緣沉積，揭示了本地區沉積構造及油藏分布與沉積相的關系，最后指出了雨岔地區有利開發目標。

沉積相；標志層；物源分析；測井相

1　油藏地質特征

1.1地層特征

雨岔地區長上2砂組厚度較穩定，一般為60m左右，最小的為50.8m，最厚的為70.7m，巖性為淺灰色細砂巖、灰綠色泥巖互層含煤和黃鐵礦，底部多發育砂巖，但其在平面上的分布變化較快，而上部多為泥巖。從電性上來看，砂巖的聲波時差值小、穩定，電阻值也較小，而泥巖的聲波時差值大、變化幅度大，電阻較高。

雨岔地區長中1+22砂組厚度約30～60m，厚度中心在蛇3—中叢57井一線附近，往兩側及東南方向沉積厚度均呈變薄的趨勢。巖性為淺色或灰綠色細砂巖、粉砂巖夾黑色泥巖，電性上反映為自然電位呈中—低幅箱狀負異常，視電阻率曲線顯示中阻值，在10～35Ω·m之間。

雨岔地區長中32砂組厚度約35～50m，該套地在開發區內發育2個沉積中心，一個位于開發區中東部的泉24-12井附近，另一個位于北部的中叢15井附近，此外，中叢3-3井附近也發育一個小的沉積中心。巖性為黑色泥巖、灰白色塊狀粉砂巖、細砂巖不等厚互層，電性上反映為鐘形、箱形的中—低幅箱狀負異常，視電阻率曲線顯示中阻值，在10～35Ω·m之間。

從長1到長中32一共有2套明顯的標志層：

長1段底部標志層：厚度2～5m，巖性為灰黃色水云母泥巖。電性特征為尖刀狀高聲波時差，大井徑、高感應電導率、低電阻率、高自然伽馬值，感應和聲速曲線相對應。

長2上段底部標志層：厚約2～4m，大多數取芯資料證實為炭質泥巖，在其上部發育有一小套砂巖。電性特征為高聲波時差，高自然伽馬值，高電阻值率值。

長中1+22和長中32的底界也都表現為高聲波時差、高電阻的電性特征。

1.2構造特征

下寺灣油田構造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，該區在晚侏羅世燕山Ⅰ期運動的影響下，產生東升西降，形成了東高西低的構造格局，并在局部剪切力的作用下，產生一系列波浪式的微型鼻狀褶皺帶，褶皺帶軸向為北東到南西方向。這些近北東向的鼻狀隆起帶自西向東分別為橋鎮隆帶、下寺灣鼻隆帶、梁莊鼻隆帶、汪屯鼻隆帶。雨岔地區位于下寺灣鼻隆帶上，整體上是一個平緩的西傾單斜構造，地層整體上由西向東逐步抬升，抬升的幅度約為5～10m/km。受分布在泉64井～中31井～泉67井一線以及中36井～泉90井一線的2條構造低洼帶的影響，在雨岔地區的北部、中部和南部形成了3個軸部走向近東西向，平面上近于平行排列的微型鼻狀構造。北部為泉92微型鼻狀構造，中部為泉81微型鼻狀構造，南部為泉109微型鼻狀構造。這些微型鼻狀構造和構造低洼帶的存在使雨岔地區形成“兩洼三隆”的構造格局。

1.3儲層特征

雨岔地區長2段儲層一般埋深600～800m，砂巖多為淺灰—灰白色含鈣細粒長石砂巖。砂巖中碎屑總量為80%～91.5%，平均為85.8%；其中石英含量為27%～34.5%，平均為31.3%；長石含量為36.5%～47.5%，平均為43.5%；巖屑含量6%～12.5%，平均為43.5%。碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱—次圓，最大粒徑0.3～0.65mm，平均0.47mm，主要粒徑在0.1～0.4mm之間，支撐類型為顆粒支撐，接觸方式以線接觸為主。膠結物總量為8.5%～20%，平均為14.2%，膠結物成分主要為綠泥石和方解石，平均分別為4.1%和4.7%，其次為硅質礦物次生加大，平均占膠結物總量的1.2%，膠結類型屬孔隙—簿膜式膠結。

1.4流體性質

雨岔地區延長組長2段油藏原油性質較好，具有低密度、低粘度、低飽和壓力及高凝固點的特點，地面原油密度為0.8259～0.8287g/cm3，粘度4.79～5.13MPa·s （40℃），凝固點20.49℃～20.88℃，瀝青含量較低（0.34%～0.47%），飽和烴類含量較高（飽和烴類含量86.09%～88.15%，芳香烴含量為9.74%～11.99%），含硫量低（0.09%～0.1%）。

而延長組長2段水型則具有較大的分區性：泉81-14井以東主要為CaCl2型，一般礦化度達（5～8）× 104mg/L；泉92-59井區主要為NaHCO3型，礦化度低，一般在（2～4）×104mg/L，與延安組礦化度相近。

2　沉積相類型及其特征

對該區的物源進行分析，并結合儲層特征、巖電組合和測井相分析等手段，識別出下寺灣油田雨岔地區上三疊統延長組主要發育一套三角洲沉積體系。

2.1物源分析

（1）古水流方向。延長組沉積中期古流向參數顯示，盆地西北部沉積物的平均搬運方向105°，西南部的平涼—華亭地區古流向110°左右，在南部的宜君—銅川地區，平均為320°，東部延長—宜川地區，沉積物搬運方向近北東向，東北地區的榆林一帶，沉積物平均搬運方向200°，這些古流向參數證據表明，盆地四周存在古隆起，沉積物從盆地邊部向中心搬運。三疊紀延長組晚期，古流向具良好的繼承性，和中期相比，變化不大。但南部物源對研究區的影響要大于早、中期。

（2）古地理演化。作為鄂爾多斯盆地的一部分，開發區的地質發育情況始終受制于鄂爾多斯盆地演化進程。

長4+5期，為一次短暫的湖侵期，湖水進一步擴大，分割性減弱，三角洲建設進程趨于減慢。東部湖岸線已達到子長、靖邊一帶，而西南陡坡區湖岸線亦明顯擴大，但由于坡度較大，仍發育前積三角洲沉積體系?？傮w來看，湖水變淺，使原有的三角洲平原化或沼澤化。它代表了湖盆的枯竭期。主要發育砂、泥與煤互層沉積，在陜北子長一帶分布著名的“瓦窖堡”煤系。此時，深湖相范圍已退縮到富縣、華池、環縣一帶。物源方向仍以北東向為主，三角洲的面積、層系厚度和單砂層厚度較長6小，儲集性能亦較差。

長3—長1期，斷裂走滑—拉張作用基本停息，受其影響，湖盆開始逐步淤淺、萎縮、消亡。其沉積速度小于下沉速度，三角洲則逐層內遷。如長3油層組沉積時，沉積作用再次加強，開始了全區又一次三角洲發育。層系厚度約70～00m。在慶陽和南莊地區仍可見到規模不大的三角洲前積現象。如慶陽地區的剖14—城34地質剖面，長3—長1期均見三角洲逐層向湖盆內遷移。在長3期還可見到三角洲砂壩反射特征。在南莊地區三角洲前積特征亦較明顯。由于砂體的存在不易壓實的砂體之上，形成典型披覆構造。這在99MZ1地震剖面上顯示的十分清晰。

長2期，地殼整體抬升，湖盆的收縮速度加劇。深湖相已收縮到正寧—固城川一帶的極小范圍內，直羅—華池—姬塬以北則成為河流—三角洲平原區，分流河道疊置而塊狀砂巖十分發育。此時，伴隨基底抬升和斷裂作用減弱，湖相沉積的范圍進一步萎縮，統一湖盆局面接近解體。湖岸線已退到葫蘆河—白豹以南和南梁—固城川以西的局部范圍。深湖相已不復存在，全區進一步平原河流化，以辮狀河沉積為主，層系厚度60～100m，單砂層厚20～25m。

長1油層組沉積區湖相范圍就更局限。僅龜縮在約1.0km×104km范圍。從保留下來的地層看，全區普遍大面積沼澤化，主要發育辮狀河及其間的泛濫沼澤。三角洲規模已經非常小，定邊三角洲僅保留鹽20井一處，層系厚度40m，主體砂巖厚10m，面積300km2。延安三角洲僅保留泉97、泉18、泉2井3處，層系厚度40m，主體砂巖厚10m，面積100～150km2。物源與長2期相同，只是沉積物較細或供給不足。最終結束了延長統的地質構造演化過程。

上述古水流方向及古地理演化研究成果表明本地區主要接受一套東北向的三角洲沉積——延安三角洲。

（3）區域物源方向的確定。從下寺灣油田的砂體發育情況來看，該區的物源方向可能有2個，一個是平行于砂體的走向，即西北—東南方向，如果該方向是該區的物源方向，則下寺灣油田現在開發的油藏應該分布于2條主河道部位，用現在所開發的油藏規模來反推河道沉積的規模，可以得出目的層段的河道沉積規模很大。2條規模很大、相距不遠又近平行分布的河道存在的可能性較小，就算存在的話，那么現在所開發的油藏規模也應該很大，其儲層發育程度、儲層物性比較接近，而且產能應該較高，這和生產實際矛盾；另一個物源方向是東北方向。從宏觀上來看，在一個沉積體系內沿著其物源發育的方向，在不同的沉積相帶內存在一個儲層發育區，這點和下寺灣油田現在所揭示的砂體分布特征比較相符。

（4）區域的物源分析。從區域的砂/地比展布特征來看，該區的物源有2個，分別位于雨岔開發區的東部和西部。

東部的物源方向為東北向，與區域物源方向一致，僅發育一個沉積中心，該方向的物源雖然位置發生了變化，但其物源供應充足，砂體發育規模大。

西部的物源方向為西北方向，與區域物源方向夾角較大。該方向上的物源在雨岔開發區內又發育成2個小河道沉積，北部的河道規模極小，方向為西北方向，在長中1+22和長中32砂組沉積期內的繼承性較強，物源方向及砂體規模變化均不大；而南部的河道規模較大，并在芋探21井～芋探27井附近又分化成2個小的河道沉積，北部的泉81井區物源方向為近東西方向，與區域物源方向的夾角進一步擴大，砂體發育規模小，縱向推進??；南部泉109井區物源方向為南偏東方向，與區域物源方向的夾角減小，砂體發育規模小，但縱向推進較遠。

2.2測井相分析

根據前面的研究成果，利用巖相與測井相的關系模型，直接從測井曲線識別儲層的微相類型。分析表明雨岔地區延長組長中1+22砂組和長中32砂組的儲層主要是水下分流河道和分流河道間沉積。

針對該區沉積中心多但沉積微相類型較少的特點，在泉109井區拉了2條連井剖面。一條經過中叢26-6～中叢8-5～中叢33-3～中叢34-3井，該剖面主要反映了開發區內西部物源在長中1+22砂組沉積期水下分流河道在平面上的展布情況，盡管泥質含量不同，目的層段都表現為水下分流河道沉積，而且，包括長中32砂組和長1段的中下部也都發育了一套水下分流河道沉積，直到長1段沉積的晚期才開始發育河道間沉積。

另一條剖面過中叢8-3～中叢39-3～中叢14-2～中叢27-2井，該剖面反映的是2個不同物源之間沉積微相的發育情況。長2中1+2砂組在中叢8-3井屬于西部物源的水下分支河道沉積，沿著砂體發育的方向，到了中叢39-3和中叢14-2井，則變成了分流河道間沉積，發育一些次級的分流河道沉積，而到了中叢27-2井，長中1+22砂組在頂、底各發育一套河口壩沉積；長中32砂組在該剖面上均屬水下分流河道沉積，在中叢8-3井只在底部發育一套河道砂沉積，而在中叢39-3和中叢14-2井，在底頂各發育一套分流河道砂沉積，到了中叢27-2井長中32砂組則發育一整套的水下分流河道沉積。從該剖面可以看出，長中1+22砂組主要受西部物源控制，東部物源偏北，在開發區南部未能形成有效沉積；而長中32砂組則主要受東部物源控制，同時也受西部物源影響，東、西物源互相穿插、疊置，使得該砂組的儲層物性變化大，油藏分布復雜。

總之，通過2條連井相剖面的分析，長中1+22砂組和長中32砂組都以水下分流河道沉積為主，砂巖較發育，但受兩物源的影響，儲層分布特征及物性分布特征都比較復雜。

2.3沉積相類型及其特征

本地區主要發育一套三角洲前緣沉積，開發區主要位于水下分流河道及分流河道間沉積微相發育區，沿著物源方向，在河道的前部發育一些河口砂壩及席狀砂沉積。雨岔地區長二段沉積相分類見表1。

表1　雨岔地區長二段沉積相分類表

主要沉積微相的特征如下：

（1）水下分流河道。巖性主要為灰色厚層狀細砂巖，細—粉砂巖組成，此外夾少量粉砂巖、泥質粉砂巖和粉砂質泥巖。自然電位曲線及自然伽馬曲線呈現較高的負值，單層砂由下至上略現正粒序，自然電位曲線呈鐘形，自然伽馬曲線為低值箱形、齒狀箱形；薄層砂巖段自然電位曲線及自然伽馬曲線呈指狀或尖峰狀。

（2）分流河道間。巖性為厚層狀灰黑色粉砂質泥巖、泥質粉砂巖、粉砂巖夾灰色、灰綠色細砂巖。自然電位曲線表現為低平，自然伽馬曲線表現為中高值，呈齒形。

3　沉積相與油氣富集關系研究

研究表明合作區內沉積相對油氣富集的作用主要表現在以下幾方面：

（1）多物源的沉積環境導致了沉積的差異性較大。沉積的差異性主要表現在：①在構造整體平緩的局部發育一些較復雜的微構造（鼻狀構造）；②地層厚度變化的規律性不強，砂體在縱、橫向上的變化快，物性差異明顯；③相鄰井的產能差異較大，油水關系不統一。

（2）湖泊—三角洲沉積體系是合作區內良好的生儲蓋組合。湖泊—三角洲沉積體系是研究區良好的生儲蓋組合配置，雨岔地區區處于有利的生油凹陷，三角洲平原和前緣砂體為良好的儲集體，長1泥巖是好的直接蓋層。

（3）差異壓實成因的鼻隆構造控制著油氣的運移和富集。差異壓實作用形成鼻狀構造是油氣聚集的有利圈閉。

（4）砂巖頂面高程控制著油水分布。此外，成巖作用也是影響油藏油氣儲集性能的重要因素，成巖作用影響著砂巖物性，另一方面成巖致密層也是良好的上傾遮擋。

4　有利目標預測

油層的分布主要受河道砂體的走向控制，因此，在三角洲垛體上尋找河道砂體，在河道砂體上追索有效砂巖發育帶，對油氣的勘探開發十分有效。

（1）中38井西區。依據：砂巖發育，中叢41-2井儲層物性好，含水低，產能好。開發策略：擴邊、滾動開發。

（2）泉38井區。依據：砂巖發育，擴邊井中叢22-3、4、5井，中叢47-1、3井和中叢29-1、4井的試采效果都較好。開發策略：擴邊、滾動開發。

（3）泉24井區。依據：砂巖發育，該井區位于開發區的東部物源沉積區內，縱向上長中1+22和長中32兩個砂組的砂巖都比較發育，在平面上的分布范圍廣，而且位于中叢27井南部的泉28井區及其南部都已投入規模開發，該井區與泉24井區雖不屬同一物源，但屬同一“上級”物源，具有一定的勘探開發潛力。開發策略：調研，勘探，滾動開發。

5　結論

（1）雨岔地區延長組二段主要發育三角洲沉積體系，其中三角洲前緣水下分流河道為主要的儲集體；

（2）通過古水流方向等資料的研究，認為下寺灣地區沉積物主要為東北方向物源；

（3）長中1+22砂組和長中32砂組都以水下分流河道沉積為主，砂巖較發育，但東、西物源互相穿插、疊置，使得儲層的物性變化大，油藏分布復雜；

（4）沉積相控制著該區的油氣成藏。多物源的沉積環境導致了沉積的差異性較大，這種差異沉積及差異壓實作用形成的一系列微型構造——鼻狀構造，是油氣聚集的有利圈閉，并控制著油氣的運移和富集，另外，砂巖頂面高程控制著油水分布。

［1］戴勝群，等.下寺灣地區油氣富集特點及勘探方略［J］.斷塊油氣田，2009，16（4）：43-45.

［2］崔梅紅，等.低滲透油田開發實踐及認識［J］.斷塊油氣田，2007，14（4）：41-42.

［3］王錫福，宋國初.陜甘寧盆地油氣藏形成條件及分布特征［M］.北京：石油工業出版社，1990：199-207.

P618

A

1004-5716（2016）02-0088-04下寺灣油田位于陜西省甘泉縣洛河流域，即甘泉縣城以西、志丹縣永寧鄉以東、延安高橋鎮以南，甘泉縣府溝村以北，區內為黃土塬地貌，地面海拔在1050～1480m之間，相對高差430m左右。雨岔地區屬下寺灣油田油氣較為豐富的地區，油氣顯示主要分布在雨岔地區的泉109井區、泉81井區和泉92井區。

2015-02-27

鄒士雷（1973-），男（漢族），江蘇銅山人，工程師，現從事石油地質研究工作。