志丹地區延安組沉積微相與油藏控制因素分析*

許　璟，董麗紅，杜彥軍，馬　浪，時曉章

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075)

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志丹地區延安組沉積微相與油藏控制因素分析*

許璟，董麗紅，杜彥軍，馬浪，時曉章

(陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院，陜西 西安 710075)

利用志丹地區600余口鉆井的測井、錄井、物性、試油等資料，采用單井相、連井相和平面相多角度綜合分析方法進行多期河道疊置的砂體展布和沉積相研究，在此基礎上通過對已發現油藏的解剖，分析了油藏類型及油氣成藏的主控因素。結果表明：延10+11期發育辮狀河亞相，可劃分為河道、邊灘、心灘與河漫灘微相，古地貌對沉積微相發育控制顯著；延9期發育三角洲前緣亞相，分為水下分流河道、分流間灣、天然堤與河口壩微相，延8期砂體較延9期發育；延安組下部油氣富集同時受沉積微相、鼻狀構造與古地貌的控制，油藏類型以構造-巖性油藏為主；辮狀河的邊灘、心灘及三角洲前緣水下分流河道、天然堤微相為有利儲集相帶，遇到良好圈閉即可成藏。綜合分析可判斷出古地貌中的斜坡帶和河間丘既是有利儲層的分布區，又是鼻隆的發育區，最有利于油氣成藏。

沉積微相；油藏類型；成藏控制因素；古地貌；延安組；志丹地區

0　引　言

延安市志丹縣境內油氣資源面積約1 900 km2，研究區位于北起靖邊與志丹縣界線，南至富縣與志丹縣界線、西起志丹縣義正，東至志丹縣杏河，油氣藏為典型的低孔低滲油氣藏[1-2]，延安組不斷有新的油藏發現，已在志丹的雙河、寨科及劉家河地區提交了儲量。雖然前人針對本區延安組做了一些工作，但難滿足勘探開發的需求。目前開展全區沉積微相的精細劃分，編制的沉積相圖難以準確地預測圈閉；對成藏控制因素認識單一，從而不能有效地指導油氣田開發。鄂爾多斯盆地三疊系油氣藏富集主要受沉積相控制，但三疊紀末的印支運動使盆地抬升，延長組頂部遭受強烈剝蝕，形成了溝壑縱橫的古地形，該侵蝕面在未填平之前就隨著侏羅紀早期的構造沉降而被保存下來，這對本區油氣成藏有著特殊的意義[3-5]。因此延安組油藏控制因素以沉積相為主導，其展布基本控制了生、儲、蓋的分布[6-8]，但同時也受到構造和古地貌的影響。系統梳理研究區600余口鉆井的地質和生產動態資料，對延安組下部開展的沉積微相及油氣成藏控制因素研究，緊密貼合生產實際，為下一步科學高效地勘探開發具有重要的現實意義。

1　區域地質概況

志丹地區構造為平緩的西傾單斜，局部因差異壓實作用而形成鼻狀隆起[9]。其下侏羅統包括延安組和富縣組(延11油層組)，其中延安組又劃分為10個油層組(延1-延10)。侏羅系沉積時，由于延長組遭受侵蝕致使延安組與延長組的界限為不整合面[10]，長1大部分被剝蝕，不整合面之下為延長組，之上為延10+11的巨厚塊狀砂巖，兩者的電測曲線存在明顯的臺階，易于分辨。本次研究目的層自下而上包括延10+11，延9和延8油層組。

2　沉積微相特征

受前侏羅紀古地貌的控制，下侏羅統本區形成了2大沉積體系。首先是延10+11期的河流相充填沉積體系[11]，早期河谷下切，中后期開始充填。之后盆地下降，延9期開始以形成三角洲—湖泊為主的沉積體系，其中延9期迅速湖侵，到延8期三角洲達到鼎盛，之后三角洲逐漸萎縮[12]。

2.1沉積微相劃分

通過對區內600余口鉆井的測井、錄井資料進行分析，結合巖心觀察，延10+11期發育辮狀河亞相沉積，進一步劃分為河道、邊灘、心灘及河漫灘微相；延9和延8期發育三角洲前緣亞相沉積，進一步劃分為水下分流河道、水下天然堤、水下分流間灣及河口壩微相。

2.1.1辮狀河

1)河道：巖性為厚層淺灰色粗—中砂巖夾泥巖，具有多粒級正旋回沉積序列，砂厚一般大于100 m，底部見沖刷面和含礫砂巖。發育大型板狀、槽狀交錯層理。塊狀砂巖特征在電測曲線上易于與上部的砂泥巖區分，SP，GR曲線呈大套齒化箱形；

2)邊灘、心灘：巖性以中砂巖為主，構成多階性正旋回沉積序列。砂巖粒度自下而上，由粗變細，頂部過渡為河漫灘的細粒沉積。主要發育槽狀、板狀和波狀交錯層理。砂巖底部突變，SP,GR曲線呈齒化箱形，上部漸變呈鐘形；

3)河漫灘：延10+11的中后期，河流動能降低，水流中承載的細粒巖漫過堤岸且沉積下來，形成河漫灘。以深灰色泥巖為主，沉積厚度薄。SP呈基線平直形，GR表現為中高值。

2.1.2三角洲前緣

1)水下分流河道：巖性為灰色厚層細-中粒砂巖，夾少量的粉砂巖、粉砂質泥巖。主要發育交錯層理、平行層理，砂巖底部多具有沖刷面，剖面上為向上變細的正旋回沉積序列。SP，GR曲線形態為中幅微齒箱形及鐘形曲線組合，RILD和RILM曲線為齒化中高值；

2)水下天然堤：位于水下分流河道兩側，呈楔形體，頂部常被河道沖蝕而保存不完整，或與水下分流間灣連續過渡，巖性為深灰色細—粉砂巖。見小型波狀層理、沙紋交錯層理。由于厚度薄，測井曲線常與水下分流河道組合，SP，GR表現為向上連續變化的低幅齒化鐘形；

3)水下分流間灣：巖性為深灰色、灰黑色泥巖、粉砂質泥巖夾粉砂巖，具小型水平層理及波狀層理。其SP曲線呈基線平直形，GR曲線為中高值，呈齒形；

4)河口壩：巖性以分選較好的粉砂—中砂巖為主，其具有反旋回沉積序列。見小型槽狀交錯層理、沙紋層理。SP形態為漏斗形，GR曲線呈頂部突變、底部漸變的齒化漏斗形。由于本區處于淺水臺地三角洲，進積作用較為強烈，河口壩多被河道沖蝕，僅在局部殘余[13]。

2.2沉積微相平面展布

沉積演化表明，延10+11期盆地為古地貌背景下的河流充填沉積，到延9期盆地基本被填平補齊，因此古地貌對延10+11地層的沉積厚度和砂巖分布起著控制作用[14]。通過對延10+11和延9的地層厚度和延長組頂面構造圖的繪制，可以基本恢復本區前侏羅紀古地貌形態，從西至東有甘陜古河谷和寧陜古河谷2條大的水系經過，在順義以北、永寧以南和金丁以西形成古高地，在河谷與高地之間有一定坡度的地區為斜坡帶，古河谷中局部隆起處為河間丘帶。通過對志丹地區延10+11期沉積微相與古地貌進行疊合，發現兩者有很明顯的對應關系。其中，河道主要分布于古地貌中的各級古河谷中，2條從西至東的古河道在金丁地區匯合流向延安一帶，河道深而寬闊，沉積了巨厚的中粗砂巖及含礫砂巖，砂體最厚處超過200 m；邊灘微相多在斜坡帶發育，砂體累計厚度在40～100 m；心灘微相分布于古河谷中的河間丘處，其特征是河谷中延10+11地層突然減薄，延長組頂面構造抬高，心灘零星分布，砂體形態近橢圓形；河漫灘主要分布在高地中比較寬緩的地帶，砂體厚度小于40 m(圖1，圖2)。

圖1　延10+11沉積微相展布圖Fig.1　Sedimentary microfacies distribution of Yan 10+11 period.

圖2　古地貌與延10+11沉積微相疊合圖Fig.2　Superimposed graph of paleo-geomorphology and sedimentary facies of Yan 10+11 Formation.

延9期，迅速湖侵[15]，來自北部的靖邊-志丹三角洲向南部湖區推進，本區處于三角洲前緣亞相沉積。總體上，延9期開始古地貌對沉積相的控制作用減弱。區內發育自北東、北西向南推進的砂體，砂體厚度較薄且寬度較窄；主砂體為水下分流河道砂體，厚度8～12 m，天然堤部位的砂體較薄。河口壩常不發育，只在局部殘余[13](圖3)。

延8期，湖盆在總體下沉背景上有所抬升，形成了不同規模的水進型三角洲沉積，志靖三角洲匯聚后進入湖區，本區處于志靖三角洲前緣相帶。砂體與延9期有一定的繼承性，但較延9期發育。水下分流河道砂厚在25～35 m，天然堤砂厚20～15 m，河口壩零星分布(圖4)。

圖3　延9沉積微相展布圖Fig.3　Sedimentary microfacies distribution of Yan 9 period

圖4　延8沉積微相展布圖Fig.4　Sedimentary microfacies distribution of Yan 8 period.

3　油氣成藏要素

3.1成藏條件

油氣源研究表明，延安組和延長組的源巖主要來自于長7張家灘油頁巖[16]。據本次沉積微相和油藏特征研究，有利儲層主要分布于延10+11的辮狀河邊灘、心灘砂體及延9、延8的三角洲前緣水下分流河道、水下天然堤砂體中。延9和延8的水下分流間灣厚泥巖隔層可以形成良好蓋層。可見延安組油藏形成了下生上儲的生、儲、蓋空間配置關系。由于延安組油藏源儲距離遠，侏羅紀早期河流下切形成的侵蝕面則是溝通兩者的油氣運移通道[17-18]。溢出侵蝕面的油氣通過砂礫巖體或垂直裂縫向上運移，首先在延安組底砂巖中聚集，然后再進一步向上越層運移，遇到砂巖上傾尖滅、透鏡狀砂巖、鼻狀隆起等有利圈閉即可富集成藏。

3.2油氣藏類型

志丹地區三疊系油氣藏以沉積相控制為主[19]，而前侏羅紀起伏不平的古地貌形態與延安組下部地層沉積時產生的厚度差異在后期應力的作用下形成了低幅度鼻隆，與側向變化的巖性匹配易形成構造一巖性油藏。構造-巖性油藏通常表現為沿鼻隆上傾方向泥巖層封堵、儲層巖性尖滅或物性變差形成致密遮擋，也可為微幅度背斜聚集油氣同時沿上傾方向有巖性尖滅或物性致密形成遮擋，此類油藏多分布在鼻隆構造的高部位。由于構造平緩，圈閉幅度較小，本區延10+11—延8主要發育巖性與構造雙重控制的構造-巖性油藏類型，延10+11鼻隆構造分布廣泛，從延10+11到延8，隨著局部構造發育減少，油藏受構造控制逐漸減弱。

從圖5可以看出，YJ83井在延10+11頂部試油，平均日產油0.9 t，日產水3.6 t，為油水同層；F165井在延10+11頂部試油，平均日產油2.4 t，日產水0.6 t，為油層；由YJ83井延10+11頂部試油層段向北構造高部位的F165井，含油性變好，這是由于差異壓實形成的鼻隆與有利儲層相匹配的結果。同時，通過對延10+11頂面構造圖與已發現油藏進行疊合(圖6)發現，油藏多分布于鼻隆構造的軸部和側翼，因此更加證明了延安組下部油藏除了受沉積相控制外，受構造控制明顯，為構造-巖性油藏類型。

3.3油氣藏主控因素

3.3.1沉積微相控制油氣分布

據本次沉積相和油藏研究表明，延安組下部已發現油藏主要位于辮狀河邊灘、心灘及三角洲前緣水下分流河道、天然堤微相，這是由于這些微相帶砂巖沉積時水動力較強，顆粒經過河流反復沖刷，結構成熟度和礦物成熟度高，從而使物性增強，為有利儲層相帶。而河道雖然砂體厚度大，是河流中粒度最粗的部分，但由于沉積較快，顆粒沒有經過反復的沖刷淘洗，巖性混雜，物性較差，因此本區辮狀河主河道中有價值的油藏很少發育。

圖5　延10+11油層油藏剖面圖Fig.5　Reservoir profile of Yan 10+11

圖6　延10+11頂面構造與油藏疊合圖Fig.6　Superimposed graph of superface structures and reservoirs of Yan 10+11

圖7　延安組下部斜坡帶與河間丘成藏模式圖Fig.7　Petroleum immigration model of slope and mound in lower Yan’an Formation(a)斜坡帶成藏模式圖　(b)河間丘成藏模式圖

3.3.2鼻狀隆起控制油氣富集成藏

本區延安組下部發育了一系列低幅度鼻隆構造，一般具有5～15 m的閉合高度。只要有砂層頂面鼻狀隆起，就可能形成一個圈閉，因此鼻隆是油氣運移的指向。鼻隆構造在延10+11期最為發育，隨著盆地的填平補齊，向延9和延8期逐漸減少，控制作用逐漸減弱。

3.3.3古地貌控制油氣分布及成藏范圍

1)下切的古河谷是延安組油氣運移的主要通道。古河谷的下切作用使得延安組與長2或長2以下的地層接觸，它是延長組過剩壓力釋放的有利場所，這種接觸縮短了油氣運移的距離；

2)古地貌控制了局部鼻狀隆起的分布。延10+11構造發育程度受古地貌的控制明顯。將古地貌與延10+11頂部構造進行疊合發現，鼻隆多在斜坡帶、高地與河間丘發育。延9和延8頂面構造與延10+11相比，則較為平緩，但仍有一定的繼承性，本區北部構造形態平緩，鼻隆多發育在河間丘和南部斜坡帶。

3)古地貌控制了有利儲集體的展布。延10+11期沉積微相與古地貌疊合圖(圖2)顯示，分布于河谷與高地間的斜坡帶及古河谷中露出的河間丘帶，延10+11期多發育邊灘、心灘微相。該相帶的沉積物由于河流反復沖刷，物性明顯較河道好，因而古地貌的斜坡帶和河間丘為最有利于油氣富集的儲集相帶。

古地貌通過對構造、儲層及油氣運移的控制，進而控制著油藏的分布。綜上所述，古地貌中的斜坡帶、河間丘既是鼻隆的發育區，又是有利儲層的分布區，兩者有機配置，即可成藏。據本次研究發現，本區古地貌與延安組下部地質儲量區具有很強的對應關系，儲量區基本都分布于斜坡帶與河間丘，因而可以推斷其為最有利的油氣成藏相帶。其中位于斜坡帶的油藏在延10+11期多分布于河道兩側的邊灘砂體中，砂體的側向遷移可形成上傾方向的致密巖遮擋，利于油氣聚集；首先延長組油源通過河谷中充填的砂礫巖及裂縫向兩側斜坡帶構造高部位、儲層物性好的邊灘砂體中運移成藏，之后油氣可繼續向延9和延8有利儲集體中運聚成藏(圖7(a))。位于河間丘處的油藏在延10+11期一般分布于河道中凸起的心灘砂體中，該類油藏含油砂體常以塊狀單砂體出現，首先油氣向河間丘處由于差異壓實形成的構造高部位運移成藏，之后油氣可進一步向延9和延8有利儲集體中運移(圖7(b))。

4　結　論

1)志丹地區延10+11時期為辮狀河亞相沉積，可進一步劃分為河道、邊灘、心灘與河漫灘微相，沉積相的展布受控于前侏羅紀的古地貌格局；延9、延8期主要發育三角洲前緣亞相沉積，可分為水下分流河道、水下分流間灣、天然堤與河口壩微相，來自北部的志靖三角洲前緣砂體向南部湖區推進，延8期砂體較延9期發育，砂體規模和厚度較大；

2)志丹地區延安組下部油藏類型以構造-巖性油藏為主，油氣的富集同時受沉積相帶、鼻狀隆起與古地貌多種因素的控制與影響；

3)志丹地區前侏羅紀古地貌中河谷下切形成的侵蝕面是溝通油源與延安組下部儲層的通道，遇到良好圈閉即可成藏，古地貌中的斜坡帶和河間丘為最有利的油氣成藏相帶。

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Microfacies and controlling factors of hydrocarbon reservoir formation of Yan’an formation，Zhidan area

XU Jing，DONG Li-hong，DU Yan-jun，MA Lang，SHI Xiao-zhang

(ResearchAcademyofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.，Ltd.,Xi’an710075，China)

Integratedoflogging，mudlogging，reservoirphysicalpropertyandoiltestingdataof600wellswasfirstutilizedtorevealspatialandtemporaldistributionpatternofsedimentaryfaciesandmulti-phasechannelizedsandbodythroughwelllogfaciesanalysis.Moreover，detailedanatomyofdiscoveredhydrocarbonreservoirsshednewlightsoncontrollingfactorsoftheirformation.Theresultsshowthatthepaleo-environmentofstudyareaduringYan10+11periodisdominatedbybraidedriver，andcouldbefurtherdividedintochannel，pointandchannelbarsandfloodplain.Thedistributionofsedimentaryfaciesiscontrolledbypre-Jurassicpaleo-geomorphology.SedimantaryfaciesduringYan8and9periodsevolvedintodeltafront，includingsubaqueousdistributarychannel，interdistributarybay，leveesandmouthbarmircofacies.SandbodyduringYan8periodisgreaterthanYan9.ReservoirswithinlowerYan’anformationaredominatedlycontrolledbylithologyandtectonics，indicatingpetroleumaccumulationiscontrolledbysedimentaryfaciesdistributionandpaleo-geomorphology.Interdistributarybayandmouthbarsinbraidedriver，andsubaqueousdistributarychannelandleveesindeltafrontarepreferredarchitecturalelementsforhydrocarbonreservoirs.Furthermore，theslopeandmoundoccupiedbyfavorablearchitecturalelementsshouldberegardedassweetpots.

sedimentarymicrofacies；reservoirtypes；reservoircontrollingfactor；paleo-morphology；Yan’anformation；Zhidanarea

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2016.0508

1672-9315(2016)05-0657-07

2016-04-15責任編輯：劉潔

陜西延長石油(集團)有限責任公司集團科技項目“延長探區重點區域石油地質綜合評價”(ycsy2012ky-A-02)

許璟(1984-),女,陜西西安人，碩士,工程師,E-mail：lily_jing_2003@163.com

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