青平川高家溝長2油層組沉積特征研究

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育特征和區域沉積背景分析研究，并進一步提出和分析了該地區的沉積演化特征。為下一階段深層次的油田地質開發提供參考資料。

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，沉積環境為三角洲平原相分流河道發育區。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

在前人研究成果的基礎之上，我們對高家溝開發區塊的長2油層組進行了地層劃分，并繪制了研究區地層綜合柱狀圖，具體劃分依據和地層特征如下：

（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，頂部有數米厚的粉砂巖或粉砂質泥巖。該段在電性上表現為自然電位曲線呈箱狀或鐘狀負異常，自然伽瑪曲線呈現低值。

（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，根據開發需要將長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。由于本區主力油層賦存在長22，多數井打穿長22油層即停鉆，大多數鉆井的長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

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

3.2.1相標志

1、顏色

研究區長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，研究區沉積環境為一個弱還原-還原環境。

2、巖石組分及類型

研究區巖石組分的特點為：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，但不同地區有區別，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

根據研究區巖石相、測井相的分析，結合野外剖面觀察綜合分析，認為研究區上三疊統延長組長2油層主要為河流相沉積，主要發育辮狀河亞相，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育，晚期為泛濫平原。河道砂壩是主要砂體發育相帶。

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，綜合剖面對全區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，多數井所在區域均有河道分布（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，工區河道砂壩發育廣泛，河道砂體連續性好，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，工區內以河道砂壩微相為主，泛濫平原在河道兩側發育，延伸基本貫穿整個工區。

5砂體展布特征

研究區長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。匯聚砂體具有一定的方向性，順古河道方向河道砂壩發育程度高、規模大、連通性好，橫切古河道方向河道砂體連續性略差。

（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在中部地區，砂體最厚達到26.8m。工區東南部厚度和工區東北角部較薄，最薄的地方為0.5m。整個研究區砂體平均厚度為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，最厚的井區達到26.5m，較長222小層略薄。主要分布在工區中部地區。工區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

根據巖石薄片鑒定資料的統計分析，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，占統計樣品的42.6%;其次為粉砂巖，占統計樣品的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%，巖屑溶孔不發育，約占總空間的2%。另外發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。分選系數平均為30.90，均質系數平均為0.43，孔隙分選性不好。平均配位數為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，只占總孔隙數量的3.83%，面積頻率占22.83%;孔隙直徑<30μm數量較多，占總孔隙數量的55.37%，面積頻率占11.66%;孔隙直徑30～100μm數量也較多，占總孔隙數量的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;喉道分選系數分布在2.02～3.32之間，平均為2.74（分選系數大于3，為分選性極差），說明儲層喉道分選性差;峰態值分布在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;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。在油田注水開發中，要注意對儲層1.6～6.3μm區間的喉道污染。

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）