甘泉地區長7段沉積巖特征與地質評價

劉秀嬋，楊 帥，常 童，李祁磊

（延安大學 石油工程與環境工程學院，陜西 延安 716000）

頁巖油作為非常規油氣資源熱點，其內部及鄰層巖性、礦物組成、地球化學、沉積、孔隙類型等特征是決定頁巖油類型、成巖相、有機相、儲層質量、儲量大小的基礎條件。鄂爾多斯盆地延長統長73段富含有機質頁巖是盆地形成頁巖油藏的主要油源，本文從鄂爾多斯盆地甘泉區域長7 段沉積巖特征出發，進行巖石學特征、地球化學特征、沉積類型分布及地質評價方面的研究，以期為盆地頁巖油研究、區域頁巖油勘探與開發提供一定的基礎與借鑒。

甘泉區域為鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部，該區域為盆地頁巖油勘探、見效較好目標區，區域內長7段頁巖油見油效果較好的儲層單元內沉積巖類型主要為細粒砂巖、泥頁巖兩大類。甘泉地區三疊系主力產油區共8 個，其中DG、YC、CD 3 個區域為長7 段見效優勢區。長7 段地層自下而上分為長73、長72、長71，地層總厚度分布范圍為65～170 m，平均厚度為118 m。目前主力產油層為長72，區域內長73頁巖油為區域規模勘探和開發的重點。但對優勢儲層是砂巖還是頁巖，及砂巖、頁巖的地質特征研究不精細。本文通過巖芯觀察、薄片鑒定、圖像粒度、X衍射等分析，結合鉆、測井等資料，開展區域內長7段沉積巖精細描述、縱橫向分布、巖性組合關系及相關地質意義研究與評價，以期為今后深入認識甘泉地區頁巖油優勢儲層、主控因素及尋找“甜點”提供依據。

1 巖石學特征

1.1 巖石類型

巖心觀察顯示，甘泉區域長7 段巖石類型有細砂巖、粉砂巖、泥巖、頁巖4 大類。顏色上表現為細砂巖多呈淺灰、灰色，主要分布在長72、長71地層；粉砂巖、泥巖、頁巖顏色較深，多為深灰色、灰黑色，為長73地層的重要沉積巖類型（圖1）。

圖1 甘泉地區長7段巖心照片

鑄體薄片觀察得到區域長7段砂巖粒度級別有中砂、細砂、粗粉砂，三者占比分別為13.94%、77.41%、8.65%。另外，140 個樣品圖像粒度分析得到不同粒度級別的占比：中砂1.71%、細砂79.41%、粉砂17.91%、黏土1.05%。

綜合巖心、薄片、粒度分析得出，甘泉地區長7段巖石類型有中砂巖、細砂巖、粉砂巖、泥巖、頁巖5種類型，其中細砂巖含量高，為主要類型。

通過偏光顯微鏡成分和碎屑巖巖性三角圖分析可知，甘泉區域長7 段巖性細粒特征明顯，巖石類型初步定性為長石砂巖、巖屑長石砂巖2 類（圖2A）。碎屑組分含量分配上DG、CD、YC 這3 個區域相似（表1），表現為高長石、中石英、低巖屑特征。長石含量平均46.29%，石英含量平均30.33%，巖屑含量平均10.02%，巖屑成分以變質巖巖屑為主、火成巖巖屑次之。填隙物含量及組分在3 個區域相當，雜基見水云母、綠泥石，且表現為粉砂巖中雜基含量明顯高于細砂巖；膠結物多見方解石、鐵方解石、硅質。

表1 甘泉區域長7段巖石組分含量 單位：%

圖2 甘泉地區長7段巖石三角圖

X衍射是相比薄片對礦物進行成分分析較有效的方法之一，能夠對巖石中礦物成分及含量進行半定量分析。通過甘泉區內11 口井共63 個樣進行長7段全巖X衍射統計分析得出，長7段巖石成分類型與普通薄片鑒定結果相同（含長石、石英、巖屑及填隙物），但碎屑物質含量上約有偏差，從圖2B可以看出X衍射投點明顯偏右、靠下，說明X衍射測定出的長石含量有所減少，石英含量明顯降低。另外，伊蒙混層類黏土礦物含量在填隙物中明顯增加。并對碎屑、填隙物成分進行了定量統計（圖3），表明方解石、綠泥石、高嶺石是主要填隙物類型，三者含量占填隙物總含量的63.3%。

圖3 甘泉地區長7段巖石成分含量分布圖

礦物的成分和結構決定巖石的力學性質，包含塑性和脆性。脆性礦物含量高、伴隨少量黏土礦物，是造縫的有利條件，也容易開展體積壓裂［1-2］。從以上分析易得出，甘泉區長7段骨架顆粒長石、石英含量較高，說明區內巖石力學性質表現為脆性大于塑性，如若受力，易產生利用油氣儲集、運移的縫洞通道，且在今后的開發措施中宜采用體積壓裂方法。

1.2 巖石地球化學特征

鄂爾多斯盆地延長組長7 段整體具備生烴能力，除73段黑色頁巖、暗色泥巖最強外，其他段粉砂質泥巖、泥質砂巖也具有一定的生烴能力［3］。長7段是甘泉區域最優質的烴源巖層，有效烴源巖分布面積超過500 km2。其中長73黑色泥頁巖沉積厚度范圍為11.4～34.6 m，R0值為0.6%～1.2%，烴類組分以飽和烴、芳香烴為主，有機質類型為Ⅱ1型，TOC平均值為5.4%，有機質成熟度適中，生烴潛力高。長72、長71段有機質類型為Ⅱ1、Ⅱ2型，TOC平均值為2.8%，烴源巖總體特征略低于長73，但其中砂巖富含的有機質會改變儲層潤濕性，推動烴類高效充注［4］。長7 段整體烴源巖都具有生烴能力，為區域油氣成藏提供了豐富良好的油源條件。

1.3 分布特征

1.3.1 地球物理、巖性組合特征

不同的巖性、含量導致各類巖石在電性響應存在較大差異，因此，地質上一般采用測井曲線組合來定性識別、解釋巖性。陜北斜坡區域上多采用GR、SP、AC、LLD 4條曲線組合來識別復雜巖性特征。

甘泉區域長7段自下而上縱向地球物理特征表現為長73：上部自然伽馬、聲波時差突變，下部為鋸齒狀粉砂巖細粒段；長72：2～3 個鐘形或漏斗形自然伽馬、深感應特征明顯，漏斗形之間多為齒狀細粒物質或指狀泥巖夾層，形成明顯的互層性砂巖；長71：分為明顯上下兩部分，上部為中-低自然伽馬鋸齒形、中聲波時差粉砂巖，夾指狀或薄層砂巖，下部自然伽馬可見明顯1～2 個齒狀鐘形或鋸齒狀卵形、聲波時差低、高電阻率細砂巖，上下兩部分之間有明顯厚層泥巖隔開，即高自然伽馬、中-高聲波時差、低電阻率（圖4）。

圖4 甘泉地區長7段地球物理特征及巖性組合

巖性組合特征上表現為長73主要為厚層黑色泥頁巖、泥頁巖夾薄層灰色細砂巖；長72主要為灰褐色粉砂巖、灰色細砂巖夾薄層或厚層深灰色泥巖；長71主要為深灰色泥巖、灰褐色粉砂巖、2～5 m中厚灰色細砂巖互層。各亞段內廣泛發育的泥巖可作為小層劃分的依據，亦可成為隔夾層，影響儲層的成巖作用、非均質性及油氣成藏。

1.3.2 平面分布特征

甘泉地區長7 地層厚度80～110 m，埋深多為780～1 350 m，北部比南部地區埋深相對較深。平面上，長71、長72細砂巖全區分布，但主要集中在區內中部YC、CD、DG 這3 個區域，由北至南貫穿整個甘泉區，厚度較厚的在南邊DG 區，該區域長71砂巖厚度范圍為3.2～35.4 m，平均12.9 m；長72砂巖厚度分布在4.7～47.9 m之間，平均19.1 m。長73泥頁巖具有覆蓋全區、厚度變化差異大的特征，呈現出西邊厚東邊薄的趨勢，西邊LLY 處最厚可達50 m，東邊LS 區厚度減薄至小于10 m，多數都在25～40 m（圖5）。

圖5 甘泉地區長73泥頁巖分布圖

2 沉積特征

多年來，眾多學者通過各種方法對鄂爾多斯盆地長7 時期沉積特征進行研究，一致認為長7 期沉積環境為湖盆繁盛期形成的深湖、半深湖、淺湖及三角洲。后有學者提出還存在濁流沉積和砂質碎屑流沉積環境［5-7］。甘泉地區長7 沉積特征研究結果與盆地大環境一致，有深湖、半深湖、三角洲、濁流和砂質碎屑流與濁流過渡沉積環境［8］，其中長73期為深湖環境下形成的厚層黑色頁巖；長72期沉積樣式多樣，有半深湖相、濁流相、砂質碎屑流與濁流過渡相；長71期多發于砂質碎屑流、三角洲前緣相。

2.1 沉積構造特征

甘泉區長7 段粉細砂巖中大量發育層理構造，類型多樣，主要有平行層理、交錯層理（沙紋交錯層理、槽狀交錯層理、板狀交錯層理、波狀交錯層理）、包卷層理、球狀構造、揉皺層理、塊狀層理等（圖6）。

圖6 甘泉區長7段沉積構造照片

細砂巖中薄層平行層理、沙紋交錯層理、包卷層理及砂球構造等與泥巖、粉砂質泥巖一起組合成為完整或部分鮑瑪序列，鮑瑪序列的寄宿環境主要為濁流或重力流［9］。另長73段泥頁巖中發育水平紋層。因此，研究區內長7 段除了三角洲相、湖泊相，還具有濁流和砂質碎屑流等重力流沉積環境［10］。

2.2 概率曲線特征

選取區內13口井長7段153個樣品進行巖石粒度分析，概率累計曲線以兩段式為主（圖7），部分樣品可見一段式，發育跳躍總體和懸浮總體，其中以跳躍總體為主，懸浮總體次之，滾動不發育；分選差，φ 值多大于2，多數在2～4之間，以細砂為主。表明研究區長7 時期水動力條件以較強的牽引流為主，沉積物沉積速度較快，呈現出重力流沉積末期或者末端出現一定牽引流的特征，顯示濁積巖粒度概率特征［11］。C-M圖上樣品點基本平行于C=M基線（圖8），呈現出遞變懸浮、快速堆積的沉積特點，屬于粒序懸浮區，C值平均為191.5 μm，M值平均為105.9 μm，C/M比值為1.81，為典型濁流沉積，具有緩坡滑塌型濁積巖特征，因為陡坡滑塌型濁積巖C、M值較大。

圖7 長7段粒度概率累計曲線圖

圖8 甘泉區長7段C-M圖

2.3 粒度參數分布特征

根據甘泉區域長71、長72段140 個粒度樣品，做出粒度平均值Mz與標準偏差σ1散布圖［12］（圖9），樣品點均落在散布圖右下部，表明甘泉區長71、長72沉積物結構成熟度相對較好，沉積物呈現細粒、分選好的特點，反映為三角洲沉積。

圖9 甘泉地區長71、長72段環境標準偏差與平均值散布圖

3 地質評價

3.1 長7優勢儲層及其組合特征

甘泉區長7 段優勢儲層巖型組合主要有3 類：疊置砂巖型（薄厚均可見）、疊置砂夾薄層泥頁巖型和泥頁巖夾薄層砂巖型。疊置砂巖型（薄厚均可見）主要分布在長71、長72地層，區域上DG 最發育，砂地比分布區間為16%～80%，單砂體厚度平均6.39%，夾有薄層泥巖，砂體連片性好，為三角洲、濁流沉積致密砂，該區域已采用水平井體積壓裂技術開采石油資源，效果顯著；疊置砂夾薄層泥頁巖型在YC、QZ區常見，長71、長72地層，各砂體間夾1～3 套泥巖或泥頁巖，砂地比分布范圍為8%～32%，單砂體平均厚度4.12%，該類型目前采用常規井和水平井合采，水平井數量較少，是下一步開發潛力區；泥頁巖夾薄層砂巖型，巖性組合以細砂巖、粉砂巖和泥頁巖互層為主，砂巖厚度薄、不連續為特點，分布在CD 區域，長73地層砂地比與單砂體厚度均較小，在水平井技術風險勘探的基礎上，可作為下一步開發有利區。

3.2 物性與孔隙特性

根據區內24 口井300 多個巖心分析樣品可知，長7 砂巖儲層的孔隙度最大值為21.9%，最小值為1.2%，平均值為7.52%；滲透率最大值為5.02×10-3μm2，最小值為0.02×10-3μm2，平均值為0.34×10-3μm2。長7 頁巖儲層孔隙度分布范圍為0.38%～11.9%，均值為4.08%，滲透率分布范圍為0.1×10-6～1.11×10-3μm2，均值為0.137×10-3μm2。

甘泉地區長7 段儲層內儲集空間類型多樣，長71、長72主要為粒間孔和溶孔，其次為晶間孔和微裂縫；長73主要為有機孔、晶間孔，其次為溶蝕孔、粒內孔。其中，細砂巖中無機孔的發育，可確保砂巖儲層起到石油的聚集、運移及流體交換等作用，儲集性能好；同時，長73段集群式發育有機孔、黏土礦物晶間孔、水平紋層縫，是該段頁巖油主要的儲集空間。

3.3 源儲一體、全段含油

甘泉區域長71頂部有厚約1～2.5 m 斑脫巖作為披蓋遮擋，長71、長72內部發育細砂巖為儲集層，與下伏長73烴源巖直接接觸，組成厚砂+薄層砂+暗色泥頁巖型源儲配置關系，油氣不發生遠距離運移成藏，形成近源儲油、源內儲油的情況。總體上表現為砂巖和烴源巖越發育，含油性越好［13-16］。具體為長71、長72雖然儲集層以細砂巖為主，但孔喉發育、物性較好，含油性好。其中DG 區受長73油頁巖厚度大、長72、長71砂體厚度大控制，且儲集砂體間夾泥巖為良好封隔層，區域長7段儲層質量、含油性均較好，且有長72優于長71的趨勢；而CD、YC 2 個區塊縱向上雖緊鄰烴源巖，但油頁巖厚度小、砂泥互層多，有效烴源巖生排烴能力弱，且大多集中在長71，所以致密油主要富集在長71亞油組。2個區塊長73泥頁巖、細砂巖、紋層頁巖交互發育，排烴效率高，含油性較好；此外，部分井厚層泥頁巖發育，導致油氣難以排運從而賦存下來，成為甘泉區域頁巖油重要貢獻區塊。

4 結論

1）甘泉地區長7 段沉積巖具有細砂巖為主、骨架顆粒中脆性礦物含量高、黏土礦物類型豐富的特征。全段生烴能力高，長73有機質類型為Ⅱ1型，有機質成熟度適中；長72、長71亞油組有機質類型為Ⅱ1、Ⅱ2型。

2）巖性組合表現為長73：黑色泥頁巖（上）+鋸齒狀粉砂巖（下）；長72：細砂巖夾泥質夾層；長71：粉細砂巖夾指狀砂。平面上長71、長72細砂巖集中在中部YC、CD、DG 區，厚度較厚的在DG 區。長73泥頁巖覆蓋全區，有西邊厚東邊薄的趨勢。

3）長71、長72均具有優勢儲層巖性組合，砂體連片且物性好、孔隙類型多樣，屬致密油富集區帶；長73發育黑色泥頁巖，屬區域油源；厚度大、充注能力強、連片性好。區內長7 段全段含油，DG 區長71、長72含油性好；CD、YC 區長71含油性好；長73含油區域主要在LLY、DG區塊。