延长油田XX区块沉积微相与砂体展布特征

延长油田XX区块沉积微相与砂体展布特征

王乐

延长油田股份有限公司下寺湾采油厂

摘要：延长油田XX区块长6致密油藏处于勘探开发中期，前期基础地质研究工作较薄弱，储层特征及非均质性发育规律认识不清晰，油藏描述需进一步细化。采用岩心描述、薄片鉴定、测井解释等手段，对该区长6组沉积特征进行了研究，取得了以下认识：研究区长6组属于辫状河三角洲前缘沉积体系，来自于东北方向伊盟隆起，砂体的分布受控于沉积作用，呈现北厚南薄的地层分布特征，主河道呈现北东向，主要的微相类型有主河道、水下分流河道河口砂坝3个微相。水下分流河道发育，分流间湾沉积次级发育，多条主河道沿此方向延伸，主河道侧翼则为水下分流河道沉积，并受主河道控制，水下分河口坝沉积不发育，主要分布在西南部。通过对研究区长6沉积特征研究，可为下一步勘探部署提供地质依据。

关键词：致密砂岩；致密油藏；延长油田；鄂尔多斯盆地；砂体展布

1.前言

延长油田XX区块位于陕北斜坡偏南部下寺湾采油厂。一般认为，陕北斜坡的构造形态最终定形于早白垩世。该地区的构造形态形态简单，为一平缓的西倾单斜，地层的倾伏角通常小于1°，平面上每千米的构造起伏度为 6～8 m[1]，发育多个近乎直立的低序级断层。研究区工区面积约62.4km2，是目前下寺湾采油厂主勘探区之一，长6致密油藏已探明石油地质储量420.68×104t。研究区地层发育不全，自下而上主要发育石炭系、三叠系、侏罗系、古近系、新近系和第四系[2]。其中三叠系上统延长组长6组是研究区的主要产油层，长6组从下至上可分为3段，长63段、长62及长61段。长6组地层总厚度150～500 m，上部沉积物粒度小，一段主要为灰色砂砾岩、含砾砂岩、中细砂岩夹灰色泥质岩；二段主要为红色泥质岩夹红色泥质粉砂岩、灰色细砂岩及含砾细砂岩[3]。

鄂尔多斯盆地不同时期岩相古地理，受盆地构造运动影响，自晚古生代至中生代早期，盆地逐渐由海陆过渡相煤系碎屑岩沉积转向内陆湖盆沉积[4]，并发育湖泊三角洲沉积体系。根据层序地层研究成果，三叠统延长组可划分为1个二级层序，4个三级层序，伴随两次较大湖泛和湖侵过程，在湖盆边缘发育一系列带状三角洲裙体[5-7]。长6期为三角洲建设高峰期。顶部厚层块状砂岩与其上覆岩层界限明显，下部为长7泥岩标志层。

按照延长油田地层划分统层方案，将长6划分为长61、长62和长63，也是是本次研究目的层位。研究区油藏具有埋深浅、储层厚度薄、原油黏度高，具有典型的稠油油藏特征，砂体发育，但是横向变化快。油层厚度由东北向西南变薄，发育稳定，构造高部位常见纯油层，低部位多为边底水的特征[8]。因此，有必要对研究区长6组开展沉积特征及展布规律的研究，明确沉积特征，以指导下一步的勘探。

图1研究区地理位置图（换掉）

2.沉积标志

2.1岩相标志

岩心的岩性主要为灰白色泥岩、灰色砂岩、灰色含砾砂岩及砂砾岩；岩心层理类型为交错层理、块状层理，整体表现水动力强，为近岸沉积特征[9-10]。岩心局部可见叠瓦构造块状砾岩，可为辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积（图2）。

图2研究区取芯井探1258井岩心照片

2.2粒度特征

根据研究区取芯井探1258井区岩心粒度分析，岩心概率累积曲线主要为三段式（图3a），少量存在四段式（如探1725井364.17和365.23样品），为典型的牵引流特征（图3b），水动力条件较强[11]。探1378位于工区东南部，呈弧形或低斜率复杂多段式，为碎屑流沉积特征，表明研究区东南部相较西北部水动力条件变弱，由牵引流转换为重力流沉积（图3c）。

（1）三段式：悬浮次总体含量较多，最高可至30%，为支流河口砂坝砂的粒度分布特征[12]；而支流河道砂的粒度分布主要为悬浮总体和跳跃次总体，滚动次总体含量较少，悬浮组分含量可达20%；各别岩样滚动次总体含量较高，表明水动力较强[13]，砾石含量较高（图3b）；（2）四段式：主要是存在冲流和回流两种沉积作用形成的，悬浮次总体和滚动次总体含量均较少（图3a）；（3）一段式：曲线形态呈弧形，为递变悬浮沉积的粒度分布特征（图3c）。

图3研究区粒度概率曲线（a.探1258；b.探1725井；c.探1378井）

对粒度C-M图分析可知，近60%的岩样位于N-O段之上，C值大于2000μm，主要为河流砂坝砾石堆积物；部分样品位于P-Q段和O-P段，O-P段以滚动搬运为主，P-Q段以悬浮搬运为主，含有少量滚动搬运组分，为水动力较强的牵引流沉积环境（图4）。

图4研究区岩心粒度C-M图

3.沉积相类型

3.1沉积相类型

综合岩心描述和粒度分析，结合区域资料及前人的研究成果，研究区长6为辫状河三角洲沉积，沉积亚相类型为三角洲前缘沉积，物源来自研究区东北部方向的伊盟隆起[14]。研究区微相类型包括水下分流河道、分流间湾和河口砂坝，其岩性特征等如表1。

表1 研究区长6沉积微相及测井相标志表

（1）水下分流河道

研究区沙一段水下分流河道主要由砾岩、砂砾岩、中粗砂岩、钙质砂岩构成。单一水下分流河道砂体可见下粗上细正粒序特征，岩性从砾岩、砂砾岩、粗粒砂岩过渡到细砂岩，主体为中、粗粒砂岩。砂体中大、中型交错层理、平行层理较发育，常见泥砾。泥砾，即早期沉积的支流间湾泥岩被河道被侵蚀后，形成的撕裂状、团块状块体，多分布于河道底部。由于河道砂体频繁侧向迁移，不断加积形成的侧积交错层普遍发育。

图5探1258井综合柱状图

（2）支流间湾

支流间湾沉积主要由灰色粉砂质泥岩及灰色泥岩组成，可见水平层理、沙纹层理及液化变形构造，偶见少量微粒状黄铁矿。由于水下分流河道频繁迁移，原支流间湾沉积往往受到侵蚀破坏，多以泥砾及透镜状的泥岩形式出现于水下分流河道底部。

（3）河口砂坝

河口砂坝普遍可见，由粉砂岩、细砂岩及中粗砂岩组成，常呈向上变粗层序，从粉砂岩、细砂岩过渡到中粗砂岩，有时也呈向上变细的正粒序。河口砂坝中沉积构造发育，常见浪成沙纹层理、沙纹层理、平行层理（图5）。

3.2测井相标志

利用岩心特征及测井曲线形态，建立各微相类型的测井相标志。如水下分流河道的SP曲线呈箱型，RT曲线呈钟形、乳状；河口坝微相SP曲线呈漏斗型；分流间湾微相SP曲线呈高阻平直状，RT曲线呈低阻平直状。

3.4平面沉积微相及砂体展布特征

沉积相平面展布特征研究需建立在单井相划分的基础上。通过连井剖面中对砂体对比，砂岩厚度、泥岩厚度、砂地比特征的分析，可确定砂体平面沉积展布范围及特征。本区沉积相的发育受构造因素的影响，研究平面相的展布有利于分析构造因素对沉积物的控制作用。

长63水下分流河道发育，河口坝沉积次级发育。长6时期物源方向为北东向，多条主河道沿此方向延伸，从南到北主河道依次为沿定1781井向南西方向、沿定11793-1～定 1266～定1707一线、沿定1283～定1253-1～定1294-2一线、沿定1281～定1270-1一线、沿定1285-2～定1187-2一线，主砂体间距0.6~1.7km，砂体厚度0.7~48.6m，平均20.2m，砂地比为0.32～0.92，平均为0.43，主河道侧翼则为水下分流河道沉积，并受主河道控制。研究区内水下分河口坝沉积较发育，主要分布在西南部，砂地比小于0.3，砂体厚度小于17m。

长62水下分流河道发育，从南到北主河道依次为沿定1184井向南西方向、沿定1193～定 1265～定1279-1一线、沿定1273-1～定1266～定1793-1一线、沿定1749～定 1735-1～定 1781-4一线，主砂体间距1.4~2.1km，砂体厚度0.5~52.5m，平均20.1m，砂地比为0.31～0.95，平均为0.41，主河道侧翼则为水下分流河道沉积，并受主河道控制。研究区内水下分河口坝沉积不发育，主要分布在西南部，砂地比小于0.3，砂体厚度小于15m。

长61时期，仍以水下分流河道为主，同时局部发育河口坝沉积，整体格局与长62相似，发育多条从南到北主河道，依次沿定1184井向南西方向、定1192-2～定1269～定1283-1一线、定1273-2～定1267～定1782-3一线、定1729～定19一线，主砂体间距1.3~2.5km，砂体厚度0.5~28.9m，平均11.0m。砂/地比值0.22~0.98，平均为0.45，主河道侧翼发育水下分流河道沉积，也受主河道控制。统计表明，河口坝沉积不发育，主要分布在研究区西南部，砂地比小于0.3，砂体厚度小于5m。

结论

研究区长6为东北物源，呈现北厚南薄的地层分布特征，地层沉积较为稳定，自下而上可划分为三段：长61、长62和长63。综合沉积旋回性、泥岩颜色、沉积构造、岩心相、粒度分布分析，油组沉积类型为辫状河三角洲前缘沉积，长61、长62和长63主河道呈现北东向，主要的微相类型有主河道、水下分流河道河口砂坝3个微相。长71、长72和长73水下分流河道发育，分流间湾沉积次级发育，多条主河道沿此方向延伸，主河道侧翼则为水下分流河道沉积，并受主河道控制。研究区内水下分河口坝沉积不发育，主要分布在西南部。

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