鄂爾多斯盆地和尚塬地區(qū)長(zhǎng)6油層沉積相及儲(chǔ)層特征

田濤 楊甫 付德亮

摘 要：通過區(qū)域地質(zhì)調(diào)查，結(jié)合測(cè)井曲線、巖石學(xué)特征、掃描電鏡等手段，對(duì)和尚塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段沉積微相和儲(chǔ)層特征進(jìn)行分析。研究表明：該區(qū)長(zhǎng)6段主要發(fā)育三角洲前緣亞相，水下分流河道微相的砂體儲(chǔ)集層為油氣的聚集提供了有利場(chǎng)所；長(zhǎng)6儲(chǔ)層發(fā)育有一定規(guī)模的長(zhǎng)石細(xì)砂巖儲(chǔ)集體，且經(jīng)歷了強(qiáng)烈的成巖作用，儲(chǔ)集空間以殘余粒間孔、溶蝕孔為主，平均孔徑為20～50μm，平均孔喉半徑為0.14～0.24μm?？紫抖纫话銥?%～12%，滲透率一般為0.1×10-3～0.4×10-3μm2，屬低孔-超低滲型儲(chǔ)層，孔喉組合類型為中孔微喉型。儲(chǔ)層整體物性較差，但已有工業(yè)流油鉆井顯示該區(qū)可能存在一定規(guī)模的油氣富集區(qū)，在現(xiàn)階段精細(xì)化油氣勘探的背景下，要注重查明湖盆區(qū)局部或獨(dú)立砂體的發(fā)育情況。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地；和尚塬地區(qū)；沉積相；儲(chǔ)集層

中圖分類號(hào)：P618.13 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1003-5168（2018）20-0097-05

Reservoir Feature and Sedimentary Facies of Chang6 Formation

in Heshangyuan Area ， Ordos Basin

TIAN Tao1，2，3 YANG Fu1，2 FU Deliang1，2

（1. Key Laboratory of Coal Resources Exploration and Comprehensive Utilization， Ministry of Land and Resources， Xian Shaanxi 710021；2.Shaanxi Coal Geology Group Co.， Ltd.，Xian Shaanxi 710021；3.Lanzhou Center for Oil and Gas Resources， Institute of Geology and Geophysics， Chinese Academy of Sciences，Lanzhou Gansu 730000）

Abstract： The sedimentary microfacies and reservoir characteristics of Chang 6 Formation in Heshangyuan area were analyzed based on the regional geological survey， combined with logging curves， petrology features and scanning electron microscope（SEM）.The results showed that Heshangyuan area developed delta the front and the distributaries underwater distributary channel sands bodies were developed widely for oil and gas accumulation. And the long 6 reservoir had a certain scale of feldspar fine sandstone reservoir， and had experienced strong diagenesis， and the reservoir space was dominated by residual intergranular pore and corrosion hole. The average pore size was 20～50 m， and the average pore throat radius was 0.14 to 0.24 m. Porosity was generally 6%～12%， permeability was generally 0.1×10-3～0.4×10-3μm2. The overall physical property of the reservoir was poor， but industrial oil drilling had shown that there may be a certain scale of oil and gas accumulation in this area. In the background of fine oil and gas exploration at the present stage， the development of local or independent sand bodies in the lake basin area should be ascertained.

Keywords： Ordos Basin；Heshangyuan area；sedimentary facies；reservoir

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)屬于多旋回河流-湖泊相碎屑巖沉積。根據(jù)勘探研究成果可知，三疊系延長(zhǎng)組可劃分為10個(gè)油層組（長(zhǎng)10～長(zhǎng)1），是石油、天然氣等資源的重要產(chǎn)出層位[1-3]。和尚塬地區(qū)位于陜西省延安市富縣直羅油田區(qū)內(nèi)，區(qū)域構(gòu)造位置為鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部（見圖1），構(gòu)造為一西傾單斜，發(fā)育1-2組寬緩鼻狀構(gòu)造。該區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段（以下簡(jiǎn)稱“長(zhǎng)6”）接近深水湖盆區(qū)，普遍認(rèn)為缺乏儲(chǔ)集砂體，而一直未受到重視，然而，近年來，該區(qū)長(zhǎng)6油層部分探井顯示出了優(yōu)異的油氣潛力。目前，長(zhǎng)6油層組共打探井18口，其中L14、L23、L12、Z19等井均達(dá)到工業(yè)流油標(biāo)準(zhǔn)。為了進(jìn)一步探明研究區(qū)油氣分布特征、富集因素，指導(dǎo)后期勘探開發(fā)，有必要摸清和尚塬地區(qū)長(zhǎng)6沉積相和儲(chǔ)集層特征，以期為該區(qū)油氣勘探與開發(fā)提供重要的指導(dǎo)作用。

2 沉積特征

2.1 沉積微相劃分

根據(jù)巖心觀察、測(cè)井相特征、巖性組合特征和礦物成分分析等可知，本區(qū)長(zhǎng)6期主要為三角洲前緣沉積，可分為水下分流河道、水下天然堤和水下分流間灣等沉積微相（見圖2）。水下分流河道為陸上分流河道的水下延伸部分[4]。研究區(qū)長(zhǎng)6段水下分流河道微相以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，砂巖厚度較大，砂地比一般大于0.5。巖心觀察顯示，砂巖顏色主要呈灰-深灰色，化石不發(fā)育，偶見植物根莖化石。水行層理、塊狀層理發(fā)育，表明水動(dòng)力環(huán)境較穩(wěn)定，主要由陸源細(xì)粒碎屑物質(zhì)緩慢加積而成，反映了本區(qū)長(zhǎng)6沉積環(huán)境應(yīng)為水下還原環(huán)境。測(cè)井電性特征顯示，本區(qū)砂巖段自然電位曲線幅度低且平緩，具有明顯的箱狀或鐘狀負(fù)異常特征，自然伽馬曲線變化幅度較低（見圖2）。水下分流間灣為水下分流河道之間相對(duì)凹陷的區(qū)域，沉積巖性主要為泥質(zhì)巖、粉砂質(zhì)巖等微小沉積顆粒。巖芯觀察表明，其巖性以灰色至灰黑色泥巖、含炭泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，夾有少量粉砂巖，砂地比一般小于0.3。此外，泥巖中還常見植物化石根莖及蟲孔構(gòu)造，發(fā)育水平層理及微波狀層理。水下天然堤是陸上天然堤的水下延展部分，為水下分支河道兩側(cè)的砂脊[4]，其粒度比河道沉積細(xì)，而比分流間灣或沼澤沉積粗，以粉砂和粉砂質(zhì)泥巖為主，具有向上變細(xì)的剖面結(jié)構(gòu)，自然電位曲線為三角形正異常。主要發(fā)育波狀交錯(cuò)層理，有時(shí)可見植物碎片。

2.2 沉積微相展布

研究區(qū)長(zhǎng)64至長(zhǎng)61的沉積過程是一個(gè)相對(duì)穩(wěn)定的繼承發(fā)展過程，發(fā)育有相同的沉積微相，均為水下分流河道微相和水下分流間灣微相，對(duì)應(yīng)的沉積巖相為砂巖巖相和粉砂質(zhì)泥巖-泥巖巖相，各沉積微相在分布面積和展布方向上有一定的差異。長(zhǎng)64期發(fā)育兩個(gè)方向的水下分流河道砂巖沉積體，主分流河道沿NNE向分布，支流河道沿NEE向分布，砂地比分布為0.5～0.8，支流河道在研究區(qū)西南部與主河道匯合流向南部。物源方向主要為NNE向，向西或西南方向砂體厚度減薄，由25m左右減小到10m以下[見圖3（d）]。長(zhǎng)63期沉積格局未發(fā)生大的變化，主要與長(zhǎng)64期表現(xiàn)為繼承發(fā)展關(guān)系，體現(xiàn)該期較穩(wěn)定的沉積過程。主要發(fā)育2條NE-SW向的水下分流河道，主河道砂體厚度為15～30m，砂地比值為0.5～0.8，水下分流間灣微相有所縮小[圖3（c）]。長(zhǎng)62期的沉積格局與長(zhǎng)64、長(zhǎng)63沉積期非常相似，繼承了前兩期水下分流河道、水下分流間灣的發(fā)育特征。主要發(fā)育1條NNE向的水下分流河道微相，東南部部分揭露1條NE向水下分流河道，主河道砂體厚度為20～30m，砂地比值為0.5～0.8[圖3（b）]。

長(zhǎng)61期的沉積格局較前三期的沉積格局有所不同，主河道位置向東發(fā)生較大的偏移，前期的主河道位置正逐漸過渡為水下分流間灣相。僅在研究區(qū)東部部分揭露1條NNE向的狹窄水下分流河道微相，主河道砂體厚度為15～25m，砂地比為0.5～0.7[圖3（a）]。前人研究表明，長(zhǎng)4+5沉積期湖盆處于微陷期，湖侵面積有所擴(kuò)大[5]。由此看來，長(zhǎng)61期沉積相反映了該期向長(zhǎng)4+5期過渡階段的沉積特征。

3 儲(chǔ)層特征

3.1 巖石學(xué)特征

和尚塬地區(qū)長(zhǎng)6段砂巖儲(chǔ)層以灰色至深灰色細(xì)砂巖為主，其次含有少量的粉砂巖。31塊砂巖樣品粒度分析結(jié)果顯示，碎屑顆粒中細(xì)砂巖占主導(dǎo)地位，含量高達(dá)89.44%，平均粒徑0.12mm，粒級(jí)明顯偏細(xì)（見圖4）。礦物組分鑒定表明，長(zhǎng)6儲(chǔ)層碎屑成分以長(zhǎng)石為主，平均含量為49.2%，其次為石英，平均含量為22.4%。此外，還含有少量的巖屑、黑云母、填隙物等（見圖5）。由砂巖分類三角圖（見圖6）可知，研究區(qū)砂巖樣品以長(zhǎng)石砂巖為主，含有少量巖屑長(zhǎng)石砂巖，表明該區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的物源來源比較單一且相對(duì)穩(wěn)定。長(zhǎng)6段砂巖碎屑具有中等結(jié)構(gòu)成熟度和低礦物組分成熟度特征，體現(xiàn)為顆粒外形多為次棱角狀，具有較好的分選性，指示了物源穩(wěn)定的低能沉積環(huán)境。

注：Ⅰ.石英砂巖；Ⅱ.長(zhǎng)石石英砂巖；Ⅲ.巖屑石英砂巖；Ⅳ.長(zhǎng)石砂巖；Ⅴ.巖屑長(zhǎng)石砂巖；Ⅵ.長(zhǎng)石巖屑砂巖；Ⅶ.巖屑砂巖。

3.2 成巖作用類型及特征

砂巖儲(chǔ)層特征及分布受沉積相、成巖作用等多重因素的影響，成巖作用對(duì)儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的影響主要包括壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用[6-9]。通過掃描電鏡進(jìn)行觀測(cè)分析可知，本區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層受強(qiáng)烈的受壓實(shí)作用、膠結(jié)作用影響，巖石發(fā)育致密化，孔隙度和滲透率大幅度降低。此外，自生黏土礦物綠泥石的發(fā)育對(duì)儲(chǔ)層起到一定的支撐和保護(hù)作用，且溶蝕作用又可增加砂巖孔隙體積，在砂巖儲(chǔ)層致密化的同時(shí)，也在改善儲(chǔ)層物性[10-13]。

3.2.1 壓溶壓實(shí)作用。壓實(shí)壓溶作用是碎屑巖成巖作用的重要基本方式之一，包括機(jī)械壓實(shí)作用和化學(xué)壓溶作用。研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層演化的早期主要進(jìn)行機(jī)械壓實(shí)作用。在強(qiáng)大的定向壓力作用下，碎屑顆粒長(zhǎng)軸近于水平方向定向排列，鏡下和巖心上多見巖層紋層面上有云母和炭屑的定向排列。云母、泥質(zhì)巖屑等質(zhì)地較軟的礦物顆粒受壓變形彎曲、伸長(zhǎng)，石英、長(zhǎng)石等較硬碎屑還會(huì)嵌入軟顆粒中。隨著沉積體系發(fā)育，埋藏深度逐漸增加，壓力增大，顆粒接觸關(guān)系愈發(fā)緊密，碎屑顆粒由離散向聚集變化，最終出現(xiàn)線狀接觸的特征[見圖7（a）和（b）]。在高溫、高壓及富含CO2和有機(jī)酸的酸性孔隙水介質(zhì)的參與下[14]，普遍可見長(zhǎng)石、巖屑等沿其解理縫、微裂縫及顆粒邊緣被溶蝕。溶孔的形成使孔隙的發(fā)育及孔縫間的連通性得到改善。此外，部分碳酸鹽膠結(jié)物、交代物質(zhì)也被溶解、溶蝕，從而在一定程度上改善了儲(chǔ)層的孔滲條件[圖7（d）和（g）]。

3.2.2 膠結(jié)充填作用。碳酸鹽巖膠結(jié)充填是研究區(qū)主要的膠結(jié)方式之一，方解石、鐵方解石、白云石等碳酸鹽礦物的膠結(jié)都有出現(xiàn)。其中方解石膠結(jié)最為發(fā)育，多為細(xì)晶粒狀膠結(jié)。在部分樣品中，也見連片狀的嵌晶式膠結(jié)[圖7（j）和（k）]。在成巖演化的早期，在以壓實(shí)為主導(dǎo)的成巖作用下，膠結(jié)物的出現(xiàn)會(huì)對(duì)原生較大孔隙起到一定的支撐保護(hù)作用，但隨著壓實(shí)作用的增強(qiáng)及膠結(jié)物的大量出現(xiàn)并逐漸充填在各類孔隙中，導(dǎo)致孔隙進(jìn)一步致密化，致使儲(chǔ)層物性變差。

硅質(zhì)物是研究區(qū)長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層膠結(jié)充填的另一影響因素。薄片觀察和掃描電鏡中普遍見到石英的次生加大現(xiàn)象，且加大程度各不相同，加大邊膠結(jié)顆粒邊緣孔隙；形成于壓實(shí)之后的晚期次生石英自形程度高，一般單個(gè)產(chǎn)出，充填在孔隙內(nèi)部[圖7（e）]，也可呈集合狀充填孔隙邊緣。石英的次生加大和晚期次生自形石英的發(fā)育對(duì)次生孔隙的形成會(huì)產(chǎn)生不利影響，但由于硅質(zhì)的剛性較強(qiáng)，早期少量的次生加大增加了骨架顆粒接觸點(diǎn)，增大了儲(chǔ)層的抗壓實(shí)能力，有利于粒間孔的保存。

泥質(zhì)膠結(jié)在區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6段普遍發(fā)育，且主要以綠泥石膠結(jié)為主[圖7（f）、（g）、（h）和（i）]，還含有少量的高嶺石、伊利石等礦物膠結(jié)。綠泥石大多以孔隙襯墊的形式產(chǎn)出；高嶺石、伊利石等礦物則主要以孔隙充填的形式產(chǎn)出?？伤苄责ね恋V物的形成和發(fā)育自身要占據(jù)一定的空間，其充填作用也可使原生粒間孔明顯變小，常常會(huì)占據(jù)孔隙體積，使孔隙縮小，喉道變細(xì)，甚至消失，從而降低砂巖儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率。

3.3 儲(chǔ)層物性特征

研究區(qū)長(zhǎng)6油層組儲(chǔ)層砂巖孔隙類型以粒間孔、溶蝕孔為主，次為基質(zhì)內(nèi)微孔。粒間孔和溶孔平均各占總孔隙的66.6%和16.7%，粒間孔大多受到后期溶蝕、膠結(jié)和壓實(shí)等作用而改造成為殘余粒間孔，溶孔主要為長(zhǎng)石溶孔和方解石溶孔?；|(zhì)內(nèi)微孔主要為伊利石間微孔、綠泥石間微孔[圖7（f）和（i）]，這些微孔分布范圍小，連通性差，對(duì)本區(qū)物性改善作用貢獻(xiàn)較小。

據(jù)薄片和掃描電鏡觀察，長(zhǎng)6砂巖儲(chǔ)層孔隙形態(tài)多為弧三角形或不規(guī)則的多邊形。據(jù)統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙直徑最小值為10 μm，最大值為120 μm，主要分布范圍是20～50 μm，屬于中孔。據(jù)壓汞測(cè)試資料統(tǒng)計(jì)，研究區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層砂巖孔喉半徑主要為0.14～0.24 μm，屬于微喉，為中孔～微喉型砂巖儲(chǔ)集層。

研究區(qū)17口井232塊樣品的物性資料統(tǒng)計(jì)分析表明，長(zhǎng)6儲(chǔ)層孔隙度最大值為18.6%，最小值為1.0%，平均為9.2%，集中分布在7%～12%，占總樣品的61%（見圖8）。滲透率主要為0.1×10-3～0.3×10-3 μm2，占總樣品的67.5%（見圖8）。滲透率隨孔隙度的增大而增大，具較明顯的正相關(guān)性。綜上所述，和尚塬地區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性較差，為中孔-特低滲和低孔-特低滲型儲(chǔ)層，且以低孔-特低滲為主。

4 結(jié)論

鄂爾多斯盆地和尚塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段主要發(fā)育三角洲前緣沉積，普遍發(fā)育的北東向水下分流河道砂體成為油氣聚集的有利場(chǎng)所。巖石學(xué)特征、成巖作用和孔隙物性特征等分析表明，該區(qū)長(zhǎng)6長(zhǎng)石細(xì)砂巖儲(chǔ)集空間以殘余粒間孔、溶蝕孔為主，平均孔徑為20～50 μm，平均孔喉半徑為0.14～0.24 μm；孔隙度主要為6%～12%，滲透率主要為0.1×10-3～0.4×10-3 μm2，屬低孔-超低滲型儲(chǔ)層，孔喉組合類型為中孔微喉型。儲(chǔ)層整體物性雖較差，但已有工業(yè)流油鉆井顯示該區(qū)可能存在一定規(guī)模的油氣富集，在現(xiàn)階段精細(xì)化油氣勘探的背景下，要注重查明湖盆區(qū)局部或獨(dú)立砂體的發(fā)育情況。

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