鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段浊积特征及其石油地质意义

张 伟，刘建朝，高志亮，孙少波

（1.长安大学地球科学与资源学院，陕西西安 710054；2.长安大学数字油田研究所，陕西西安 710054）

0 引 言

吴堡地区位于陕北斜坡西南部的鄂尔多斯盆地有利烃源岩发育区内。受印支运动的影响，吴堡地区在晚三叠世发育大型湖泊，鄂尔多斯盆地的沉降中心与沉积中心正好发育在吴堡地区，沉积多套沉积体系（图1），其中中生界三叠系延长组是一套在内陆湖泊三角洲沉积体系上发育的重要油气储集层［1－3］。延长组长6段是该区重要的勘探目标层位和产油层位。

图1 鄂尔多斯盆地延长组沉积 构造格局Fig.1 Sedimengtary－tectonic Framework of Yanchang Formation in Ordos Basin

对于鄂尔多斯盆地南部及西南部延长组沉积体系发育特征问题以及储层物性特征已有不少学者进行了研究［5－13］，但对盆地西南部浊流沉积始终没有得出一致认识，并且对某一区块的精细研究也较少。笔者从储层物性特征和沉积岩相岩性等角度出发，介绍了鄂尔多斯盆地吴堡地区延长组长6段沉积特征，并就该油层组储层物性特征、浊积岩特征及浊积岩分布规律进行了总结，探讨了储层物性特征、浊积岩岩性特征对油藏的影响，明确了浊流沉积的石油地质意义，为该区油气勘探提供理论依据。

1 长6段沉积特征

1.1 浊积岩沉积特征

吴堡地区浊积岩主要由薄—中层细砂岩夹灰黑、深灰色泥岩组成，一般具有正粒序性和多期韵律性旋回，浊积岩分选好，粒度细，在剖面上多夹于深灰色、灰黑色泥页岩及油页岩中，常可见到介形虫及鱼类等湖相沉积动物化石（图2），缺少底栖动物化石。

研究区浊积岩一般厚0.05～1m，砂岩段厚度为8～15m。鲍马序列组合类型有ABCDE、ABC、ABE、ACD、BCD、BC、CDE、DE段等。鲍马序列中，A段厚1～28cm，B段2～16cm，C段1～8cm，D段1～5 cm，E段1～18cm（图3）。在鲍马序列层段组合中，常见确定浊流沉积重要标志的沉积构造是冲刷痕、重荷模、沉积同生变形构造、火焰状构造、泥岩撕裂屑及撕裂团块等泥底构，这些泥底构造形成于槽模、沟模、锥模等泥底之上（图2）；具底部冲刷面的泥底凹坑充填物的粒序递变层；由牵引作用形成的平行层理、沙纹交错层理及包卷层理以及构造细粒沉积层E段［6，8］。

1.2 浊积扇岩相特征

浊积扇根据有无固定水道可以划分为坡移浊积扇和滑塌浊积扇。许多学者依据坡移浊积扇沉积微相在湖底的发育位置及特征，将其划分为上部扇、中部扇和下部扇［8，14－17］。

图2 吴堡地区长6段浊积岩特征Fig.2 Turbidity Characteristics of Chang－6 Section in Wubu Area

图3 吴堡地区长6段浊积岩鲍马序列Fig.3 Bouma Sequences of Turbidites of Chang－6Section in Wubu Area

坡移浊积扇是在坳陷湖盆相对稳定沉降阶段，由三角洲前缘沉积的碎屑流、浊流、颗粒流等重力流携带的碎屑沉积物沿湖底补给水道在缓坡和湖盆低洼处形成浊积扇。上部扇靠近物源区，是浊积扇的补给主水道发育区［6－8］，常与中部扇辫状水道微相共生，底部可见泥砾、冲刷面，粒序层理发育。中部扇辫状水道与上部扇补给水道相接，向湖盆发育多条辫状分流水道，砂体多呈透镜状，垂向上具正韵律性，浊积岩鲍马序列AB段构成叠合砂岩体，下部扇分布在凹陷最深的部位，水动力条件较小，沉积作用缓慢，由于不受补给水道限制，薄层砂岩与深湖沉积的暗色泥岩交互沉积，岩相组合类型为薄层远基浊积岩和深湖相泥岩（图3）［18－19］。

滑塌浊积扇是三角洲前缘松散沉积物在陡坡因某种突发机制快速沉积并发生滑塌而形成的［20］。滑塌浊积扇没有固定补给水道，浊积砂体常呈分散状小面积透镜体，可明显区分出中心微相和边缘微相两个沉积微相带。滑塌浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层，见植物叶片与植物茎干碎片。碎屑颗粒呈棱角状、次棱角状，分选、磨圆较差，砂岩中见平行层理、沙纹交错层理、变形层理及液化构造等，研究区多发育ABC、BCD、ABE、CDCD段鲍马序列组合［6］。

2 储层基本特征

2.1 储层岩石学特征

图4 吴堡地区长6段砂岩类型分布Fig.4 Distribution of Sandstone Types of Chang－6Section in Wubu Area

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6油层组以长石为主，石英次之，暗色矿物少量，分选好，泥质胶结，较疏松。根据长6砂岩类型，该砂岩主要为长石砂岩（图4），以浅灰色、灰白色、灰褐色细砂岩和粉砂岩为主，也有少量中砂岩，碎屑成分以长石为主，石英次之，暗色矿物少量，分选好，泥质胶结，较疏松。其中，长石含量（质量分数）为22%～64%，平均50.2%，矿物颗粒表面风化程度高，普遍绢云母化，可见少量绿泥石化；石英含量13%～30%，平均21.8%，以单晶石英为主；岩屑含量2%～11%，平均4%，常见有泥质岩屑、千枚岩屑、花岗岩屑、中酸性喷出岩屑和高级变质岩屑等；云母含量变化范围较大，为1%～17%，平均7.9%，主要为黑云母，少量白云母。

2.2 胶结物成分

长6段填隙物成分主要有方解石、绿泥石、白云母，少量的石英加大、长石加大组分（表1）。其中，方解石含量3.8%，绿泥石约3.8%，白云母8.3%，泥质7%，石英加大1.9%，长石加大1.2%。石英加大、长石加大的存在增强了颗粒抗压实作用的能力，在压实作用早期阶段利于粒间孔的保存，绿泥石常沿矿物颗粒周边呈栉状排列，方解石胶结物充填粒间，对储层物性影响较大，使储层呈低孔低渗、物性差的特征，而在成岩作用阶段产生的长石溶孔、方解石溶孔等次生孔隙为油藏形成提供了良好的物质基础［21－24］。

表1 吴堡地区长6段胶结物成分统计Tab.1 Statistics of Cement Compositions of Chang－6Section in Wubu Area

2.3 储层孔喉特征

运用能直接反映砂岩孔隙结构的门槛压力Pcd、中值压力P50、中值半径Rm、最大进汞饱和度SHg等毛管压力参数来分析储层孔喉物性特征。通过对研究区长6段80个样品孔隙结构参数进行统计分析，发现长63段储层砂岩的平均排驱压力为2.420MPa，中值压力为13.086MPa，孔隙度和渗透率分别为10.885%和0.279×10－3μm2，最大孔喉半径为0.835μm；长62段储层砂岩的平均排驱压力为3.058MPa，中值压力为14.632MPa，孔隙度和渗透率分别为10.952%和0.272×10－3μm2，最大孔喉半径为0.548μm；长61段储层砂岩的平均排驱压力为1.979MPa，中值压力为6.141MPa，孔隙度和渗透率分别为8.75%和0.11×10－3μm2，中值半径为0.172μm，孔喉分选中等—较差，偏细歪度（表2）。

表2 吴堡地区长6段砂岩物性及特征参数统计Tab.2 Statistics of Characteristic Parameters and Physical Properties of Sandstones in Chang－6Section of Wubu Area

从表2可以看出，研究区长6储层孔隙结构普遍具有小孔喉、分选差、排驱压力较高、连续相饱和度偏低和主贡献喉道小的特点，说明孔喉连通性较差。整体上，毛管压力参数变化较大，显示了砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性。

3 分布规律

鄂尔多斯盆地吴堡地区长6期是湖盆鼎盛向萎缩转换的发育时期，浊积岩沉积比较发育；长7期湖盆强烈沉降，导致北东向物源沿坳陷轴向注入湖盆。长6期湖盆沉降趋于稳定，是三角洲的高建设时期，多水系、多物源的三角洲前缘沉积为深湖浊积扇沉积提供了充足的物质基础。

3.1 长63期

长63期鄂尔多斯盆地半深湖—深湖沉积呈北西—南东向带状展布，浊流沉积发育，且浊积扇分布受岩相古地理格局的影响［7］。吴堡地区东北物源供给逐渐变弱，三角洲发育速率渐缓，为非补偿性沉积，深湖线位于正17井以南—吴堡、双庙以北—山053－44、白232井以西一线，研究区北部地区在长63期沿着4120井—山074－61井—白232井一线以及正17井以西地区发育2支三角洲前缘水下分流河道沉积砂体，河道宽2～4km，砂地比（质量比）为30%～40%，砂厚5～10m；浊积砂体零星分布在深湖线南部湖盆基底的低洼处，主要为滑塌浊积砂体，展布面积为2.2～11.2km2，砂体厚度为0.5～1m。在平面分布形态上，浊积扇以一定的方向性展布，主要沿三角洲前缘水下分流河道向前推进方向延伸，距离可达12km（图5）。在三角洲前缘水下分流河道前方，如午107井—午105井—正5井一带，因浊流流速骤减，携带的粗粒物质快速卸载，多形成粗粒浊积岩；随着搬运距离渐远，细粒碎屑沿盆地轴向低洼地形逐渐沉积形成伸长状外扇浊积岩砂体。

图5 吴堡地区长63段有利沉积相带Fig.5 Favorable Sedimentary Facies of Chang－63 Section in Wubu Area

3.2 长62期

长62期湖盆已经抬升，深湖线分布于白232井—4014井—正277井附近，为“湖退砂进”的三角洲沉积高建设期。研究区北部沿4120井—山074－61井—山053－44井—正19井—午217井—双庙一线和正88井—山063－48井—正272井—正17井—正576井一线发育2支三角洲前缘水下分流河道，河道宽2.7～3.8km，砂地比为30%～50%。深湖区发育4支浊积扇体，面积为1.5～11.6km2，砂地比范围集中在30%～50%，其中西部发育在4089－1井—正176井—正190井一带，午107井—午55井—午38井一带以及榆嘴子—5130井一带的3支浊积扇较发育，浊积扇砂体面积为3～18 km2，平均砂体厚度为10～20m，最高值可达33.8 m（图6）。这些浊积岩砂体分布在三角洲前缘水下分流河道砂体前方，连片性好，可形成储量可观的透镜状岩性圈闭［1］。

图6 吴堡地区长62段有利沉积相带Fig.6 Favorable Sedimentary Facies of Chang－62 Section in Wubu Area

3.3 长61期

图7 吴堡地区长61段有利沉积相带Fig.7 Favorable Sedimentary Facies of Chang－61 Section in Wubu Area

长61期深湖面积有所减小（图7），深湖线位于吴堡—午107井—午104井附近。研究区北部发育3支近南北向的三角洲前缘水下分流河道。研究区西部2支三角洲前缘水下分流河道分别沿4120井—山074－61井—山053－44井—正19井—午217井—双庙一线和正88井—山063－68井—正272井—正17井一线展布，河道宽3～4km，砂地比为30%～50%；东部1支三角洲前缘水下分流河道在5130井—榆嘴子—5229井—正233井附近发育，河道宽3～6.3km，砂地比为40%～60%。深湖区在正189井—正190井区、午38井—午102井—午103井区以及正355井区发育3支浊积扇砂体，面积为3～8km2，砂地比为30%～50%，浊积扇砂体平均厚度为10～20m。这些浊积岩体分布在三角洲前缘水下分流河道砂体前方，多期浊积扇砂体叠置在一起，透镜状岩性圈闭发育。

4 浊流沉积的石油地质意义

鄂尔多斯盆地烃源岩是长4＋5期—长8期的暗色泥岩，其中长7期是延长组湖盆的鼎盛发育期，是盆地主要的烃源岩生成时期，深湖相泥岩、泥页岩沉积厚度达120m以上，主要沉积厚度为70～80 m，具有分布广、有机质丰富、有机质类型好、成熟度高等特点，以Ⅰ－Ⅱ1型干酪根为主。通过油源分析，确定三叠系延长组长7段深湖相泥岩主要分布在定边—吴起—庆城—甘泉一带，长9段烃源岩主要分布在吴起—志丹—甘泉—富县一带，平均生烃强度为45×104t·km－2。这两套烃源岩为吴堡地区延长组油层提供了良好的油气来源。

长6段浊积砂体与湖相泥页岩相伴生，常形成指状、透镜状尖灭砂体，在后期构造运动的影响下，形成了上倾尖灭的透镜状岩性圈闭，而且砂体底部发育厚度较大、成熟度较高的暗色湖相沉积烃源岩，形成下生上储的有利生储盖配置。发育在深湖区的长6段浊积砂体储层非均质性都较强，长63段油层变异系数为1.24，极差28.92，突进系数3.94，长62段油层的变异系数为1.39，极差43.71，突进系数4.78，长61段油层的变异系数为1.30，极差74.5，突进系数4.26，均为强非均质性储层。从平面上看，非均质性在侧向上变弱。深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩，而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成，也是距离盆地较近的最优烃源岩，孔渗物性好的浊积岩砂体最容易捕获油气，形成自生自储的岩性油藏（图5～7）。

5 结 语

（1）鄂尔多斯盆地吴堡地区长6段以长石为主，石英次之，暗色矿物少量，分选好，泥质胶结，较疏松为长石砂岩，以浅灰色、灰白色、灰褐色细砂岩和粉砂岩为主，填隙物有方解石、绿泥石、白云母，少量的石英加大、长石加大等。毛管压力参数变化较大，显示砂岩储集层孔隙结构具有很强的非均质性。

（2）浊积岩为薄—中层细砂岩夹灰黑、深灰色泥岩，具有正粒序性和多期韵律性旋回，在剖面上多夹于深灰色及灰黑色泥页岩及油页岩中，常见到介形虫及鱼类等湖相沉积动物化石。浊积扇中心微相以细砂岩、粉砂岩与暗色泥岩呈砂泥互层，见植物叶片与植物茎干碎片。碎屑颗粒呈棱角状、次棱角状，分选、磨圆较差，砂岩中见平行层理、沙纹交错层理及变形层理等，发育ABC、BCD、ABE、CDCD段鲍马序列组合。

（3）长6段浊积砂体与湖相泥页岩伴生，形成指状、透镜状尖灭砂体，易于形成上倾尖灭的透镜状岩性圈闭。从平面上看，非均质在侧向上变弱，深湖相的暗色泥岩含有丰富的烃源岩，而浊积岩砂体是由深湖相的暗色泥岩构成，孔渗物性好的区域易于形成良好的岩性圈闭。

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