靖安油田白于山区长4+52油层组沉积微相及砂体分布规律研究

吴 超

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

靖安油田白于山区长4+52油层组沉积微相及砂体分布规律研究

吴 超

(长江大学地球科学学院，湖北 荆州 434023)

通过岩石类型、粒度分析、沉积构造特征、测井相分析，并结合区域地质背景，确定研究区属于湖泊河控三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道、河道侧缘、水下分流间湾等3种沉积微相类型，其中占主导地位的砂体微相为水下分流河道。三角洲前缘亚相水下分流河道砂体发育，厚度大，分布面积广，对于盆地中生界石油勘探和评价具有重要的现实意义，是进行勘探部署的首选目标。

靖安油田；白于山区；长4+52油层组；沉积微相；砂体分布

靖安油田白于山开发区位于陕西省靖边县境内。地处黄土高原腹地，地表沟壑纵横，相对高差380m左右。属内陆干旱型气候，常年少雨雪，降水多集中在秋季。年平均气温7～12℃，最低气温-10℃，最高气温30℃。区内交通条件较好，有公路与靖边、志丹相连。笔者研究区域为白于山区，面积约为26.1km2，研究层位为长4+52油层组。

1 区域构造背景和地层特征

1.1区域构造背景

鄂尔多斯盆地是形成于中生代的一个大型矩形内陆坳陷盆地，呈南北向展布，油气资源丰富，盆地面积约25×104km2。研究盆地具有太古界及早元古界结晶岩基底，其沉积盖层来自中上元古界、古生界、中新生界[1-3]。古生代时该盆地属华北地台的主要组成部分。中生代时鄂尔多斯盆地因挤压和剪切作用发生弯曲形成坳陷，并沿西缘冲断带下滑，形成西深东浅、南低北高的盆地面貌，从晚三叠系开始逐步演化为大型内陆湖盆[4]。燕山旋回期间，盆地西部受到挤压，使得凹陷先东部移动，东部开始形成隆起，并且开始慢慢与华北盆地脱离，形成了独立的鄂尔多斯盆地。燕山旋回后期，盆地周缘发生断陷，盆地均衡上升并逐渐消失[5]。

鄂尔多斯盆地的发展演化大致经历了5个阶段，即中晚元古代坳拉谷、早古生代浅海台地、晚古生代近海平原、中生代内陆湖盆和新生代周边断陷。盆地边缘变形较强，内部变形构造很微弱，只存在地层间断或剥蚀，总体为一个东翼宽缓、西翼陡窄的不对称南北向盆地，并且呈现为西倾的平缓大单斜，属于稳定的克拉通盆地。根据地质构造特征，鄂尔多斯盆地分为：北有伊盟隆起与河套盆地为邻，南界渭北隆起与汾渭盆地相接，东为晋西挠褶带，西有西缘冲断构造带，中部则是一呈南北向长方形的刚性西倾斜坡，即陕北斜坡[6-7]。研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带中北部，区域构造横跨伊陕斜坡和天环坳陷，区内构造简单，勘探目的层为上三叠统延长组长4+5油层组。

1.2区域地层特征

鄂尔多斯盆地中生界上三叠统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[8]，厚度一般为400～1400m左右，总体上具南厚北薄的特点。

关于延长组的划分和对比[9]，前人已做了大量细致的工作，有了详细和合理的划分。根据多项研究资料表明，鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组划分为5个岩性段、10个油层组，自下而上分别为：第1段(T3y1)，含第10油层组(简称长10)；第2段(T3y2)，含第9、8、7三个油层组(分别简称长9、长8和长7油层组)；第3段(T3y3)，含第6、5、4三个油层组(分别简称长6、长5和长4油层组)；第4段(T3y4)，含第3、2两个油层组(分别简称长3和长2油层组)；第5段(T3y5)，含第1油层组。

2 沉积相分析

2.1沉积背景

鄂尔多斯盆地长4+5油层组沉积期为相对较稳定的湖泊三角洲相沉积，三角洲向湖盆延伸距离远，砂岩厚度大，为油气提供了良好的储集条件；分流河道侧向迁移形成的复合河道砂体与分流间湾泥岩相互作用能够构成良好的侧向遮挡条件；油气聚集主要是由差异压实作用形成的西倾鼻隆和小幅构造以及普遍低孔低渗背景上发育的局部高孔高渗条带在起作用。研究区长4+5油层组沉积期主要物源来自盆地北东部，三角洲前缘亚相水下分流河道砂体发育，厚度大，分布面积广，对于盆地中生界石油勘探和评价具有重要的现实意义，是进行勘探部署的首选目标。

2.2沉积微相类型

沉积构造及其组合特征是判别沉积相的重要标志[10]。通过取心井的岩心描述和分析，对白于山区长4+52油层组沉积构造特征进行了总结。结合测井剖面和砂体分布特征，对该区的沉积相及微相进行划分和对比。根据岩心描述所建立的沉积层序特征，可确定该区砂体成因类型主要为三角洲前缘沉积，由水下分流河道、水下分流间湾、水下分流河道侧翼、河口砂坝、前缘席状砂等微相构成,骨架砂体为水下分流河道砂。

注： SP为自然电位，mV；GR为自然伽马，API；AC为声波时差，μs/m；RILD为深感应电阻率，Ω·m。 图1 水下分流河道沉积岩电性特征(于49-28井)

1)水下分流河道微相 该微相沉积物总体粒度较细，分选性较好，颗粒为次棱-次圆状。总的看来， 水下分流河道呈向上变细的特征，河道主体部位自然电位曲线表现为箱状、钟状复合形态，且曲线相对平滑。自然伽马曲线幅值较低，齿化较少。河道主体横剖面形态呈顶平底凸的透镜状，河道中心厚度一般为8～12m。但水下分流河道沿较早砂坝顶继续向前推进时，自然电位曲线形态呈箱形或钟形特征(见图1)。

由于河道的不同沉积部位水动力特征不同，造成岩石相组合及砂体发育也有差异。在河道中心部位，水动力很强，砂质供应充足，一般以细砂岩为主，单层厚度较大，上部层序发育很差，常常为另一次河道沉积所侵蚀，在河道侧缘部位，水动力较弱，砂质沉积相相对变少，细粒沉积增加，多表现为多段式正粒序的组合。在河道末梢部位，水动力较弱，砂质供应不足，形成的砂体单层厚度较薄，一般在30cm以下，累计厚度不超过2m。粒序一般较完整，整体显示正粒序特征，有时由于河道的向前推进，也可以显示整体上的多期叠置的总体反粒序特征。

水下分流河道沉积物粒度中值平均为0.2mm，主要为浅灰色细粒长石砂岩，灰色含粘土细粒长石砂岩，钙质细粒长石砂岩和粉砂岩组成，矿物成分中石英占19.8%～24.4%，长石占38.4%～45.6%，岩屑占3.4%～8%，胶结物主要为泥质，有少量钙质胶结，磨圆度为次园状，接触式-孔隙式胶结，具冲刷～冲填构造，沉积物为正粒序，可由几个小型正粒序迭合而成。发育板状，槽状交错层理，可见炭化植物碎块，主体厚度一般大于20m，侧缘小于18m。

图2 水下支流间湾沉积岩电特征(于45-40井)

2)水下支流间湾微相 水下支流间湾微相位于2条水下分流河道之间，与河道侧翼相接，沉积物以细粒为主，泥质含量较河道多。其形成与水下分流河道不断向前推进、摆动和决口有关。该类沉积微相主要分布在油藏北部。自然电位和自然伽马曲线形态呈低幅度微齿状或线状(见图2)。

3)水下分流河道侧翼微相 该类沉积微相主要位于水下分流河道的两侧，位置上比分流间湾更靠近湖岸，水下分流河道间岩性以泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和粉砂岩沉积为主，也可见细砂岩沉积。测井曲线特征为自然电位和自然伽马曲线形态呈低幅度微齿状或线状，与分流间湾相似，但粒度明显偏粗。

4)河口坝微相 白于山区三角洲前缘河流沉积作用极强，使得河口坝砂体多呈条带状或残丘状分布于2条河道之间及河道前缘，分布范围小，延展距离短，稳定性比河道差。河口砂坝微相以细砂岩为主，与下部的远砂坝、前缘席状砂和前三角洲泥岩呈过渡接触。向上砂层厚度逐渐增大，泥质、粉砂质减少，分选变好，含油性变好，整体上为一渐变的反旋回序列。与水下分流河道相比，砂体厚度小，但有效砂层系数大，储层较均质。主要油层段位于地层上部，油气含量仅次于水下分流河道主体带，是该区的主要储油砂体之一。电测曲线特征表现为自然电位曲线异常幅度中等和中-高，曲线可含微齿或呈光滑曲线，齿中线向内收敛，一般顶部呈渐变或突变接触，底部呈渐变接触。

5)前缘席状砂微相 岩性为灰色细、粉砂岩,厚度一般小于2m。具波状层理、小型交错层理及水平层理。可见包卷层理等变形层理, 生物遗迹较丰富。自然电位曲线为低幅指状、齿状, 自然伽马曲线为尖刀状, 起伏频繁。席状砂在不同部位也有不同的特征，在河道河口附近，由于受到河道的影响，沉积物一般相对较粗，厚度较大，分选较好。

3 砂体分布规律

砂体分布规律的预测是以沉积微相的分析为基础的，沉积微相的平面展布特征决定了砂体的分布[11]。研究区水下分流河道控制主河道砂体的分布，水下分流河道砂体呈条带状由北东向南西方向延伸。总体上砂体分布比较普遍，但厚度相对较小，垂向上多段多层分布特征比较明显。单砂体厚度较小，说明分流河道的规模较小，而且迁移摆动比较频繁。

图3 白于山地区长4+小层砂厚等值线图 图4 白于山地区长4+小层砂厚等值线图

图5 白于山地区长4+小层砂厚等值线图 图6 白于山地区长4+小层砂厚等值线图

4 结 论

1)通过岩石类型、粒度分析和沉积构造特征、测井相分析，并结合区域地质背景，认为研究区属于湖泊河控三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道、河道侧缘、水下分流间湾等3种沉积微相类型，其中占主导地位的砂体微相为水下分流河道。

2)确定研究区长4+5油层组沉积期主要物源来自盆地北东部，三角洲前缘亚相水下分流河道砂体发育，厚度大，分布面积广，对于盆地中生界石油勘探和评价具有重要的现实意义，是进行勘探部署的首选目标。

3)砂体分布规律的预测是以沉积微相的分析为基础的，沉积微相的平面展布特征决定了砂体的分布。研究区水下分流河道控制主河道砂体的分布，水下分流河道砂体呈条带状由北东向南西方向延伸。总体上砂体分布比较普遍，但厚度相对较小，垂向上多段多层分布特征比较明显。单砂体厚度较小，说明分流河道的规模较小，而且迁移摆动比较频繁。

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[编辑] 洪云飞

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.11.023

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A

16731409(2012)11N06704