志丹地区延安组沉积微相与油藏控制因素分析*

许　璟，董丽红，杜彦军，马　浪，时晓章

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)



志丹地区延安组沉积微相与油藏控制因素分析*

许璟，董丽红，杜彦军，马浪，时晓章

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安 710075)

利用志丹地区600余口钻井的测井、录井、物性、试油等资料，采用单井相、连井相和平面相多角度综合分析方法进行多期河道叠置的砂体展布和沉积相研究，在此基础上通过对已发现油藏的解剖，分析了油藏类型及油气成藏的主控因素。结果表明：延10+11期发育辫状河亚相，可划分为河道、边滩、心滩与河漫滩微相，古地貌对沉积微相发育控制显著；延9期发育三角洲前缘亚相，分为水下分流河道、分流间湾、天然堤与河口坝微相，延8期砂体较延9期发育；延安组下部油气富集同时受沉积微相、鼻状构造与古地貌的控制，油藏类型以构造-岩性油藏为主；辫状河的边滩、心滩及三角洲前缘水下分流河道、天然堤微相为有利储集相带，遇到良好圈闭即可成藏。综合分析可判断出古地貌中的斜坡带和河间丘既是有利储层的分布区，又是鼻隆的发育区，最有利于油气成藏。

沉积微相；油藏类型；成藏控制因素；古地貌；延安组；志丹地区

0　引　言

延安市志丹县境内油气资源面积约1 900 km2，研究区位于北起靖边与志丹县界线，南至富县与志丹县界线、西起志丹县义正，东至志丹县杏河，油气藏为典型的低孔低渗油气藏[1-2]，延安组不断有新的油藏发现，已在志丹的双河、寨科及刘家河地区提交了储量。虽然前人针对本区延安组做了一些工作，但难满足勘探开发的需求。目前开展全区沉积微相的精细划分，编制的沉积相图难以准确地预测圈闭；对成藏控制因素认识单一，从而不能有效地指导油气田开发。鄂尔多斯盆地三叠系油气藏富集主要受沉积相控制，但三叠纪末的印支运动使盆地抬升，延长组顶部遭受强烈剥蚀，形成了沟壑纵横的古地形，该侵蚀面在未填平之前就随着侏罗纪早期的构造沉降而被保存下来，这对本区油气成藏有着特殊的意义[3-5]。因此延安组油藏控制因素以沉积相为主导，其展布基本控制了生、储、盖的分布[6-8]，但同时也受到构造和古地貌的影响。系统梳理研究区600余口钻井的地质和生产动态资料，对延安组下部开展的沉积微相及油气成藏控制因素研究，紧密贴合生产实际，为下一步科学高效地勘探开发具有重要的现实意义。

1　区域地质概况

志丹地区构造为平缓的西倾单斜，局部因差异压实作用而形成鼻状隆起[9]。其下侏罗统包括延安组和富县组(延11油层组)，其中延安组又划分为10个油层组(延1-延10)。侏罗系沉积时，由于延长组遭受侵蚀致使延安组与延长组的界限为不整合面[10]，长1大部分被剥蚀，不整合面之下为延长组，之上为延10+11的巨厚块状砂岩，两者的电测曲线存在明显的台阶，易于分辨。本次研究目的层自下而上包括延10+11，延9和延8油层组。

2　沉积微相特征

受前侏罗纪古地貌的控制，下侏罗统本区形成了2大沉积体系。首先是延10+11期的河流相充填沉积体系[11]，早期河谷下切，中后期开始充填。之后盆地下降，延9期开始以形成三角洲—湖泊为主的沉积体系，其中延9期迅速湖侵，到延8期三角洲达到鼎盛，之后三角洲逐渐萎缩[12]。

2.1沉积微相划分

通过对区内600余口钻井的测井、录井资料进行分析，结合岩心观察，延10+11期发育辫状河亚相沉积，进一步划分为河道、边滩、心滩及河漫滩微相；延9和延8期发育三角洲前缘亚相沉积，进一步划分为水下分流河道、水下天然堤、水下分流间湾及河口坝微相。

2.1.1辫状河

1)河道：岩性为厚层浅灰色粗—中砂岩夹泥岩，具有多粒级正旋回沉积序列，砂厚一般大于100 m，底部见冲刷面和含砾砂岩。发育大型板状、槽状交错层理。块状砂岩特征在电测曲线上易于与上部的砂泥岩区分，SP，GR曲线呈大套齿化箱形；

2)边滩、心滩：岩性以中砂岩为主，构成多阶性正旋回沉积序列。砂岩粒度自下而上，由粗变细，顶部过渡为河漫滩的细粒沉积。主要发育槽状、板状和波状交错层理。砂岩底部突变，SP,GR曲线呈齿化箱形，上部渐变呈钟形；

3)河漫滩：延10+11的中后期，河流动能降低，水流中承载的细粒岩漫过堤岸且沉积下来，形成河漫滩。以深灰色泥岩为主，沉积厚度薄。SP呈基线平直形，GR表现为中高值。

2.1.2三角洲前缘

1)水下分流河道：岩性为灰色厚层细-中粒砂岩，夹少量的粉砂岩、粉砂质泥岩。主要发育交错层理、平行层理，砂岩底部多具有冲刷面，剖面上为向上变细的正旋回沉积序列。SP，GR曲线形态为中幅微齿箱形及钟形曲线组合，RILD和RILM曲线为齿化中高值；

2)水下天然堤：位于水下分流河道两侧，呈楔形体，顶部常被河道冲蚀而保存不完整，或与水下分流间湾连续过渡，岩性为深灰色细—粉砂岩。见小型波状层理、沙纹交错层理。由于厚度薄，测井曲线常与水下分流河道组合，SP，GR表现为向上连续变化的低幅齿化钟形；

3)水下分流间湾：岩性为深灰色、灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹粉砂岩，具小型水平层理及波状层理。其SP曲线呈基线平直形，GR曲线为中高值，呈齿形；

4)河口坝：岩性以分选较好的粉砂—中砂岩为主，其具有反旋回沉积序列。见小型槽状交错层理、沙纹层理。SP形态为漏斗形，GR曲线呈顶部突变、底部渐变的齿化漏斗形。由于本区处于浅水台地三角洲，进积作用较为强烈，河口坝多被河道冲蚀，仅在局部残余[13]。

2.2沉积微相平面展布

沉积演化表明，延10+11期盆地为古地貌背景下的河流充填沉积，到延9期盆地基本被填平补齐，因此古地貌对延10+11地层的沉积厚度和砂岩分布起着控制作用[14]。通过对延10+11和延9的地层厚度和延长组顶面构造图的绘制，可以基本恢复本区前侏罗纪古地貌形态，从西至东有甘陕古河谷和宁陕古河谷2条大的水系经过，在顺义以北、永宁以南和金丁以西形成古高地，在河谷与高地之间有一定坡度的地区为斜坡带，古河谷中局部隆起处为河间丘带。通过对志丹地区延10+11期沉积微相与古地貌进行叠合，发现两者有很明显的对应关系。其中，河道主要分布于古地貌中的各级古河谷中，2条从西至东的古河道在金丁地区汇合流向延安一带，河道深而宽阔，沉积了巨厚的中粗砂岩及含砾砂岩，砂体最厚处超过200 m；边滩微相多在斜坡带发育，砂体累计厚度在40～100 m；心滩微相分布于古河谷中的河间丘处，其特征是河谷中延10+11地层突然减薄，延长组顶面构造抬高，心滩零星分布，砂体形态近椭圆形；河漫滩主要分布在高地中比较宽缓的地带，砂体厚度小于40 m(图1，图2)。

图1　延10+11沉积微相展布图Fig.1　Sedimentary microfacies distribution of Yan 10+11 period.

图2　古地貌与延10+11沉积微相叠合图Fig.2　Superimposed graph of paleo-geomorphology and sedimentary facies of Yan 10+11 Formation.

延9期，迅速湖侵[15]，来自北部的靖边-志丹三角洲向南部湖区推进，本区处于三角洲前缘亚相沉积。总体上，延9期开始古地貌对沉积相的控制作用减弱。区内发育自北东、北西向南推进的砂体，砂体厚度较薄且宽度较窄；主砂体为水下分流河道砂体，厚度8～12 m，天然堤部位的砂体较薄。河口坝常不发育，只在局部残余[13](图3)。

延8期，湖盆在总体下沉背景上有所抬升，形成了不同规模的水进型三角洲沉积，志靖三角洲汇聚后进入湖区，本区处于志靖三角洲前缘相带。砂体与延9期有一定的继承性，但较延9期发育。水下分流河道砂厚在25～35 m，天然堤砂厚20～15 m，河口坝零星分布(图4)。

图3　延9沉积微相展布图Fig.3　Sedimentary microfacies distribution of Yan 9 period

图4　延8沉积微相展布图Fig.4　Sedimentary microfacies distribution of Yan 8 period.

3　油气成藏要素

3.1成藏条件

油气源研究表明，延安组和延长组的源岩主要来自于长7张家滩油页岩[16]。据本次沉积微相和油藏特征研究，有利储层主要分布于延10+11的辫状河边滩、心滩砂体及延9、延8的三角洲前缘水下分流河道、水下天然堤砂体中。延9和延8的水下分流间湾厚泥岩隔层可以形成良好盖层。可见延安组油藏形成了下生上储的生、储、盖空间配置关系。由于延安组油藏源储距离远，侏罗纪早期河流下切形成的侵蚀面则是沟通两者的油气运移通道[17-18]。溢出侵蚀面的油气通过砂砾岩体或垂直裂缝向上运移，首先在延安组底砂岩中聚集，然后再进一步向上越层运移，遇到砂岩上倾尖灭、透镜状砂岩、鼻状隆起等有利圈闭即可富集成藏。

3.2油气藏类型

志丹地区三叠系油气藏以沉积相控制为主[19]，而前侏罗纪起伏不平的古地貌形态与延安组下部地层沉积时产生的厚度差异在后期应力的作用下形成了低幅度鼻隆，与侧向变化的岩性匹配易形成构造一岩性油藏。构造-岩性油藏通常表现为沿鼻隆上倾方向泥岩层封堵、储层岩性尖灭或物性变差形成致密遮挡，也可为微幅度背斜聚集油气同时沿上倾方向有岩性尖灭或物性致密形成遮挡，此类油藏多分布在鼻隆构造的高部位。由于构造平缓，圈闭幅度较小，本区延10+11—延8主要发育岩性与构造双重控制的构造-岩性油藏类型，延10+11鼻隆构造分布广泛，从延10+11到延8，随着局部构造发育减少，油藏受构造控制逐渐减弱。

从图5可以看出，YJ83井在延10+11顶部试油，平均日产油0.9 t，日产水3.6 t，为油水同层；F165井在延10+11顶部试油，平均日产油2.4 t，日产水0.6 t，为油层；由YJ83井延10+11顶部试油层段向北构造高部位的F165井，含油性变好，这是由于差异压实形成的鼻隆与有利储层相匹配的结果。同时，通过对延10+11顶面构造图与已发现油藏进行叠合(图6)发现，油藏多分布于鼻隆构造的轴部和侧翼，因此更加证明了延安组下部油藏除了受沉积相控制外，受构造控制明显，为构造-岩性油藏类型。

3.3油气藏主控因素

3.3.1沉积微相控制油气分布

据本次沉积相和油藏研究表明，延安组下部已发现油藏主要位于辫状河边滩、心滩及三角洲前缘水下分流河道、天然堤微相，这是由于这些微相带砂岩沉积时水动力较强，颗粒经过河流反复冲刷，结构成熟度和矿物成熟度高，从而使物性增强，为有利储层相带。而河道虽然砂体厚度大，是河流中粒度最粗的部分，但由于沉积较快，颗粒没有经过反复的冲刷淘洗，岩性混杂，物性较差，因此本区辫状河主河道中有价值的油藏很少发育。

图5　延10+11油层油藏剖面图Fig.5　Reservoir profile of Yan 10+11

图6　延10+11顶面构造与油藏叠合图Fig.6　Superimposed graph of superface structures and reservoirs of Yan 10+11

图7　延安组下部斜坡带与河间丘成藏模式图Fig.7　Petroleum immigration model of slope and mound in lower Yan’an Formation(a)斜坡带成藏模式图　(b)河间丘成藏模式图

3.3.2鼻状隆起控制油气富集成藏

本区延安组下部发育了一系列低幅度鼻隆构造，一般具有5～15 m的闭合高度。只要有砂层顶面鼻状隆起，就可能形成一个圈闭，因此鼻隆是油气运移的指向。鼻隆构造在延10+11期最为发育，随着盆地的填平补齐，向延9和延8期逐渐减少，控制作用逐渐减弱。

3.3.3古地貌控制油气分布及成藏范围

1)下切的古河谷是延安组油气运移的主要通道。古河谷的下切作用使得延安组与长2或长2以下的地层接触，它是延长组过剩压力释放的有利场所，这种接触缩短了油气运移的距离；

2)古地貌控制了局部鼻状隆起的分布。延10+11构造发育程度受古地貌的控制明显。将古地貌与延10+11顶部构造进行叠合发现，鼻隆多在斜坡带、高地与河间丘发育。延9和延8顶面构造与延10+11相比，则较为平缓，但仍有一定的继承性，本区北部构造形态平缓，鼻隆多发育在河间丘和南部斜坡带。

3)古地貌控制了有利储集体的展布。延10+11期沉积微相与古地貌叠合图(图2)显示，分布于河谷与高地间的斜坡带及古河谷中露出的河间丘带，延10+11期多发育边滩、心滩微相。该相带的沉积物由于河流反复冲刷，物性明显较河道好，因而古地貌的斜坡带和河间丘为最有利于油气富集的储集相带。

古地貌通过对构造、储层及油气运移的控制，进而控制着油藏的分布。综上所述，古地貌中的斜坡带、河间丘既是鼻隆的发育区，又是有利储层的分布区，两者有机配置，即可成藏。据本次研究发现，本区古地貌与延安组下部地质储量区具有很强的对应关系，储量区基本都分布于斜坡带与河间丘，因而可以推断其为最有利的油气成藏相带。其中位于斜坡带的油藏在延10+11期多分布于河道两侧的边滩砂体中，砂体的侧向迁移可形成上倾方向的致密岩遮挡，利于油气聚集；首先延长组油源通过河谷中充填的砂砾岩及裂缝向两侧斜坡带构造高部位、储层物性好的边滩砂体中运移成藏，之后油气可继续向延9和延8有利储集体中运聚成藏(图7(a))。位于河间丘处的油藏在延10+11期一般分布于河道中凸起的心滩砂体中，该类油藏含油砂体常以块状单砂体出现，首先油气向河间丘处由于差异压实形成的构造高部位运移成藏，之后油气可进一步向延9和延8有利储集体中运移(图7(b))。

4　结　论

1)志丹地区延10+11时期为辫状河亚相沉积，可进一步划分为河道、边滩、心滩与河漫滩微相，沉积相的展布受控于前侏罗纪的古地貌格局；延9、延8期主要发育三角洲前缘亚相沉积，可分为水下分流河道、水下分流间湾、天然堤与河口坝微相，来自北部的志靖三角洲前缘砂体向南部湖区推进，延8期砂体较延9期发育，砂体规模和厚度较大；

2)志丹地区延安组下部油藏类型以构造-岩性油藏为主，油气的富集同时受沉积相带、鼻状隆起与古地貌多种因素的控制与影响；

3)志丹地区前侏罗纪古地貌中河谷下切形成的侵蚀面是沟通油源与延安组下部储层的通道，遇到良好圈闭即可成藏，古地貌中的斜坡带和河间丘为最有利的油气成藏相带。

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Microfacies and controlling factors of hydrocarbon reservoir formation of Yan’an formation，Zhidan area

XU Jing，DONG Li-hong，DU Yan-jun，MA Lang，SHI Xiao-zhang

(ResearchAcademyofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.，Ltd.,Xi’an710075，China)

Integratedoflogging，mudlogging，reservoirphysicalpropertyandoiltestingdataof600wellswasfirstutilizedtorevealspatialandtemporaldistributionpatternofsedimentaryfaciesandmulti-phasechannelizedsandbodythroughwelllogfaciesanalysis.Moreover，detailedanatomyofdiscoveredhydrocarbonreservoirsshednewlightsoncontrollingfactorsoftheirformation.Theresultsshowthatthepaleo-environmentofstudyareaduringYan10+11periodisdominatedbybraidedriver，andcouldbefurtherdividedintochannel，pointandchannelbarsandfloodplain.Thedistributionofsedimentaryfaciesiscontrolledbypre-Jurassicpaleo-geomorphology.SedimantaryfaciesduringYan8and9periodsevolvedintodeltafront，includingsubaqueousdistributarychannel，interdistributarybay，leveesandmouthbarmircofacies.SandbodyduringYan8periodisgreaterthanYan9.ReservoirswithinlowerYan’anformationaredominatedlycontrolledbylithologyandtectonics，indicatingpetroleumaccumulationiscontrolledbysedimentaryfaciesdistributionandpaleo-geomorphology.Interdistributarybayandmouthbarsinbraidedriver，andsubaqueousdistributarychannelandleveesindeltafrontarepreferredarchitecturalelementsforhydrocarbonreservoirs.Furthermore，theslopeandmoundoccupiedbyfavorablearchitecturalelementsshouldberegardedassweetpots.

sedimentarymicrofacies；reservoirtypes；reservoircontrollingfactor；paleo-morphology；Yan’anformation；Zhidanarea

10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2016.0508

1672-9315(2016)05-0657-07

2016-04-15责任编辑：刘洁

陕西延长石油(集团)有限责任公司集团科技项目“延长探区重点区域石油地质综合评价”(ycsy2012ky-A-02)

许璟(1984-),女,陕西西安人，硕士,工程师,E-mail：lily_jing_2003@163.com

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