靖邊韓家溝地區延長組長6 儲層特征及沉積微相演化

張海 ，韓華峰，張錦鋒，曹磊

(1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 榆林 718500；2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西 西安710065 3.西安石油大學陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065)

0 引言

鄂爾多斯盆地延長組長7 段發育優質烴源巖(楊華和張文正，2005；張文正等，2006，2008)，其上覆長6 段三角洲沉積體系為長7 油源的優質儲層(鄭榮才等，2006；米慧慧和魏欽廉，2014；何文祥等，2016；李璟等，2018)，前人大量的研究表明，長6油層組為延長組主力產油層(郭蘭等，2009；馬強等，2009；田景春等，2012；白玉彬等，2013；符勇等，2019)。近年來，靖邊油田油氣穩產問題變得突出，原因在于由于長6 油層組儲層非均質性較強(韓會平等，2005；高鵬等，2008；王嵐等，2012；吳學慶等，2013；趙靈生等，2020)，同時，沉積微相類型以及沉積微相演化研究欠缺也是制約油氣進一步勘探開發的重要因素(韓華峰等，2014；符勇等，2019)。因此，明確研究區儲層發育特征及長6 沉積時期沉積微相類型以及沉積微相演化對油氣勘探開發有重要意義。

研究區鉆穿長6 油層組井數150 余口，井網密度大，測井、取芯等資料完備，這為研究區儲層特征及沉積微相的精細研究提供了有力保障。

1 區域概況

韓家溝油區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部的靖邊新城地區(圖1)，總面積約15.2 km2，油氣資源豐富(張文正和李劍峰，2001；馬強等，2009；胡文瑞和翟光明，2010；符勇等，2019)。研究區構造簡單，與伊陜斜坡構造特征基本相同，為一平緩西傾單斜，地層傾角一般小于l°，局部發育由差異壓實作用形成的低幅度鼻狀構造(趙振宇等，2012；劉玉民，2014；高春云，2020；何登發等，2021)。

圖1 鄂爾多斯盆地靖邊韓家溝地區位置圖

根據沉積旋回，前人將長6 油層組分為長61，長62，長63和長64共4 個油層亞組(郭蘭等，2009)。本次研究以長6 油層組全部4 個油層亞組為對象，分析不同沉積期的沉積微相特征以及沉積演化過程，為該地區油氣勘探開發提供依據。

2 長6 儲層特征

2.1 巖石學特征

對韓家溝油區延長組長6 儲層砂巖巖石類型進行分析發現，目的層位巖性主要為細粒巖屑長石砂巖，含少量長石巖屑砂巖(圖2)。石英平均含量22.27%，長石含量仍較高，平均含量49.42%，巖屑平均含量15.06%(表1)。粒徑為0.05～0.40 mm，最大粒徑0.2～0.5 mm，粒級在0.1～0.25 mm 的成分占85%以上。顆粒分選程度中等—好，磨圓度次棱—次圓，顆粒呈線狀或點線接觸。膠結類型主要為薄膜—孔隙式，次為壓嵌—孔隙式。填隙物含量為11.0%～18.0%，平均15.0%。膠結物主要為綠泥石膜、濁沸石、方解石、硅質。綠泥石、濁沸石、方解石膠結發育，還可見方解石連晶膠結特別發育的灰質極細粒長石砂巖，由于膠結致密，其孔隙空間不及巖屑長石砂巖發育(表2)。

表1 韓家溝油區長6 油層組儲層巖石組分統計表

表2 韓家溝油區長6 油層組儲層填隙物成分統計表

圖2 韓家溝油區長6 油層組砂巖三角分類圖

2.2 儲層物性特征

根據巖芯測試孔隙度和滲透率數據，長6 段儲層孔隙度介于4%～12.9%，平均孔隙度為8.39%，孔隙度在8.0%～10.0%的占樣品數的52.4%；滲透率介于0.01 ×10-3～10.9 ×10-3μm2之間，平均滲透率為2.01 ×10-3μm2，樣品介于0.5 ×10-3～3 ×10-3μm2的占總樣品數的75.3%。物性數據顯示了研究區長6 段儲層低孔低滲特點(圖3)。

圖3 韓家溝油區長6 儲層孔隙度(a)、滲透率(b)分布直方圖

2.3 儲層孔隙類型及孔隙結構

據鑄體薄片分析，韓家溝油區長6 油層組儲層孔隙類型主要有4 類:殘余粒間孔是本區長6 油層組主要的儲集空間類型，占到面孔率的61.2%，溶蝕孔，主要為長石溶孔、巖屑溶孔及濁沸石溶孔等，占面孔率的38.8%(圖4)，粒內孔及微裂隙偶見發育面孔率一般在2%～8%之間，平均為4.74%(表3)，孔隙組合主要為溶孔-粒間孔。

表3 韓家溝油區長6 油層組儲層的孔隙類型表

圖4 韓家溝油區長6 儲層砂巖孔隙類型

2.4 儲層孔隙結構特征

根據毛管壓力曲線特征，研究區長6 油層組砂巖喉道中值半徑0.02～0.34 μm，中值壓力在2.15～35.36 MPa，排驅壓力0.44～15.78 MPa，孔喉分選較差，分選系數介于0.37～2.22 之間，進汞飽和度平均在64.51%，退汞效率平均為44.85%，根據鄂爾多斯盆地延長組孔隙、喉道分級標準(李道品，1997；王道富等，2007)，韓家溝油區長6 儲層微觀結構屬于小孔-微細喉型。

研究區儲層排驅壓力、中值壓力、喉道半徑以及分選系數都與孔滲具有良好的對應關系。孔隙度、滲透率均與排驅壓力、中值壓力呈負相關，與平均孔喉半徑和分選系數呈正相關(圖5)。

圖5 分選系數與孔隙度(a)、滲透率(b)相關關系圖

3 沉積微相特征

3.1 沉積相標志

3.1.1 粒度特征

研究區長6 油層組的粒度概率曲線呈兩段式分布，以跳躍次總體為主，占98%以上，懸浮總體的百分比含量較低(圖6)，說明沉積時水動力條件較強，以細砂、粉砂沉積為主。兩段直線的交切點φ(φ:粒徑，單位:mm)大于4，跳躍次總體斜率較陡，分選好，總體反映水下分流河道沉積特征。

圖6 韓家溝油區長6 油層組粒度分布概率曲線圖

3.1.2 沉積構造特征

物理成因的原生沉積構造，是反映沉積物沉積過程中水動力條件的重要標志。由于其在成巖過程中不易被改造，因此可以作為劃分沉積相的重要依據。新城區井下巖芯中發育有豐富的沉積構造，如塊狀層理(圖7a、圖7b)、平行層理(圖7c)、變形層理(圖7d)等。不同層理所反映的沉積環境不同:塊狀層理反映較強水動力條件下的快速沉積，多形成于河道砂體；平行層理于高流態條件下產生，常見于水下分流河道砂巖中，變形層理常見于水下分流間灣微相沉積中。結合區域沉積相研究成果，研究區長6 油層組主要為三角洲前緣沉積，水下分流河道為主要的微相類型。

圖7 研究區長6 油層組典型巖芯照片

3.1.3 測井相標志

垂向上測井響應的變化可以反映沉積物的沉積特征(粒度、分選性及泥質含量等)(王飛等，2019)。前人研究表明:低自然伽馬(Gamma Ray，GR)、自然電位(Spontaneous Potential，SP)負異常及高地層真電阻率(True Formation Resistivity，Rt)組合特征可判識為高能環境中的粗粒沉積物；而高GR、低SP 負異常及低Rt 組合特征代表低能環境中細粒沉積物。結合研究區附近長6 沉積微相與測井響應特征研究成果(郭蘭等，2009；符勇等，2019)，總結了韓家溝油區長6 不同沉積微相的測井響應特征(圖8，特征見4.1 節)。

圖8 韓家溝油區三角洲前緣沉積微相類型測井相特征

3.2 沉積微相類型

新城地區三疊系延長組長6 沉積相屬于靖邊-志丹-安塞三角洲沉積體系(王若谷，2010；鄧秀芹等，2011；符勇等，2019)，前人在此體系中將韓家溝油區劃分為三角洲前緣沉積亞相(王若谷，2010；鄧秀芹等，2011)。本區河道主要呈北東-南西向展布，水系在本區分流、匯合。水下分流河道之間常發育水下分流間灣，其規模較小。

根據巖石學特征、巖芯觀察、測井相分析等綜合分析認為，韓家溝油區延長組長6 油層為三角洲前緣亞相沉積，其中，以水下分流河道微相為主，其次為下分流間灣微相，局部可見河口壩、水下天然堤微相。

4 沉積微相特征及演化

4.1 單井剖面沉積相特征

以研究區典型井JT960 井(位于韓家溝油區的西南部)為例(圖9)，根據巖性特征、沉積構造特征、測井響應特征等綜合分析認為，長64、長63、長62、長期主要為水下分流河道微相沉積，該微相砂巖較發育，粒度較粗，反映出該井處于物源的主供應河道的主流線部位，其SP 測井曲線主要為中高幅鐘形，GR 曲線基本呈中低幅。在水下分流河道頂部可識別部分水下天然堤微相，另外兩期河道間可夾薄層分流間灣微相，測井響應表現為低SP，高GR的特征。在長、長期水下分流河道微相與分流間灣微相相間發育疊置，占比基本近等。

圖9 韓家溝油區JT960 井長6 油層組沉積相柱狀圖

4.2 連井剖面沉積相特征

根據韓家溝油區沉積微相劃分結果，選取典型井建立研究區長6 典型沉積相連井剖面圖。該剖面位于研究區北東方向，走向近垂直物源方向，橫穿河道，能較完整地反映韓家溝油區長6 沉積信息。

從X141-04 井-J778 井長6 油層組沉積相剖面圖(圖10)可以看出，長64期發育兩期河道，連通性好。長63期發育三期河道，早、晚期河道砂體整體發育，連通性好。長62期整體上，河道砂體發育，連通性好、成帶狀、砂體厚度較厚，河道規模從長期至長期逐漸增大至最大。長61地層砂體連通性總體較差，多以孤立的形式出現，其中，長期砂體相對較發育，連通性相對較好。

4.4 沉積微相平面展布及演化特征

鄂爾多斯盆地三疊系長7 最大湖泛期之后，湖盆開始收縮，長6 油層組開始沉積，位于湖盆東北部的靖邊-安塞地區發育三角洲相沉積(鄧秀芹等，2011)。韓家溝油區長64沉積期為三角洲建設的初期，水下分流河道主河道砂體厚度相對較薄，主河道砂體大于5 m；至長63沉積期主河道寬度、砂體厚度及連片性明顯大幅增加，砂體占比達60%以上，厚度大于15 m；從長-長砂體是逐漸增多的過程，砂體厚度、寬度及連片性均逐漸增加，直至最大，表明研究區湖盆繼續縮小。長至長期砂體也是逐漸發育，但占比明顯小于長62，水體相對長62更深。從水下分流河道的發育規模看，從長64沉積期開始至長沉積期達到鼎盛，隨后至長61沉積期逐漸減弱，砂體規模逐漸減小。長62及長63沉積期表現出特征明顯的重復的沉積旋回。研究區水下分流河道發育鼎盛時期(長沉積期)，河道占研究區面積90%以上(圖11)。

圖11 研究區長6 油層組各小層沉積微相展布圖

根據沉積相演化，研究區長6 期物源方向都為東北向，整個長6 期河道發育的繼承性較好，各時期都基本發育3～4 條主河道，遷移擺動幅度不大，河道大體都是在同一位置或相鄰位置發育，主河道的位置也基本相同。

5 結論

(1)韓家溝油區長6 油層組儲層巖性主要為巖屑長石砂巖以及少量長石巖屑砂巖，儲層孔隙類型主要有4 類:殘余粒間孔、溶蝕孔、粒內孔及微裂隙。儲層微觀結構屬于小孔-微細喉型，具有低滲特低滲的特征。

(2)韓家溝油區長6 油層組沉積亞相為三角洲前緣亞相，沉積微相中水下分流河道最發育，表明物源供應充分，分流間灣微相次之，局部可見水下天然堤。

(3)研究區水下分流河道微相長64至長621沉積時期逐漸增大并達到鼎盛，從長621至長611沉積時期逐漸減小。水下分流河道微相和水下分流間灣微疊置發育，河道雖發育多期改道，但改道幅度較小，遷移幅度不大。