靖安油田盘古梁长6油藏沉积微相研究

1、靖安油田盘古梁长6油藏沉积微相研究赵 蕾， 孙 卫（西北大学 地质学系，陕西 西安，710069）摘 要：为进一步高效合理地开发盘古梁长6油藏，必须由定性到定量、由宏观到微观真实客观地认识和了解油藏。以沉积物成分粒度和大量的测井、录井资料为基础，结合岩心观察描述，对各种沉积相标志进行分析，研究了靖安油田盘古梁长6油藏的沉积微相类型及其特征。结果表明：该区为三角洲前缘亚相沉积体系，主要沉积微相为水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和堤泛沉积，水下分流河道和河口砂坝是本区占主导地位的骨架砂体。在小层划分、对比基础上结合单井微相分析和小层砂体分布图，掌握了沉积微相在平面上的展布特点及纵向上的演化规律。关

2、 键 词：靖安油田；沉积微相；三角洲前缘+2 文献标识码：A 文章编号：1000-274X(2004)0096-081 区域沉积背景图1 研究区构造图Fig. 1 The configuration map of the research area 靖安油田盘古梁长6油藏位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上（见图1），沉积主体主要形成发育在早期长63的半深湖、浅湖期，长62至长61时期为三角洲强烈推进的沉积阶段，以三角洲前缘亚相为主，沉积物来源外的北部和东部16。2 储层特征 岩性特征盘古梁油藏长6油藏储层单砂体厚10 m左右，呈北东西南向的条带状展布。岩性为一套灰色细、中细粒岩屑质长石砂岩，砂岩成分

3、以长石为主，其含量一般大于50%，石英次之（22.3%），各类岩屑含量11.5%。砂岩分选较好。胶结物含量为14.3%，成分以绿泥石、浊沸石、碳酸盐、硅质为主。因此，长6油层组储层砂岩成分成熟度低，大多数砂岩碎屑分选及磨圆度中等较好，结构成熟度相对较高。 物性特征本区主要发育有剩余粒间孔、溶蚀粒内孔及胶结物内溶蚀孔隙等3种类型孔隙，以粒间孔为主(面孔率平均3.9%，最高5.5%)，次为各种溶蚀孔(面孔率平均2.1%)，是延长组中物性相对较好的储层段，属于较低孔、低渗储层。 电性特征研究区内长6油层组声波时差较高，自然伽马值低，泥岩电阻率随含砂量增加而增大，一般1040 ·m；砂岩电阻

4、率变化较大，含水无油气显示且物性好的砂岩层的电阻率可低到35 ·m，致密层或含油比较好的储层电阻率可高达200 ·m，一般储层电阻率860 ·m。造成上述结果可能有以下原因：储层非均质性强，物性较差，地层水矿化度变化比较大。地层中常见的特殊岩性如油页岩具有较高的电阻率和中高值的自然伽马，凝灰岩具有较低的电阻率和高值的自然伽马。 含油性特征据盘古梁长6油藏录井资料和试油资料证实，长6油层组的含油性显示从含油级到油迹级，产油层位主要含油性为油浸级和油斑级。油浸级和油斑级含油岩心粒度为粉细砂岩以上，物性好的为细砂岩。随着泥质含量的增加和粒度变细，含油性从油浸级油迹级，且

5、随含油级别的增高，含水饱和度降低。即随含油级别的增高含油饱和度升高，岩性越粗含油越好，物性越好含油越好。所以，长6油层组的含油性下限定为油斑级。3 积微相特征根据沉积物粒度分析资料、岩心观察，结合测井曲线特征和砂体分布特征，对该区的沉积微相进行划分和对比。本研究将该区三角洲前缘沉积微相划分为水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和堤泛沉积4种微相类型（见表1），发现水下分流河道和河口坝是构成三角洲前缘的骨架砂体，也是长6油藏的主要储集体79（见表2）。3.1 水下分流河道微相水下分流河道在研究区为优势相，本区三角洲前缘水下分流河道多数为粒度向上变细的沉积层序，底部岩性粗，向上过渡为细砂岩，顶部沉积的

6、泥岩标志了一个旋回的结束，反映了水动力从高到低直至河道废弃的一个完整过程。测井曲线呈箱形、钟形。下部发育高角度交错层理或块状层理，上部发育小型交错层理、波状层理及水平层理。粒度概率曲线表现为三段式，砂岩有时受波浪改造，可见顶部发育浪成沙纹，夹断续暗色泥质条带。砂体底部常具冲刷面，结构成熟度较高（见图2）。表1 盘古梁长6油藏沉积微相分布简表Tab. 1 Sedimentary microfacies distribution of chang-6 resrevoir,Panguliang微相类型发育特征分布状况水下分流河道有多级次分流汇合作用，主水流方向由北东向西南延伸广泛发育于长622至长6

7、11各小层，长63局部发育河口坝常组成连续叠置的进积复合体，被不断延伸的水下分流河道截切超覆发育于长612-1至长622-2小层，规模较小，其中长622-1、长622-2最为发育堤泛沉积被网状水下分流河道分割发育于各小层分流间湾被网状水下分流河道分割发育于各小层表2 盘古梁长612和长621小层沉积微相物性对比表 The correlation of sedimentary microfacies propertiesof Chang 612 and Chang 621,Panguliang层号微相类型厚度/cm电阻率/m自然电位/mV声波时差/s·m-1自然伽马/API孔隙度/%渗

8、透率/m2 ×103含油饱和度/%类储层/%612水下分流河道1831河口坝23566堤泛沉积1214分流间湾18621水下分流河道68河口坝86堤泛沉积60分流间湾433.2 河口砂坝沉积微相本区河口砂坝沉积主要以向上变粗的反粒序砂质沉积为特征，与下覆泥岩、粉砂质泥岩呈渐变关系。底部粉砂质泥岩及粉砂岩中具沙纹层理及包卷层理，向上粉细砂岩具水平波状纹层，至顶部可见中小型槽状交错层，构成反旋回。砂体粒度比河道砂略细且分选性好，砂体结构及成分成熟度均较高，粒度概率曲线表现为三段或者四段。自然电位曲线漏斗形，下部负异常幅度小，越往上幅度异常越明显，与粒度变化趋势一致2。纵剖面上多位于水下分

9、流河道的下部，表现为后期的水下分流河道砂体冲刷改造前期的河口砂坝、远砂坝，叠置在其上共同组合成一个曲线特征表现为一个由细粗细的旋回（见图2）。图2 长6油藏柳133井单井相剖面Fig.2 Sedimentary faces profile of Liu 133 well of Chang 6 reservoir 水下分流河道堤泛沉积水下分流河道堤泛沉积是一个统称，包括水下天然堤微相、水下决口扇微相。由于这两个微相分布范围较局限且物性、含油性较差，本研究将其合并为水下堤泛沉积。水下天然堤底部发育有小型冲刷面，发育沙纹层理、上攀沙纹层理和水平层理。结构成熟度中等，粒度概率累积曲线多为两段式。电测曲

10、线为低中幅齿状或指状曲线。常覆盖在水下分流河道之上，上部易被变粗的水下分流道或水下决口扇截切，或连续过渡为变细的分流间洼地沉积，横剖面上也多呈单个的相出现。水下决口扇为细砂岩夹薄层泥岩，发育块状层理、沙纹层理和水平层理。砂岩结构成熟低，成分成熟度中等。电测曲线为低到中幅指形、漏斗形。经常与天然堤伴生，难以区分。 分流间湾微相 分流间湾即分流间洼地，一般以接受洪水期溢出水下分流河道和相对远源的悬浮泥沙均匀沉积为主，常形成一系列小面积的尖端指向上游的泥质楔形体,一般为砂泥的薄互层沉积，发育静水环境下的水平层理、沙纹层理和浪成沙纹层理，经常向湖的方向过渡为湖湾沉积或前三角洲黑色页岩沉积。电测曲线为线

11、状或微齿状。剖面上与堤岸沉积共生，平面上位于水下分流河道堤岸外侧。4 沉积特征及沉积模式在沉积微相特征研究的基础上，对单井沉积微相进行划分，做横向和纵向沉积微相剖面图，并结合砂体等厚图从三维空间上揭示了沉积微相的平面展布和垂向演化规律。 长631油层组长631时期为志丹三角洲初始向湖盆推进时期，此时期研究区的砂体发育面积较为局限，大致呈北东东南西西方向沿河道展布，水下分流河道较窄。河道的继承性相对较好，迁移活动范围较长62小，水流活跃，分流汇合较多。沉积微相以水下分流河道为主，局部地区有河口砂坝发育，河道间还零散分布一些堤泛沉积物。 长62油层组长62时期是三角洲发育最为鼎盛的强烈推进时期，各

12、种沉积微相类型均有发育，以水下分流河道为主，河口砂坝也较为发育。物性、含油性较好的河口砂坝平面上多与分流间湾或湖湾邻近产出。长622时期主要有北部和东部共3条水下分流河道自北东向南西方向注入，北部两条水下分流河道相对较发育，东部水下分流河道在长6221时期河道变宽。进入长621时期，北部两条水下分流河道合为一条，使得北部河道砂体大面积连片分布，东部水下分流河道开始向北部迁移最终在长621-1时期与北部水下分流河道汇合。由于水下分流河道水动力较强，向前推进的距离长，分支汇合频繁，左右迁移的范围宽，故而造成了相应小层的水下分流河道砂体沉积较厚、物性较好、延伸面积广的现象，从而使得油气易在其中富集且

13、连片程度高。 长61油层组长61时期也为三角洲的快速生长时期。长6123时期，水下分流河道分布广泛，河道宽、砂体连片，水流分支、汇合较多，在水流分支汇合的地区往往发育较厚的砂体。长6122时期沉积格局略有变化，但依然有水下分流河道分布广泛、河道宽、砂体连片的特点，长6122小层是长6油层组含油性中较好的小层之一。从长6121开始至长61的末期沉积的区域，砂体的分布面积逐渐减小。 长6油藏沉积模式在单井相分析的基础上，结合砂体展布特征，完成了沉积微相剖面图（见图3）及平面图（见图4）的绘制。已有研究揭示了研究区内长6油藏具有迷宫状储层沉积结构10，长6砂体为多期水下分流河道切割、迁移、叠置形成的

14、复合体3，常形成河口坝+分流河道的向上变粗又变细的漏斗形储集层类型（见图5）。5 结 论1）研究区长6时期主要发育三角洲前缘亚相，主要沉积微相类型为水下分流河道、河口砂坝、分流间湾和堤泛沉积，是三角洲体系沉积中储层最为发育、成藏条件最好的有利相带。研究区内河道呈北东南西向展布，沉积物主要通过分流河道由北东向南西输入湖盆。水系从北部和东部流入研究区，以水下分流河道的延伸和分流汇合作用为主，总体具有自北东向南西方向不断加强的特点。 2）从河道变迁形势看，在同一小层内部，河道的继承性较好，迁移摆动幅度不大，通常在小层内部自下而上每期河道大体在相同或相邻位置上发育，河道规模由小逐渐变大又逐渐变小。在不

15、同的小层之图3 盘4925盘4427井沉积微相剖面图Fig. 3 The Sedimentary microfacies profile from Pan4925 to Pan4427图4 盘古梁长6油藏长621-2小层沉积微相分布Fig. 4 The Sedimentary microfacies distribution map of chang 621-2 of chang-6 resrevoir,Panguliang间，河道的频繁迁移、消亡、再生明显。总体而言，由东部至西南方向贯穿研究区中部的河道发育稳定，既是主分流河道较为发育的地方也是河口坝发育较多的部位，砂体连片，厚度较大，物性也

16、相对较好。3）通过对比长6油藏的沉积微相图和砂体等值线图可以看出：长622-2、长621-3、长621-2、长612-3 等4个小层沿主干河道砂体较厚，连片程度高，物性较好，水下分流河道将在研究区的西南方向进一步扩展，可能形成优良的油气储集体，是研究区长62油层进一步扩边增储的有利方向。图5 盘古梁长6油藏沉积模式Fig.5 The depositional model of chang-6 resrevoir,Panguliang参考文献：1J.低渗透油气田，2002，7(2）：1-4.2J.中国海上油气（地质），2002，16(1）：54-57.3J.地学前缘，2000，7(3)：168-

17、175.4J.石油勘探与开发，2002，29(4）：72-73.5上三叠统层序地层与生储盖组合J.石油与天然气地质，2001，22(4）：337-341.66段层序地层分析J.石油与天然气地质，2001，22(4）：362-371. 76段低孔低渗透储层特征及评价J.西北地质，2001，34(4)：53-60.8J.矿物岩石，2000，20(4)：25-30.9J.石油学报，2002，23(6)：68-71.106油层组短期基准面旋回与储层非均质性的关系J.成都理工学院学报，1999，26(1)：17-21.（编 辑 张银玲）Sedimentary microfacies of Chang 6

18、 reservoir of Panguliang in Jing an OilfieldZHAO Lei，SUN Wei (Department of Geology，Northwest University，Xian 710069，China) Abstract:Based on the analytic data of sediment ingredient and plentiful well-logging , combined with core-data , all kinds of sedimentary faces symbol are analyzed, the sedimentary microfacies type and character of chang 6 reservior of Panguliang are discussed. This section is delta front sedment system. The main sedimentary microfacies include underwater distributary channel , distributary mouth bar , interdistributary deposits , nature levee and crevassep