子洲氣田北部山2氣層組沉積相劃分及其油氣勘探意義

魏 穎，郝松立，楊 博，黃曉東，盧海嬌

(1.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安710069;2.長慶油田勘探開發(fā)研究院，陜西 西安710021)

子洲氣田從2003年開始進行整體勘探，主力層山2提交探明地質儲量9.23×1010m3。經過2005年的開發(fā)評價及2006年開始規(guī)模化建產，截止2010年底，共動用地質儲量6.50×1010m3，完鉆開發(fā)井 182口，建井 160口，建成 1.3×109m3/a生產能力。子洲氣田北部的余興莊和米脂地區(qū)為氣田本部的重要物源，具有一定的開發(fā)潛力。近年來子洲氣田開發(fā)建產工作主要集中在南部的 Y30、榆 Y29、ZH3、Y48井區(qū)，北部地區(qū)開發(fā)井的數量還是很低，研究程度相對薄弱。本文在前人研究的基礎上，通過野外剖面調查、巖心觀察、采樣、大量的室內分析測試資料、測井資料等，對研究區(qū)山西組山2段的沉積相進行了劃分，旨在查明研究區(qū)的沉積相類型及其對油氣地質的研究意義。

1 地質概況

研究區(qū)子洲氣田北部北起M9井，南至Y76井，東抵M26井，西達T10井，面積約3 640 km2，構造上屬于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構造單元(圖1)。研究區(qū)的構造基本上繼承了鄂爾多斯盆地區(qū)域構造的整體特征，從北到南發(fā)育若干個規(guī)模大小不一的鼻隆(狀)構造，鼻狀構造具較好的繼承性。鼻隆的起伏形態(tài)和傾沒方向與斜坡的傾向近于一致，無斷層發(fā)育。鼻狀隆起與河道砂體配合，對油氣富集起到一定的控制作用。

太原期末或山西期初，受克拉通南北秦嶺、興蒙海槽于海西中晚期自西而東縱向遷移、關閉的影響，華北地塊整體抬升，海水從鄂爾多斯盆地東西兩側迅速退出，盆地性質由陸表海盆演變?yōu)榻：瑁练e環(huán)境由海相多轉變?yōu)殛懴?，總體沉積面貌以吳旗、富縣、宜川、延長地區(qū)為盆地沉降中心，發(fā)育淺海沉積，而周緣濱海區(qū)則以三角洲沉積為特征，砂體具向湖盆強烈進積的層序結構，銀川-靖邊-米脂地區(qū)發(fā)育三角洲前緣沉積［1、4］。

2 沉積相判別

2.1 區(qū)域沉積環(huán)境

山2時期，研究區(qū)轉為陸相環(huán)境，油藏多處于鼻狀隆起的高點部位，發(fā)育三角洲前緣沉積［4-7］。特別是山2早期，處于海盆向湖盆轉化和區(qū)域構造活動的重新分化與組合的過渡時期，區(qū)域構造活動較為強烈，導致北部物源區(qū)的快速上升，作為地殼均衡響應的沉積作用，在研究區(qū)形成大面積的砂體富集區(qū)，成為儲集砂體發(fā)育的有利地帶，加之氣候溫暖潮濕，河間洼地普遍發(fā)育沼澤，形成一套陸源碎屑沉積的含煤層系，其是盆地重要的氣源巖之一。

圖1 子洲北部研究區(qū)位置圖

2.2 沉積特征

2.2.1 砂巖巖石學特征

巖礦分析表明，研究區(qū)山2氣層組砂巖儲層的碎屑成分以石英為主，其次為巖屑，長石含量很少，平均不足1.00%(圖2)。巖屑組分以變質巖巖屑為主，平均含量為70.43%;其次為火成巖巖屑，平均含量為21.46%;沉積巖巖屑和云母含量較低，不到10%。填隙物主要由膠結物及雜基等碎屑粘土礦物組成，最高含量為95%，最低含量不足5.00%，平均含量為17.21%。中粒間孔-溶孔型占主要地位，平均含量達40.69%;其次為微孔，平均含量為16.55%;晶間孔 -溶孔型位居第三，平均含量為13.1%;晶間孔-粒間孔平均含量則為11.03%。其余如殘余粒間孔-溶孔、復合型孔、晶間孔、晶間孔-微孔、晶間孔、巖屑溶孔、粒間孔、粒間孔-次生溶孔等含量較低。因此，結合前人對研究區(qū)物源的研究成果，得出研究區(qū)山2沉積期的物源主要來自于盆地北部的變質結晶基底，搬運距離較遠，巖石結構成熟度較高［3］。

2.2.2 沉積學標志

研究區(qū)山2段砂巖主要為灰白色和灰褐色(圖2-A)，泥巖以灰黑色、黑色為主(圖2-B)，多夾煤層及煤線(圖2-C)，可見植物炭化現象?？傮w上表現為還原條件下的暗色特征，表明山2氣層組沉積期氣候溫暖濕潤，碎屑物沉積時大多處于水下環(huán)境。地表及井下巖心中均保存有相當豐富的各種沉積構造，成為劃分沉積相的有效資料。常見的層理有塊狀層理、水平層理(圖2-D)、平行層理(圖2-E)、交錯層理(圖2-F)、壓扁層理、波狀層理、透鏡狀層理、同生變形層理(圖2-G)、沖刷面(圖2-H)等，都反映出三角洲前緣的沉積特征［8］。

圖2-A.Y562 658.5 m 灰白色粗砂巖;B.M22 283.3 m炭質泥巖;C.Y44 2 670.58 m 煤;D.Y26 2 488.45 m 水平層理;E.Y302 505.4 m平行層理;F.Y442 658 m板狀交錯層理;G.Y762 445.23 m 變形層理;H.M262 202.72 m 礫巖底部為沖刷面

2.2.3 粒度分布特征

1)概率累積曲線特征

研究區(qū)細砂巖顆粒磨圓度中等，多為次棱角狀，以孔隙-薄膜式接觸為主;分選中等—好;研究區(qū)山2段的概率曲線是由三角洲各亞環(huán)境的不同水動力條件所造成的。主要類型有兩段式 B型［9］。

兩段B型:粒度頻率曲線峰值20%左右，主峰位于細粒一側，以細粒組分為主，指示了水下沉積特征。粒度概率曲線以跳躍組分和懸浮組分的兩段式組合為主，跳躍組分含量高，一般為75%～85%，斜率較緩。懸浮組分含量較少，一般為15%～25%，這一特征反映了研究區(qū)沉積水動力條件較強，沉積顆粒分選好的特點，代表了水下分流河道沉積。

如上圖所示，研究區(qū)粒度概率曲線特征比較明顯，基本為兩段式，即只有跳躍和懸浮兩種方式。圖3-A中兩段式跳躍總體的含量為50%～60%，懸浮總體的含量為40%～50%，分選性較差，代表較弱—較強的水流沉積環(huán)境;圖3B至圖3F所示的兩段式中跳躍次總體發(fā)育兩個粒度次總體，跳躍總體的含量為40%～85%，懸浮總體的含量為10%～30%，分選性較差，該類沉積受單一河流作用或者單一湖泊作用的影響較小，大多數為二者共同作用的結果，是三角洲前緣相的特征，代表的是一種復雜多樣的水流沉積環(huán)境。

圖3 子洲氣田北部山2氣層組粒度概率累積曲線

2)粒度參數特征

運用福克和沃德公式分別求出粒度參數，根據級配特征和主要粒度參數的遞變特征，可獲得以下幾點認識:

平均粒徑和粒度中值(Mz):由北向南變小，不僅表明沉積介質的能量條件有規(guī)則的變化，而且也說明搬運距離越來越遠。

標準偏差(δ):表示沉積物的分選程度。主要取決于沉積過程的性質和持續(xù)的時間。分流河道、水下分流河道為持續(xù)的單向水流條件，分選中等—好，標準偏差一般0.3～1.1(表1);河口砂壩沉積主要受河流動力的控制，分選情況接近于河道砂或稍好于河道砂。而河口壩前端純凈砂和席狀砂由于簸選，分選良好，標準偏差一般在0.5以下，分選最差的水下天然堤、漫灘、湖灣沉積，標準偏差一般在0.6以上(表1)。

表1 子洲地區(qū)山2段儲層粒度分析統(tǒng)計表

偏態(tài)(sk):反映沉積過程能量的變異，河道砂、河口壩砂因泥質含量低，主峰偏于粗粒一側，一般sk大于0.5，而河道間洼地、分流間灣、漫灘等粒級偏細，sk一般小于0.5(表1)。偏態(tài)值自北向南降低，反映能量逐漸減弱。

峰態(tài)(kg):測定頻率曲線中央部位與兩端分選程度的差異。研究區(qū)分流河道和水下分流河道主要以細砂為主，峰尖銳，峰態(tài)值一般在1以上。最大值達8.5左右，河道間洼地、分流間灣由于泥巖含量增加，細粒部分明顯增多，峰態(tài)也明顯減緩，峰值為0～1之間，反映能量條件較低。

3)粒度數據分析

山2段砂巖粒級以中砂為主(占76.8%)，其次為粗砂巖或細礫巖(占13.4%)和細砂(占9.8%)。粒度中等，平均值 Mz為 0.56～2.41;最大粒徑 9.5 mm，主要粒徑 0.1～4.0 mm，標準偏差 σ 值分布于 0.60～1.75，分選中等;偏度均為正偏，峰度K值分布于3.9～16.7(表1)，說明顆粒中等-尖銳。上述特征表明山2段砂體的形成主要受河流作用控制。

根據薩胡判斷沉積環(huán)境的判別函數(Sahu，1964)，即:

其中:Y ＞9.8433，為河流(三角洲)相;Y ＜9.8433，為濁流相。

通過對研究區(qū)74個樣品的統(tǒng)計計算，其結果全部大于9.8433，最大值為 107.95，最小值為 30.41，平均 Y 值為68.76，說明研究區(qū)山2砂層組為河流(三角洲)相。

2.2.4 測井相分析

通過這些特征的研究結合對區(qū)內46口井取芯井段的沉積微相研究，建立區(qū)內測井相標志，進行鉆井各小層的沉積微相劃分(表2)。研究區(qū)山2氣層組發(fā)育三角洲前緣亞相，又可以細分為水下分流河道微相、分流間灣微相、席狀砂微相與間灣沼澤微相。

3 地球化學特征及環(huán)境解釋

地球化學解釋沉積環(huán)境主要是通過分析古鹽度的變化，來說明沉積期的沉積環(huán)境。本次研究中分析了Sr/Ba值和B含量。

表2 子洲氣田北部山2段測井相巖-電特征

3.1 鍶鋇比值及其環(huán)境意義

當海水和淡水相混合時，淡水中的鋇與海水中的硫酸根結合形成硫酸鋇，而沉淀下來，反應式為:Ba++=

2BaSO4

硫酸鍶的溶解度很大，可繼續(xù)向海遷移。因此，鍶鋇比值隨遠離海岸而逐漸增大。

圖4 子洲氣田北部山2氣層組Sr/Ba值圖

一般認為，在淡水陸相沉積物中，鍶鋇比值小于0.5;海水沉積物中鍶鋇比值大于1;海陸交互相沉積物中鍶鋇比值為0.5～1.0。當然，在不同時代的沉積物中這一海陸相判別的界限值是有變化的。但是總的趨勢是一致的，即在淡水沉積中低、咸水沉積中高。

研究區(qū)大部分泥巖樣品的Sr/Ba值小于或者等于0.5。在研究區(qū)南部氣層組的有一個樣品的值為0.84，并且，Sr/Ba值離散度較大(圖4)，表明山2沉積時，水體鹽度是變化的。而且從到，Sr/Ba值有進一步變小的趨勢。同時時北部Sr/Ba值低，向南部Sr/Ba值升高，表明時研究區(qū)南部可能受到短期海水內泛的微弱影響，北部地區(qū)則為完全的淡水環(huán)境。

3.2 硼含量及其環(huán)境意義

硼是良好的指相元素，硼含量的變化對古鹽度有精確的反映。盡管不同地區(qū)、不同時代硼含量各不相同。但是，硼含量在海相、過渡相、陸相中由高到低的變化趨勢卻是一致的。

研究表明，硼含量的高低與粘土礦物的成分和含量密切相關，三種粘土礦物高嶺石、蒙脫石、伊利石對硼的吸附能力差別很大，其中以伊利石的吸附能力最強，蒙脫石次之，高嶺石最弱。研究區(qū)山西組中粘土礦物以高嶺石占絕對優(yōu)勢。

利用古鹽度的校正公式(Porrenga，1967)，對研究區(qū)的古鹽度進行了估算。其公式為:logBk=1.28logSp+0.11，Bk=B/(4 Xi+Xm+Xk)。式中Bk為高嶺石中的硼，Sp為古鹽度(‰)，Xi、Xm、Xk分別為伊利石、蒙脫石和高嶺石的百分含量，B為實測的硼含量(ppm)。

考慮到山西組中粘土礦物幾乎全部為高嶺石，而且多數粘土礦物都含有少量的非粘土礦物，則高嶺石中的硼含量為Bk=B×1.1/(4×0+0+1)≈1.1B。將測得的硼含量代入校正公式，求得高嶺石中的硼含量為14.91～97.96 ppm，平均為65.59 ppm。相對應的求得古鹽度為0.729‰～3.176‰ ，平均為2.321‰ ，表明山西組沉積時的古環(huán)境為陸相-過渡相。

結合以上幾種沉積相標志，識別出研究區(qū)山2氣層組是三角洲前緣沉積體系，發(fā)育水下分流河道微相、分流間灣微相、席狀砂微相與間灣沼澤微相。

4 沉積相對油氣成藏的影響

沉積相控制了碎屑巖的碎屑粒度大小、顆粒成分與砂體展布形態(tài)，是控制早期成巖作用的一個重要因素。不同沉積微相的沉積環(huán)境和古水流強度不同，這勢必導致了形成于不同沉積微相下的砂巖體的幾何形態(tài)，泥/砂比率和體系結構的不同，并進一步控制了砂巖的原始孔隙度、滲透率和孔隙水化學成分［10-12］。

4.1 砂體展布及形態(tài)對儲層物性的影響

儲層砂體儲集性能的影響主要是對原生孔隙含量的影響，而孔隙特征首先是物性特征，因此沉積相帶的分布控制著儲層物性分布。

研究區(qū)山2儲層沉積環(huán)境屬于三角洲前緣亞相，水下分流河道砂體發(fā)育，是研究區(qū)主要的儲集體。各次級的河道砂體在向前推進的過程中，不斷的產生支流與匯聚現象，從而構成條帶狀河道系統(tǒng)，直接控制了儲層的條帶狀展布。砂體展布受河道的制約，主河道部位砂體厚，向兩側減薄，呈透鏡狀。分流河道位置不太穩(wěn)定，其側向的不斷擺動，使不同時期的河道砂體疊置，厚度增大，也使砂體平面分布范圍擴大。河道砂體間的沉積物以泥巖、粉砂質泥巖為主，厚度變薄，物性變差，是阻止油氣側向運移的良好遮擋層，利于油氣富集成藏［13-14］。

在微相組合上以三角洲前緣水下分流河道相占絕對優(yōu)勢，垂向相序往往不完整，形態(tài)上呈條帶狀展布。砂體展布的特點造成了儲層物性的特點，在水下分流河道整體部位形成的砂體，其物性好于水下分流河道河岸兩側砂體的物性;水下分流河道河岸兩側砂體的物性好于分流間灣中砂體的物性。

4.2 砂巖粒度對儲層物性的影響

圖5 子洲氣田北部山2儲層物性與φ值關系圖

對研究區(qū)砂巖圖像粒度與物性關系進行分析，從圖5可以看出，物性隨φ值的增大而減小，由于φ值與粒度呈反比關系，即物性隨粒度增大而變好。砂巖的粒度越大，儲層物性越好。粗砂巖、巨-粗砂巖的物性要明顯好于中-粗砂巖、粗-中砂巖、細-中砂巖。

5 結語

通過以上分析，得出的結論是:

1)子洲氣田北部山2氣層組發(fā)育三角洲前緣沉積體系。分流河道及水下分流河道微相為研究區(qū)的骨架相，是天然氣的有利儲集相帶;砂體的發(fā)育完全受控于沉積相的展布。

2)沉積相的展布直接控制了砂體的展布、儲層的原始粒度，而砂體在空間上所處的位置直接控制小層的含氣性［15］。研究區(qū)天然氣產出層和含氣層山西組氣層段主要發(fā)育在三角洲前緣水下分流河道沉積相帶，具廣覆性沉積的特點，厚度較大，石英含量高、粒度大、往往發(fā)育多種孔隙類型，物性條件較好，是良好的砂巖儲集層。

3)水下分流河道相構成了儲集層發(fā)育的有利相帶，也是氣層發(fā)育的有利相帶。有利的沉積相帶是油氣富集成藏、大面積分布的重要地質基礎，是油氣運移聚集的最有利載體，沉積相帶對儲層的物性起到一定的控制作用，是油氣成藏的重要影響因素。

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