志丹地區(qū)延安組沉積微相與油藏控制因素分析*

許　璟，董麗紅，杜彥軍，馬　浪，時(shí)曉章

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075)

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志丹地區(qū)延安組沉積微相與油藏控制因素分析*

許璟，董麗紅，杜彥軍，馬浪，時(shí)曉章

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075)

利用志丹地區(qū)600余口鉆井的測(cè)井、錄井、物性、試油等資料，采用單井相、連井相和平面相多角度綜合分析方法進(jìn)行多期河道疊置的砂體展布和沉積相研究，在此基礎(chǔ)上通過(guò)對(duì)已發(fā)現(xiàn)油藏的解剖，分析了油藏類型及油氣成藏的主控因素。結(jié)果表明：延10+11期發(fā)育辮狀河亞相，可劃分為河道、邊灘、心灘與河漫灘微相，古地貌對(duì)沉積微相發(fā)育控制顯著；延9期發(fā)育三角洲前緣亞相，分為水下分流河道、分流間灣、天然堤與河口壩微相，延8期砂體較延9期發(fā)育；延安組下部油氣富集同時(shí)受沉積微相、鼻狀構(gòu)造與古地貌的控制，油藏類型以構(gòu)造-巖性油藏為主；辮狀河的邊灘、心灘及三角洲前緣水下分流河道、天然堤微相為有利儲(chǔ)集相帶，遇到良好圈閉即可成藏。綜合分析可判斷出古地貌中的斜坡帶和河間丘既是有利儲(chǔ)層的分布區(qū)，又是鼻隆的發(fā)育區(qū)，最有利于油氣成藏。

沉積微相；油藏類型；成藏控制因素；古地貌；延安組；志丹地區(qū)

0　引　言

延安市志丹縣境內(nèi)油氣資源面積約1 900 km2，研究區(qū)位于北起靖邊與志丹縣界線，南至富縣與志丹縣界線、西起志丹縣義正，東至志丹縣杏河，油氣藏為典型的低孔低滲油氣藏[1-2]，延安組不斷有新的油藏發(fā)現(xiàn)，已在志丹的雙河、寨科及劉家河地區(qū)提交了儲(chǔ)量。雖然前人針對(duì)本區(qū)延安組做了一些工作，但難滿足勘探開發(fā)的需求。目前開展全區(qū)沉積微相的精細(xì)劃分，編制的沉積相圖難以準(zhǔn)確地預(yù)測(cè)圈閉；對(duì)成藏控制因素認(rèn)識(shí)單一，從而不能有效地指導(dǎo)油氣田開發(fā)。鄂爾多斯盆地三疊系油氣藏富集主要受沉積相控制，但三疊紀(jì)末的印支運(yùn)動(dòng)使盆地抬升，延長(zhǎng)組頂部遭受強(qiáng)烈剝蝕，形成了溝壑縱橫的古地形，該侵蝕面在未填平之前就隨著侏羅紀(jì)早期的構(gòu)造沉降而被保存下來(lái)，這對(duì)本區(qū)油氣成藏有著特殊的意義[3-5]。因此延安組油藏控制因素以沉積相為主導(dǎo)，其展布基本控制了生、儲(chǔ)、蓋的分布[6-8]，但同時(shí)也受到構(gòu)造和古地貌的影響。系統(tǒng)梳理研究區(qū)600余口鉆井的地質(zhì)和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料，對(duì)延安組下部開展的沉積微相及油氣成藏控制因素研究，緊密貼合生產(chǎn)實(shí)際，為下一步科學(xué)高效地勘探開發(fā)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

志丹地區(qū)構(gòu)造為平緩的西傾單斜，局部因差異壓實(shí)作用而形成鼻狀隆起[9]。其下侏羅統(tǒng)包括延安組和富縣組(延11油層組)，其中延安組又劃分為10個(gè)油層組(延1-延10)。侏羅系沉積時(shí)，由于延長(zhǎng)組遭受侵蝕致使延安組與延長(zhǎng)組的界限為不整合面[10]，長(zhǎng)1大部分被剝蝕，不整合面之下為延長(zhǎng)組，之上為延10+11的巨厚塊狀砂巖，兩者的電測(cè)曲線存在明顯的臺(tái)階，易于分辨。本次研究目的層自下而上包括延10+11，延9和延8油層組。

2　沉積微相特征

受前侏羅紀(jì)古地貌的控制，下侏羅統(tǒng)本區(qū)形成了2大沉積體系。首先是延10+11期的河流相充填沉積體系[11]，早期河谷下切，中后期開始充填。之后盆地下降，延9期開始以形成三角洲—湖泊為主的沉積體系，其中延9期迅速湖侵，到延8期三角洲達(dá)到鼎盛，之后三角洲逐漸萎縮[12]。

2.1沉積微相劃分

通過(guò)對(duì)區(qū)內(nèi)600余口鉆井的測(cè)井、錄井資料進(jìn)行分析，結(jié)合巖心觀察，延10+11期發(fā)育辮狀河亞相沉積，進(jìn)一步劃分為河道、邊灘、心灘及河漫灘微相；延9和延8期發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，進(jìn)一步劃分為水下分流河道、水下天然堤、水下分流間灣及河口壩微相。

2.1.1辮狀河

1)河道：巖性為厚層淺灰色粗—中砂巖夾泥巖，具有多粒級(jí)正旋回沉積序列，砂厚一般大于100 m，底部見(jiàn)沖刷面和含礫砂巖。發(fā)育大型板狀、槽狀交錯(cuò)層理。塊狀砂巖特征在電測(cè)曲線上易于與上部的砂泥巖區(qū)分，SP，GR曲線呈大套齒化箱形；

2)邊灘、心灘：巖性以中砂巖為主，構(gòu)成多階性正旋回沉積序列。砂巖粒度自下而上，由粗變細(xì)，頂部過(guò)渡為河漫灘的細(xì)粒沉積。主要發(fā)育槽狀、板狀和波狀交錯(cuò)層理。砂巖底部突變，SP,GR曲線呈齒化箱形，上部漸變呈鐘形；

3)河漫灘：延10+11的中后期，河流動(dòng)能降低，水流中承載的細(xì)粒巖漫過(guò)堤岸且沉積下來(lái)，形成河漫灘。以深灰色泥巖為主，沉積厚度薄。SP呈基線平直形，GR表現(xiàn)為中高值。

2.1.2三角洲前緣

1)水下分流河道：巖性為灰色厚層細(xì)-中粒砂巖，夾少量的粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖。主要發(fā)育交錯(cuò)層理、平行層理，砂巖底部多具有沖刷面，剖面上為向上變細(xì)的正旋回沉積序列。SP，GR曲線形態(tài)為中幅微齒箱形及鐘形曲線組合，RILD和RILM曲線為齒化中高值；

2)水下天然堤：位于水下分流河道兩側(cè)，呈楔形體，頂部常被河道沖蝕而保存不完整，或與水下分流間灣連續(xù)過(guò)渡，巖性為深灰色細(xì)—粉砂巖。見(jiàn)小型波狀層理、沙紋交錯(cuò)層理。由于厚度薄，測(cè)井曲線常與水下分流河道組合，SP，GR表現(xiàn)為向上連續(xù)變化的低幅齒化鐘形；

3)水下分流間灣：巖性為深灰色、灰黑色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖夾粉砂巖，具小型水平層理及波狀層理。其SP曲線呈基線平直形，GR曲線為中高值，呈齒形；

4)河口壩：巖性以分選較好的粉砂—中砂巖為主，其具有反旋回沉積序列。見(jiàn)小型槽狀交錯(cuò)層理、沙紋層理。SP形態(tài)為漏斗形，GR曲線呈頂部突變、底部漸變的齒化漏斗形。由于本區(qū)處于淺水臺(tái)地三角洲，進(jìn)積作用較為強(qiáng)烈，河口壩多被河道沖蝕，僅在局部殘余[13]。

2.2沉積微相平面展布

沉積演化表明，延10+11期盆地為古地貌背景下的河流充填沉積，到延9期盆地基本被填平補(bǔ)齊，因此古地貌對(duì)延10+11地層的沉積厚度和砂巖分布起著控制作用[14]。通過(guò)對(duì)延10+11和延9的地層厚度和延長(zhǎng)組頂面構(gòu)造圖的繪制，可以基本恢復(fù)本區(qū)前侏羅紀(jì)古地貌形態(tài)，從西至東有甘陜古河谷和寧陜古河谷2條大的水系經(jīng)過(guò)，在順義以北、永寧以南和金丁以西形成古高地，在河谷與高地之間有一定坡度的地區(qū)為斜坡帶，古河谷中局部隆起處為河間丘帶。通過(guò)對(duì)志丹地區(qū)延10+11期沉積微相與古地貌進(jìn)行疊合，發(fā)現(xiàn)兩者有很明顯的對(duì)應(yīng)關(guān)系。其中，河道主要分布于古地貌中的各級(jí)古河谷中，2條從西至東的古河道在金丁地區(qū)匯合流向延安一帶，河道深而寬闊，沉積了巨厚的中粗砂巖及含礫砂巖，砂體最厚處超過(guò)200 m；邊灘微相多在斜坡帶發(fā)育，砂體累計(jì)厚度在40～100 m；心灘微相分布于古河谷中的河間丘處，其特征是河谷中延10+11地層突然減薄，延長(zhǎng)組頂面構(gòu)造抬高，心灘零星分布，砂體形態(tài)近橢圓形；河漫灘主要分布在高地中比較寬緩的地帶，砂體厚度小于40 m(圖1，圖2)。

圖1　延10+11沉積微相展布圖Fig.1　Sedimentary microfacies distribution of Yan 10+11 period.

圖2　古地貌與延10+11沉積微相疊合圖Fig.2　Superimposed graph of paleo-geomorphology and sedimentary facies of Yan 10+11 Formation.

延9期，迅速湖侵[15]，來(lái)自北部的靖邊-志丹三角洲向南部湖區(qū)推進(jìn)，本區(qū)處于三角洲前緣亞相沉積?？傮w上，延9期開始古地貌對(duì)沉積相的控制作用減弱。區(qū)內(nèi)發(fā)育自北東、北西向南推進(jìn)的砂體，砂體厚度較薄且寬度較窄；主砂體為水下分流河道砂體，厚度8～12 m，天然堤部位的砂體較薄。河口壩常不發(fā)育，只在局部殘余[13](圖3)。

延8期，湖盆在總體下沉背景上有所抬升，形成了不同規(guī)模的水進(jìn)型三角洲沉積，志靖三角洲匯聚后進(jìn)入湖區(qū)，本區(qū)處于志靖三角洲前緣相帶。砂體與延9期有一定的繼承性，但較延9期發(fā)育。水下分流河道砂厚在25～35 m，天然堤砂厚20～15 m，河口壩零星分布(圖4)。

圖3　延9沉積微相展布圖Fig.3　Sedimentary microfacies distribution of Yan 9 period

圖4　延8沉積微相展布圖Fig.4　Sedimentary microfacies distribution of Yan 8 period.

3　油氣成藏要素

3.1成藏條件

油氣源研究表明，延安組和延長(zhǎng)組的源巖主要來(lái)自于長(zhǎng)7張家灘油頁(yè)巖[16]。據(jù)本次沉積微相和油藏特征研究，有利儲(chǔ)層主要分布于延10+11的辮狀河邊灘、心灘砂體及延9、延8的三角洲前緣水下分流河道、水下天然堤砂體中。延9和延8的水下分流間灣厚泥巖隔層可以形成良好蓋層?？梢?jiàn)延安組油藏形成了下生上儲(chǔ)的生、儲(chǔ)、蓋空間配置關(guān)系。由于延安組油藏源儲(chǔ)距離遠(yuǎn)，侏羅紀(jì)早期河流下切形成的侵蝕面則是溝通兩者的油氣運(yùn)移通道[17-18]。溢出侵蝕面的油氣通過(guò)砂礫巖體或垂直裂縫向上運(yùn)移，首先在延安組底砂巖中聚集，然后再進(jìn)一步向上越層運(yùn)移，遇到砂巖上傾尖滅、透鏡狀砂巖、鼻狀隆起等有利圈閉即可富集成藏。

3.2油氣藏類型

志丹地區(qū)三疊系油氣藏以沉積相控制為主[19]，而前侏羅紀(jì)起伏不平的古地貌形態(tài)與延安組下部地層沉積時(shí)產(chǎn)生的厚度差異在后期應(yīng)力的作用下形成了低幅度鼻隆，與側(cè)向變化的巖性匹配易形成構(gòu)造一巖性油藏。構(gòu)造-巖性油藏通常表現(xiàn)為沿鼻隆上傾方向泥巖層封堵、儲(chǔ)層巖性尖滅或物性變差形成致密遮擋，也可為微幅度背斜聚集油氣同時(shí)沿上傾方向有巖性尖滅或物性致密形成遮擋，此類油藏多分布在鼻隆構(gòu)造的高部位。由于構(gòu)造平緩，圈閉幅度較小，本區(qū)延10+11—延8主要發(fā)育巖性與構(gòu)造雙重控制的構(gòu)造-巖性油藏類型，延10+11鼻隆構(gòu)造分布廣泛，從延10+11到延8，隨著局部構(gòu)造發(fā)育減少，油藏受構(gòu)造控制逐漸減弱。

從圖5可以看出，YJ83井在延10+11頂部試油，平均日產(chǎn)油0.9 t，日產(chǎn)水3.6 t，為油水同層；F165井在延10+11頂部試油，平均日產(chǎn)油2.4 t，日產(chǎn)水0.6 t，為油層；由YJ83井延10+11頂部試油層段向北構(gòu)造高部位的F165井，含油性變好，這是由于差異壓實(shí)形成的鼻隆與有利儲(chǔ)層相匹配的結(jié)果。同時(shí)，通過(guò)對(duì)延10+11頂面構(gòu)造圖與已發(fā)現(xiàn)油藏進(jìn)行疊合(圖6)發(fā)現(xiàn)，油藏多分布于鼻隆構(gòu)造的軸部和側(cè)翼，因此更加證明了延安組下部油藏除了受沉積相控制外，受構(gòu)造控制明顯，為構(gòu)造-巖性油藏類型。

3.3油氣藏主控因素

3.3.1沉積微相控制油氣分布

據(jù)本次沉積相和油藏研究表明，延安組下部已發(fā)現(xiàn)油藏主要位于辮狀河邊灘、心灘及三角洲前緣水下分流河道、天然堤微相，這是由于這些微相帶砂巖沉積時(shí)水動(dòng)力較強(qiáng)，顆粒經(jīng)過(guò)河流反復(fù)沖刷，結(jié)構(gòu)成熟度和礦物成熟度高，從而使物性增強(qiáng)，為有利儲(chǔ)層相帶。而河道雖然砂體厚度大，是河流中粒度最粗的部分，但由于沉積較快，顆粒沒(méi)有經(jīng)過(guò)反復(fù)的沖刷淘洗，巖性混雜，物性較差，因此本區(qū)辮狀河主河道中有價(jià)值的油藏很少發(fā)育。

圖5　延10+11油層油藏剖面圖Fig.5　Reservoir profile of Yan 10+11

圖6　延10+11頂面構(gòu)造與油藏疊合圖Fig.6　Superimposed graph of superface structures and reservoirs of Yan 10+11

圖7　延安組下部斜坡帶與河間丘成藏模式圖Fig.7　Petroleum immigration model of slope and mound in lower Yan’an Formation(a)斜坡帶成藏模式圖　(b)河間丘成藏模式圖

3.3.2鼻狀隆起控制油氣富集成藏

本區(qū)延安組下部發(fā)育了一系列低幅度鼻隆構(gòu)造，一般具有5～15 m的閉合高度。只要有砂層頂面鼻狀隆起，就可能形成一個(gè)圈閉，因此鼻隆是油氣運(yùn)移的指向。鼻隆構(gòu)造在延10+11期最為發(fā)育，隨著盆地的填平補(bǔ)齊，向延9和延8期逐漸減少，控制作用逐漸減弱。

3.3.3古地貌控制油氣分布及成藏范圍

1)下切的古河谷是延安組油氣運(yùn)移的主要通道。古河谷的下切作用使得延安組與長(zhǎng)2或長(zhǎng)2以下的地層接觸，它是延長(zhǎng)組過(guò)剩壓力釋放的有利場(chǎng)所，這種接觸縮短了油氣運(yùn)移的距離；

2)古地貌控制了局部鼻狀隆起的分布。延10+11構(gòu)造發(fā)育程度受古地貌的控制明顯。將古地貌與延10+11頂部構(gòu)造進(jìn)行疊合發(fā)現(xiàn)，鼻隆多在斜坡帶、高地與河間丘發(fā)育。延9和延8頂面構(gòu)造與延10+11相比，則較為平緩，但仍有一定的繼承性，本區(qū)北部構(gòu)造形態(tài)平緩，鼻隆多發(fā)育在河間丘和南部斜坡帶。

3)古地貌控制了有利儲(chǔ)集體的展布。延10+11期沉積微相與古地貌疊合圖(圖2)顯示，分布于河谷與高地間的斜坡帶及古河谷中露出的河間丘帶，延10+11期多發(fā)育邊灘、心灘微相。該相帶的沉積物由于河流反復(fù)沖刷，物性明顯較河道好，因而古地貌的斜坡帶和河間丘為最有利于油氣富集的儲(chǔ)集相帶。

古地貌通過(guò)對(duì)構(gòu)造、儲(chǔ)層及油氣運(yùn)移的控制，進(jìn)而控制著油藏的分布。綜上所述，古地貌中的斜坡帶、河間丘既是鼻隆的發(fā)育區(qū)，又是有利儲(chǔ)層的分布區(qū)，兩者有機(jī)配置，即可成藏。據(jù)本次研究發(fā)現(xiàn)，本區(qū)古地貌與延安組下部地質(zhì)儲(chǔ)量區(qū)具有很強(qiáng)的對(duì)應(yīng)關(guān)系，儲(chǔ)量區(qū)基本都分布于斜坡帶與河間丘，因而可以推斷其為最有利的油氣成藏相帶。其中位于斜坡帶的油藏在延10+11期多分布于河道兩側(cè)的邊灘砂體中，砂體的側(cè)向遷移可形成上傾方向的致密巖遮擋，利于油氣聚集；首先延長(zhǎng)組油源通過(guò)河谷中充填的砂礫巖及裂縫向兩側(cè)斜坡帶構(gòu)造高部位、儲(chǔ)層物性好的邊灘砂體中運(yùn)移成藏，之后油氣可繼續(xù)向延9和延8有利儲(chǔ)集體中運(yùn)聚成藏(圖7(a))。位于河間丘處的油藏在延10+11期一般分布于河道中凸起的心灘砂體中，該類油藏含油砂體常以塊狀單砂體出現(xiàn)，首先油氣向河間丘處由于差異壓實(shí)形成的構(gòu)造高部位運(yùn)移成藏，之后油氣可進(jìn)一步向延9和延8有利儲(chǔ)集體中運(yùn)移(圖7(b))。

4　結(jié)　論

1)志丹地區(qū)延10+11時(shí)期為辮狀河亞相沉積，可進(jìn)一步劃分為河道、邊灘、心灘與河漫灘微相，沉積相的展布受控于前侏羅紀(jì)的古地貌格局；延9、延8期主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，可分為水下分流河道、水下分流間灣、天然堤與河口壩微相，來(lái)自北部的志靖三角洲前緣砂體向南部湖區(qū)推進(jìn)，延8期砂體較延9期發(fā)育，砂體規(guī)模和厚度較大；

2)志丹地區(qū)延安組下部油藏類型以構(gòu)造-巖性油藏為主，油氣的富集同時(shí)受沉積相帶、鼻狀隆起與古地貌多種因素的控制與影響；

3)志丹地區(qū)前侏羅紀(jì)古地貌中河谷下切形成的侵蝕面是溝通油源與延安組下部?jī)?chǔ)層的通道，遇到良好圈閉即可成藏，古地貌中的斜坡帶和河間丘為最有利的油氣成藏相帶。

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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責(zé)任編輯：劉潔

陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司集團(tuán)科技項(xiàng)目“延長(zhǎng)探區(qū)重點(diǎn)區(qū)域石油地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)”(ycsy2012ky-A-02)

許璟(1984-),女,陜西西安人，碩士,工程師,E-mail：lily_jing_2003@163.com

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