定邊地區(qū)延長組下部儲層的沉積地質(zhì)意義

曹 躍，劉延哲，段昕婷，付明義，張 慶

0 引言

鄂爾多斯盆地是國家實現(xiàn)“西氣東輸”戰(zhàn)略的重要研究領(lǐng)域。與國外大型克拉通盆地不同，鄂爾多斯盆地是一個穩(wěn)定沉降、坳陷遷移的多旋回沉積盆地。盆地在上三疊系延長組持續(xù)拗陷并逐漸沉降，發(fā)育了河流 －湖泊相陸源碎屑巖巖系［1－2］。以往主要研究對象為延長組上部組合，延長組下部組合研究認識程度較低，存在一系列問題急需要解決，如物源多變、巖性變化復(fù)雜、儲層致密、油氣聚集關(guān)鍵要素認識不清等，甚至認為下部組合資源潛力不大［3－4］。因此，深化研究延長組下部組合沉積儲層及成藏關(guān)鍵要素等顯得十分必要，尋找油氣資源的后備接替層系迫在眉睫。

近年來，隨著延長組下組合勘探開發(fā)實物工作量的投入，部分地區(qū)在沉積、儲層、成藏要素等方面取得了初步研究成果，延長組下組合具有儲層規(guī)模小、類型多、物性差，背斜圈閉少、經(jīng)歷多旋回構(gòu)造改造等特點，油氣藏復(fù)雜多樣，勘探開發(fā)難度大。鄧秀芹等認為鄂爾多斯盆地延長組受來自5個物源的影響，發(fā)育沖積扇、河流、三角洲、湖泊等沉積相［4］;王變陽、齊亞林、宋平等認為盆地西部為多物源沉積，巖石類型多為巖屑長石砂巖，物性條件差，控制因素主要受沉積微相和成巖作用的影響［5－7］;段昕婷、王香增等認為盆地中西部延長組下部長7，長9烴源巖為主要貢獻者［8－9］;蒲仁海、高勝利等認為古構(gòu)造及其演化具有十分重要的研究價值，可以指示烴類聚集［10－11］。以上成果認識為延長組下部組合深入研究積累了初步理論認識基礎(chǔ)，然而針對延長組下部致密儲層沉積及油氣聚集關(guān)鍵要素等復(fù)雜多變等特點，目前取得的這些成果認識還很膚淺，仍需要持續(xù)深化研究，提供更加豐富的理論指導(dǎo)。

定邊地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位于陜北斜坡西部邊緣，緊鄰天環(huán)坳陷。長期以來重點研究延長組長6以上地層，長7以下研究工作幾乎一片空白。文中利用15口地質(zhì)資源井、10余口普通薄片、鑄體薄片和巖心分析等資料，應(yīng)用致密儲層地質(zhì)學(xué)理論為指導(dǎo)，從沉積微相、砂體分布、儲層巖石學(xué)、構(gòu)造和烴源巖特征等方面開展了定邊地區(qū)延長組下部長7～長9地質(zhì)特征研究，并結(jié)合大量測試資料提升總結(jié)了延長組下部儲層的沉積地質(zhì)意義，為指導(dǎo)延長組下部長7～長9有利目標(biāo)區(qū)優(yōu)選提供了依據(jù)及方向。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地油氣資源十分豐富，現(xiàn)今盆地可劃分為伊盟隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起等6個一級構(gòu)造單元，上三疊系延長組沉積了一套以河湖相沉積為主的陸源碎屑巖系［1－2］，發(fā)育長1～長10共10個油層組，本次研究主要目的層為長7，長8，長9等3個油層組。首先在地層劃分與對比的基礎(chǔ)上，整理了87口地質(zhì)資料井?dāng)?shù)據(jù)，編制了定邊地區(qū)長7底面、長8底面構(gòu)造圖2張(圖1(a)、圖1(b))，現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)為一簡單的西傾單斜，各層具有良好的繼承性，研究區(qū)中北部發(fā)育4排鼻狀撓區(qū)構(gòu)造帶，分別位于A62－A53－A51－A52井一帶、A37－A36－A25－A29井一帶、A48－A20－A26－A58－A57井一帶、A16－A42井一帶，這些鼻隆構(gòu)造帶有利于形成多種生儲蓋組合的油氣聚集，是十分重要的研究領(lǐng)域，值得關(guān)注與重視［10－11］。

研究區(qū)發(fā)育長7張家灘油頁巖、長91李家畔油頁巖2套重要烴源巖。長7張家灘油頁巖為延長組第一套分布廣、厚度大、有機質(zhì)豐度高、烴類轉(zhuǎn)化效率高的烴源巖［12－15］，縱向上發(fā)育上、中、下3 套油頁巖(底部一套最為穩(wěn)定且厚度較大)，厚度20～50 m，整體上呈由西南向東北逐漸變薄的趨勢(圖2)。長91李家畔油頁巖為為延長組第二套局部分布、質(zhì)量較好的烴源巖［13，16］，主要發(fā)育長9上部，厚度2～15 m，也呈由西南向東北逐漸變薄的趨勢。

圖1 定邊區(qū)塊長7底面構(gòu)造Fig．1 Structural map of the bottom of Chang7 in Dingbian Block

2 沉積儲層特征

2.1 沉積微相展布特征及地質(zhì)意義

依據(jù)大量巖心觀察描述，借鑒前人沉積相研究中相標(biāo)志識別標(biāo)準(zhǔn)［17－18］，建立了定邊地區(qū)巖性、層理構(gòu)造、測井曲線特征等相標(biāo)志特征，應(yīng)用30～50口測井資料對定邊地區(qū)延長組長7，長8，長9進行沉積微相進行劃分，識別出水下分流河道、分流間灣、湖湘等微相。依據(jù)巖心、測井相標(biāo)志，結(jié)合砂地比平面分布及區(qū)域沉積相展布特征，編制了定邊地區(qū)長11，長81，長7沉積微相平面圖(圖3(a)～圖3(c))。

圖2 定邊區(qū)塊長7烴源巖平面等厚圖Fig．2 Source rocks contour map of Chang7 in Dingbian Block

從長91，長81，長7沉積相平面圖上可以看出，該區(qū)物源主要為繼承性發(fā)育的來自北西及北東方向的物源，與區(qū)域物源方向一致，北西方向與北東方向物源交匯于研究區(qū)的中南部，研究區(qū)南部主要為東北物源的貢獻。從長91至長81沉積時期，隨著湖盆面積的增大，三角洲發(fā)育規(guī)模有逐漸縮小的趨勢，至長7沉積時期，三角洲發(fā)育規(guī)模比長8沉積時期又有一定程度的削弱。

從沉積相分布研究的地質(zhì)意義分析，大量文獻證實，三角洲前緣水下分流河道微相是控制油氣富集的重要相帶［4］。然而通過對定邊地區(qū)長7～長9測試資料分析，長7、長81，長9新發(fā)現(xiàn)的17個油氣藏，除過7個(占41%)分布在水下分流河道微相外，還有10個(占59%)分布于研究區(qū)中南部北西向與北東向三角洲前緣水下分流河道微相交匯區(qū)域，說明三角洲前緣水下分流河道微相有利于油氣聚集外，更重要的是不同方向三角洲前緣水下分流河道微相交匯區(qū)域更有利于油氣聚集。分析其原因，與多物源、多相帶(水下分流河道微相、水下分流間灣微相、湖相等)不均衡疊置連片分布有關(guān)，易于形成各種類型砂巖透鏡體巖性圈閉、成巖巖性圈閉及致密砂巖巖性圈閉等，值得地質(zhì)研究工作者給予足夠重視與關(guān)注。

圖3 定邊區(qū)塊長91，長81，長7沉積相平面分布Fig．3 Sedimentary facies of Chang91，Chang8 1 and Chang7 in Dingbian Block

2.2 砂巖分布特征及地質(zhì)意義

按照砂質(zhì)含量＞80%的錄取標(biāo)準(zhǔn)，在綜合測井圖上對定邊地區(qū)66口地質(zhì)資料井讀取了砂巖數(shù)據(jù)，并整理了砂巖厚度數(shù)據(jù)，結(jié)合物源方向、區(qū)域沉積相展布特征，編制了定邊地區(qū)延長組長91，長81，長7砂體等厚圖 3張(圖 4(a)，圖 4(b)，圖 4(c))。

伴隨著鄂爾多斯盆地區(qū)域的沉積環(huán)境的演化，湖盆的形成、發(fā)展和萎縮的過程，從砂體的發(fā)育規(guī)模和沉積微相的演化過程來看:長9期湖盆快速下沉，湖區(qū)迅速擴大。該區(qū)長91期發(fā)育來自近南北方向和北東方向的三角洲前緣水下分流河道砂體，匯源區(qū)在研究區(qū)中南部，其中研究區(qū)西部以近南北方向物源為主，研究區(qū)東部主要為北東方向物源的貢獻，砂體分布范圍大，連續(xù)性較好，砂體厚度主要在13～28 m之間，向南西方向呈條帶或朵狀延伸(圖4(a))。

長8期盆地下降速率減緩，湖盆面積繼續(xù)增大，深湖區(qū)比長9期面積增大。該區(qū)長8期發(fā)育來自北西方向和北東方向的三角洲前緣水下分流河道砂體，匯源區(qū)在研究區(qū)中南部，其中以北西方向物源為主，研究區(qū)南部主要為北東方向物源的貢獻，砂體分布范圍較大，連續(xù)性較好，長81砂體厚度主要在5～15 m之間，向南西方向呈條帶或朵狀延伸(圖4(b))。

長7期湖泊范圍擴大，盆地西部及南部湖水進一步加深，湖水規(guī)模達到最大，湖盆中心位于志丹－吳起－定邊以南。該區(qū)長7期發(fā)育來自北西方向和北東方向的三角洲前緣水下分流河道砂體，匯源區(qū)在研究區(qū)中南部，其中以北西方向物源為主，研究區(qū)南部主要為北東方向物源的貢獻，砂體分布范圍較大，連續(xù)性較好，長7砂巖厚度主要在15～40 m之間，向南西方向呈條帶或朵狀延伸(圖4(c))。

從砂巖儲層分布研究的地質(zhì)意義分析，傳統(tǒng)觀點認為，水下分流河道砂巖儲層孔滲條件好，有利于油氣富集高產(chǎn)［19－22］。然而通過對定邊地區(qū)長7～長9砂體分布與測試資料分析，發(fā)現(xiàn)水下分流河道高孔滲砂體控制油氣藏富集高產(chǎn)外，更重要發(fā)現(xiàn)是2大物源混合交匯區(qū)域巖性復(fù)雜多變，發(fā)育高孔滲砂巖、致密砂巖、砂質(zhì)泥巖、泥巖等復(fù)雜巖性，由于不同時期砂巖、泥巖周期變遷演化，導(dǎo)致縱向上砂巖與泥巖頻繁互層、平面上高孔滲砂巖、致密砂巖、優(yōu)質(zhì)泥巖不均衡疊加連片分布，生儲蓋配置關(guān)系好，儲層非均質(zhì)性強，十分有利于形成各種類型巖性油氣藏。

圖4 定邊區(qū)塊長91，長81，長7砂體厚度平面分布Fig．4 Sand body of Chang91，Chang81 and Chang7 in Dingbian Block

2.3 儲層巖石學(xué)特征及儲集性能

依據(jù)6口井巖石薄片鑒定資料分析，延長組長7～長9巖石顆粒礦物組成為石英含量50．6% ～69．1%，均值 55．9%;長石含量 20．2% ～41．2%，均值為33．4%;巖屑含量7．5% ～15．0%，均值為10．7%，表明研究區(qū)長7～長9儲層巖性以長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主(圖5)。顆粒粒徑分布范圍為0．05 ～0．5 mm，主體分布在 0．1 ～0．5 mm范圍內(nèi)，主要為細砂巖。顆粒分選中等～好，磨圓較差，多為次棱角狀。砂巖結(jié)構(gòu)類型多呈顆粒支撐，膠結(jié)類型以薄膜－孔隙式為主，少量為基底式及孔隙式。

研究區(qū)長7～長9儲層填隙物成分組成中，水云母、高嶺石、綠泥石等粘土礦物占填隙物總含量約50．4%;方解石、白云石、鐵方解石等碳酸鹽礦物占填隙物總含量約33．7%;硅質(zhì)礦物占填隙物總含量約10．6%．填隙物結(jié)構(gòu)類型以膠結(jié)物－雜基混合填隙為主，含量為4% ～40%，均值21%．

圖5 定邊區(qū)塊長7～長9儲層孔隙類型特征Fig．5 Characteristics of reservoir pore types of Chang7～Chang9 in Dingbian Block

依據(jù)6口井鑄體薄片資料分析，長7～長9砂巖儲集空間主要是孔隙，主要孔隙類型有粒間孔(圖5(a))、粒內(nèi)溶孔(圖5(b))和填隙物組分內(nèi)溶孔(圖5(c))，其中粒間孔是主要的儲集空間，約占總孔隙的56%，粒內(nèi)溶孔約占總孔隙的40．7%，填隙物組分內(nèi)溶孔約占總孔隙的3．3%．儲層面孔率1% ～12%，均值為8．7%，平均孔徑為 0．02 ～0．12 mm，均值為0．07 mm．

通過研究區(qū)11口井長7～長9儲層巖心樣品測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計，長7～長9砂巖儲層隙度分布范圍為0．8% ～21．2%，平均值為 8．4%;滲透率分布范圍0．034 ～58．11 mD，均值為2．99 mD，屬于特低孔 －特低滲儲層(圖6)?？紫抖扰c滲透率關(guān)系研究表明，研究區(qū)長7～長9砂巖有超過80%巖心樣品點具有隨孔隙度增大滲透率也相應(yīng)增大，儲層為孔隙性類型。

圖6 定邊區(qū)塊長7～長9儲層孔隙度、滲透率頻率Fig．6 Frequency distribution of reservoir porosity and permeability of Chang7～Chang9 in Dingbian Block

綜合以上分析，定邊地區(qū)延長組長7～長9成分成熟度(巖屑質(zhì)長石砂巖)和結(jié)構(gòu)成熟度(分選中等～好，磨圓較差、粘土礦物含量較高)較低，為近源高能沉積環(huán)境下的產(chǎn)物。儲集性能影響因素之一與粘土礦物含量(50．4%)及碳酸鹽礦物含量(33．7%)關(guān)系值密切，值得進一步深入研究?？紫殿愋椭饕獮榱ｉg孔(占56%)和粒內(nèi)溶孔(占40．7%)，孔徑為中小孔道(均值 0．07 mm)，物性條件差(孔隙度均值 8．4%，滲透率均值 2．99 mD)，為特低孔－特低滲儲層。隨著孔隙度增大滲透率也相應(yīng)增大，表現(xiàn)為孔隙性類型的特點(呈顆粒支撐)。以上成果認識與前人大多數(shù)觀點相一致［23－26］。

3 結(jié)論

1)現(xiàn)今構(gòu)造面貌為相對簡單的西傾單斜，研究區(qū)中北部發(fā)育4排鼻狀撓曲構(gòu)造帶，應(yīng)該引起足夠重視;長7烴源巖是延長組下部油藏的主要貢獻者，建議圍繞長7及長8上部尋找具有一定規(guī)模的巖性圈閉目標(biāo);

2)發(fā)育北西向、東北向2大物源控制的三角洲前緣水下分流河道微相，在研究區(qū)中南部2大物源控制的水下分流河道混源交匯區(qū)域，砂巖與泥巖縱向上頻繁互層，平面上不均衡疊加連片，生儲蓋配置關(guān)系好，易于形成各種類型巖性油氣藏;

3)巖石類型以長石砂巖和巖屑質(zhì)長石砂巖為主，填隙物中黏土礦物和碳酸鹽礦物占30%以上，儲層巖性主要為細砂巖，孔隙類型中粒間孔和粒內(nèi)溶孔占40%以上，孔隙度均值8．4%;滲透率均值2．99 mD，為典型近源高能沉積環(huán)境控制下，整體上具有特低孔－特低滲的孔隙型儲集層，局部發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲層帶，易于形成各種類型的成巖圈閉。

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