靖邊油田馬寧區(qū)地層、構(gòu)造與沉積相研究

張永　吳磊　馬立　劉寒梅

摘要：靖邊油田馬寧區(qū)位于天賜灣鄉(xiāng)東南部，長2油層構(gòu)造總體是在西傾單斜上發(fā)育的數(shù)個(gè)低幅度鼻狀構(gòu)造，將長2油層組劃分為長2¹、長2²、長2³共三個(gè)亞油層組，其中將長2¹亞油層組進(jìn)一步劃分為長2^1-1、長2^1-2、長2^1-3三個(gè)小層。發(fā)育三角洲平原亞相，物源東北向，主要微相類型有水上分流河道、陸上天然堤和沼澤微相，分流河道呈東北-西南向。

1、地理位置

馬寧油田位于陜西省靖邊縣天賜灣鄉(xiāng)與小河鄉(xiāng)交界處，主體處于天賜灣鄉(xiāng)東南部。西鄰長慶油田已開發(fā)的楊米澗油田，南與靖安、安塞油田相接。研究區(qū)溝谷縱橫，梁峁地貌發(fā)育，為典型的黃土塬地區(qū)，地形復(fù)雜。地面海拔一般為1390m～1690m，相對(duì)高差約300m左右。油區(qū)處于內(nèi)陸中緯度地帶，屬溫帶半干旱大陸性季風(fēng)氣候，主要特點(diǎn)是：春多風(fēng)、夏干旱、秋陰雨、冬嚴(yán)寒，日照充足，風(fēng)沙頻繁，雨季遲且雨量年際變化大，最低氣溫-25℃，最高氣溫35℃，年平均氣溫7.9℃，年平均日照2743.3小時(shí)，年平均降雨量316.9mm，年平均無霜期141天左右，絕對(duì)無霜期110天。研究區(qū)內(nèi)村村有沙石土路貫通，有一條主干公路與高速公路連接。

2、勘探開發(fā)概況

馬寧油田是一個(gè)多油層復(fù)合油田，于2005年～2006年上半年發(fā)現(xiàn)了延9₁、延9₂及長2₁²含油層系，并經(jīng)試油證實(shí)具有較高的產(chǎn)能。針對(duì)本區(qū)油藏類型特點(diǎn)，采用邊勘探、邊開發(fā)和邊投產(chǎn)的“滾動(dòng)勘探開發(fā)”方針，在部署評(píng)價(jià)井、探井時(shí)，分別采取按延9和長2₁²兩套層系進(jìn)行開發(fā)。

馬寧油田累計(jì)探明含油面積37.91平方公里、地質(zhì)儲(chǔ)量1263萬噸，馬寧長2區(qū)面積7.11平方公里、地質(zhì)儲(chǔ)量465.19萬噸注水相對(duì)完善，資料較為豐富的區(qū)塊進(jìn)行研究，采油井102口，注水井26口，年產(chǎn)液量13.4×10⁴m³，年產(chǎn)油量1.3萬噸，累計(jì)產(chǎn)油量4.8萬噸，大部分油井已進(jìn)入中、高含水階段，綜合含水率86.5%，自然遞減率11.2%，綜合遞減率10.96%，地層壓力7.5MPa。累計(jì)注水量44.17×10⁴m³。數(shù)據(jù)表明，靖邊采油廠馬寧油區(qū)已經(jīng)處于中高含水的開發(fā)中后期，小層變化復(fù)雜、含水高、注采系統(tǒng)不完善、平面、層間、層內(nèi)矛盾突出、井況復(fù)雜，油井含水上升，注水效果變差，地下情況變的復(fù)雜，工藝措施效果逐漸變差，特別是一些單井點(diǎn)的措施，增產(chǎn)逐年降低，投入產(chǎn)出效益下降，諸多問題的集中出現(xiàn)導(dǎo)致成本急劇上升，穩(wěn)產(chǎn)難度急劇加大。有必要進(jìn)行地質(zhì)再認(rèn)識(shí)。

3、地質(zhì)特征

3.1地層劃分原則、依據(jù)和小層細(xì)分

通過小層的劃分與對(duì)比可以了解地層層序、巖相及地層厚度變化，查明目的層段油層形態(tài)、分布范圍厚度變化，了解油層平面延展情況，同時(shí)可以研究儲(chǔ)層的縱橫向的變化，為尋找有利含油氣區(qū)與合理開發(fā)油氣田提供依據(jù)。

3.1.1地層劃分的原則

1）一方面充分吸收本區(qū)原有分層方案和生產(chǎn)工作中的習(xí)慣性用法，另一方面又依據(jù)本區(qū)的地層和沉積特點(diǎn)及其變化規(guī)律進(jìn)行砂層組及小層的劃分。

2）將本區(qū)鉆遇延長組地層劃分與對(duì)比進(jìn)行歸一化處理，縱向上大層劃分仍沿用生產(chǎn)工作中的習(xí)慣性用法，在具體劃分上以巖性巖礦特征和標(biāo)志層卡層系，以剖面結(jié)構(gòu)及電測(cè)曲線組合特征劃組段，以沉積旋回、地層厚度定界線;在橫向上則用逐井特征類比追蹤對(duì)比、剖面閉合，并采用分層底界高程檢驗(yàn)其對(duì)比的合理性和可靠性。

3）由于侵蝕和補(bǔ)償?shù)钠胶庑?yīng)，采用上下標(biāo)志層卡，中間厚度控制，上部由上向下推，下部由下向上趕的辦法進(jìn)行地層劃分和對(duì)比;即先尋找主要標(biāo)志層，再尋找輔助標(biāo)志層，先對(duì)大段，再對(duì)小段，旋回控制，參考厚度，最后閉合復(fù)查。

本次研究針對(duì)馬寧區(qū)塊長2油藏標(biāo)志層明顯的特點(diǎn)，認(rèn)為長2油層為準(zhǔn)層序規(guī)模沉積體，其內(nèi)部小層主要采用旋回對(duì)比方法進(jìn)行劃分。

3.1.2、小層劃分對(duì)比依據(jù)

針對(duì)研究區(qū)目的層特點(diǎn)，遵循等時(shí)性原則，制定如下對(duì)比依據(jù)：

（1）以頂部標(biāo)志層作為劃分的重要依據(jù)，確定長2油藏頂面界限;

（2）以GR、SP、AC曲線為主，參照感應(yīng)電阻曲線，分析曲線形態(tài)的旋回性、幅度和隔夾層的分布特征，進(jìn)行小層劃分與對(duì)比，確定小層。

長2油層組的小層劃分中主要應(yīng)用了K9、K8、K7三個(gè)標(biāo)志層，其中K9標(biāo)志層為主要標(biāo)志層，K8、K7標(biāo)志層為輔助標(biāo)志層。以下為這三個(gè)標(biāo)志層的特征：

本區(qū)K9標(biāo)志層位于長2油層組頂部，巖性凝灰質(zhì)泥巖，測(cè)井曲線表現(xiàn)為尖刀狀高聲波時(shí)差、低電阻、高伽瑪?shù)奶卣?。有時(shí)會(huì)連續(xù)出現(xiàn)一個(gè)薄層泥巖，應(yīng)認(rèn)定其中感應(yīng)特低的一層泥巖為K9標(biāo)志層，它是劃分長1和長2的重要依據(jù)。

K8標(biāo)志層位于長2²中部，距長2^1-3的底20米左右。是控制長2中部和長2^1-3底界分層之輔助標(biāo)志層。為薄層暗色泥巖。電性特征為低電阻、低感應(yīng)、高聲波時(shí)差與高伽瑪值。

K7標(biāo)志層位于長3上部，距長2底35m-40m。是控制長2底界的輔助標(biāo)志層。巖性為暗色薄層泥巖。電性特征：電阻曲線與聲波時(shí)差呈現(xiàn)一高尖，自然伽瑪值較高，感應(yīng)特征不明顯。

3.1.3、小層劃分對(duì)比步驟

在具體的劃分與對(duì)比中，我們按點(diǎn)→線→面相結(jié)合的工作程序依次展開?！秉c(diǎn)”-建立典型井標(biāo)準(zhǔn)分層剖面，掌握標(biāo)志層特征、沉積韻律變化特征和測(cè)井曲線變化特征?！本€”-選擇典型井所在剖面，由典型井向外依次進(jìn)行鄰井對(duì)比，形成以開發(fā)井排為單元的典型對(duì)比剖面?！泵妗?確定與開發(fā)井排相交的縱向剖面，再與典型井和典型井排剖面進(jìn)行對(duì)比，最終向所有開發(fā)井排延伸，完成全區(qū)的小層對(duì)比與劃分。

3.1.4、小層劃分對(duì)比

研究區(qū)鉆遇地層自上而下依次為第四系黃土層、侏羅系延安組、富縣組和三疊系延長組。早期鉆井的完鉆層位均為長2段底部，部分井未鉆穿長2。延長組根據(jù)巖性、電性及特殊巖性段，識(shí)別出10個(gè)區(qū)域性標(biāo)志層，自下而上分別為K0～K9，其中以K2、K3和K9最為穩(wěn)定。這些標(biāo)志層厚度穩(wěn)定（1～3m），為高自然伽瑪值和低電阻率，時(shí)差呈尖刀狀高峰異常等特征的凝灰?guī)r、凝灰質(zhì)泥巖、炭質(zhì)泥巖等。

按照以上所述的方法、步驟，經(jīng)過逐口井、逐井排的反復(fù)對(duì)比，最終將長2油層組劃分為長2¹、長2²、長2³共三個(gè)亞油層組（圖1）。其中將長2¹亞油層組進(jìn)一步劃分為長2^1-1、長2^1-2、長2^1-3三個(gè)小層。

3.2? 構(gòu)造特征

馬寧區(qū)塊地質(zhì)背景為以西傾單斜，構(gòu)造平緩，坡度較小，坡降7～10m/km。傾角約0.5度，局部發(fā)育小型鼻狀構(gòu)造和洼地，頂界面構(gòu)造海拔高度分布在300—345m之間，等值線大致呈南北向漸變分布延伸，構(gòu)造坡度較平緩。西部發(fā)育兩個(gè)平行的小型鼻狀構(gòu)造，鼻狀構(gòu)造軸向近東西向，走向大致15°左右，構(gòu)造高點(diǎn)分別在45495-04井區(qū)和45489-05井區(qū)。洼陷與45489-05井所處的鼻狀構(gòu)造毗鄰，面積較大，海拔較低，局部在305m以下。整體而言，長2^1-2頂構(gòu)造較為平緩，高值區(qū)主要出現(xiàn)于研究區(qū)東部（45472-04井），局部發(fā)育凸起與洼陷。

3.3 儲(chǔ)層沉積微相

本次研究充分考慮研究區(qū)巖相、測(cè)井相的分析，結(jié)合巖心觀察與錄井資料分析，最終研究表明，馬寧地區(qū)長2¹亞油層組發(fā)育三角洲沉積體系，主要發(fā)育三角洲平原亞相。三角洲平原是三角洲的陸上沉積部分，它與河流體系的分界是從河流大量分叉處開始，沉積特征與河流相相似，總體表現(xiàn)為河流相的延伸。三角洲平原內(nèi)部亞環(huán)境多樣，主要由分支河道、河道間、天然堤、決口扇微相組成。其中河道間包括湖泊及沼澤微相，但由于二者之間的測(cè)井響應(yīng)特征相似，且直接的資料少，將其統(tǒng)一定為河道間微相。

3.3.1分支河道微相

分流河道也叫分流河床，是三角洲平原亞相的骨架，碎屑物質(zhì)通過河流運(yùn)移，在到達(dá)分支河道與河流入?？?，發(fā)生堆積并形成三角洲。分支河道沉積特征與普通曲流河沉積特征相似，即具有明顯的二元結(jié)構(gòu)，下部以砂質(zhì)沉積為主，垂向表現(xiàn)為向上逐漸變細(xì)的正粒序特征。馬寧地區(qū)長2¹亞油層組分流河道微相巖性以淺灰、淺灰綠色細(xì)砂巖為主。沉積構(gòu)造以平行層理、均質(zhì)層理為主，可見沖刷充填構(gòu)造，部分河道砂巖底部發(fā)育礫石，有時(shí)也可見砂巖中的炭質(zhì)植物碎片，沉積水動(dòng)力條件較強(qiáng)。電測(cè)曲線特征表現(xiàn)為GR曲線以箱形為主，少見鐘形，自然電位曲線平滑，電阻率曲線相對(duì)泥巖較高，由于儲(chǔ)層內(nèi)部含油性的影響，導(dǎo)致ILD、ILM之間的不重合。厚度通常較大（>3m），部分河道由于側(cè)向變遷迅速，導(dǎo)致多個(gè)河道疊加使砂體厚度較大。

3.3.2 決口扇微相

決口扇是在洪水期水流沖破天然堤，部分水流由決口處流向河漫灘，沙、泥等物質(zhì)由于水流流速驟降，快速沉積形成的扇狀沉積體，平面上位于河道兩側(cè)，由層狀含泥細(xì)-粉砂構(gòu)成，常夾有薄層泥巖。垂向上表現(xiàn)為由細(xì)變粗又變細(xì)的全韻律性，砂體的厚度較小（0.5-3.0m），通常不超過3m。底部砂與決口扇下部的河漫灘沉積的泥巖之間存在沖刷現(xiàn)象。平面上呈扇狀展布，剖面上呈透鏡狀。其分布范圍與粒度的粗細(xì)和厚度有關(guān)，粒度越粗，厚度及范圍通常較廣，一般粉砂厚度小于1.0m，分布范圍較小。砂巖中發(fā)育爬升波紋層理、水平層理、平行層理等。在剖面上常夾于河道間的泥巖之中或與天然堤共生，與相鄰和微相有較明顯的粒度區(qū)別。電測(cè)曲線特征表現(xiàn)為自然伽馬曲線呈自然電位呈中、低幅復(fù)合形（上部鐘形，下部漏斗形）、漏斗形、鐘狀，自然電位曲線呈中幅的負(fù)異常，但幅度相對(duì)較小，電阻率相對(duì)泥巖大。

3.3.3天然提微相

天然堤微相是河水漫過河岸時(shí)攜帶的細(xì)、粉砂級(jí)物質(zhì)，由于流速的降低，沿河床兩岸堆積，形成平行河床的堤，稱為天然堤。天然堤兩側(cè)不對(duì)稱，向河漫灘一側(cè)平緩，向河床一側(cè)較陡。每次洪水上漲，天然堤不斷增高，最大高度代表最高水位。形態(tài)上常沿分流河道延伸呈帶狀。主要沉積物為一些粉砂級(jí)顆粒沉積，也可見細(xì)砂和泥質(zhì)沉積，粒度較分流河道細(xì)，比沼澤和湖泊微相沉積粗。沉積構(gòu)造以小型板狀層理、上攀交錯(cuò)層理和沙紋層理為主，也可見波痕發(fā)育，少見植物碎片。垂向上表現(xiàn)為向上變細(xì)的多個(gè)正旋回的疊加。電測(cè)曲線特征主要表現(xiàn)為GR曲線的指形、舌形、漏斗形，位于一套較厚的箱狀GR曲線之上，自然電位表現(xiàn)為一個(gè)中-低幅的負(fù)異常。多位于分支河道微相上部，厚度在數(shù)米左右。

3.3.4河道間微相

河道間是分支河道間低洼部分，水動(dòng)力條件較弱。巖性以灰黑色泥巖為主，夾有薄煤層、煤線，植物化石豐富，保存完好，內(nèi)部可存在砂質(zhì)夾層，可能是由于洪水期砂質(zhì)越過堤岸沉積而成。主要包括2個(gè)部分：沼澤微相和湖泊微相，但由于二者之間差異較小，且電測(cè)曲線特征差異不大，因此將二者統(tǒng)一定為河道間微相，都代表一個(gè)泥質(zhì)沉積環(huán)境。電測(cè)曲線特征表現(xiàn)為GR值較高（高于天然堤），多呈箱形鋸齒狀，自然電位曲線接近泥巖基線，電阻率較低，部分含煤層可形成高阻。

巖心觀察表明：本區(qū)發(fā)育多種反映牽引流沉積的層理巖相類型。

1）槽狀交錯(cuò)層理粉砂巖相，巖性以粉砂巖為主，其特點(diǎn)是單個(gè)層系厚度變化極快，各層系底界強(qiáng)烈下凹，具明顯的槽狀侵蝕底界。層系中的細(xì)層亦可大致平行層系底面，也可能與之相交，槽形曲軸的傾向，基本上與介質(zhì)流動(dòng)方向由于沙丘（垅）移動(dòng)而造成的大型槽狀交錯(cuò)層理一致。

2）沙紋交錯(cuò)層理砂巖相

主要發(fā)育在粉砂巖及部分細(xì)砂巖中，小型波紋層理是弱牽引水流與波浪振蕩共同作用的結(jié)果，常與水平層理細(xì)粉砂巖相呈互層疊加。代表了分流河道間低洼地帶沉積環(huán)境。

3）塊狀細(xì)砂巖相

其特點(diǎn)是砂巖不顯層理，有時(shí)含泥礫，往往與沖刷面共生。在各井巖芯剖面中均以該相為主，含油性最好，油浸段多分布在此。

4）平行層理粉砂相

巖性以粉砂巖為主，常與低角度交錯(cuò)層理砂巖相共生，表明其主要處于水動(dòng)力條件微弱。油氣多在細(xì)砂巖或沿粉砂巖層面中以斑狀—油跡形式存在。

4 結(jié)論

（1）該區(qū)長2地層為本區(qū)主要開發(fā)的含油層系，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)層特征和層內(nèi)韻律把長2分為進(jìn)一步劃分為長2^1-1、長2^1-2、長2^1-3三個(gè)小層。

（2）構(gòu)造基本為西傾單斜構(gòu)造，局部發(fā)育小型鼻狀隆起，隆起幅度不大于5米，對(duì)油藏形成影響不大，對(duì)油井高產(chǎn)有影響。

（3）儲(chǔ)層沉積相以三角洲平原為主，主要發(fā)育分支河道、微相決口扇微相、天然提微相和河道間微相。

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作者簡介：

張永，1985.11.11，碩士，工程師