沉積微相控制下儲層分類評價及預(yù)測
——以鄂爾多斯盆地環(huán)西—彭陽南段地區(qū)長8 段為例

張祥龍，劉一倉，張攀，王貴文，3，李棟，馬源，江程舟，包萌，陳康軍，劉秉昌，解宇強

1.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249 2.中國石油長慶油田分公司第十一采油廠，甘肅慶陽 745000 3.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

0 引言

鄂爾多斯盆地位于中國中北部地區(qū)，是中國內(nèi)陸第二大沉積盆地，面積約37×104km2，是我國重要的含油氣盆地和油氣生產(chǎn)基地[1-3]，油氣資源量巨大，其中三疊系延長組是石油聚集的有利層位之一，具有重要的研究價值和經(jīng)濟價值[4]。

近年來，對儲層的分類評價與預(yù)測，國內(nèi)外諸多學(xué)者進行了研究。Ashrafet al.[5]利用三維地震及測井資料對非均質(zhì)性極強的薄層互層砂泥巖相進行分類預(yù)測；Aliet al.[6]利用巖性、孔隙度、流體特征建立巖石物理模型對儲層進行分級評價；Mahgoubet al.[7]利用沉積微相組合的非均質(zhì)性對儲層分布和儲層質(zhì)量進行評價及預(yù)測。而國內(nèi)部分學(xué)者根據(jù)高壓壓汞曲線及物性參數(shù)特征對儲層進行分類[8-11]；部分學(xué)者根據(jù)儲層的某一特點進行分類評價，例如根據(jù)粒間孔對滲透率的貢獻分類評價致密砂巖儲層[12]；一些學(xué)者通過劃分儲層巖石物理相并根據(jù)不同相對儲層物性和產(chǎn)能的影響建立致密儲層綜合評價標(biāo)準[13]；還有一些學(xué)者認為恒速壓汞獲得的孔喉半徑比可作為儲層評價的重要參數(shù)指標(biāo)[14]。但是僅根據(jù)儲層的某一特點進行分析則過于片面，無法全面反映儲層的綜合品質(zhì)，因此在這些方法的基礎(chǔ)上，部分學(xué)者引入沉積微相，并與儲層分類評價相結(jié)合，利用沉積微相進行約束，在此約束下進行儲層分類評價與預(yù)測，例如依據(jù)砂體構(gòu)型、沉積微相等參數(shù)建立起儲層分類評價方法[15]；依據(jù)沉積微相、物性參數(shù)等建立起儲層分類評價方法[16]。利用沉積微相的約束，建立起儲層分類評價的平面展布模式，以此便于開展有利儲層預(yù)測，從而對于后期“甜點”的發(fā)現(xiàn)、有利區(qū)優(yōu)選具有重要指導(dǎo)意義。

環(huán)西—彭陽南段地區(qū)屬于天環(huán)坳陷西緣與西緣逆沖帶過渡帶（圖1），目前尚未開展系統(tǒng)研究。筆者通過綜合巖心觀察、常規(guī)測井曲線形態(tài)分析將長8段劃分為5個小層，并建立了環(huán)西—彭陽南段地區(qū)長8段不同沉積微相的測井識別典型圖版，識別出了分流河道等沉積微相，刻畫了各小層的沉積微相平面展布特征，基于沉積微相的約束，結(jié)合物性等資料分析，開展了儲層分類評價與預(yù)測。研究成果對于該區(qū)域的勘探增儲、產(chǎn)能建設(shè)具有重大意義。

圖1 研究區(qū)位置圖及重點井位圖Fig.1 Location map of research area and map of important well locations

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是一個整體沉降穩(wěn)定的多旋回克拉通盆地，原本屬于大華北盆地的一部分，中生代后期逐漸與華北盆地分離，并演化為一大型內(nèi)陸盆地[17]。根據(jù)盆地基底性質(zhì)、現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)及特征，鄂爾多斯盆地可劃分為伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、陜北斜坡、天環(huán)坳陷及西緣沖斷構(gòu)造帶六個一級構(gòu)造單元[18]。三疊紀總體為一西翼陡窄東翼寬緩的不對稱南北向矩形盆地。三級構(gòu)造以鼻狀褶曲為主，而幅度較大、圈閉較好的背斜構(gòu)造不發(fā)育，缺乏油氣富集的二級構(gòu)造帶和構(gòu)造圈閉，巖性圈閉是其主要的勘探目標(biāo)[19]。鄂爾多斯盆地早中三疊世，湖盆范圍繼續(xù)擴大，主要發(fā)育沼澤湖泊相的碎屑巖。晚三疊世湖泊范圍最大，然后開始萎縮直至消失[20]。環(huán)西—彭陽地區(qū)的延長組，屬于晚三疊世，其下部為三疊世紙坊組沉積，上部則為侏羅系富縣組沉積。盆地延長組地層發(fā)育完整、連續(xù)性好，依據(jù)巖性特征從下到上劃分為五個段共計十個油層組，油層組從上至下依次為長1~長10[21-22]，經(jīng)歷了湖盆的形成、發(fā)育、擴張、萎縮及消亡演化的全過程，是一套以大型內(nèi)陸凹陷盆地為背景的，以沉積河流相、三角洲相和湖泊相為主的陸源碎屑巖沉積體系[23]。

2 沉積體系特征

2.1 沉積演化

對于鄂爾多斯盆地南部延長組物源問題，眾多學(xué)者通過輕、重礦物組分分析、巖屑及碎屑成分分析以及古水流測量等方法[26-31]進行了研究。其中環(huán)西—彭陽南段地區(qū)長8 段為湖盆擴張時期的辮狀河三角洲平原沉積體系，物源方向為西南方向，分流河道砂體沿南西—北東向連片分布。研究區(qū)長8 段的砂巖與長7段底部和長9段的油頁巖緊密相鄰，形成了良好的生儲組合，為油氣藏的形成提供了條件。

2.2 小層精細劃分

2.2.1 對比劃分標(biāo)準

（1）長81小層分界：單尖峰狀凝灰質(zhì)泥巖特征

（2）長82小層分界：單尖峰狀泥巖特征

成都市會展旅游業(yè)雖然在發(fā)展中取得了一些成績，但是也存在很多不容忽視的問題。本文通過分析成都市會展旅游發(fā)展的現(xiàn)狀，找出制約成都市會展旅游發(fā)展的原因，然后基于游客感知價值進行分析，提出成都市會展旅游的營銷策略，以期對成都市會展旅游業(yè)的發(fā)展做出貢獻。

2.2.2 區(qū)域小層對比劃分

2.3 沉積微相研究

依據(jù)前人研究及現(xiàn)今基礎(chǔ)地質(zhì)資料，環(huán)西—彭陽南段地區(qū)長8 段為湖盆擴張時期的辮狀河三角洲平原沉積體系，劃分出分流河道、越岸沉積、分流間灣三個沉積微相，物源方向為西南方向。

2.3.1 測井識別圖版

（1）分流河道

辮狀河三角洲平原分流河道砂體巖性較粗，以雜色砂巖、含礫砂巖及中細砂巖為主，發(fā)育小型交錯層理、脈狀層理及沖刷充填構(gòu)造。自然電位曲線成鐘形、箱形以及箱形鐘形的疊加，自然伽馬測井值低，砂巖厚度較大，泥質(zhì)含量較低（圖2）。

圖2 環(huán)西—彭陽南段地區(qū)辮狀河三角洲平原分流河道沉積測井識別圖版Fig.2 Log identification chart of distributary channel in braided river delta plain, Huanxi-Pengyang south section

（2）分流間灣

辮狀河三角洲平原分流間灣內(nèi)部接受細粒物質(zhì)沉積，巖性以深灰色、黑色粉砂巖、泥巖為主，常見水平層理及透鏡狀層理，局部可見滑塌構(gòu)造。自然電位曲線成指狀或平直，自然伽馬測井值高，泥質(zhì)含量較高（圖3）。

圖3 環(huán)西—彭陽南段地區(qū)辮狀河三角洲平原分流間灣測井識別圖版Fig.3 Template for logging identification of distributary channels in braided river delta plain, Huanxi-Pengyang south section

（3）越岸沉積

辮狀河三角洲平原越岸沉積內(nèi)部接受細粒沉積物，巖性為粉砂巖，常見水平層理及透鏡狀層理。自然伽馬曲線成鋸齒狀，且測井值偏高，砂巖厚度小，泥質(zhì)含量較高（圖4）。

圖4 環(huán)西—彭陽南段地區(qū)辮狀河三角洲平原越岸沉積測井識別圖版Fig.4 Cross-shore sedimentary log identification chart of braided river delta plain, Huanxi-Pengyang south section

2.3.2 沉積微相特征

研究區(qū)長8 段巖心見平行層理、楔狀交錯層理、槽狀交錯層理等構(gòu)造特征，巖性粒度較粗，可見煤線，總體反映了辮狀河三角洲平原沉積的特征?；谇叭搜芯考按舜纬练e微相測井識別圖版，長8段可進一步劃分為分流河道、分流間灣及越岸沉積三個微相（圖5）。其中辮狀河分流河道砂體巖性較粗，以含礫砂巖及中細砂巖為主，自然電位曲線成鐘形、箱形，電阻率值較高，自然伽馬測井值低，部分巖心可見泥礫、瀝青充填，鑄體薄片可見粒間孔為主，孔隙度較大；分流間灣巖性以深灰色、黑色粉砂巖、泥巖為主，測井曲線表現(xiàn)為高伽馬、低密度和低電阻率，自然電位曲線成指狀或平直，部分巖心可見波狀層理，鑄體薄片可見泥質(zhì)含量高，孔隙度差；越岸沉積巖性為粉砂巖，自然伽馬曲線成鋸齒狀，且測井值偏高，部分巖心可見泥紋層，鑄體薄片可見溶蝕孔為主，孔隙度較低。整體上，研究區(qū)長8 段沉積相內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，河道砂體縱向上相互疊置，中間為越岸沉積粉砂巖以及分流間灣泥巖所分隔。

圖5 孟20 井單井相圖Fig.5 Sedimentary facies map of well Meng 20

圖6 連井沉積微相圖版（演95—合20 井：A-A’）Fig.6 Sedimentary microfacies chart for connected wells Yan 95-He 20: section A-A’

圖7 環(huán)西—彭陽南段長8 各小層沉積微相平面展布圖（a）長811沉積微相分布圖；（b）長821沉積微相分布圖；（c）長831沉積微相分布圖；（d）長812沉積微相分布圖；（e）長822沉積微相分布圖Fig.7 Planar distribution map of sedimentary microfacies of each small layer of Chang 8 in Huanxi-Pengyang south section

3 儲層物性特征及其與相帶關(guān)系

3.1 物性特征

環(huán)西—彭陽南段地區(qū)的沉積環(huán)境為西南向物源的三角洲平原沉積環(huán)境，辮狀河道沉積以砂質(zhì)沉積物為主要類型，此外在辮狀河道間還分布有分流間灣及越岸沉積，它們的沉積物粒度偏細。

表1 長8儲層物性對比統(tǒng)計表Table 1 Chang 8 reservoir physical property comparisons

3.2 沉積微相與物性關(guān)系

環(huán)西—彭陽南段長8 段儲層沉積微相對儲層物性具有先天性的控制作用，分流河道物性往往較好，具有相對較高的孔隙度、滲透率值，原因在于分流河道微相砂體較純，顆粒分選較好，壓實成巖過程中容易保存較多的原生孔隙，連通性好；相比較而言，越岸沉積微相砂體物性較差，具有較低的孔隙度、滲透率；分流間灣沉積微相儲集物性最差原因在于其先天條件不足，沉積物顆粒粒度細，主要以泥巖為主，砂泥混雜，在后期的埋藏及成巖演化過程中易于被壓實致密（圖8）。在同一深度范圍、同一成巖階段等條件下，沉積水動力能量越強，顆粒粒度越粗，雜基含量越低，沉積物抗壓實能力越強，儲層物性相對越好。

圖8 長8 儲層不同沉積微相孔滲關(guān)系圖Fig.8 Pore permeability relationships between different sedimentary microfacies in Chang 8 reservoir

4 沉積微相控制下的儲層質(zhì)量與差異

4.1 儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類

根據(jù)壓汞測試結(jié)果（表2、圖9）可以將長8 段儲層孔隙結(jié)構(gòu)分為I、II、III、IV 四種類型，I 型孔隙結(jié)構(gòu)對應(yīng)儲層質(zhì)量最好，IV 型孔隙結(jié)構(gòu)對應(yīng)儲層質(zhì)量最差或者表現(xiàn)為非儲層。

圖9 長8 段四類孔隙結(jié)構(gòu)壓汞曲線Fig.9 Mercury injection curves for four types of pore structure in Chang 8 sections

表2 長8段儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準Table 2 Classification standards for the pore structure of Chang 8 member reservoir

研究區(qū)長8段孔隙結(jié)構(gòu)從I類到IV類，排驅(qū)壓力不斷增加，中值半徑不斷減小，孔隙發(fā)育程度以及孔喉連通程度不斷減小，可以分為中孔中喉型、中小孔中細喉型、小孔細喉型以及微細孔微細喉型。

4.2 沉積微相約束下儲層預(yù)測

依據(jù)相帶類型、物性、孔喉結(jié)構(gòu)等因素，將研究區(qū)儲層劃分為I、II、III、IV四種類型（表3）。

表3 長8段儲層分類標(biāo)準Table 3 Classification standards for Chang 8 member reservoir

I類：分布在石英富集的辮狀河道；石英含量高，長石和巖屑含量中等，中壓實、弱膠結(jié)、弱溶蝕；儲集空間以原生粒間孔為主，發(fā)育少量溶孔；自然電位成鐘形、箱形以及箱形鐘形的疊加，自然伽馬測井值低。

II類：分布在辮狀河道中上部；巖屑、長石以及石英的含量差別不大，含有少量云母以及方解石，中壓實、中膠結(jié)、中溶蝕；儲集空間以粒內(nèi)溶蝕孔和顆粒邊緣溶蝕孔為主，原生孔隙較少；自然電位曲線成鐘形、箱形以及箱形鐘形的疊加，自然伽馬測井值低，但相對高于I類儲層。

III 類：分布在巖屑和長石發(fā)育的越岸沉積；巖屑、長石含量較多，石英含量相對較少，同時還含有少量云母以及鐵方解石，中—強壓實、弱—中膠結(jié)、弱溶蝕；儲集空間以原生粒間孔為主，少量粒內(nèi)溶孔存在；自然伽馬曲線成鋸齒狀，且測井值偏高。

IV 類：分布在分流間灣；巖屑含量占比最大，其次為長石和石英，還能觀察到少量泥屑，同時還含有少量云母以及鐵方解石，中壓實、中—強膠結(jié)、弱溶蝕；儲集空間以原生粒間孔為主，少量溶蝕孔存在；自然電位曲線成指狀或平直（間或出現(xiàn)指狀小尖峰），自然伽馬測井值較高。

目前研究區(qū)內(nèi)長8段試油試采井位相對較少，根據(jù)現(xiàn)有的試油試采結(jié)果對儲層預(yù)測結(jié)果進行驗證（表4），結(jié)果發(fā)現(xiàn)，I類、II類儲層產(chǎn)液量明顯較大，且I類儲層為產(chǎn)油的主力區(qū)，III類、IV類儲層產(chǎn)液量相對較少，且主要以產(chǎn)水為主。試油試采結(jié)果驗證本次儲層劃分及預(yù)測針對本區(qū)具有適用性。

表4 研究區(qū)長8段各類儲層試油結(jié)果表Table 4 Oil test results for various reservoirs in Chang 8 section of the study area

5 結(jié)論

（2）環(huán)西—彭陽南段長8 段為西南物源控制下的辮狀河三角洲平原沉積，河道呈南西—北東向分布，分布廣泛，發(fā)育辮狀河三角洲平原分流河道、越岸沉積、分流間灣三類沉積微相。

（4）研究區(qū)長8段儲層可以劃分為I、II、III、IV四類，其有利儲層的平面展布規(guī)律與沉積微相展布基本一致，部分區(qū)域由于構(gòu)造或成巖作用的影響有所差別。長8 段時期II 類儲層廣泛發(fā)育，局部發(fā)育I 類儲層，主要位于分流河道主干部位，III 類、IV 類儲層主要位于河道側(cè)翼及分流間灣，整體表現(xiàn)出明顯的沉積微相控制作用。