鄂尔多斯盆地华池地区长6油层组重力流特征及控制因素

李凤杰，杨承锦，代廷勇，李俊武，杨豫川

（成都理工大学沉积地质研究院，成都610059）

鄂尔多斯盆地华池地区长6油层组重力流特征及控制因素

李凤杰，杨承锦，代廷勇，李俊武，杨豫川

（成都理工大学沉积地质研究院，成都610059）

以岩心观察为基础，通过岩石学特征和原生沉积构造等相标志分析，认为华池地区长6油层组主要包括砂质碎屑流和浊流2种重力流沉积，但二者发育位置存在差异。其中，砂质碎屑流位于上游，浊流位于下游。砂质碎屑流和浊流在沉积上的差异，决定了其储层特征的差异，相对于浊流砂体，砂质碎屑流砂体成分成熟度更低，填隙物含量更低，储层物性更好和含油性更好。华池地区长6油层组储层中填隙物类型主要为伊利石、钙质和绿泥石膜，砂质碎屑流砂体中伊利石和钙质含量较高，浊流砂体中绿泥石膜含量较高。华池地区长6油层组储层主要储集空间为原生粒间孔和粒内溶孔，而且砂质碎屑流砂体的面孔率明显高于浊流砂体。砂质碎屑流砂体中长石含量较高，为溶蚀作用提供了更多的物质基础，因此砂质碎屑流砂体中的粒内溶孔较浊流砂体发育，这是该砂体储层物性好于浊流砂体的重要原因。

砂质碎屑流；浊流；储层特征；影响因素；长6油层组；鄂尔多斯盆地

0 引言

深水扇不但是深水海相油气勘探的新领域［1-4］，而且在湖盆中也具有巨大的油气勘探潜力［5-7］。近年来随着对深水扇沉积体系的深入研究，地质工作者提出扇体中广泛发育的厚层块状砂体不是浊流沉积的组成部分，而是砂质碎屑流沉积的新认识［1，8］，该认识为深水扇的研究提供了新的理论模式。

华池地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部（图1），在该区延长组长6油层组深水湖盆中发现了深水扇沉积。对该深水扇的成因和流体性质的认识存在不同观点，包括滑塌浊积扇与坡移浊积扇［5］、滑塌浊积扇［6］、滑塌浊积岩［7］、砂质碎屑流［8-9］、厚层块状浊积岩［10］和震积—浊流成因［11-12］等。长6油层组深水扇中发育连续叠置的厚层块状砂体，砂体规模大且分布稳定，单层厚度为0.6～1.5m，单套砂体累计厚度达10～20m。通过岩心观察和测井资料综合分析认为，研究区长6油层组深水扇沉积具有砂质碎屑流沉积的特点［3，8-9，13-14］，是该区厚层砂体的主要成因类型。该区还发育浊流沉积，与砂质碎屑流沉积共同组成了深水扇的沟道体系［3］。虽然它们均为深水扇沟道体系的重要组成，但其发育位置和储层特征存在差别。另外砂质碎屑流可形成厚层砂体，但因其为深水重力流快速沉积形成，且沉积条件与三角洲分流河道砂体存在明显差别，故该砂体具有不同于分流河道砂体的特征。因此，开展砂质碎屑流和浊流的沉积、储层特征及其控制因素研究，对华池地区长6油层组油藏的控制因素分析具有重要指导意义。

图1 鄂尔多斯盆地构造划分与研究区位置图Fig.1 The location of Huachiarea and the tectonic division of Ordos Basin

1 重力流沉积类型与展布

通过系统的沉积相标志识别，结合已有的研究成果［5-12］，按形态、颗粒支撑机制、流变和沉积过程［3，15-17］，将华池地区长6油层组深水扇重力流划分为砂质碎屑流和浊流［3］，其中砂质碎屑流砂体为主要的砂体发育类型。

1.1 砂质碎屑流

郑荣才等［3］对砂质碎屑流形成机制进行了系统总结，指出砂质碎屑流是高密度颗粒流在高速流动过程中，受水道表层沉积物不断被侵蚀形成的泥、粉砂质和海水掺合的影响，使颗粒流体中的基质强度，特别是密度、黏度、分散压力及浮力不断增大，而颗粒质量浓度降低，一般为70%～90%，致使颗粒间相互碰撞产生的剪切扩散应力逐渐减小乃至消失，从而形成由基质强度、分散压力和浮力共同支撑颗粒流作层状流动的塑性流体，即宾汉流体［15-16］。华池地区长6油层组砂质碎屑流沉积分布广泛，由灰色、褐灰色块状中—细砂岩构成，以厚层块状细砂岩为主（图版Ⅰ-1、图版Ⅰ-2）。较粗粒的砂岩韵律层中往往有泥砾被撕裂，呈漂浮状，由同生泥砾含量及粒度变化可显示出逆粒序（图版Ⅰ-3）和逆—正粒序层理（图版Ⅰ-4、图版Ⅰ-5）。砂质碎屑流砂体具有较好的储集物性，明显见油侵现象（图版Ⅰ-2），是研究区长6油层组最有利的储层类型。

自然电位曲线在砂质碎屑流砂体的底界为突变型界面，表明其可能发育于高能环境。自然伽马曲线表现为由多个小箱形组成的更大箱形形态的特征（图2）。

图2 华池地区山157井长6油层组砂质碎屑流和浊流沉积组合样式Fig.2 Combined patternsof sandy debris flow and turbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Shan 157well in Huachiarea

1.2 浊流

浊流沉积为灰色、褐灰色厚层细砂岩夹黑色泥岩、灰黑色粉砂质泥岩及泥质粉砂岩，一般多夹于深水泥岩中。与浊流沉积伴生的沉积构造非常丰富，常见的有火焰状构造（图版Ⅰ-5）、冲刷面（图版Ⅰ-6）和鲍马序列（图版Ⅰ-7）等。岩心上多见不完整的鲍马序列组合，常以砂泥岩薄互层形式出现，构成多个韵律层，横向延伸稳定，厚度变化小，单砂层厚度从数厘米至数十厘米不等，最大不超过0.5m。据浊流发育的位置和搬运距离的远近，可将浊流分为近源浊流和远源浊流2种类型。近源浊流沉积以薄—中层细砂岩、粉砂岩和粉砂质泥岩互层为主，底部火焰状构造（图版Ⅰ-5）和冲刷面（图版Ⅰ-6）发育，鲍马序列以A—B—C和B—C序列（图版Ⅰ-8）为主，位于砂质碎屑流前部搬运水道、两侧堤岸和前缘朵体部位，且分布广泛。远源浊流位于深水扇的最前端，随着搬运距离加大，流体进一步稀释并沉积于深湖位置。该类沉积主要由深灰色沙纹层理粉砂岩、灰黑色水平层理粉砂质泥岩和泥岩薄互层组成，向上逐渐过渡为深湖相泥岩（图版Ⅰ-7），鲍马序列以D—E序列（图版Ⅰ-5、图版Ⅰ-7）为主，底部冲刷面和火焰状构造不发育。浊流砂体的测井曲线特征表现为自然伽马曲线齿化现象明显，其值较高（参见图2）。

1.3 重力流砂体展布特征

华池地区长6油层组主要为在半深湖背景上发育的重力流沉积，下部的长63和长62小层为重力流最发育的层位，其中砂质碎屑流沉积为其主要类型；长61小层重力流沉积不发育，且多以浊流沉积为主。平面上，华池地区长6油层组重力流沉积具有明显的分带性，其中砂质碎屑流沉积分布于研究区北部，面积广，主水道位置相对较固定，砂体厚度大，浊流沉积分布于研究区南部，砂体厚度小且宽度明显变小，与半深湖泥岩接触（图3）。

图3 华池地区延长组长63小层沉积相展布图Fig.3 The distribution of sedimentary faciesof Chang 63sublayer of Yanchang Formation in Huachiarea

2 储层特征

2.1 岩石学特征

储层薄片鉴定和粒度统计分析表明，华池地区长6油层组储层砂岩粒径多为0.15～0.20mm，属细砂岩，以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，含少量长石砂岩和岩屑砂岩。砂岩颗粒分选中等，磨圆度较差，以次圆—次棱角状为主，以颗粒支撑和孔隙式胶结为主。以上特征总体显示出长6油层组储层砂岩的成分成熟度和结构成熟度偏低，为快速混杂堆积的产物。

华池地区长6油层组储层中的填隙物包括伊利石（图版Ⅱ-1～Ⅱ-3）、绿泥石膜（图版Ⅱ-4、图版Ⅱ-5）、高岭石（图版Ⅱ-6）、钙质（图版Ⅱ-1、图版Ⅱ-7、图版Ⅱ-8）和硅质（图版Ⅱ-3、图版Ⅱ-5）。填隙物主要为伊利石［9］，主要的胶结类型为钙质胶结。

华池地区长6油层组2种重力流砂体在厚度、碎屑颗粒组成和填隙物类型与含量方面均存在明显差异（表1）。

表1 华池地区长6油层组砂质碎屑流和浊流砂体主要组成特征对比表Table1 The contrast ofmain com ponent betw een sandy debris flow and tu rbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea

2.1.1 砂体厚度

北部为砂质碎屑流砂体，累计厚度>35m；南部为浊流砂体，累计厚度<20m。

2.1.2 成分成熟度

南部的浊流砂体的成分成熟度明显好于北部的砂质碎屑流砂体，表现为石英含量高和长石含量低的特征。砂质碎屑流砂体中石英平均质量分数为35.06%，低于浊流砂体中石英平均质量分数46.78%；砂质碎屑流砂体中长石平均质量分数为26.13%，高于浊流砂体中长石平均质量分数16.91%；2种砂体中的岩屑质量分数差别不大（参见表1）。

2.1.3 填隙物含量

砂质碎屑流砂体中填隙物总质量分数为13.56%，低于浊流砂体中的15.98%。砂质碎屑流砂体中对储层物性起破坏作用的填隙物为伊利石、钙质和硅质，其质量分数分别为7.02%，5.42%和1.20%，高于浊流砂体的6.45%，4.88%和0.77%；砂质碎屑流砂体中对储层物性起积极作用的填隙物为绿泥石膜，其质量分数为1.20%，低于浊流砂体的2.09%。填隙物中，伊利石含量高的地区，绿泥石膜的含量低，反之绿泥石膜的含量高。

2.2 储集空间类型

华池地区长6油层组储层的主要孔隙类型为原生粒间孔、粒内和粒间溶孔、铸模孔、晶间孔和微裂缝等。

2.2.1 孔隙类型

（1）原生粒间孔

据铸体薄片和扫描电镜分析，华池地区长6油层组储层原生粒间孔较发育，为环边绿泥石膜保护的粒间孔隙，属剩余原生粒间孔（图版Ⅱ-5）。

（2）溶孔

华池地区长6油层组储层中的溶孔包括粒间和粒内溶孔2种类型。粒间溶孔是在原生孔隙基础上沿颗粒边缘或填隙物溶蚀扩大而成（图版Ⅱ-9）；粒内溶孔指碎屑颗粒内的溶蚀孔隙，以长石粒内溶孔为主，常见长石粒内蜂窝状溶蚀孔隙（图版Ⅱ-10、图版Ⅱ-11）。

（3）铸模孔

该类孔隙为碎屑颗粒或交代矿物等被强烈溶蚀而形成的孔隙，仅留下可鉴别原矿物或原组分的外形特征，为典型的次生孔隙。长6油层组储层中常见发育程度不同的长石铸模孔，孔径一般为0.2～0.4mm，长石碎屑外形保存完好（图版Ⅱ-12）。

（4）晶间孔

长6油层组储层以伊利石晶间微孔为主，高岭石含量较低。由于伊利石和高岭石分布不均，仅发育于部分砂岩中，因此该类孔隙对储层物性的贡献较小。

（5）裂缝

研究区各井长6油层组储层砂体中均不同程度地发育微裂缝，较多发育于长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩中，溶蚀破裂缝将粒间孔和铸模孔连通起来，从而提高了储层的孔、渗性。

2.2.2 储集空间分布特征

华池地区长6油层组储层储集空间主要为原生粒间孔和粒内溶孔（表2）。砂质碎屑流和浊流砂体的储集空间类型也存在差别。砂质碎屑流砂体中面孔率为1.99%，高于浊流的1.48%，且前者原生粒间孔和粒内溶孔均高于后者。

表2 华池地区长6油层组砂质碎屑流和浊流砂体储集空间类型对比表Table2 The contrastof reservoir spacebetween sandy debris flow and turbidity flow of Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea

2.3 储层物性特征

华池地区长6油层组储层物性特征受重力流类型的控制，同样呈南北分带的特征，北部砂质碎屑流砂体的孔隙度为8.11%，渗透率为0.26mD；南部浊流砂体的孔隙度为7.56%，渗透率为0.13mD。通过对比可看出，砂质碎屑流砂体的物性特征好于浊流砂体。

3 储层物性影响因素

3.1 沉积微相对储层物性的影响

华池地区长6油层组储层发育与沉积微相的关系表现为不同沉积微相对储层物性的影响存在差异。①砂岩岩石学特征的差异。砂质碎屑流砂体以中—细砂岩为主，其填隙物质量分数较低，为13.56%；浊流砂体以细—粉砂岩为主，其填隙物质量分数较高，为15.39%（参见表1），导致其物性较差。②沉积作用的差异。岩心观察发现，砂质碎屑流砂体单层厚度较大，含油性较好（图版Ⅰ-2）；浊流砂体因砂泥频繁互层和韵律层理发育，其含油性较差（图版Ⅰ-7、图版Ⅰ-8）。

3.2 成岩作用对储层物性的影响

华池地区长6油层组重力流砂体中成岩作用对储层物性的影响表现为压实强度中等和压溶作用中等偏弱。由早期环边绿泥石和碳酸盐胶结作用形成的抗压实-压溶组构，在砂质碎屑流和浊流砂体中均较发育，有利于砂体原生孔隙的保存［17-18］。

华池地区长6油层组储层中易溶组分主要为长石、泥质杂基和环边绿泥石胶结物；难溶组分为碳酸盐岩与千枚岩岩屑和云母。由溶蚀作用产生的次生孔隙以粒内溶孔为主，次为粒间溶孔和铸模孔。长6油层组储层的溶蚀作用总体较弱。

华池地区长6油层组储层中绿泥石膜在浊流砂体中的含量高于砂质碎屑流砂体，而导致储层物性变差的钙质和伊利石在砂质碎屑流砂体中的含量高于浊流砂体。由此特征可推断砂质碎屑流砂体的物性较浊流砂体差，但事实却正好相反。究其原因是前者粒内溶孔高于后者，且粒内溶孔多为长石溶孔。华池地区长6油层组砂质碎屑流砂体具有相对较高的长石质量分数，为26.13%，而浊流砂体中长石的质量分数仅为16.91%，这种差异使砂质碎屑流砂体更易发生溶蚀作用，因此其具有相对较高的溶蚀孔。黄思静等［19］研究表明，从埋藏成岩作用初期至120～140℃古地温的成岩阶段中，蒙皂石→伊利石的转化反应是克服埋藏成岩过程中钾长石溶蚀动力学屏障的重要机制。如果骨架颗粒中存在较多的钾长石和较多的含膨胀层的黏土矿物，钾长石溶蚀形成的次生孔隙有利于伊利石自生矿物的形成（图版Ⅱ-2、图版Ⅱ-3），并有斜长石发生钠长石化或自生钠长石沉淀，此为鄂尔多斯盆地上三叠统延长组次生孔隙的主要形成机制。

4 结论

（1）通过岩石学特征和原生沉积构造等相标志分析，认为华池地区长6油层组主要发育砂质碎屑流和浊流2种重力流沉积。上游为砂质碎屑流沉积，分布于研究区北部；下游为浊流沉积，分布于研究区南部。

（2）华池地区长6油层组砂质碎屑流和浊流在沉积上的差异，决定了其储层特征存在分带性。相对于浊流砂体，砂质碎屑流砂体成分成熟度更低，填隙物含量更低，储层物性更好和含油性更好。2种砂体中填隙物主要为伊利石、钙质和绿泥石膜，其中砂质碎屑流砂体中伊利石和钙质含量较高，浊流砂体中绿泥石膜含量较高。

（3）华池地区长6油层组储层的主要储集空间为原生粒间孔和粒内溶孔，砂质碎屑流砂体面孔率明显高于浊流砂体。砂质碎屑流砂体中长石含量较高，为溶蚀作用提供了更多的物质基础，因此砂质碎屑流砂体中粒内溶孔含量大于浊流砂体，溶蚀作用产生的伊利石含量也高于浊流砂体。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

（本文编辑：李在光）

Characteristicsofgravity flow and controlling factorsof Chang 6 oil reservoir set in Huachiarea,Ordos Basin

LIFengjie，YANGChengjin，DAITingyong，LIJunwu，YANG Yuchuan
（Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China）

Based on coreobservation,thispaperanalyzed thepetrology characteristicsand primary sedimentary structure and othersedimentary faciessymbols,and concluded that thegravity currentsedimentation ofChang6oil reservoirset in Huachiarea ismainly consistofsandy debris flow and turbidity currentsedimentation.These two kinds of gravity current sedimentation stay quite different in their growing location.Sandy debris flow locates in upstream,while turbidity current sedimentation stays in downstairs.This difference leads to the zonation in reservoir characteristics between south and north.Sandy debris flow has lower compositionalmaturity and interstitial fillingsbutbetter reservoir physical properties and oiliness,while turbidity current sandstone reservoir performs by contraries.The types of interstitial fillings of reservoir sand body of Chang 6 oil reservoir set in Huachi area aremostly illite,calcareous cementitious and chlorite film.Sandy debris flow has higher contents of illite and calcareous cementitious,but turbidity sand body possesseshigher contentsof chlorite film.Themain reservoirspaceofChang 6 oil reservoir set in Huachi area is primary intergranular pores and intragranular dissolved pores.The surface porosity of sandy debris flood is apparently higher than that of turbidity sand body.The feldspar which consistsmore sandy debris flood providesmorephysical foundation ofdissolution,thus the contentof intragranular dissolved pores in sandy debris flowsand body is larger than thatof turbidity sand body.

sandy debris flow；turbidity current；reservoir characteristics；controlling factors；Chang 6 oil reservoir set；OrdosBasin

TE121.3 < class="emphasis_bold">文献标志码：A

A

1673-8926（2014）01-0018-07

2013-09-25；

2013-11-23

国家“十二五”重大科技专项“鄂尔多斯盆地重点探区碎屑岩沉积体系、储层特征与主控因素”（编号：2011ZX05002-001-001）资助

李凤杰（1972-），男，博士，副教授，主要从事沉积学、石油地质学方面的教学和科研工作。地址：（610059）四川省成都市二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：lifengjie72@163.com。