横山地区三叠系延长组长61沉积微相特征及其对储层非均质性的影响

李源流 郭彬程 杨兆平 高兴军 惠磊 蔡志成 郭艳琴

摘要：通過岩心观察、薄片鉴定、测井分析等对研究区沉积相类型和特征进行分析，采用裘奕楠的储层非均质性划分方案，从层内、层间以及平面3个角度对区内储层非均质性特征进行研究，并探讨沉积相对储层非均质性的影响。结果表明，横山地区长61油层亚组沉积相类型以三角洲平原沉积亚相为主，包括分流河道和河道间沉积微相。储层非均质性总体较强，层内非均质性和平面非均质性长612小层最强，层间非均质性长613小层最强。研究认为，研究区储层层内非均质性随单期河道宽度的变化范围的增大而增强，层间非均质性随河道的改道频次增加而增强，而平面非均质性主要随分流河道的叠加宽度的增加和相对厚砂体的连通性变差而增强。该研究结果对区内长6油层组后期的有效开发及石油的稳产增长提供了一定的理论依据。

关键词：沉积微相; 非均质性;长6油层组; 横山地区; 鄂尔多斯盆地

中图分类号：TE122

DOI：10.16152/j.cnki.xdxbzr.2020-05-018

Characteristics of sedimentary microfacies of Triassic Yanchang

Formation Chang 61 in Hengshan Area and its effect onreservoir heterogeneity

LI Yuanliu1， GUO Bincheng2， YANG Zhaoping 3， GAO Xingjun1， HUI Lei4， CAI Zhicheng4， GUO Yanqin4

（1.Hengshan Oil Production Plant， Yanchang Company， Hengshan 719100， China;

2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development， PetroChina， Beijing 100083， China;

3.Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development-Northwest Branch， PetroChina， Lanzhou 730020， China;

4.School of Earth Sciences and Engineering/Shaanxi Key Laboratory of Petroleum AccumulationGeology， Xi′an Shiyou University， Xi′an 710065， China）

Abstract： The types and characteristics of sedimentary facies of the study area were analyzed by core observation， section identification and logging analysis， and the internal， interlayer and plane reservoir heterogeneity features were studied by using Qiu Yi′nan′s heterogeneity division scheme， and the effect of sedimentary facies on reservoir heterogeneity was researched. The results show that the main type of sedimetary facies includes delta plain， which can be divided into distributary channel and interchannel sedimentary microfacies. The reservoir heterogeneity is generally strong in the study area， among them， Chang 612 has the strongest internal heterogeneity and plane heterogeneity， while Chang 613 has the strongest interlayer heterogeneity. The heterogeneity of internal heterogeneity increases with the variation range of single channel width， interlayer heterogeneity increases with the frequency of channel diversion， but the plane heterogeneity mainly enhance with the increasing of the superposition width of the distributary channel and the deterioration of the connectivity of the relatively thick sand body. The results provide a theoretical basis for the effective development of Chang 6 oil-bearig formation and the steady growth of oil production.

Key words： sedimentary microfacies; heterogeneity; Chang 6 oil-bearing formation; Hengshan area; Ordos Basin

碎屑岩沉积相特征对储层内砂体的构型及展布均具有控制作用，不同的沉积相类型以及同一沉积相在纵向上的变化（如河道期次、河道宽度与河道摆动频次等）会造成储层在平面及纵向上的非均质性。储层非均质性的强弱对油田开发具有重要影响，尤其对于高含水、低采收率以及产量不稳定的油田开发，意义更为深远。因此，沉积相特征、储层非均质性以及二者之间的关系研究，对于此类油田的有效开发必不可少。横山地区长6油层组自投产以来，一直呈现出高含水特征，石油采收率相对较低，稳产困难。本研究通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析等对研究区的沉积相类型和特征进行分析，采用裘弈楠［1］的储层非均质性划分方案，从层间、层内以及平面3个角度对区内储层的非均质性特征进行研究，并探讨沉积相对储层非均质性的影响，从而为油田的合理开发、进一步提高石油采收率、保持石油稳产增长提供一定的理论依据。

1 地质背景

横山地区在构造上隶属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部（见图1），北接榆林气田，东临子洲气田，南靠延安气田［2］，区内整体构造相对平缓。延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地整体为一湖盆从发生、演化到消亡的过程，其中长6油层组沉积时期，盆地东部和北部物源区隆升，湖盆进入了三角洲全面建设时期。由于该时期沉积物的堆积速率明显高于盆地的沉降速率，因此普遍形成了进积型三角洲沉积体系［3-5］。研究区长61油层亚组是长6油层组的主力产油层，根据沉积旋回和岩性组合，可将长61油层亚组进一步划分为长611，长612，长613三个小层。

2 沉积相标志

2.1 岩石类型及颜色

横山地区长61油层亚组砂岩主要为长石砂岩（见图2），碎屑颗粒主要为长石，其次为石英和岩屑。其中，长石体积分数为43%～73％，平均63.7％，石英体积分数为15%～30％，平均22.1％，岩屑体积分数为0～13％，平均6.1％。岩屑中主要为沉积岩岩屑（体积分数为0～11％，平均为4.1％），其次为火山岩岩屑（体积分数为0～6.5％，平均2.0％）和变质岩岩屑（体积分数为0～7.2％，平均为1.9％）。X衍射、扫描电镜资料分析表明，填隙物总体积分数为6.7％，以绿泥石、水云母和铁方解石为主，平均体积分数分别为2.0％，1.4％，1.3％。岩心及薄片观察结果显示，区内主要为浅灰色、灰色中—细砂岩、粉砂岩，灰色泥质粉砂岩与深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩呈不等厚互层，岩性特征反映本区为三角洲平原沉积环境。

2.2 粒度分布特征

粒度概率累积曲线特征可以有效区分不同沉积物的粒度及其形成的沉积环境［6-11］。研究区的粒度概率累积曲线主要包括两类：两段式和三段式（见图3），符合分流河道的沉积特征。其中，两段式概率累积曲线中，一段斜率较小，说明其分选性较差，对应悬浮总体；而另一段斜率较大，表明分选性较好，对应跳跃总体。三段式粒度概率累积曲线中，有一段斜率较小，同样反映其分选性较差，对应悬浮总体；而另两段斜率较大，且差异不大，表明这两段沉积组分分选性相似，且均较好，对应跳跃总体。由于两个沉积总体均以跳跃性总体为主，因此，长61油层亚组砂岩的沉积水动力条件相对较强且稳定，反映了水流强度较大的河道沉积环境。

2.3 沉积构造及古生物化石

原生沉积构造可反映沉积物形成过程中的沉积介质的性质、流体水动力情况、沉积物的搬运和沉积方式。因此，可以将某一特定沉积构造或多种沉积构造的组合作为判断沉积物形成的沉积环境标志［7，9-10］。

研究区长61油层亚组砂岩中可见板状交错层理（见图4A，B，C，I，J，K，L）、平行层理（见图4A，E，F），反映水动力较强的河道中心沉积环境;还可见沙纹交错层理（见图4G）和小型槽状层理（见图4G，L）等，反映水动力条件相对较弱的河道侧翼沉积环境;砂体底部偶見冲刷面和煤线，且在砂岩中有少量泥砾和泥质团块充填（见图4H，I，M，J，O），部分位于冲刷面附近，部分直接出现在砂岩中部。泥岩中见煤线和植物茎干，部分植物茎干出现煤化现象。此外，岩心中还可见垂直生物钻孔构造（见图4O），反映了还原条件下的河道间沉积环境。

2.4 测井相标志

测井曲线在幅度、形态、曲线的光滑程度和形态组合等方面的差异，可作为沉积相判别的测井相标志。长61测井曲线形态主要包括钟形、箱形（见图5）、叠置钟形、齿化箱形以及锯齿状和低幅指状（见图6），其中钟形、箱形、叠置钟形和齿化箱形均反映了分流河道微相的沉积特征，而锯齿状和低幅指状曲线反映了河道间微相的沉积特征。

3 主要沉积微相类型及特征

在岩石类型和颜色、沉积颗粒粒度、沉积结构及构造、古生物化石以及测井曲线等众多沉积相标志识别的基础上，结合已有的关于盆地长6油层组的区域沉积背景研究成果，认为研究区长61油层亚组主要为三角洲平原亚相，并发育分流河道和河道间两种沉积微相。

3.1 分流河道微相

该沉积环境下，岩石类型主要为浅灰色厚层—块状中—细粒及细粒砂岩夹粉砂岩。砂岩常因含油而呈褐黑色，砂体具正粒序，分选较好，常见麻斑状构造。砂岩内发育板状交错层理、平行层理、沙纹交错层理或小型槽状交错层理等，砂体底部具冲刷构造及同生泥砾。测井曲线主要呈现钟形、箱形、叠置钟形、齿化箱形等曲线形态（见图7）。

3.2 河道间微相

此类沉积微相内，岩石类型以深灰色及灰黑色中—厚层泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、炭质泥岩为主，夹中—薄层状细砂岩及少量斑脱岩薄层，局部夹薄煤层、煤岩条带及煤线。岩石内发育水平层理等，常见垂直虫孔等生物遗迹构造并富含植物化石碎片，局部炭质泥岩中炭化植物根须化石丰富。测井曲线常表现为锯齿状和低幅指状等曲线形态（见图7）。

4 长61油层亚组沉积微相平面展布

长61油层亚组沉积时期，研究区整体发育三角洲平原沉积，根据各类沉积相标志可知，其主要以分流河道和河道间微相为主，砂体整体为北东—南西向宽带状展布。

4.1 长613小层沉积微相平面展布

研究区长613小层共发育4条分流河道，从西到东，第一条分流河道分布于A井—B井—C井一线，砂地比为30％～40％，平均砂厚7～10 m，河道宽度大于1.2 km;第二条分流河道沿D井—E井—F井一线发育，砂地比为30％～80％，平均砂厚为4～18 m，河道宽度0.7～2.6 km，且在G井处同第一条分流河道汇合;第三条分流河道分布于H井—I井—J井一带，砂地比为30％～80％，平均砂厚为7～23 m，该河道宽度最大，大于3.5 km，且在K井处同第二条分流河道汇合;第四条分流河道沿L井—M井一带发育，砂地比为30％～60％，平均砂厚为12～14 m，河道宽度大于1.5 km，并且在N井处同第三条分流河道汇合（见图8A）。总体来看，东北部和西南部，分流河道宽度较大，而西北部和东南部，分流河道相对较窄，规模较小。

4.2 长612小层沉积微相平面展布

长612小层沉积微相展布特征整体继承了长613小层的特点，但河道有明显的迁移摆动。区内整体发育5条分流河道，从西到东，第一条分流河道分布于O井—B井—C井一线，砂地比为30％～80％，平均砂厚5～11 m，河宽大于1 km;第二条分流河道发育在P井—Q井—F井一线，砂地比为30％～80％，平均砂厚4～18 m，河道宽度0.6～2.7 km，且在R井处同第一条分流河道汇合;第三条分流河道沿S井—K井—T井一带展布，砂地比为30％～90％，平均砂厚8～14 m，河道宽度大于2 km，且在U井处同第二条分流河道汇合;第四条分流河道展布于H井—V井一带，砂地比为30％～80％，平均砂厚9～16 m，河道宽度大于2 km，在W井处同第三条分流河道汇合;第五条分流河道沿L井—M井一线发育，砂地比介于30％～75％，平均砂厚9～10 m，河道宽度大于2 km，且在X井处同第四条分流河道汇合（见图8B）。相比长613小层，该小层区内西北部及东南部的分流河道宽度明显增加。

4.3 长611小层沉积微相平面展布

长611小层沉积微相展布与长612小层有较好的继承性。研究区内仍然发育5条主河道，但河道与长612小层比较，有明显的河流改道。从西到东，第一条分流河道延伸相对较近，分布在A井—B井—C井一线，砂地比为30％～60％，平均砂厚3～8 m，河道宽度1.01～1.51 km;第二条分流河道位于Y井—E井—F井一带，砂地比为30％～80％，平均砂厚4～10 m，河道宽度0.2～3.3 km，且在Z井处同第一条分流河道汇合;第三条分流河道沿AA井—Q井—AB井一线发育，砂地比为30％～80％，平均砂厚4～18 m，河道宽度0.5～3.3 km，且在AC井处同第二条分流河道汇合;第四条分流河道分布于AD井—H井—V井一带，砂地比为30％～90％，平均砂厚4～12 m，河道宽度大于0.9 km，在AE井处同第三条分流河道汇合;第五条分流河道发育在L井—M井一带，砂地比为30％～90％，平均砂厚2～10 m，河道宽度大于1.5 km，并且在L井处同第四条分流河道汇合（见图8C）。整体而言，该小层东北部地区3支河道具有明显合并的趋势，河道最宽处可达4 km。

5 储层非均质性特征

5.1 层内非均质性

层内非均质性反映单砂层内储层在纵向上的性质变化［11］，储层层内非均质性通常用渗透率的非均质程度来表征，包括渗透率级差、变异系数和突进系数，而单砂体内部的非均质性常用粒度韵律特征来体现［12-18］。

5.1.1 渗透率非均质程度 研究区长61油层亚组渗透率级差、变异系数和突进系数计算结果如表1所示。由表1可以看出，长611小层分流河道微相的渗透率级差平均为153.64（大于100），变异系数为1.33（0.5～1.5），突进系数为5.09（2～7），非均质性为中等偏强;长612小层分流河道微相的渗透率级差平均为129.30（大于100），变异系数为1.60（大于1.5），突进系数为10.97（大于7），表现为强非均质性特征;长613小层分流河道微相的渗透率级差平均为75.79（10～100），变异系数为1.28（0.5～1.5），突进系数为9.71（大于7），非均质程度为中等偏强。总体来看，长612小层渗透率非均质性最强，表明长612小层层内非均质性最强。

5.1.2 粒度韵律特征 碎屑颗粒大小和形态受沉积环境、物源远近和搬运方式等多方面因素的影响，在垂向上表现出具有一定的韵律性。物性资料显示，研究区长61油层亚组的粒度韵律较为发育，主要为下粗上细的正韵律，常发育在分流河道微相，河道间沉积组合为泥岩夹细砂岩或粉砂岩组合。

5.2 层间非均质性

层间非均质性是不同砂层间的垂向差异性，其非均质程度可通过垂向上砂体的发育与分布、隔层的发育与分布情况及砂层间物性的变化来表征［12］。

5.2.1 砂层的发育与分布 分层系数是一定层段内发育的砂层的层数，通常以平均单井钻遇砂层层数表示。砂岩密度是在纵向上，一段地层内发育的砂岩总厚度与该段地层总厚度之比［12-18］。其中，分层系数愈大，储层层间非均质性愈强;砂岩密度值越大，砂体越發育。

在研究区长61油层亚组的3个小层（长611，长612，长613）中，分流河道沉积微相中的平均分层系数分别为2.60，3.45，4.59，而3个小层的平均砂岩密度分别为0.57，0.61，0.57（见表2）。对比表明，长613小层分层系数最大，而长612小层平均砂岩密度最高。整体来看，长613小层砂体相对发育，但层间非均质性最强。

5.2.2 层间隔层 层间隔层是分割垂向上不同砂体的非渗透层，其作用是将上、下油层完全隔开，使油层之间不发生油、气、水的窜流，形成不同的开发单元［1］。研究区层间隔层的岩性主要为泥岩与泥质粉砂岩，各小层隔层厚度和数量差异均较大。各小层层间隔层的数量和厚度统计结果显示（见表3），长611小层单个隔层厚度一般0.125～4.586 m，平均1.22 m，单井隔层数量一般为1～6层;长612小层单个隔层厚度一般0.125～7.635 m，平均1.59 m，单井隔层数量一般1～6层;长613小层单井隔层厚度一般0.125～13.335 m，平均1.81 m，单井隔层数量一般1～11层。不难看出，长613小层的隔层数量和单井中单个隔层的厚度均大于长611和长612小层，这表明长613小层的层间非均质性强于长611和长612小层。

5.3 平面非均质性

平面非均质性是由储集层砂体的几何形态、规模、孔隙度、渗透率等空间变化引起的非均质性［12-18］，主要受控于沉积相带的发育状况，通常由砂体的规模和连续性以及储层物性参数等来表征。

5.3.1 砂体规模与连续性 砂层的钻遇率是钻遇砂层井数占统计区总井数的百分数，是用来表示砂层分布面积大小的一个参数;砂体连通系数是砂层厚度大于平均厚度的井数与总井数之比，主要反映砂层组内的砂层厚度变化。

统计数据表明（见表4），研究区3个小层的分流河道砂体钻遇率均为100％，长613小层平均砂岩厚度最大（13.6 m），砂体连通系数也相对较高（50.98）;长612平均砂厚为9.6 m，砂体连通系数最小（47.59）;长611小层平均砂厚最小，但砂体连通系数最大（51.05）。综上所述，长613小层砂体规模最大，连通性也较好，长611砂体规模最小，但连通性较好，长612砂体规模相对较小，砂体连通性最差。这表明，长613平面非均质性最弱，而长612小层平面非均质性最强，长611小层平面非均质性中等。

5.3.2 物性变化 从沉积微相平面分布图与孔隙度展布图的叠合图来看，长611小层的孔隙度主要分布于6％～12％，且大于12％的地区分布面积相对较广（见图8）;长612小层分流河道内孔隙度变化范围同样为6％～12％，但仅局部地区大于12％，且在研究区东北部地区，孔隙度的连片性相对较差，多呈孤立状分布（见图9）;长613分流河道内孔隙度整体为6％～10％，仅局部地区大于10％（见图10）。总体来看，研究区西部地区，物性平面非均质性相对较弱，而东部地区非均质性相对较强。就纵向而言，长612小层平面非均质性最强，长611小层次之，而长613小层平面非均质性最弱。

6 沉积微相对储层非均质性的影响

6.1 对层内非均质的影响

层内非均质性研究结果表明，长612小层的层内非均质性强于长611和长613小层。统计不同小层的单期河道的宽度结果显示（见图9），长611小层单期河道宽度一般为0.4～1.6 km，长612单期河道宽度一般为0.4～2.2 km，而长613小层单期河道宽度一般为0.4～2.1 km。由此可以看出，长612小层的单期分流河道宽度变化范围大于长611和长613小层。上述分析结果表明，小层内分流河道微相中，单期河道宽度的变化范围越大，储层层内非均质性越强，反之越弱。

6.2 对层间非均质性的影响

层间非均质性研究结果表明，长613小层的层间非均质性均比长611和长612小层强。而单井内不同小层的分流河道期次（即河道改道频次）统计结果显示（见图10），长611小层分流河道期次一般为1～7期，平均2.6期，长612小層的分流河道期次为1～7期，平均3.45期，而长613小层的分流河道期次相对较高，一般为1～12期，平均4.59期。上述分析结果表明，分流河道的期次越高，储层的层间非均质性越强，反之，储层层间非均质性相对较弱。

6.3 对平面非均质性的影响

不同储层的平面非均质性强弱主要受控于分流河道的叠加宽度以及相对厚砂体的连通性。平面非均质性研究结果表明，长612小层的平面非均质性最强，长611小层中等，而长613小层最弱。统计各小层分流河道的叠加宽度结果显示（见图11），长611小层分流河道的叠加宽度一般为1.0～4.5 km，长612小层一般1.0～3.8 km，而长613小层的分流河道叠加宽度一般为1.0～5 km。由此可知，长612小层的分流河道叠加宽度小于长611和长613小层。此外，不同小层的沉积微相平面展布图显示，长612小层的相对厚砂体的连通性均比长611和长613小层差（见图8）。上述分析表明，小层内分流河道叠加宽度越小，相对厚砂体连通性越差，储层的平面非均质性就越强，反之越弱。

7 结 论

1）横山地区长61油层亚组储层岩石类型主要为长石砂岩，发育板状交错层理、沙纹交错层理以及小型槽状交错层理等，沉积相类型以三角洲平原沉积亚相为主，包括分流河道和河道间沉积微相。

2）研究区长61油层亚组储层非均质性总体较强，其中，层内非均质性长612小层最强，长611和长613小层相对较弱;层间非均质性长613小层比长611和长612小层强;而平面非均质性长612小层同样最强，长611小层中等，长613小层最弱。

3）研究区内单期分流河道的宽度变化影响储层的层内非均质性强弱，即单期河道宽度的变化范围越大，储层层内非均质性越强;河道的改道频次主要影响层间非均质性，即河道改道频次越高，储层层间非均质性越强;分流河道的叠加宽度和相对厚砂体的连通性主要影响储层的平面非均质性，即河道叠加宽度越小，相对厚砂体的连通性越差，储层平面非均质性越强。

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（编 辑 雷雁林）