靖边韩家沟地区延长组长6 储层特征及沉积微相演化

张海 ，韩华峰，张锦锋，曹磊

(1.延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西 榆林 718500；2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西 西安710065 3.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065)

0 引言

鄂尔多斯盆地延长组长7 段发育优质烃源岩(杨华和张文正，2005；张文正等，2006，2008)，其上覆长6 段三角洲沉积体系为长7 油源的优质储层(郑荣才等，2006；米慧慧和魏钦廉，2014；何文祥等，2016；李璟等，2018)，前人大量的研究表明，长6油层组为延长组主力产油层(郭兰等，2009；马强等，2009；田景春等，2012；白玉彬等，2013；符勇等，2019)。近年来，靖边油田油气稳产问题变得突出，原因在于由于长6 油层组储层非均质性较强(韩会平等，2005；高鹏等，2008；王岚等，2012；吴学庆等，2013；赵灵生等，2020)，同时，沉积微相类型以及沉积微相演化研究欠缺也是制约油气进一步勘探开发的重要因素(韩华峰等，2014；符勇等，2019)。因此，明确研究区储层发育特征及长6 沉积时期沉积微相类型以及沉积微相演化对油气勘探开发有重要意义。

研究区钻穿长6 油层组井数150 余口，井网密度大，测井、取芯等资料完备，这为研究区储层特征及沉积微相的精细研究提供了有力保障。

1 区域概况

韩家沟油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部的靖边新城地区(图1)，总面积约15.2 km2，油气资源丰富(张文正和李剑峰，2001；马强等，2009；胡文瑞和翟光明，2010；符勇等，2019)。研究区构造简单，与伊陕斜坡构造特征基本相同，为一平缓西倾单斜，地层倾角一般小于l°，局部发育由差异压实作用形成的低幅度鼻状构造(赵振宇等，2012；刘玉民，2014；高春云，2020；何登发等，2021)。

图1 鄂尔多斯盆地靖边韩家沟地区位置图

根据沉积旋回，前人将长6 油层组分为长61，长62，长63和长64共4 个油层亚组(郭兰等，2009)。本次研究以长6 油层组全部4 个油层亚组为对象，分析不同沉积期的沉积微相特征以及沉积演化过程，为该地区油气勘探开发提供依据。

2 长6 储层特征

2.1 岩石学特征

对韩家沟油区延长组长6 储层砂岩岩石类型进行分析发现，目的层位岩性主要为细粒岩屑长石砂岩，含少量长石岩屑砂岩(图2)。石英平均含量22.27%，长石含量仍较高，平均含量49.42%，岩屑平均含量15.06%(表1)。粒径为0.05～0.40 mm，最大粒径0.2～0.5 mm，粒级在0.1～0.25 mm 的成分占85%以上。颗粒分选程度中等—好，磨圆度次棱—次圆，颗粒呈线状或点线接触。胶结类型主要为薄膜—孔隙式，次为压嵌—孔隙式。填隙物含量为11.0%～18.0%，平均15.0%。胶结物主要为绿泥石膜、浊沸石、方解石、硅质。绿泥石、浊沸石、方解石胶结发育，还可见方解石连晶胶结特别发育的灰质极细粒长石砂岩，由于胶结致密，其孔隙空间不及岩屑长石砂岩发育(表2)。

表1 韩家沟油区长6 油层组储层岩石组分统计表

表2 韩家沟油区长6 油层组储层填隙物成分统计表

图2 韩家沟油区长6 油层组砂岩三角分类图

2.2 储层物性特征

根据岩芯测试孔隙度和渗透率数据，长6 段储层孔隙度介于4%～12.9%，平均孔隙度为8.39%，孔隙度在8.0%～10.0%的占样品数的52.4%；渗透率介于0.01 ×10-3～10.9 ×10-3μm2之间，平均渗透率为2.01 ×10-3μm2，样品介于0.5 ×10-3～3 ×10-3μm2的占总样品数的75.3%。物性数据显示了研究区长6 段储层低孔低渗特点(图3)。

图3 韩家沟油区长6 储层孔隙度(a)、渗透率(b)分布直方图

2.3 储层孔隙类型及孔隙结构

据铸体薄片分析，韩家沟油区长6 油层组储层孔隙类型主要有4 类:残余粒间孔是本区长6 油层组主要的储集空间类型，占到面孔率的61.2%，溶蚀孔，主要为长石溶孔、岩屑溶孔及浊沸石溶孔等，占面孔率的38.8%(图4)，粒内孔及微裂隙偶见发育面孔率一般在2%～8%之间，平均为4.74%(表3)，孔隙组合主要为溶孔-粒间孔。

表3 韩家沟油区长6 油层组储层的孔隙类型表

图4 韩家沟油区长6 储层砂岩孔隙类型

2.4 储层孔隙结构特征

根据毛管压力曲线特征，研究区长6 油层组砂岩喉道中值半径0.02～0.34 μm，中值压力在2.15～35.36 MPa，排驱压力0.44～15.78 MPa，孔喉分选较差，分选系数介于0.37～2.22 之间，进汞饱和度平均在64.51%，退汞效率平均为44.85%，根据鄂尔多斯盆地延长组孔隙、喉道分级标准(李道品，1997；王道富等，2007)，韩家沟油区长6 储层微观结构属于小孔-微细喉型。

研究区储层排驱压力、中值压力、喉道半径以及分选系数都与孔渗具有良好的对应关系。孔隙度、渗透率均与排驱压力、中值压力呈负相关，与平均孔喉半径和分选系数呈正相关(图5)。

图5 分选系数与孔隙度(a)、渗透率(b)相关关系图

3 沉积微相特征

3.1 沉积相标志

3.1.1 粒度特征

研究区长6 油层组的粒度概率曲线呈两段式分布，以跳跃次总体为主，占98%以上，悬浮总体的百分比含量较低(图6)，说明沉积时水动力条件较强，以细砂、粉砂沉积为主。两段直线的交切点φ(φ:粒径，单位:mm)大于4，跳跃次总体斜率较陡，分选好，总体反映水下分流河道沉积特征。

图6 韩家沟油区长6 油层组粒度分布概率曲线图

3.1.2 沉积构造特征

物理成因的原生沉积构造，是反映沉积物沉积过程中水动力条件的重要标志。由于其在成岩过程中不易被改造，因此可以作为划分沉积相的重要依据。新城区井下岩芯中发育有丰富的沉积构造，如块状层理(图7a、图7b)、平行层理(图7c)、变形层理(图7d)等。不同层理所反映的沉积环境不同:块状层理反映较强水动力条件下的快速沉积，多形成于河道砂体；平行层理于高流态条件下产生，常见于水下分流河道砂岩中，变形层理常见于水下分流间湾微相沉积中。结合区域沉积相研究成果，研究区长6 油层组主要为三角洲前缘沉积，水下分流河道为主要的微相类型。

图7 研究区长6 油层组典型岩芯照片

3.1.3 测井相标志

垂向上测井响应的变化可以反映沉积物的沉积特征(粒度、分选性及泥质含量等)(王飞等，2019)。前人研究表明:低自然伽马(Gamma Ray，GR)、自然电位(Spontaneous Potential，SP)负异常及高地层真电阻率(True Formation Resistivity，Rt)组合特征可判识为高能环境中的粗粒沉积物；而高GR、低SP 负异常及低Rt 组合特征代表低能环境中细粒沉积物。结合研究区附近长6 沉积微相与测井响应特征研究成果(郭兰等，2009；符勇等，2019)，总结了韩家沟油区长6 不同沉积微相的测井响应特征(图8，特征见4.1 节)。

图8 韩家沟油区三角洲前缘沉积微相类型测井相特征

3.2 沉积微相类型

新城地区三叠系延长组长6 沉积相属于靖边-志丹-安塞三角洲沉积体系(王若谷，2010；邓秀芹等，2011；符勇等，2019)，前人在此体系中将韩家沟油区划分为三角洲前缘沉积亚相(王若谷，2010；邓秀芹等，2011)。本区河道主要呈北东-南西向展布，水系在本区分流、汇合。水下分流河道之间常发育水下分流间湾，其规模较小。

根据岩石学特征、岩芯观察、测井相分析等综合分析认为，韩家沟油区延长组长6 油层为三角洲前缘亚相沉积，其中，以水下分流河道微相为主，其次为下分流间湾微相，局部可见河口坝、水下天然堤微相。

4 沉积微相特征及演化

4.1 单井剖面沉积相特征

以研究区典型井JT960 井(位于韩家沟油区的西南部)为例(图9)，根据岩性特征、沉积构造特征、测井响应特征等综合分析认为，长64、长63、长62、长期主要为水下分流河道微相沉积，该微相砂岩较发育，粒度较粗，反映出该井处于物源的主供应河道的主流线部位，其SP 测井曲线主要为中高幅钟形，GR 曲线基本呈中低幅。在水下分流河道顶部可识别部分水下天然堤微相，另外两期河道间可夹薄层分流间湾微相，测井响应表现为低SP，高GR的特征。在长、长期水下分流河道微相与分流间湾微相相间发育叠置，占比基本近等。

图9 韩家沟油区JT960 井长6 油层组沉积相柱状图

4.2 连井剖面沉积相特征

根据韩家沟油区沉积微相划分结果，选取典型井建立研究区长6 典型沉积相连井剖面图。该剖面位于研究区北东方向，走向近垂直物源方向，横穿河道，能较完整地反映韩家沟油区长6 沉积信息。

从X141-04 井-J778 井长6 油层组沉积相剖面图(图10)可以看出，长64期发育两期河道，连通性好。长63期发育三期河道，早、晚期河道砂体整体发育，连通性好。长62期整体上，河道砂体发育，连通性好、成带状、砂体厚度较厚，河道规模从长期至长期逐渐增大至最大。长61地层砂体连通性总体较差，多以孤立的形式出现，其中，长期砂体相对较发育，连通性相对较好。

4.4 沉积微相平面展布及演化特征

鄂尔多斯盆地三叠系长7 最大湖泛期之后，湖盆开始收缩，长6 油层组开始沉积，位于湖盆东北部的靖边-安塞地区发育三角洲相沉积(邓秀芹等，2011)。韩家沟油区长64沉积期为三角洲建设的初期，水下分流河道主河道砂体厚度相对较薄，主河道砂体大于5 m；至长63沉积期主河道宽度、砂体厚度及连片性明显大幅增加，砂体占比达60%以上，厚度大于15 m；从长-长砂体是逐渐增多的过程，砂体厚度、宽度及连片性均逐渐增加，直至最大，表明研究区湖盆继续缩小。长至长期砂体也是逐渐发育，但占比明显小于长62，水体相对长62更深。从水下分流河道的发育规模看，从长64沉积期开始至长沉积期达到鼎盛，随后至长61沉积期逐渐减弱，砂体规模逐渐减小。长62及长63沉积期表现出特征明显的重复的沉积旋回。研究区水下分流河道发育鼎盛时期(长沉积期)，河道占研究区面积90%以上(图11)。

图11 研究区长6 油层组各小层沉积微相展布图

根据沉积相演化，研究区长6 期物源方向都为东北向，整个长6 期河道发育的继承性较好，各时期都基本发育3～4 条主河道，迁移摆动幅度不大，河道大体都是在同一位置或相邻位置发育，主河道的位置也基本相同。

5 结论

(1)韩家沟油区长6 油层组储层岩性主要为岩屑长石砂岩以及少量长石岩屑砂岩，储层孔隙类型主要有4 类:残余粒间孔、溶蚀孔、粒内孔及微裂隙。储层微观结构属于小孔-微细喉型，具有低渗特低渗的特征。

(2)韩家沟油区长6 油层组沉积亚相为三角洲前缘亚相，沉积微相中水下分流河道最发育，表明物源供应充分，分流间湾微相次之，局部可见水下天然堤。

(3)研究区水下分流河道微相长64至长621沉积时期逐渐增大并达到鼎盛，从长621至长611沉积时期逐渐减小。水下分流河道微相和水下分流间湾微叠置发育，河道虽发育多期改道，但改道幅度较小，迁移幅度不大。