甘泉地区长7段沉积岩特征与地质评价

刘秀婵，杨 帅，常 童，李祁磊

（延安大学 石油工程与环境工程学院，陕西 延安 716000）

页岩油作为非常规油气资源热点，其内部及邻层岩性、矿物组成、地球化学、沉积、孔隙类型等特征是决定页岩油类型、成岩相、有机相、储层质量、储量大小的基础条件。鄂尔多斯盆地延长统长73段富含有机质页岩是盆地形成页岩油藏的主要油源，本文从鄂尔多斯盆地甘泉区域长7 段沉积岩特征出发，进行岩石学特征、地球化学特征、沉积类型分布及地质评价方面的研究，以期为盆地页岩油研究、区域页岩油勘探与开发提供一定的基础与借鉴。

甘泉区域为鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，该区域为盆地页岩油勘探、见效较好目标区，区域内长7段页岩油见油效果较好的储层单元内沉积岩类型主要为细粒砂岩、泥页岩两大类。甘泉地区三叠系主力产油区共8 个，其中DG、YC、CD 3 个区域为长7 段见效优势区。长7 段地层自下而上分为长73、长72、长71，地层总厚度分布范围为65～170 m，平均厚度为118 m。目前主力产油层为长72，区域内长73页岩油为区域规模勘探和开发的重点。但对优势储层是砂岩还是页岩，及砂岩、页岩的地质特征研究不精细。本文通过岩芯观察、薄片鉴定、图像粒度、X衍射等分析，结合钻、测井等资料，开展区域内长7段沉积岩精细描述、纵横向分布、岩性组合关系及相关地质意义研究与评价，以期为今后深入认识甘泉地区页岩油优势储层、主控因素及寻找“甜点”提供依据。

1 岩石学特征

1.1 岩石类型

岩心观察显示，甘泉区域长7 段岩石类型有细砂岩、粉砂岩、泥岩、页岩4 大类。颜色上表现为细砂岩多呈浅灰、灰色，主要分布在长72、长71地层；粉砂岩、泥岩、页岩颜色较深，多为深灰色、灰黑色，为长73地层的重要沉积岩类型（图1）。

图1 甘泉地区长7段岩心照片

铸体薄片观察得到区域长7段砂岩粒度级别有中砂、细砂、粗粉砂，三者占比分别为13.94%、77.41%、8.65%。另外，140 个样品图像粒度分析得到不同粒度级别的占比：中砂1.71%、细砂79.41%、粉砂17.91%、黏土1.05%。

综合岩心、薄片、粒度分析得出，甘泉地区长7段岩石类型有中砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥岩、页岩5种类型，其中细砂岩含量高，为主要类型。

通过偏光显微镜成分和碎屑岩岩性三角图分析可知，甘泉区域长7 段岩性细粒特征明显，岩石类型初步定性为长石砂岩、岩屑长石砂岩2 类（图2A）。碎屑组分含量分配上DG、CD、YC 这3 个区域相似（表1），表现为高长石、中石英、低岩屑特征。长石含量平均46.29%，石英含量平均30.33%，岩屑含量平均10.02%，岩屑成分以变质岩岩屑为主、火成岩岩屑次之。填隙物含量及组分在3 个区域相当，杂基见水云母、绿泥石，且表现为粉砂岩中杂基含量明显高于细砂岩；胶结物多见方解石、铁方解石、硅质。

表1 甘泉区域长7段岩石组分含量 单位：%

图2 甘泉地区长7段岩石三角图

X衍射是相比薄片对矿物进行成分分析较有效的方法之一，能够对岩石中矿物成分及含量进行半定量分析。通过甘泉区内11 口井共63 个样进行长7段全岩X衍射统计分析得出，长7段岩石成分类型与普通薄片鉴定结果相同（含长石、石英、岩屑及填隙物），但碎屑物质含量上约有偏差，从图2B可以看出X衍射投点明显偏右、靠下，说明X衍射测定出的长石含量有所减少，石英含量明显降低。另外，伊蒙混层类黏土矿物含量在填隙物中明显增加。并对碎屑、填隙物成分进行了定量统计（图3），表明方解石、绿泥石、高岭石是主要填隙物类型，三者含量占填隙物总含量的63.3%。

图3 甘泉地区长7段岩石成分含量分布图

矿物的成分和结构决定岩石的力学性质，包含塑性和脆性。脆性矿物含量高、伴随少量黏土矿物，是造缝的有利条件，也容易开展体积压裂［1-2］。从以上分析易得出，甘泉区长7段骨架颗粒长石、石英含量较高，说明区内岩石力学性质表现为脆性大于塑性，如若受力，易产生利用油气储集、运移的缝洞通道，且在今后的开发措施中宜采用体积压裂方法。

1.2 岩石地球化学特征

鄂尔多斯盆地延长组长7 段整体具备生烃能力，除73段黑色页岩、暗色泥岩最强外，其他段粉砂质泥岩、泥质砂岩也具有一定的生烃能力［3］。长7段是甘泉区域最优质的烃源岩层，有效烃源岩分布面积超过500 km2。其中长73黑色泥页岩沉积厚度范围为11.4～34.6 m，R0值为0.6%～1.2%，烃类组分以饱和烃、芳香烃为主，有机质类型为Ⅱ1型，TOC平均值为5.4%，有机质成熟度适中，生烃潜力高。长72、长71段有机质类型为Ⅱ1、Ⅱ2型，TOC平均值为2.8%，烃源岩总体特征略低于长73，但其中砂岩富含的有机质会改变储层润湿性，推动烃类高效充注［4］。长7 段整体烃源岩都具有生烃能力，为区域油气成藏提供了丰富良好的油源条件。

1.3 分布特征

1.3.1 地球物理、岩性组合特征

不同的岩性、含量导致各类岩石在电性响应存在较大差异，因此，地质上一般采用测井曲线组合来定性识别、解释岩性。陕北斜坡区域上多采用GR、SP、AC、LLD 4条曲线组合来识别复杂岩性特征。

甘泉区域长7段自下而上纵向地球物理特征表现为长73：上部自然伽马、声波时差突变，下部为锯齿状粉砂岩细粒段；长72：2～3 个钟形或漏斗形自然伽马、深感应特征明显，漏斗形之间多为齿状细粒物质或指状泥岩夹层，形成明显的互层性砂岩；长71：分为明显上下两部分，上部为中-低自然伽马锯齿形、中声波时差粉砂岩，夹指状或薄层砂岩，下部自然伽马可见明显1～2 个齿状钟形或锯齿状卵形、声波时差低、高电阻率细砂岩，上下两部分之间有明显厚层泥岩隔开，即高自然伽马、中-高声波时差、低电阻率（图4）。

图4 甘泉地区长7段地球物理特征及岩性组合

岩性组合特征上表现为长73主要为厚层黑色泥页岩、泥页岩夹薄层灰色细砂岩；长72主要为灰褐色粉砂岩、灰色细砂岩夹薄层或厚层深灰色泥岩；长71主要为深灰色泥岩、灰褐色粉砂岩、2～5 m中厚灰色细砂岩互层。各亚段内广泛发育的泥岩可作为小层划分的依据，亦可成为隔夹层，影响储层的成岩作用、非均质性及油气成藏。

1.3.2 平面分布特征

甘泉地区长7 地层厚度80～110 m，埋深多为780～1 350 m，北部比南部地区埋深相对较深。平面上，长71、长72细砂岩全区分布，但主要集中在区内中部YC、CD、DG 这3 个区域，由北至南贯穿整个甘泉区，厚度较厚的在南边DG 区，该区域长71砂岩厚度范围为3.2～35.4 m，平均12.9 m；长72砂岩厚度分布在4.7～47.9 m之间，平均19.1 m。长73泥页岩具有覆盖全区、厚度变化差异大的特征，呈现出西边厚东边薄的趋势，西边LLY 处最厚可达50 m，东边LS 区厚度减薄至小于10 m，多数都在25～40 m（图5）。

图5 甘泉地区长73泥页岩分布图

2 沉积特征

多年来，众多学者通过各种方法对鄂尔多斯盆地长7 时期沉积特征进行研究，一致认为长7 期沉积环境为湖盆繁盛期形成的深湖、半深湖、浅湖及三角洲。后有学者提出还存在浊流沉积和砂质碎屑流沉积环境［5-7］。甘泉地区长7 沉积特征研究结果与盆地大环境一致，有深湖、半深湖、三角洲、浊流和砂质碎屑流与浊流过渡沉积环境［8］，其中长73期为深湖环境下形成的厚层黑色页岩；长72期沉积样式多样，有半深湖相、浊流相、砂质碎屑流与浊流过渡相；长71期多发于砂质碎屑流、三角洲前缘相。

2.1 沉积构造特征

甘泉区长7 段粉细砂岩中大量发育层理构造，类型多样，主要有平行层理、交错层理（沙纹交错层理、槽状交错层理、板状交错层理、波状交错层理）、包卷层理、球状构造、揉皱层理、块状层理等（图6）。

图6 甘泉区长7段沉积构造照片

细砂岩中薄层平行层理、沙纹交错层理、包卷层理及砂球构造等与泥岩、粉砂质泥岩一起组合成为完整或部分鲍玛序列，鲍玛序列的寄宿环境主要为浊流或重力流［9］。另长73段泥页岩中发育水平纹层。因此，研究区内长7 段除了三角洲相、湖泊相，还具有浊流和砂质碎屑流等重力流沉积环境［10］。

2.2 概率曲线特征

选取区内13口井长7段153个样品进行岩石粒度分析，概率累计曲线以两段式为主（图7），部分样品可见一段式，发育跳跃总体和悬浮总体，其中以跳跃总体为主，悬浮总体次之，滚动不发育；分选差，φ 值多大于2，多数在2～4之间，以细砂为主。表明研究区长7 时期水动力条件以较强的牵引流为主，沉积物沉积速度较快，呈现出重力流沉积末期或者末端出现一定牵引流的特征，显示浊积岩粒度概率特征［11］。C-M图上样品点基本平行于C=M基线（图8），呈现出递变悬浮、快速堆积的沉积特点，属于粒序悬浮区，C值平均为191.5 μm，M值平均为105.9 μm，C/M比值为1.81，为典型浊流沉积，具有缓坡滑塌型浊积岩特征，因为陡坡滑塌型浊积岩C、M值较大。

图7 长7段粒度概率累计曲线图

图8 甘泉区长7段C-M图

2.3 粒度参数分布特征

根据甘泉区域长71、长72段140 个粒度样品，做出粒度平均值Mz与标准偏差σ1散布图［12］（图9），样品点均落在散布图右下部，表明甘泉区长71、长72沉积物结构成熟度相对较好，沉积物呈现细粒、分选好的特点，反映为三角洲沉积。

图9 甘泉地区长71、长72段环境标准偏差与平均值散布图

3 地质评价

3.1 长7优势储层及其组合特征

甘泉区长7 段优势储层岩型组合主要有3 类：叠置砂岩型（薄厚均可见）、叠置砂夹薄层泥页岩型和泥页岩夹薄层砂岩型。叠置砂岩型（薄厚均可见）主要分布在长71、长72地层，区域上DG 最发育，砂地比分布区间为16%～80%，单砂体厚度平均6.39%，夹有薄层泥岩，砂体连片性好，为三角洲、浊流沉积致密砂，该区域已采用水平井体积压裂技术开采石油资源，效果显著；叠置砂夹薄层泥页岩型在YC、QZ区常见，长71、长72地层，各砂体间夹1～3 套泥岩或泥页岩，砂地比分布范围为8%～32%，单砂体平均厚度4.12%，该类型目前采用常规井和水平井合采，水平井数量较少，是下一步开发潜力区；泥页岩夹薄层砂岩型，岩性组合以细砂岩、粉砂岩和泥页岩互层为主，砂岩厚度薄、不连续为特点，分布在CD 区域，长73地层砂地比与单砂体厚度均较小，在水平井技术风险勘探的基础上，可作为下一步开发有利区。

3.2 物性与孔隙特性

根据区内24 口井300 多个岩心分析样品可知，长7 砂岩储层的孔隙度最大值为21.9%，最小值为1.2%，平均值为7.52%；渗透率最大值为5.02×10-3μm2，最小值为0.02×10-3μm2，平均值为0.34×10-3μm2。长7 页岩储层孔隙度分布范围为0.38%～11.9%，均值为4.08%，渗透率分布范围为0.1×10-6～1.11×10-3μm2，均值为0.137×10-3μm2。

甘泉地区长7 段储层内储集空间类型多样，长71、长72主要为粒间孔和溶孔，其次为晶间孔和微裂缝；长73主要为有机孔、晶间孔，其次为溶蚀孔、粒内孔。其中，细砂岩中无机孔的发育，可确保砂岩储层起到石油的聚集、运移及流体交换等作用，储集性能好；同时，长73段集群式发育有机孔、黏土矿物晶间孔、水平纹层缝，是该段页岩油主要的储集空间。

3.3 源储一体、全段含油

甘泉区域长71顶部有厚约1～2.5 m 斑脱岩作为披盖遮挡，长71、长72内部发育细砂岩为储集层，与下伏长73烃源岩直接接触，组成厚砂+薄层砂+暗色泥页岩型源储配置关系，油气不发生远距离运移成藏，形成近源储油、源内储油的情况。总体上表现为砂岩和烃源岩越发育，含油性越好［13-16］。具体为长71、长72虽然储集层以细砂岩为主，但孔喉发育、物性较好，含油性好。其中DG 区受长73油页岩厚度大、长72、长71砂体厚度大控制，且储集砂体间夹泥岩为良好封隔层，区域长7段储层质量、含油性均较好，且有长72优于长71的趋势；而CD、YC 2 个区块纵向上虽紧邻烃源岩，但油页岩厚度小、砂泥互层多，有效烃源岩生排烃能力弱，且大多集中在长71，所以致密油主要富集在长71亚油组。2个区块长73泥页岩、细砂岩、纹层页岩交互发育，排烃效率高，含油性较好；此外，部分井厚层泥页岩发育，导致油气难以排运从而赋存下来，成为甘泉区域页岩油重要贡献区块。

4 结论

1）甘泉地区长7 段沉积岩具有细砂岩为主、骨架颗粒中脆性矿物含量高、黏土矿物类型丰富的特征。全段生烃能力高，长73有机质类型为Ⅱ1型，有机质成熟度适中；长72、长71亚油组有机质类型为Ⅱ1、Ⅱ2型。

2）岩性组合表现为长73：黑色泥页岩（上）+锯齿状粉砂岩（下）；长72：细砂岩夹泥质夹层；长71：粉细砂岩夹指状砂。平面上长71、长72细砂岩集中在中部YC、CD、DG 区，厚度较厚的在DG 区。长73泥页岩覆盖全区，有西边厚东边薄的趋势。

3）长71、长72均具有优势储层岩性组合，砂体连片且物性好、孔隙类型多样，属致密油富集区带；长73发育黑色泥页岩，属区域油源；厚度大、充注能力强、连片性好。区内长7 段全段含油，DG 区长71、长72含油性好；CD、YC 区长71含油性好；长73含油区域主要在LLY、DG区块。