下寺灣油田雨岔地區(qū)沉積相研究及有利目標預測

鄒士雷

（中原石油工程有限公司油氣開發(fā)公司，河南濮陽457001）

下寺灣油田雨岔地區(qū)沉積相研究及有利目標預測

鄒士雷*

（中原石油工程有限公司油氣開發(fā)公司，河南濮陽457001）

通過對下寺灣油田雨岔地區(qū)沉積相進行研究，并結(jié)合測井相及砂巖分布特征的研究成果，對物源方向開展研究分析，確定雨岔地區(qū)目的層主要發(fā)育一套三角洲前緣沉積，揭示了本地區(qū)沉積構(gòu)造及油藏分布與沉積相的關系，最后指出了雨岔地區(qū)有利開發(fā)目標。

沉積相；標志層；物源分析；測井相

1　油藏地質(zhì)特征

1.1地層特征

雨岔地區(qū)長上2砂組厚度較穩(wěn)定，一般為60m左右，最小的為50.8m，最厚的為70.7m，巖性為淺灰色細砂巖、灰綠色泥巖互層含煤和黃鐵礦，底部多發(fā)育砂巖，但其在平面上的分布變化較快，而上部多為泥巖。從電性上來看，砂巖的聲波時差值小、穩(wěn)定，電阻值也較小，而泥巖的聲波時差值大、變化幅度大，電阻較高。

雨岔地區(qū)長中1+22砂組厚度約30～60m，厚度中心在蛇3—中叢57井一線附近，往兩側(cè)及東南方向沉積厚度均呈變薄的趨勢。巖性為淺色或灰綠色細砂巖、粉砂巖夾黑色泥巖，電性上反映為自然電位呈中—低幅箱狀負異常，視電阻率曲線顯示中阻值，在10～35Ω·m之間。

雨岔地區(qū)長中32砂組厚度約35～50m，該套地在開發(fā)區(qū)內(nèi)發(fā)育2個沉積中心，一個位于開發(fā)區(qū)中東部的泉24-12井附近，另一個位于北部的中叢15井附近，此外，中叢3-3井附近也發(fā)育一個小的沉積中心。巖性為黑色泥巖、灰白色塊狀粉砂巖、細砂巖不等厚互層，電性上反映為鐘形、箱形的中—低幅箱狀負異常，視電阻率曲線顯示中阻值，在10～35Ω·m之間。

從長1到長中32一共有2套明顯的標志層：

長1段底部標志層：厚度2～5m，巖性為灰黃色水云母泥巖。電性特征為尖刀狀高聲波時差，大井徑、高感應電導率、低電阻率、高自然伽馬值，感應和聲速曲線相對應。

長2上段底部標志層：厚約2～4m，大多數(shù)取芯資料證實為炭質(zhì)泥巖，在其上部發(fā)育有一小套砂巖。電性特征為高聲波時差，高自然伽馬值，高電阻值率值。

長中1+22和長中32的底界也都表現(xiàn)為高聲波時差、高電阻的電性特征。

1.2構(gòu)造特征

下寺灣油田構(gòu)造位置位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡南部，該區(qū)在晚侏羅世燕山Ⅰ期運動的影響下，產(chǎn)生東升西降，形成了東高西低的構(gòu)造格局，并在局部剪切力的作用下，產(chǎn)生一系列波浪式的微型鼻狀褶皺帶，褶皺帶軸向為北東到南西方向。這些近北東向的鼻狀隆起帶自西向東分別為橋鎮(zhèn)隆帶、下寺灣鼻隆帶、梁莊鼻隆帶、汪屯鼻隆帶。雨岔地區(qū)位于下寺灣鼻隆帶上，整體上是一個平緩的西傾單斜構(gòu)造，地層整體上由西向東逐步抬升，抬升的幅度約為5～10m/km。受分布在泉64井～中31井～泉67井一線以及中36井～泉90井一線的2條構(gòu)造低洼帶的影響，在雨岔地區(qū)的北部、中部和南部形成了3個軸部走向近東西向，平面上近于平行排列的微型鼻狀構(gòu)造。北部為泉92微型鼻狀構(gòu)造，中部為泉81微型鼻狀構(gòu)造，南部為泉109微型鼻狀構(gòu)造。這些微型鼻狀構(gòu)造和構(gòu)造低洼帶的存在使雨岔地區(qū)形成“兩洼三隆”的構(gòu)造格局。

1.3儲層特征

雨岔地區(qū)長2段儲層一般埋深600～800m，砂巖多為淺灰—灰白色含鈣細粒長石砂巖。砂巖中碎屑總量為80%～91.5%，平均為85.8%；其中石英含量為27%～34.5%，平均為31.3%；長石含量為36.5%～47.5%，平均為43.5%；巖屑含量6%～12.5%，平均為43.5%。碎屑顆粒分選中等，磨圓度次棱—次圓，最大粒徑0.3～0.65mm，平均0.47mm，主要粒徑在0.1～0.4mm之間，支撐類型為顆粒支撐，接觸方式以線接觸為主。膠結(jié)物總量為8.5%～20%，平均為14.2%，膠結(jié)物成分主要為綠泥石和方解石，平均分別為4.1%和4.7%，其次為硅質(zhì)礦物次生加大，平均占膠結(jié)物總量的1.2%，膠結(jié)類型屬孔隙—簿膜式膠結(jié)。

1.4流體性質(zhì)

雨岔地區(qū)延長組長2段油藏原油性質(zhì)較好，具有低密度、低粘度、低飽和壓力及高凝固點的特點，地面原油密度為0.8259～0.8287g/cm3，粘度4.79～5.13MPa·s （40℃），凝固點20.49℃～20.88℃，瀝青含量較低（0.34%～0.47%），飽和烴類含量較高（飽和烴類含量86.09%～88.15%，芳香烴含量為9.74%～11.99%），含硫量低（0.09%～0.1%）。

而延長組長2段水型則具有較大的分區(qū)性：泉81-14井以東主要為CaCl2型，一般礦化度達（5～8）× 104mg/L；泉92-59井區(qū)主要為NaHCO3型，礦化度低，一般在（2～4）×104mg/L，與延安組礦化度相近。

2　沉積相類型及其特征

對該區(qū)的物源進行分析，并結(jié)合儲層特征、巖電組合和測井相分析等手段，識別出下寺灣油田雨岔地區(qū)上三疊統(tǒng)延長組主要發(fā)育一套三角洲沉積體系。

2.1物源分析

（1）古水流方向。延長組沉積中期古流向參數(shù)顯示，盆地西北部沉積物的平均搬運方向105°，西南部的平?jīng)觥A亭地區(qū)古流向110°左右，在南部的宜君—銅川地區(qū)，平均為320°，東部延長—宜川地區(qū)，沉積物搬運方向近北東向，東北地區(qū)的榆林一帶，沉積物平均搬運方向200°，這些古流向參數(shù)證據(jù)表明，盆地四周存在古隆起，沉積物從盆地邊部向中心搬運。三疊紀延長組晚期，古流向具良好的繼承性，和中期相比，變化不大。但南部物源對研究區(qū)的影響要大于早、中期。

（2）古地理演化。作為鄂爾多斯盆地的一部分，開發(fā)區(qū)的地質(zhì)發(fā)育情況始終受制于鄂爾多斯盆地演化進程。

長4+5期，為一次短暫的湖侵期，湖水進一步擴大，分割性減弱，三角洲建設進程趨于減慢。東部湖岸線已達到子長、靖邊一帶，而西南陡坡區(qū)湖岸線亦明顯擴大，但由于坡度較大，仍發(fā)育前積三角洲沉積體系?？傮w來看，湖水變淺，使原有的三角洲平原化或沼澤化。它代表了湖盆的枯竭期。主要發(fā)育砂、泥與煤互層沉積，在陜北子長一帶分布著名的“瓦窖堡”煤系。此時，深湖相范圍已退縮到富縣、華池、環(huán)縣一帶。物源方向仍以北東向為主，三角洲的面積、層系厚度和單砂層厚度較長6小，儲集性能亦較差。

長3—長1期，斷裂走滑—拉張作用基本停息，受其影響，湖盆開始逐步淤淺、萎縮、消亡。其沉積速度小于下沉速度，三角洲則逐層內(nèi)遷。如長3油層組沉積時，沉積作用再次加強，開始了全區(qū)又一次三角洲發(fā)育。層系厚度約70～00m。在慶陽和南莊地區(qū)仍可見到規(guī)模不大的三角洲前積現(xiàn)象。如慶陽地區(qū)的剖14—城34地質(zhì)剖面，長3—長1期均見三角洲逐層向湖盆內(nèi)遷移。在長3期還可見到三角洲砂壩反射特征。在南莊地區(qū)三角洲前積特征亦較明顯。由于砂體的存在不易壓實的砂體之上，形成典型披覆構(gòu)造。這在99MZ1地震剖面上顯示的十分清晰。

長2期，地殼整體抬升，湖盆的收縮速度加劇。深湖相已收縮到正寧—固城川一帶的極小范圍內(nèi)，直羅—華池—姬塬以北則成為河流—三角洲平原區(qū)，分流河道疊置而塊狀砂巖十分發(fā)育。此時，伴隨基底抬升和斷裂作用減弱，湖相沉積的范圍進一步萎縮，統(tǒng)一湖盆局面接近解體。湖岸線已退到葫蘆河—白豹以南和南梁—固城川以西的局部范圍。深湖相已不復存在，全區(qū)進一步平原河流化，以辮狀河沉積為主，層系厚度60～100m，單砂層厚20～25m。

長1油層組沉積區(qū)湖相范圍就更局限。僅龜縮在約1.0km×104km范圍。從保留下來的地層看，全區(qū)普遍大面積沼澤化，主要發(fā)育辮狀河及其間的泛濫沼澤。三角洲規(guī)模已經(jīng)非常小，定邊三角洲僅保留鹽20井一處，層系厚度40m，主體砂巖厚10m，面積300km2。延安三角洲僅保留泉97、泉18、泉2井3處，層系厚度40m，主體砂巖厚10m，面積100～150km2。物源與長2期相同，只是沉積物較細或供給不足。最終結(jié)束了延長統(tǒng)的地質(zhì)構(gòu)造演化過程。

上述古水流方向及古地理演化研究成果表明本地區(qū)主要接受一套東北向的三角洲沉積——延安三角洲。

（3）區(qū)域物源方向的確定。從下寺灣油田的砂體發(fā)育情況來看，該區(qū)的物源方向可能有2個，一個是平行于砂體的走向，即西北—東南方向，如果該方向是該區(qū)的物源方向，則下寺灣油田現(xiàn)在開發(fā)的油藏應該分布于2條主河道部位，用現(xiàn)在所開發(fā)的油藏規(guī)模來反推河道沉積的規(guī)模，可以得出目的層段的河道沉積規(guī)模很大。2條規(guī)模很大、相距不遠又近平行分布的河道存在的可能性較小，就算存在的話，那么現(xiàn)在所開發(fā)的油藏規(guī)模也應該很大，其儲層發(fā)育程度、儲層物性比較接近，而且產(chǎn)能應該較高，這和生產(chǎn)實際矛盾；另一個物源方向是東北方向。從宏觀上來看，在一個沉積體系內(nèi)沿著其物源發(fā)育的方向，在不同的沉積相帶內(nèi)存在一個儲層發(fā)育區(qū)，這點和下寺灣油田現(xiàn)在所揭示的砂體分布特征比較相符。

（4）區(qū)域的物源分析。從區(qū)域的砂/地比展布特征來看，該區(qū)的物源有2個，分別位于雨岔開發(fā)區(qū)的東部和西部。

東部的物源方向為東北向，與區(qū)域物源方向一致，僅發(fā)育一個沉積中心，該方向的物源雖然位置發(fā)生了變化，但其物源供應充足，砂體發(fā)育規(guī)模大。

西部的物源方向為西北方向，與區(qū)域物源方向夾角較大。該方向上的物源在雨岔開發(fā)區(qū)內(nèi)又發(fā)育成2個小河道沉積，北部的河道規(guī)模極小，方向為西北方向，在長中1+22和長中32砂組沉積期內(nèi)的繼承性較強，物源方向及砂體規(guī)模變化均不大；而南部的河道規(guī)模較大，并在芋探21井～芋探27井附近又分化成2個小的河道沉積，北部的泉81井區(qū)物源方向為近東西方向，與區(qū)域物源方向的夾角進一步擴大，砂體發(fā)育規(guī)模小，縱向推進??；南部泉109井區(qū)物源方向為南偏東方向，與區(qū)域物源方向的夾角減小，砂體發(fā)育規(guī)模小，但縱向推進較遠。

2.2測井相分析

根據(jù)前面的研究成果，利用巖相與測井相的關系模型，直接從測井曲線識別儲層的微相類型。分析表明雨岔地區(qū)延長組長中1+22砂組和長中32砂組的儲層主要是水下分流河道和分流河道間沉積。

針對該區(qū)沉積中心多但沉積微相類型較少的特點，在泉109井區(qū)拉了2條連井剖面。一條經(jīng)過中叢26-6～中叢8-5～中叢33-3～中叢34-3井，該剖面主要反映了開發(fā)區(qū)內(nèi)西部物源在長中1+22砂組沉積期水下分流河道在平面上的展布情況，盡管泥質(zhì)含量不同，目的層段都表現(xiàn)為水下分流河道沉積，而且，包括長中32砂組和長1段的中下部也都發(fā)育了一套水下分流河道沉積，直到長1段沉積的晚期才開始發(fā)育河道間沉積。

另一條剖面過中叢8-3～中叢39-3～中叢14-2～中叢27-2井，該剖面反映的是2個不同物源之間沉積微相的發(fā)育情況。長2中1+2砂組在中叢8-3井屬于西部物源的水下分支河道沉積，沿著砂體發(fā)育的方向，到了中叢39-3和中叢14-2井，則變成了分流河道間沉積，發(fā)育一些次級的分流河道沉積，而到了中叢27-2井，長中1+22砂組在頂、底各發(fā)育一套河口壩沉積；長中32砂組在該剖面上均屬水下分流河道沉積，在中叢8-3井只在底部發(fā)育一套河道砂沉積，而在中叢39-3和中叢14-2井，在底頂各發(fā)育一套分流河道砂沉積，到了中叢27-2井長中32砂組則發(fā)育一整套的水下分流河道沉積。從該剖面可以看出，長中1+22砂組主要受西部物源控制，東部物源偏北，在開發(fā)區(qū)南部未能形成有效沉積；而長中32砂組則主要受東部物源控制，同時也受西部物源影響，東、西物源互相穿插、疊置，使得該砂組的儲層物性變化大，油藏分布復雜。

總之，通過2條連井相剖面的分析，長中1+22砂組和長中32砂組都以水下分流河道沉積為主，砂巖較發(fā)育，但受兩物源的影響，儲層分布特征及物性分布特征都比較復雜。

2.3沉積相類型及其特征

本地區(qū)主要發(fā)育一套三角洲前緣沉積，開發(fā)區(qū)主要位于水下分流河道及分流河道間沉積微相發(fā)育區(qū)，沿著物源方向，在河道的前部發(fā)育一些河口砂壩及席狀砂沉積。雨岔地區(qū)長二段沉積相分類見表1。

表1　雨岔地區(qū)長二段沉積相分類表

主要沉積微相的特征如下：

（1）水下分流河道。巖性主要為灰色厚層狀細砂巖，細—粉砂巖組成，此外夾少量粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖。自然電位曲線及自然伽馬曲線呈現(xiàn)較高的負值，單層砂由下至上略現(xiàn)正粒序，自然電位曲線呈鐘形，自然伽馬曲線為低值箱形、齒狀箱形；薄層砂巖段自然電位曲線及自然伽馬曲線呈指狀或尖峰狀。

（2）分流河道間。巖性為厚層狀灰黑色粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖夾灰色、灰綠色細砂巖。自然電位曲線表現(xiàn)為低平，自然伽馬曲線表現(xiàn)為中高值，呈齒形。

3　沉積相與油氣富集關系研究

研究表明合作區(qū)內(nèi)沉積相對油氣富集的作用主要表現(xiàn)在以下幾方面：

（1）多物源的沉積環(huán)境導致了沉積的差異性較大。沉積的差異性主要表現(xiàn)在：①在構(gòu)造整體平緩的局部發(fā)育一些較復雜的微構(gòu)造（鼻狀構(gòu)造）；②地層厚度變化的規(guī)律性不強，砂體在縱、橫向上的變化快，物性差異明顯；③相鄰井的產(chǎn)能差異較大，油水關系不統(tǒng)一。

（2）湖泊—三角洲沉積體系是合作區(qū)內(nèi)良好的生儲蓋組合。湖泊—三角洲沉積體系是研究區(qū)良好的生儲蓋組合配置，雨岔地區(qū)區(qū)處于有利的生油凹陷，三角洲平原和前緣砂體為良好的儲集體，長1泥巖是好的直接蓋層。

（3）差異壓實成因的鼻隆構(gòu)造控制著油氣的運移和富集。差異壓實作用形成鼻狀構(gòu)造是油氣聚集的有利圈閉。

（4）砂巖頂面高程控制著油水分布。此外，成巖作用也是影響油藏油氣儲集性能的重要因素，成巖作用影響著砂巖物性，另一方面成巖致密層也是良好的上傾遮擋。

4　有利目標預測

油層的分布主要受河道砂體的走向控制，因此，在三角洲垛體上尋找河道砂體，在河道砂體上追索有效砂巖發(fā)育帶，對油氣的勘探開發(fā)十分有效。

（1）中38井西區(qū)。依據(jù)：砂巖發(fā)育，中叢41-2井儲層物性好，含水低，產(chǎn)能好。開發(fā)策略：擴邊、滾動開發(fā)。

（2）泉38井區(qū)。依據(jù)：砂巖發(fā)育，擴邊井中叢22-3、4、5井，中叢47-1、3井和中叢29-1、4井的試采效果都較好。開發(fā)策略：擴邊、滾動開發(fā)。

（3）泉24井區(qū)。依據(jù)：砂巖發(fā)育，該井區(qū)位于開發(fā)區(qū)的東部物源沉積區(qū)內(nèi)，縱向上長中1+22和長中32兩個砂組的砂巖都比較發(fā)育，在平面上的分布范圍廣，而且位于中叢27井南部的泉28井區(qū)及其南部都已投入規(guī)模開發(fā)，該井區(qū)與泉24井區(qū)雖不屬同一物源，但屬同一“上級”物源，具有一定的勘探開發(fā)潛力。開發(fā)策略：調(diào)研，勘探，滾動開發(fā)。

5　結(jié)論

（1）雨岔地區(qū)延長組二段主要發(fā)育三角洲沉積體系，其中三角洲前緣水下分流河道為主要的儲集體；

（2）通過古水流方向等資料的研究，認為下寺灣地區(qū)沉積物主要為東北方向物源；

（3）長中1+22砂組和長中32砂組都以水下分流河道沉積為主，砂巖較發(fā)育，但東、西物源互相穿插、疊置，使得儲層的物性變化大，油藏分布復雜；

（4）沉積相控制著該區(qū)的油氣成藏。多物源的沉積環(huán)境導致了沉積的差異性較大，這種差異沉積及差異壓實作用形成的一系列微型構(gòu)造——鼻狀構(gòu)造，是油氣聚集的有利圈閉，并控制著油氣的運移和富集，另外，砂巖頂面高程控制著油水分布。

［1］戴勝群，等.下寺灣地區(qū)油氣富集特點及勘探方略［J］.斷塊油氣田，2009，16（4）：43-45.

［2］崔梅紅，等.低滲透油田開發(fā)實踐及認識［J］.斷塊油氣田，2007，14（4）：41-42.

［3］王錫福，宋國初.陜甘寧盆地油氣藏形成條件及分布特征［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1990：199-207.

P618

A

1004-5716（2016）02-0088-04下寺灣油田位于陜西省甘泉縣洛河流域，即甘泉縣城以西、志丹縣永寧鄉(xiāng)以東、延安高橋鎮(zhèn)以南，甘泉縣府溝村以北，區(qū)內(nèi)為黃土塬地貌，地面海拔在1050～1480m之間，相對高差430m左右。雨岔地區(qū)屬下寺灣油田油氣較為豐富的地區(qū)，油氣顯示主要分布在雨岔地區(qū)的泉109井區(qū)、泉81井區(qū)和泉92井區(qū)。

2015-02-27

鄒士雷（1973-），男（漢族），江蘇銅山人，工程師，現(xiàn)從事石油地質(zhì)研究工作。