志丹油田樊川正270区长6储层沉积微相研究

孙 明

(陕西延长石油股份有限公司 志丹采油厂，陕西 志丹 717500)

1 地质概况

樊川区正270井区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部，行政上隶属志丹县旦八镇南部的义正乡境内，研究区长6储层为三叠系延长组主要含油层系[1].鄂尔多斯盆地中生界延长组油藏以岩性控制为主，有利储层的展布，主要受沉积相带与成岩后生作用综合作用所控制[2-3].因此，对正270井区沉积微相的研究、对加强认识研究区油气富集规律，指导研究区下一步的勘探开发具有重要意义.

2 沉积微相划分依据

2.1 岩石学特征

图1 正270井区岩心照片图

颜色是沉积岩最直观、最醒目的标志.岩石的原生颜色对形成岩石时水体的物理化学条件有良好的反应.本区长6砂岩以浅灰色、灰色为主，泥岩以灰黑色和黑色为主，泥岩上有植物化石和碳屑痕迹等.总体上表现为水动力较强的氧化沉积环境(图1).

2.2 沉积构造特征

沉积构造及其组合特征也是判别区域沉积相的重要标志之一[4-8].通过岩心观察，长6储层岩石以发育交错层理、平行层理、水平层理为主.

2.3 粒度分布特征

(1)概率累积曲线

根据本区粒度资料，长6油层砂岩粒度概率曲线为两段式，由跳跃和悬浮两个次总体，缺少滚动总体.在两个次总体中，跳跃次总体含量占96%以上，曲线跳跃次总体含量斜率在65°～70°，颗粒分选好.悬浮次总体含量一般小于4%，截点粒级在4.00～4.75φ，截点位置多为突变型(图2).

图2 正270井区长6油层粒度分析图(正400)

综上所述，研究区长6储层粒度概率曲线代表中等水动力条件，为水下分流河道沉积.

(2)C-M图

通过对研究区水下分流河道沉积C-M图的分析，发现研究区长6储集层基本上都位于QR段，此段代表递变悬浮沉积物.递变悬浮代表流体中的悬浮物质由下向上粒度逐渐变细，一般发育于水流的底部，而且多数是由于涡流发育造成的.因此，证明研究区长6油层组的砂岩反映了以递变悬浮搬运为主的河道沉积特征(图3).

图3 正270井区长6油层C-M图

2.4 测井相特征

测井曲线的形态能反映沉积环境，尤其是自然电位曲线的特征是判断沉积微相最有利的曲线之一，其曲线的形态特征、幅度特征以及顶底接触关系均能反映研究区沉积物的粒度和分选性垂向变化，从而反映砂体沉积过程中水动力和物源供应变化.本文对研究区的自然电位曲线进行了归纳分类，樊川正270井区长6油层组的自然电位曲线的变化主要有以下3种形态(见表1).

2.5 古生物标志

本区发现的古生物化石有炭化的植物碎片、垂直虫孔等，代表湖泊三角洲环境.从工区的沉积特征并结合盆地的演化历史及沉积史，研究区长6储层应为湖泊三角洲体系中的三角洲相，而在岩心观察中未见煤线或煤层，进一步可确定为三角洲前缘亚相.

表1 正270井区长6油层测井相分类汇总表

3 沉积微相类型

根据以上沉积相鉴别方法，并参考前人对鄂尔多盆地志丹区域的大量研究成果[9-10]，综合判定认为樊川正270区域长6沉积时期为三角洲前缘亚相沉积，并可进一步细分出水下分流河道、水下天然堤和水下分流间湾3个沉积微相.

3.1 水下分流河道微相

水下分流河道是入湖后继续沿湖底水道向湖盆方向作惯性流动和向前延伸的部分，也称为水下分流河床.樊川正270井区水下分流河道微相是砂体沉积的骨架相，沉积物以细粒砂岩为主，颗粒分选好.其层序特征表现为底部为冲刷面，在测井相形态上表现为自然伽马、自然电位、声波时差和视电阻率曲线呈箱型或上圆锥型，越往上游其幅度值越大(图4).

3.2 水下天然堤微相

主要分布在主河道两侧，规模小于分流河道沉积.向堤内与水下分流河道连片，向堤外分流间湾泥质沉积物过渡.岩性以粉砂岩、泥质粉砂岩夹泥岩为主，呈透镜状体.粒度较主河道细.因沉积厚度相对较薄，因此在测井曲线上很少单独出现，常与下伏的河道砂体共同构成向上变细的钟形曲线上部的细粒部分(图4).

3.3 水下分流间湾微相

水下分流间湾位于研究区水下分流河道之间的相对凹陷地区，下游与湖盆中心的开阔湖水相通，上游形成一系列尖端指向陆地的楔形泥质沉积体.以泥质沉积为主，含少量粉砂，砂体沉积常呈薄透镜状.其可见浪成波痕和生物介壳和植物残体等浅水沉积遗迹.因其沉积水体较平静，岩性组合以细粒沉积物为主，所以一般自然电位平直，位于泥岩基线附近，自然伽马曲线齿化现象明显，相对值高(图4).

图4 正270井区长6沉积微相曲线形态图

4 沉积微相平面分布

(1)长62期：长62时期砂体规模相较长63时期有所增大.长62时期研究区发育5条呈北东—西南向水下分流河道，河道宽度0.22～2.31 km，主河道砂厚一般大于10 m，局部地区大于20 m，砂地比可达0.7.水下分流河道两翼为水下天然堤沉积，其砂厚相对较薄，一般为5～10 m，且呈透镜状分布(图5).

(2)长61期：长61是研究区主力开发层位，长61沉积时期砂体规模相较长62时期又有所增大，基本遍布全区.区内发育6条呈北东—西南向水下分流河道，河道宽度0.36～2.63 km，主河道砂厚一般大于15 m，在河道交汇处砂体较大，局部地区砂体累计厚度大于25 m，砂地比可达0.9(图6).

图5 正270井区长62沉积微相平面图

图6 正270井区长61沉积微相平面图

5 沉积微相与油气关系

沉积作用是形成储层的基础，它直接或间接影响着储层砂体展布、砂体连通性和连续性、纵向隔夹层的分布和油气富集成藏规律[11-13].通过研究区沉积微相与有利储层的配置关系，并结合生产实践认为沉积微相与油气藏的分布有以下规律：

樊川正270井区油藏类型主要为岩性油气藏，因此其油藏分布主要受沉积相带的控制.另外，结合研究区的试油试采成果，发现产量高的井基本都位于水下分流河道中心部位.另外，其水下分流河道砂体连片性也好，孔隙度、渗透率也相对较高，是研究区有利储层的主要分布区.再其次就是由于研究区长6储层地层能量低，非均质相对较差，因此必须采用同步注水的开发方式，在注水开发过程中，位于水下分流河道边部和水下天然堤部位的生产井较难见到注水效果，这是由于天然堤部分的岩性以粉砂岩为主，储层孔渗相对较低，注入水较难流动.

综合分析研究认为，沉积环境对研究区的油气富集起着重要的控制作用，进行有利区预测时要优先考虑有利沉积微相的影响.

6 结论

(1)樊川正270井区长6油层组主要为三角洲前缘亚相沉积，其中长61小层砂体最发育，其次是长62小层.这两个小层也是研究区的主力开采层位.

(2)研究区油藏属于岩性油藏，沉积微相控制着储层的物性和含油性.其中，水下分流河道储层物性最好，是主要的含油部位，也是未来的有利区预测重点.

(3)根据研究区的沉积微相类型和分布位置，开采时要有针对性地确定井位部署和压裂方式.