直罗油田三叠系延长组长8石油地质特征

　　

直罗油田三叠系延长组长8石油地质特征

朱富强 任东意 孙广军 吕友学 任海军

（延长油田股份公司直罗采油厂）

摘要：本文对直罗油田三叠系延长组长8石油地质特征进行研究，通过其沉积特征、旋回特征、物源分析及储层特征综合评价得出，该区直罗油田长8期为湖泊三角洲沉积体系，主要发育三角洲前缘亚相，水下分流河道为最有利的沉积微相。依据沉积旋回特征和它的标志层，将长8层细分为长81和长82两个小层，且研究区物源来自于北东方向。储层岩性以细粒长石砂岩为主。长8储层孔隙类型以粒间孔为主，溶孔次之。

关键词：直罗油田，延长组，长8，石油地质特征

1区域构造及沉积特征

鄂尔多斯盆地形成于晚三叠世，在此之前则为华北陆台伸向秦祁海域的台地边缘区。早古生代属于华北陆表海沉积；晚古生代华北海退缩，沉积了海陆交互相的石炭-二叠系；到晚三叠世中期，鄂尔多斯地区开始下坳，进入内陆湖盆发育阶段，沉积了一套厚1000余米的湖泊-三角洲碎屑岩构造，即上三叠系延长组含油层系[1~3]。

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部，伊陕斜坡为一大型的西倾大单斜[4]，坡度为0.5度左右，内部构造简单，区内不发育断层和褶皱，仅小范围内由于差异压实作用形成了一系列幅度较小的鼻状隆起，勘探目的层为上三叠统延长组。

通过岩心观察、薄片鉴定和测井曲线分析响应等综合分析发现，研究区长8段三角洲相主要属于三角洲前缘沉积，指三角洲的水下部分，呈环带状展布于三角洲平原的外缘，是三角洲沉积体系中厚度最大，沉积类型最复杂，也是三角洲沉积体系中储层最发育，成藏条件最好的有利相带[5]。

2小层精细对比与划分

研究区块地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中南部，地层沉积较稳定，延长组在鄂尔多斯盆地一般分为5个岩性段（T₃y₁-T₃y₅），10个油层组（长1－长10）。利用区域标志层划分大层段，地区性标志层及沉积旋回划分小层段，将长8油层组划分为：长8¹、长8²两个油层亚组。

2.1地层划分依据

2.1.1区域性标志层

图1区域性标志层“张家滩页岩”

“张家滩页岩”（K1）位于长7下部，厚度变化较大，主要为黑色泥岩、页岩、碳质泥岩夹凝灰质泥岩薄层及油页岩。本次分层首先通过声波时差（本区泥页岩声波普遍大于300um/s）来确定大段泥页岩，然后在大段泥页岩内部寻找感应“v”型低点，结合井径、自然伽马、自然电位等曲线确定本区长8顶。此标志层在盆地南部分布稳定，是本次地层划分主要依据之一。

“李家畔页岩”（K0）位于长9顶部，厚度一般为10m～30m，主要为灰黑色泥、页岩夹凝灰质泥岩。相比“张家滩页岩”，其岩性组合及电性特征较类似，总体厚度偏小，但更稳定，起伏不大。电性特征为高电阻（凝灰岩薄层为低电阻）、高声波时差、高自然伽马和大井径。高阻页岩在盆地南部发育，是三叠系地层对比的一个重要标志层，也是本次地层划分对比的主要标志层之一，本次分层取该泥页岩段顶部作为长8底。

图2 区域性标志层“李家畔页岩”

2.1.2地区性标志层

长8¹底部存在一个厚度不等的泥页岩段，其主要为灰黑色泥、页岩、杂色泥岩、含灰色细砂岩底部稳定发育一段薄层凝灰岩。测井曲线特征为高自然伽马、高声波时差、高电阻，其中声波时差多数出现厚度为10m～20m左右的一段高峰，底部出现感应“v”型低值，其与下伏长8²顶部砂岩成突变接触，电性特征明显。此标志层在研究区普遍发育，是长8¹与长8²的分界线，把长8油层段劈分为接近等厚的上下两段。

2.1.3沉积旋回特征

研究区三叠系延长组长8以三角洲前缘亚相沉积为主，油藏类型主要为岩性油藏，本区长8期根据沉积旋回及本次研究重点自下而上主要划分为长8²、长8¹两个油层亚组。

长8²：主要由两个旋回组成，沉积厚度40m～50m左右。砂岩受分流河道砂体控制，具有厚度大，分布稳定，自然电位呈箱状负异常特征，为区内重要含油层段。底部具有高自然伽马、高自然电位、高时差和高电阻特征。

长8¹：主要由两个旋回组成，沉积厚度40m～50m左右。一般下部旋回砂岩厚度发育较为稳定，泥质岩厚度横向不稳定，砂体呈指状分布。砂岩自然电位呈箱状负异常特征明显。

3物源分析

鄂尔多斯盆地长8期主要接受东北和西南两大物源沉积。而由本区砂岩薄片分析资料，本区岩石碎屑组成主要以长石、石英为主，其中长石含量占碎屑总体的32.0％～62.0％，平均54.57％。石英占碎屑总体的14.0％～24.0％，平均18.14％，总体表现为“高长石、低石英”的特点，而西南物源岩石组分为典型的“高石英、低长石”的特点，故认为本区物源来自于北东方向。

4储层特征研究

4.1岩石学特征

4.1.1岩石的类型及结构特征

研究区长8储层碎屑以长石、石英为主，长石一般占碎屑总体的32.0％～62.0％，平均54.57％。石英以单晶石英为主，一般占碎屑总体的14.0％～24.0％，平均18.14％，岩屑含量为4%～7%，平均5.43%，主要为岩浆岩、变质岩和沉积岩，其中以变质岩为主。岩石类型多为细粒长石砂岩。

4.1.2填隙物组分及其特征

研究区长8储层填隙物含量较高，一般7％～22％，平均15.88％，以泥质杂基、绿泥石膜杂基和胶结物的形式存在，其中泥质杂基含量一般为2％～8％，平均3.7％，绿泥石膜杂基含量一般为1％～5％，平均2.83％，胶结物主要为方解石、石英加大和长石加大等，其中方解石含量为1%～16%、石英加大为1%～2%，长石加大为1%～2%，总体来说，胶结物含量较低，一般小于2%。

4.2储层孔隙类型与孔隙结构特征

储层孔隙结构是储层研究和评价的主要内容之一。岩石的孔隙性和渗透性受岩石的孔隙结构所控制，孔隙和喉道的不同配置关系，也可以使储层呈现出不同的性质[6~8]。

4.2.1储层孔隙类型

据铸体薄片和扫描电镜观察分析，长8砂岩储层的孔隙类型主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙、铸模孔隙、粒内溶蚀孔隙、填隙物内微孔隙、填隙物内溶蚀孔隙、自生矿物晶间孔隙和裂缝。

4.2.2储层孔隙类型分布特征

长8储层主要孔隙类型为粒间溶孔和长石溶孔，其次为岩屑溶孔，有少量的原生孔隙发育。在岩心薄片观察中，该区孔隙按孔径大小可分为大孔、中孔、小孔和微孔四种。其中，大孔（≥50μm）比例小，包括部分砂岩中发育的残余粒间孔隙和溶蚀粒间孔隙，它们占总孔隙的10%～20%。中孔（50μm～30μm）比例较大，主要有残余粒间孔隙、溶蚀粒间孔隙和溶蚀粒内孔隙，包括长石溶孔、岩屑溶孔等，占总孔隙的10%～30%。小孔（30μm～10μm）比例较大，主要包括晶间孔隙、杂基溶孔，约占总孔隙的30%左右。微孔（≤10μm）比例较小，主要为基质和胶结物溶孔，约占总孔隙的20%左右。显然，该区储层孔隙以中小孔隙为主，微孔和大孔隙都比较小。

4.2.3孔隙结构特征

岩石中的孔隙空间是由许许多多大小不等的、彼此曲折相通的小喉道组成。储集层中各类孔隙与其连通喉道组合发育的总面貌称为孔隙结构。

长8段砂岩排驱压力0.02～16.6MPa，平均3.3MPa；中值压力6.13～44.75MPa，平均22.03MPa；最大喉道半径0.04～36.01μm，平均1.41μm。喉道中值半径0.01～1.02μm，平均0.13μm。汞饱和度35.84～84.65%，平均65.67%。退汞率15.01～77.78%，平均28.30%。喉道分选系数1.68～3.21，平均2.35。中值压力大，中值半径相当，分选较差，以微喉类型居多。

5结论

l)研究区长8为湖泊三角洲沉积体系，主要发育三角洲前缘亚相。依据沉积旋回特征和它的标志层，将长8层细分为长8¹和长8²两个小层，且研究区物源来自于北东方向。

2)岩石学研究表明，研究区长8主要以细粒长石砂岩和粉砂岩为主，其碎屑组分主要由长石、石英和岩屑构成，其中长石的含量最高，石英次之。

3)孔隙类型以粒间孔为主，溶孔次之，喉道类型主要为微喉道；孔喉组合类型主要为小孔微喉型。

参考文献：

[1]杨华，付

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