2010年，鄂尔多斯盆地石油资源量动态评价结果为128.5亿t，其中渗透率小于1 mD的资源量占总资源量的48%。近年来，鄂尔多斯盆地低渗透油气资源勘探开发取得了较大突破，2013年，盆地致密油资源量评价结果为20亿t^[1]，2014年，在新安边地区新增致密油探明地质储量超过1亿t。致密油的勘探对细粒沉积地层中岩相和沉积相的精细划分提出了更高的要求和挑战^[2]。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组从上到下可划分为长1—长10共10个油层组，其中长6 —长7油层组属于典型的致密油范畴，分布范围广、层系多，储集层形成的沉积环境多样。

早期在碎屑岩沉积相研究中，通常采用“砂地比等值线法”编制沉积相图^[3-4]，采用“单因素分析多因素作图法”编制岩相古地理图^[5-8]，然而有限的岩心数量会制约该方法编图的精度(有时岩心观察工作量过于庞大也会制约编图的进度)。目前利用测井解释获得砂地比值，简单标定测井沉积相，是最常用的沉积相编图方法，但该方法在细粒沉积地层中的分辨率很低，岩性识别困难，沉积微相乃至沉积亚相的判别不准确，无法满足现今致密油等非常规油气资源的勘探需求。以鄂尔多斯盆地中部长7油层组为例，利用综合录井、岩心观察等资料，结合统计学分析技术，构建一套适合于此类大型坳陷湖盆细粒沉积体系的沉积相编图方法，以期为致密油勘探开发提供指导和依据。

细粒沉积是指粒径 < 0.1 mm的颗粒体积分数 > 50%的沉积岩，包括粉砂岩和黏土岩两大类^[9-14]。研究区位于鄂尔多斯湖盆中部，面积为10.8万km² (图 1)，长7油层组沉积期为湖盆发育的鼎盛期，水体最深，湖面宽广，形成了一套以细粒沉积为主的地层^[15-17]。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置 Fig. 1 Tectonic units and location of the study area in Ordos Basin

本次研究基于探井或评价井的综合录井图，共统计研究区内295口井的分层数据、地层厚度以及各种岩性的厚度。在综合录井图上共识别出10种岩性，包括：细砂岩、泥质细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、钙质砂岩、砂质泥岩、粉砂质泥岩、泥岩、页岩、凝灰质泥岩。统计结果显示，细砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和页岩等5种岩性的厚度较大，其厚度总和占地层厚度的96.67%(表 1)。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地中部长7油层组5种主要岩性平均厚度统计 Table 1 Average thickness statistics of five types of lithology of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin 小层 平均厚度/m 平均厚度总和/ m 地层厚度/ m 占地层厚度比例/% 细砂岩 泥质粉砂岩 粉砂质泥岩 泥岩 页岩 长71 10.96 4.57 3.30 13.34 3.02 35.19 36.66 95.99 长72 9.12 4.54 2.71 10.80 6.39 33.56 34.81 96.41 长73 4.39 4.09 2.01 8.51 14.69 33.69 34.52 97.60

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地中部长7油层组5种主要岩性平均厚度统计 Table 1 Average thickness statistics of five types of lithology of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin

本次研究共观察了72口井的岩心，长度为2 110 m。在此基础上，随机选取11口井的岩心观察记录与综合录井图进行对比。分析显示，综合录井图的岩性统计结果与岩心观察结果的符合率平均为87.5%，说明利用综合录井图进行细粒沉积岩研究是可行的。

以长7₃小层为例，从5种主要岩性等厚图可以看出，页岩所占的比例最大，超过40%，泥岩次之且与页岩呈互补式分布，细砂岩主要分布于研究区东北部，泥质粉砂岩和粉砂质泥岩均以较小面积零星分布(图 2)。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 鄂尔多斯盆地中部长73小层主要岩性等厚图 Fig. 2 Isopach map of dominated lithologies of Chang 73 sublayer in central Ordos Basin

叠合5种主要岩性的等厚图，编制长7油层组各小层的岩相平面分布图，从长7₃到长7₁小层，页岩快速减少，细砂岩明显增多：长7₃小层以页岩相为主，泥岩相次之，细砂岩相主要分布于盆地的东北部[图 3(a)]；长7₂小层以泥岩相和细砂岩相为主，页岩相大幅萎缩，细砂岩相在盆地东北部、西南部和中部均大范围分布[图 3(b)]；长7₁小层以细砂岩相为主，泥岩相次之，页岩相大幅萎缩[图 3(c)]。综合研究认为，鄂尔多斯盆地长7油层组细粒沉积的分布主要具有以下5个特征：① 页岩相一般独立发育，反映了深水环境岩相较为单一。② 细砂岩相在盆地东北部持续发育，规模不断增大；在西南部规模较小，也具有范围扩大的趋势；在湖盆中部的变化显著，从初期的零星分布到后期的大面积连片，反映了该地区重力流沉积发育。③ 泥质粉砂岩相在湖岸线以上地区(三角洲平原)最为发育，湖盆中部也多有分布(浊流)。④ 粉砂质泥岩相在浅湖区(前三角洲)最为发育，其他地区，特别是深水环境中不发育。⑤ 泥岩相的分布最为广泛，其边界反映了半深湖的界线。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 鄂尔多斯盆地中部长7油层组各小层岩相平面图 Fig. 3 Lithofacies maps of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin

根据沉积学原理，在一定的沉积环境中进行着一定的沉积作用，并形成一定的沉积组合，沉积环境和沉积作用的各种特点，必然会在这些沉积产物中留下某些记录。这些记录可以在岩石组分上表现出很大的差异，即每一种沉积相都可以对应一定的岩相组合。本次研究力图将这些组合定量地表征出来，并且使其相互间具有明显的差异性，由此便可以将各类沉积相划分开来。最终通过岩相与沉积相之间的这种定量关系，精细划分长7油层组沉积相，总结沉积演化特征。

以鄂尔多斯盆地城75井为例，2 034~2 048 m井段为浊流沉积，从综合录井图上统计其对应深度的岩性，结果为：细砂岩15.0%，泥质粉砂岩18.8%，泥岩66.2%(图 4)。其他沉积微相或亚相按照相同方法完成统计(图 5)。在大量岩心观察与统计的基础上，结合单井相和连井相的校正，最终确立了鄂尔多斯盆地长7油层组各类沉积微相或亚相对应的主要岩性厚度组合比例——“沉积相编码” (表 3)。利用这套方法，能够准确地识别与划分三角洲、湖相和重力流沉积中的各类微相或亚相，快速地完成沉积相编图，特别适用于鄂尔多斯盆地中部这种以细粒沉积为主、岩性变化小、沉积构造少的湖相地层。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 鄂尔多斯盆地城75井长7油层组沉积相综合分析图 Fig. 4 Sedimentary facies of Chang 7 reservoir in Cheng 75 well in Ordos Basin

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 各类沉积相录井岩性组合比例 Fig. 5 Lithology combination proportion of sedimentary facies from cutting logging data

表 3(Table 3)

表 3 鄂尔多斯盆地中部长7油层组各沉积微相或亚相岩性组合厚度比例 Table 3 Lithology combination proportion of sedimentary microfacies of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin 沉积相 主要岩性厚度比例/% 亚相 微相 细砂岩 泥质粉砂岩 粉砂质泥岩 泥岩 页岩 三角洲平原 分流河道 100 0 0 0 0 三角洲前缘 水下分流河道 > 80 < 10 0 < 10 0 水下分流间湾 < 20 > 50 0 < 10 0 河口坝 50~80 10~15 10~20 < 10 0 远砂坝 40~70 20~30 < 10 < 10 0 前三角洲 < 20 25~40 0 45~65 0 重力流 砂质碎屑流 40~60 10~15 < 5 30~40 < 5 浊流 10~20 15~20 0 60~70 0 半深湖 0 10~25 0 40~50 20~35 深湖 0 0 0 < 50 > 50

下载CSV 表 3 鄂尔多斯盆地中部长7油层组各沉积微相或亚相岩性组合厚度比例 Table 3 Lithology combination proportion of sedimentary microfacies of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin

在三角洲平原亚相中，分流河道微相占主导地位，其对应的岩性组合比例为接近100%的细砂岩，其余4种岩性几乎为0[图 5(a)]；三角洲前缘亚相中，水下分流河道微相的细砂岩厚度比例> 80%，另有厚度比例 < 10%的泥质粉砂岩和厚度比例 < 10%的泥岩[图 5(b) ]；水下分流间湾微相的岩性组合比例以泥质粉砂岩为主，厚度比例> 50%，含一定厚度比例的细砂岩( < 20%)和泥岩( < 10%)；河口坝微相的岩性组合以细砂岩为主，厚度比例为50%~80%，另含厚度比例分别为10%~15%的泥质粉砂岩、10%~20%的粉砂质泥岩和 < 10%的泥岩[图 5(c) ]；远砂坝微相的细砂岩厚度比例略低于河口坝，为40%~70%，泥质粉砂岩厚度比例为20%~30%，粉砂质泥岩和泥岩的厚度比例都小于10% [图 5(c) ]。由此可以看出，河口坝含粉砂质泥岩较多，而远砂坝含泥质粉砂岩较多。

前三角洲亚相以泥岩为主，厚度比例为45%~ 65%，同时含一定厚度比例的细砂岩( < 20%)和泥质粉砂岩(25%~40%)[图 5(d)]。

半深湖亚相和深湖亚相都具有较大厚度比例的页岩(区别于其他微相的关键特征)，其中深湖亚相的页岩占绝对地位(厚度比例> 50%)，而半深湖亚相含一定厚度比例的泥质粉砂岩(10%~15%) [图 5(e)]。

重力流沉积中，浊流微相对应的岩石组合以泥岩为主，厚度比例为60%~70%，其次为泥质粉砂岩，厚度比例为15%~20%，细砂岩所占厚度比例并不高，只有10%~20%[图 5(f)]。这与岩心观察结果相符，长7油层组往往发育薄层浊流沉积。砂质碎屑流微相对应的岩性组合厚度比例较为复杂，包含40%~60%的细砂岩，30%~40%的泥岩，10%~ 15%的泥质粉砂岩，以及少量粉砂质泥岩和页岩(厚度比例都 < 5%)[图 5(g) ]。浊流微相比前三角洲亚相的泥岩比例更高，而泥质粉砂岩和细砂岩厚度比例都较低。砂质碎屑流与河口坝微相相比，泥岩厚度比例更高，并且含页岩。

利用“沉积相编码”，可以界限分明地将各类沉积微相或亚相划分开来，叠合5种岩性的厚度百分比图，成功实现了定量化沉积相编图。该方法在鄂尔多斯盆地长7油层组的应用效果良好，识别出了各类沉积微相或亚相，特别在湖盆中部判别与划分了浊流沉积及砂质碎屑流沉积。

长7₃小层沉积期，鄂尔多斯湖盆面积最大，半深湖—深湖中心位于马家滩—盐池—志丹—富县—正宁—庆阳—环县的广大区域内，呈北西—南东向不对称展布，发育富有机质的泥岩和页岩，是盆地最主要的生油岩发育区。浅湖亚相呈环带状围绕半深湖区展布，东部宽阔，湖盆边缘在城川—安塞一带。东北部城川、靖边、安塞等地三角洲发育明显；西部以辫状河三角洲为主；西南部三角洲较不发育，前缘相带较窄。半深湖—深湖亚相中，发育一定规模的浊流沉积，在平面上零星分布，庆阳—合水地区发育规模相对较大的砂质碎屑流沉积[图 6(a)]。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 鄂尔多斯盆地中部长7油层组各小层沉积相平面图 Fig. 6 Sedimentary facies of Chang 7 reservoir in central Ordos Basin

长7₂小层沉积期，湖盆面积较长7₃小层沉积期略有缩小，半深湖—深湖中心位置向东略微迁移，缩小至定边—姬塬—华池—正宁—志丹区域。三角洲砂体较长7₃小层发育，东北部三角洲发育范围基本没变，西南部三角洲向湖盆延伸，分布范围扩大；半深湖—深湖亚相中，重力流沉积砂体发育，主要在环县—庆城—合水—正宁一带发育大规模砂质碎屑流砂体。

长7₁小层沉积期，湖盆面积继续缩小，深湖中心位置迁移至姬塬—华池—塔儿湾一带，呈北西—南东向的狭窄区域。该沉积期三角洲砂体发育，东北部三角洲略向湖盆中部延伸，西南部三角洲继续向东北方向延伸入湖，分布范围扩大。西南物源的砂质碎屑流沉积最为发育，分布面积大，平行于湖岸线展布，范围达耿湾—白豹—塔儿湾—庙湾一线[图 6(b) ]。

目前的试油结果显示，页岩相与砂质碎屑流相的叠合部位是长7油层组致密油高产区。因为致密油主要为近源(自生自储)聚集，所以广覆式优质烃源岩控制了致密油的资源规模^[18]，多种成因砂体叠置则形成致密油的大面积“连续型”储层^[19]。

(1) 鄂尔多斯盆地中部长7油层组发育以页岩、泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、细砂岩为主的10种细粒沉积。其中长7₃小层页岩相发育，三角洲相主要发育于盆地东北部地区；长7₂小层主要发育泥岩相与细砂岩相，页岩相减少，反映湖泊开始萎缩；长7₁小层细砂岩相占主导地位，除湖盆东北部和西南部以外，湖盆中部也有大规模细砂岩分布。

(2) 鄂尔多斯盆地中部长7油层组细粒沉积平面分布具有以下规律：① 深水环境中页岩相几乎不与其他岩相叠置；② 细砂岩相在湖盆中部因重力流发育而不断扩大；③ 泥质粉砂岩相在三角洲平原亚相最发育；④ 粉砂质泥岩相在前三角洲亚相最发育；⑤ 泥岩相的分布反映了半深湖亚相的边界。

(3) 建立了鄂尔多斯盆地中部长7油层组沉积微相或亚相对应的主要岩性厚度比例组合，提出了利用“沉积相编码”实现定量化沉积相编图的新方法，应用效果良好。长7油层组沉积体系总体为半深—深湖亚相，东北部和西南部发育三角洲，三角洲随湖退不断进积扩大，河口坝与远砂坝不发育；湖盆中部早期发育零星浊流沉积，中后期发育以砂质碎屑流为主的大规模重力流沉积。