摘要：重新认识开发中后期油藏的沉积环境、沉积微相及其展布特征，对于查明剩余油分布、后期注采井网设计具有重要的现实意义。通过系统收集和整理研究区的岩心、录井和大量测井资料，对地层进行详细划分，在建立岩电关系基础上，对鄂尔多斯盆地史家畔地区长61油层的沉积微相进行了系统研究。并对研究区历年生产状况、注水受效特征、地层能量等进行统计。结果表明：长61油层属三角洲沉积体系，发育三角洲平原亚相，分流河道和河漫滩构成其主要微相。进一步编制各小层沉积微相平面图，分析长61砂体的沉积特征和沉积微相的平面展布特征，讨论了沉积微相与含油性的关系，以及沉积微相研究对解决目前主要开发矛盾和问题的作用，从而为后期油田开发方案的调整提供可靠地质依据。
关键词：开发;沉积微相;长61油层;史家畔地区;鄂尔多斯盆地
在油田开发中后期，重新认识油藏沉积微相及其分布特征，对于查明剩余油分布、开发井网设计和提高采收率具有重要的现实意义(党犇等，2004;熊运斌等，2003;梁官忠等，2008;李海燕等，2008;刘刚，2011)。沉积微相研究是精细油藏描述的基础，储集层微相砂体类型、几何规模及分布规律是深入了解注水开发过程中油水运动规律和调整注采井网的重要依据(王伟锋等，1995;赵虹等，2004;李东等，2003)。沉积微相是控制油藏中剩余油分布的重要因素，沉积微相的展布规律是预测小层剩余油分布规律的主要依据之一(郭纯恩等，2006;周跃忠等，1994)。通过开发过程中的动静态特征及开发效果评价，分析认为研究区目前主要面临着以下几个问题：①注水区受效好的井比例低。②地层压力保持水平较低，地下亏空严重。③油水井数比偏大，注入井负担过重。④注采关系不完善。史家畔地区位于鄂尔多斯盆地的陕北斜坡之上，延长组长6油层组中的长61油层为本区最重要的产油层。油井产能和开发效果与沉积微相密切相关(SUNJingetal.，2011)，因此有必要对长61油层储集层砂体及沉积相带分布规律进行详细研究，以期服务于油田开发。
1区域地质概况
史家畔地区总面积约90km2，构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东部(图1)，该斜坡为一构造倾角很小的西倾单斜构造，整个构造单元内的构造活动微弱，在斜坡背景上多发育平缓起伏的鼻状构造，地层倾角小于1°。该区从1989年开始，历经3次勘探开发，最终形成东西2个开发区。经过多年开发，该区已进入开发中期，单井产能逐年降低，含水逐年上升，出现水淹水窜现象，开发矛盾凸显，严重影响该区的正常生产。
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根据延长组岩性、电性特征及含油性特征，前人将延长组自上而下划分为10个油层组，其中长61油层是研究区主要的勘探开发目的层之一(郭兰等，2009;庞军刚，2010)。根据标志层和沉积旋回特征，研究区长61油层自上而下划分为长611、长621和长631三个小层。
2、沉积相标志
2.1岩石学标志
通过对岩心观察，本区长6油层主要为中-细粒长石砂岩，此外还有一些粉砂岩和泥岩。砂质沉积与泥碳共生，煤层和煤线的出现反映了水上、氧化的三角洲平原环境(图2)。
2.2沉积构造标志
本区长6油层发育丰富的层理构造，且以平行层理、波状层理、板状交错层理为主。这些以细砂岩为主而形成的沉积构造，反映了研究区以三角洲平原水上分流河道和河漫滩沉积为主的特点。在岩心观察过程中，发现大量植物根迹、叶片、茎杆化石图(图2)等，指示研究区属于三角洲平原沉积。
2.3测井相标志
根据地层岩性特征、沉积旋回及测井响应曲线组合特征可以看出，在史家畔地区选择以自然伽玛曲线为主，并与声波曲线、自然电位曲线相结合，声波时差电阻率曲线为辅的测井响应序列进行测井相分析，效果良好。其主要呈钟型、箱型以及锯齿形(图3)。
3沉积微相类型
根据岩心观察、沉积构造、古生物化石等沉积相标志和录井、测井以及相关测试资料的综合分析，结合区域地质背景，认为研究区长61油层属于三角洲沉积体系，发育三角洲平原亚相，分流河道和河漫滩构成其主要微相。各沉积微相的特征表现如下。
3.1分流河道微相
分流河道微相是研究区三角洲平原亚相沉积的骨架，是油气的主要储集体。沉积物以细粒、细粒-中粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，含有少量粉砂岩。常发育板状、槽状交错层理、平行层理，河道底部常见冲刷充填构造，可见植物碎片。其中把砂地比值大于70%做为主河道，砂地比值为50%～70%做为河道侧翼。电性特征表现为自然电位曲线形态为箱形、钟形，负异常幅度大于75%。自然伽玛曲线表现为很高的负异常，一般砂层底部负异常最高，砂层顶部负异常减弱。砂体在纵向剖面上具有下粗上细的正旋回特点。研究区分流河道微相比较发育，砂体在剖面上呈一系列旋回多次叠置，剖面上呈上平下凸的透镜体，平面上呈朵状或鸟足状向物源方向伸展(图4)。
3.2河漫滩微相
河漫滩微相为位于河床主槽一侧或两侧，在洪水时被淹没，枯水时出露的滩地。它由河流的横向迁移和洪水漫堤的沉积作用形成。由于河道的不断摆动和迁移，使得天然堤、决口扇、沼泽沉积和其他越岸沉积物共生在一起，故统称其为河漫滩沉积。总体上岩性较细，以细砂、粉砂、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、泥岩互层为主，并夹薄煤层或煤线。发育上攀交错层理、波状层理，泥岩中可见水平层理。电性特征表现为自然电位曲线和自然伽玛曲线呈多个漏斗状或台阶状叠加，曲线为不规则齿状，幅度较小。
4史家畔地区长61油层沉积微相展布特征
为了研究该区61油层沉积微相展布规律，根据标志层和沉积旋回特征，将其划分为长611、长621和长631三个小层。结合单井相分析和连井剖面对比，绘制了各小层的沉积微相平面展布图。
4.1长631小层
长631期河道侧向迁移频繁，总体砂体规模明显变大。长631小层发育5支砂体，河道带状特征明显。其中西区2支由北东向南西展布，一支沿3025井—3020-2井—3036-4井展布，一支沿瓦47井—3-12井—瓦48井附近展布。另外，东区3支由北东向南西方向展布，其中北部与南部的主河道均较宽，中间的主河道窄且与北部主河道在3173-5井附近汇合，使两支砂体的总河道变宽。合并后的主河道与西区东边的那支河道再次汇聚，砂体连通性变好。长631期主要发育分流河道砂体，为研究区内最主要的储集体。地层厚度为10～13m，砂层厚度为2～13m，砂体宽度为0.6～5.5km(图5)。
4.2长621小层
与长631期相比，前期大面积发育的三角洲平原沉积体系退缩变小，河道迁移剥蚀明显，总体上河道规模变小，砂体连通性变差。长621期发育4支砂体，呈带状展布。其中西区一支由北北东向南西展布，沿瓦47井—3-12井—3035-4井展布并在3034井附近分叉。另外，东区3支由北东向南西方向展布，河道侧向迁移变化大，河漫滩较上一期发育，呈条带状展布。长621期主要发育分流河道砂体，为研究区内最主要的储集体。地层厚度为10～14m，砂层厚度为1～13m，砂体宽度为0.8～5km(图6)。
4.3长611小层
长611期沉积微相平面展布特征保留了长621期的特点，但因受三角洲向湖盆方向的强烈推进和湖水变浅影响，不同级次的分流河道汇合作用更为明显。
发育5支砂体，呈带状展布。其中西区1支由北北东向南西向展布，沿瓦47井—3-12井—3-29井展布。并在3034井和3023-2井附近分叉。另外，东区4支由北东向南西方向展布，其中北部的两支主河道砂体和西区那支河道在3118-2井附近汇聚，南部两支主河道砂体在理962井附近汇聚。河道侧向迁移频繁，主河道砂体宽度变化较大。长611期主要发育分流河道砂体，为研究区内最主要的储集体。地层厚度为10～15m，砂层厚度为1～14m，砂体宽度为0.7～5km(图7)。
综上，长61期为湖盆建设期，水体总体变浅，也有小规模的湖进，表现为大规模湖退环境下的小范围湖进。
有利的沉积相带是油气富集成藏、大面积分布的重要地质基础。综合运用岩心观察、钻井显示、测井解释成果和沉积微相特征，讨论本区沉积微相和含油性之间的关系。统计不同沉积微相的物性资料得出(表1)：①分流河道微相为最主要的储集体，控制着砂体的展布，砂体厚度最厚。主河道平均砂厚为9.2m，河道侧翼平均砂厚为7.09m。②沉积微相控制着储层的物性，分流河道孔渗较好，是研究区有利储集相带。其中主河道平均孔隙度为9.78%，平均渗透率为0.72×10-3μm2，河道侧翼平均孔隙度为9.59%，平均渗透率为0.68×10-3μm2。③沉积微相控制油气分布。分流河道平均含油饱和度为40.78%。
5沉积微相对开发的影响
通过油水分流理论分析可知，长61小层可动剩余油饱和度高的地区主要在油藏边部地区，剩余油储量丰度高值区集中在叠置砂体发育、油层厚度大的优质储层区。
通常人们以油层组作为组合开发层系的基本单元。把特征相近的油层组合在同一开发层系，保证各油层对注水方式和井网具有共同的适应性，减少开采过程中的层间矛盾。
在油田注水开发时，注入水易沿物性相对较好的主河道突进，对于主河道一是考虑堵水调剖，对高渗段进行有效封堵，降低水进速度，且油井加强提液，达到控水增油的目的;二是转注一批井，以促进河道侧翼井继续形成高产。对油藏边部河道侧翼应进行井网加密，缩短注采井距，提高驱替压力梯度。
6结论
(1)史家畔地区长61油层为三角洲沉积体系，发育三角洲平原亚相，分流河道、河漫滩为其主要微相类型。其中分流河道微相砂体为最主要的储集体。
(2)油气的聚集明显受沉积微相的控制，分流河道砂体是油气聚集的主要场所，决定着储集层含油性的好坏。
(3)沉积微相对注采关系的影响应优先进行考虑。一个独立的沉积单元沉积条件相近，油层性质相近，层内非均质程度相近。建议在史家畔地区下一步开发方案调整和剩余油挖潜中，充分考虑沉积微相研究成果。
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