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鄂尔多斯盆地位于中国中北部地区，是中国内陆第二大沉积盆地，面积约37×104 km2，是我国重要的含油气盆地和油气生产基地[1-3]，油气资源量巨大，其中三叠系延长组是石油聚集的有利层位之一，具有重要的研究价值和经济价值[4]。
近年来，对储层的分类评价与预测，国内外诸多学者进行了研究。Ashraf et al.[5]利用三维地震及测井资料对非均质性极强的薄层互层砂泥岩相进行分类预测；Ali et al.[6]利用岩性、孔隙度、流体特征建立岩石物理模型对储层进行分级评价；Mahgoub et al.[7]利用沉积微相组合的非均质性对储层分布和储层质量进行评价及预测。而国内部分学者根据高压压汞曲线及物性参数特征对储层进行分类[8-11]；部分学者根据储层的某一特点进行分类评价，例如根据粒间孔对渗透率的贡献分类评价致密砂岩储层[12]；一些学者通过划分储层岩石物理相并根据不同相对储层物性和产能的影响建立致密储层综合评价标准[13]；还有一些学者认为恒速压汞获得的孔喉半径比可作为储层评价的重要参数指标[14]。但是仅根据储层的某一特点进行分析则过于片面，无法全面反映储层的综合品质，因此在这些方法的基础上，部分学者引入沉积微相，并与储层分类评价相结合，利用沉积微相进行约束，在此约束下进行储层分类评价与预测，例如依据砂体构型、沉积微相等参数建立起储层分类评价方法[15]；依据沉积微相、物性参数等建立起储层分类评价方法[16]。利用沉积微相的约束，建立起储层分类评价的平面展布模式，以此便于开展有利储层预测，从而对于后期“甜点”的发现、有利区优选具有重要指导意义。
环西—彭阳南段地区属于天环坳陷西缘与西缘逆冲带过渡带（图1），目前尚未开展系统研究。笔者通过综合岩心观察、常规测井曲线形态分析将长8段划分为5个小层，并建立了环西—彭阳南段地区长8段不同沉积微相的测井识别典型图版，识别出了分流河道等沉积微相，刻画了各小层的沉积微相平面展布特征，基于沉积微相的约束，结合物性等资料分析，开展了储层分类评价与预测。研究成果对于该区域的勘探增储、产能建设具有重大意义。
图 1 研究区位置图及重点井位图
Figure 1. Location map of research area and map of important well locations
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鄂尔多斯盆地是一个整体沉降稳定的多旋回克拉通盆地，原本属于大华北盆地的一部分，中生代后期逐渐与华北盆地分离，并演化为一大型内陆盆地[17]。根据盆地基底性质、现今构造形态及特征，鄂尔多斯盆地可划分为伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、陕北斜坡、天环坳陷及西缘冲断构造带六个一级构造单元[18]。三叠纪总体为一西翼陡窄东翼宽缓的不对称南北向矩形盆地。三级构造以鼻状褶曲为主，而幅度较大、圈闭较好的背斜构造不发育，缺乏油气富集的二级构造带和构造圈闭，岩性圈闭是其主要的勘探目标[19]。鄂尔多斯盆地早中三叠世，湖盆范围继续扩大，主要发育沼泽湖泊相的碎屑岩。晚三叠世湖泊范围最大，然后开始萎缩直至消失[20]。环西—彭阳地区的延长组，属于晚三叠世，其下部为三叠世纸坊组沉积，上部则为侏罗系富县组沉积。盆地延长组地层发育完整、连续性好，依据岩性特征从下到上划分为五个段共计十个油层组，油层组从上至下依次为长1~长10[21-22]，经历了湖盆的形成、发育、扩张、萎缩及消亡演化的全过程，是一套以大型内陆凹陷盆地为背景的，以沉积河流相、三角洲相和湖泊相为主的陆源碎屑岩沉积体系[23]。
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延长组是在鄂尔多斯盆地持续坳陷和稳定沉降过程中堆积的河流—湖泊相陆源碎屑岩系[22,24]，长10期，盆地开始下沉，沉降与沉积中心基本一致。长9期，受断层活动影响，盆地沉陷速度加大，湖进，整体呈西南陡、东北缓的特点。长8期，湖岸线继续上移，向湖盆中心依次发育近岸冲积扇、河流相、三角洲相、湖泊相和浊积扇，构造格局和湖盆形态基本形成，发育了庆阳地区长8油层组一套灰绿色、灰色中厚层状中细粒砂岩、粉砂岩和深灰色、灰黑色泥岩组合，局部为块状砾岩与砂岩互层[25]。长7期，断裂活动加强，湖盆发育达到鼎盛期。湖水覆盖面积和水体深度明显增大，沉积厚层富含有机质的暗色泥岩。此时盆地东北部三角洲已具雏形，西南部发育大规模滑塌式湖泊浊流沉积。长6期湖盆进入稳定阶段，湖泊有所收缩，湖退，盆地层序格架以反旋回为主。长4+5期湖岸线短暂上移，湖水面积扩大。但总体看来，湖水变浅，原有的三角洲平原化或沼泽化。进入长3期，沉积作用增强，全区开始再一次发育三角洲沉积。长2期，地壳整体抬升，湖盆收缩速度加剧。长1期全区沼泽化，以辫状河及其间的泛滥平原沼泽为主，沉积物供应不足，最终结束了三叠系的沉积演化过程[21]。
对于鄂尔多斯盆地南部延长组物源问题，众多学者通过轻、重矿物组分分析、岩屑及碎屑成分分析以及古水流测量等方法[26-31]进行了研究。其中环西—彭阳南段地区长8段为湖盆扩张时期的辫状河三角洲平原沉积体系，物源方向为西南方向，分流河道砂体沿南西—北东向连片分布。研究区长8段的砂岩与长7段底部和长9段的油页岩紧密相邻，形成了良好的生储组合，为油气藏的形成提供了条件。
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在长81内部上部和下部各发育一套凝灰质泥岩，在测井曲线上显示为电阻率测井与声波测井、中子测井、密度测井的单尖峰状特征，以此将长81内部划分为
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在长82内部存在一套泥岩，表现为低电阻率特征，并在声波测井、中子测井、密度测井上表现为单尖峰状特征。以此套泥岩为界，将长82划分为
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根据小层划分对比标准，进行地层划分对比，建立起地层对比格架，研究显示，研究区
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依据前人研究及现今基础地质资料，环西—彭阳南段地区长8段为湖盆扩张时期的辫状河三角洲平原沉积体系，划分出分流河道、越岸沉积、分流间湾三个沉积微相，物源方向为西南方向。
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辫状河三角洲平原分流河道砂体岩性较粗，以杂色砂岩、含砾砂岩及中细砂岩为主，发育小型交错层理、脉状层理及冲刷充填构造。自然电位曲线成钟形、箱形以及箱形钟形的叠加，自然伽马测井值低，砂岩厚度较大，泥质含量较低（图2）。
图 2 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原分流河道沉积测井识别图版
Figure 2. Log identification chart of distributary channel in braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
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辫状河三角洲平原分流间湾内部接受细粒物质沉积，岩性以深灰色、黑色粉砂岩、泥岩为主，常见水平层理及透镜状层理，局部可见滑塌构造。自然电位曲线成指状或平直，自然伽马测井值高，泥质含量较高（图3）。
图 3 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原分流间湾测井识别图版
Figure 3. Template for logging identification of distributary channels in braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
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辫状河三角洲平原越岸沉积内部接受细粒沉积物，岩性为粉砂岩，常见水平层理及透镜状层理。自然伽马曲线成锯齿状，且测井值偏高，砂岩厚度小，泥质含量较高（图4）。
图 4 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原越岸沉积测井识别图版
Figure 4. Cross⁃shore sedimentary log identification chart of braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
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研究区长8段岩心见平行层理、楔状交错层理、槽状交错层理等构造特征，岩性粒度较粗，可见煤线，总体反映了辫状河三角洲平原沉积的特征。基于前人研究及此次沉积微相测井识别图版，长8段可进一步划分为分流河道、分流间湾及越岸沉积三个微相（图5）。其中辫状河分流河道砂体岩性较粗，以含砾砂岩及中细砂岩为主，自然电位曲线成钟形、箱形，电阻率值较高，自然伽马测井值低，部分岩心可见泥砾、沥青充填，铸体薄片可见粒间孔为主，孔隙度较大；分流间湾岩性以深灰色、黑色粉砂岩、泥岩为主，测井曲线表现为高伽马、低密度和低电阻率，自然电位曲线成指状或平直，部分岩心可见波状层理，铸体薄片可见泥质含量高，孔隙度差；越岸沉积岩性为粉砂岩，自然伽马曲线成锯齿状，且测井值偏高，部分岩心可见泥纹层，铸体薄片可见溶蚀孔为主，孔隙度较低。整体上，研究区长8段沉积相内部结构复杂，河道砂体纵向上相互叠置，中间为越岸沉积粉砂岩以及分流间湾泥岩所分隔。
图 5 孟20井单井相图
Figure 5. Sedimentary facies map of well Meng 20
顺物源方向的连井沉积微相剖面（图6）显示，研究区长8段辫状河道沉积整体连续性较强、厚度较大，部分被越岸沉积与分流间湾沉积隔断，越岸沉积砂体厚度较薄，分流间湾作为补充，隔断砂体，分布较广。其中，
图 6 连井沉积微相图版（演95—合20井：A⁃A’）
Figure 6. Sedimentary microfacies chart for connected wells Yan 95⁃He 20: section A⁃A’
分别为演130—演56砂体、合20砂体，越岸沉积砂体较薄，主要分布在演95井，其余被分流间湾充填；
基于全区典型井单井相及连井微相剖面的分析，进一步分析研究区五个小层沉积微相平面分布规律发现，主分流河道沿南西—北东向连片分布，同时受西北物源影响，西北部存在部分砂体呈西—东向进积。其中，
根据沉积微相平面展布图（图7）可以看出，
图 7 环西—彭阳南段长8各小层沉积微相平面展布图
Figure 7. Planar distribution map of sedimentary microfacies of each small layer of Chang 8 in Huanxi⁃Pengyang south section
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环西—彭阳南段地区的沉积环境为西南向物源的三角洲平原沉积环境，辫状河道沉积以砂质沉积物为主要类型，此外在辫状河道间还分布有分流间湾及越岸沉积，它们的沉积物粒度偏细。
全区不同小层物性参数统计分析表明，长81的平均孔隙度为10.59%，渗透率为2.97×10-3 µm2；长82的平均孔隙度为9.82%，渗透率为1.32×10-3 µm2（表1）。可以看出，长81的储层质量明显优于长82，其中
表 1 长8储层物性对比统计表
Table 1.
Chang 8 reservoir physical property comparisons 类别 平均 平均 孔隙度/% 10.77 11.59 9.40 10.59 9.32 10.31 9.82 渗透率/(×10-3 µm2) 3.08 4.42 1.41 2.97 1.43 1.2 1.32 -
环西—彭阳南段长8段储层沉积微相对储层物性具有先天性的控制作用，分流河道物性往往较好，具有相对较高的孔隙度、渗透率值，原因在于分流河道微相砂体较纯，颗粒分选较好，压实成岩过程中容易保存较多的原生孔隙，连通性好；相比较而言，越岸沉积微相砂体物性较差，具有较低的孔隙度、渗透率；分流间湾沉积微相储集物性最差原因在于其先天条件不足，沉积物颗粒粒度细，主要以泥岩为主，砂泥混杂，在后期的埋藏及成岩演化过程中易于被压实致密（图8）。在同一深度范围、同一成岩阶段等条件下，沉积水动力能量越强，颗粒粒度越粗，杂基含量越低，沉积物抗压实能力越强，储层物性相对越好。
图 8 长8储层不同沉积微相孔渗关系图
Figure 8. Pore permeability relationships between different sedimentary microfacies in Chang 8 reservoir
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根据压汞测试结果（表2、图9）可以将长8段储层孔隙结构分为I、II、III、IV四种类型，I型孔隙结构对应储层质量最好，IV型孔隙结构对应储层质量最差或者表现为非储层。
表 2 长8段储层孔隙结构分类标准
Table 2.
Classification standards for the pore structure of Chang 8 member reservoir 孔隙结构类型 中值半径/μm 退汞效率/% 排驱压力/MPa 孔喉组合 I > 0.25 > 40 < 0.3 中孔中喉型 II 0.1~0.3 30~40 0.3~0.5 中小孔中细喉型 III 0.05~0.1 25~30 0.5~3 小孔细喉型 IV < 0.05 < 25 >3 微细孔微细喉型 
图 9 长8段四类孔隙结构压汞曲线
Figure 9. Mercury injection curves for four types of pore structure in Chang 8 sections
研究区长8段孔隙结构从I类到IV类，排驱压力不断增加，中值半径不断减小，孔隙发育程度以及孔喉连通程度不断减小，可以分为中孔中喉型、中小孔中细喉型、小孔细喉型以及微细孔微细喉型。
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依据相带类型、物性、孔喉结构等因素，将研究区储层划分为I、II、III、IV四种类型（表3）。
表 3 长8段储层分类标准
Table 3.
Classification standards for Chang 8 member reservoir 储层类型 相带类型 孔隙度/% 渗透率/（×10-3 µm2） 孔喉组合 成岩作用 I 分流河道 >15 >10 中孔中喉型 中压实、弱胶结、弱溶蚀 II 分流河道 10~15 1~10 中小孔中细喉型 中压实、中胶结、中溶蚀 III 越岸沉积 5~10 0.1~1 小孔细喉型 中—强压实、弱—中胶结、弱溶蚀 IV 分流间湾 < 5 < 0.1 微细孔微细喉型 中压实、中—强胶结，弱溶蚀 I类：分布在石英富集的辫状河道；石英含量高，长石和岩屑含量中等，中压实、弱胶结、弱溶蚀；储集空间以原生粒间孔为主，发育少量溶孔；自然电位成钟形、箱形以及箱形钟形的叠加，自然伽马测井值低。
II类：分布在辫状河道中上部；岩屑、长石以及石英的含量差别不大，含有少量云母以及方解石，中压实、中胶结、中溶蚀；储集空间以粒内溶蚀孔和颗粒边缘溶蚀孔为主，原生孔隙较少；自然电位曲线成钟形、箱形以及箱形钟形的叠加，自然伽马测井值低，但相对高于I类储层。
III类：分布在岩屑和长石发育的越岸沉积；岩屑、长石含量较多，石英含量相对较少，同时还含有少量云母以及铁方解石，中—强压实、弱—中胶结、弱溶蚀；储集空间以原生粒间孔为主，少量粒内溶孔存在；自然伽马曲线成锯齿状，且测井值偏高。
IV类：分布在分流间湾；岩屑含量占比最大，其次为长石和石英，还能观察到少量泥屑，同时还含有少量云母以及铁方解石，中压实、中—强胶结、弱溶蚀；储集空间以原生粒间孔为主，少量溶蚀孔存在；自然电位曲线成指状或平直（间或出现指状小尖峰），自然伽马测井值较高。
根据储层的分类标准及沉积微相展布特征绘制出储层类型的平面分布图，对研究区有利储层进行预测（图10，11）。有利储层平面展布规律与沉积微相展布相一致，但部分区域由于构造或成岩作用的影响仍有所差别。通过储层预测分布图可以看出，
图 10 环西—彭阳南段地区长81期各小层储层综合评价图
Figure 10. Comprehensive evaluation chart for each small reservoir in Chang 81, Huanxi⁃Pengyang south section
图 11 环西—彭阳南段地区长82期各小层储层综合评价图
Figure 11. Comprehensive evaluation chart for each small reservoir in Chang 82, Huanxi⁃Pengyang south section
目前研究区内长8段试油试采井位相对较少，根据现有的试油试采结果对储层预测结果进行验证（表4），结果发现，I类、II类储层产液量明显较大，且I类储层为产油的主力区，III类、IV类储层产液量相对较少，且主要以产水为主。试油试采结果验证本次储层划分及预测针对本区具有适用性。
表 4 研究区长8段各类储层试油结果表
Table 4.
Oil test results for various reservoirs in Chang 8 section of the study area 预测的储层类型 平均日产油量/（t/d） 平均日产水量/（t/d） I类 10.70 26.72 II类 4.29 26.48 III类 0.01 3.05 IV类 0 0.40 -
（1） 鄂尔多斯盆地环西—彭阳南段长8段依据常规测井曲线响应特征划分为
（2） 环西—彭阳南段长8段为西南物源控制下的辫状河三角洲平原沉积，河道呈南西—北东向分布，分布广泛，发育辫状河三角洲平原分流河道、越岸沉积、分流间湾三类沉积微相。
（3） 长81的平均孔隙度为10.59%，渗透率为2.97×10-3 µm2；长82的平均孔隙度为9.82%，渗透率为1.32×10-3 µm2，其中
（4） 研究区长8段储层可以划分为I、II、III、IV四类，其有利储层的平面展布规律与沉积微相展布基本一致，部分区域由于构造或成岩作用的影响有所差别。长8段时期II类储层广泛发育，局部发育I类储层，主要位于分流河道主干部位，III类、IV类储层主要位于河道侧翼及分流间湾，整体表现出明显的沉积微相控制作用。
Reservoir Classification Evaluation and Prediction in Terms of Sedimentary Microfacies: A case study from Chang 8 section in Huanxi⁃Pengyang south section, Ordos Basin
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摘要:
鄂尔多斯盆地环西—彭阳南段地区长8段沉积以辫状河三角洲平原为主，其储层品质明显受沉积微相控制。基于岩芯观察、薄片观察、压汞及常规测井等资料分析，将研究区长8段划分为5个小层，并对其辫状河三角洲平原沉积储层特征进行了精细研究。结果表明，研究区主要发育分流河道、越岸、分流间湾三种微相，其中分流河道构成了主要的砂体骨架，呈南西—北东向分布。分流河道砂体物性最好，越岸沉积物性次之，分流间湾物性最差。与之相对应，研究区储层可划分为I、II、III、IV四种类型，其中储层质量最好的I型主要位于河道中部，质量最差的IV型对应分流间湾。试油资料也进一步证实沉积微相控制研究区储层质量的差异，基于沉积微相的平面展布可实现储层平面分布规律预测。研究成果可为后续沉积储层精细评价乃至油气勘探开发综合研究奠定基础。 Abstract:The sedimentary strata of Chang-8 section in Huanxi-Pengyang south section of Ordos Basin are dominated by braided river delta plain and their reservoir quality is obviously controlled by sedimentary microfacies. Based on core observation， slice observation， mercury injection and conventional logging data analysis， the chang-8 section in the study area was divided into 5 small layers， and the sedimentary reservoir characteristics of the braided river delta plain were studied in detail. The results show that there are three microfacies in the study area： distributary channel， overbank deposit and interdistributary bay. Distributary channel constitutes the main sand body framework， which is distributed from south west to north east. The distributary channel sand body has the best physical property， the overbank deposit property is second， and the interdistributary bay has the worst physical property. Correspondingly， the reservoirs in the study area can be divided into four types： I， II， III and IV. The type I with the best reservoir quality is mainly located in the middle of the channel， while the type IV with the worst reservoir quality corresponds to the interdistributary bay. The oil test data also further confirmed the difference of reservoir quality in the study area of sedimentary microfacies control. Plane distribution based on sedimentary microfacies can be used to predict the plane distribution of reservoir. The research results can lay a foundation for the follow-up fine evaluation of sedimentary reservoirs and even the comprehensive study of oil and gas exploration and development. -
图 1 研究区位置图及重点井位图
Figure 1. Location map of research area and map of important well locations
图 2 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原分流河道沉积测井识别图版
Figure 2. Log identification chart of distributary channel in braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
图 3 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原分流间湾测井识别图版
Figure 3. Template for logging identification of distributary channels in braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
图 4 环西—彭阳南段地区辫状河三角洲平原越岸沉积测井识别图版
Figure 4. Cross⁃shore sedimentary log identification chart of braided river delta plain, Huanxi⁃Pengyang south section
图 6 连井沉积微相图版（演95—合20井：A⁃A’）
Figure 6. Sedimentary microfacies chart for connected wells Yan 95⁃He 20: section A⁃A’
图 7 环西—彭阳南段长8各小层沉积微相平面展布图
（a）
Figure 7. Planar distribution map of sedimentary microfacies of each small layer of Chang 8 in Huanxi⁃Pengyang south section
图 8 长8储层不同沉积微相孔渗关系图
Figure 8. Pore permeability relationships between different sedimentary microfacies in Chang 8 reservoir
图 9 长8段四类孔隙结构压汞曲线
Figure 9. Mercury injection curves for four types of pore structure in Chang 8 sections
图 10 环西—彭阳南段地区长81期各小层储层综合评价图
（a）
Figure 10. Comprehensive evaluation chart for each small reservoir in Chang 81, Huanxi⁃Pengyang south section
图 11 环西—彭阳南段地区长82期各小层储层综合评价图
（a）
Figure 11. Comprehensive evaluation chart for each small reservoir in Chang 82, Huanxi⁃Pengyang south section
表 1 长8储层物性对比统计表
Table 1.
Chang 8 reservoir physical property comparisons 类别 平均 平均 孔隙度/% 10.77 11.59 9.40 10.59 9.32 10.31 9.82 渗透率/(×10-3 µm2) 3.08 4.42 1.41 2.97 1.43 1.2 1.32 
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表 2 长8段储层孔隙结构分类标准
Table 2.
Classification standards for the pore structure of Chang 8 member reservoir 孔隙结构类型 中值半径/μm 退汞效率/% 排驱压力/MPa 孔喉组合 I > 0.25 > 40 < 0.3 中孔中喉型 II 0.1~0.3 30~40 0.3~0.5 中小孔中细喉型 III 0.05~0.1 25~30 0.5~3 小孔细喉型 IV < 0.05 < 25 >3 微细孔微细喉型
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表 3 长8段储层分类标准
Table 3.
Classification standards for Chang 8 member reservoir 储层类型 相带类型 孔隙度/% 渗透率/（×10-3 µm2） 孔喉组合 成岩作用 I 分流河道 >15 >10 中孔中喉型 中压实、弱胶结、弱溶蚀 II 分流河道 10~15 1~10 中小孔中细喉型 中压实、中胶结、中溶蚀 III 越岸沉积 5~10 0.1~1 小孔细喉型 中—强压实、弱—中胶结、弱溶蚀 IV 分流间湾 < 5 < 0.1 微细孔微细喉型 中压实、中—强胶结，弱溶蚀
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表 4 研究区长8段各类储层试油结果表
Table 4.
Oil test results for various reservoirs in Chang 8 section of the study area 预测的储层类型 平均日产油量/（t/d） 平均日产水量/（t/d） I类 10.70 26.72 II类 4.29 26.48 III类 0.01 3.05 IV类 0 0.40
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