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1、5 储层描述5.1 沉积微相描述5.1.1 沉积特征沉积特征是划分沉积相的主要依据。以下主要从颜色特征、砂岩成分、粒度、CM图、重矿物、沉积构造、砂岩厚度及砂岩百分比等方面来描述该区沉积特征。5.1.1.1 颜色特征陆9井区侏罗系头屯河组J2t砂岩颜色主要为灰色、褐色、浅灰色、灰褐色。该区泥岩颜色为深灰色，指示沉积环境以还原为主，见附图5-1。5.1.1.2 砂岩成分据岩矿薄片统计,该区头屯河组J2t砂岩类型主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩。石英含量为20.92%31.87%，平均27.39%；长石含量为17.24%24.88%，平均19.96%；岩屑(R)成分复杂，包括凝灰岩、霏细岩、千枚岩、硅
2、质岩、花岗岩等岩屑，岩屑平均含量为45.86%，其中凝灰岩平均31.37%，霏细岩平均3.87%，千枚岩平均2.7%，花岗岩平均1.42%，硅质片岩,此外还含有少量安山岩、菱铁矿团粒等岩屑；填隙物含量较少，平均5.32%，胶结物以方解石胶结为主，杂基以水云母化泥质为主。该区头屯河组J2t储集层稳定矿物石英含量仅为27.39%，而不稳定矿物长石与岩屑含量之和为65.82%，显然目的层矿物以非稳定矿物为主，如果用成份成熟度指标石英/(长石+岩屑)之比来衡量，该区储集层为为0.280.52，平均0.42，砂岩成份成熟度偏低，反映了母岩成分复杂、物源频繁变化的沉积特点。另外，该区岩石颗粒磨园度主要以次
3、园状为主，结构成熟度较高，表明沉积物受水流冲刷作用较强，具有一定的搬运距离。5.1.1.3 粒度特征陆9井区侏罗系头屯河组砂层组粒度概率曲线主要分为两种：一种为两段式，只含有悬浮和跳跃较细组分，斜率较陡，说明颗粒的分选较好；另一种为三段式，既含有悬浮和跳跃较细组分，又含有滚动搬运的粗组分，斜率较第一种缓，分选相对较差。在66块样品中，28块为两段式，38块为三段式，说明水动力总体上比较强的，滚动总体发育。见附图5-2。头屯河组油藏储层岩石的平均粒径在（1.324.35）之间，平均3.13；标准偏差在0.412.65之间，平均1.48，说明分选较差；偏度在0.020.61之间，平均0.32，为正
4、偏态，说明沉积物以细组分为主；峰度分布范围在0.892.25，平均1.36，表现为尖峰状，见表5-1。以上四种粒度结构参数分析表明头屯河组表现出三角洲前缘沉积特征。表5-1 陆9井区头屯河组J2t粒度结构参数表井号层位粒 度 结 构 参 数样品数均值标准偏差偏度峰度（Mz）（s12）（SKI）（KG）陆101J2t2.271.020.511.411LU70551.324.30.412.620.050.490.91.5327LU30722.594.280.472.360.140.611.032.1914LU20782.424.290.882.650.060.570.892.259陆1022.37
5、4.350.932.130.380.561.32.026LU71691.683.751.012.140.020.490.921.489全区1.324.350.412.650.020.610.892.2566平均3.131.480.321.36利用萨胡提出的区分浅海与河流（三角洲）两种环境的判别式：Y10.2852 Mz8.7604 s124.8932 SKI0.0482 KG若Y1 7.4190 则为浅海砂；若Y1 9.8433 则为河流（三角洲）砂；若Y2 9.8433 则为浊流砂。 任取陆9井区头屯河组油藏的样品，代入上述两个公式，计算结果表明绝大部分为河流（三角洲）砂，个别为浊流砂，其中
6、Y1平均为-19.7964，Y2平均为10.7279。结合两个判别式计算值的综合分析，其沉积环境属于三角洲，主要作用营力为河流。由粒度资料所做的CM图，见附图5-3，呈近于“S”形状，主要发育以滚动为主，滚动组分与悬浮组分相混合沉积OP段和均匀悬浮沉积PQ段为主，反应沉积物为典型的牵引流方式搬运，主要作用营力为河流。5.1.1.4 重矿物特征前人依据重矿物在准噶尔盆地腹部陆梁隆起带的特征，得出了如下结论：1） 陆梁隆起自二叠系乌尔禾组至白垩系吐谷鲁群沉积时期，石西陆南地区始终为稳定重矿物高含量区。2）石西、石南、陆南地区在侏罗系沉积时期，受控于哈拉阿拉特山、德伦山和青格里底山三个物源方向。根据
7、重矿物鉴定结果，陆9井区头屯河组稳定重矿物有钛铁矿、石榴石、锆石、褐铁矿、电气石、尖晶石、白钛石、十字石、磁铁矿；不稳定矿物主要为榍石；不稳定自生矿物主要为黄铁矿、重晶石，见表5-2。ZTR值（锆石+电气石+金红石）以北部LU3072井向中部LU2078井变高，综合考虑陆梁隆起的沉积特征，确定该井区物源方向为北和北东向。表5-2 陆9井区头屯河组重矿物含量统计表井号稳定重矿物不稳定矿物（自生）样钛石锆褐电尖白十磁合榍黄重绿合品铁榴石铁气晶钛字铁计石铁晶帘计数矿石矿石石石石矿矿石石lu207852.816.47.73.01.90.70.983.51.013.12.116.213lu307219.
8、64.67.11.56.50.30.540.10.856.40.657.818lu716917.25.64.51.55.70.40.435.358.45.10.664.19lu705519.64.97.23.45.60.50.20.341.651.41.252.695.1.1.5 沉积构造碎屑岩中的物理成因构造具有良好的指向性，根据对陆9井区的岩心详细观察描述，头屯河组J2t砂层组沉积构造比较发育，沉积构造类型较丰富，主要有板状交错层理、平行层理、前积型交错层理、块状层理、粒序层理，断面可见碳化树杆、树枝，顺层定向分布。5.1.2 沉积相类型地震、测井及地质沉积相综合分析表明，陆9井区头屯河组
9、J2t主要发育三角洲前缘水下分流河道、分流滩和河口坝亚相，见表5-3，砂层沉积相及测井相见表5-4、附图5-4，重点取心井综合柱状图见附图5-55-6。表5-3 陆9井区头屯河组J2t沉积相类型沉积相 沉积亚相沉积微相三角洲三角洲前缘、前三角洲水下分流河道、分流滩、河口砂坝、席状砂、远砂坝、水下天然堤、分流间湾表5-4 陆9井区区头屯河组J2t沉积微相划分表微相代号ABCDE微相名称水下分流河道分流滩河口坝席状砂、远砂坝前三角洲、天然堤、分流间湾部 位三角洲平原分流河道向湖内继续延伸的部分水下分流河道的两侧稍高部位，其外侧有时有天然堤或分流间湾水下分流河道末端，定向水流活动基本消失的部位微弱定
10、向水流或湖流出现的部位河道两侧、三角洲前缘以外的细粒物质沉积区岩 性中、粗砂岩为主，是同一时间单元内沉积物最粗的部分中砂岩为主，略细于分流河道细砂岩为主细砂岩、粉砂岩为主泥岩、泥质粉、细砂岩夹粉、细砂岩条带或透镜体韵律性正韵律为主正韵律反韵律为主不显韵律性测井曲线形态电阻率高阻，钟形*，锯齿，无夹层，底部有时变低高阻，齿状较平直，桶状或钟形中高阻，桶状或漏斗状，较平直中阻或高阻（含Ca），薄，尖齿状低阻，平直或小锯齿自然伽玛低值，底部有时增高，锯齿低值或桶状钟形低值低中值高值，平直或小锯齿密度中低值，变化较大低值，变化较小低值，较稳定较低，含钙时极高低值，扩径时更低声波时差低高值高值，变化较小
11、高值，较稳定较高，含钙时极低高值，扩径时更高5.1.3 沉积相展布陆梁油田陆9井区头屯河组J2t总体以三角洲前缘沉积为主，沉积微相纵向展布特征见附图5-75-9。自上而下，各单砂层平面沉积特征如下：1）J2t1砂层沉积相地层厚度为4m22m，砂岩厚度为1m16m，砂岩百分比为40%98%，物源方向为北和北东向，沉积相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、河口砂坝、席状砂微相和前三角洲亚相， LU7179、LU7170井和LU7180井控制区域为河口砂坝沉积，远离物源区西南部和南部过渡为席状砂和前三角洲沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图5-105-11。2）J2t2砂层沉积相地层厚
12、度为5m12m，砂岩厚度为5m15m，砂岩百分比为80%98%，物源方向为北、北西和北东向，沉积相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、席状砂微相和前三角洲亚相，远离物源区南部过渡为席状砂和前三角洲沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图5-125-13。3）J2t3砂层沉积相J2t3砂层分布范围有限，仅集中分布于油藏东北部，地层厚度为0m12m，砂岩厚度为0m9m，砂岩百分比为70%98%，物源方向为北向，沉积微相为三角洲前缘水下分流河道、分流滩、席状砂，远离物源区西南部和南部过渡为席状砂沉积，其余部位为水下分流河道沉积和分流滩沉积，见附图5-145-15。5.1.4 沉积微相与储层
13、岩性、含油性和物性的关系5.1.4.1 微相岩性不同微相带因水动力强度不同，导致岩性、物性及含油性出现差异。对工区内6口取心井83.98m岩心的统计，可明显看出微相岩性之间的密切关系（表5-5表5-6），即水下分流河道中的岩性最粗，粗砂岩和中砂岩比例最高，随着向两侧（分流滩、席状砂）和前方（河口坝、远砂坝）的距离增加，岩性逐渐变细。表5-5 分相带岩性统计表（据取心） （单位：m ）层位岩性水下分流河道分流滩河口坝远砂坝、席状砂心长%心长%心长%心长%J2t粗砂岩13.828.55.225.6中砂岩25.552.67.034.50.3227.1细砂岩9.218.98.139.9141000.8672.92.4.4.2 微相含油性从表5-7可以看出头屯河组J2t的粗砂岩都100%有油气显示（多为富含油、油浸级）。一半以上的中砂岩有显示，而细砂岩基本无显示。由此可见，以细砂岩为主的微相很难形成油层，即使含油也不可能有可观的油气储量。根据这一认识，工区内头屯河组的J2t1虽然为砂岩沉积且处于油藏顶部，但由于岩性较细，物性较差，各种微相含油性较差。其它各小层内各微相的含油性也随细砂岩含量的增加而变差。表5-6
