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【摘要】新安边地区长10油层组是长10 期形成的一套属于湖泊—三角洲相沉积体系主要是三角洲前缘亚相。主要发育水下分流河道和水下分流涧湾等沉积微相类型。并且笔者做了大量的岩心铸体薄片、扫描电镜、X 衍射及物性资料统计分析，总结出新安边长10油层组储层物性，这对于指引有利区的方向有很大的指导意义。
【关键词】新安边地区 储层物性 沉积微相
1 区域地质概况
研究区域在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，它表现为整体的西倾单斜，且仅1°左右坡度，平均坡降6～8m/km。该区储层物性差，为低孔低渗油层。要新安边油田有新的突破点和增长点，长10油层组沉积相及物性研究有着现实的重要意义。
2 三角洲沉积体系
根据前人研究成果，基于各种沉积岩性的识别及沉积构造标志分析，以及与此对应的电测曲线的特征的分析。分析了岩心的沉积结构、沉积构造、粒度及电性特征，通过沉积体系的分析，判别沉积环境，进行沉积相带的划分。最后建立该区沉积模式。确立该区长10沉积模式为三角洲前缘亚相。
2.1 三角洲前缘亚相
三角洲前缘属三角洲平原分流河道进入湖盆后的水下沉积部分，它由细砂岩、中砂岩及粉砂岩组成并且夹泥岩。见槽状、板状交错层理、平行层理等并含介形虫及植物化石碎片等。笔者结合岩电特征，将此区域三角洲前缘沉积分为水下分流间湾微相、水下分流河道微相等。
2.1.1 水下分流河道
水下分流河道属陆上分流河道水下延伸部分，细-粉砂岩和灰色细砂岩等为它的主要岩性特征，在砂岩中发育平行层理和槽状交错层理等。水下分流河道沉积和三角洲平原分流河道属继承性关系，跳跃总体发育为它砂岩粒度分布的特征。它的沉积特点为厚层前三角洲泥或分流涧湾泥岩与厚层砂体相互叠置，形成特征的沉积序列，同时自然电位曲线及自然伽马曲线都呈现较高的幅值，单砂体游侠至上略现正粒序，自然电位曲线呈钟形，且自然伽马曲线为低值箱型、齿状箱型。
2.1.2水下分流间湾
水下分流涧弯水体与前三角洲带开阔湖水相互联通，同时其在三角洲前缘水下分流河道砂体间的滨浅湖区。以细粒沉积为主，岩性为灰黑色，灰层厚状泥质粉砂岩，粉砂质泥岩与粉砂岩夹杂细砂岩为主要成分，加之碳屑发育。因为不同期次沉积的叠加和水下分流河道的改道，分流涧湾多由粉砂质泥岩、泥岩组成，其自然伽马曲线表现为中高值，呈齿形。自然电位曲线表现为地平。砂体为主要的储集体，主要的隔层和夹层也就在广布的泛滥平原泥岩或河道之外沉积处形成了。在岩性上为粉砂质泥岩和泥岩，在厚度上薄厚不等。
3 沉积微相平面展布特征
3.1 长1013沉积微相特征
研究区该期可识别出两条河流，在平面上呈带状展布，延伸方向为北东-南西向，河道最宽处约3.28km，最窄处仅约0.58km。平面上，这两条分流河道自北东方向流入，由南西方向流出。区内砂地比介于0.2～0.5之间且主要发育水下分流河道沉积微相，这构成了研究区内的有利富集区，再者砂地比小于0.2的区域主要发育分流间湾沉积。
3.2 长1012沉积微相特征
该区长1012砂体厚度最小为3.6m，最大为27.6m，平均为12.10m，平面上，砂体展布方向和沉积微相平面展布情况基本一致，方向大致属北东-南西向，砂体总体上仍呈条带状展布，厚度较大。
3.3 长1011沉积微相特征
此区长1011期砂体厚度最小为2.2m，最大为27.5m，平均为11.11m，由砂厚平面展布图看，砂体展布方向与沉积微相平面展布基本一致，方向大致为北东-南西向，砂体总体上呈条带状展布，发育程度较好，局部存在一定差异性。结合沉积微相平面图，这些区域主要发育心滩沉积。
4 储层物性特征
储层物性特征为主要研究孔隙度、渗透率平面变化情况并且绘制出孔隙度、渗透率它们的等值线图，与此同时结合数学统计方法对长10各小层做物性对比。
4.1 孔隙度平面变化特征
新安边长1013孔隙度分布依然呈北东-南西向条带状展布，与其砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为12.30%，最小为4.6%，平均为6.57%，孔隙度大于8%的井较少，其余井的值均介于6%～8%之间。
新安区域长1012孔隙度分布仍呈北东-南西向条带状展布，且与它的砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为12.48%，最小为5.26%，平均为8.53%，仅五口井的孔隙度大于10%。
此区长1011孔隙度分布呈北东-南西向条带状展布，与其砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为11.40%，最小为4.39%，平均为8.69%，值整体偏小，孔隙度大于10%仅六口井。
4.2 渗透率平面变化特征
新安边区长1013渗透率较小，渗透率分布呈北东-南西向条带状展布，渗透率分布范围为0.30～4.88 mD，平均为1.46 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于3 mD），仅分布于个别井。
此区长1012渗透率较长1011有所减小，渗透率分布呈北东-南西向条带状展布，渗透率分布范围为0.45～8.12 mD，平均为3.72 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于6 mD），仅分布在个别井。
新安區长1011渗透率总体上较小，它渗透率分布为北东-南西向条带状展布（图3），且渗透率分布范围为0.20～10.30mD，平均为4.17 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于6 mD），仅分布在个别井。
5 结论
（1）研究区长10 油层组沉积模式主要为三角洲前缘沉积体系。沉积微相主要为水下分流河道、水下分流涧弯等。
（2）由此得出新安边地区各油层组砂体的物性差异性不大，渗透率、孔隙度长1011小层组较其他布较好，物性较优。
参考文献
[1] 喻建，韩永林，凌升阶.鄂尔多斯盆地庆阳以南三叠系延长组油田成藏地质特征及油藏类型[J].中国石油勘探，2001，6（4）：13-19
[2] 姜大朋，陈永峤，文志刚. 席麻湾地区延 9 油组储层沉积微相研究及其与含油性之间的关系[J]. 石油天然气学报，2008
[3] 冯增昭. 沉积岩石学[M].北京：石油工业出版社，1993
[4] [1]罗蜇谭.油气储集层孔隙结构[M].北京：科学技术出版社，1986
【关键词】新安边地区 储层物性 沉积微相
1 区域地质概况
研究区域在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，它表现为整体的西倾单斜，且仅1°左右坡度，平均坡降6～8m/km。该区储层物性差，为低孔低渗油层。要新安边油田有新的突破点和增长点，长10油层组沉积相及物性研究有着现实的重要意义。
2 三角洲沉积体系
根据前人研究成果，基于各种沉积岩性的识别及沉积构造标志分析，以及与此对应的电测曲线的特征的分析。分析了岩心的沉积结构、沉积构造、粒度及电性特征，通过沉积体系的分析，判别沉积环境，进行沉积相带的划分。最后建立该区沉积模式。确立该区长10沉积模式为三角洲前缘亚相。
2.1 三角洲前缘亚相
三角洲前缘属三角洲平原分流河道进入湖盆后的水下沉积部分，它由细砂岩、中砂岩及粉砂岩组成并且夹泥岩。见槽状、板状交错层理、平行层理等并含介形虫及植物化石碎片等。笔者结合岩电特征，将此区域三角洲前缘沉积分为水下分流间湾微相、水下分流河道微相等。
2.1.1 水下分流河道
水下分流河道属陆上分流河道水下延伸部分，细-粉砂岩和灰色细砂岩等为它的主要岩性特征，在砂岩中发育平行层理和槽状交错层理等。水下分流河道沉积和三角洲平原分流河道属继承性关系，跳跃总体发育为它砂岩粒度分布的特征。它的沉积特点为厚层前三角洲泥或分流涧湾泥岩与厚层砂体相互叠置，形成特征的沉积序列，同时自然电位曲线及自然伽马曲线都呈现较高的幅值，单砂体游侠至上略现正粒序，自然电位曲线呈钟形，且自然伽马曲线为低值箱型、齿状箱型。
2.1.2水下分流间湾
水下分流涧弯水体与前三角洲带开阔湖水相互联通，同时其在三角洲前缘水下分流河道砂体间的滨浅湖区。以细粒沉积为主，岩性为灰黑色，灰层厚状泥质粉砂岩，粉砂质泥岩与粉砂岩夹杂细砂岩为主要成分，加之碳屑发育。因为不同期次沉积的叠加和水下分流河道的改道，分流涧湾多由粉砂质泥岩、泥岩组成，其自然伽马曲线表现为中高值，呈齿形。自然电位曲线表现为地平。砂体为主要的储集体，主要的隔层和夹层也就在广布的泛滥平原泥岩或河道之外沉积处形成了。在岩性上为粉砂质泥岩和泥岩，在厚度上薄厚不等。
3 沉积微相平面展布特征
3.1 长1013沉积微相特征
研究区该期可识别出两条河流，在平面上呈带状展布，延伸方向为北东-南西向，河道最宽处约3.28km，最窄处仅约0.58km。平面上，这两条分流河道自北东方向流入，由南西方向流出。区内砂地比介于0.2～0.5之间且主要发育水下分流河道沉积微相，这构成了研究区内的有利富集区，再者砂地比小于0.2的区域主要发育分流间湾沉积。
3.2 长1012沉积微相特征
该区长1012砂体厚度最小为3.6m，最大为27.6m，平均为12.10m，平面上，砂体展布方向和沉积微相平面展布情况基本一致，方向大致属北东-南西向，砂体总体上仍呈条带状展布，厚度较大。
3.3 长1011沉积微相特征
此区长1011期砂体厚度最小为2.2m，最大为27.5m，平均为11.11m，由砂厚平面展布图看，砂体展布方向与沉积微相平面展布基本一致，方向大致为北东-南西向，砂体总体上呈条带状展布，发育程度较好，局部存在一定差异性。结合沉积微相平面图，这些区域主要发育心滩沉积。
4 储层物性特征
储层物性特征为主要研究孔隙度、渗透率平面变化情况并且绘制出孔隙度、渗透率它们的等值线图，与此同时结合数学统计方法对长10各小层做物性对比。
4.1 孔隙度平面变化特征
新安边长1013孔隙度分布依然呈北东-南西向条带状展布，与其砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为12.30%，最小为4.6%，平均为6.57%，孔隙度大于8%的井较少，其余井的值均介于6%～8%之间。
新安区域长1012孔隙度分布仍呈北东-南西向条带状展布，且与它的砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为12.48%，最小为5.26%，平均为8.53%，仅五口井的孔隙度大于10%。
此区长1011孔隙度分布呈北东-南西向条带状展布，与其砂体发育特征较为类似。研究区孔隙度最大为11.40%，最小为4.39%，平均为8.69%，值整体偏小，孔隙度大于10%仅六口井。
4.2 渗透率平面变化特征
新安边区长1013渗透率较小，渗透率分布呈北东-南西向条带状展布，渗透率分布范围为0.30～4.88 mD，平均为1.46 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于3 mD），仅分布于个别井。
此区长1012渗透率较长1011有所减小，渗透率分布呈北东-南西向条带状展布，渗透率分布范围为0.45～8.12 mD，平均为3.72 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于6 mD），仅分布在个别井。
新安區长1011渗透率总体上较小，它渗透率分布为北东-南西向条带状展布（图3），且渗透率分布范围为0.20～10.30mD，平均为4.17 mD。受沉积和成岩作用的双重影响，相对高渗区（大于6 mD），仅分布在个别井。
5 结论
（1）研究区长10 油层组沉积模式主要为三角洲前缘沉积体系。沉积微相主要为水下分流河道、水下分流涧弯等。
（2）由此得出新安边地区各油层组砂体的物性差异性不大，渗透率、孔隙度长1011小层组较其他布较好，物性较优。
参考文献
[1] 喻建，韩永林，凌升阶.鄂尔多斯盆地庆阳以南三叠系延长组油田成藏地质特征及油藏类型[J].中国石油勘探，2001，6（4）：13-19
[2] 姜大朋，陈永峤，文志刚. 席麻湾地区延 9 油组储层沉积微相研究及其与含油性之间的关系[J]. 石油天然气学报，2008
[3] 冯增昭. 沉积岩石学[M].北京：石油工业出版社，1993
[4] [1]罗蜇谭.油气储集层孔隙结构[M].北京：科学技术出版社，1986