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摘要：靖边油田马宁区位于天赐湾乡东南部，长2油层构造总体是在西倾单斜上发育的数个低幅度鼻状构造，将长2油层组划分为长21、长22、长23共三个亚油层组，其中将长21亚油层组进一步划分为长21-1、长21-2、长21-3三个小层。发育三角洲平原亚相，物源东北向，主要微相类型有水上分流河道、陆上天然堤和沼泽微相，分流河道呈东北-西南向。
1、地理位置
马宁油田位于陕西省靖边县天赐湾乡与小河乡交界处，主体处于天赐湾乡东南部。西邻长庆油田已开发的杨米涧油田，南与靖安、安塞油田相接。研究区沟谷纵横，梁峁地貌发育，为典型的黄土塬地区，地形复杂。地面海拔一般为1390m～1690m，相对高差约300m左右。油区处于内陆中纬度地带，属温带半干旱大陆性季风气候，主要特点是：春多风、夏干旱、秋阴雨、冬严寒，日照充足，风沙频繁，雨季迟且雨量年际变化大，最低气温-25℃，最高气温35℃，年平均气温7.9℃，年平均日照2743.3小时，年平均降雨量316.9mm，年平均无霜期141天左右，绝对无霜期110天。研究区内村村有沙石土路贯通，有一条主干公路与高速公路连接。
2、勘探开发概况
马宁油田是一个多油层复合油田，于2005年～2006年上半年发现了延91、延92及长212含油层系，并经试油证实具有较高的产能。针对本区油藏类型特点，采用边勘探、边开发和边投产的“滚动勘探开发”方针，在部署评价井、探井时，分别采取按延9和长212两套层系进行开发。
马宁油田累计探明含油面积37.91平方公里、地质储量1263万吨，马宁长2区面积7.11平方公里、地质储量465.19万吨注水相对完善，资料较为丰富的区块进行研究，采油井102口，注水井26口，年产液量13.4×104m3，年产油量1.3万吨，累计产油量4.8万吨，大部分油井已进入中、高含水阶段，综合含水率86.5%，自然递减率11.2%，综合递减率10.96%，地层压力7.5MPa。累计注水量44.17×104m3。数据表明，靖边采油厂马宁油区已经处于中高含水的开发中后期，小层变化复杂、含水高、注采系统不完善、平面、层间、层内矛盾突出、井况复杂，油井含水上升，注水效果变差，地下情况变的复杂，工艺措施效果逐渐变差，特别是一些单井点的措施，增产逐年降低，投入产出效益下降，诸多问题的集中出现导致成本急剧上升，稳产难度急剧加大。有必要进行地质再认识。
3、地质特征
3.1地层划分原则、依据和小层细分
通过小层的划分与对比可以了解地层层序、岩相及地层厚度变化，查明目的层段油层形态、分布范围厚度变化，了解油层平面延展情况，同时可以研究储层的纵横向的变化，为寻找有利含油气区与合理开发油气田提供依据。
3.1.1地层划分的原则
1）一方面充分吸收本区原有分层方案和生产工作中的习惯性用法，另一方面又依据本区的地层和沉积特点及其变化规律进行砂层组及小层的划分。
2）将本区钻遇延长组地层划分与对比进行归一化处理，纵向上大层划分仍沿用生产工作中的习惯性用法，在具体划分上以岩性岩矿特征和标志层卡层系，以剖面结构及电测曲线组合特征划组段，以沉积旋回、地层厚度定界线;在横向上则用逐井特征类比追踪对比、剖面闭合，并采用分层底界高程检验其对比的合理性和可靠性。
3）由于侵蚀和补偿的平衡效应，采用上下标志层卡，中间厚度控制，上部由上向下推，下部由下向上赶的办法进行地层划分和对比;即先寻找主要标志层，再寻找辅助标志层，先对大段，再对小段，旋回控制，参考厚度，最后闭合复查。
本次研究针对马宁区块长2油藏标志层明显的特点，认为长2油层为准层序规模沉积体，其内部小层主要采用旋回对比方法进行划分。
3.1.2、小层划分对比依据
针对研究区目的层特点，遵循等时性原则，制定如下对比依据：
（1）以顶部标志层作为划分的重要依据，确定长2油藏顶面界限;
（2）以GR、SP、AC曲线为主，参照感应电阻曲线，分析曲线形态的旋回性、幅度和隔夹层的分布特征，进行小层划分与对比，确定小层。
长2油层组的小层划分中主要应用了K9、K8、K7三个标志层，其中K9标志层为主要标志层，K8、K7标志层为辅助标志层。以下为这三个标志层的特征：
本区K9标志层位于长2油层组顶部，岩性凝灰质泥岩，测井曲线表现为尖刀状高声波时差、低电阻、高伽玛的特征。有时会连续出现一个薄层泥岩，应认定其中感应特低的一层泥巖为K9标志层，它是划分长1和长2的重要依据。
K8标志层位于长22中部，距长21-3的底20米左右。是控制长2中部和长21-3底界分层之辅助标志层。为薄层暗色泥岩。电性特征为低电阻、低感应、高声波时差与高伽玛值。
K7标志层位于长3上部，距长2底35m-40m。是控制长2底界的辅助标志层。岩性为暗色薄层泥岩。电性特征：电阻曲线与声波时差呈现一高尖，自然伽玛值较高，感应特征不明显。
3.1.3、小层划分对比步骤
在具体的划分与对比中，我们按点→线→面相结合的工作程序依次展开。”点”-建立典型井标准分层剖面，掌握标志层特征、沉积韵律变化特征和测井曲线变化特征。”线”-选择典型井所在剖面，由典型井向外依次进行邻井对比，形成以开发井排为单元的典型对比剖面。”面”-确定与开发井排相交的纵向剖面，再与典型井和典型井排剖面进行对比，最终向所有开发井排延伸，完成全区的小层对比与划分。 3.1.4、小层划分对比
研究区钻遇地层自上而下依次为第四系黄土层、侏罗系延安组、富县组和三叠系延长组。早期钻井的完钻层位均为长2段底部，部分井未钻穿长2。延长组根据岩性、电性及特殊岩性段，识别出10个区域性标志层，自下而上分别为K0～K9，其中以K2、K3和K9最为稳定。这些标志层厚度稳定（1～3m），为高自然伽玛值和低电阻率，时差呈尖刀状高峰异常等特征的凝灰岩、凝灰质泥岩、炭质泥岩等。
按照以上所述的方法、步骤，经过逐口井、逐井排的反复对比，最终将长2油层组划分为长21、长22、长23共三个亚油层组（图1）。其中将长21亚油层组进一步划分为长21-1、长21-2、长21-3三个小层。
3.2 构造特征
马宁区块地质背景为以西倾单斜，构造平缓，坡度较小，坡降7～10m/km。倾角约0.5度，局部发育小型鼻状构造和洼地，顶界面构造海拔高度分布在300—345m之间，等值线大致呈南北向渐变分布延伸，构造坡度较平缓。西部发育两个平行的小型鼻状构造，鼻状构造轴向近东西向，走向大致15°左右，构造高点分别在45495-04井区和45489-05井区。洼陷与45489-05井所处的鼻状构造毗邻，面积较大，海拔较低，局部在305m以下。整体而言，长21-2顶构造较为平缓，高值区主要出现于研究区东部（45472-04井），局部发育凸起与洼陷。
3.3 储层沉积微相
本次研究充分考虑研究区岩相、测井相的分析，结合岩心观察与录井资料分析，最终研究表明，马宁地区长21亚油层组发育三角洲沉积体系，主要发育三角洲平原亚相。三角洲平原是三角洲的陆上沉积部分，它与河流体系的分界是从河流大量分叉处开始，沉积特征与河流相相似，总体表现为河流相的延伸。三角洲平原内部亚环境多样，主要由分支河道、河道间、天然堤、决口扇微相组成。其中河道间包括湖泊及沼泽微相，但由于二者之间的测井响应特征相似，且直接的资料少，将其统一定为河道间微相。
3.3.1分支河道微相
分流河道也叫分流河床，是三角洲平原亚相的骨架，碎屑物质通过河流运移，在到达分支河道与河流入海口，发生堆积并形成三角洲。分支河道沉积特征与普通曲流河沉积特征相似，即具有明显的二元结构，下部以砂质沉积为主，垂向表现为向上逐渐变细的正粒序特征。马宁地区长21亚油层组分流河道微相岩性以浅灰、浅灰绿色细砂岩为主。沉积构造以平行层理、均质层理为主，可见冲刷充填构造，部分河道砂岩底部发育砾石，有时也可见砂岩中的炭质植物碎片，沉积水动力条件较强。电测曲线特征表现为GR曲线以箱形为主，少见钟形，自然电位曲线平滑，电阻率曲线相对泥岩较高，由于储层内部含油性的影响，导致ILD、ILM之间的不重合。厚度通常较大（>3m），部分河道由于侧向变迁迅速，导致多个河道叠加使砂体厚度较大。
3.3.2 决口扇微相
决口扇是在洪水期水流冲破天然堤，部分水流由决口处流向河漫滩，沙、泥等物质由于水流流速骤降，快速沉积形成的扇状沉积体，平面上位于河道两侧，由层状含泥细-粉砂构成，常夹有薄层泥岩。垂向上表现为由细变粗又变细的全韵律性，砂体的厚度较小（0.5-3.0m），通常不超过3m。底部砂与决口扇下部的河漫滩沉积的泥岩之间存在冲刷现象。平面上呈扇状展布，剖面上呈透镜状。其分布范围与粒度的粗细和厚度有关，粒度越粗，厚度及范围通常较广，一般粉砂厚度小于1.0m，分布范围较小。砂岩中发育爬升波纹层理、水平层理、平行层理等。在剖面上常夹于河道间的泥岩之中或与天然堤共生，与相邻和微相有较明显的粒度区别。电测曲线特征表现为自然伽马曲线呈自然电位呈中、低幅复合形（上部钟形，下部漏斗形）、漏斗形、钟状，自然电位曲线呈中幅的负异常，但幅度相对较小，电阻率相对泥岩大。
3.3.3天然提微相
天然堤微相是河水漫过河岸时携带的细、粉砂级物质，由于流速的降低，沿河床两岸堆积，形成平行河床的堤，称为天然堤。天然堤两侧不对称，向河漫滩一侧平缓，向河床一侧较陡。每次洪水上涨，天然堤不断增高，最大高度代表最高水位。形态上常沿分流河道延伸呈带状。主要沉积物为一些粉砂级颗粒沉积，也可见细砂和泥质沉积，粒度较分流河道细，比沼泽和湖泊微相沉积粗。沉积构造以小型板状层理、上攀交错层理和沙纹层理为主，也可见波痕发育，少见植物碎片。垂向上表现为向上变细的多个正旋回的叠加。电测曲线特征主要表现为GR曲线的指形、舌形、漏斗形，位于一套较厚的箱状GR曲线之上，自然电位表现为一个中-低幅的负异常。多位于分支河道微相上部，厚度在数米左右。
3.3.4河道间微相
河道间是分支河道间低洼部分，水动力条件较弱。岩性以灰黑色泥岩为主，夹有薄煤层、煤线，植物化石丰富，保存完好，内部可存在砂质夹层，可能是由于洪水期砂质越过堤岸沉积而成。主要包括2个部分：沼泽微相和湖泊微相，但由于二者之间差异较小，且电测曲线特征差异不大，因此将二者统一定为河道间微相，都代表一个泥质沉积环境。电测曲线特征表现为GR值较高（高于天然堤），多呈箱形锯齿状，自然电位曲线接近泥岩基线，电阻率较低，部分含煤层可形成高阻。
岩心观察表明：本区发育多种反映牵引流沉积的层理岩相类型。
1）槽状交错层理粉砂岩相，岩性以粉砂岩为主，其特点是单个层系厚度变化极快，各层系底界强烈下凹，具明显的槽状侵蚀底界。层系中的细层亦可大致平行层系底面，也可能与之相交，槽形曲轴的倾向，基本上与介质流动方向由于沙丘（垅）移动而造成的大型槽状交错层理一致。
2）沙纹交错层理砂岩相
主要发育在粉砂岩及部分细砂岩中，小型波纹层理是弱牵引水流与波浪振荡共同作用的结果，常与水平层理细粉砂岩相呈互层叠加。代表了分流河道间低洼地带沉积环境。
3）块状细砂岩相
其特点是砂岩不显层理，有时含泥砾，往往与冲刷面共生。在各井岩芯剖面中均以该相为主，含油性最好，油浸段多分布在此。
4）平行层理粉砂相
岩性以粉砂岩为主，常与低角度交错层理砂岩相共生，表明其主要处于水动力条件微弱。油气多在细砂岩或沿粉砂岩层面中以斑状—油迹形式存在。
4 结论
（1）该区长2地层为本区主要开发的含油层系，依据标准层特征和层内韵律把长2分为进一步划分为长21-1、长21-2、长21-3三个小层。
（2）构造基本为西倾单斜构造，局部发育小型鼻状隆起，隆起幅度不大于5米，对油藏形成影响不大，对油井高产有影响。
（3）储层沉积相以三角洲平原为主，主要发育分支河道、微相决口扇微相、天然提微相和河道间微相。
参考文献：
[1]王桐，刘凤林，靳星，张夏雨，张旭，王振宇，王霞.靖边油田新城区长2油层组沉积微相与储层特征研究[J].内蒙古石油化工，2018，44（06）：89-93.
[2]白婷.靖边油田XX区块延长组长2段储层评价[D].西安石油大学，2019.
[3]向连格，赵虹，党犇，荆国强，葛海影，康晓燕，仵康林，王萍.靖边油田延长组长2油层组储层特征及影响因素[J].地质学刊，2010，34（02）：140-143.
[4]邢芬.靖边油田青阳岔区域长_2油层组储层特征及其主控因素研究[D].长安大学，2019.
作者簡介：
张永，1985.11.11，硕士，工程师
1、地理位置
马宁油田位于陕西省靖边县天赐湾乡与小河乡交界处，主体处于天赐湾乡东南部。西邻长庆油田已开发的杨米涧油田，南与靖安、安塞油田相接。研究区沟谷纵横，梁峁地貌发育，为典型的黄土塬地区，地形复杂。地面海拔一般为1390m～1690m，相对高差约300m左右。油区处于内陆中纬度地带，属温带半干旱大陆性季风气候，主要特点是：春多风、夏干旱、秋阴雨、冬严寒，日照充足，风沙频繁，雨季迟且雨量年际变化大，最低气温-25℃，最高气温35℃，年平均气温7.9℃，年平均日照2743.3小时，年平均降雨量316.9mm，年平均无霜期141天左右，绝对无霜期110天。研究区内村村有沙石土路贯通，有一条主干公路与高速公路连接。
2、勘探开发概况
马宁油田是一个多油层复合油田，于2005年～2006年上半年发现了延91、延92及长212含油层系，并经试油证实具有较高的产能。针对本区油藏类型特点，采用边勘探、边开发和边投产的“滚动勘探开发”方针，在部署评价井、探井时，分别采取按延9和长212两套层系进行开发。
马宁油田累计探明含油面积37.91平方公里、地质储量1263万吨，马宁长2区面积7.11平方公里、地质储量465.19万吨注水相对完善，资料较为丰富的区块进行研究，采油井102口，注水井26口，年产液量13.4×104m3，年产油量1.3万吨，累计产油量4.8万吨，大部分油井已进入中、高含水阶段，综合含水率86.5%，自然递减率11.2%，综合递减率10.96%，地层压力7.5MPa。累计注水量44.17×104m3。数据表明，靖边采油厂马宁油区已经处于中高含水的开发中后期，小层变化复杂、含水高、注采系统不完善、平面、层间、层内矛盾突出、井况复杂，油井含水上升，注水效果变差，地下情况变的复杂，工艺措施效果逐渐变差，特别是一些单井点的措施，增产逐年降低，投入产出效益下降，诸多问题的集中出现导致成本急剧上升，稳产难度急剧加大。有必要进行地质再认识。
3、地质特征
3.1地层划分原则、依据和小层细分
通过小层的划分与对比可以了解地层层序、岩相及地层厚度变化，查明目的层段油层形态、分布范围厚度变化，了解油层平面延展情况，同时可以研究储层的纵横向的变化，为寻找有利含油气区与合理开发油气田提供依据。
3.1.1地层划分的原则
1）一方面充分吸收本区原有分层方案和生产工作中的习惯性用法，另一方面又依据本区的地层和沉积特点及其变化规律进行砂层组及小层的划分。
2）将本区钻遇延长组地层划分与对比进行归一化处理，纵向上大层划分仍沿用生产工作中的习惯性用法，在具体划分上以岩性岩矿特征和标志层卡层系，以剖面结构及电测曲线组合特征划组段，以沉积旋回、地层厚度定界线;在横向上则用逐井特征类比追踪对比、剖面闭合，并采用分层底界高程检验其对比的合理性和可靠性。
3）由于侵蚀和补偿的平衡效应，采用上下标志层卡，中间厚度控制，上部由上向下推，下部由下向上赶的办法进行地层划分和对比;即先寻找主要标志层，再寻找辅助标志层，先对大段，再对小段，旋回控制，参考厚度，最后闭合复查。
本次研究针对马宁区块长2油藏标志层明显的特点，认为长2油层为准层序规模沉积体，其内部小层主要采用旋回对比方法进行划分。
3.1.2、小层划分对比依据
针对研究区目的层特点，遵循等时性原则，制定如下对比依据：
（1）以顶部标志层作为划分的重要依据，确定长2油藏顶面界限;
（2）以GR、SP、AC曲线为主，参照感应电阻曲线，分析曲线形态的旋回性、幅度和隔夹层的分布特征，进行小层划分与对比，确定小层。
长2油层组的小层划分中主要应用了K9、K8、K7三个标志层，其中K9标志层为主要标志层，K8、K7标志层为辅助标志层。以下为这三个标志层的特征：
本区K9标志层位于长2油层组顶部，岩性凝灰质泥岩，测井曲线表现为尖刀状高声波时差、低电阻、高伽玛的特征。有时会连续出现一个薄层泥岩，应认定其中感应特低的一层泥巖为K9标志层，它是划分长1和长2的重要依据。
K8标志层位于长22中部，距长21-3的底20米左右。是控制长2中部和长21-3底界分层之辅助标志层。为薄层暗色泥岩。电性特征为低电阻、低感应、高声波时差与高伽玛值。
K7标志层位于长3上部，距长2底35m-40m。是控制长2底界的辅助标志层。岩性为暗色薄层泥岩。电性特征：电阻曲线与声波时差呈现一高尖，自然伽玛值较高，感应特征不明显。
3.1.3、小层划分对比步骤
在具体的划分与对比中，我们按点→线→面相结合的工作程序依次展开。”点”-建立典型井标准分层剖面，掌握标志层特征、沉积韵律变化特征和测井曲线变化特征。”线”-选择典型井所在剖面，由典型井向外依次进行邻井对比，形成以开发井排为单元的典型对比剖面。”面”-确定与开发井排相交的纵向剖面，再与典型井和典型井排剖面进行对比，最终向所有开发井排延伸，完成全区的小层对比与划分。 3.1.4、小层划分对比
研究区钻遇地层自上而下依次为第四系黄土层、侏罗系延安组、富县组和三叠系延长组。早期钻井的完钻层位均为长2段底部，部分井未钻穿长2。延长组根据岩性、电性及特殊岩性段，识别出10个区域性标志层，自下而上分别为K0～K9，其中以K2、K3和K9最为稳定。这些标志层厚度稳定（1～3m），为高自然伽玛值和低电阻率，时差呈尖刀状高峰异常等特征的凝灰岩、凝灰质泥岩、炭质泥岩等。
按照以上所述的方法、步骤，经过逐口井、逐井排的反复对比，最终将长2油层组划分为长21、长22、长23共三个亚油层组（图1）。其中将长21亚油层组进一步划分为长21-1、长21-2、长21-3三个小层。
3.2 构造特征
马宁区块地质背景为以西倾单斜，构造平缓，坡度较小，坡降7～10m/km。倾角约0.5度，局部发育小型鼻状构造和洼地，顶界面构造海拔高度分布在300—345m之间，等值线大致呈南北向渐变分布延伸，构造坡度较平缓。西部发育两个平行的小型鼻状构造，鼻状构造轴向近东西向，走向大致15°左右，构造高点分别在45495-04井区和45489-05井区。洼陷与45489-05井所处的鼻状构造毗邻，面积较大，海拔较低，局部在305m以下。整体而言，长21-2顶构造较为平缓，高值区主要出现于研究区东部（45472-04井），局部发育凸起与洼陷。
3.3 储层沉积微相
本次研究充分考虑研究区岩相、测井相的分析，结合岩心观察与录井资料分析，最终研究表明，马宁地区长21亚油层组发育三角洲沉积体系，主要发育三角洲平原亚相。三角洲平原是三角洲的陆上沉积部分，它与河流体系的分界是从河流大量分叉处开始，沉积特征与河流相相似，总体表现为河流相的延伸。三角洲平原内部亚环境多样，主要由分支河道、河道间、天然堤、决口扇微相组成。其中河道间包括湖泊及沼泽微相，但由于二者之间的测井响应特征相似，且直接的资料少，将其统一定为河道间微相。
3.3.1分支河道微相
分流河道也叫分流河床，是三角洲平原亚相的骨架，碎屑物质通过河流运移，在到达分支河道与河流入海口，发生堆积并形成三角洲。分支河道沉积特征与普通曲流河沉积特征相似，即具有明显的二元结构，下部以砂质沉积为主，垂向表现为向上逐渐变细的正粒序特征。马宁地区长21亚油层组分流河道微相岩性以浅灰、浅灰绿色细砂岩为主。沉积构造以平行层理、均质层理为主，可见冲刷充填构造，部分河道砂岩底部发育砾石，有时也可见砂岩中的炭质植物碎片，沉积水动力条件较强。电测曲线特征表现为GR曲线以箱形为主，少见钟形，自然电位曲线平滑，电阻率曲线相对泥岩较高，由于储层内部含油性的影响，导致ILD、ILM之间的不重合。厚度通常较大（>3m），部分河道由于侧向变迁迅速，导致多个河道叠加使砂体厚度较大。
3.3.2 决口扇微相
决口扇是在洪水期水流冲破天然堤，部分水流由决口处流向河漫滩，沙、泥等物质由于水流流速骤降，快速沉积形成的扇状沉积体，平面上位于河道两侧，由层状含泥细-粉砂构成，常夹有薄层泥岩。垂向上表现为由细变粗又变细的全韵律性，砂体的厚度较小（0.5-3.0m），通常不超过3m。底部砂与决口扇下部的河漫滩沉积的泥岩之间存在冲刷现象。平面上呈扇状展布，剖面上呈透镜状。其分布范围与粒度的粗细和厚度有关，粒度越粗，厚度及范围通常较广，一般粉砂厚度小于1.0m，分布范围较小。砂岩中发育爬升波纹层理、水平层理、平行层理等。在剖面上常夹于河道间的泥岩之中或与天然堤共生，与相邻和微相有较明显的粒度区别。电测曲线特征表现为自然伽马曲线呈自然电位呈中、低幅复合形（上部钟形，下部漏斗形）、漏斗形、钟状，自然电位曲线呈中幅的负异常，但幅度相对较小，电阻率相对泥岩大。
3.3.3天然提微相
天然堤微相是河水漫过河岸时携带的细、粉砂级物质，由于流速的降低，沿河床两岸堆积，形成平行河床的堤，称为天然堤。天然堤两侧不对称，向河漫滩一侧平缓，向河床一侧较陡。每次洪水上涨，天然堤不断增高，最大高度代表最高水位。形态上常沿分流河道延伸呈带状。主要沉积物为一些粉砂级颗粒沉积，也可见细砂和泥质沉积，粒度较分流河道细，比沼泽和湖泊微相沉积粗。沉积构造以小型板状层理、上攀交错层理和沙纹层理为主，也可见波痕发育，少见植物碎片。垂向上表现为向上变细的多个正旋回的叠加。电测曲线特征主要表现为GR曲线的指形、舌形、漏斗形，位于一套较厚的箱状GR曲线之上，自然电位表现为一个中-低幅的负异常。多位于分支河道微相上部，厚度在数米左右。
3.3.4河道间微相
河道间是分支河道间低洼部分，水动力条件较弱。岩性以灰黑色泥岩为主，夹有薄煤层、煤线，植物化石丰富，保存完好，内部可存在砂质夹层，可能是由于洪水期砂质越过堤岸沉积而成。主要包括2个部分：沼泽微相和湖泊微相，但由于二者之间差异较小，且电测曲线特征差异不大，因此将二者统一定为河道间微相，都代表一个泥质沉积环境。电测曲线特征表现为GR值较高（高于天然堤），多呈箱形锯齿状，自然电位曲线接近泥岩基线，电阻率较低，部分含煤层可形成高阻。
岩心观察表明：本区发育多种反映牵引流沉积的层理岩相类型。
1）槽状交错层理粉砂岩相，岩性以粉砂岩为主，其特点是单个层系厚度变化极快，各层系底界强烈下凹，具明显的槽状侵蚀底界。层系中的细层亦可大致平行层系底面，也可能与之相交，槽形曲轴的倾向，基本上与介质流动方向由于沙丘（垅）移动而造成的大型槽状交错层理一致。
2）沙纹交错层理砂岩相
主要发育在粉砂岩及部分细砂岩中，小型波纹层理是弱牵引水流与波浪振荡共同作用的结果，常与水平层理细粉砂岩相呈互层叠加。代表了分流河道间低洼地带沉积环境。
3）块状细砂岩相
其特点是砂岩不显层理，有时含泥砾，往往与冲刷面共生。在各井岩芯剖面中均以该相为主，含油性最好，油浸段多分布在此。
4）平行层理粉砂相
岩性以粉砂岩为主，常与低角度交错层理砂岩相共生，表明其主要处于水动力条件微弱。油气多在细砂岩或沿粉砂岩层面中以斑状—油迹形式存在。
4 结论
（1）该区长2地层为本区主要开发的含油层系，依据标准层特征和层内韵律把长2分为进一步划分为长21-1、长21-2、长21-3三个小层。
（2）构造基本为西倾单斜构造，局部发育小型鼻状隆起，隆起幅度不大于5米，对油藏形成影响不大，对油井高产有影响。
（3）储层沉积相以三角洲平原为主，主要发育分支河道、微相决口扇微相、天然提微相和河道间微相。
参考文献：
[1]王桐，刘凤林，靳星，张夏雨，张旭，王振宇，王霞.靖边油田新城区长2油层组沉积微相与储层特征研究[J].内蒙古石油化工，2018，44（06）：89-93.
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作者簡介：
张永，1985.11.11，硕士，工程师