唐建云，任战利，梁 宇 ，王彦龙 ，安 勇

(1.西北大学国家大陆动力重点实验室/地质学系，陕西 西安 710069;2.延长油田股份有限公司子长采油厂，陕西延安 716000)

鄂尔多斯盆地，北起阴山、大青山，南抵秦岭，西至贺兰山、六盘山，东达吕梁山、太行山。总面积37×104km2，是中国第二大沉积盆地［1］。目前，石油工作者对该盆地石油地质已进行了大量的研究工作［2－5］，尤其是在沉积和储层方面，取得了许多重要的研究成果［6－8］，但是油气富集及油水分布规律一直没有清晰的认识，导致近年来的勘探未有大的突破。位于盆地东部的子长油田油气富集及油水分布规律较为复杂，制约了该地区油田的开发水平。为更加合理、有效地进行该套地层的石油勘探和开发，本文拟在大量基础资料分析基础上，对该区沉积相演化特征进行研究，并结合实际地质条件对油水分布规律及主要控制因素进行探讨，以期对下一步油气勘探起到一定的指导作用。

1 区域地质概况

子长油田位于陕西省子长县境内，东起吴家坪，西至安定，北起奕家坪，南至寺湾，范围约150 km2。地表多为第四系黄土覆盖，沟壑纵横，地面海拔一般为1 100～1 300 m，地面高差达100～200 m，地形复杂，属黄土高原的侵蚀地貌。子长油田区域构造位置属于鄂尔多斯盆地东部二级构造单元—陕北斜坡之上(见图1)。鄂尔多斯盆地构造形态总体为一东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形大向斜盆地，盆地内部构造相对简单，地层平缓，仅盆地边缘褶皱断裂比较发育。陕北斜坡为鄂尔多斯盆地的主体部分，主要形成于早白至世，为一平缓西倾的大单斜，地层倾角一般小于1°，平均地层梯度 10 m/km 左右［9］。

2 沉积相演化

延长期鄂尔多斯盆地具有面积大、水域广、地形平坦和分割性较弱的特点，地层沉积厚度较大。区域上，由粗碎屑岩组成的冲积扇和扇三角洲主要发育在西部近古陆或古陆边缘的地区，分布面积不大，但厚度巨大。在湖盆的西南部和南部，以发育湖底扇组成的水下沉积为主，具大面积连片分布的特征。而在北部、东部和南东部地区，则以发育向湖盆方向快速推进的三角洲相沉积为主。围绕湖盆北部至南东部边缘，依次发育有盐池、定边、吴旗、志丹、安塞，延安、富县和黄陵等8个规模较大的湖泊三角洲(见图2)。平面上，这些三角洲的轴长都在100 km以上，宽度约为15～30 km，个别可达40 km以上，面积为千余至数千平方公里，均呈向湖盆方向强烈推进的朵状体，朵状体间被相对狭窄的湖湾分割，构成相间分布的半环状三角洲裙带。

图1 研究区构造位置图

图2 鄂尔多斯盆地晚三叠世延长期沉积特征示意图

研究区位于陕北三角洲裙带格局中的安塞三角洲平原上。垂向上，安塞三角洲的沉积演化经历了初始生长期(长63期)、高速推进期(长62期→长61期)和填平补齐期(长4+5期)三个阶段。大致在长4+5期晚期三角洲沉积趋于终止，全区进入长3至长1期的分流河道与沼泽化沉积阶段，长6期沉积物源为北东方向。长6油层组自上而下可进一步划分为长61、长62、长63、三个亚组。通过大量岩芯、录井和测井资料分析认为，研究区长6段除长61沉积体系为三角洲平原沉积，其余都为三角洲前缘亚相，发育(水下)分流河道、河口坝、远砂坝及河道间4种沉积微相砂体，沉积相的演变具有如下特征:

长63期研究区为三角洲前缘亚相沉积，研究区范围主要发育水下分流河道沉积。从西到东有五一六支规模较大的由北东向南西延伸的水下分流河道，呈条带状展布，河道宽度在1～7 km之间，最宽处可达8 km2，主河道砂地比值大于60%(见图3a)。本期分流河道数量较多，在安定区及芽坪区分布面积广，作用范围大，连片性较好，是以上两区块的重要油层，安定区南部的老草湾区为预测有利区块。

图3 子长油田长63(a)、长62(b)、长61(c)沉积微相图

长62期继承了长63期的沉积格局。研究区从西到东有六支规模较大的水下分流河道，河道宽度在1～8 km之间，主河道砂地比值大于60%，局部砂厚井区可达80%。本期分流河道数量、分布面积、作用范围等较长63期有一定的继承性，尤其是研究区北部连片性较好，也是研究区主力油层之一。本期研究区属于三角洲平原沉积，发育分流河道六一七支，北东一南西向展布，河道宽度在1～10 km之间，河道间沉积面积扩大(见图3b)。

长61期分流河道数量、分布面积、作用范围等较长62期有一定的变化，安定区分流河道明显变窄，其油气连片性亦变差;芽坪区分流河道较宽，连片性较好，油气易于富集，油层亚组仍是该区主力油层，杨家园则区分流河道宽度亦变宽，作用范围变大，所以长61油层亚组是该区主力油层(见图3c)。

综上分析可以看出，水动力在短期内变化较大，但子长油田长6油层组自下而上，砂地比值均总体呈增大趋势，说明水体自长63至长61沉积期水体逐渐变浅。表明自长63至长61沉积期，研究区湖盆逐渐萎缩，三角洲沉积不断向湖盆推进，形成进积式三角洲沉积。

3 油水分布及主控因素分析

研究区油水分布规律具有一定的特殊性，这种特殊性受沉积微相、储层物性、鼻状隆起、优质区域盖层分布、运移通道等多重因素的控制，是多重因素共同作用的结果。

3.1 油水分布受分流河道砂体展布控制

(水下)分流河道控制了优质储层发育区和宏观原油富集区:研究区长6油藏储层主要为三角洲前缘水下分流河道沉积，长6期是河流推进达到鼎盛及稳定的时期，主分流河道砂体多以连续的厚层沉积为主，且多层砂体相互叠置，累计厚度大，侧向展布宽度大，多连片，有利于油气在其中运移和聚集［1］。分流河道沉积对长6油层的含油性与原油富集具有较明显的控制作用，油层分布与主分流河道位置符合较好，多层叠置砂体厚度较大的部位，往往是有效厚度较大的区域(见图4)。大量生产动态数据表明，(水下)分流河道平均日产油1.6 t/d，平均日产水1.5 m3/d，河道间微相平均日产油也在0.5 t/d左右。

图4 子长油田长6沉积微相与试油叠合图

3.2 油水分布受储层物性变化控制

不同沉积体系其水动力条件亦不同，而水动力条件的强弱差异，直接导致不同沉积体系沉积岩石的粒度大小、成分组成、杂基含量、颗粒的分选及磨圆等岩石成分成熟度和结构成熟度的差异，并对后期岩石的抗压实能力、胶结作用、溶蚀作用强弱等成岩作用产生不同的影响，最终导致各沉积体系砂体含油性的差异［10］。研究区的取心资料表明，物性好的砂岩含油级别高(见图5):长6油层组含油级别达到油斑和油浸的砂岩物性好，孔隙度一般大于7%，渗透率一般大于0.1×10－3μm2，测井及试油资料亦显示，多层叠置砂体中物性好的砂体是油气富集的主要层段，该层段的油气显示较好，含油级别一般为油斑以上，试油试采过程中，综合含水较低，油产量在工业油流标准以上(见图6);物性不好的层段含油级别较低(油斑以下级别)，生产过程中综合含水较大，油产量较低，难以达到工业油流标准。

图5 含油性和孔隙度、渗透率关系图

图6 长6油层组四性关系图 (据z177井)

3.3 油水分布受鼻状隆起控制

鼻状构造对子长油田延长组油藏分布的影响也有一定的意义，主要表现在:由于岩性横向差异，沉积期后的差异压实作用在分流河道的主河道部位(砂体厚度大的部位)容易形成低幅度鼻状隆起，这类低幅度鼻状隆起是在西倾单斜背景下，又受岩性控制而形成构造一岩性圈闭，有利于油气成藏;这类低幅度构造主要对储层物性相对较好的油层影响较大，其表现特征是构造高部位含油性好，构造低部位含油性变差或不含油，对物性差的油层影响减弱或影响不明显［11］。长62、长63油层含油性与构造有较好的吻合，油气优先富集于鼻状隆起的发育区(见图7)。

图7 子长油田长6油层顶面构造图与油层厚度分布叠合图

3.4 油水分布受优质区域盖层分布控制

子长油田延长组共发育区域5套盖层，其中长6油层主要有2套盖层，即长4+5上部泥岩段、长61顶部泥岩。它们均主要为三角洲平原分流河道间细粒沉积，包括堤岸、漫滩沉积和沼泽相泥岩等，其分布构成了本区长6油藏顶部和侧向上有利的封挡条件，尤其是长4+5泥岩，其分布及发育程度对长6油藏的形成和分布起了重要控制作用。

长4+5上部段泥岩是研究区分布较稳定、质量较优的一套区域性盖层，岩性主要为泥质岩或泥岩夹粉砂岩及少量细砂岩，电测曲线呈明显的“细脖子”状，厚度20～40 m左右，最厚可达60 m，长4+5油层组是在长6油层组三角洲发生大规模进积得基础上发生的湖进，形成了漫滩、湖沼相泥岩，构成了长6油藏最重要的区域性盖层。由长4+5泥岩厚度分布图与含油面积叠合图(见图8)可以看出，长6油藏主要分布在长4+5泥岩厚度较大的区域，泥岩厚度为30～50 m，说明长+5泥岩的厚度分布情况对研究区长6油藏的分布有一定的控制作用。

图8 子长油田长4+5泥岩厚度与含油面积分布叠合图

3.5 油水分布受运移通道控制

子长油田长6油藏属近源直接式成藏组合，长6油层紧邻主力生油层长7段，长6油层组砂体发育，且具有砂体厚度大、分布面积广、砂体复合连片等特点。研究区长6砂层总厚40～90 m，单砂层厚5～30 m这些渗透性砂体在平面上大面积复合连片和在垂向上相互复合叠加，尤其是厚度大，物性好的分流河道主砂体，为最有利的油气运移通道，为长6油藏的油气运移和聚集提供了良好的空间(见图9)。前人对陕北斜坡的研究结果显示，由于该斜坡断裂不发育，油气垂向运移的通道主要为砂体叠置点或区域性盖层的尖灭点以及微裂缝系统［11］。此外，岩心观察和物性分析结果均表明，研究区长6油层中均有微裂缝或者节理存在，裂缝或者节理中可见原油和沥青分布，说明微裂缝曾有油气运移通过，裂缝为油气运移及聚集的较有利场所。

4 结语

研究区长6段地层沉积环境主要包括(水下)分流河道、河口坝、远砂坝及河道间沉积微相，垂向上具有明显的进积演化特征。总体上，控制研究区油水层分布的因素较多，但是主要受沉积相、优质储层、鼻状隆起构造、区域盖层、运移通道等多重因素控制。其中有利的沉积相带是延长组油气藏形成并富集的基本条件，区域盖层分布情况对差异成藏有一定的控制作用，鼻状隆起构造是延长组油气富集并高产的重要因素，裂缝及砂体的叠置等有效运移通道的存在是延长组上部储盖组合油气成藏的关键因素。

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