鄂尔多斯盆地东南部地区延长组油藏特征研究

2012-10-25田向阳

石油地质与工程 2012年4期

田向阳

（陕西延长油田股份有公司青平川采油厂，陕西延安 717200）

本次研究范围鄂尔多斯盆地东部地区系指包括子长、延川、延长、宝塔、甘泉等在内的县区，面积逾1×104km2（图1），其主力含油层位为上三叠统延长组的长2、长6及长4＋5等油层组。该区也是我国最早投入工业化油气勘探开发的地区，已有近百年的历史。近年来随着勘探开发难度的增加，开展该盆地东部油藏地质特征研究工作，对寻找石油资源、新增石油地质储量及高效开发利用这些油藏将具有重要的指导意义。

1 油藏地质特征

1.1 构造及圈闭特征

鄂尔多斯盆地是在华北克拉通基础之上的一个多旋回叠合型盆地［1］，经历过稳定沉降、坳陷迁移、明显扭动［2］。盆地内构造简单，地层平缓，总体呈由东向西倾斜的单斜地貌，倾角小于1°。区内长2、长6及长4＋5等主力含油层组地层具有较好的区域地质背景继承性，亦都表现出单斜特征，千米坡降为4～5 m，内部构造较简单，局部发育因差异压实作用而形成的鼻状隆起。如：青平川油田长6段油藏多发育在区域西倾单斜背景上的小型低幅度鼻隆之上，构造隆起幅度为10～30 m，其上覆长4＋5段内的泥岩盖层厚30～50 m，在区内分布较为稳定且其高伽马、高自然电位的电性特征极为明显。长4＋5段内局部岩性、物性较好的地层亦可形成油藏，但其含油层组和厚度及构造幅度都相对较小。

直罗油气田与下寺湾油气田长2段油气藏均位于区域西倾单斜背景上发育的一系列小型鼻状构造形成的鼻褶群或鼻状背斜上［3］，构造隆起幅度15～35 m。构造东部上倾方向遭受侏罗系古河道侵蚀，并为泥岩所充填。油气主要通过上覆的泥岩和致密砂岩与低幅度褶群或鼻状背斜配合形成聚集［4］。

图1 研究区地理位置

这些低幅度鼻状隆起对区内油气富集起到了一定控制作用（图2［5］），但不是主控因素，区内油藏还受岩性、物性控制明显，圈闭类型多属于岩性圈闭。长2油藏主要为构造－岩性圈闭，次为岩性圈闭；长6油藏为构造－岩性圈闭和岩性圈闭。整体上盆地东部地区延长组油藏圈闭类型主要为复合圈闭（图3）。

1.2 储层特征

研究区内子北油田长6储层以细砂岩为主，其次是中砂岩；碎屑颗粒多为长石，次为石英和岩屑；填隙物以胶结物主要，少杂基，呈点－线状和线状接触；磨圆度中等，多呈次棱角状，颗粒分选好，长石风化程度深；压实压溶作用和胶结作用明显，同时伴随部分溶解、压实破裂及构造破裂作用，利于改善储层孔隙结构特征。长6储层粒间孔发育，次为溶蚀孔，但微裂缝（隙）不发育，平均孔隙度大于7%，平均渗透率大于0.9×10－3μm2。目前所发现长6油层油藏主要为岩性油藏，其分布主要受分流河道砂体展布控制，多呈透镜体状［6］。

图2 子北长6油层组顶面构造与油藏分布图

图3 子北油田延长组含油层组油藏剖面

青平川油田长2储层也以细砂岩为主，碎屑颗粒分选好，磨圆度差，多呈次棱角状；碎屑成分多为长石，次为石英和黑云母；填隙物以粘土矿物为主；储层岩石主要为长石砂岩；粘土矿物以绿泥石为主，另有少量伊利石、高岭石与等；储层孔隙度平均值为13.5%；渗透率平均值为11.8×10－3μm2；含油饱和度最大59.8%，最小12.3%，一般12%～25%，平均为14.1%；油层多属于弱速敏，中等酸敏，中等偏强水敏。

直罗油气田长2段油气藏储层累计厚度为30 m，为三角洲分流河道沉积，砂层较细薄分散，岩性为浅灰色硬砂质细粒长石砂岩，胶结物含量较高达10%～15%。孔隙结构细微，平均孔径6～8μm。平均孔隙度17.1%，平均渗透率7.3×10－3μm2［4］。

整体上研究区内油藏埋深大多小于1000 m，砂层厚30～50 m，其中长2油层组河道相砂体是区内物性较好的储层，以粒间孔和碎屑溶孔为主，连通性好，孔隙结构优良；长2油层组河道侧翼砂体和长6油层组三角洲前缘水下分流主河道砂体为中等储层，多为粒间孔和溶孔，空隙结构和连通性稍逊于前者；研究区内较差的储层主要分布在长6油层组三角洲前缘水下分流次河道及河口坝砂体中；长4＋5油层组储层物性则更差。研究区较盆地西部地区相同层系储层物性稍好。

研究区内储层大多都体现出了低孔低渗的特征。目前普遍需要对其进行储层压裂改造，对开发区域进行加砂压裂规模、压裂液体系、支撑剂和压裂工艺的技术研究将有助于提高开发效果［7］。

1.3 油藏类型与流体性质特征

综合分析表明，平面上研究区内油藏类型较一致，南北差异小，都以构造－岩性圈闭和岩性圈闭油藏为主；纵向上长2油藏主要为构造－岩性圈闭油藏，次为岩性圈闭油藏；长6油藏为构造－岩性圈闭和岩性圈闭油藏复合。整体上都体现为复合圈闭油藏，下生上储的成藏组合形式。

长2、长6及长4＋5油层组所产原油性质较一致，原油密度表现正常，密度0.82～0.88 g／cm3，平均为0.85 g／cm3，有少量轻质油和重油。平面上偏南的采油厂原油密度相对较轻，多小于0.85 g／cm3，而偏北的较大；纵向上原油密度总体相差不大，多在0.85 g／cm3左右，局部区域略有差异，或高或低些。原油含蜡和胶质高，一般大于9%；含硫低，多为0.08%～0.25%，平均0.21%。有湖相生成油的特点。长2油层组原油含烃量低于其下部层位。各产油层段大多油水同出，有少量油田伴生气。驱动类型主要为弱溶解气驱和局部的边底水驱，地层水为CaCl2型，矿化度高。

2 成藏受控因素

2.1 沉积相带控制作用

沉积相分析显示，长2油层组主要为辩状河流相，河道砂体发育，展布范围与厚度较大。这样的砂体岩性相对均匀，物性好，是长2油藏形成和分布的潜在优势部位。河道间砂体减薄或尖灭，泥质成份增多，岩性和物性变差，非均质性增强，含油性相对变差。其上覆长1粉砂质泥岩、炭质泥岩等沉积可为作为区域盖层，形成圈闭。长6和长4＋5油藏主要分布于三角洲分流河道砂体中，尤其是三角洲平原分流河道沉积和三角洲前缘分流河道沉积砂体粒度粗、厚度大、物性好，含油性更好。长4＋5湖相和沼泽相泥岩是本区主要的盖层。

但从已发现油藏的分布分析显示（图4［8］），并不是优势相区和厚砂体部位都有油气显示，这说明除受沉积相带控制之外还另有影响控制因素。一方面，已有的一些研究表明鼻状隆起对长2、长6和长4＋5油藏的形成和分布亦起到影响控制作用，以长2的尤为明显；另一方面，良好的储层还因需有油气充注聚集，而这将受控于生成油气的运移潜在能力和方向。

2.2 剩余压力控制作用

勘探事实证明，无论在生油层还是储集层中，流体运动总是遵循从高剩余压力区向低剩余压力区流动的规律［9－10］。据先前学者研究，鄂尔多斯盆地三叠系延长组普遍存在泥岩欠压实的现象，其中主力生油层系长7油层组的欠压实现象尤为明显［11－12］，长2和长4＋5油层组的过剩压力小于2 MPa，长6油层组为2～4 MPa，长7油层组为4～6 MPa［11］。从已发现油田的分布可以看出，大部分油田分布在剩余压力相对低值带，各油层组产油层位分布优势压力区间的剩余压力由上到下有增高趋势，产油层段主要分布在相邻剩余压力相对低值带［13］。

图4 沉积相及油藏分布

平面上和纵向上，地层流体最终在剩余压力分布特征的影响下，通过连通砂体、砂体叠置点击裂缝系统等优势运移通道向长6、长4＋5及长2油层组优势储层部位进行充注聚集，并在各类盖层作用下合成圈闭，形成油藏。

3 结论

（1）鄂尔多斯盆东部地区主力含油层组地层构造简单，为西倾单斜，局部发育的鼻状隆起构造对油气富集起一定控制作用；研究区油藏主要为由构造－岩性圈闭和岩性圈闭构成的复合圈闭油藏。

（2）区内长2油层组河道砂体为本区最好的优势油层，河道侧翼砂体及长6三角洲前缘水下分流主河道主砂体次之，长6三角洲前缘水下分流次河道和河口坝砂体及长4＋5油层组储层相对较差。区内油藏原油密度正常，含蜡和胶质高、含硫低，有湖相生成油的特点，大多油水同产，有少量油田伴生气。驱动类型主要为弱溶解气驱和局部区域的边底水驱。

（3）研究区内油藏的形成和分布受沉积相带及隆起构造背景控制明显，且大多分布在剩余压力相对低值带。沿优势沉积相带及局部鼻状隆起构造背景，并结合地层过剩压力分布特征进行勘探部署对寻找新油气资源具有重要的指导意义。

［1］何自新.鄂尔多斯盆地演化与油气［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［2］白玲.大牛地气田马五5亚段碳酸盐岩气水层识别方法［J］.石油地质与工程，2012，26（1）：19－26.

［3］姚约东，李相方.气顶油气田开发程序的探讨［J］.天然气工业，2005，25（2）：124－126.

［4］王建民等.鄂南地区中生界浅层油气藏特征［J］.天然气工业，2007，27（10）：53－55.

［5］梁宇.子长油田延长组油气藏特征与油气成藏规律研究［D］.西安：西北大学，2011.

［6］曹金舟.子北油田理79井区长6油层组储层特征及油气成藏规律研究［D］.西安：西北大学，2009.

［7］李涛，刘志良，冉照辉.苏77－3－6井压力改造技术［J］.石油地质与工程，2012，26（1）：69－71.

［8］曹红霞.鄂尔多斯盆地晚三叠世沉积中心迁移演化规律研究［D］.西安：西北大学，2008.

［9］李明诚.油气运移［M］.北京：地质出版社，1983.

［10］陈荷立编译.油气运移（第2集）［M］.北京：石油工业出版社，1987.

［11］陈荷立，刘勇，宋国初.陕甘宁盆地延长组地下流体压力分布及油气运聚条件研究［J］.石油学报，1990.11（4）：8－11.