李玉蓉，郑川江，周　雪，熊圣呈

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安　717500)

鄂尔多斯盆地是以中生代沉积为主的克拉通沉积盆地，目前已发现的中生界油藏主要分布在伊陕斜坡中南部，且主要赋存于延长组中、下组合的致密砂岩储层中。延长组油藏的形成与分布较为复杂，运聚规律与成藏模式也表现出其独有的特性，为准连续型油藏或油气聚集[1-3]。

近年研究表明，沉积环境[4-5]、源岩条件[6]、储层性质[7]、运移动力及源储配置关系[8]等因素对低渗透岩性油藏的形成与富集具有重要的控制作用，且不同区域的主控因素差异明显[9]，彬长地区延长组油气富集主要受油源断裂、源储距离和储层展布影响[10]，姬塬地区长8—长4+5油藏类型及分布规律则主要受物源控制，油藏规模受控于砂体和鼻状构造的大小[11]，盆地中西部延长组的裂缝特征也严重影响到油气运聚成藏[12]。

志丹油区位于盆地内三叠系内陆湖泊三角洲砂岩含油气区，主力层为延长组长6油层组，是延长油田增储上产的重要对象。因此，研究长6油气富集规律对于生产实践具有重要意义。本文从烃源条件、沉积相展布、储层物性以及构造特征等方面入手，研究了志丹油区长6油层组油气富集的主控因素。

1　地质背景

志丹油区位于伊陕斜坡中南部，构造活动相对微弱，地层产状平缓，沉积旋回性较强。中生界地层构造特征与区域背景一致，内部构造简单，整体上呈倾角不足1°的西倾平缓大单斜，大型低幅度构造发育(图1)。按照沉积旋回，三叠系自下而上可划分为5个岩性段、长10—长1共10个油层组，每个油层组可细分为2～4个亚油层组。主力层为长61、长62，岩性以砂岩为主，具反韵律粒序，电性特征明显。

图1　志丹油区长6层已探明储量分布与顶面构造Fig.1　Distribution of the explored geological reserve and top structure map of Chang-6 reservoir in Zhidan oil region

2　油气成藏条件

2.1　烃源特征

鄂尔多斯盆地发育长7张家滩页岩和长9李家畔页岩两套主力烃源岩，主要为半深湖—深湖相沉积[13]。其中，长7段暗色泥岩、油页岩大面积分布，为盆地长6油气藏形成提供了强有力的物质基础。志丹油区处于湖盆中心，为优质烃源岩主要发育区，长7烃源岩厚度最大，有机碳值较高，由东北向西南逐渐变厚，继而减薄(图2)[14-15]，而且，长7烃源岩生排烃规模大、生烃增压强烈、高效排烃作用明显，同时，具有连续生烃、幕式排烃、多点充注等特征[16-18]。

图2　鄂尔多斯盆地长7段优质油源岩分布(据文献[14]修改)Fig.2　Distribution of Chang-7 high-quality source rocks in Ordos basin

油源对比结果表明，底部张家滩页岩(长73)为本区长6油藏的重要源岩，在测井上表现为“三高一低”，即高自然伽马、高声波时差、高电阻率、低自然电位。区内张家滩页岩有机质丰度较高，平均为3.67%(表1)；生烃母质类型较好，以I～II1型为主[19-20]；生油潜量大，(S1+S2)介于10.36～26.83 mg/g；成熟度Ro介于0.5%～1.2%，在地质历史时期达到生油高峰阶段；生烃强度平均为510×104t/km2。

表1　志丹油区三叠系延长组生油层地球化学指标Table 1　Geochemical index of source bed systems in Yanchang formation (Triassic), Zhidan oil region

2.2　沉积相展布与储层特征

2.2.1沉积相展布

图3　伊陕斜坡长6期沉积相图Fig.3　Sedimentary facies of Chang-6 period in Yi-Shan Slope

长6时期，湖盆结束长期的沉降扩张，开始缓慢上升收缩，沉积作用显著加强，河流从北东及北北东方向注入，向西南及南部湖区迅速推进，在湖盆北翼宽缓的浅水台地上发育了一系列大型的水退型三角洲建造(图3)。三角洲前缘发育，呈大型裙扇状及朵状，相带展布异常宽阔[21-22]，几乎覆盖了整个志丹地区，前三角洲亚相和浅—半深湖亚相发育区则退居该界限西南一隅，局部过渡为前三角洲沉积。基于构造、岩矿等资料，结合砂厚、砂地比等进行平面相序研究，可将长6层沉积相划分为水下分流河道、水下分流间湾、水下天然堤等沉积微相(图4)。

油区北部总体以三角洲前缘沉积为主，河口坝砂体发育，坝间湾分布比较局限。砂岩厚度和砂地比自北向南、自河口坝发育区向坝间湾发育区依次减薄降低；其次，沿各三角洲主体向前及其两侧均减薄。在纵向上，三角洲前缘亚相呈多旋回前积式推进，形成长61、长62、长63、长64四个次级的沉积作用向上依次增强的反旋回沉积组合。比较而言，自下而上，北部坝间湾发育区有扩大之势，分流特征愈加突出，间接地反映了不断增强的水下分流作用的影响。而三角洲前缘的前端则始终在油区西南部摆动。

2.2.2储层特征

志丹地区为多物源沉积，但其东北部长6沉积物源较为单一，底床形态平缓，搬运距离远，沉积物颗粒较细，储层以中—细粒及细粒长石砂岩为主，具有矿物成熟度低、结构成熟度中等、成岩作用较强等特点，孔隙类型以粒间孔为主[23-24]，溶蚀孔次之，局部地区微裂缝发育(图5)；主要成岩作用包括压实、压溶作用，胶结充填作用，不稳定组分成岩蚀变作用，溶解作用和自生、交代及重结晶作用等(图6)。压实作用导致储集层物性变差，同时，长石等矿物溶蚀作用有效改善了储集层物性。通过对2889块岩心物性资料统计，长6油层组平均孔隙度为10.5%，平均渗透率为0.8 mD，属于低孔隙度、低—特低渗透率储层。其中，长61、长62亚油层组物性相对最好。

图4　志丹油区长6层沉积微相划分Fig.4　Sedimentary microfacies of Chang-6 formation in Zhidan oil region

图5　志丹油区长6层岩石粒间孔隙特征Fig.5　Characteristics of intergranular pores in Chang-6 formation in Zhidan oil regiona. SH1074井，长62，1511.49 m，残余粒间孔喉形态，200×；b. YJ195井，长62，1755.96～1756.08 m，残余原生粒间孔隙，绿泥石及石英晶体充填其中，650×

2.3　构造特征

图6　志丹油区长6层成岩作用类型Fig.6　Diagenesis types in Chang-6 formation in Zhidan oil regiona. SH882井，长62，1521.13～1531.33 m，云母片及多数颗粒顺长轴方向定向分布，5×(-)；b. SH2582井，长62，1530.3 m，岩石颗粒破裂，10×(+)；c. SH882井，长62，1509 m，溶孔中被针叶状、花朵状自生绿泥石及自生石英晶粒充填，并见其填隙物晶间微孔隙，1200×；d. SH882井，长62，1525.03 m，颗粒间充填的蜂窝状伊/蒙混层及叶片状绿泥石和少量伊利石，800×；e. Y370井，长61，1366.49 m，长石颗粒发生溶蚀产生溶孔，900×；f. SH358井，长62，1376.40 m，部分碎屑溶蚀产生溶孔，350×；g. SH1074井，长62，1510.4 m，方解石交代碎屑，10×(+)；h. SH2572井，长62，1494.2 m，长石蚀变强烈，并被方解石部分交代，10×(+)

前人研究表明，伊陕斜坡上的低幅度构造呈“区域性、规模化发育，定向性延伸及排列式褶合，继承性发育及演化”。其中，志丹油田长6油藏发育在一个大型复合低幅度鼻褶带之上(图1)，由至少3排以上大型低幅度鼻隆密集排列复合而成。一般，复合鼻宽30～40 km，复合鼻长40～50 km，构造总面积超过2000 km2。构造内部等值线彼此呈波状平行，若干排鼻隆定向延伸、分岔、尖灭或局部挠曲；鼻凹负向属性有所弱化，但构造边缘等值线均有明显的弯转收敛。这些巨型低幅度鼻褶带与基底隆起背景有关，主要发育于延长组下部，为志丹油田发育的重要地质基础[25]。

3　油气富集主控因素

区内长6油藏以构造—岩性复合油藏为主，整体上，油气沿河道砂体展布方向呈条带状分布。平面上，油气分布不均、差异富集，主要集中分布在油区东北部、西南部。已探明油气储量主要分布在⑧区(图1)，长61、长62亚油层组储量丰度多在30×104t/km2左右，其中，⑦区长62储量丰度最高，达55.1×104t/km2；西南部因其油层有效厚度不大，储量丰度相对较低。根据测井解释结论，储层平均含油饱和度在50%左右，油层有效厚度介于3.3～12 m之间，主要集中在5～7 m范围内(表2)。分析发现，其富集分布主要受烃源岩、沉积相、储层物性控制，同时还受构造因素影响。

表2　志丹油区长6典型井区油气分布特征Table 2　Hydrocarbon distribution features of typical well blocks (Chang-6) in Zhidan oil region

3.1　区内张家滩页岩广泛发育，为油气成藏提供了重要的物质基础和运移动力

从区域分布来看(图7)，志丹油区张家滩页岩(长73)由东北向西南广泛发育，带状分布明显，且厚度较大，平均厚度在20 m左右，最高可达30 m以上。受烃源岩控制，区内长6油藏也呈近源分布。结合油井初产情况来看，产量较高的井多分布在页岩厚度大于10 m的区域内，而且，产量越高的井区，页岩厚度也越大。因此，广泛发育的张家滩页岩为油气成藏提供了烃类物质基础。

前人研究表明[26-27]，在早白垩纪末期，伊陕斜坡延长组自长4+5或长6顶部起出现过剩压力，并有随埋深变大的趋势，在长7油页岩层达到最大；同时，张家滩页岩段生烃增压作用显著，为油气初次运移提供了主要动力，加之延长组构造平缓、储层致密、保存条件优越，油气缺少大规模长距离侧向运移的动力和通道，进入致密储层以后，经过短距离侧向运移遇到合适的圈闭即可成藏。

图7　志丹油区长7底部张家滩页岩厚度(据文献[19]修改)Fig.7　Thickness of Zhangjiatan shale at the bottom of the Chang-7 formation within Zhidan oil region

3.2　沉积相和储层物性对 油气分布起到重要的控制作用

长6油层组属三角洲前缘沉积体系，河道宽阔，砂体发育。以HZT区域为例，长62时期，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝较发育；河道宽0.7～2.2 km，砂厚16～24 m，局部可达28 m(图8a)。长61时期，长6期水系最为发育，主要发育水下分流河道、水下天然堤微相，分流间湾较发育；该时期砂体连片分布，河道宽度均在2 km以上，砂体厚度为16～28 m(图8b)。从含油面积分布来看，主要集中在上述河道砂体厚、物性较好区域。

图8　志丹油区长6沉积相与含油面积分布关系图(HZT区域)Fig.8　Sedimentary facies and hydrocarbon distribution of Chang-6 reservoirs in HZT oil region

典型井区储层研究证实，储层含油性与物性的相关性强，储层孔隙度和渗透率越高，油气显示的级别也越高(图9)。志丹油区长6储层属特低渗砂岩储层，沉积作用、成岩作用以及微裂缝的改造作用共同控制储层物性，进而影响到储层含油性。区内长6油层组储层的孔隙度主要分布在6%～16%之间，渗透率主要分布在0.1～3 mD之间，油气主要分布在长61、长62亚油层组。而物性相对较差的长63、长64亚油层组含油面积较小，储量偏低。

可见，沉积环境不仅影响到储层的发育程度，也是其物性的重要影响因素。同时，储层物性往往也是油气分布的控制性因素。因此，沉积环境与储层物性对油气分布起到重要的控制作用。

3.3　低幅度鼻状构造为油气成藏提供有利场所，对油气分布具有重要的控制作用

前人研究表明，伊陕斜坡中生界油气分布受低幅度构造与大型沉积体系及其有利相带等条件的优势配置控制。大型低幅度鼻状隆起构造为油气大面积聚集提供了构造背景，同时，其局部产状变化影响到油气沿斜坡上倾方向运移的动力、速度及方向，从而导致油气的逸散或富集[25]。在油区东部，以若干连续的低幅度鼻状隆起为背景，油厚中心主要集中于鼻状构造上或其侧翼，长61层油厚较大，可高达40 m。在油区西南部，油厚中心也基本分布在幅度100 m左右的鼻状构造上或其附近区域(图1)。以周37井区长61油藏为例，该油藏分布于一东西轴向的构造幅度在10 m左右的微型鼻状隆起上(图10)。油藏主体钻遇两个连续的透镜砂体，鼻状构造为油气运移提供了指向，由于砂体逐渐向四周尖灭，阻断油气运移或逸散而最终聚集成藏(图11)。

图9　志丹油区长6储层物性—含油产状关系(DB区)Fig.9　Reservoir physical property and oil-show of Chang-6 reservoirs in DB oil region

图10　周37井区长61油藏构造与产量叠合Fig.10　Structure and oil production of Chang-61 reservoirs in wellblock ZH37

图11　周37井区长61岩性油藏剖面Fig.11　Reservoir profile of Chang-61 reservoirs in wellblock ZH37

4　结论

(1)长7底部张家滩页岩有机质丰度高，生烃母质类型较好，生油潜量大，为志丹油区长6油藏的主要烃源岩；沉积相以三角洲前缘沉积为主，河口坝砂体发育，坝间湾分布比较局限；储层粒间孔发育，沉积作用、成岩作用为储层物性的主控因素；志丹油区大型复合低幅度鼻褶带发育，构成了该地区大型油气田发育的重要地质基础。

(2)受烃源岩控制，长6油藏呈近源分布，张家滩页岩广泛发育，生烃增压作用显著，为油藏形成提供了重要的物质基础和运移动力；沉积环境与储层物性对油气分布起到重要的控制作用，含油面积分布主要集中在河道砂体厚、物性较好的区域；大型低幅度鼻状隆起构造为油气成藏提供有利场所，油厚中心主要集中于鼻状构造上或其侧翼，对油气分布具有重要的控制作用。

致谢：成文过程中参阅了单位内部相关研究资料，在此向为此辛勤付出的前辈们致以诚挚的谢意！