鄂爾多斯盆地下寺灣油田北溝100井區延長組長2油層組成藏特征研究

張添錦，劉延軍，陳 偉

(1.延安大學 能源學院，陜西 延安 716000;2.延長油田股份有限公司 下寺灣采油廠，陜西 延安 716000)

北溝100井區位于下寺灣采油廠西北部，延長組長2油層組為其主力油層，該區構造位置處于鄂爾多斯盆地的一級構造單元陜北斜坡中南部，該斜坡傾角小于1°，構造平緩，無斷層，僅局部發育低幅度鼻狀構造［1］。以前認為，該區由于甘陜古河道的剝蝕作用使得長2蓋層被剝蝕，不能形成有效圈閉，油氣散逸。但在近幾年的鉆探中，發現了高產油層。因此研究該井區的成藏特征，據此對在甘陜古河主河道下切區尋找新的勘探區域有重要的指導意義。

1 地層與儲層特征

研究區長1油層組及部分長2油層組被剝蝕，本次地層劃分對比研究以長2油層組為重點，長2油層組可進一步劃分為長21，長22和長23砂層組，根據沉積旋回可將長22砂層組劃分為長22－1、長22－2和長 22－3小層，主力砂層組為長 22－2小層［2］。一般埋藏深600～750米，多為淺灰色～灰白色含鈣質細粒長石砂巖，塊狀，石英含量為27% －35%，平均31%，長石含量37－48%，平均44%，巖屑含量8－12.5%，平均為8.1%(圖1)，主要為變質巖巖屑，其次為巖漿巖巖屑，沒有沉積巖巖屑(圖2)，巖心分析平均孔隙度12.4%，空氣滲透率8.74×10－3μm2，為中孔低滲儲層［3］。

2 沉積微相與砂體的分布規律

晚三疊世延長期，由于印支運動的影響使得晚古生代－中三疊世的華北克拉通凹陷盆地逐漸向鄂爾多斯盆地轉化。印支運動在鄂爾多斯盆地的地史發展中是一次重大變革，在沉積體系上實現了由海相、過渡相向陸相的轉變，使盆地自晚三疊世以來發育完整和典型的陸相碎屑巖河流－三角洲－湖泊沉積體系［4］。長2期由于強烈的后期抬升剝蝕作用，湖盆持續收縮，統一的湖盆局面接近瓦解［5］，盆地內發育大量的辮狀河沉積，沉積的粒度相對較粗，是重要的油氣聚集區。根據研究區巖石相和測井相的分析(圖3)，認為研究區長2油層主要為河流相沉積，主要發育曲流河和辮狀河，主要微相類型為河道砂壩和河漫灘微相。

圖1 下寺灣采油廠長2儲層砂巖組分圖

圖2 下寺灣采油廠長2儲層巖礦特征

圖3 河道砂壩和河漫灘測井相與巖石相特征圖(泉叢10024－2)

(1)河道砂壩:是長2油層組的主要砂體類型，砂體以灰色－灰白色厚層塊狀中細粒砂層組成，由一期和多期河道砂巖疊加而成，單砂層一般厚5～25m。砂體組成以向上變細的正粒序為主，底界發育底沖刷面，向上依次為河道滯留礫巖、含泥礫細砂巖、大小型槽狀交錯層理細砂巖、板狀層理細砂巖、平行層理粉細砂巖。砂體在橫剖面上呈透鏡狀、槽狀或楔狀體，平面上呈帶狀展布。砂體中間沖蝕構造極其發育，多見泥質團塊及透鏡體。主河道區電測曲線為高中幅鐘形曲線或復合型鐘形曲線(圖3)，非主河道區電測曲線多為鐘形、單指形曲線，幅度中等。

(2)河道側緣:位于河流的邊緣部位，砂體厚度相對較薄，泥質夾層增多，砂體沖刷力度減弱，測井曲線多為鐘形及圣誕樹狀，齒化明顯，巖性以細砂巖、泥質砂巖與砂質泥巖為主。

(3)河漫灘:巖性以粉砂、泥巖為主，砂體較薄，含植物碎片及漂浮礦物，電測曲線較平直，部分為低幅齒形(圖3)。

研究區河道主要呈北東－南西向展布，水系以匯合、分流為主要特征，并向南西方向逐漸延伸。

從河道發育分布規律來看，長22－2期研究區內發育3條河道，有明顯的河道沉積特征，一般由一個正旋回組成，自然電位呈箱狀，為厚層塊狀砂體，砂巖厚度大，一般＞15米，儲層的物性好，是研究區的主要含油層。總體上呈北東向條帶狀展布，向兩側由河道砂壩主體逐漸過渡為河道砂壩側緣，砂地比較大，一般＞60%(圖4)。

圖4 北溝100井區長22－2小層沉積微相與產量疊合圖

北部河道沿泉100－18流入，在泉100－6井流出本區，中部河道沿泉叢10023－3、泉叢10015－1流入，南部河道沿泉叢10021－3流入，這兩支河道在研究區內，拼接，砂體疊置，發育為厚度大、物性好的砂體，最后向西南流出(圖4)。河道砂壩砂地比大于70%，河道側緣大于50%，河道寬300－1200 m。該期研究區主要發育北東－南西向延伸的2條寬帶狀砂體，厚度在15米以上，砂體的厚度與沉積相研究的河道砂壩位置一致。長22－1和長21期研究區河道不太發育，主要為河漫灘相的泥巖沉積。

3 油層的平面分布

從圖5可以看出，研究區的北部金油23井和金油27井無油氣顯示，在其余地區長22－2油層.都有不同程度的分布，厚度分布呈北東－南西向條帶狀展布，油厚4－19.7 m，多數井油層厚度8 m以上，有3個高值區，第一個分布在泉叢10016－泉叢10024井區，即圖中A區，油厚可高達19.7米，面積約0.79 km2;第二個分布在泉叢10020井區，即圖中B區油厚可高達15.3米，面積約0.15 km2，第三個分布在泉叢1003－2－泉100－7井區，即圖中C區，油厚可高達15米，面積約0.03 km2。A、B、C三區基本上分布在鼻狀隆起部位和砂巖高值區的疊合區。

圖5 北溝100井區長22－2油層厚度與構造疊合圖

圖6 北溝100井區長22－2小層頂部蓋層示意圖

4 成藏控制因素分析

(1)沉積微相控制了油氣的分布

本區油層分布層位比較穩定，主要與長2滲砂巖分布及孔隙度、滲透率分布密切相關，河道砂壩發育地區，是細砂巖發育的地方，物性好，油氣在這些部位富集［6］。從試油成果可以看出，高產油井大多處于河道砂壩主體砂巖發育帶中，相反在主砂體帶以外主要由于泥質夾層的存在使得巖性致密，油氣就明顯減少，所以沉積微相控制了油氣的分布［7］。

(2)構造與砂巖發育帶相結合部位是油氣富集的有利場所

研究區內近南北向展布的河道，必然會配套形成同方向展布的河漫灘，在西傾大單斜的背景下，分布于河道砂壩兩側河漫灘沉積的泥巖由于河道往復側遷，砂體大部連片，與河道側翼的致密巖性，構成東西兩側或上傾方向的巖性遮擋，西傾大單斜背景上近北東～南西向的一系列鼻狀隆起，構成油藏局部圈閉，在油藏下傾方向為構造控制，在巖性與構造的配合下，形成構造～巖性油藏［8］。

(3)油藏的分布與蓋層分布密切相關

該區長2地層受甘陜古河下切嚴重，下切砂體具有明顯的方向性(圖6)，底界下切軸向在泉100－18－金油22一線，東偏南方向，下切深度軸線部位以北，下切深度至長22上部，多數井長1－長22－1缺失，在這基礎上沉積了巨厚的富縣組地層。在下切線以南長21－1－長1的河漫灘微相沉積的泥巖同樣起到了良好的蓋層作用。而下切線以北的長2儲層因缺失蓋層而無法使油氣聚集，由于此原因曾一度認為，長2油層在本地區不復存在或極少保存，尤其是在剝蝕線北部的金油35、40、41井取心后發現，這幾口井長22只有部分砂體存在，長2基本不含油，金油41長22局部含油，油層厚度不到兩米。但是隨著勘探程度的進一步加深，尤其是在研究區東南部的泉20－5評價井完鉆以后，其試油產量較高，日產油3.5噸，因此改變了前期的看法，經研究發現富縣組延10底有一層致密的礫巖層，厚度15米左右，分選極差，膠結致密，孔隙度較低。因此，這套地層對長22－2油層的油氣富集起到了一定的封閉作用，和下部泥巖配合成為很好的蓋層。此礫巖是由于研究區處于王坪古河匯入甘陜古河的交匯處，因而山地河流洪積的泥礫在此沉積形成，加之甘陜古河在研究區東南地區走向北移，剝蝕減弱，從而使得這一地區長2油層得以保存［9］，但是研究區西北的部地區，這種地質條件不存在，長2油層的蓋層就不復存在，那么對研究區北部的甘陜古河道地帶的長2勘探應更加慎重。

5 結論

綜上所述，下寺灣油田本區油氣富集規律及控制因素可歸納為

(1)沉積微相控制了巖性的分布，進而控制了油氣的分布。河道砂壩主要發育細粒砂巖，向兩側河道砂壩側緣微相巖性變的致密，造成油氣聚集的分區性。

(2)構造與砂巖發育帶相結合部位是油氣富集的有利場所。西傾大單斜背景上近北東～南西向的一系列鼻狀隆起，構成油藏局部圈閉，鼻隆帶與河道砂巖的疊合區多為高產區域。

(3)蓋層的分布是油田的主要控制因素。長22－2小層頂部長22－1和長21時期的大面積的河漫灘微相為有利的區域性蓋層，而長22－1和長21被剝蝕的區域致密的礫巖也可以起到良好的遮蓋作用。

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