鄂爾多斯盆地子長油田長6儲層油水分布規律及主控因素分析

唐建云，任戰利，梁 宇 ，王彥龍 ，安 勇

(1.西北大學國家大陸動力重點實驗室/地質學系，陜西 西安 710069;2.延長油田股份有限公司子長采油廠，陜西延安 716000)

鄂爾多斯盆地，北起陰山、大青山，南抵秦嶺，西至賀蘭山、六盤山，東達呂梁山、太行山。總面積37×104km2，是中國第二大沉積盆地［1］。目前，石油工作者對該盆地石油地質已進行了大量的研究工作［2－5］，尤其是在沉積和儲層方面，取得了許多重要的研究成果［6－8］，但是油氣富集及油水分布規律一直沒有清晰的認識，導致近年來的勘探未有大的突破。位于盆地東部的子長油田油氣富集及油水分布規律較為復雜，制約了該地區油田的開發水平。為更加合理、有效地進行該套地層的石油勘探和開發，本文擬在大量基礎資料分析基礎上，對該區沉積相演化特征進行研究，并結合實際地質條件對油水分布規律及主要控制因素進行探討，以期對下一步油氣勘探起到一定的指導作用。

1 區域地質概況

子長油田位于陜西省子長縣境內，東起吳家坪，西至安定，北起奕家坪，南至寺灣，范圍約150 km2。地表多為第四系黃土覆蓋，溝壑縱橫，地面海拔一般為1 100～1 300 m，地面高差達100～200 m，地形復雜，屬黃土高原的侵蝕地貌。子長油田區域構造位置屬于鄂爾多斯盆地東部二級構造單元—陜北斜坡之上(見圖1)。鄂爾多斯盆地構造形態總體為一東翼寬緩、西翼陡窄的南北向不對稱矩形大向斜盆地，盆地內部構造相對簡單，地層平緩，僅盆地邊緣褶皺斷裂比較發育。陜北斜坡為鄂爾多斯盆地的主體部分，主要形成于早白至世，為一平緩西傾的大單斜，地層傾角一般小于1°，平均地層梯度 10 m/km 左右［9］。

2 沉積相演化

延長期鄂爾多斯盆地具有面積大、水域廣、地形平坦和分割性較弱的特點，地層沉積厚度較大。區域上，由粗碎屑巖組成的沖積扇和扇三角洲主要發育在西部近古陸或古陸邊緣的地區，分布面積不大，但厚度巨大。在湖盆的西南部和南部，以發育湖底扇組成的水下沉積為主，具大面積連片分布的特征。而在北部、東部和南東部地區，則以發育向湖盆方向快速推進的三角洲相沉積為主。圍繞湖盆北部至南東部邊緣，依次發育有鹽池、定邊、吳旗、志丹、安塞，延安、富縣和黃陵等8個規模較大的湖泊三角洲(見圖2)。平面上，這些三角洲的軸長都在100 km以上，寬度約為15～30 km，個別可達40 km以上，面積為千余至數千平方公里，均呈向湖盆方向強烈推進的朵狀體，朵狀體間被相對狹窄的湖灣分割，構成相間分布的半環狀三角洲裙帶。

圖1 研究區構造位置圖

圖2 鄂爾多斯盆地晚三疊世延長期沉積特征示意圖

研究區位于陜北三角洲裙帶格局中的安塞三角洲平原上。垂向上，安塞三角洲的沉積演化經歷了初始生長期(長63期)、高速推進期(長62期→長61期)和填平補齊期(長4+5期)三個階段。大致在長4+5期晚期三角洲沉積趨于終止，全區進入長3至長1期的分流河道與沼澤化沉積階段，長6期沉積物源為北東方向。長6油層組自上而下可進一步劃分為長61、長62、長63、三個亞組。通過大量巖芯、錄井和測井資料分析認為，研究區長6段除長61沉積體系為三角洲平原沉積，其余都為三角洲前緣亞相，發育(水下)分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間4種沉積微相砂體，沉積相的演變具有如下特征:

長63期研究區為三角洲前緣亞相沉積，研究區范圍主要發育水下分流河道沉積。從西到東有五一六支規模較大的由北東向南西延伸的水下分流河道，呈條帶狀展布，河道寬度在1～7 km之間，最寬處可達8 km2，主河道砂地比值大于60%(見圖3a)。本期分流河道數量較多，在安定區及芽坪區分布面積廣，作用范圍大，連片性較好，是以上兩區塊的重要油層，安定區南部的老草灣區為預測有利區塊。

圖3 子長油田長63(a)、長62(b)、長61(c)沉積微相圖

長62期繼承了長63期的沉積格局。研究區從西到東有六支規模較大的水下分流河道，河道寬度在1～8 km之間，主河道砂地比值大于60%，局部砂厚井區可達80%。本期分流河道數量、分布面積、作用范圍等較長63期有一定的繼承性，尤其是研究區北部連片性較好，也是研究區主力油層之一。本期研究區屬于三角洲平原沉積，發育分流河道六一七支，北東一南西向展布，河道寬度在1～10 km之間，河道間沉積面積擴大(見圖3b)。

長61期分流河道數量、分布面積、作用范圍等較長62期有一定的變化，安定區分流河道明顯變窄，其油氣連片性亦變差;芽坪區分流河道較寬，連片性較好，油氣易于富集，油層亞組仍是該區主力油層，楊家園則區分流河道寬度亦變寬，作用范圍變大，所以長61油層亞組是該區主力油層(見圖3c)。

綜上分析可以看出，水動力在短期內變化較大，但子長油田長6油層組自下而上，砂地比值均總體呈增大趨勢，說明水體自長63至長61沉積期水體逐漸變淺。表明自長63至長61沉積期，研究區湖盆逐漸萎縮，三角洲沉積不斷向湖盆推進，形成進積式三角洲沉積。

3 油水分布及主控因素分析

研究區油水分布規律具有一定的特殊性，這種特殊性受沉積微相、儲層物性、鼻狀隆起、優質區域蓋層分布、運移通道等多重因素的控制，是多重因素共同作用的結果。

3.1 油水分布受分流河道砂體展布控制

(水下)分流河道控制了優質儲層發育區和宏觀原油富集區:研究區長6油藏儲層主要為三角洲前緣水下分流河道沉積，長6期是河流推進達到鼎盛及穩定的時期，主分流河道砂體多以連續的厚層沉積為主，且多層砂體相互疊置，累計厚度大，側向展布寬度大，多連片，有利于油氣在其中運移和聚集［1］。分流河道沉積對長6油層的含油性與原油富集具有較明顯的控制作用，油層分布與主分流河道位置符合較好，多層疊置砂體厚度較大的部位，往往是有效厚度較大的區域(見圖4)。大量生產動態數據表明，(水下)分流河道平均日產油1.6 t/d，平均日產水1.5 m3/d，河道間微相平均日產油也在0.5 t/d左右。

圖4 子長油田長6沉積微相與試油疊合圖

3.2 油水分布受儲層物性變化控制

不同沉積體系其水動力條件亦不同，而水動力條件的強弱差異，直接導致不同沉積體系沉積巖石的粒度大小、成分組成、雜基含量、顆粒的分選及磨圓等巖石成分成熟度和結構成熟度的差異，并對后期巖石的抗壓實能力、膠結作用、溶蝕作用強弱等成巖作用產生不同的影響，最終導致各沉積體系砂體含油性的差異［10］。研究區的取心資料表明，物性好的砂巖含油級別高(見圖5):長6油層組含油級別達到油斑和油浸的砂巖物性好，孔隙度一般大于7%，滲透率一般大于0.1×10－3μm2，測井及試油資料亦顯示，多層疊置砂體中物性好的砂體是油氣富集的主要層段，該層段的油氣顯示較好，含油級別一般為油斑以上，試油試采過程中，綜合含水較低，油產量在工業油流標準以上(見圖6);物性不好的層段含油級別較低(油斑以下級別)，生產過程中綜合含水較大，油產量較低，難以達到工業油流標準。

圖5 含油性和孔隙度、滲透率關系圖

圖6 長6油層組四性關系圖 (據z177井)

3.3 油水分布受鼻狀隆起控制

鼻狀構造對子長油田延長組油藏分布的影響也有一定的意義，主要表現在:由于巖性橫向差異，沉積期后的差異壓實作用在分流河道的主河道部位(砂體厚度大的部位)容易形成低幅度鼻狀隆起，這類低幅度鼻狀隆起是在西傾單斜背景下，又受巖性控制而形成構造一巖性圈閉，有利于油氣成藏;這類低幅度構造主要對儲層物性相對較好的油層影響較大，其表現特征是構造高部位含油性好，構造低部位含油性變差或不含油，對物性差的油層影響減弱或影響不明顯［11］。長62、長63油層含油性與構造有較好的吻合，油氣優先富集于鼻狀隆起的發育區(見圖7)。

圖7 子長油田長6油層頂面構造圖與油層厚度分布疊合圖

3.4 油水分布受優質區域蓋層分布控制

子長油田延長組共發育區域5套蓋層，其中長6油層主要有2套蓋層，即長4+5上部泥巖段、長61頂部泥巖。它們均主要為三角洲平原分流河道間細粒沉積，包括堤岸、漫灘沉積和沼澤相泥巖等，其分布構成了本區長6油藏頂部和側向上有利的封擋條件，尤其是長4+5泥巖，其分布及發育程度對長6油藏的形成和分布起了重要控制作用。

長4+5上部段泥巖是研究區分布較穩定、質量較優的一套區域性蓋層，巖性主要為泥質巖或泥巖夾粉砂巖及少量細砂巖，電測曲線呈明顯的“細脖子”狀，厚度20～40 m左右，最厚可達60 m，長4+5油層組是在長6油層組三角洲發生大規模進積得基礎上發生的湖進，形成了漫灘、湖沼相泥巖，構成了長6油藏最重要的區域性蓋層。由長4+5泥巖厚度分布圖與含油面積疊合圖(見圖8)可以看出，長6油藏主要分布在長4+5泥巖厚度較大的區域，泥巖厚度為30～50 m，說明長+5泥巖的厚度分布情況對研究區長6油藏的分布有一定的控制作用。

圖8 子長油田長4+5泥巖厚度與含油面積分布疊合圖

3.5 油水分布受運移通道控制

子長油田長6油藏屬近源直接式成藏組合，長6油層緊鄰主力生油層長7段，長6油層組砂體發育，且具有砂體厚度大、分布面積廣、砂體復合連片等特點。研究區長6砂層總厚40～90 m，單砂層厚5～30 m這些滲透性砂體在平面上大面積復合連片和在垂向上相互復合疊加，尤其是厚度大，物性好的分流河道主砂體，為最有利的油氣運移通道，為長6油藏的油氣運移和聚集提供了良好的空間(見圖9)。前人對陜北斜坡的研究結果顯示，由于該斜坡斷裂不發育，油氣垂向運移的通道主要為砂體疊置點或區域性蓋層的尖滅點以及微裂縫系統［11］。此外，巖心觀察和物性分析結果均表明，研究區長6油層中均有微裂縫或者節理存在，裂縫或者節理中可見原油和瀝青分布，說明微裂縫曾有油氣運移通過，裂縫為油氣運移及聚集的較有利場所。

4 結語

研究區長6段地層沉積環境主要包括(水下)分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間沉積微相，垂向上具有明顯的進積演化特征。總體上，控制研究區油水層分布的因素較多，但是主要受沉積相、優質儲層、鼻狀隆起構造、區域蓋層、運移通道等多重因素控制。其中有利的沉積相帶是延長組油氣藏形成并富集的基本條件，區域蓋層分布情況對差異成藏有一定的控制作用，鼻狀隆起構造是延長組油氣富集并高產的重要因素，裂縫及砂體的疊置等有效運移通道的存在是延長組上部儲蓋組合油氣成藏的關鍵因素。

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