鄂爾多斯盆地東南部地區延長組油藏特征研究

田向陽

（陜西延長油田股份有公司青平川采油廠，陜西延安 717200）

本次研究范圍鄂爾多斯盆地東部地區系指包括子長、延川、延長、寶塔、甘泉等在內的縣區，面積逾1×104km2（圖1），其主力含油層位為上三疊統延長組的長2、長6及長4＋5等油層組。該區也是我國最早投入工業化油氣勘探開發的地區，已有近百年的歷史。近年來隨著勘探開發難度的增加，開展該盆地東部油藏地質特征研究工作，對尋找石油資源、新增石油地質儲量及高效開發利用這些油藏將具有重要的指導意義。

1 油藏地質特征

1.1 構造及圈閉特征

鄂爾多斯盆地是在華北克拉通基礎之上的一個多旋回疊合型盆地［1］，經歷過穩定沉降、坳陷遷移、明顯扭動［2］。盆地內構造簡單，地層平緩，總體呈由東向西傾斜的單斜地貌，傾角小于1°。區內長2、長6及長4＋5等主力含油層組地層具有較好的區域地質背景繼承性，亦都表現出單斜特征，千米坡降為4～5 m，內部構造較簡單，局部發育因差異壓實作用而形成的鼻狀隆起。如：青平川油田長6段油藏多發育在區域西傾單斜背景上的小型低幅度鼻隆之上，構造隆起幅度為10～30 m，其上覆長4＋5段內的泥巖蓋層厚30～50 m，在區內分布較為穩定且其高伽馬、高自然電位的電性特征極為明顯。長4＋5段內局部巖性、物性較好的地層亦可形成油藏，但其含油層組和厚度及構造幅度都相對較小。

直羅油氣田與下寺灣油氣田長2段油氣藏均位于區域西傾單斜背景上發育的一系列小型鼻狀構造形成的鼻褶群或鼻狀背斜上［3］，構造隆起幅度15～35 m。構造東部上傾方向遭受侏羅系古河道侵蝕，并為泥巖所充填。油氣主要通過上覆的泥巖和致密砂巖與低幅度褶群或鼻狀背斜配合形成聚集［4］。

圖1 研究區地理位置

這些低幅度鼻狀隆起對區內油氣富集起到了一定控制作用（圖2［5］），但不是主控因素，區內油藏還受巖性、物性控制明顯，圈閉類型多屬于巖性圈閉。長2油藏主要為構造－巖性圈閉，次為巖性圈閉；長6油藏為構造－巖性圈閉和巖性圈閉。整體上盆地東部地區延長組油藏圈閉類型主要為復合圈閉（圖3）。

1.2 儲層特征

研究區內子北油田長6儲層以細砂巖為主，其次是中砂巖；碎屑顆粒多為長石，次為石英和巖屑；填隙物以膠結物主要，少雜基，呈點－線狀和線狀接觸；磨圓度中等，多呈次棱角狀，顆粒分選好，長石風化程度深；壓實壓溶作用和膠結作用明顯，同時伴隨部分溶解、壓實破裂及構造破裂作用，利于改善儲層孔隙結構特征。長6儲層粒間孔發育，次為溶蝕孔，但微裂縫（隙）不發育，平均孔隙度大于7%，平均滲透率大于0.9×10－3μm2。目前所發現長6油層油藏主要為巖性油藏，其分布主要受分流河道砂體展布控制，多呈透鏡體狀［6］。

圖2 子北長6油層組頂面構造與油藏分布圖

圖3 子北油田延長組含油層組油藏剖面

青平川油田長2儲層也以細砂巖為主，碎屑顆粒分選好，磨圓度差，多呈次棱角狀；碎屑成分多為長石，次為石英和黑云母；填隙物以粘土礦物為主；儲層巖石主要為長石砂巖；粘土礦物以綠泥石為主，另有少量伊利石、高嶺石與等；儲層孔隙度平均值為13.5%；滲透率平均值為11.8×10－3μm2；含油飽和度最大59.8%，最小12.3%，一般12%～25%，平均為14.1%；油層多屬于弱速敏，中等酸敏，中等偏強水敏。

直羅油氣田長2段油氣藏儲層累計厚度為30 m，為三角洲分流河道沉積，砂層較細薄分散，巖性為淺灰色硬砂質細粒長石砂巖，膠結物含量較高達10%～15%。孔隙結構細微，平均孔徑6～8μm。平均孔隙度17.1%，平均滲透率7.3×10－3μm2［4］。

整體上研究區內油藏埋深大多小于1000 m，砂層厚30～50 m，其中長2油層組河道相砂體是區內物性較好的儲層，以粒間孔和碎屑溶孔為主，連通性好，孔隙結構優良；長2油層組河道側翼砂體和長6油層組三角洲前緣水下分流主河道砂體為中等儲層，多為粒間孔和溶孔，空隙結構和連通性稍遜于前者；研究區內較差的儲層主要分布在長6油層組三角洲前緣水下分流次河道及河口壩砂體中；長4＋5油層組儲層物性則更差。研究區較盆地西部地區相同層系儲層物性稍好。

研究區內儲層大多都體現出了低孔低滲的特征。目前普遍需要對其進行儲層壓裂改造，對開發區域進行加砂壓裂規模、壓裂液體系、支撐劑和壓裂工藝的技術研究將有助于提高開發效果［7］。

1.3 油藏類型與流體性質特征

綜合分析表明，平面上研究區內油藏類型較一致，南北差異小，都以構造－巖性圈閉和巖性圈閉油藏為主；縱向上長2油藏主要為構造－巖性圈閉油藏，次為巖性圈閉油藏；長6油藏為構造－巖性圈閉和巖性圈閉油藏復合。整體上都體現為復合圈閉油藏，下生上儲的成藏組合形式。

長2、長6及長4＋5油層組所產原油性質較一致，原油密度表現正常，密度0.82～0.88 g／cm3，平均為0.85 g／cm3，有少量輕質油和重油。平面上偏南的采油廠原油密度相對較輕，多小于0.85 g／cm3，而偏北的較大；縱向上原油密度總體相差不大，多在0.85 g／cm3左右，局部區域略有差異，或高或低些。原油含蠟和膠質高，一般大于9%；含硫低，多為0.08%～0.25%，平均0.21%。有湖相生成油的特點。長2油層組原油含烴量低于其下部層位。各產油層段大多油水同出，有少量油田伴生氣。驅動類型主要為弱溶解氣驅和局部的邊底水驅，地層水為CaCl2型，礦化度高。

2 成藏受控因素

2.1 沉積相帶控制作用

沉積相分析顯示，長2油層組主要為辯狀河流相，河道砂體發育，展布范圍與厚度較大。這樣的砂體巖性相對均勻，物性好，是長2油藏形成和分布的潛在優勢部位。河道間砂體減薄或尖滅，泥質成份增多，巖性和物性變差，非均質性增強，含油性相對變差。其上覆長1粉砂質泥巖、炭質泥巖等沉積可為作為區域蓋層，形成圈閉。長6和長4＋5油藏主要分布于三角洲分流河道砂體中，尤其是三角洲平原分流河道沉積和三角洲前緣分流河道沉積砂體粒度粗、厚度大、物性好，含油性更好。長4＋5湖相和沼澤相泥巖是本區主要的蓋層。

但從已發現油藏的分布分析顯示（圖4［8］），并不是優勢相區和厚砂體部位都有油氣顯示，這說明除受沉積相帶控制之外還另有影響控制因素。一方面，已有的一些研究表明鼻狀隆起對長2、長6和長4＋5油藏的形成和分布亦起到影響控制作用，以長2的尤為明顯；另一方面，良好的儲層還因需有油氣充注聚集，而這將受控于生成油氣的運移潛在能力和方向。

2.2 剩余壓力控制作用

勘探事實證明，無論在生油層還是儲集層中，流體運動總是遵循從高剩余壓力區向低剩余壓力區流動的規律［9－10］。據先前學者研究，鄂爾多斯盆地三疊系延長組普遍存在泥巖欠壓實的現象，其中主力生油層系長7油層組的欠壓實現象尤為明顯［11－12］，長2和長4＋5油層組的過剩壓力小于2 MPa，長6油層組為2～4 MPa，長7油層組為4～6 MPa［11］。從已發現油田的分布可以看出，大部分油田分布在剩余壓力相對低值帶，各油層組產油層位分布優勢壓力區間的剩余壓力由上到下有增高趨勢，產油層段主要分布在相鄰剩余壓力相對低值帶［13］。

圖4 沉積相及油藏分布

平面上和縱向上，地層流體最終在剩余壓力分布特征的影響下，通過連通砂體、砂體疊置點擊裂縫系統等優勢運移通道向長6、長4＋5及長2油層組優勢儲層部位進行充注聚集，并在各類蓋層作用下合成圈閉，形成油藏。

3 結論

（1）鄂爾多斯盆東部地區主力含油層組地層構造簡單，為西傾單斜，局部發育的鼻狀隆起構造對油氣富集起一定控制作用；研究區油藏主要為由構造－巖性圈閉和巖性圈閉構成的復合圈閉油藏。

（2）區內長2油層組河道砂體為本區最好的優勢油層，河道側翼砂體及長6三角洲前緣水下分流主河道主砂體次之，長6三角洲前緣水下分流次河道和河口壩砂體及長4＋5油層組儲層相對較差。區內油藏原油密度正常，含蠟和膠質高、含硫低，有湖相生成油的特點，大多油水同產，有少量油田伴生氣。驅動類型主要為弱溶解氣驅和局部區域的邊底水驅。

（3）研究區內油藏的形成和分布受沉積相帶及隆起構造背景控制明顯，且大多分布在剩余壓力相對低值帶。沿優勢沉積相帶及局部鼻狀隆起構造背景，并結合地層過剩壓力分布特征進行勘探部署對尋找新油氣資源具有重要的指導意義。

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