白 旭，寧 瑩，黃文芳，徐 寧，李化斌

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 沉積模式

鄂爾多斯盆地姬塬西北部從北部到南部的古地勢(shì)變化具有坡度較小和坡降平緩的特點(diǎn)，以發(fā)育河控三角洲和湖泊沉積體系為顯著特征，區(qū)域上沉積體系分布受長期繼承性整體升降運(yùn)動(dòng)下形成的廣闊斜坡構(gòu)造背景的控制，發(fā)育了大面積的儲(chǔ)集砂體，建立的沉積模式可以形象展示長8油藏的沉積特點(diǎn)（見圖1）。姬塬西北部長8為三角洲前緣和三角洲平原沉積。三角洲水上平原和湖岸線主要位于姬塬西北部北部和北東部，往南則進(jìn)入三角洲-湖泊沉積區(qū)，并具有從河流入湖口處形成的三角洲前緣分流河道。

2 微斷層發(fā)育特征

姬塬西北部斷層發(fā)育受東西向逆沖構(gòu)造的影響，微斷層的發(fā)育呈區(qū)帶分布的特征。在西緣逆沖帶，斷層主要呈南北向展布，受東西向斷層的分割，形成地塹、地壘式的地層分布格局；在古峰莊一帶斷層多為逆斷層，呈北西-南東向展布，與西緣逆沖帶內(nèi)的斷層走向呈一定的角度；紅井子-紅柳溝地區(qū)的斷層同樣以逆斷層為主，展布方向近東西向，向北西-南東向偏移；在研究區(qū)的北東部鹽池一帶，斷層以正斷層為主；而在西緣逆沖帶的東部，天環(huán)凹陷和陜北斜坡帶上，斷層表現(xiàn)為北部斷層傾向北東方向，而南部斷層傾向?yàn)槟衔鞣较颍ㄒ妶D2）。

3 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

儲(chǔ)層綜合類評(píng)價(jià)主要根據(jù)儲(chǔ)層沉積相類型、砂層厚度，物性、含油飽和度以及孔隙類型分類結(jié)果，并綜合考慮上述影響儲(chǔ)層性能的各種因素，優(yōu)選出儲(chǔ)層評(píng)價(jià)的參數(shù)，對(duì)姬塬西北部長8油層組的儲(chǔ)層進(jìn)行分類和評(píng)價(jià)。

I類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層孔隙度、滲透率高，孔隙度一般在 12%以上，滲透率大于 1.0×10-3μm2，孔隙組合以原生粒間孔發(fā)育，主要的沉積微相為分流河道、水下分流河道主河道的部位，砂體厚度一般大于12 m。此類儲(chǔ)層是姬塬西北部的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，在該區(qū)長8油層組中分布少，長81期主要分布于研究區(qū)西部李莊子～古峰莊、馬莊子～大水坑～擺宴井一帶，長82期則主要分布在馮記溝-鹽4井一帶。

Ⅱ類儲(chǔ)層：孔隙度一般在10%～12%，滲透率在1.0～0.5×10-3μm2，主要以原生粒間孔、次生溶孔為主，主要的沉積微相為分流河道、水下分流河道，砂體厚度一般5～12 m。II類儲(chǔ)層是姬塬西北部的相對(duì)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，是長8油層組的主要儲(chǔ)集體，在位于研究區(qū)西南部的擺宴井～鹽11井一帶、郭莊子～古峰莊一帶、紅井子～黃208井一帶、中東部的池97井～馮地坑一帶、中北部的峰1井～峰6井～菠蘿池一帶。

Ⅲ類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層為中等儲(chǔ)層，孔隙度一般介于8%～10%，滲透率介于 0.3～0.5×10-3μm2。主要的沉積微相為分流河道邊部、天然提、決口扇，砂體厚度累積一般5～10 m，此類儲(chǔ)層為較好儲(chǔ)層，長82期主要分布于Ⅱ類儲(chǔ)層的邊部。

Ⅳ類儲(chǔ)層：此類儲(chǔ)層為一般儲(chǔ)層，孔隙度一般6%～8%，滲透率介于 0.3～0.1×10-3μm2。主要的沉積微相為分流河道邊部、天然提、決口扇，砂體厚度累積一般小于5 m，此類儲(chǔ)層主要位于研究區(qū)西南部的擺51井以南的區(qū)域、西部的馬兒莊一帶、大水坑一帶。

4 成藏條件

4.1 油源條件

鄂爾多斯盆地延長組長7期、長6期深湖-半深湖相分布面積廣，沉積的巨厚、有機(jī)質(zhì)類型好的泥頁巖，是延長組主要的烴源巖。長7期是湖盆最大的擴(kuò)張期，湖水深、水域廣，沉積了一套厚達(dá)70～100 m的灰黑、黑色泥巖，碳質(zhì)泥巖及頁巖，是區(qū)域上廣泛分布的主要生油巖系。長7期泥巖有機(jī)質(zhì)豐度高（有機(jī)炭含量平均4.27%），瀝青“A”含量 0.99%，烴含量 0.63%，有機(jī)母質(zhì)類型為腐泥型，有機(jī)質(zhì)成熟度達(dá)到成熟階段（Ro＝0.73%～1.00%），屬于好的生油巖。油源對(duì)比證實(shí)區(qū)域上延長組及延安組含油層系的油源主要來源于長7期生油巖系。長1～長6期現(xiàn)已進(jìn)入有機(jī)質(zhì)成熟演化階段，長7期已進(jìn)入成熟-高成熟階段。姬塬西北部地區(qū)緊鄰最有利生油區(qū)，能夠?yàn)殚L8油層組儲(chǔ)層提供較充足的油源（見圖3）。

4.2 油氣運(yùn)移通道

姬塬西北部地區(qū)長8油層組在縱向上與長7期優(yōu)質(zhì)烴源巖緊密相鄰，但是其位于長7期烴源巖的下部，油氣受地層的高壓的作用，可向下伏的長8油層組運(yùn)移成藏，同時(shí)地震和測(cè)井對(duì)比所識(shí)別的局部微斷層也是油氣運(yùn)移的有利通道。

5 成藏主控因素研究

姬塬西北部儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)分析可知，長8油層組的儲(chǔ)層大部分屬于Ⅱ和Ⅲ類有利儲(chǔ)層區(qū)域，從目前已取得的試油成分分析，認(rèn)為油藏主要分布于Ⅱ和Ⅲ類有利儲(chǔ)層區(qū)內(nèi)，反映油藏受儲(chǔ)層質(zhì)量控制的特點(diǎn)。

5.1 長8油藏分布規(guī)律

從姬塬西北部長8油層組兩個(gè)油層段儲(chǔ)層砂體、砂體頂面起伏構(gòu)造和微斷層分布與試油成果的關(guān)系分析可以看出，長8油藏分布具有如下特征。

（1）油藏主要分布于三角洲平原分流河道砂體上，但是長81和長82兩個(gè)油層段的砂體寬度較窄，兩側(cè)受分流間洼地泥巖阻擋。

（2）油藏分布既可以分布于砂體頂面構(gòu)造的高點(diǎn)，如池97區(qū)長82油藏、黃48區(qū)長81油藏，也可分布于砂體頂面構(gòu)造的低點(diǎn)，如黃36區(qū)長82油層段的、長81油層段的黃176井區(qū)油藏，長8油藏的分布與砂體頂面構(gòu)造的起伏沒有直接的關(guān)系。

（3）長82油藏出油井點(diǎn)與微斷層分布關(guān)系密切、均分布于微斷層發(fā)育區(qū)，長81油藏出油井點(diǎn)與微斷層分布之間沒有明顯的相關(guān)性。

（4）池97井區(qū)長82油藏受對(duì)向逆斷層控制形成的斷背斜所控制。

綜上所述，長8油藏的分布主要為儲(chǔ)層類型控制的巖性油藏，與砂體頂面構(gòu)造的起伏無直接的關(guān)系，長82油藏還受微斷層和斷背斜所控制。

5.2 長8油藏類型分析

姬塬西北部長8油層組油藏類型主要為巖性油藏，已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了眾多油藏，如黃48井區(qū)、黃36井區(qū)、池97井區(qū)和黃39井區(qū)等。長8油層組油藏類型包括巖性圈閉型、上傾尖滅型、小幅背斜構(gòu)造控制型，長82油藏還受微斷層和斷背斜的控制。

5.2.1 巖性圈閉型和上傾尖滅型油藏 該類型的油藏典型代表為鹽36區(qū)長81油藏。油藏位于姬塬西北部的中南部，砂體近北西～南東方向，與長8油層組的物源方向近于平行，也即平行于分流河道流向。由于受分流河道側(cè)向遷移作用的影響，砂體間被分流間灣的分割，呈透鏡狀分布，因此油藏受砂體的控制，為砂巖透鏡體分布特征，同時(shí)受西傾單斜構(gòu)造的影響，形成受巖性圈閉型油藏，或者形成上傾尖滅型巖性油氣藏。該區(qū)黃255井周邊砂體發(fā)育，而且有多層油層，試油成果長81油藏為油1.70 t/d、水0.0 t/d，而相鄰的鉆井黃256井砂體不發(fā)育，在二者之間形成巖性圈閉油藏。

5.2.2 斷層-小幅構(gòu)造型油藏 該類型的油藏典型代表為鹽67區(qū)長82油藏。油藏位于姬塬西北部的中部，砂體近北西～南東方向，與長8油層組的物源方向平行。砂體受分流間洼地的分割，呈透鏡狀分布，因此油藏受砂體的控制，為砂巖透鏡體分布特征，同時(shí)受逆斷層的影響形成小幅背斜構(gòu)造的影響，在鹽67井區(qū)形成小幅背斜構(gòu)造，在長82油藏中不發(fā)育底水，因此油藏被巖性和小幅背斜構(gòu)造共同控制形成油藏。該處斷層發(fā)育，這也為上覆的長7油層組的油源向下運(yùn)移提供了通道，油氣向下運(yùn)移首先充注在鹽67井的有利圈閉中并聚集成藏。

5.2.3 斷背斜構(gòu)造型油藏 該類型的油藏典型代表為池97區(qū)長82油藏。油藏位于姬塬西北部的中部，砂體近北東～南西方向，與長8油層組的物源方向平行。砂體連通好、儲(chǔ)層為Ⅱ類有利，該油藏受逆斷層造成斷背斜構(gòu)造的影響。在黃235井、黃236井和池97井區(qū)形成小幅斷背斜構(gòu)造。該處斷層的發(fā)育，為上覆的長7期的油源向下運(yùn)移提供了通道，油氣向下運(yùn)移首先充注在黃235井和池97井區(qū)的有利圈閉中并聚集成藏。

5.3 長8油藏控制因素分析

通過上述長8油藏分布規(guī)律分析，可以分析長8油藏成藏的控制因素，長81油藏的分布主要為儲(chǔ)層類型控制的巖性油藏，長82油藏受儲(chǔ)層類型控制，同時(shí)還受微斷層和斷背斜所控制。

5.3.1 巖性油藏成藏模式 長7期烴源巖生成的油氣在超壓的壓力下，首先運(yùn)移到下伏的長81油藏優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層砂體中聚集成藏，也可穿過疊置的分流河道砂體繼續(xù)向下運(yùn)移帶長82油藏優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層砂體中，形成巖性油藏類型，該模式是長8油藏主要的成藏模式（見圖4）。

5.3.2 斷背斜成藏模式 長7期烴源巖生成的油氣在超壓的壓力下，以區(qū)內(nèi)發(fā)育的微斷層作為油氣運(yùn)移的通道向下運(yùn)移，油氣運(yùn)移的過程中不但充填長8油藏的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，也可向下繼續(xù)運(yùn)移到最下部的長9油藏的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中。由于長8油藏的分流河道寬度小、砂體連通性較差、在分流間洼地泥巖的圈閉形成的巖性圈閉中聚集成藏，微斷層與長82油藏成藏密切。

經(jīng)過系統(tǒng)、科學(xué)的分析，認(rèn)為姬塬西北部長8油層組油藏類型主要為巖性油藏，局部受微斷層和斷背斜的影響，形成斷背斜型油藏。油氣富集區(qū)主要受“優(yōu)相、高滲和斷背斜”的控制。

6 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

（1）結(jié)合鉆井巖心、測(cè)井資料、地震資料分析了姬塬西北部微斷層發(fā)育與分布，姬塬西北部斷層發(fā)育受東西向逆沖構(gòu)造的影響，微斷層的發(fā)育呈區(qū)帶發(fā)育的特征。

（2）長8油層組主要為三角洲平原沉積，長81期，研究區(qū)的南部發(fā)育三角洲前緣的水下分流河道。

（3）姬塬西北部地區(qū)長8油層組碎屑巖以粉～細(xì)粒砂巖為主，夾大套灰黑色泥巖中，往往呈砂、泥巖互層，或泥、砂互相混攪的沉積序列。儲(chǔ)層空間主要包括粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔，其中剩余原生粒間孔和粒內(nèi)溶孔是主要類型。

（4）儲(chǔ)層的物性分布特征的分析，長81油層組儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率均好于長82油層組，依據(jù)砂體、沉積相、物性等綜合因素，將姬塬西北部長8油層組儲(chǔ)層劃分為4種類型。長8油層組儲(chǔ)層整體以Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)層為主，局部發(fā)育高孔高滲的Ⅰ類優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。

（5）油藏成藏規(guī)律分析認(rèn)為：長8油層組油藏主要為巖性油藏，局部受微斷層和斷背斜的影響，形成斷背斜型油藏，油氣富集區(qū)主要受“優(yōu)相、高滲斷背斜”的控制。

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