田偉偉，康勝松，李 珮，王 強(qiáng)，朱 爭(zhēng)，汪章超

(陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，西安 710065)

0 引言

鄂爾多斯盆地蘊(yùn)藏著豐富的油氣資源[1]，長(zhǎng)2油藏具有油層厚度變化大、單井產(chǎn)量低的特征。下寺灣油田泉8區(qū)塊的成功勘探開發(fā)，對(duì)深入認(rèn)識(shí)整個(gè)長(zhǎng)2油藏有著重要意義。但是近年來，整個(gè)區(qū)塊含水率升高，油氣富集規(guī)律、主控因素不明確阻礙了進(jìn)一步挖掘剩余油潛力。一般認(rèn)為現(xiàn)今構(gòu)造、砂體展布、生烴強(qiáng)度和古地貌控制了油氣的走向[2-5]。

前人研究發(fā)現(xiàn)在三疊系沉積末期，受印支運(yùn)動(dòng)抬升的影響，三疊系地層遭受到剝蝕，盆地進(jìn)入到差異性沉積階段[6]，在侏羅系中期，在盆地甘肅—陜西地區(qū)形成一條近東西向古河道—甘陜古河道[7-8]，該古河道強(qiáng)烈下切作用導(dǎo)致長(zhǎng)2油層剝蝕嚴(yán)重。關(guān)于前侏羅系古地貌與上覆延安組油藏的研究比較多[9-12]，但是與下伏長(zhǎng)2油藏之間的關(guān)系研究比較缺乏。該研究基于鉆、錄、測(cè)井及生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過印模法恢復(fù)研究區(qū)前侏羅系古地貌，將產(chǎn)量數(shù)據(jù)與古地貌、現(xiàn)今構(gòu)造、沉積微相進(jìn)行疊合對(duì)比，進(jìn)一步明確油氣富集規(guī)律，不僅可為下寺灣油田下一步滾動(dòng)開發(fā)提供指導(dǎo)，也可為其他同類侵蝕殘余油藏提供借鑒意義。

1 研究區(qū)概況

下寺灣油田位于伊陜斜坡西南部，如圖1所示。區(qū)內(nèi)構(gòu)造為平緩西傾的單斜構(gòu)造，坡降7～10 m/ km[13]，無較大起伏。泉8研究區(qū)位于甘泉西部北，面積約為42 km2，地層由老至新發(fā)育三疊系長(zhǎng)10—長(zhǎng)1、侏羅系富縣組及延10—延1，主力含油層位為長(zhǎng)22。通過穩(wěn)定存在的3套砂體，又細(xì)分為長(zhǎng)221、長(zhǎng)222、長(zhǎng)223，主力產(chǎn)油層位為長(zhǎng)222，埋深為600～700 m，巖性以中細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主。該區(qū)域雖然構(gòu)造穩(wěn)定，但是破壞性成巖作用強(qiáng)烈，儲(chǔ)層膠結(jié)致密，物性比較差[14]。

圖1 研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖Fig.1 Regional tectonic location map of the study area

三疊系末期，印支運(yùn)動(dòng)致使整個(gè)盆地抬升隆起，地層經(jīng)歷強(qiáng)剝蝕作用。研究區(qū)延長(zhǎng)組頂部地層出現(xiàn)不同程度的缺失，據(jù)前人研究認(rèn)為這是由于頂部風(fēng)化剝蝕與甘陜古河道下切侵蝕綜合作用導(dǎo)致的[9]，延安組地層保存完整，與下覆地層多呈不整合接觸。研究區(qū)前侏羅系古地貌與下伏長(zhǎng)2油藏的關(guān)系研究比較少，需要進(jìn)一步刻畫古地貌，明確兩者之間的關(guān)系。

2 古地貌恢復(fù)

2.1 研究方法

古地貌是在某個(gè)地質(zhì)歷史時(shí)期形成的地表形態(tài)，受到盆地沉積充填、沉積物差異壓實(shí)、風(fēng)化剝蝕以及流水侵蝕等作用的影響[15]，常用的古地貌恢復(fù)的方法有印模法、殘厚法、層序地層法以及地球物理法等。研究區(qū)在經(jīng)過古流水侵蝕之后形成溝谷縱橫的古地貌，這一階段進(jìn)行時(shí)間短，所以在還未平原化之前就被早侏羅系埋藏下來，延10期+富縣期是在古河道的基礎(chǔ)上進(jìn)行了填平補(bǔ)齊的沉積[16-17]。該研究根據(jù)現(xiàn)有的測(cè)井資料，采用了“印模法”對(duì)泉8區(qū)塊前侏羅系古地貌進(jìn)行恢復(fù)。具體步驟如下：1)進(jìn)行地層精細(xì)劃分后，選取延10層作為等時(shí)界面進(jìn)行頂部拉齊；2)統(tǒng)計(jì)延10+富縣組地層厚度，其表示侵蝕不整合面至等時(shí)界面沉積厚度，如圖2所示；3)根據(jù)沉積基準(zhǔn)面原理，繪制地層厚度等值線圖，進(jìn)行“鏡像”處理可以得到侵蝕面之下的殘余地層的古地貌；4)選取合理的古地貌單元進(jìn)行劃分。

圖2 印模法恢復(fù)古地貌示意圖Fig.2 Schematic diagram of the ancient landform restoration by imprinting method

2.2 不整合面

利用測(cè)井資料恢復(fù)古地貌，地層精細(xì)劃分對(duì)比是關(guān)鍵。該研究基于研究區(qū)342口井測(cè)井資料，延10層電性特征表現(xiàn)為：低自然伽瑪值，巨厚層的大套箱型GR曲線，中間夾有薄層泥巖，高聲波時(shí)差，異常高電阻，頂部發(fā)育穩(wěn)定的煤層，總體來看易于識(shí)別。在不考慮差異壓實(shí)的影響下，不整合面起伏形態(tài)應(yīng)該是與延安組前古地貌呈現(xiàn)鏡像關(guān)系。如圖3所示，剖面方向與甘陜古河道發(fā)育方向垂直，延10+富縣組地層厚度自東北—西南逐漸變薄，下覆殘余地層逐漸增厚。

圖3 研究區(qū)地層劃分Fig.3 Stratigraphic division of the study area

2.3 不整合面上下地層厚度特征

后期成巖作用會(huì)對(duì)地層厚度有一定的影響，由于研究區(qū)面積不大，所以整體沒有表現(xiàn)出太大的差異性，加之各個(gè)地貌單元保存完整，這對(duì)古地貌恢復(fù)都是有利的。研究區(qū)侵蝕作用由北東—南西逐漸減弱。上覆延10+富縣組地層厚度以北西—南東45°Q16-5井—C8-3井—HJ2井—C1-1井—Y3井為分界線(如圖4a所示)，界線東北方向上覆地層厚度大于100 m，對(duì)應(yīng)殘余地層厚度薄的區(qū)域(如圖4b所示)。在分界線兩側(cè)地層厚度變化快。界線西南區(qū)域上覆地層厚度小于100 m，對(duì)應(yīng)殘余地層厚度逐漸增大， 在研究區(qū)西南區(qū)域邊界達(dá)到最大，厚度達(dá)到144 m以上，兩者顯示了良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

圖4 不整合面上下地層厚度圖Fig.4 Thickness of upper and lower strata of unconformity

一般河流的形成規(guī)律是從高地勢(shì)流向低地勢(shì)的，地勢(shì)低洼處優(yōu)先形成一定規(guī)模的河流，在后期侵蝕作用的不斷加深作用下，地形地勢(shì)差異化，這樣會(huì)進(jìn)一步加劇河流的侵蝕作用[18]。該研究結(jié)合前人對(duì)前侏羅系古河道的研究成果進(jìn)行古地貌單元判別[19-21](如圖5～圖7所示)。

圖5 鄂爾多斯盆地南部前侏羅紀(jì)古地貌Fig.5 Pre Jurassic paleogeomorphology in the south of Ordos Basin

圖6 古地貌單元圖Fig.6 Paleogeomorphic unit map

圖7 古地貌恢復(fù)立體圖Fig.7 Stereoscopic map of paleogeomorphic restoration

古河谷：前侏羅系古河下切至長(zhǎng)2油層組，上覆地層沉積厚度大于100 m，下伏長(zhǎng)1+長(zhǎng)2殘余地層厚度小于48 m，研究區(qū)分界線以東北方向?yàn)楣藕庸?，方向?yàn)楸蔽鳌蠔|向。

陡坡：是從河谷向高地過渡的區(qū)域。研究區(qū)斜坡屬于古河道的南側(cè)斜坡，坡降大，地層厚度變化率快，每1 km地層厚度變化可達(dá)30 m。

緩坡：是與陡坡相似的地貌單元，坡降較緩，地層厚度變化率低，每1 km地層厚度變化為0.3～10.0 m。

殘丘：是斜坡上隆起的部位，地勢(shì)高于附近斜坡，一般不成片分布，范圍小且孤立，呈零星點(diǎn)狀分布。上覆地層厚度小于85 m，下伏長(zhǎng)1+長(zhǎng)2殘余地層厚度約為110 m。

河間丘：位于古河道內(nèi)，周圍被水體包圍，地勢(shì)高于河道，上覆地層厚度為115～145 m，多存在于研究區(qū)東北區(qū)域的古河道中。

高地：地勢(shì)平坦，上覆地層沉積作用比較弱，厚度較薄，下伏殘余地層厚度大。研究區(qū)在分界線向西南方向，古河道侵蝕作用逐漸減弱，在西南和正西區(qū)域存在有高地。

3 油氣富集主控因素分析

3.1 古地貌與油氣運(yùn)移

前人對(duì)前侏羅系古河道侵蝕與延安組油藏之間的關(guān)系研究比較多，多數(shù)人認(rèn)為侵蝕面的存在溝通了上下的運(yùn)移通道，侵蝕溝谷中長(zhǎng)2油層與延10底部直接接觸時(shí)，極大地縮短了運(yùn)移距離，長(zhǎng)2油層缺失了長(zhǎng)1蓋層，長(zhǎng)7烴源巖在生烴成熟運(yùn)移至長(zhǎng)2時(shí)并未形成良好的儲(chǔ)-蓋圈閉，油氣沿著侵蝕面繼續(xù)向上運(yùn)移，在延10油層得到良好的保存，所以長(zhǎng)2油層在平面上所顯示的含油飽和度低[17，20-21]。研究區(qū)屬于低含油飽和度油藏，通過對(duì)初產(chǎn)數(shù)據(jù)與古地貌結(jié)合分析(如圖8所示)，河谷地帶產(chǎn)量東西區(qū)域分異比較明顯，在東部產(chǎn)量高，日產(chǎn)油4 t以上，產(chǎn)量明顯高于研究區(qū)其他區(qū)域，西部則產(chǎn)量低，日產(chǎn)油約為1 t，東部河谷區(qū)域在全區(qū)產(chǎn)量最高，說明油氣在河谷地帶散失量并不大，并且聚集成藏。長(zhǎng)1發(fā)育數(shù)米的厚層泥巖可作為區(qū)域蓋層，除此以外，延10看似與長(zhǎng)2油層直接接觸，在鉆井、巖心等資料的整理中發(fā)現(xiàn)富縣組發(fā)育有厚度不等(0.5～2.0 m)滯留沉積的礫巖和含礫砂巖，孔隙膠結(jié)致密，分選差，對(duì)油氣具有較強(qiáng)的封堵作用，從而在古河谷侵蝕部位形成油氣藏，形成巖性-地層油氣藏。

圖8 研究區(qū)古地貌與長(zhǎng)2油藏產(chǎn)量分布圖Fig.8 Paleogeomorphology and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

3.2 現(xiàn)今構(gòu)造

侏羅—白堊時(shí)期整體呈現(xiàn)東低西高，后期在地質(zhì)作用的影響下逐漸演變?yōu)楝F(xiàn)今的東高西高趨勢(shì)，油氣聚集重新調(diào)整[22-23]?，F(xiàn)今延長(zhǎng)油田探區(qū)處于鄂爾多斯盆地東南部，伊陜斜坡的南部，整體構(gòu)造東高西低，區(qū)內(nèi)起伏不大，廣泛發(fā)育低幅度鼻狀隆起。泉8區(qū)塊構(gòu)造由東向西逐漸降低，普遍發(fā)育鼻隆構(gòu)造，雖然坡降較緩，但是對(duì)油氣的富集也起到了一定的控制作用。

研究區(qū)在構(gòu)造高部位東北區(qū)域含油氣性良好，測(cè)井顯示為油水同層，油氣位于鼻狀隆起周圍的井油氣產(chǎn)量較高(如圖9所示)，如Q25-4井試油日產(chǎn)油達(dá)5.1 t，QC23-3井日產(chǎn)油達(dá)4.7 t。在西部單斜構(gòu)造的低部位油氣產(chǎn)量明顯降低，測(cè)井顯示為油水同層和含油水層，如J27井日產(chǎn)油1.4 t，J23井日產(chǎn)油1.0 t。但并非所有構(gòu)造高部位產(chǎn)油量都比較高，如V8井日產(chǎn)油量1.5 t，Y3井日產(chǎn)油量0.2 t，這說明油氣聚集并非由單一因素控制。

圖9 研究區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造與長(zhǎng)2油藏產(chǎn)量分布圖Fig.9 Current structure and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

3.3 沉積微相

長(zhǎng)2油藏典型地具有“低含油飽和度、高含水”的特征，雖然測(cè)井顯示為厚層的箱型砂體，但是孔滲不良，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，薄層泥巖廣泛發(fā)育，縱向上對(duì)油氣運(yùn)移聚齊起到了一定的阻礙作用，油層厚度一般不連續(xù)，以多薄層的油水同層為主。區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層砂體非均質(zhì)性強(qiáng)，孔隙類型以溶蝕孔為主，包括雜基溶孔和長(zhǎng)石溶孔(如圖10所示)，大部分地區(qū)儲(chǔ)層致密，孔隙發(fā)育不良，氣、水縱向連通性差，多呈孤立透鏡狀分布。

圖10 研究區(qū)鑄體薄片及掃描電鏡圖Fig.10 Cast thin section and SEM of the study area

研究區(qū)長(zhǎng)2沉積微相為辮狀河河流相沉積，河道頻繁擺動(dòng)，砂體縱向疊置，非均質(zhì)性強(qiáng)烈，巖性以中細(xì)粒砂巖為主。受物源方向控制，河道呈北東—南西向條帶狀展布(如圖11所示)，河道頻繁交匯，油氣主要富集于河道中央的厚層箱型砂體中，這是由于河道中部水動(dòng)力強(qiáng)，砂體孔滲相對(duì)良好，起始充注所需要的啟動(dòng)壓力低，運(yùn)移阻力小，如Q20-1井日產(chǎn)油5.5 t，孔隙度為9.42%，滲透率為1.124×10-3μm2；Q21-1井日產(chǎn)油4.0 t。在河道邊緣砂體，泥巖夾層多，砂體為底粗上細(xì)鐘型，有效砂體厚度薄，水動(dòng)力較弱，儲(chǔ)層物性不良，起始充注壓力大，油氣難以進(jìn)去驅(qū)替地層水，多為油水同層和含油水層，含油飽和度低，如：C8-3井日產(chǎn)油1.1 t，含水率為77%；Q85-5井日產(chǎn)油0.8 t，含水率為88%。以上顯示了油氣運(yùn)移至長(zhǎng)2地層時(shí)，優(yōu)先選擇充注壓力低、河道物性良好的砂體，不完全驅(qū)替地層水，形成油水同層，沉積微相展布控制了油氣分布的宏觀格局。

圖11 研究區(qū)沉積微相與長(zhǎng)2油藏產(chǎn)量分布圖Fig.11 Sedimentary microfacies and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

4 油氣富集模式

通過對(duì)研究區(qū)油氣富集控制因素的分析建立油氣富集模式，如圖12所示。鄂爾多斯屬于廣覆式生烴，長(zhǎng)7油氣通過砂體疊置、發(fā)育的微裂縫的發(fā)育也是運(yùn)移的主要通道。隨著運(yùn)移距離的增加，運(yùn)移至長(zhǎng)2儲(chǔ)層存在一定的散失，油氣充注程度低，加之低孔低滲儲(chǔ)層毛細(xì)管阻力大的緣故，油水分異不明顯，多為油水同層，沒有統(tǒng)一的油水界面，產(chǎn)水地層水分為2類，即構(gòu)造低部位水和低滲透滯留水。從平面上來看，上部古河谷侵蝕了部分長(zhǎng)1蓋層，后期滯留沉積膠結(jié)致密的砂礫巖也可以作為蓋層，因此油氣在長(zhǎng)2全區(qū)都得到保存。長(zhǎng)2單斜構(gòu)造大致與沉積微相展布垂直相交，油氣優(yōu)先充注于鼻隆高構(gòu)造河道內(nèi)物性良好的厚層砂體中，可以優(yōu)選這些區(qū)域作為下一步重點(diǎn)打井區(qū)。

圖12 油氣富集模式圖Fig.12 Oil and gas enrichment mode

5 結(jié)語

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)2層作為主力產(chǎn)油層位，全區(qū)廣覆式生烴，儲(chǔ)層穩(wěn)定發(fā)育，蓋層良好；隨著勘探程度的加深，長(zhǎng)2油層后期注水開發(fā)顯示尤為重要，因此具有很大的資源潛力。明確油氣富集規(guī)律對(duì)優(yōu)選效益開發(fā)區(qū)塊有著重要的意義。前人研究不足之處表現(xiàn)在：認(rèn)為鄂爾多斯盆地不發(fā)育大的的斷層，油氣主要依靠砂體疊置運(yùn)移至長(zhǎng)2。該研究認(rèn)為這種長(zhǎng)距離運(yùn)移成藏，有必要對(duì)生烴及油氣充注、散失進(jìn)行研究，裂縫和小斷層也可作為下一步研究方向。