肖正錄，路俊剛 ，廖建波，李勇，陳世加

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川成都 610500；2.天然氣地質(zhì)四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都 610500；3.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川成都 610500；4.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅蘭州730020

引言

1983 年以來，長慶油田在鄂爾多斯盆地的勘探迅猛發(fā)展，先后發(fā)現(xiàn)了安塞、姬塬、西峰、合水、環(huán)江及鎮(zhèn)北等多個(gè)億噸級(jí)大油田。隨著勘探的深入，在盆地中部的白豹——華池—城壕—南梁—悅樂一帶和盆地西緣的鹽池——平?jīng)觥黻柕貐^(qū)出現(xiàn)產(chǎn)油井和產(chǎn)水井穿插分布、油井含水率高、油水層不受物性控制等復(fù)雜問題，對油田精細(xì)勘探的步伐和靶區(qū)選擇造成了嚴(yán)重影響。目前的研究普遍認(rèn)為，是運(yùn)移通道（尤其是裂縫）、源儲(chǔ)接觸關(guān)系、儲(chǔ)層瀝青充填和儲(chǔ)層非均質(zhì)性等方面的差異造成了上述復(fù)雜的成藏現(xiàn)象[1-6]，具有一定的理論依據(jù)，但仍然很難指導(dǎo)油田的開發(fā)。

白豹—南梁地區(qū)長4+51油藏的特殊之處在于，長4+51期，這兩個(gè)地區(qū)皆處于三角洲前緣位置[7-9]，但南梁地區(qū)長4+51油藏產(chǎn)油穩(wěn)定，含水率相對較低，初期產(chǎn)水量占總產(chǎn)液量的30%～40%；而白豹地區(qū)長4+51油藏油水關(guān)系復(fù)雜，不同井區(qū)產(chǎn)油和產(chǎn)水差異較大，含水率普遍較高，初期產(chǎn)水量占總產(chǎn)液量的60%～70%。

本文對白豹地區(qū)和南梁地區(qū)長4+51油藏的成藏主控因素進(jìn)行對比分析，探討其成藏的差異性，明確油水復(fù)雜區(qū)原油的富集機(jī)理，以指導(dǎo)鄂爾多斯盆地油水復(fù)雜區(qū)下一步的勘探和開發(fā)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地位于華北地臺(tái)的西部，是一個(gè)構(gòu)造簡單的克拉通盆地，也是中國第二大沉積盆地，面積約37×104km2，其中，中國石油長慶油田的勘探開發(fā)總面積約為25×104km2。根據(jù)地質(zhì)特征，將鄂爾多斯盆地劃分為北部的伊盟隆起、南部的渭北隆起、西部的西緣斷褶帶和天環(huán)拗陷、東部的晉西撓褶帶及中部的伊陜斜坡6 個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元（圖1）。其中，伊陜斜坡的開發(fā)時(shí)間最長、油田分布最多、認(rèn)識(shí)最為清楚。其沉積環(huán)境總體穩(wěn)定，東部的埋藏深度較西部淺，整體上為一個(gè)西傾的單斜，坡度不到1?[10-14]。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元和研究區(qū)位置Fig.1 Structural unit of Ordos Basin and the study area location

三疊系延長期，盆地經(jīng)歷了一個(gè)完整的湖盆演化階段，按照沉積旋回自下而上分為長10～長1共10 個(gè)油層組。長7 期為盆地的最大湖泛期，形成一套穩(wěn)定分布的優(yōu)質(zhì)烴源巖（“張家灘”頁巖），為延長組乃至延安組最重要的油源[15-19]。長4+51期為間歇湖進(jìn)期，發(fā)育較大規(guī)模的淺水三角洲，水下分流河道或河口壩沉積體為最有利的油氣儲(chǔ)集體[7-9]。

白豹——南梁地區(qū)處于伊陜斜坡西南部（圖1），長4+51油藏主要分布于白豹以南和南梁以北地區(qū)，面積約為1 050 km2（圖2）。長4+51期，研究區(qū)整體上受控于盆地東北部的曲流河三角洲，處于三角洲前緣位置。沉積砂體在研究區(qū)普遍發(fā)育，具有砂體疊加厚度大、單層較厚、復(fù)合連片分布等特點(diǎn)?？v向和橫向上水下分流河道、河口壩砂體疊置發(fā)育，儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性較強(qiáng)，但在不同區(qū)域有差異。

圖2 研究區(qū)的沉積相及油藏平面分布圖Fig.2 Sedimentary facies and oil reservoirs distribution of the study area

2 成藏要素分析

2.1 烴源巖條件

關(guān)于鄂爾多斯盆地中生界的油源問題，研究者對盆地西南部（隴東和華慶地區(qū)）延長組儲(chǔ)層中原油來源的認(rèn)識(shí)較為統(tǒng)一，認(rèn)為是由長7 烴源巖供給[18-21]。統(tǒng)計(jì)研究區(qū)長7 烴源巖樣品的地化參數(shù)，其有機(jī)碳含量在1.12%～18.41%，平均4.19%；氯仿瀝青“A”為0.15%～1.17%，平均0.52%；生烴潛量為0.33～50.45 mg/g，平均13.56 mg/g，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。長7 烴源巖的干酪根鏡質(zhì)體反射率在0.65%～0.94%，平均0.73%，目前處于成熟階段，具有極強(qiáng)的生烴能力。

白豹—南梁地區(qū)靠近湖盆中心，長7 烴源巖在研究區(qū)的厚度普遍大于35 m，具有優(yōu)異的供烴能力。從長7 烴源巖厚度等值線與長4+51油藏疊合圖來看（圖3），白豹地區(qū)長4+51油藏總體分布在長7 優(yōu)質(zhì)烴源巖35～40 m 厚度之內(nèi)；南梁地區(qū)長4+51油藏大部分處于長7烴源巖大于40 m 的厚度之內(nèi)，具有一定的差異性。

圖3 長7 烴源巖厚度等值線與長4+51 油藏疊合圖Fig.3 Superimposition of Chang 7 source rock thickness contour and Chang 4+51 Reservoir

但對于油氣成藏而言，南梁地區(qū)和白豹地區(qū)下伏長7烴源巖均較厚，生烴能力均較強(qiáng)，均能為長4+51油藏中油氣的充注成藏提供有利烴源條件，難以成為白豹——南梁地區(qū)長4+51油藏差異富集的直接控制因素，更難以解釋研究區(qū)產(chǎn)油井、產(chǎn)水井和干井穿插分布、油層含水率高的復(fù)雜成藏現(xiàn)象。

2.2 砂體類型

長4+51期，研究區(qū)整體上受控于盆地東北部的曲流河三角洲，處于三角洲前緣位置[7-9]。由于離物源距離不同，白豹地區(qū)與南梁地區(qū)在沉積微相和砂體類型方面存在明顯差異。從平面上看（圖2），白豹地區(qū)位于三角洲前緣的起始端，與三角洲下平原接壤，主要發(fā)育水下分流河道砂體；而南梁地區(qū)主要分布于三角洲前緣的末端，與前三角洲接壤，除發(fā)育水下分流河道砂體外還發(fā)育河口壩沉積體。

巖芯觀察證實(shí)，白豹地區(qū)砂體以灰白色細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖和泥質(zhì)粉砂巖為主，垂向上表現(xiàn)為正粒序結(jié)構(gòu)，電測曲線形態(tài)為鐘型或箱型，單砂體厚度在2～5 m，砂體累加厚度可達(dá)10～15 m。巖芯上普遍發(fā)育塊狀層理，偶見波狀層理和砂紋交錯(cuò)層理，砂體的均質(zhì)性強(qiáng)，為典型的水下分流河道沉積體（圖4a）。南梁地區(qū)砂體以灰白色細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，垂向上為反粒序結(jié)構(gòu)，電測曲線形態(tài)為漏斗型，單砂體厚度在5～10 m，往往多期河口壩縱向疊置發(fā)育。巖芯上常見平行層理、砂紋交錯(cuò)層理和泥質(zhì)紋層，偶見包卷層理，鈣質(zhì)膠結(jié)頻繁，為典型的河口壩沉積體（圖4b）。相較白豹地區(qū)，南梁地區(qū)砂體的非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖4 研究區(qū)長4+51 油藏典型的砂體類型單井柱狀圖Fig.4 Single well column diagram of typical sand body type in Chang 4+51 Reservoir of the study area

分析砂體連井剖面可以發(fā)現(xiàn)，白豹地區(qū)更靠近三角洲下平原，物源供給充足，砂體厚度較大，單砂體厚度普遍大于20 m，順物源方向砂體橫向連通性好，延伸較遠(yuǎn)（圖5a）；南梁地區(qū)緊鄰三角洲前緣末端，物源補(bǔ)給相對較少，主要為河口壩和斷續(xù)河道，砂體相對孤立，砂體的橫向連通性較差（圖5b）。

圖5 研究區(qū)長4+51 油藏砂體連井剖面Fig.5 Well logging profile of sandbodies of Chang 4+51 Reservoir in the study area

2.3 儲(chǔ)層物性特征

儲(chǔ)層物性表征了儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能，其中，孔隙度決定了可儲(chǔ)流體空間的大小，而滲透率決定了流體的滲流能力[22-25]。

圖6 為研究區(qū)長4+51油藏儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)結(jié)果，研究區(qū)整體上屬于低孔隙度、特低滲透率儲(chǔ)層，孔隙度平均為13.51%，滲透率平均為0.88 mD。分區(qū)塊統(tǒng)計(jì)表明，白豹地區(qū)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率平均值分別為13.60%和1.04 mD；而南梁地區(qū)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率平均值分別為13.30%和0.50 mD；由圖6可以看出，白豹地區(qū)孔隙度大于12.00%和滲透率大于1.00 mD 的比例明顯高于南梁地區(qū)。相較而言，白豹地區(qū)與南梁地區(qū)長4+51油藏的儲(chǔ)層孔隙度相差不大，但白豹地區(qū)儲(chǔ)層滲透率好于南梁地區(qū)。

圖6 白豹—南梁地區(qū)長4+51 油藏孔滲頻率分布直方圖Fig.6 Frequency distribution of Chang 4+51 Reservoir in Baibao–Nanliang Area

壓汞實(shí)驗(yàn)是用來揭示儲(chǔ)層微觀孔喉結(jié)構(gòu)的最常用技術(shù)手段[26-27]。由表1 所示壓汞數(shù)據(jù)可以看出，白豹地區(qū)喉道中值半徑、最大進(jìn)汞飽和度和退汞效率明顯高于南梁地區(qū)，而飽和度中值壓力和排驅(qū)壓力則明顯低于南梁地區(qū)。相比南梁地區(qū)，白豹地區(qū)長4+51油藏的孔喉結(jié)構(gòu)更優(yōu)。

表1 白豹—南梁地區(qū)長4+51 油藏巖芯壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Tab.1 Mercury injection data of Chang 4+51 Reservoir in Baibao–Nanliang Area

2.4 裂縫發(fā)育情況

裂縫是鄂爾多斯盆地延長組內(nèi)最重要的輸導(dǎo)體系，也是最主要的控藏要素之一[28-30]。大量巖芯觀察發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)長4+51油藏中砂巖高角度裂縫和泥巖中低角度摩擦鏡面較為發(fā)育，其中，裂縫多為半充填和未充填，充填物主要為方解石，部分裂縫表面可見油跡。研究區(qū)B150 井長4+51油藏物性整體較差，150 個(gè)砂巖樣品的統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，其孔隙度分布在2.09%～17.30%，平均孔隙度為10.95%；滲透率分布在0.004 5～0.636 6 mD，平均滲透率僅為0.068 0 mD；由單井柱狀圖（圖7）可以看出，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性強(qiáng)，在縱向上發(fā)育多套泥質(zhì)夾層。通過巖芯觀察發(fā)現(xiàn)，在油層下部的1 751、1 752、1 755、1 769、1 772、1 775 和1 776 m 處發(fā)育多條裂縫，裂縫在單井中的密度非常高。裂縫是研究區(qū)油氣垂向運(yùn)移的重要輸導(dǎo)介質(zhì)，但研究區(qū)范圍小，受到同一區(qū)域應(yīng)力背景控制，裂縫在白豹地區(qū)和南梁地區(qū)普遍發(fā)育，難以解釋目前遇到的復(fù)雜成藏問題。

圖7 研究區(qū)B150 井的單井柱狀圖Fig.7 Column diagram of Well B150 in the study area

2.5 遮擋條件

鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構(gòu)造穩(wěn)定、坡度寬緩、無明顯的構(gòu)造起伏[10-14]。巖芯觀察發(fā)現(xiàn)，大量因巖性或物性變化導(dǎo)致儲(chǔ)層含油性具有差異的現(xiàn)象。B191 井均質(zhì)塊狀砂巖為油浸級(jí)別，在熒光顯微鏡下發(fā)明顯的黃綠色熒光（圖8a，圖8b），而含泥質(zhì)紋層砂巖的含油性較差，熒光顯示較弱（圖8a，圖8c）。B403 井均質(zhì)塊狀砂巖的含油性最好，熒光顯示強(qiáng)烈（圖8d，圖8e），隨著鈣質(zhì)含量的增加，巖芯含油級(jí)別逐漸變?yōu)橛桶撸▓D8d，圖8f）和油跡（圖8d，圖8g），對應(yīng)的顯微熒光發(fā)光強(qiáng)度亦逐漸變?nèi)酢?/p>

圖8 巖性或物性變化導(dǎo)致儲(chǔ)層含油性具有差異的現(xiàn)象Fig.8 Phenomenon of different oil-bearing properties caused by changes of lithology or physical properties

均質(zhì)塊狀砂巖的含油性好于含泥質(zhì)紋層砂巖和鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖。含泥質(zhì)紋層和鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖充當(dāng)了物性較好的均質(zhì)塊狀砂巖的相對蓋層，對油氣產(chǎn)生了垂向和側(cè)向上的封堵作用，形成物性或巖性遮擋油氣藏。

分別制作白豹地區(qū)和南梁地區(qū)沿物源方向的油藏剖面，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)總體為一西傾的單斜，但部分井區(qū)存在相對構(gòu)造高點(diǎn)。其中，白豹地區(qū)砂體的厚度大，側(cè)向連通性好，儲(chǔ)層物性好，油藏普遍含水，產(chǎn)油量較高的井多處于低幅度構(gòu)造發(fā)育區(qū)（B266 井和B157 井），而構(gòu)造起伏平緩地區(qū)井的產(chǎn)油量普遍較低（B413 井和B120 井）（圖9a）。相較而言，南梁地區(qū)砂體孤立，側(cè)向連通性較差，多發(fā)育透鏡狀和巖性上傾尖滅圈閉，儲(chǔ)層含油性具有強(qiáng)的非均質(zhì)特點(diǎn)，油藏含水率普遍較低，油藏的分布與低幅度構(gòu)造無明顯的關(guān)系，反而孤立砂體（W236 井）的含油飽和度更高（圖9b）。

圖9 研究區(qū)沿物源方向長4+51 油藏剖面圖Fig.9 Reservoir sections of Chang 4+51 Reservoir in the study area

3 差異成藏富集規(guī)律

3.1 孤立砂體自身圈閉條件好，利于原油富集

從成藏要素的分析可知，砂體類型及其規(guī)模是造成白豹地區(qū)和南梁地區(qū)長4+51油藏差異性富集的重要因素。

白豹地區(qū)主要發(fā)育分流河道砂體，砂體的側(cè)向連通性好、物性更優(yōu)、均質(zhì)性強(qiáng)，滿足油氣遠(yuǎn)距離運(yùn)移的條件（圖5a）；原油在浮力的作用下側(cè)向運(yùn)移，導(dǎo)致砂體雖有油氣顯示，但出現(xiàn)油水同層或者產(chǎn)水的現(xiàn)象（圖9a）。南梁地區(qū)以發(fā)育斷續(xù)河道和河口壩為主，砂體的側(cè)向連通性差、相對孤立、物性較差、巖性變化頻繁，可以形成縱橫方向上的遮擋，自生圈閉條件較好（圖5b）；不論是后期構(gòu)造抬升還是地下水條件發(fā)生變化，油藏都難以發(fā)生調(diào)整，油氣富集程度相對較高（圖9b）。

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)38 口井不同類型砂體的儲(chǔ)層物性、含油飽和度及含水飽和度發(fā)現(xiàn)，水下分流河道砂體的孔隙度、滲透率和含水飽和度均高于河口壩砂體，而含油飽和度低于河口壩砂體（圖10）。說明砂體類型對成藏具有重要的影響，孤立的河口壩砂體為研究區(qū)有利的油氣儲(chǔ)集體。

圖10 不同類型砂體的孔隙度、滲透率、飽和度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)直方圖Fig.10 Statistical histogram of porosity,permeability and oil saturation of different sand body types in the study area

3.2 低幅度構(gòu)造是連通性河道砂體的有利成藏區(qū)

研究認(rèn)為，鄂爾多斯盆地延長組淺層和延安組普遍發(fā)育的低幅度構(gòu)造具有重要的控藏作用，但很少有學(xué)者在盆地中部的延長組深層中考慮低幅度構(gòu)造對原油富集的影響。本次研究發(fā)現(xiàn)，低幅度構(gòu)造對研究區(qū)長4+51油藏有著明顯的控制作用。如圖11所示，白豹地區(qū)長4+51油藏雖然普遍高含水，但也發(fā)育如B435 井和B415 井等自噴井，結(jié)合構(gòu)造等值線來看，B415 井區(qū)和白435 井區(qū)均位于鼻狀構(gòu)造的隆起位置，而高含水井多處于構(gòu)造的翼部。

圖11 白豹地區(qū)長4+51 油藏與構(gòu)造等值線疊合圖Fig.11 Superimposed map of Chang 4+51 Reservoir and structural contour in Baibao Area

通過繪制研究區(qū)井網(wǎng)圖，發(fā)現(xiàn)油氣在不同相帶和區(qū)域的優(yōu)勢儲(chǔ)集體存在明顯差異（圖12）。從不同相帶來看，三角洲下平原和三角洲前緣的主體砂帶側(cè)向延伸遠(yuǎn)，砂體疊置連片，儲(chǔ)層中普遍含油，但原油偏向于富集在砂體的頂端；三角洲前緣末端和前三角洲砂體孤立分布，透鏡狀砂體的含油飽和度相對較高，油水關(guān)系較為分明。從不同的研究區(qū)域來看，白豹地區(qū)（北部）砂體的連通性明顯好于南梁地區(qū)（南部），但油藏的富集程度整體較差，單憑借尋找優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集體來找油的方案行不通。白豹地區(qū)砂體厚、物性好，油水分異較為充分，低幅度構(gòu)造處是有利的勘探目標(biāo)；南梁地區(qū)砂體孤立、巖性變化頻繁，那些運(yùn)移通道通暢，儲(chǔ)層物性較好的砂段，是此區(qū)域有利的勘探目標(biāo)。

圖12 研究區(qū)長4+51 油藏立體分布井網(wǎng)圖Fig.12 Three dimensional well pattern of Chang 4+51 Reservoir in study area

4 結(jié)論

（1）白豹長—南梁地區(qū)長7烴源巖較厚，生烴能力強(qiáng)，能夠?yàn)殚L4+51油藏提供充足的油源；研究區(qū)普遍發(fā)育裂縫，構(gòu)成油氣垂向運(yùn)移的重要輸導(dǎo)體系。烴源巖和裂縫不是研究區(qū)油藏富集差異的主要控制因素。白豹地區(qū)長4+51油藏的儲(chǔ)層物性好于南梁地區(qū)，更利于原油在儲(chǔ)層中的滲流。含泥質(zhì)紋層和物性較差的砂體充當(dāng)了物性較好的均質(zhì)塊狀砂體的相對蓋層，對油氣產(chǎn)生了垂向和側(cè)向上的封堵作用，形成物性或巖性遮擋油氣藏。

（2）長4+51期，白豹地區(qū)主要分布于三角洲下平原和前緣主體帶前部，砂體類型主要為水下分流河道，砂體厚度大、側(cè)向連通性好、儲(chǔ)層物性和均質(zhì)性較好，能夠?yàn)樵偷倪h(yuǎn)距離側(cè)向運(yùn)移提供良好的通道。南梁地區(qū)主要分布于三角洲前緣主體帶末端，以發(fā)育斷續(xù)河道和河口壩砂體為主，砂體相對孤立、側(cè)向連通性差、儲(chǔ)層物性較差、巖性變化頻繁，自身圈閉條件較好。

（3）三角洲沉積體系下，油氣在不同相帶的優(yōu)勢儲(chǔ)集體存在差異。連通性好的水下分流河道砂體側(cè)向封堵條件較差，油氣在浮力作用下向構(gòu)造高部位聚集，導(dǎo)致油藏的含水率較高，低幅度構(gòu)造是油氣的有利富集區(qū)；孤立分布的河口壩和斷續(xù)河道砂體不利于油氣側(cè)向調(diào)整，砂體的含油飽和度相對較高，油水關(guān)系較為分明，源儲(chǔ)配置關(guān)系較好的地區(qū)是油氣的有利富集區(qū)。