王寶萍（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065）

鄂爾多斯盆地侏羅系地層是盆地內(nèi)主要含油層位之一。該地層是在三疊紀(jì)末印支運(yùn)動(dòng)后形成的一種溝谷縱橫、丘陵起伏的地貌景觀上沉積的［1］。前人對這種古地貌景觀進(jìn)行了恢復(fù)，主要發(fā)育甘陜一級古河谷和慶西、寧陜、蒙陜和晉陜二級古河谷［2］，認(rèn)為侏羅系油藏主要分布在這種一、二級古河谷的附近砂巖體中，這樣深切古河谷既縮短了延安組下部儲集體與油源層之間的接觸距離，又成為油氣運(yùn)移良好通道。但是，近年來在遠(yuǎn)離溝通三疊系油源的一級、二級深切河谷的榆林高地古地貌上也陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了大量油藏［3］，因而需要依據(jù)目前已探明油藏的空間分布特征，總結(jié)油藏分布的主要控制因素，以期指導(dǎo)該盆地古地貌高地的油氣勘探。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地靖邊縣西部，屬于榆林高地古地貌單元。鉆遇地層自上而下依次為新生界第四系黃土層，白堊系洛河組地層，侏羅系安定組、直羅組、延安組和富縣組地層以及三疊系延長組地層。延安組地層遭受剝蝕，上部地層缺失，僅剩下部延4＋5、延6、延7、延8、延9、延10地層。延長組地層序列發(fā)育完整，演化特征明顯，其中延9油層組為研究區(qū)勘探開發(fā)目的層，其地層厚度一般在36.7～63.7m，平均48.7m，劃分為延91、延92油層亞組。巖石類型主要為次巖屑長石砂巖。膠結(jié)物主要類型有鐵白云石、硅質(zhì)、菱鐵礦和方解石等，雜基主要類型有高嶺石和水云母。砂巖結(jié)構(gòu)較為致密，碎屑粒度主要以粗－中粒、中粒、粗粒為主，其次是細(xì)礫級，細(xì)－中粒。碎屑顆粒多為次棱角－次圓狀，而且碎屑顆粒間大多數(shù)都是點(diǎn)－線接觸型，膠結(jié)類型均為孔隙膠結(jié)。儲層孔隙度平均值為17.4%，滲透率平均為291.68mD，主要分布在100～1000mD，屬于低－中孔、中－高滲儲層?？紫额愋椭饕袣堄嗔ｉg孔和溶蝕孔隙，并以大孔－粗喉型為主。

2 油藏特征

2.1 流體及溫壓特征

延9油藏原油密度、黏度等變化不大，平均密度0.85g/cm3，50℃條件下平均黏度8.61mPa·s，平均凝固點(diǎn)16.73℃。地層水水型主要為NaHCO3型和部分CaCl2型，地層壓力平均7.31MPa，地層溫度平均37.85℃，地溫梯度在3.19℃/100m左右，壓力系數(shù)0.62，屬低壓常溫系統(tǒng)。油藏平均有效厚度4.63m。

2.2 油藏類型

1）構(gòu)造－巖性油藏 該類油藏的圈閉成因受巖性和構(gòu)造雙重因素控制，即在西傾單斜構(gòu)造背景下，由于構(gòu)造活動(dòng)或差異壓實(shí)作用形成的近東西向的鼻狀隆起，鼻狀隆起幅度較小。這種鼻狀隆起與上傾方向的泥質(zhì)類巖性相互配置形成較好的圈閉場所。如研究區(qū)JT928井區(qū)和JT469井區(qū)即為構(gòu)造－巖性油藏，油藏分布于構(gòu)造高點(diǎn)，油層下部為油水層或水層，具有儲層物性好、油水分異好和單井產(chǎn)量高的特點(diǎn)（見圖1）。

圖1 W17-05井～W45-01井油藏剖面圖

2）巖性上傾方向遮擋油藏 該類油藏是由于儲集層沿上傾方向尖滅或滲透率變差而造成圈閉條件，油氣聚集其中而形成的，在該研究區(qū)主要發(fā)育于邊灘砂壩微相，往往呈透鏡狀分布，四周一般被泥巖包圍，處于一種相對封閉的環(huán)境中，面積一般較小，經(jīng)常是孤立的一口井區(qū)或少數(shù)井區(qū)即為一個(gè)油藏，油藏內(nèi)為純油或有底水。如研究區(qū)東部的JT942井區(qū)和W35-01井區(qū)即為巖性上傾方向遮擋油藏（見圖2），該油藏內(nèi)部壓力相對較高，這是由于周圍泥巖的壓實(shí)效應(yīng)所致［4］。

圖2 W47-01井～JT942井油藏剖面圖

3 油藏分布主控因素

3.1 古地貌

該研究區(qū)前侏羅系古地貌可劃分為古山谷、古斜坡和古高地3種古地貌單元。從古地貌與含油面積疊合圖（見圖3）可以看出，研究區(qū)延9油藏大部分分布于研究區(qū)東部南北古高地之間的古斜坡緩坡區(qū)域，只有JT928及JT469井區(qū)油藏分布在古山谷區(qū)，說明位于榆林高地的延9油藏遠(yuǎn)離一、二級深切三疊系油源地層的古河谷通道，油氣運(yùn)移距離較遠(yuǎn)，古地貌對延安組延9油藏控制作用有限。

3.2 構(gòu)造

侏羅系地層沉積前古地貌高低不同，剝蝕面之上的沉積厚度存在差異，形成了差異壓實(shí)構(gòu)造。此外，由于不同巖性的壓實(shí)效率不同，也形成沉積差異壓實(shí)。這些均是延安組延9地層低幅構(gòu)造的成因。從研究區(qū)古地貌和延9地層頂面構(gòu)造等值線疊合圖（見圖4）來看，地層頂面構(gòu)造與古地貌存在一定相關(guān)性，在古河谷處構(gòu)造的地勢相對較低，如在JT525與JT907井區(qū)之間的古河谷地貌上的延9油藏頂面構(gòu)造處于地勢較低的凹陷區(qū)域。古高地處大都形成鼻狀隆起，如研究區(qū)中的JT932井區(qū)和JT123井區(qū)附近都同時(shí)位于古地貌的古高地和構(gòu)造鼻隆處。

圖3 靖邊西部延9油藏前侏羅系古地貌及與含油面積疊合圖

圖4 靖邊西部延9油藏前侏羅系古地貌與頂面構(gòu)造等值線疊合圖

延9油藏分布受構(gòu)造控制明顯，從研究區(qū)延9油藏與延9地層頂面構(gòu)造疊合圖（圖5）可看出，研究區(qū)中只有JT472井區(qū)油藏位于構(gòu)造相對較低區(qū)域，其余都分布在鼻狀隆起區(qū)域，由此，可以認(rèn)為這種低幅的鼻狀隆起是延9油藏富集成藏的主要因素。王仲應(yīng)等認(rèn)為［8］，沒有低幅鼻隆，油水就得不到應(yīng)有的分異，鉆井可能會見到一定的油氣顯示，但不可能發(fā)現(xiàn)油氣。因此，構(gòu)造不僅控制著油氣的富集，而且還控制著油藏油水分異，如研究區(qū)JT928井區(qū)，位于構(gòu)造高部位的 W45-01井、JT928井和W46-03井投產(chǎn)后日產(chǎn)油，分別為3.44t/d、3.48t/d和3.54t/d；而位于構(gòu)造較低部位的 W44-02井，日產(chǎn)油僅為0.55t，更低部位的 W44-03井投產(chǎn)后只產(chǎn)水。

3.3 沉積相

該研究區(qū)延9地層為曲流河相沉積，沉積微相劃分為河道微相、決口扇微相和河漫灘微相（見圖6）。平面上，由于河道的側(cè)向侵蝕強(qiáng)烈而呈明顯的彎曲狀，凹岸遭受強(qiáng)烈侵蝕，凸岸發(fā)生沉積，形成邊攤砂壩，造成河道砂體在垂向上的疊置，呈不規(guī)則狀的條帶，寬厚比小。砂體側(cè)向分布減薄和尖滅，為側(cè)向不連續(xù)的、孤立的砂體［9］。

沉積微相對延9油藏分布具有非常明顯的控制作用。由圖7可知，油藏的分布明顯受到曲流河邊灘砂壩微相的控制，已發(fā)現(xiàn)的油藏基本上都發(fā)育在邊灘砂壩砂體之上，砂體厚度在15～30m之間，砂地比值在0.45～0.79。這是由于在河道邊灘砂壩位置，砂體發(fā)育規(guī)模大，并有較大的厚度，巖性相對均勻且物性好，因而含油性較好。在河道間部位，砂體減薄甚至尖滅，巖性變細(xì)，物性變差，非均質(zhì)增強(qiáng)，泥質(zhì)成分增多，因而含油性變差。

圖5 靖邊西部延9油藏與延9地層頂面構(gòu)造疊合圖

4 結(jié)語

通過對研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)油藏分布規(guī)律的研究，認(rèn)為位于榆林高地古地貌區(qū)的油藏分布主要受到沉積前古地貌、鼻狀隆起和沉積相控制，其中沉積相對油藏分布的控制最為明顯，已發(fā)現(xiàn)油藏基本都位于曲流河相的邊灘砂壩微相內(nèi)。此外，受到古地貌和差異壓實(shí)雙重作用影響的低幅構(gòu)造（即鼻狀隆起）也是控制油氣分布的另一個(gè)重要因素。上述認(rèn)識對榆林高地古地貌單元的油氣勘探可以提供重要的指導(dǎo)作用。

圖6 靖邊西部延9油藏沉積微相單井剖面圖（JT928井）

圖7 靖邊西部延9油藏與沉積相展布疊合圖

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［編輯］ 李啟棟