王 耀，高勝利，王翀峘，杜善龍

1. 西安石油大學 地球科學與工程學院 陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室，陜西 西安 710065

0 引言

周長區(qū)高產(chǎn)井占有較大的比例，其地區(qū)具有較好的資源潛力。長9、長8和長7都屬于中生界三疊系上統(tǒng)延長組，砂體展布、成巖作用的復(fù)雜性使對該含油區(qū)塊的認識變得困難，不利于勘探和開發(fā)的部署。因此，研究長9、長8、長7的油藏特征和控制因素在周長地區(qū)的生產(chǎn)中具有重要的理論意義和實際價值。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

周長區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的中西部（圖1），該區(qū)大部為平原，地形平坦，從東向西傾斜，少部為褶皺，構(gòu)造簡單[1,2]，缺乏形成油氣聚集的構(gòu)造圈閉和二級構(gòu)造帶，經(jīng)研究，該區(qū)油氣具有較好的成藏條件。截止到現(xiàn)在，各類油井共完鉆415口，包括227口生產(chǎn)井、23口注水井、165口探井，其中生產(chǎn)井、探井完鉆長9油層組[3]，長72、長81和長91是該區(qū)的主要含油層位。

圖1 周長地區(qū)地理—構(gòu)造位置Fig. 1 Geography of Zhouchang area—tectonic location

2 沉積相展布特征

根據(jù)前期研究成果，從巖性特征、沉積相的構(gòu)造標志、測井相標志、沉積相的類型及特征、沉積相剖面及平面的展布來表現(xiàn)其對油藏的控制作用。

2.1 沉積相標志與類型

2.1.1 巖性特征

在延長組長9、長8、長7沉積時期發(fā)育以三角洲沉積體系，三角洲前緣亞相為主[4]。長9發(fā)育湖侵形成的深灰色及灰黑色泥巖。長8屬于三角洲前緣沉積，發(fā)育灰黑色頁巖夾薄層粉—細砂巖、砂質(zhì)泥巖和暗色泥巖。長7屬于湖泊—三角洲沉積的重要標志，包括發(fā)育深灰泥巖、碳質(zhì)頁巖和油頁巖。

2.1.2 沉積相的構(gòu)造標志

（1）塊狀層理：于泥巖中不明顯，見于水下分流河道微相中，受生物擾動作用的影響，形成在安靜、穩(wěn)定、持續(xù)的沉積環(huán)境和過程中。（圖2 B、2C）。

（2）平行層理：在砂巖中比較常見，由砂粒經(jīng)床砂遷移使細粒和粗粒分離得到，水動力條件較強。 （圖2 D、2E、2F）。

（3）槽狀交錯層理：相交于層系界面，呈厘米級，細層傾斜，見于水下分流河道微相（圖2 A）。

圖2 周長區(qū)長9、長8、長7沉積構(gòu)造Fig. 2 Chang 9, Chang 8, and Chang 7 sedimentary structures in the Zhouchang area

（4）水平層理：處于低能環(huán)境中，細且薄，平行于層面，在泥晶灰?guī)r中較多，紋層清晰，細碎巖中也較為常見，見于分流間灣微相。

砂紋交錯層理：相交于層系界面，呈毫米級，細層傾斜，較為常見。

2.1.3 測井相標志

水下分流間灣、水下分流河道均可通過測井曲線進行識別。在研究區(qū)巖心觀察和其他數(shù)據(jù)資料的基礎(chǔ)上，對測井相標志特征進行總結(jié)，平行層理較為常見，其次是水平層理，交錯層理等，砂巖多為粉細砂巖，其次是泥質(zhì)粉砂巖，泥巖以深灰色為主，其次是灰色泥巖和黑色泥巖（表1）。

表1 周長區(qū)測井相標志特征Table 1 Characteristics of logging facies in Zhouchang area

2.1.4 沉積相的類型及特征

根據(jù)前期研究，對巖心和測井相標志綜合分析的基礎(chǔ)上，總結(jié)出周長區(qū)主要是三角洲前緣亞相，延長組長9、長8、長7發(fā)育水下分流河道、分流間灣等沉積微相。長7上部以暗色泥巖、炭質(zhì)泥巖居多，其次是灰黑色頁巖和油頁巖，另外還有部分灰色粉細砂巖，中部有“張家灘頁巖”之稱，主要是黑色油頁巖。長8主要是暗色泥巖、砂質(zhì)泥巖夾灰色粉—細砂巖，長9主要是暗色泥巖、頁巖夾灰色粉—細砂巖。在電性曲線表現(xiàn)上，水下分流河道為箱型，幅度高，分流間灣為齒狀，幅度低，半深湖亞相和淺湖亞相電性表現(xiàn)為高伽瑪值、低電位、中高電阻（圖3）。

圖3 周長區(qū)10—29井延長組長7—長9油層組單井沉積相Fig. 3 Sedimentary facies single well of Chang 7—Chang 9 oil layer group of Yanchang Formation in Well 10-29 in Zhouchang district

2.2 沉積相空間展布特征

沉積類型主要是水下分流河道和分流間灣，在橫向上，河道剖面發(fā)育多條帶狀河道砂體，砂體呈帶狀相連，長92砂體較薄，連通性較差，其余層位砂體厚度較大，成為有利儲層，并且連續(xù)性和連通性較好?？傮w來看，長7和長8砂體發(fā)育最好，長9次之（圖4）。周長區(qū)長6—長9的沉積為北和東北方向，3條水下分流河道規(guī)模較大，發(fā)育較好。東北部的1條和北部的2條相交，零星狀的分流間灣微相分布其中（圖5）。長6—長9的砂體主要發(fā)育在北部及東北方向，北部有2支，東北部有1支，條片狀的分流間灣砂體展布其中，且透鏡狀砂體零星分布。砂體于北部、東北部及西南部較發(fā)育，砂體厚度＞30 m，一般厚度在15～30 m之間（圖6）。

圖4 周長91井—10-3-1井長7-長9沉積相剖面圖Fig. 4 Sedimentary facies section of Chang 7-Chang 9 from Well Zhouchang 91 to Well 10-3-1

圖5 長7—長9沉積相平面圖 Fig. 5 Chang7—Chang9 sedimentary facies plane

圖6 長7—長9砂厚平面圖Fig. 6 Chang7—Chang9 sand thickness plane

3 儲層特征

儲層的結(jié)構(gòu)成熟度中到較低，成分成熟度較差，主要是長石巖屑砂巖和巖屑長石砂巖[5]。水下分流河道砂體的孔隙度為4.5%～15%，平均值為7.9%，滲透率在0.28 mD～1.36 mD之間，平均值為 0.38 mD；在分流間灣部位，砂體的孔隙度平均值為 4.7%，一般在2.1%～8.8%之間，滲透率平均值為 0.16 mD，一般在0.04 mD～1.02 mD之間。長9、長8、長7儲層總面孔率為1%～10%，平均值為4.5%，粒間孔含量為3%，長石溶孔含量為1%，粒間溶孔含量為1.67%，儲層孔隙還有裂縫和微裂縫等。長9段、長8段、長7段平均孔徑為26.19 μm，平均喉道直徑 0.75 μm，孔喉分布不均，各種參數(shù)變化較大，屬特低孔—特低滲儲層，物性較差。

4 油藏特征及其分類

4.1 油藏類型

在區(qū)域構(gòu)造斜坡背景下，長9、長8、長7油藏受巖性控制明顯，為巖性油藏。長7和長9油層組縱向一般都是由1～2個或者1～3個單油層構(gòu)成，長7和長8最多3層，長9最多4層，另外長7和長9的單層厚度較大，長8次之，驅(qū)動類型都為彈性—溶解氣（表2）。無論從沉積還是物性方面來看，油層發(fā)育在分流河道砂體主體的部位，物性條件好，而物性較差的局部砂體可以遮擋油氣，是由于受到壓實作用，表現(xiàn)為致密層或干層的結(jié)果。在分流間灣部位，由于砂層薄、泥質(zhì)含量多的原因，也造成了物性條件較差，所以，泥巖和砂質(zhì)泥巖也對油氣起到了側(cè)向遮擋作用[6]。

表2 周長區(qū)油藏參數(shù)Table 2 Reservoir parameters in the Zhouchang area

4.2 成藏組合模式

縱向上的多套生儲蓋組合對本區(qū)油氣成藏十分有利。長9期主要發(fā)育灰黑色頁巖及碳質(zhì)泥巖，該期開始發(fā)生湖侵并構(gòu)成區(qū)域蓋層，水下分流河道砂體的發(fā)育是儲集層形成的有利條件。同樣長8油層組發(fā)育三角洲前緣沉積[7-12]，砂體規(guī)模較大成為其形成有效儲層的有利條件，長7期湖侵達到鼎盛時期，砂體發(fā)育，沉積了大套優(yōu)質(zhì)生油巖系，以烴源巖為主，也可作為儲層。綜上，周長區(qū)形成了上生下儲、下生上儲型生儲蓋組合的成藏模式。

5 油藏控制因素

周長區(qū)油藏除了受到沉積相帶、砂巖厚度和儲層成巖作用的主導控制作用，還具備有利的油源條件和儲集條件，另外，也受到了圈閉及成藏組合和鼻狀構(gòu)造的影響。

5.1 具備有利的烴源巖條件

研究區(qū)長7有機碳含量達5.81%，是較好的生油層。該區(qū)臨近湖盆中心，長7泥巖的有機碳含量平面分布較高，烴源巖條件較好，厚度較大，長7油層組是三疊系及侏羅系油層組的主要油源，該區(qū)有機碳含量豐富，并且由中心向周邊地區(qū)逐漸降低。

本區(qū)長7和長9油層組都具備生油能力，具體體現(xiàn)在有機質(zhì)類型、豐度、成熟度及生油能力方面，長7油層組烴源巖厚度40～60 m。長9油層組的烴源巖厚度5～10 m。

5.2 有利的儲集條件

周長區(qū)延長組中下部長7、長8、長9油層組總體上屬于巖性油藏，沉積相帶和砂巖厚度影響著油藏的分布，總體來看，分流河道砂體呈片狀相連，是油氣聚集的有利場所，顆粒粗，分選好也是一大優(yōu)勢。同時，三角洲前緣河口壩也具有較好的沉積相帶和儲油條件。

成巖作用影響儲層發(fā)育，進而控制油氣成藏。對于儲層的發(fā)育，碳酸巖和伊利石有阻礙和破環(huán)作用，綠泥石有保護和支撐作用，溶蝕作用對儲層孔隙有利，即受不同膠結(jié)作用的影響。該區(qū)油藏主要特征是“幕式充注、連續(xù)成藏”[13-15]，油氣運移主要通過疊置的砂體和大量的裂縫進行。

周長區(qū)延長組長7—長9發(fā)育三角洲前緣沉積體系，沉積物源主要來自東北部和北部方向[16,17]，多期水下分流河道砂體的疊加是油氣富集的有利條件。

5.3 圈閉及成藏組合

研究區(qū)是三角洲前緣沉積，長9、長8、長7既發(fā)育水下分流河道，又發(fā)育分流間灣等非儲層沉積，即以泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖為主的沉積，油氣被遮擋和封堵正是由于這些沉積的作用，構(gòu)造不是其影響因素。以長9油層組來看，該剖面包括10-17—周長119—10-35—周長98—10-14—周長49共計6口井，長9上部油水同層和干層連續(xù)性較好，中部連續(xù)性較差，有一定的生油能力，又構(gòu)成了區(qū)域蓋層（圖7）。綜合研究區(qū)來看，圈閉及上生下儲[18-20]、下生上儲型生儲蓋組合對油氣成藏起到重要的控制作用。

圖7 周長區(qū)10-17井—周長49井長9油藏剖面圖Fig. 7 Zhouchang area 10-17 well—Zhouchang 49 well Chang 9 reservoir profile

5.4 構(gòu)造對油藏聚集有一定影響

周長區(qū)位于伊陜斜坡中部，構(gòu)造較平緩，主要為巖性油氣藏，構(gòu)造不是油氣運聚的主要影響因素，但是從已出油井分析發(fā)現(xiàn)：一般在差異壓實形成的鼻隆狀構(gòu)造地區(qū)較其他地區(qū)油層分布較好，是油氣聚集的有利場所。

6 結(jié)論

（1）周長區(qū)長9、長8、長7主要發(fā)育三角洲前緣亞相的分流間灣、水下分流河道微相。在剖面上，砂體呈條帶狀分布；在平面上，呈條片狀展布，透鏡狀砂體零星分布。

（2）研究區(qū)長9、長8、長7為典型的巖性控制油藏，單層厚度分布的非均質(zhì)性較強，上生下儲、下生上儲型生儲蓋組合為該區(qū)成藏模式。

（3）研究區(qū)油藏受多因素控制，除了具備有利的烴源巖條件外，油藏分布受沉積相帶和砂巖厚度控制明顯，儲層物性對成藏貢獻有限，疊置砂體和大量裂縫的存在為周長區(qū)油氣的運移提供了主要的通道，成巖作用和鼻隆狀構(gòu)造都是油氣成藏的有利條件。