鄂爾多斯盆地LF地區(qū)長6油藏主控因素及有利區(qū)預測

馬 輪，王海軍，程 鑫，刁宗寶，梁利平，3，吳漢寧

（1.大陸動力學國家重點實驗室／地質(zhì)學系·西北大學，陜西西安 710069；2.中煤科工集團西安研究院；3.中國石油長慶油田公司輸油處）

鄂爾多斯盆地LF地區(qū)長6油藏主控因素及有利區(qū)預測

馬 輪1，王海軍2，程 鑫1，刁宗寶1，梁利平1，3，吳漢寧1

（1.大陸動力學國家重點實驗室／地質(zhì)學系·西北大學，陜西西安 710069；2.中煤科工集團西安研究院；3.中國石油長慶油田公司輸油處）

以儲層地質(zhì)學、測井地質(zhì)學、油氣田開發(fā)地質(zhì)學等相關(guān)原理為指導，對鄂爾多斯盆地LF地區(qū)三疊系延長組長6地層進行了小層精細劃分，對長6油藏的烴源巖、沉積相、砂體特征、構(gòu)造特征、儲層特征等成藏主控因素進行了系統(tǒng)研究。認為巨厚的烴源巖是油氣成藏的基礎(chǔ)；水下分流河道和河口壩微相是該區(qū)長6段有利的含油相帶；隆起高部位是含油的有利構(gòu)造部位；高閉合度的鼻狀隆起對油氣藏形成具有重要的控制作用；良好蓋層是油氣藏形成的重要條件。在此基礎(chǔ)上優(yōu)選出有利含油區(qū)帶，為LF地區(qū)下一步勘探部署提供指導。

鄂爾多斯盆地；長6油藏；主控因素；有利區(qū)；成藏

LF地區(qū)構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部，鄰近天環(huán)坳陷，整體構(gòu)造形態(tài)較為簡單，為西傾單斜［1］。延長組是盆地重要的含油氣層位之一，根據(jù)沉積序列及巖電組合特征，參考地層厚度平面展布，自上而下將該組分為長1～長10共10個油層組。研究區(qū)目前主力層位是長1下部的長13油層組，區(qū)內(nèi)長1下段基本上都有不同程度的開采，目前已經(jīng)進入開發(fā)后期，含水率高達80%左右，產(chǎn)能不足，平均產(chǎn)量不足1 t／d，而長1以下的油層組開采程度普遍較低，尤其是長4＋5和長6層位，鄰區(qū)吳定地區(qū)的勘探顯示長4＋5和長6油層顯示良好。作者主要從烴源巖演化與分布、構(gòu)造特征、沉積相特征及物性特征等方面對LF地區(qū)延長組長6油藏成藏主控因素進行了綜合研究，深入剖析各類油藏成藏機理及其分布規(guī)律，優(yōu)選出長6各小層有利區(qū)，為研究區(qū)下一步勘探部署提供理論依據(jù)和技術(shù)支撐。

1 地層對比與劃分

LF地區(qū)長6油層組巖性為灰綠色砂巖與深灰色泥頁巖大段互層，總體分為三個沉積旋回：長61、長62、長63，地層厚度約110 m左右。上旋回（長61）為下粗上細的正韻律，砂巖厚0～15 m，上部泥巖厚3.5～15 m，并與長4＋5底部頁巖連續(xù)過渡，該旋回沉積厚12～20 m。中旋回（長62）由1～3個下粗上細的正韻律組成，砂巖總厚度14～20 m，單層厚1.5～11 m，在本區(qū)東西端部及南部，該韻律已變?yōu)榇筇啄鄮r，如JP60－20、JP38－1、JP23－7等。下旋回（長63）一般發(fā)育在本區(qū)北西和南東地區(qū)，中部發(fā)育一支厚度為10 m的砂體，砂體的延伸性較差。長63底部的凝灰?guī)r可以作為長63與長7分層的標志。研究區(qū)物源以北東方向為主，砂體總體上呈北東－南西向展布。

2 油氣成藏主控因素分析

2.1 烴源巖

研究表明，研究區(qū)內(nèi)三疊系延長組大部分油藏的烴源巖主要是長7期沉積的巨厚張家灘頁巖，其次是長9期的李家畔頁巖。長7烴源巖在盆地內(nèi)分布范圍較廣，沉積厚度較大，烴源巖的生烴強度大，排烴多，熱演化程度高，長9烴源巖分布相對局限一些［2－4］。從盆地形成演化過程和區(qū)域地質(zhì)背景研究可斷定，研究區(qū)內(nèi)石油不具備長距離運移成藏的地質(zhì)條件，這一觀點已被研究者和實際勘探所證實。對現(xiàn)有油藏在平面上的分布規(guī)律進行了研究，表明已發(fā)現(xiàn)的油藏大多分布在鄰近烴源巖分布區(qū)的有效儲層內(nèi)。

通過對研究區(qū)內(nèi)長7段暗色泥巖的統(tǒng)計，得出研究區(qū)內(nèi)暗色泥巖的厚度為100～130 m，泥巖發(fā)育。研究區(qū)長7期處于深湖相背景下，暗色泥巖由南西向北東方向逐漸加厚，由此可見長7優(yōu)質(zhì)的烴源巖可以為研究區(qū)提供充足的油源，為區(qū)內(nèi)油氣成藏提供物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.2 構(gòu)造特征分析

經(jīng)過精細地層劃分與對比，提取小層數(shù)據(jù)，在LF地區(qū)繪制了長6地層各小層的頂面構(gòu)造圖（圖1）。從圖可看出，研究區(qū)整體上北東高南西低，與寬緩的西傾單斜背景相吻合。在盆地西傾單斜構(gòu)造背景下，由于差異壓實作用而形成數(shù)個小型鼻狀構(gòu)造和局部隆起，使油氣向構(gòu)造上傾方向運移，在有利的圈閉中聚集成藏［5］。通過對長6各小層頂面構(gòu)造圖的分析，區(qū)內(nèi)小幅度鼻狀構(gòu)造閉合高差為5～15 m，頂面構(gòu)造形態(tài)變化較大，高低不平，物性較好，構(gòu)造高點部位是油氣成藏的有利部位，因此鼻狀隆起構(gòu)造是有利區(qū)預測的重點條件。

2.3 沉積相與砂體展布特征

圖1 LF地區(qū)長62頂面構(gòu)造

沉積相帶是有利區(qū)帶評價的地質(zhì)基礎(chǔ)，研究區(qū)延長組油藏屬于巖性油藏范疇，油藏分布明顯受沉積相帶的控制［6］。通過典型沉積相剖面圖（圖2）可以看出，研究區(qū)內(nèi)長6期主要發(fā)育三角洲前緣沉積亞相，沉積微相有水下分流河道，河口壩，分流間灣等。水下分流河道砂體具有厚度大、顆粒粗、分選性較好、連片性較強等特點，是良好的儲集層，而分流間灣泥巖為其成藏提供良好的遮擋條件，也是油藏形成最基本的條件。長61期分流河道最為發(fā)育，河道寬闊延伸較遠，只有局部內(nèi)發(fā)育有分流間灣；長62次之，河道較長61變窄；長63最差，河道很窄，其延伸性變差。

圖2 JP14－7井－G125井長6沉積相剖面

在沉積相剖面圖分析的基礎(chǔ)上，通過統(tǒng)計砂巖厚度、泥質(zhì)含量分析，繪制了長6小層沉積微相平面圖。

長63期主要發(fā)育分流間灣和水下分流河道，分流間灣占主體。長63期分流河道砂地比為30%～50%。發(fā)育有四條北東－南西向水下分流河道，由南向北依次于G125井附近，JP38－JP19沿線、JP40－4－JP60－17井沿線以及西北角的JP39－2，總體上河道較窄，河道延伸較短，砂體呈北東南西向展布，砂體的厚度約為5～10 m，研究區(qū)的中部砂體發(fā)育較差，厚度為0～5 m，由中間向兩側(cè)砂體的厚度逐漸加厚，這一特征體現(xiàn)了分流河道的側(cè)向遷移，多期河道砂體的疊置，形成長63砂體條帶狀分布的特征。

長62期區(qū)內(nèi)主要發(fā)育三條北東－南西向的水下分流河道，河道較寬且河道延伸較遠，局部發(fā)育有河口壩，東南角和西北角的兩條河道較為發(fā)育，中間河道差之，河口壩發(fā)育于G125井附近、JP37－JP37－2井附近、JP21井、JP39－2井以及XJP14－1井附近。長62期砂體較長63發(fā)育，厚度為5～10 m，最厚可達20多米，砂體呈北東南西向展布，砂體較厚的地方為河道的主河道發(fā)育部位，砂體較薄部位為分流間灣。

長61期（圖3）水下分流河道最為發(fā)育，區(qū)內(nèi)主要為北東南西向的分流河道沉積，發(fā)育有三條分流間灣和局部的小間灣，分別是JP40－3井附近、JP21－2－JP38井附近和南下方的JP13－JP28－3附近以及JP24井、JP27井附近的小間灣。該區(qū)JP61－17井、21－8井和39－1井發(fā)育三個河口壩沉積微相。長61砂體厚度約10～15 m，總體上長61砂體較長62、長63發(fā)育，分流河道變寬，砂體變厚，分流間灣變窄。

圖3 LF地區(qū)長61沉積微相平面分布

從長6期的三個小層沉積微相可以看出，從長63到長61，分流河道逐漸變寬，分流間灣逐漸變窄，河道砂體逐漸加厚，這也體現(xiàn)了研究區(qū)長7期深湖相向長6期淺湖湘發(fā)育的過程，長6期湖盆下沉作用減緩，湖盆開始萎縮，沉積補償大于沉降，沉積作用加強。

2.4 儲層物性特征

孔隙度可以反映儲層的儲集性能，滲透率可以反應儲層的滲濾性能［4，7］。據(jù)LF地區(qū)5口探井的300個常規(guī)巖心物性分析和測井解釋結(jié)果表明，研究區(qū)目的層段長6的孔隙度為0.8%～12.1%，平均孔隙度為10.43%，峰值范圍為9%～11%。滲透率分布為（0.003～2.95）×10－3μm2，平均滲透率0.39×10－3μm2，峰值范圍（0.1～1）×10－3μm2。從孔隙度和滲透率的測試及測井統(tǒng)計分析可以看出，研究區(qū)儲層屬低孔超低滲儲層。

為深入了解研究區(qū)內(nèi)延長組儲層特征，對長6儲層的巖心測試物性和測井統(tǒng)計物性做了相關(guān)性分析，結(jié)果表明長6儲層的孔隙度和滲透率在半對數(shù)坐標中均呈正相關(guān)關(guān)系，相關(guān)系數(shù)為0.56（圖4），相關(guān)性較好?？傮w上長6層段砂巖儲層孔隙連通性較好，滲透率大小與孔隙度大小呈指數(shù)性增長，滲透率的變化受控于孔隙度的發(fā)育程度，孔隙度越發(fā)育滲透性越好，為孔隙型儲層［8－10］。

圖4 長6儲層孔隙度與滲透率關(guān)系

長63儲層孔隙度分布在6%～9%，最大孔隙度為14.68%，位于JP61－19－JP61－20井區(qū)和JP60－18－JP60－20井區(qū)；滲透率分布在（1～2）×10－3μm2，最大滲透率13.6×10－3μm2。長62儲層孔隙度主要分布在8%～10%，最大孔隙度為12.88%；滲透率主要分布在（1～2）×10－3μm2，最大滲透率10.83 ×10－3μm2，位于JP37井區(qū)。長61孔隙度主要分布在9%～11%，最大孔隙度為13.67%；滲透率主要分布在（1～3）×10－3μm2，最大滲透率11.17× 10－3μm2?？傮w上，長61物性最好，長62次之，長63最差。油層厚度由長63－長62－長61逐漸增大，含油飽和度增高，油層分布范圍增大。

3 油氣成藏規(guī)律及有利區(qū)預測

油藏形成首先需要有充足的油源，為油藏的形成提供油源條件，其次是需要有儲集層為其提供成藏的場所，再次是遮擋條件，當原油進入儲集層后在蓋層的遮擋下才能形成圈閉，使油氣聚集成藏［11－14］。油藏的形成受到生、儲、蓋、運、圈、保等多種地質(zhì)因素綜合控制，每一項都有一票否決權(quán)。因此，判斷一個區(qū)帶是否有利，要綜合分析各種成藏要素才能優(yōu)選出有利的含油層段及有利的區(qū)帶［15］。

3.1 LF地區(qū)典型油藏剖面分析

LF地區(qū)延長組、延安組油藏類型主要是巖性油藏和巖性－構(gòu)造油藏。其中巖性油藏主要有上傾尖滅巖性油藏、透鏡體巖性油藏及砂巖成巖巖性油藏。

選取典型剖面如JP61－20－JP102－3井長6巖性－構(gòu)造油藏剖面進行分析（圖5），該剖面位于研究區(qū)的中部，為北東－南西走向，與砂體的展布相平行即順物源方向。主要儲層為長61，沉積相為三角洲前緣水下分流河道沉積砂體，分流間灣的泥巖形成油藏的側(cè)向遮擋體，局部的構(gòu)造高點及小型的鼻狀隆起對油藏的形成具有一定的控制作用。

圖5 JP61－20井－JP102－3井長6油藏剖面

3.2 研究區(qū)的成藏模式

通過對研究區(qū)區(qū)域構(gòu)造特征、沉積相及砂體展布、儲層物性、油藏特征、典型油藏剖面研究分析等建立研究區(qū)成藏模式。

研究區(qū)內(nèi)部長7深湖相形成主力烴源巖，在異常壓力作用下向上排烴，長6、長4＋5的三角洲前緣砂體為有利儲層，長7烴源巖上覆地層中分流河道砂體在縱向上的疊置連片成為油氣運移的主要輸導體，后期構(gòu)造作用和成巖作用產(chǎn)生的層間微裂縫是油氣運移的通道，分流間灣泥巖形成了巖性油藏的側(cè)向遮擋［16］。

3.3 LF地區(qū)長6儲層有利區(qū)預測

根據(jù)以上原則及成藏控制因素對本區(qū)各小層進行有利區(qū)預測。

（1）長63儲層有利區(qū)。在長63優(yōu)選有利目標區(qū)4個，總面積1.85 km2。目標Ⅰ位于研究區(qū)西北部，位于JP39－1井區(qū)附近，預測含油面積0.13 km2；目標Ⅱ位于JP14－2井區(qū)附近，位于研究區(qū)中部，預測含油面積為1.21 km2；目標Ⅲ位于JP23－4井區(qū)附近，在研究區(qū)的中部，預測含油面積為0.48 km2；目標IV位于JP27－2井區(qū)附近，預測含油面積為0.03 km2（圖6a）。

（2）長62儲層有利區(qū)。長62儲層預測有利目標區(qū)3個，預測含油面積是2.23 km2。目標Ⅰ位于JP59－19井區(qū)附近，位于研究區(qū)的中部，預測含油面積是0.1 km2；目標Ⅱ位于JP13－2、JP23－4井區(qū)附近，位于研究區(qū)的西南部，預測含油面積1.25 km2；目標Ⅲ位于JP37－1井區(qū)附近，位于研究區(qū)西南部，在有利目標Ⅱ的右下方，預測含油面積0.88 km2（圖6b）。

圖6 LF地區(qū)長63、長62、長61有利區(qū)預測

（3）長61儲層有利區(qū)。長61儲層預測有利目標區(qū)3個，預測含油面積4.96 km2。目標Ⅰ位于JP61－1、XJP14－3、JP19－4及JP102－7井區(qū)附近，預測含油面積為3.65 km2；目標Ⅱ位于JP21、JP21－8、JP37－2井區(qū)附近，預測含油面積0.75 km2；目標Ⅲ位于JP28－1、G125、W40、JP25井區(qū)附近，預測含油面積0.56 km2（圖6c）。

4 結(jié)論

（1）LF地區(qū)長6油藏的主要控制因素：長7暗色泥巖為研究區(qū)油氣成藏提供了充足的油源，是油氣成藏的基礎(chǔ)，三角洲前緣水下分流河道和河口壩厚砂體是區(qū)內(nèi)有利的油氣儲集體，厚層砂體在縱向上的疊置和儲層裂縫構(gòu)成石油向上運移的主要通道，分流間灣泥巖形成側(cè)向遮擋，高閉合度的鼻狀隆起以及裂縫的發(fā)育對油氣藏的形成具有重要的控制作用，良好的蓋層是油氣藏形成的重要條件。

（2）LF地區(qū)延長組長6油層共預測有利目標區(qū)10個，總面積9.04 km2。其中長61含油有利區(qū)3個，含油面積為4.96 km2。長62含油有利區(qū)3個，含油面積為2.23 km2。長63含油有利區(qū)4個，含油面積為1.85 km2。

［1］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002：39－60.

［2］楊華，張文正.論鄂爾多斯盆地長7段優(yōu)質(zhì)油源巖在低滲透油氣成藏富集中的主導作用：地質(zhì)地球化學特征［J］.地球化學，2005，34（2）：147－154.

［3］梁曉偉，王海紅，牛小兵，等.鄂爾多斯盆地中西部延長組烴源巖評價及油－源對比［J］.成都理工大學學報（自然科學版），2011，38（4）：402－406.

［4］陳小梅，溫愛琴，李仲東.鄂爾多斯盆地南部鎮(zhèn)涇地區(qū)中生界油氣成藏規(guī)律研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2009，23（5）：12－14.

［5］郭艷琴，李文厚，陳全紅，等.安塞油田上三疊統(tǒng)延長組長6油藏儲集因素［J］.西北大學學報（自然科學版），2006，36（4）：639－642.

［6］夏青松，田景春，張錦泉，等.鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)三疊系延長組長6－長8儲層評價及有利區(qū)帶預測［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2003，10（4）：11－13.

［7］馮立勇，胥忠義，羅建強，等.姬塬東部鐵邊城地區(qū)長4＋5及長6油藏有利區(qū)塊研究［J］.長江大學學報（自科版）理工卷，2007，4（2）：153－155.

［8］朱宗良，李克永，李文厚，等.鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組富油因素分析［J］.地質(zhì)科技情報，2010，29（3）：75－78.

［9］李輝，張學軍，閆永芳，等.王集地區(qū)油氣成藏主控因素解析［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（3）：1－3.

［10］王昌勇，鄭榮才.鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組中段巖性油藏成藏規(guī)律研究［J］.巖性油氣藏，2010，22（2）：84－89.

［11］淡衛(wèi)東，程啟貴，牛小兵，等.鄂爾多斯盆地重點含油區(qū)塊長4＋5－長8油層組低滲透儲層綜合評價［J］.石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2011，33（8）：48－53.

［12］曲春霞，楊秋蓮，劉登飛，等.長慶油田延長組特低滲透儲層物性影響因素分析［J］.巖性油氣藏，2008，20（2）：43－47.

［13］史德鋒，曠理雄，黃文俊，等.陜北綏靖油田延安組延9油組油氣成藏控制因素［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（4）：4－6.

［14］賈秀容，胡明毅，謝春安，等.江漢馬王廟地區(qū)新下段有利儲集區(qū)帶分布預測評價［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（1）：10－13.

［15］王衛(wèi)紅，田景春，李君文，等.鄂爾多斯盆地堡子灣地區(qū)延長組長6儲集砂體發(fā)育特征及有利區(qū)帶預測［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2008，15（5）：27－30.

［16］肖玲，田景春，魏欽廉，等.鄂爾多斯盆地油坊莊地區(qū)長2油藏主控因素及有利區(qū)預測［J］.西安石油大學學報（自然科學版），2007，22（4）：5－9.

編輯：吳官生

TE112.31

A

1673－8217（2012）03－0006－05

2011－10－31；改回日期：2011－12－13

馬輪，1985年生，2008年畢業(yè)于西安石油大學，在讀碩士研究生，主要從事油氣田勘探地質(zhì)研究。

陜西省普通高等學校重點學科專項資金（地球探測與信息技術(shù)，081802）和西北大學研究生交叉學科資助項目（09YJC17）聯(lián)合資助。