雷 迅，武富禮，羅 星 王 凱，王立龍

（西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安7 1 0 0 6

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，具有烴源巖發(fā)育、生儲蓋組合配套、勘探領(lǐng)域廣、油氣資源豐富的特點(diǎn)［1］。靖邊地區(qū)中山澗井區(qū)在鄂爾多斯盆地中北部，位于鄂爾多斯盆地一級構(gòu)造單元——陜北斜坡上，是總體上呈東高西低、坡降平緩的大型單斜，平均坡降6～8 m／k m。該區(qū)由差異壓實(shí)作用發(fā)育著成排分布的走向北東－南西向或東西向的鼻狀構(gòu)造，并在西北部形成一局部隆起，對油氣聚集和油氣產(chǎn)能有重要影響［2］。下面，筆者對鄂爾多斯盆地靖邊地區(qū)中山澗井區(qū)延9油藏成藏控制因素進(jìn)行分析。

1 成藏條件

1.1 烴源巖

該研究區(qū)暗色泥巖平均厚約67.72 m，其中連續(xù)性最好、最優(yōu)質(zhì)的是張家灘黑頁巖，該套生油巖厚2.0～7.7 m，平均厚4.42 m，具有良好的油源條件。

1.2 儲集層

該研究區(qū)延9油層組三角洲平原分流河道砂體沉積，平面上呈條帶狀自北西向南東向發(fā)育4條主要的河道。該研究區(qū)延9儲層的巖石學(xué)特征如下：砂巖類型主要為次巖屑長石砂巖，石英含量變化較大，占碎屑總量的32.0%～66.0%，平均51.38%；其次為長石，含量12.0%～31.0%，平均22.75%；再次為巖屑，含量7.5%～26.5%，平均13.05%。巖屑主要是變質(zhì)巖巖屑，其次含有少量火成巖巖屑。

該研究區(qū)延9油層組儲層孔隙度最小值為11.0%，最大值為22.4%，平均值為17.4%；滲透率 為 （2.13～2961.83）×10－3μm2，平 均 為291.68×10－3μm2。孔隙度與滲透率之間具有較好的相關(guān)性 （見圖1）。

圖1 延9油藏孔隙度和滲透率相關(guān)關(guān)系圖

1.3 運(yùn)移條件

研究表明［3］，鄂爾多斯盆地侏羅系油藏成藏的一個(gè)重要因素是生成的油氣必須經(jīng)過長距離的運(yùn)移到達(dá)圈閉后才能很好地成藏，其中侏羅紀(jì)古地貌發(fā)育的古河道對長1地層的切割又顯得尤為重要，由于該研究區(qū)西南距蒙陜古河較近，且蒙陜古河還發(fā)育有小型的次一級古河通過研究區(qū)西南部，這為油氣的運(yùn)移提供了良好的條件 （見圖2）。

圖2 鄂爾多斯盆地南部前侏羅紀(jì)古地貌圖

1.4 蓋層與遮擋條件

蓋層條件對油氣藏的形成起著至關(guān)重要的作用，尤其是區(qū)域蓋層的作用更為重要。蓋層的形成在時(shí)間上與水進(jìn)期或沉積物供應(yīng)減少期相對應(yīng)，在空間上與沉積中心密切相關(guān)。研究表明，區(qū)域性穩(wěn)定分布的優(yōu)質(zhì)蓋層是沉積盆地形成大、中型油氣田的必備條件之一［4］。由于該研究區(qū)延9油層組頂部及延8～延6油層組逐漸沼澤平原化，其發(fā)育的沉積物以河漫灘相厚層泥巖及煤層為主，從而為延9油藏提供了良好的蓋層條件。

1.5 圈閉類型

該研究區(qū)為一構(gòu)造簡單的西傾單斜，缺乏背斜及斷層等大的構(gòu)造圈閉。精細(xì)構(gòu)造研究發(fā)現(xiàn)，該研究區(qū)延安組發(fā)育的低幅度鼻狀隆起構(gòu)造，對油藏的形成與富集具有重要的控制作用，這種低幅度的構(gòu)造與巖性配合后可以形成構(gòu)造－巖性復(fù)合圈閉。

2 成藏控制因素

2.1 沉積環(huán)境對油氣聚集的控制作用

沉積環(huán)境對油氣聚集的控制作用的實(shí)質(zhì)是沉積相對砂體類型及其孔滲性特征的控制，因?yàn)椴煌练e相沉積的環(huán)境不同，其水動(dòng)力條件有所不同，演化特征也有差異，因而所發(fā)育的砂體在物質(zhì)成分、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類型等方面各具特色，時(shí)空展布規(guī)律亦不盡相同，結(jié)果導(dǎo)致不同沉積微相的砂體有不同的物性特征和分布規(guī)律，形成沉積相對儲層的控制作用，也控制了油氣的聚集和分布［5］。

不同沉積體系形成時(shí)水動(dòng)力條件強(qiáng)弱的差異，導(dǎo)致不同沉積體系沉積巖石粒度、雜基含量、顆粒的分選和磨圓等巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度的差異，并對巖石在后期抗壓實(shí)能力及膠結(jié)作用強(qiáng)弱等成巖變化方面的產(chǎn)生不同程度的影響，最終表現(xiàn)為不同沉積體系巖石物性條件的不同。研究發(fā)現(xiàn)，即使是在同一沉積體系中，不同沉積微相沉積的砂巖儲集層的孔隙度、滲透率變化也會(huì)出現(xiàn)變化［6］。該研究區(qū)延9油層組河道相發(fā)育的砂體孔隙度、滲透率在區(qū)域范圍內(nèi)均最高 （見圖3），且沿主河道方向和切河道方向孔隙度、滲透率變化明顯，河道側(cè)翼和河漫灘相物性依次變差。目前在研究區(qū)延9油藏發(fā)現(xiàn)的高滲儲集體分布區(qū)主要為河道砂壩砂體，其儲層物性好，與其沉積環(huán)境水動(dòng)力條件較強(qiáng)、粒度較粗、分選好－較好和雜基含量低密切相關(guān)，而側(cè)翼及河漫灘等微相由于水動(dòng)力強(qiáng)度弱、粒度變細(xì)、分選性變差和雜基增多，因此其物性變差。

圖3 中山澗區(qū)延9油層組砂厚與孔隙度、滲透率疊合圖

2.2 差異壓實(shí)成因的鼻隆構(gòu)造對油氣富集的控制作用

圖4 中山澗井區(qū)延9油層組構(gòu)造與油藏疊合圖

在三疊系古地貌基礎(chǔ)上衍生而來的差異壓實(shí)作用形成的小幅度鼻隆是形成延9油層的最主要的因素。首先，延長組侵蝕面的地貌形態(tài)是延安組的構(gòu)造基礎(chǔ)。這些構(gòu)造的本質(zhì)是三疊系古地貌背景、富縣組、延10油層組和延9油層組下部以 “印?！标P(guān)系堆積后形成壓實(shí)背斜、鼻隆和群隆，在古河谷部位為鼻隆間的凹槽，在坡咀、溝間梁和殘丘高地上則為鼻隆和群隆。其次，前侏羅系的古地貌正地形與延9油層組頂面構(gòu)造具有很好的繼承性，但鼻隆構(gòu)造的圈閉范圍和閉合高度由下而上逐漸減少。延9油層組鼻隆的凹／隆與三疊系侵蝕高地周邊溝梁相間的地形走向一致且相間分布。上述鼻隆構(gòu)造使得油氣自下而上垂向運(yùn)移于壓實(shí)構(gòu)造帶中，在合適的蓋層與遮擋條件下，比其他圈閉優(yōu)先捕捉油氣，成為油氣運(yùn)移的有利指向和油氣富集的良好圈閉條件。目前，所有已發(fā)現(xiàn)的侏羅系延9油藏均分布在上述局部構(gòu)造的高點(diǎn)部位 （見圖4）。

2.3 砂層頂面構(gòu)造控制著油水分布

該研究區(qū)是傾角不大的單斜構(gòu)造，油水分異不徹底，絕大多數(shù)井都是油水同層，部分井完全產(chǎn)水，個(gè)別井產(chǎn)純油，產(chǎn)生上述現(xiàn)象的原因在于砂巖頂面高度的不同。結(jié)合砂巖頂面高度對試油成果進(jìn)行分析后發(fā)現(xiàn)，在同一砂巖體中，砂巖頂面高的井產(chǎn)油氣，砂巖頂面低的井產(chǎn)水，相對高差越大，油水分異越顯著。因此，砂巖頂面高程對油水分布的控制，實(shí)質(zhì)上是巖性遮擋，同時(shí)其又在一定程度上反映了構(gòu)造因素。

3 結(jié) 論

1）富含有機(jī)質(zhì)的烴源巖為該研究區(qū)延9油藏油氣的生成提供了物質(zhì)保障。

2）侏羅系古地貌為該研究區(qū)延9油藏油氣的長距離運(yùn)移提供了良好的條件，廣泛發(fā)育的泛濫平原相、沼澤相泥巖為該區(qū)油氣成藏提供了良好的蓋層條件。

3）差異壓實(shí)成因的鼻隆構(gòu)造是該研究區(qū)延9油藏油氣富集的重要因素，因而今后勘探重點(diǎn)應(yīng)放在古高地與分流河道的疊合區(qū)域。

［1］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.

［2］長慶油田石油地質(zhì)志編寫組 .中國石油地質(zhì)志 （卷十二）：長慶油田 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1992.

［3］郭正權(quán) .鄂爾多斯盆地南部前侏羅紀(jì)古地貌對延安組下部油藏的控制作用 ［J］.古地理學(xué)報(bào)，2008，10（1）：63－71.

［4］柳廣第，高先志，張厚福 .石油地質(zhì)學(xué) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009：63－70.

［5］唐民安 .鄂爾多斯盆地涇川地區(qū)中生界油氣富集受控因素及勘探方向 ［J］.河南石油，2000（4）：4－6.

［6］宋廣壽，楊技，張治國，等 .城華地區(qū)延安組延8～延10儲層巖石學(xué)特征 ［J］.西安石油學(xué)院學(xué)報(bào) （自然科學(xué)版），2000，15（3）：1－10.