鄂爾多斯盆地郝家坪地區延長組油藏富集規律研究

汪地鵬，張瑞

（1.西北大學地質學系，陜西西安710069；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

鄂爾多斯盆地郝家坪地區延長組油藏富集規律研究

汪地鵬1，張瑞2

（1.西北大學地質學系，陜西西安710069；2.中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川750006）

鄂爾多斯盆地是我國重要的含油氣盆地，多種能源礦產同盆共存。經鉆井巖芯及薄片鑒定發現，郝家坪地區三疊系延長組長2、長4+5、長6儲層巖石類型以長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，長2儲層喉道以細喉為主，長4+5、長6喉道以細喉、微細喉為主。長2油層組主要為河流相、長4+5及長6油層組主要為三角洲相。油藏主要為巖性油氣藏和構造-巖性油氣藏，油氣藏的聚集與分布主要受巖性、沉積相和構造等因素的控制。

克拉通盆地；沉積相；孔隙度；圈閉；巖性油氣藏

鄂爾多斯盆地地跨陜甘寧蒙晉，故又稱陜甘寧盆地，面積約25×104km2。構造形態總體顯示為一東翼寬緩，西翼陡窄的不對稱大向斜的南北向矩形克拉通盆地［1］。多種能源礦產同盆共存。盆地邊緣斷裂褶皺較發育，而盆地內部構造相對簡單，地層平緩，一般傾角不足1°。根據現今的構造形態，結合盆地的演化歷史，鄂爾多斯盆地可劃分為六個一級構造單元，即北部伊盟隆起、西緣逆沖斷裂帶、西部天環坳陷、中部陜北斜坡、南部渭北隆起和東部晉西撓褶帶［2］。

杏子川油田郝家坪北區位于延安市安塞縣境內，面積約68.0 km2。在區域構造上，研究區位于鄂爾多斯盆地靠近天環坳陷的伊陜斜坡帶的中部，伊陜斜坡主要是呈向西傾斜的平緩單斜，其主要形成于白堊世，傾角僅為0.5°～1°，未見斷層及其它類型應力構造［3］。盆地內無善級構造，三級構造以鼻狀褶曲為主，很少見幅度較大，圈閉較好的背斜構造發育，千米坡降7 m～10 m。

1　地層特征

郝家坪地區上三疊統延長組地層構造活動微弱，地層產狀平緩，構造旋回性強。該區油層主要有長2、長4+5、長6三套主力油層。根據收集到研究區及其鄰區173口井地質錄井、測井、井位和海拔資料，在對前人的巖芯觀察、描述成果進行分析后，重點沿用前人建立的標志層，進行了小層劃分與對比。

長2油層組厚約110 m～150 m，巖性主要為灰色細粒長石砂巖與灰色砂質泥巖、深灰色砂質泥巖、深灰色泥巖互層，局部夾薄層的碳質頁巖，含有豐富的植物化石碎片。該段砂層十分發育，根據沉積旋回可進一步劃分為長21、長22、長23。

長4+5油層組巖性為砂泥巖互層夾薄煤層或煤線，砂巖厚度差異較大。泥巖層段具高阻特征，砂巖段自然電位負異常幅度低（或平直），即習慣所稱的“細脖子段”，為區域輔助標志層，沉積厚度90 m～110 m。根據沉積旋回可進一步劃分為長4+51、長4+52。

長6油層組地層厚度100 m～140 m，與下部長7油層組整合接觸，巖性為淺灰綠、淺灰黃色厚層-塊狀細砂巖、深灰色泥巖，夾煤線及薄層凝灰質泥巖。根據沉積旋回可進一步劃分為長61、長62、長63和長64。

2　沉積相展布特征分析

2.1沉積微相類型

根據巖芯觀察、測井曲線、及相關測試資料的綜合分析，研究區上三疊統延長組長2油層主要為河流相、長4+5及長6油層主要為三角洲相。結合區域沉積背景的特點，本區的辮狀河亞相劃分為河道沙壩及河漫灘沉積微相，三角洲前緣亞相劃分為水下分流河道及分流間灣沉積微相（見表1）。

表1　郝家坪北區延長組沉積相類型劃分表

（1）河道沙壩：是長2油層組的主要砂體類型，砂體巖性以灰、灰白色厚層至塊狀中細粒砂巖組成，通常不止一期，而是多期河道砂巖疊加而成，一般厚4.5 m左右。砂體的組成主要以粒度向上變細的正粒序為主，底界發育底沖刷面，下部常為塊狀礫石，中、上部發育含泥礫砂巖、大型槽狀交錯層理細砂巖、板狀層理粉細砂巖、平行層理粉細砂巖，砂體在橫剖面上呈透鏡狀，平面上呈條帶狀展布。

（2）河漫灘：是河流在洪水期水位升高越過河岸時，將洪水攜帶的較細粒碎屑物快速沉積下來，平面上距河道越遠，沉積物粒度越細，垂向上粒度有從下往上變粗的趨勢。通常在河道的兩側發育，有時與河岸平行展布［4］。巖性以粉砂、細粉砂、泥巖為主，砂體厚度較薄，常見水平層理、波狀層理和斜波狀層理。目前由于對河漫灘沉積物與天然堤沉積物的認識還沒有成熟，無法將他們細分，只能將河道砂體和它們進行對比研究。一般認為層位相對較高、位于河道砂之上的為天然堤沉積，層位偏下則為河漫灘沉積，在平面上則以相序關系加以區分。

（3）水下分流河道：水下分流河道為陸上分支河道的水下延伸，是湖水和河流的劇烈交鋒地帶。它是三角洲前緣及三角洲平原主要微相組成之一，也是研究區主要砂體成因類型。巖性以灰色、深灰色或灰褐色中細粒長石砂巖為主，泥質含量低。砂體縱向上具有正粒序結構，下部以中細粒砂巖為主，向上逐漸過渡為粉砂巖、泥質砂巖。常發育交錯層理、波狀層理及沖刷-充填構造。

（4）分流間灣：主要位于水下分流河道之間，地勢相對低，一般向下游方向開口與湖相通，水動力不強，向上游方向逐漸收斂的一個低洼環境。主要接收洪水期溢出水下分流河道相對較細的懸浮物質，故分流間灣常以細粒沉積為主，巖性主要為泥巖、粉砂質泥巖、泥質粉砂巖等，其自然電位曲線表現為低平，自然伽馬曲線表現為中高值，呈齒形。

2.2沉積相展布特征

（1）長2期主要為辨狀河沉積體系，河道沙壩和河漫灘沉積微相發育。河流主要呈北東-南西向展布，河道發育較平直。區內有多條河道發育，它們呈條帶狀近平行展布。主河道的東北部大多都是由多條河道交織匯聚而成。疊加河道總體寬約1.5 km，河道砂體延河道沙壩分布。

（2）長4+5期主要為三角洲前緣亞相沉積體系，沉積微相主要為水下分流河道及分流間灣。區內主要發育一條水下分流河道，河道向西南方向延伸較遠，也呈北東-南西向展布。主河道的東北部，發育多條小型分支河道，展布方向不一，整體與主河道展布方向保持一致，河道總體比較寬。

（3）長6期沉積環境和長4+5基本相同，長61期是在長62期基礎上發生的更進一步湖退三角洲進積沉積作用，主要為三角洲前緣沉積環境。由多條細小河道交錯展布，河道間由較發育的水下分流間灣隔開，河道砂體發育分散。

3　儲層特征

3.1巖石學特征

薄片資料分析結合巖芯觀察的結果表明，長2油層組巖性主要為淺灰色中～細粒長石砂巖，陸源碎屑以長石、石英為主，石英平均含量為25%，長石平均含量為54.7%，巖屑平均含量為6.7%，填隙物平均含量為13.6%。長4+5和長6油層組儲層以細粒長石砂巖、長石質巖屑砂巖為主，陸源碎屑以長石、石英為主，長石含量平均60.2%，石英含量平均27.5%，巖屑含量平均12.3%。

總體來看長2、長4+5和長6油層組的長石風化程度較深，碎屑顆粒多呈次棱-次圓狀，分選中等-好；膠結類型主要為薄膜-孔隙式復合膠結，部分為孔隙式［5］。顆粒間以線狀接觸為主。礦物成分成熟度低，結構成熟度中等，指示較低能穩定的沉積環境，后期成巖作用十分強烈。

3.2孔隙結構特征和物性特征

3.2.1孔隙結構特征根據郝家坪北區延長組壓汞曲線及圖像分析資料，參照趙靖舟等人（2003）對鄂爾多斯盆地中生界儲層孔隙及喉道的分級和命名原則（見表2），本區孔隙主要為粒間孔和溶孔，長2儲層平均孔徑78.6 μm～115.6 μm，主要為大孔隙，平均喉道直徑為7.47 μm，為粗喉道；長4＋5、長6儲層平均孔徑分布在25.3 μm～65.7 μm，主要為中－小孔隙，平均喉道直徑為0.34 μm～1.03 μm，為微細－細-中喉道，以細喉道為主。

表2　鄂爾多斯盆地延安組、延長組砂巖孔隙喉道

3.2.2物性特征長2、長4+5、長6儲層反映孔喉特征的各種參數變化較大（見表3），其中長2儲層最好，孔隙度16.8%，滲透率2.5×10-3μm2，排驅壓力低，為0.06 MPa，平均孔喉直徑大，為6.52 μm；長4+5儲層較好，孔隙度10.2%，滲透率0.6×10-3μm2，排驅壓力較低，為1.35 MPa，平均孔喉直徑較大，為0.34 μm；長6儲層較差，孔隙度9.6%，滲透率0.2×10-3μm2，排驅壓力較高，為2.32 MPa，平均孔喉直徑小，為0.17 μm。

4　油藏特征

4.1圈閉類型

鄂爾多斯盆地陜北地區的區域構造背景為平緩的西傾單斜，前人的研究提出鄂爾多斯盆地上三疊統延長組的油藏類型主要為巖性油氣藏為主，并認為油藏的形成與分布主要受沉積相控制［6，7］。趙靖舟等［8］的研究提出了多因素控制、多類型成藏的認識。他們認為鄂爾多斯盆地中部伊陜斜坡三疊系油藏的形成和分布的主要控制因素有多種，比如沉積相、鼻狀隆起背景、運移通道以及水動力等，并且不同層系的油藏，它們的形成和分布的主控因素，既有相同之處，又有各自不同的地方，油藏類型也既有巖性油藏又有構造－巖性等復合油藏。

本區長2、長4+5和長6油層其分布既受河道砂體分布控制，又受鼻狀構造控制。油藏形態多為透鏡體狀，相互交錯疊置，此類圈閉形成主要受物性變化或成巖作用控制。儲層非均質性較強，橫向上儲層物性變化較大。

油氣分布主要受儲層巖性和物性控制，一般優質儲層分布區即是油氣的富集區。優質儲層主要發育于三角洲前緣水下分流河道和分支河道沉積，在平面上呈帶狀分布，走向北東-南西向。砂體兩側和上傾方向為漫灘沼澤及分流間灣沉積的泥巖和粉砂巖互層，構成油藏的巖性遮擋。

4.1.1長7期湖相油頁巖是最主要的區域性生油層本區延長組長7油層組是盆地中生界的主要烴源巖層。長7期，湖盆沉積格局是對長8的繼承，此時的氣候比較溫暖，各種生物生長繁盛，湖盆規模、水深均已加大，湖盆發展到全盛期。沉積了一套巨厚的（100 m～400 m）富含有機質的淺湖、半深湖相沉積。從而為烴源巖的形成提供了重要的物質基礎。

表3　郝家坪北區延長組孔隙結構參數表

4.1.2分流河道砂體、河道砂壩砂體是本區最主要的儲集層本區延長組長2、長4+5和長6油層發育的水下分流河道、河道砂壩砂體是其沉積主體，這些砂體彼此疊加穿插到一起，復合又連成一片，往往形成寬而厚的大型砂體，呈片狀、樹枝狀、條帶狀、放射狀展布［9］。這些砂體一般為中細粒長石砂巖、巖屑長石砂巖，分選較好，磨圓度中等，粒間孔和溶孔發育，又鄰近油源，四周常常被暗色細粉砂巖和泥質巖所包圍，為油氣的聚集成藏提供了足夠的空間。

4.1.3蓋層及遮擋鄂爾多斯盆地在長1和長4+5期廣泛分布有一套河漫淺湖沼澤相沉積，在平面上構成了長2、長6油層組的區域性蓋層［10］。同時，長2、長6儲層本身發育的分流河道間灣沉積、河漫灘沉積，以及自身砂巖在后期的成巖變化，也為油氣的聚集成藏提供了非常理想的遮擋及封蓋條件。

4.1.4生儲蓋組合總體來看，長7～長1構成了完整的生儲蓋組合，橫向上及其垂向上生儲蓋匹配非常適宜，油氣在這樣的條件下才得聚集成藏。其油藏受巖性和構造雙重控制，長2、長4+5和長6油層以油水同層為主。

4.2油藏類型及主控因素

4.2.1長2油藏類型及主控因素研究區長2油藏局部構造為由差異壓實作用形成的鼻狀隆起，屬于河流相沉積，油藏控制因素包括構造控制因素和巖性控制因素。

（1）巖性控制因素：長2油藏的巖性控制因素主要表現在砂層的側向相變構成油氣的側向遮擋，即油氣沿構造上傾以及鼻隆翼部向上運移，遇到巖性側向遮擋時，聚集成藏。

（2）構造控制因素：長2油藏的構造控制因素表現在構造的下傾方向，存在邊水或底水，油藏中油水分異較好，油藏屬于一個油水系統。

長2油藏為構造-巖性油藏，油水混儲、油水同出。屬于未飽和具有溶解氣驅動能量的油藏，具彈性、溶解氣及邊底水驅動型的構造-巖性油藏。

4.2.2長4+5和長6油藏類型及主控因素長4+5和長6油藏的局部構造均為一由差異壓實作用形成的小型鼻狀隆起，屬于三角洲前緣亞相，油藏的主要因素包括構造和巖性兩個因素。

（1）巖性控制因素：巖性控制因素主要體現在油氣沿著水下分流河道砂體的展布方向分布，在砂巖層較厚的區域油氣富集程度較高，表現為有效厚度較大，含油飽和度較高。河道砂體側向相變構成油氣的側向遮擋，形成巖性邊界。

（2）構造控制因素：構造控制因素主要表現鼻隆構造的高點是油氣分布的主要區域，形成于油氣沿構造上傾方向運移遇到構造高點以及巖性側向遮擋時，聚集成藏。但長6油藏儲層物性較差，油氣滲流能力弱，油水分異程度低，巖性圈閉中油水混儲，未能形成統一的油水界面。

長4+5和長6油藏為溶解氣驅動的巖性油藏，油水混儲、油水同出，屬于彈性溶解氣驅油藏。

5　結論與認識

（1）杏子川油田郝家坪北區為河流相和三角洲相沉積，長2油層組主要為辮狀河沉積體系，長4+5和長6油層組主要為三角洲前緣沉積體系。

（2）郝家坪地區三疊系延長組主產油層組長2、長4+5、長6儲層巖石類型主要有長石砂巖、長石巖屑砂巖，成分成熟度普遍較低，結構成熟度中等。其中長2儲層物性最好，以大孔隙、粗喉為主，長4+5、長6物性較差，主要為中小孔隙，喉道以細喉、微細喉為主。

（3）研究區長7湖相油頁巖是最主要的區域性生油層，優質儲層主要發育于三角洲前緣水下分流河道和分支河道沉積，油氣分布主要受沉積相和構造因素控制，在平面上呈帶狀分布，走向北東-南西向。

（4）研究區長2油藏為構造-巖性油藏，油水混儲、油水同出。屬于未飽和具有溶解氣驅動能量的油藏，具彈性、溶解氣及邊底水驅動型的構造-巖性油藏。長4+ 5和長6油藏為溶解氣驅動的巖性油藏，油水混儲、油水同出，屬于彈性溶解氣驅油藏。

［1］趙重遠，劉池洋，等.華北克拉通沉積盆地形成與演化及其油氣賦存［M］.西安：西北大學出版社，1992.

［2］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構造演化與油氣分布規律［M］.北京：石油工業出版社，2002.

［3］劉池洋，趙紅格，桂小軍，等.鄂爾多斯盆地演化-改造的時空坐標及其成藏（礦）響應［J］.地質學報，2006，80（5）：617-638.

［4］朱筱敏.沉積巖石學［M］.北京：石油工業出版社，2008：154-162.

［5］SY/T 5368-2000.中華人民共和國石油天然氣行業標準，巖石薄片鑒定［S］.2000.

［6］楊俊杰，等.中國石油地質志（卷十善）［M］.北京：石油工業出版社，1992．

［7］張文昭.中國大油田勘探實踐［M］.北京：石油工業出版社，2002：314－328．

［8］趙靖舟，武富禮，閆世可，等.陜北斜坡東部三疊系油氣富集規律研究［J］石油學報，2006，27（5）：24－34．

［9］黃艷.杏子川油田坪52井區延長組長6儲層測井評價［D］.西安科技大學，2013.

［10］李旭芬.陜北瓦窯堡油田中山川區延長組長4+5油層組儲層特征及評價［D］.長安大學，2009.

The characterization about petroleum accumulation of Yanchang formation at Haojiaping area of Ordos basin

WANG Dipeng1，ZHANG Rui2
（1.The Geogolgy Department of Northwest University，Xi'an Shanxi 710069，China；2.Gas Production Plant 1 of PetroChina Changqing Oilfied Company，Yinchuan Ningxia 750006，China）

With the amount of significance，Ordos basin has its special value in the common existence of various mines in our country.According to the such data as the cores and thin section，the sandstone of Chang 2，4+5，6 formation mainly consists of arkose and feldspathic lithic sandstone which make the throat of Chang 2，4+5，6 mainly thin and a little bit micro in 4+5，6.During sedimentary period，Chang 2 develops river facies while Chang 4+5 and Chang 6 mainly have delta facies.Being affected by lithology，sedimentary facies and tectonic，petroleum accumulation mainly is classified as lithological or lithological-tectonic types.

Craton basin；sedimentary facies；porosity；trap；lithological reservoir

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.02.019

TE122.22

A

1673-5285（2015）02-0072-05

2014－12-11

汪地鵬，男（1988-），陜西商洛人，西北大學2013級理學碩士，主要從事油氣儲層地質學方面的研究工作，郵箱：690509889@qq.com。