榆林高地古地貌区延9油藏分布特征及其主控因素研究

2014-04-23王宝萍西安石油大学地球科学与工程学院陕西西安710065

长江大学学报(自科版) 2014年8期

王宝萍（西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065）

鄂尔多斯盆地侏罗系地层是盆地内主要含油层位之一。该地层是在三叠纪末印支运动后形成的一种沟谷纵横、丘陵起伏的地貌景观上沉积的［1］。前人对这种古地貌景观进行了恢复，主要发育甘陕一级古河谷和庆西、宁陕、蒙陕和晋陕二级古河谷［2］，认为侏罗系油藏主要分布在这种一、二级古河谷的附近砂岩体中，这样深切古河谷既缩短了延安组下部储集体与油源层之间的接触距离，又成为油气运移良好通道。但是，近年来在远离沟通三叠系油源的一级、二级深切河谷的榆林高地古地貌上也陆续发现了大量油藏［3］，因而需要依据目前已探明油藏的空间分布特征，总结油藏分布的主要控制因素，以期指导该盆地古地貌高地的油气勘探。

1 区域地质概况

研究区位于鄂尔多斯盆地靖边县西部，属于榆林高地古地貌单元。钻遇地层自上而下依次为新生界第四系黄土层，白垩系洛河组地层，侏罗系安定组、直罗组、延安组和富县组地层以及三叠系延长组地层。延安组地层遭受剥蚀，上部地层缺失，仅剩下部延4＋5、延6、延7、延8、延9、延10地层。延长组地层序列发育完整，演化特征明显，其中延9油层组为研究区勘探开发目的层，其地层厚度一般在36.7～63.7m，平均48.7m，划分为延91、延92油层亚组。岩石类型主要为次岩屑长石砂岩。胶结物主要类型有铁白云石、硅质、菱铁矿和方解石等，杂基主要类型有高岭石和水云母。砂岩结构较为致密，碎屑粒度主要以粗－中粒、中粒、粗粒为主，其次是细砾级，细－中粒。碎屑颗粒多为次棱角－次圆状，而且碎屑颗粒间大多数都是点－线接触型，胶结类型均为孔隙胶结。储层孔隙度平均值为17.4%，渗透率平均为291.68mD，主要分布在100～1000mD，属于低－中孔、中－高渗储层。孔隙类型主要有残余粒间孔和溶蚀孔隙，并以大孔－粗喉型为主。

2 油藏特征

2.1 流体及温压特征

延9油藏原油密度、黏度等变化不大，平均密度0.85g/cm3，50℃条件下平均黏度8.61mPa·s，平均凝固点16.73℃。地层水水型主要为NaHCO3型和部分CaCl2型，地层压力平均7.31MPa，地层温度平均37.85℃，地温梯度在3.19℃/100m左右，压力系数0.62，属低压常温系统。油藏平均有效厚度4.63m。

2.2 油藏类型

1）构造－岩性油藏该类油藏的圈闭成因受岩性和构造双重因素控制，即在西倾单斜构造背景下，由于构造活动或差异压实作用形成的近东西向的鼻状隆起，鼻状隆起幅度较小。这种鼻状隆起与上倾方向的泥质类岩性相互配置形成较好的圈闭场所。如研究区JT928井区和JT469井区即为构造－岩性油藏，油藏分布于构造高点，油层下部为油水层或水层，具有储层物性好、油水分异好和单井产量高的特点（见图1）。

图1 W17-05井～W45-01井油藏剖面图

2）岩性上倾方向遮挡油藏该类油藏是由于储集层沿上倾方向尖灭或渗透率变差而造成圈闭条件，油气聚集其中而形成的，在该研究区主要发育于边滩砂坝微相，往往呈透镜状分布，四周一般被泥岩包围，处于一种相对封闭的环境中，面积一般较小，经常是孤立的一口井区或少数井区即为一个油藏，油藏内为纯油或有底水。如研究区东部的JT942井区和W35-01井区即为岩性上倾方向遮挡油藏（见图2），该油藏内部压力相对较高，这是由于周围泥岩的压实效应所致［4］。

图2 W47-01井～JT942井油藏剖面图

3 油藏分布主控因素

3.1 古地貌

该研究区前侏罗系古地貌可划分为古山谷、古斜坡和古高地3种古地貌单元。从古地貌与含油面积叠合图（见图3）可以看出，研究区延9油藏大部分分布于研究区东部南北古高地之间的古斜坡缓坡区域，只有JT928及JT469井区油藏分布在古山谷区，说明位于榆林高地的延9油藏远离一、二级深切三叠系油源地层的古河谷通道，油气运移距离较远，古地貌对延安组延9油藏控制作用有限。

3.2 构造

侏罗系地层沉积前古地貌高低不同，剥蚀面之上的沉积厚度存在差异，形成了差异压实构造。此外，由于不同岩性的压实效率不同，也形成沉积差异压实。这些均是延安组延9地层低幅构造的成因。从研究区古地貌和延9地层顶面构造等值线叠合图（见图4）来看，地层顶面构造与古地貌存在一定相关性，在古河谷处构造的地势相对较低，如在JT525与JT907井区之间的古河谷地貌上的延9油藏顶面构造处于地势较低的凹陷区域。古高地处大都形成鼻状隆起，如研究区中的JT932井区和JT123井区附近都同时位于古地貌的古高地和构造鼻隆处。

图3 靖边西部延9油藏前侏罗系古地貌及与含油面积叠合图

图4 靖边西部延9油藏前侏罗系古地貌与顶面构造等值线叠合图

延9油藏分布受构造控制明显，从研究区延9油藏与延9地层顶面构造叠合图（图5）可看出，研究区中只有JT472井区油藏位于构造相对较低区域，其余都分布在鼻状隆起区域，由此，可以认为这种低幅的鼻状隆起是延9油藏富集成藏的主要因素。王仲应等认为［8］，没有低幅鼻隆，油水就得不到应有的分异，钻井可能会见到一定的油气显示，但不可能发现油气。因此，构造不仅控制着油气的富集，而且还控制着油藏油水分异，如研究区JT928井区，位于构造高部位的 W45-01井、JT928井和W46-03井投产后日产油，分别为3.44t/d、3.48t/d和3.54t/d；而位于构造较低部位的 W44-02井，日产油仅为0.55t，更低部位的 W44-03井投产后只产水。

3.3 沉积相

该研究区延9地层为曲流河相沉积，沉积微相划分为河道微相、决口扇微相和河漫滩微相（见图6）。平面上，由于河道的侧向侵蚀强烈而呈明显的弯曲状，凹岸遭受强烈侵蚀，凸岸发生沉积，形成边摊砂坝，造成河道砂体在垂向上的叠置，呈不规则状的条带，宽厚比小。砂体侧向分布减薄和尖灭，为侧向不连续的、孤立的砂体［9］。

沉积微相对延9油藏分布具有非常明显的控制作用。由图7可知，油藏的分布明显受到曲流河边滩砂坝微相的控制，已发现的油藏基本上都发育在边滩砂坝砂体之上，砂体厚度在15～30m之间，砂地比值在0.45～0.79。这是由于在河道边滩砂坝位置，砂体发育规模大，并有较大的厚度，岩性相对均匀且物性好，因而含油性较好。在河道间部位，砂体减薄甚至尖灭，岩性变细，物性变差，非均质增强，泥质成分增多，因而含油性变差。

图5 靖边西部延9油藏与延9地层顶面构造叠合图

4 结语

通过对研究区已发现油藏分布规律的研究，认为位于榆林高地古地貌区的油藏分布主要受到沉积前古地貌、鼻状隆起和沉积相控制，其中沉积相对油藏分布的控制最为明显，已发现油藏基本都位于曲流河相的边滩砂坝微相内。此外，受到古地貌和差异压实双重作用影响的低幅构造（即鼻状隆起）也是控制油气分布的另一个重要因素。上述认识对榆林高地古地貌单元的油气勘探可以提供重要的指导作用。