下寺湾泉8长2侵蚀残余地层油气富集主控因素

田伟伟，康胜松，李 珮，王 强，朱 争，汪章超

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，西安 710065)

0 引言

鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的油气资源[1]，长2油藏具有油层厚度变化大、单井产量低的特征。下寺湾油田泉8区块的成功勘探开发，对深入认识整个长2油藏有着重要意义。但是近年来，整个区块含水率升高，油气富集规律、主控因素不明确阻碍了进一步挖掘剩余油潜力。一般认为现今构造、砂体展布、生烃强度和古地貌控制了油气的走向[2-5]。

前人研究发现在三叠系沉积末期，受印支运动抬升的影响，三叠系地层遭受到剥蚀，盆地进入到差异性沉积阶段[6]，在侏罗系中期，在盆地甘肃—陕西地区形成一条近东西向古河道—甘陕古河道[7-8]，该古河道强烈下切作用导致长2油层剥蚀严重。关于前侏罗系古地貌与上覆延安组油藏的研究比较多[9-12]，但是与下伏长2油藏之间的关系研究比较缺乏。该研究基于钻、录、测井及生产数据通过印模法恢复研究区前侏罗系古地貌，将产量数据与古地貌、现今构造、沉积微相进行叠合对比，进一步明确油气富集规律，不仅可为下寺湾油田下一步滚动开发提供指导，也可为其他同类侵蚀残余油藏提供借鉴意义。

1 研究区概况

下寺湾油田位于伊陕斜坡西南部，如图1所示。区内构造为平缓西倾的单斜构造，坡降7～10 m/ km[13]，无较大起伏。泉8研究区位于甘泉西部北，面积约为42 km2，地层由老至新发育三叠系长10—长1、侏罗系富县组及延10—延1，主力含油层位为长22。通过稳定存在的3套砂体，又细分为长221、长222、长223，主力产油层位为长222，埋深为600～700 m，岩性以中细粒长石砂岩为主。该区域虽然构造稳定，但是破坏性成岩作用强烈，储层胶结致密，物性比较差[14]。

图1 研究区区域构造位置图Fig.1 Regional tectonic location map of the study area

三叠系末期，印支运动致使整个盆地抬升隆起，地层经历强剥蚀作用。研究区延长组顶部地层出现不同程度的缺失，据前人研究认为这是由于顶部风化剥蚀与甘陕古河道下切侵蚀综合作用导致的[9]，延安组地层保存完整，与下覆地层多呈不整合接触。研究区前侏罗系古地貌与下伏长2油藏的关系研究比较少，需要进一步刻画古地貌，明确两者之间的关系。

2 古地貌恢复

2.1 研究方法

古地貌是在某个地质历史时期形成的地表形态，受到盆地沉积充填、沉积物差异压实、风化剥蚀以及流水侵蚀等作用的影响[15]，常用的古地貌恢复的方法有印模法、残厚法、层序地层法以及地球物理法等。研究区在经过古流水侵蚀之后形成沟谷纵横的古地貌，这一阶段进行时间短，所以在还未平原化之前就被早侏罗系埋藏下来，延10期+富县期是在古河道的基础上进行了填平补齐的沉积[16-17]。该研究根据现有的测井资料，采用了“印模法”对泉8区块前侏罗系古地貌进行恢复。具体步骤如下：1)进行地层精细划分后，选取延10层作为等时界面进行顶部拉齐；2)统计延10+富县组地层厚度，其表示侵蚀不整合面至等时界面沉积厚度，如图2所示；3)根据沉积基准面原理，绘制地层厚度等值线图，进行“镜像”处理可以得到侵蚀面之下的残余地层的古地貌；4)选取合理的古地貌单元进行划分。

图2 印模法恢复古地貌示意图Fig.2 Schematic diagram of the ancient landform restoration by imprinting method

2.2 不整合面

利用测井资料恢复古地貌，地层精细划分对比是关键。该研究基于研究区342口井测井资料，延10层电性特征表现为：低自然伽玛值，巨厚层的大套箱型GR曲线，中间夹有薄层泥岩，高声波时差，异常高电阻，顶部发育稳定的煤层，总体来看易于识别。在不考虑差异压实的影响下，不整合面起伏形态应该是与延安组前古地貌呈现镜像关系。如图3所示，剖面方向与甘陕古河道发育方向垂直，延10+富县组地层厚度自东北—西南逐渐变薄，下覆残余地层逐渐增厚。

图3 研究区地层划分Fig.3 Stratigraphic division of the study area

2.3 不整合面上下地层厚度特征

后期成岩作用会对地层厚度有一定的影响，由于研究区面积不大，所以整体没有表现出太大的差异性，加之各个地貌单元保存完整，这对古地貌恢复都是有利的。研究区侵蚀作用由北东—南西逐渐减弱。上覆延10+富县组地层厚度以北西—南东45°Q16-5井—C8-3井—HJ2井—C1-1井—Y3井为分界线(如图4a所示)，界线东北方向上覆地层厚度大于100 m，对应残余地层厚度薄的区域(如图4b所示)。在分界线两侧地层厚度变化快。界线西南区域上覆地层厚度小于100 m，对应残余地层厚度逐渐增大， 在研究区西南区域边界达到最大，厚度达到144 m以上，两者显示了良好的对应关系。

图4 不整合面上下地层厚度图Fig.4 Thickness of upper and lower strata of unconformity

一般河流的形成规律是从高地势流向低地势的，地势低洼处优先形成一定规模的河流，在后期侵蚀作用的不断加深作用下，地形地势差异化，这样会进一步加剧河流的侵蚀作用[18]。该研究结合前人对前侏罗系古河道的研究成果进行古地貌单元判别[19-21](如图5～图7所示)。

图5 鄂尔多斯盆地南部前侏罗纪古地貌Fig.5 Pre Jurassic paleogeomorphology in the south of Ordos Basin

图6 古地貌单元图Fig.6 Paleogeomorphic unit map

图7 古地貌恢复立体图Fig.7 Stereoscopic map of paleogeomorphic restoration

古河谷：前侏罗系古河下切至长2油层组，上覆地层沉积厚度大于100 m，下伏长1+长2残余地层厚度小于48 m，研究区分界线以东北方向为古河谷，方向为北西—南东向。

陡坡：是从河谷向高地过渡的区域。研究区斜坡属于古河道的南侧斜坡，坡降大，地层厚度变化率快，每1 km地层厚度变化可达30 m。

缓坡：是与陡坡相似的地貌单元，坡降较缓，地层厚度变化率低，每1 km地层厚度变化为0.3～10.0 m。

残丘：是斜坡上隆起的部位，地势高于附近斜坡，一般不成片分布，范围小且孤立，呈零星点状分布。上覆地层厚度小于85 m，下伏长1+长2残余地层厚度约为110 m。

河间丘：位于古河道内，周围被水体包围，地势高于河道，上覆地层厚度为115～145 m，多存在于研究区东北区域的古河道中。

高地：地势平坦，上覆地层沉积作用比较弱，厚度较薄，下伏残余地层厚度大。研究区在分界线向西南方向，古河道侵蚀作用逐渐减弱，在西南和正西区域存在有高地。

3 油气富集主控因素分析

3.1 古地貌与油气运移

前人对前侏罗系古河道侵蚀与延安组油藏之间的关系研究比较多，多数人认为侵蚀面的存在沟通了上下的运移通道，侵蚀沟谷中长2油层与延10底部直接接触时，极大地缩短了运移距离，长2油层缺失了长1盖层，长7烃源岩在生烃成熟运移至长2时并未形成良好的储-盖圈闭，油气沿着侵蚀面继续向上运移，在延10油层得到良好的保存，所以长2油层在平面上所显示的含油饱和度低[17，20-21]。研究区属于低含油饱和度油藏，通过对初产数据与古地貌结合分析(如图8所示)，河谷地带产量东西区域分异比较明显，在东部产量高，日产油4 t以上，产量明显高于研究区其他区域，西部则产量低，日产油约为1 t，东部河谷区域在全区产量最高，说明油气在河谷地带散失量并不大，并且聚集成藏。长1发育数米的厚层泥岩可作为区域盖层，除此以外，延10看似与长2油层直接接触，在钻井、岩心等资料的整理中发现富县组发育有厚度不等(0.5～2.0 m)滞留沉积的砾岩和含砾砂岩，孔隙胶结致密，分选差，对油气具有较强的封堵作用，从而在古河谷侵蚀部位形成油气藏，形成岩性-地层油气藏。

图8 研究区古地貌与长2油藏产量分布图Fig.8 Paleogeomorphology and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

3.2 现今构造

侏罗—白垩时期整体呈现东低西高，后期在地质作用的影响下逐渐演变为现今的东高西高趋势，油气聚集重新调整[22-23]。现今延长油田探区处于鄂尔多斯盆地东南部，伊陕斜坡的南部，整体构造东高西低，区内起伏不大，广泛发育低幅度鼻状隆起。泉8区块构造由东向西逐渐降低，普遍发育鼻隆构造，虽然坡降较缓，但是对油气的富集也起到了一定的控制作用。

研究区在构造高部位东北区域含油气性良好，测井显示为油水同层，油气位于鼻状隆起周围的井油气产量较高(如图9所示)，如Q25-4井试油日产油达5.1 t，QC23-3井日产油达4.7 t。在西部单斜构造的低部位油气产量明显降低，测井显示为油水同层和含油水层，如J27井日产油1.4 t，J23井日产油1.0 t。但并非所有构造高部位产油量都比较高，如V8井日产油量1.5 t，Y3井日产油量0.2 t，这说明油气聚集并非由单一因素控制。

图9 研究区现今构造与长2油藏产量分布图Fig.9 Current structure and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

3.3 沉积微相

长2油藏典型地具有“低含油饱和度、高含水”的特征，虽然测井显示为厚层的箱型砂体，但是孔渗不良，储层非均质性极强，薄层泥岩广泛发育，纵向上对油气运移聚齐起到了一定的阻碍作用，油层厚度一般不连续，以多薄层的油水同层为主。区内储层砂体非均质性强，孔隙类型以溶蚀孔为主，包括杂基溶孔和长石溶孔(如图10所示)，大部分地区储层致密，孔隙发育不良，气、水纵向连通性差，多呈孤立透镜状分布。

图10 研究区铸体薄片及扫描电镜图Fig.10 Cast thin section and SEM of the study area

研究区长2沉积微相为辫状河河流相沉积，河道频繁摆动，砂体纵向叠置，非均质性强烈，岩性以中细粒砂岩为主。受物源方向控制，河道呈北东—南西向条带状展布(如图11所示)，河道频繁交汇，油气主要富集于河道中央的厚层箱型砂体中，这是由于河道中部水动力强，砂体孔渗相对良好，起始充注所需要的启动压力低，运移阻力小，如Q20-1井日产油5.5 t，孔隙度为9.42%，渗透率为1.124×10-3μm2；Q21-1井日产油4.0 t。在河道边缘砂体，泥岩夹层多，砂体为底粗上细钟型，有效砂体厚度薄，水动力较弱，储层物性不良，起始充注压力大，油气难以进去驱替地层水，多为油水同层和含油水层，含油饱和度低，如：C8-3井日产油1.1 t，含水率为77%；Q85-5井日产油0.8 t，含水率为88%。以上显示了油气运移至长2地层时，优先选择充注压力低、河道物性良好的砂体，不完全驱替地层水，形成油水同层，沉积微相展布控制了油气分布的宏观格局。

图11 研究区沉积微相与长2油藏产量分布图Fig.11 Sedimentary microfacies and production distribution of Chang2 reservoir in the study area

4 油气富集模式

通过对研究区油气富集控制因素的分析建立油气富集模式，如图12所示。鄂尔多斯属于广覆式生烃，长7油气通过砂体叠置、发育的微裂缝的发育也是运移的主要通道。随着运移距离的增加，运移至长2储层存在一定的散失，油气充注程度低，加之低孔低渗储层毛细管阻力大的缘故，油水分异不明显，多为油水同层，没有统一的油水界面，产水地层水分为2类，即构造低部位水和低渗透滞留水。从平面上来看，上部古河谷侵蚀了部分长1盖层，后期滞留沉积胶结致密的砂砾岩也可以作为盖层，因此油气在长2全区都得到保存。长2单斜构造大致与沉积微相展布垂直相交，油气优先充注于鼻隆高构造河道内物性良好的厚层砂体中，可以优选这些区域作为下一步重点打井区。

图12 油气富集模式图Fig.12 Oil and gas enrichment mode

5 结语

鄂尔多斯盆地长2层作为主力产油层位，全区广覆式生烃，储层稳定发育，盖层良好；随着勘探程度的加深，长2油层后期注水开发显示尤为重要，因此具有很大的资源潜力。明确油气富集规律对优选效益开发区块有着重要的意义。前人研究不足之处表现在：认为鄂尔多斯盆地不发育大的的断层，油气主要依靠砂体叠置运移至长2。该研究认为这种长距离运移成藏，有必要对生烃及油气充注、散失进行研究，裂缝和小断层也可作为下一步研究方向。