白豹——南梁地区长4+51 油藏主控因素及富集规律

肖正录，路俊刚 ，廖建波，李勇，陈世加

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川成都 610500；2.天然气地质四川省重点实验室，四川成都 610500；3.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都 610500；4.中国石油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州730020

引言

1983 年以来，长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探迅猛发展，先后发现了安塞、姬塬、西峰、合水、环江及镇北等多个亿吨级大油田。随着勘探的深入，在盆地中部的白豹——华池—城壕—南梁—悦乐一带和盆地西缘的盐池——平凉—彭阳地区出现产油井和产水井穿插分布、油井含水率高、油水层不受物性控制等复杂问题，对油田精细勘探的步伐和靶区选择造成了严重影响。目前的研究普遍认为，是运移通道（尤其是裂缝）、源储接触关系、储层沥青充填和储层非均质性等方面的差异造成了上述复杂的成藏现象[1-6]，具有一定的理论依据，但仍然很难指导油田的开发。

白豹—南梁地区长4+51油藏的特殊之处在于，长4+51期，这两个地区皆处于三角洲前缘位置[7-9]，但南梁地区长4+51油藏产油稳定，含水率相对较低，初期产水量占总产液量的30%～40%；而白豹地区长4+51油藏油水关系复杂，不同井区产油和产水差异较大，含水率普遍较高，初期产水量占总产液量的60%～70%。

本文对白豹地区和南梁地区长4+51油藏的成藏主控因素进行对比分析，探讨其成藏的差异性，明确油水复杂区原油的富集机理，以指导鄂尔多斯盆地油水复杂区下一步的勘探和开发。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北地台的西部，是一个构造简单的克拉通盆地，也是中国第二大沉积盆地，面积约37×104km2，其中，中国石油长庆油田的勘探开发总面积约为25×104km2。根据地质特征，将鄂尔多斯盆地划分为北部的伊盟隆起、南部的渭北隆起、西部的西缘断褶带和天环拗陷、东部的晋西挠褶带及中部的伊陕斜坡6 个一级构造单元（图1）。其中，伊陕斜坡的开发时间最长、油田分布最多、认识最为清楚。其沉积环境总体稳定，东部的埋藏深度较西部浅，整体上为一个西倾的单斜，坡度不到1◦[10-14]。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元和研究区位置Fig.1 Structural unit of Ordos Basin and the study area location

三叠系延长期，盆地经历了一个完整的湖盆演化阶段，按照沉积旋回自下而上分为长10～长1共10 个油层组。长7 期为盆地的最大湖泛期，形成一套稳定分布的优质烃源岩（“张家滩”页岩），为延长组乃至延安组最重要的油源[15-19]。长4+51期为间歇湖进期，发育较大规模的浅水三角洲，水下分流河道或河口坝沉积体为最有利的油气储集体[7-9]。

白豹——南梁地区处于伊陕斜坡西南部（图1），长4+51油藏主要分布于白豹以南和南梁以北地区，面积约为1 050 km2（图2）。长4+51期，研究区整体上受控于盆地东北部的曲流河三角洲，处于三角洲前缘位置。沉积砂体在研究区普遍发育，具有砂体叠加厚度大、单层较厚、复合连片分布等特点。纵向和横向上水下分流河道、河口坝砂体叠置发育，储集层的非均质性较强，但在不同区域有差异。

图2 研究区的沉积相及油藏平面分布图Fig.2 Sedimentary facies and oil reservoirs distribution of the study area

2 成藏要素分析

2.1 烃源岩条件

关于鄂尔多斯盆地中生界的油源问题，研究者对盆地西南部（陇东和华庆地区）延长组储层中原油来源的认识较为统一，认为是由长7 烃源岩供给[18-21]。统计研究区长7 烃源岩样品的地化参数，其有机碳含量在1.12%～18.41%，平均4.19%；氯仿沥青“A”为0.15%～1.17%，平均0.52%；生烃潜量为0.33～50.45 mg/g，平均13.56 mg/g，属于优质烃源岩。长7 烃源岩的干酪根镜质体反射率在0.65%～0.94%，平均0.73%，目前处于成熟阶段，具有极强的生烃能力。

白豹—南梁地区靠近湖盆中心，长7 烃源岩在研究区的厚度普遍大于35 m，具有优异的供烃能力。从长7 烃源岩厚度等值线与长4+51油藏叠合图来看（图3），白豹地区长4+51油藏总体分布在长7 优质烃源岩35～40 m 厚度之内；南梁地区长4+51油藏大部分处于长7烃源岩大于40 m 的厚度之内，具有一定的差异性。

图3 长7 烃源岩厚度等值线与长4+51 油藏叠合图Fig.3 Superimposition of Chang 7 source rock thickness contour and Chang 4+51 Reservoir

但对于油气成藏而言，南梁地区和白豹地区下伏长7烃源岩均较厚，生烃能力均较强，均能为长4+51油藏中油气的充注成藏提供有利烃源条件，难以成为白豹——南梁地区长4+51油藏差异富集的直接控制因素，更难以解释研究区产油井、产水井和干井穿插分布、油层含水率高的复杂成藏现象。

2.2 砂体类型

长4+51期，研究区整体上受控于盆地东北部的曲流河三角洲，处于三角洲前缘位置[7-9]。由于离物源距离不同，白豹地区与南梁地区在沉积微相和砂体类型方面存在明显差异。从平面上看（图2），白豹地区位于三角洲前缘的起始端，与三角洲下平原接壤，主要发育水下分流河道砂体；而南梁地区主要分布于三角洲前缘的末端，与前三角洲接壤，除发育水下分流河道砂体外还发育河口坝沉积体。

岩芯观察证实，白豹地区砂体以灰白色细砂岩、粉细砂岩和泥质粉砂岩为主，垂向上表现为正粒序结构，电测曲线形态为钟型或箱型，单砂体厚度在2～5 m，砂体累加厚度可达10～15 m。岩芯上普遍发育块状层理，偶见波状层理和砂纹交错层理，砂体的均质性强，为典型的水下分流河道沉积体（图4a）。南梁地区砂体以灰白色细砂岩、泥质粉砂岩为主，垂向上为反粒序结构，电测曲线形态为漏斗型，单砂体厚度在5～10 m，往往多期河口坝纵向叠置发育。岩芯上常见平行层理、砂纹交错层理和泥质纹层，偶见包卷层理，钙质胶结频繁，为典型的河口坝沉积体（图4b）。相较白豹地区，南梁地区砂体的非均质性较强。

图4 研究区长4+51 油藏典型的砂体类型单井柱状图Fig.4 Single well column diagram of typical sand body type in Chang 4+51 Reservoir of the study area

分析砂体连井剖面可以发现，白豹地区更靠近三角洲下平原，物源供给充足，砂体厚度较大，单砂体厚度普遍大于20 m，顺物源方向砂体横向连通性好，延伸较远（图5a）；南梁地区紧邻三角洲前缘末端，物源补给相对较少，主要为河口坝和断续河道，砂体相对孤立，砂体的横向连通性较差（图5b）。

图5 研究区长4+51 油藏砂体连井剖面Fig.5 Well logging profile of sandbodies of Chang 4+51 Reservoir in the study area

2.3 储层物性特征

储层物性表征了储层的储集性能，其中，孔隙度决定了可储流体空间的大小，而渗透率决定了流体的渗流能力[22-25]。

图6 为研究区长4+51油藏储层物性统计结果，研究区整体上属于低孔隙度、特低渗透率储层，孔隙度平均为13.51%，渗透率平均为0.88 mD。分区块统计表明，白豹地区储层孔隙度和渗透率平均值分别为13.60%和1.04 mD；而南梁地区储层孔隙度和渗透率平均值分别为13.30%和0.50 mD；由图6可以看出，白豹地区孔隙度大于12.00%和渗透率大于1.00 mD 的比例明显高于南梁地区。相较而言，白豹地区与南梁地区长4+51油藏的储层孔隙度相差不大，但白豹地区储层渗透率好于南梁地区。

图6 白豹—南梁地区长4+51 油藏孔渗频率分布直方图Fig.6 Frequency distribution of Chang 4+51 Reservoir in Baibao–Nanliang Area

压汞实验是用来揭示储层微观孔喉结构的最常用技术手段[26-27]。由表1 所示压汞数据可以看出，白豹地区喉道中值半径、最大进汞饱和度和退汞效率明显高于南梁地区，而饱和度中值压力和排驱压力则明显低于南梁地区。相比南梁地区，白豹地区长4+51油藏的孔喉结构更优。

表1 白豹—南梁地区长4+51 油藏岩芯压汞数据统计Tab.1 Mercury injection data of Chang 4+51 Reservoir in Baibao–Nanliang Area

2.4 裂缝发育情况

裂缝是鄂尔多斯盆地延长组内最重要的输导体系，也是最主要的控藏要素之一[28-30]。大量岩芯观察发现，研究区长4+51油藏中砂岩高角度裂缝和泥岩中低角度摩擦镜面较为发育，其中，裂缝多为半充填和未充填，充填物主要为方解石，部分裂缝表面可见油迹。研究区B150 井长4+51油藏物性整体较差，150 个砂岩样品的统计结果显示，其孔隙度分布在2.09%～17.30%，平均孔隙度为10.95%；渗透率分布在0.004 5～0.636 6 mD，平均渗透率仅为0.068 0 mD；由单井柱状图（图7）可以看出，储层的非均质性强，在纵向上发育多套泥质夹层。通过岩芯观察发现，在油层下部的1 751、1 752、1 755、1 769、1 772、1 775 和1 776 m 处发育多条裂缝，裂缝在单井中的密度非常高。裂缝是研究区油气垂向运移的重要输导介质，但研究区范围小，受到同一区域应力背景控制，裂缝在白豹地区和南梁地区普遍发育，难以解释目前遇到的复杂成藏问题。

图7 研究区B150 井的单井柱状图Fig.7 Column diagram of Well B150 in the study area

2.5 遮挡条件

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡构造稳定、坡度宽缓、无明显的构造起伏[10-14]。岩芯观察发现，大量因岩性或物性变化导致储层含油性具有差异的现象。B191 井均质块状砂岩为油浸级别，在荧光显微镜下发明显的黄绿色荧光（图8a，图8b），而含泥质纹层砂岩的含油性较差，荧光显示较弱（图8a，图8c）。B403 井均质块状砂岩的含油性最好，荧光显示强烈（图8d，图8e），随着钙质含量的增加，岩芯含油级别逐渐变为油斑（图8d，图8f）和油迹（图8d，图8g），对应的显微荧光发光强度亦逐渐变弱。

图8 岩性或物性变化导致储层含油性具有差异的现象Fig.8 Phenomenon of different oil-bearing properties caused by changes of lithology or physical properties

均质块状砂岩的含油性好于含泥质纹层砂岩和钙质胶结砂岩。含泥质纹层和钙质胶结砂岩充当了物性较好的均质块状砂岩的相对盖层，对油气产生了垂向和侧向上的封堵作用，形成物性或岩性遮挡油气藏。

分别制作白豹地区和南梁地区沿物源方向的油藏剖面，发现研究区总体为一西倾的单斜，但部分井区存在相对构造高点。其中，白豹地区砂体的厚度大，侧向连通性好，储层物性好，油藏普遍含水，产油量较高的井多处于低幅度构造发育区（B266 井和B157 井），而构造起伏平缓地区井的产油量普遍较低（B413 井和B120 井）（图9a）。相较而言，南梁地区砂体孤立，侧向连通性较差，多发育透镜状和岩性上倾尖灭圈闭，储层含油性具有强的非均质特点，油藏含水率普遍较低，油藏的分布与低幅度构造无明显的关系，反而孤立砂体（W236 井）的含油饱和度更高（图9b）。

图9 研究区沿物源方向长4+51 油藏剖面图Fig.9 Reservoir sections of Chang 4+51 Reservoir in the study area

3 差异成藏富集规律

3.1 孤立砂体自身圈闭条件好，利于原油富集

从成藏要素的分析可知，砂体类型及其规模是造成白豹地区和南梁地区长4+51油藏差异性富集的重要因素。

白豹地区主要发育分流河道砂体，砂体的侧向连通性好、物性更优、均质性强，满足油气远距离运移的条件（图5a）；原油在浮力的作用下侧向运移，导致砂体虽有油气显示，但出现油水同层或者产水的现象（图9a）。南梁地区以发育断续河道和河口坝为主，砂体的侧向连通性差、相对孤立、物性较差、岩性变化频繁，可以形成纵横方向上的遮挡，自生圈闭条件较好（图5b）；不论是后期构造抬升还是地下水条件发生变化，油藏都难以发生调整，油气富集程度相对较高（图9b）。

统计研究区38 口井不同类型砂体的储层物性、含油饱和度及含水饱和度发现，水下分流河道砂体的孔隙度、渗透率和含水饱和度均高于河口坝砂体，而含油饱和度低于河口坝砂体（图10）。说明砂体类型对成藏具有重要的影响，孤立的河口坝砂体为研究区有利的油气储集体。

图10 不同类型砂体的孔隙度、渗透率、饱和度数据统计直方图Fig.10 Statistical histogram of porosity,permeability and oil saturation of different sand body types in the study area

3.2 低幅度构造是连通性河道砂体的有利成藏区

研究认为，鄂尔多斯盆地延长组浅层和延安组普遍发育的低幅度构造具有重要的控藏作用，但很少有学者在盆地中部的延长组深层中考虑低幅度构造对原油富集的影响。本次研究发现，低幅度构造对研究区长4+51油藏有着明显的控制作用。如图11所示，白豹地区长4+51油藏虽然普遍高含水，但也发育如B435 井和B415 井等自喷井，结合构造等值线来看，B415 井区和白435 井区均位于鼻状构造的隆起位置，而高含水井多处于构造的翼部。

图11 白豹地区长4+51 油藏与构造等值线叠合图Fig.11 Superimposed map of Chang 4+51 Reservoir and structural contour in Baibao Area

通过绘制研究区井网图，发现油气在不同相带和区域的优势储集体存在明显差异（图12）。从不同相带来看，三角洲下平原和三角洲前缘的主体砂带侧向延伸远，砂体叠置连片，储层中普遍含油，但原油偏向于富集在砂体的顶端；三角洲前缘末端和前三角洲砂体孤立分布，透镜状砂体的含油饱和度相对较高，油水关系较为分明。从不同的研究区域来看，白豹地区（北部）砂体的连通性明显好于南梁地区（南部），但油藏的富集程度整体较差，单凭借寻找优质储集体来找油的方案行不通。白豹地区砂体厚、物性好，油水分异较为充分，低幅度构造处是有利的勘探目标；南梁地区砂体孤立、岩性变化频繁，那些运移通道通畅，储层物性较好的砂段，是此区域有利的勘探目标。

图12 研究区长4+51 油藏立体分布井网图Fig.12 Three dimensional well pattern of Chang 4+51 Reservoir in study area

4 结论

（1）白豹长—南梁地区长7烃源岩较厚，生烃能力强，能够为长4+51油藏提供充足的油源；研究区普遍发育裂缝，构成油气垂向运移的重要输导体系。烃源岩和裂缝不是研究区油藏富集差异的主要控制因素。白豹地区长4+51油藏的储层物性好于南梁地区，更利于原油在储层中的渗流。含泥质纹层和物性较差的砂体充当了物性较好的均质块状砂体的相对盖层，对油气产生了垂向和侧向上的封堵作用，形成物性或岩性遮挡油气藏。

（2）长4+51期，白豹地区主要分布于三角洲下平原和前缘主体带前部，砂体类型主要为水下分流河道，砂体厚度大、侧向连通性好、储层物性和均质性较好，能够为原油的远距离侧向运移提供良好的通道。南梁地区主要分布于三角洲前缘主体带末端，以发育断续河道和河口坝砂体为主，砂体相对孤立、侧向连通性差、储层物性较差、岩性变化频繁，自身圈闭条件较好。

（3）三角洲沉积体系下，油气在不同相带的优势储集体存在差异。连通性好的水下分流河道砂体侧向封堵条件较差，油气在浮力作用下向构造高部位聚集，导致油藏的含水率较高，低幅度构造是油气的有利富集区；孤立分布的河口坝和断续河道砂体不利于油气侧向调整，砂体的含油饱和度相对较高，油水关系较为分明，源储配置关系较好的地区是油气的有利富集区。