鄂爾多斯盆地子北地區(qū)長6段油藏成藏條件及主控因素

姜星+于建青+史飛+任戰(zhàn)利+田濤+王錦+霍小菊

摘要：分析了鄂爾多斯盆地子北地區(qū)延長組長6段油層構(gòu)造特征、沉積相分布及砂體展布特征，從烴源巖、儲(chǔ)層、蓋層等方面對長6段油藏成藏條件進(jìn)行了探討，并就油藏類型、主控因素及成藏期次進(jìn)行了討論。結(jié)果表明：子北地區(qū)長6段油藏具有較好的生、儲(chǔ)、蓋配置關(guān)系，主要受沉積微相及儲(chǔ)層物性控制；長6段油氣主要儲(chǔ)存在長61、62、63段河道砂體內(nèi)，油藏類型主要為巖性圈閉；長6段油藏主控因素有主分流河道、儲(chǔ)層物性及其非均質(zhì)性、原油分布；長6段油層中，油氣包裹體均一溫度分布呈雙峰狀，主要在100 ℃～110 ℃和130 ℃～140 ℃；利用熱演化史與流體包裹體均一溫度法對油氣成藏期次進(jìn)行判斷，長7段烴源巖生成的油氣在早白堊世運(yùn)移并大量聚集至長6段油層組，形成長6段油藏。

關(guān)鍵詞：油氣成藏；長6段；烴源巖；儲(chǔ)層；蓋層；子北地區(qū)；鄂爾多斯盆地

中圖分類號：P618.13；TE121文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

0引言

鄂爾多斯盆地陜北斜坡子北地區(qū)自20世紀(jì)80年代進(jìn)行油氣勘探開發(fā)以來，已經(jīng)在中生界延長組長6、長4+5、長2段等發(fā)現(xiàn)了工業(yè)油流，其中長6段為主力油層組。對子北地區(qū)長6段油層組的研究，目前仍以沉積相、儲(chǔ)層特征、注水開發(fā)工藝等為主[14]。前人開展了較單一的沉積環(huán)境、生油巖特征、生產(chǎn)開發(fā)、砂體發(fā)育特征等研究，但未對油氣成藏條件進(jìn)行過系統(tǒng)的深入分析。近年來，隨著大規(guī)?？碧介_發(fā)工作的深入，單一油氣藏要素分析限制了對子北地區(qū)長6段油藏形成條件及控制因素的全面認(rèn)識，制約著該層位油藏進(jìn)一步的勘探部署。筆者在收集1 000余口鉆井資料的基礎(chǔ)上，以子北地區(qū)長6段油層組的生油、儲(chǔ)層、圈閉、保存等為整體，對長6段油層組油氣成藏條件進(jìn)行探討，明確油氣成藏條件及主控因素，為研究區(qū)下一步油藏勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

1區(qū)域地質(zhì)概況

子北地區(qū)位于陜北地區(qū)子長縣，主要包含澗峪岔油田和子北油田，構(gòu)造位置位于陜北斜坡帶東部（圖1），區(qū)域整體構(gòu)造為一向西傾斜的平緩單斜，坡降一般為每千米7～10 m，地層傾角小于1°。區(qū)內(nèi)不發(fā)育斷層和褶皺，但由于差異壓實(shí)作用，僅在小范圍內(nèi)形成一系列幅度較小的鼻狀隆起[5]。上三疊統(tǒng)延長組沉積期是鄂爾多斯盆地沉積演化史上的重要階段，該階段盆地沉積面積最大，物源充沛，經(jīng)歷了完整的湖泊三角洲沉積演化旋回。上三疊統(tǒng)延長組長7、長6期等有重要實(shí)際意義：長7期，盆地深湖相沉積面積大，泥頁巖厚度大，為子北地區(qū)乃至全盆地油氣的生成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)；長6期，湖盆開始收縮，沉積補(bǔ)償大于沉降，湖泊三角洲發(fā)育處于高峰期，多個(gè)規(guī)模較大的三角洲發(fā)育，為油氣運(yùn)移、儲(chǔ)集等提供了較好的地質(zhì)條件[68]。

2長6段油藏生、儲(chǔ)、蓋條件

2.1烴源巖條件

烴源巖作為油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，是評價(jià)潛在含油氣盆地的重要對象?！霸纯卣摗敝两駥φ矣鸵廊话l(fā)揮著重要的作用。鄂爾多斯盆地中生界烴源巖主要發(fā)育于三疊系延長組第二、三段（長9段—長4+5段），主要為深湖—淺湖相沉積的暗色泥巖生油巖，尤以長7段烴源巖最為發(fā)育，是鄂爾多斯盆地油氣藏形成的主要有機(jī)質(zhì)來源[917]。子北地區(qū)處于半深湖—淺湖相沉積環(huán)境，長7段烴源巖厚度較薄，為3～17 m，屬于盆地長7期生油巖沉積的邊緣地區(qū)[18]。通過鉆井巖芯觀察，子北地區(qū)長7段烴源巖顏色較長6段黑，植物化石含量較其他層段豐富，表明長7段的有機(jī)質(zhì)豐度要比其他層位的烴源巖高（圖2）。為了進(jìn)一步明確長7段烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度，本次分析采用總有機(jī)碳（TOC）、生烴潛量等常用參數(shù)，根據(jù)中國陸相生油巖有機(jī)質(zhì)豐度評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[19]（表1），對該段烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度進(jìn)行定量分析。

研究區(qū)延長組長6、長7段烴源巖總有機(jī)碳以大于1.0%為主，占60%，達(dá)到了主力生油巖標(biāo)準(zhǔn)，但是生烴潛量較低，處于（05～2）×10-3之間的占60%，大于6×10-3的僅占30%（表2），屬于較好烴源巖。尚慧蕓等統(tǒng)計(jì)了鄂爾多斯盆地三疊系延長組黑色泥頁巖的總烴（HC，552×10-6），認(rèn)為其屬于好生油巖范疇[20]。試驗(yàn)分析結(jié)果顯示：子北地區(qū)長6、長7段黑色泥巖熱解峰溫（Tmax）分布在436 ℃～455 ℃，平均為4421 ℃。

2.2儲(chǔ)層條件

勘探開發(fā)實(shí)踐表明，子北地區(qū)長6段油藏的儲(chǔ)層主要為分流河道砂體[22]。根據(jù)巖芯觀察和巖石薄片鑒定結(jié)果，子北地區(qū)長6段砂巖主要為淺灰色、淺灰綠色的中—細(xì)粒長石砂巖及巖屑長石砂巖。砂巖碎屑成分以各類長石（體積分?jǐn)?shù)為4732%）為主，其次為石英（27.10%）、云母（608%）和巖屑（3.50%），此外還含有少量重礦物。碎屑顆粒分選性較好，磨圓度以次棱角狀—次圓狀為主，砂巖具有中等結(jié)構(gòu)成熟度、較低礦物成熟度的特點(diǎn)[圖3（a）～（c）]，表明子北地區(qū)長6段儲(chǔ)層堆積的沉積物離物源較近。

子北地區(qū)長6段儲(chǔ)層的孔隙類型以粒間孔為主，其次為溶蝕孔；另一方面，綠泥石、石英次生加大、碳酸鹽等膠結(jié)物的堵塞作用導(dǎo)致物性降低[圖3（d）～（f）]。子北地區(qū)長6段砂巖儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)顯示：孔隙度主要分布范圍為9.0%～11.0%，滲透率主要分布范圍為（013～1.0）×10-3 μm2，變化幅度較大（圖4）。對照鄂爾多斯盆地低滲透砂巖儲(chǔ)層評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[23]，子北地區(qū)長6段儲(chǔ)層屬于超低滲透Ⅲa類儲(chǔ)層，物性條件整體較差，非均質(zhì)性較強(qiáng)。

總體上，子北地區(qū)長6段儲(chǔ)層比較發(fā)育，分布范圍廣，巖性以長石細(xì)砂巖為主，但是物性較差，且縱橫向變化較大?？v向上，長61、長62段物性較好，其次為長63段，長64段物性則最差；平面上，巖相古地理控制了砂體的形成和分布，主要油層長61段砂體厚度為10～40 m，砂體展布與區(qū)域物源供給方向一致，呈現(xiàn)NE向、NNE向條帶狀展布。在三角洲分流河道區(qū)，長6段儲(chǔ)層物性較好，而在河道間沉積區(qū)的物性較差。

2.3蓋層條件

根據(jù)野外露頭、鉆井、測井、試驗(yàn)分析等資料，子北地區(qū)延長組主要發(fā)育以陸相碎屑沉積的泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主的長4+5段和長1段兩套泥巖蓋層。其中，長4+5段發(fā)育的泥巖為下伏長6段儲(chǔ)層的主力封蓋層。平面上，子北地區(qū)長4+5段蓋層厚度主要集中在25～50 m，厚度大，分布廣泛，延展性好（圖5），巖性主要為泛濫平原相和沼澤相泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、炭質(zhì)頁巖等，具有良好的封蓋性能。該蓋層對長4+52、長6段油層組的油氣起到很好的封隔作用，是研究區(qū)長4+52、長6段油氣成藏的重要控制因素之一。另外，在長6段油層組內(nèi)部，沉積旋回的頂部發(fā)育有局部性蓋層，巖性主要為泥質(zhì)巖或泥巖夾粉砂巖，厚度較薄，為2～6 m，對長6段各油層起到封隔作用。

3.1油藏類型

子北地區(qū)位于陜北斜坡的東部，構(gòu)造總體為一平緩的西傾單斜，傾角約為0.5°，局部存在由于差異壓實(shí)而形成的低幅度鼻狀隆起。子北地區(qū)長61段油層組頂面構(gòu)造圖總體為西傾單斜，發(fā)育很小的鼻隆構(gòu)造（圖6）。各小層頂面長6段油層組各小層頂面構(gòu)造具有一定的繼承性，均為西傾單斜，僅發(fā)育小的鼻隆構(gòu)造。沿長6段河道伸展方向的油藏剖面圖顯示長6段油氣主要儲(chǔ)存在長61、長62、長63段河道砂體內(nèi)，油藏類型主要為巖性圈閉（圖7）。

3.2.1主分流河道

主分流河道控制優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育和宏觀原油富集。子北地區(qū)長6段油藏儲(chǔ)層主要為三角洲平原分流河道沉積，長6段油藏儲(chǔ)層主要分布在砂體厚度較大的分流河道位置（圖8），含油層主要為長61、長62、長63段砂層組，長64段砂層組僅局部含油。分流河道砂體巖性主要為中—細(xì)粒長石砂巖、巖屑長石砂巖，底部多為河道滯留沉積物，與下伏地層常為侵蝕接觸，且多層砂體相互疊置，累計(jì)厚度大，側(cè)向展布寬度大，多連片，有利于油氣在其中運(yùn)移和聚集。厚度較小的分流河道砂體孤立分布，其上、下為泥質(zhì)巖隔檔，雖然有利于油氣的聚集，但連通性較差，其圈閉的石油地質(zhì)儲(chǔ)量較小。油層分布主要受分流河道砂體控制，子北地區(qū)子北油田、澗峪岔油田主要分布于分流河道中。

3.2.2儲(chǔ)層物性及其非均質(zhì)性

儲(chǔ)層物性及其非均質(zhì)性控制原油的微觀分布特征。子北地區(qū)延長組各沉積體系的物源方向大致相同，為東北物源。長6段油層組顆粒分選性相對要好，雜基含量較少，砂體抗壓實(shí)能力相對較強(qiáng)，殘余粒間孔和各類次生溶孔、溶縫較多，儲(chǔ)層物性相對較好（圖4）；長6段油層組含油面積大，成為延長組主力油層之一；長6段油氣主要富集在物性相對較好的長61、62、63段砂體內(nèi)，油層分布主要受儲(chǔ)層物性的控制。

3.2.3原油分布

原油分布在一定程度上受鼻狀隆起影響。子北地區(qū)長6段油藏主要為巖性圈閉，但受差異壓實(shí)作用形成的低幅度鼻狀構(gòu)造對本區(qū)長6段原油分布也有一定的控制作用，主要體現(xiàn)在主力油層長61段油層在鼻狀隆起部位較為富集。長6段油層組發(fā)育一些低幅度的鼻狀隆起，自長63段頂至長61段頂，鼻狀隆起具有一定的繼承作用。

3.3油氣成藏期次

進(jìn)行測溫時(shí)，選取油氣包裹體進(jìn)行均一溫度測定。顯微鏡下觀察可見包裹體形態(tài)不規(guī)則，大小一般為3～8 μm，氣液比一般大于8%，甚至遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于8%，由此可識別兩期油氣包裹體分布：第1期主要呈橢圓形孤立狀，分布在亮晶方解石膠結(jié)物中，包體較??；第2期主要呈串珠狀，分布在石英晚期裂隙中，晚期裂隙切穿了顆粒邊界，油氣包裹體較大，普遍含鹽水，包裹體油、氣、水相態(tài)邊界非常清楚。測溫結(jié)果分布直方圖顯示，長6段樣品包裹體均一溫度主要集中在100 ℃～110 ℃和130 ℃～140 ℃，呈雙峰狀分布（圖9）。

將包裹體均一溫度數(shù)據(jù)與地層溫度的熱演化史進(jìn)行對比，可以判定油氣成藏的時(shí)間[3943]。通過子北地區(qū)古地溫的熱演化史分析，結(jié)合包裹體測溫?cái)?shù)據(jù)，子北地區(qū)在早白堊世早期（120～130 Ma）發(fā)生一次油氣充注過程，早白堊世末期（95～105 Ma）為主要聚集成藏期（圖10）。早白堊世是鄂爾多斯盆地子北地區(qū)油氣運(yùn)移并在長6段油層組聚集成藏的重要時(shí)期。

勘探實(shí)踐表明，陜北地區(qū)延長組油藏的形成和分布基本受延長組生油凹陷的控制[11，4446]。長7段油層組中部的深湖相泥巖為子北地區(qū)油氣藏的形成提供了豐富的油源物質(zhì)基礎(chǔ)，形成的大量烴類物質(zhì)以“爬樓梯”的方式在早白堊世早期向上運(yùn)移充注，早白堊世晚期在長6段砂體大規(guī)模聚集成藏（圖11）。長6段—長7段層間或?qū)觾?nèi)的粉砂巖、砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、泥巖互層、致密砂巖等構(gòu)成良好的蓋層，為大面積聚油創(chuàng)造了較好的保存條件。

4結(jié)語

（1）通過對鄂爾多斯盆地子北地區(qū)長6段油藏成藏條件的分析，子北地區(qū)長6、長7段烴源巖主要為Ⅱ2Ⅲ型較好級別烴源巖；長6段砂巖儲(chǔ)層分布廣泛，連通性好，砂巖厚度大，粒間孔、溶孔發(fā)育，具有良好的儲(chǔ)集條件；長4+5段廣泛發(fā)育的泥巖以及長6段內(nèi)部局部泥巖可成為長6段油氣藏良好的蓋層。

（2）子北地區(qū)長6段油藏為巖性油藏，長6段油藏生、儲(chǔ)、蓋配置關(guān)系較好，油氣分布及富集主要受沉積微相及儲(chǔ)層物性的控制。

（3）子北地區(qū)長6段油氣包裹體均一溫度呈雙峰狀，分布在100 ℃～110 ℃和130 ℃～140 ℃；長7段烴源巖大量生成的烴類有機(jī)物以“爬樓梯”的方式在早白堊世早期于長6段中大量聚集形成長6段油藏；早白堊世是鄂爾多斯盆地子北地區(qū)長6段油層聚集成藏的重要時(shí)期。

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