鄂爾多斯盆地東南部富縣—黃龍地區(qū)長(zhǎng)8油層組勘探潛力分析

王寶萍，崔維蘭，張鳳奇，吳楊楊，李得路

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司，陜西延安 716000;2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065;3.中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司錄井公司，遼寧盤錦 124000;4.西北有色地質(zhì)勘查局七一二總隊(duì)，陜西咸陽(yáng) 712000)

近年來(lái)，鄂爾多斯盆地中西部延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油層組油氣勘探開發(fā)取得了很大的進(jìn)展，發(fā)現(xiàn)了西峰、姬塬、馬嶺及吳起—定邊等大油田［1－5］。但在盆地東南部富縣、黃龍一帶勘探程度較低，還未有大的突破。前人有關(guān)鄂爾多斯盆地東南部長(zhǎng)8油層組的研究主要集中在儲(chǔ)層、沉積相等方面［6－8］。本文在總結(jié)前人研究成果的基礎(chǔ)上，依據(jù)現(xiàn)有分析化驗(yàn)、測(cè)井等資料，綜合分析了鄂爾多斯盆地東南部富縣、黃龍一帶長(zhǎng)8油層組的烴源巖條件、儲(chǔ)集條件等控藏要素，總結(jié)了其成藏模式，并指明了勘探潛力區(qū)，為研究區(qū)長(zhǎng)8油層組的勘探?jīng)Q策提供參考。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是中國(guó)內(nèi)陸第二大含油氣沉積盆地，面積為25×104km2。盆地內(nèi)的陜北斜坡為其6個(gè)一級(jí)構(gòu)造單元之一，是盆地油氣主要富集區(qū)。已發(fā)現(xiàn)的石油主要分布在上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組及侏羅系延安組，其中延長(zhǎng)組自上而下劃分為長(zhǎng)1—長(zhǎng)10 10個(gè)油層組［9］，本次研究目的層為長(zhǎng)8油層組。

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部，研究范圍為洛川縣全境、黃龍縣中西部及富縣、宜川縣部分地區(qū)，面積約為7660km2(圖1)。在區(qū)域構(gòu)造上，研究區(qū)橫跨陜北斜坡南部及渭北隆起東北部，受陜北斜坡、渭北隆起兩個(gè)構(gòu)造單元形成和演化的控制。由于后期抬升幅度較大，研究區(qū)東南部長(zhǎng)8油層組遭受嚴(yán)重剝蝕，剝蝕面積約為1010km2。本區(qū)早期的石油勘探主要針對(duì)長(zhǎng)6油層組，部分井在該層位獲得了工業(yè)油流，近年來(lái)在長(zhǎng)8油層組石油勘探取得了一定的突破。長(zhǎng)8油層組厚度為114～167m，平均在130m左右。巖性主要為灰色厚層—塊狀細(xì)砂巖夾灰色、灰綠色、深灰色粉砂質(zhì)泥巖和粉砂巖。長(zhǎng)8油層組平均埋深在820m左右，已試油井平均日產(chǎn)油 0.61t，日產(chǎn)水2.62m3。

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 Location of the study area

2 烴源巖條件分析

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組烴源巖主要為延長(zhǎng)組長(zhǎng)7和長(zhǎng)9油層組的湖相泥巖和油頁(yè)巖［10－12］。其中長(zhǎng)7油層組油頁(yè)巖分布面積廣、厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高，為盆地中生界主力烴源巖。

2.1 平面展布特征

研究區(qū)長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組湖泛期沉積了富含有機(jī)質(zhì)的暗色油頁(yè)巖，分別位于長(zhǎng)7油層組底部和長(zhǎng)9油層組頂部，它是在低能環(huán)境下沉積的、富含有機(jī)質(zhì)的暗色頁(yè)巖，由于其自身的性質(zhì)，測(cè)井響應(yīng)特征明顯，表現(xiàn)為高自然伽馬 (GR)值 (一般大于120API)、高聲波時(shí)差 (AC)值 (一般為250～340μs/m)、高電阻率 (Rt)值 (一般大于100Ω·m)、自然電位 (SP)值偏正等 (圖2)。根據(jù)研究區(qū)內(nèi)150余口探井資料，研究區(qū)未剝蝕區(qū)長(zhǎng)7油層組烴源巖厚度為8.2～43.2m，平均為26.8m。長(zhǎng)9油層組烴源巖厚度較薄，為4.3～18.3m，平均為9.7m。平面上長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組烴源巖主要分布在研究區(qū)的中北部 (圖3)。長(zhǎng)7油層組烴源巖主要分布在 F44—FU4井區(qū)及 G82—L125—H336井區(qū)，厚度達(dá)到30m以上，烴源巖10m等厚線閉合面積約為4650km2。長(zhǎng)9油層組烴源巖主要分布在ZF53—ZL1—HC4井區(qū)和P23—C96井區(qū)，烴源巖6m等厚線閉合面積約為4050km2。

圖2 長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組油頁(yè)巖電性特征圖Fig.2 Electric characteristics of source rocks in Chang 7 and Chang 9 oil－bearing reservoirs

圖3 研究區(qū)烴源巖厚度圖Fig.3 Thickness of source rocks in the study area

2.2 地球化學(xué)指標(biāo)特征

根據(jù)本區(qū)10個(gè)長(zhǎng)7油層組烴源巖樣品的地球化學(xué)指標(biāo)，長(zhǎng)7油層組烴源巖:

(1)總有機(jī)碳(TOC)含量為2.98%～21.16%，平均為13.1%;

(2)氯仿瀝青“A”含量為0.023%～0.038%，平均為0.026%;

(3)總烴 (HC)含量為 (133～225)×10－6，平均為 160×10－6;

(4)生烴潛力 (S1+S2)為15.9～149.58mg/g，平均為76.03mg/g;

(5)有機(jī)質(zhì)類型以腐泥—腐殖型為主，干酪根以Ⅱ型干酪根為主;

(6)鏡質(zhì)組反射率 (Ro)值主要為0.54%～0.76%，平均為0.59%;

(7)最高熱解峰溫 (Tmax)為430～437℃，平均為434℃，均已進(jìn)入主要生油期。

從地球化學(xué)指標(biāo)來(lái)看，長(zhǎng)7油層組烴源巖在本區(qū)為有機(jī)質(zhì)高度富集的優(yōu)質(zhì)烴源巖。

圖4 長(zhǎng)8油層組沉積相平面圖Fig.4 Sedimentary facies of Chang 8 oil－bearing reservoirs

根據(jù)前人研究成果［10－11］，長(zhǎng) 9油層組黑色泥巖、頁(yè)巖的有機(jī)質(zhì)豐度高，生烴潛力較高，有機(jī)母質(zhì)類型是以低等水生生物為主要來(lái)源的腐泥型，也是一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖。

3 儲(chǔ)集條件分析

3.1 儲(chǔ)集砂體分布特征

長(zhǎng)8油層組沉積時(shí)期以湖侵為主，湖盆的規(guī)模和水深均繼續(xù)加大［9］，研究區(qū)整體處于水下沉積環(huán)境，發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，受物源影響，水下分流河道砂體側(cè)向遷移、疊置頻繁，河道連片發(fā)育，平均砂地比達(dá)到0.54。

在研究區(qū)北部河道較不穩(wěn)定，連片分布，砂體厚度基本大于60m。河道向南逐漸清晰 (圖4)。河道砂體巖性以灰色厚層狀細(xì)砂巖為主，夾少量粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖，砂體平均厚度近70m。平面上主要分布在研究區(qū)中部和西北部，呈條帶狀近北東—南西向展布，砂體寬度主要為5～20km，延伸長(zhǎng)度為20～90km(圖5)。

圖5 長(zhǎng)8油層組砂體厚度平面圖Fig.5 Sand body thickness of Chang 8 oil－bearing reservoirs

3.2 儲(chǔ)層特征

3.2.1 巖石學(xué)特征

根據(jù)58個(gè)鑄體薄片分析數(shù)據(jù)，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層巖性以灰色—深灰色細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主。砂巖的主要礦物成分為長(zhǎng)石，平均含量為50.5%;其次為石英，平均含量為26.6%;巖屑平均含量為7.1%;黑云母含量變化較大 (0～13.0%)，平均含量為2.4%;巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑、沉積巖巖屑及少量火成巖巖屑。砂巖碎屑顆粒較均一，主要粒級(jí) (0.02～0.25mm)占89%以上，分選中—好，磨圓度主要為次棱角狀，顆粒呈線接觸或點(diǎn)接觸。膠結(jié)類型主要為孔隙式，次為鑲嵌式，具有典型的低成分成熟度、高結(jié)構(gòu)成熟度特征。

3.2.2 物性特征

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)797塊樣品的分析結(jié)果，長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層的孔隙度最大值為15.72%，最小值為1.22%，平均為 7.72%;滲透率最大值為4.42mD，最小值為0.02mD，平均為0.54mD?？紫抖戎饕獮?%～14%，占樣品總數(shù)的85.6%，滲透率集中分布在0.02～0.7mD，占樣品總數(shù)的76.9%(圖6)。按 DZ/T 0217—2005《石油天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范》儲(chǔ)層劃分標(biāo)準(zhǔn)，本區(qū)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層屬于特低孔隙度、特低滲透率儲(chǔ)層。

圖6 長(zhǎng)8儲(chǔ)層孔隙度與滲透率分布特征圖Fig.6 Distribution characteristics of porosity and permeability of Chang 8 reservoir

3.2.3 成巖特征

長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層黏土礦物含高嶺石、伊利石和綠泥石，顆粒接觸關(guān)系主要為點(diǎn)—線接觸，%S(蒙皂石百分比)的平均值為22.5%，儲(chǔ)層成巖作用強(qiáng)烈，已進(jìn)入晚成巖階段A期。壓實(shí)壓溶作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用對(duì)儲(chǔ)層物性影響較大。其中壓實(shí)壓溶作用較為強(qiáng)烈，使砂巖的孔隙度損失很大，損失20%～30%。膠結(jié)作用是儲(chǔ)層滲透率降低的重要原因，主要的膠結(jié)類型有黏土膠結(jié)和硅質(zhì)膠結(jié)。溶蝕作用是形成次生孔隙、改善儲(chǔ)層物性的主要因素，主要表現(xiàn)為粒間溶孔、長(zhǎng)石粒內(nèi)溶孔、巖屑溶孔和膠結(jié)物溶孔。

3.2.4 孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)巖心、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，對(duì)長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層有意義的孔隙類型主要有殘余原生粒間孔和次生孔隙。殘余原生粒間孔相對(duì)發(fā)育，含量一般為0.2%～4.0%，平均為2.68%。次生孔隙主要為粒間溶孔，它使原生粒間孔部分恢復(fù)和擴(kuò)大或形成新的次生孔隙，本區(qū)粒間溶孔含量一般為0.2%～4.0%，平均為2.25%。儲(chǔ)層微裂縫僅發(fā)育在部分砂巖中，大多是壓實(shí)縫和層間縫，含量一般為0～0.5%，平均為0.11%。

4 成藏分析

從圖7來(lái)看，長(zhǎng)8油田基本分布于長(zhǎng)7油層組烴源巖生烴中心附近，同時(shí)長(zhǎng)9油層組烴源巖也提供了一定的油源［10］，具有“源控論”的規(guī)律［13］。

圖7 鄂爾多斯盆地長(zhǎng)8油田與長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組烴源巖厚度疊合圖Fig.7 Source rock thickness overlay map of Chang 7 and Chang 9 reservoirs and Chang 8 Oilfield in Ordos Basin

縱向上，長(zhǎng)7油層組烴源巖生成的油氣在烴源巖異常高壓的驅(qū)動(dòng)下沿著長(zhǎng)8油層組內(nèi)部疊置的砂體或高角度微裂縫向下運(yùn)移［14，15］。同時(shí)其本身發(fā)育的淺湖—半深湖相泥頁(yè)巖的欠壓實(shí)作用形成的超壓封閉作用和較強(qiáng)的烴濃度封閉作用，使下部長(zhǎng)9油層組烴源巖生成的油氣向上運(yùn)移至長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層內(nèi)并得以有效保存。上覆長(zhǎng)7油層組的油源和下伏長(zhǎng)9油層組的油源分別以垂向運(yùn)移的方式通過(guò)砂體的疊置點(diǎn)或微裂縫進(jìn)入長(zhǎng)8油層組，長(zhǎng)8油層組上覆的長(zhǎng)7油層組底部烴源巖作為良好的蓋層，阻擋了油氣向上逸散，同時(shí)油氣以側(cè)向運(yùn)移的方式在長(zhǎng)8油層組內(nèi)部砂體較發(fā)育、物性較好的部位富集，其成藏模式可以總結(jié)為雙向排烴、復(fù)合成藏模式。

5 勘探潛力

根據(jù)產(chǎn)烴率計(jì)算公式 (資源量=生烴量×運(yùn)聚系數(shù))，估算出研究區(qū)以長(zhǎng)7、長(zhǎng)9油層組烴源巖為生油巖的地質(zhì)資源量分別為3.04×108t和0.39×108t，即總地質(zhì)資源量達(dá)到3.43×108t，目前研究區(qū)探明程度在5%左右，勘探潛力巨大。

研究區(qū)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的長(zhǎng)8油田主要分布在主河道砂體中，表明水下分流河道對(duì)砂體分布具有重要的控制作用，這種多期疊置的巨厚砂體分選較好，孔隙度、滲透率都較高，連通性較好，非均質(zhì)性較弱，是油氣主要的富集區(qū)域。同時(shí)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，長(zhǎng)8油田探明儲(chǔ)量面積的86%同時(shí)具有砂體厚度大于 70m、孔隙度大于 8%、滲透率大于0.4mD的儲(chǔ)層條件。

綜合以上分析，研究區(qū)長(zhǎng)8油藏的分布主要受水下分流河道厚層優(yōu)質(zhì)砂體控制，以砂體厚度大于70m、孔隙度大于8%、滲透率大于0.4mD 3個(gè)條件為主，結(jié)合長(zhǎng)7油層組烴源巖厚度大于10m和長(zhǎng)9油層組烴源巖厚度大于6m兩個(gè)生烴條件，預(yù)測(cè)出研究區(qū)勘探潛力區(qū)塊9個(gè)，總面積為446.5km2(圖8)。

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)8油層組勘探潛力預(yù)測(cè)區(qū)圖Fig.8 Prediction area of the exploration potential of Chang 8 oil－bearing reservoirs in the study area

6 結(jié)束語(yǔ)

鄂爾多斯盆地東南部長(zhǎng)8油層組油源條件較好，主要發(fā)育延長(zhǎng)組長(zhǎng)7和長(zhǎng)9油層組烴源巖，其中以長(zhǎng)7油層組烴源巖為主。儲(chǔ)集體為三角洲前緣水下分流河道疊置砂體，厚度較大，以殘余原生粒間孔和次生孔隙為主要儲(chǔ)集空間，儲(chǔ)集性能較好。研究區(qū)長(zhǎng)8油層組具有雙向排烴、復(fù)合成藏特征，兩套烴源巖總地質(zhì)資源量達(dá)到3.43×108t。綜合各有利條件，預(yù)測(cè)出研究區(qū)勘探潛力區(qū)塊9個(gè)，面積約為446.5km2，為下部勘探部署提供依據(jù)。

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