姬塬地區(qū)長6油氣成藏條件與富集控制因素

馬艷麗 辛紅剛 楊 孝 崔小麗

(1. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710021；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室， 西安 710021；3. 中國石油長慶油田分公司油藏評價處， 西安 710021)

姬塬地區(qū)長6油氣成藏條件與富集控制因素

馬艷麗1，2辛紅剛1，2楊 孝3崔小麗1，2

(1. 中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院， 西安 710021；2. 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室， 西安 710021；3. 中國石油長慶油田分公司油藏評價處， 西安 710021)

長6油層組為姬塬地區(qū)的主力含油層系，其含油圈閉主要受巖性變化和儲層物性變化控制，是典型的巖性油藏。通過對烴源巖、儲層特征，圈閉及蓋層保存條件和油氣成藏時空配置關(guān)系等進(jìn)行綜合分析，認(rèn)為控制油氣成藏的因素主要有2個。烴源巖、成藏動力的平面分布范圍及有效的油氣運移通道是決定油氣是否成藏的直接因素；儲層的儲集性能決定了油氣的富集程度。

長6； 成藏條件； 富集控制因素； 鄂爾多斯盆地

1 研究區(qū)概況

姬塬地區(qū)橫跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡兩大構(gòu)造單元，為中生界多層系復(fù)合含油富集區(qū)，長6是該區(qū)的主力產(chǎn)油層[1]。長6油藏自發(fā)現(xiàn)以來，控制程度不斷提高，油藏規(guī)模不斷擴(kuò)大。但在勘探過程中發(fā)現(xiàn)，長6油藏特征比較復(fù)雜，層間及層內(nèi)的油氣富集程度不同。以往的研究項目主要集中于沉積環(huán)境、砂體成因及展布、儲層特征等基本地質(zhì)特征研究[1-4]。針對長6巖性油藏復(fù)雜的成藏機(jī)制和富集規(guī)律認(rèn)識存在不夠深入和系統(tǒng)的問題，有必要深入研究其油氣成藏條件和富集控制因素，為下一步勘探目標(biāo)優(yōu)選提供科學(xué)依據(jù)。

2 油氣成藏條件分析

姬塬地區(qū)長6油層為鄂爾多斯盆地油藏評價開發(fā)的重要目的層系，鉆井時油氣顯示豐富，具備良好的石油地質(zhì)條件。在有充足油源保證的前提下，蓋層及保存條件和時空配置是油氣成藏的優(yōu)勢，而制約油氣成藏的關(guān)鍵因素是儲集層性能和圈閉條件。

2.1 烴源巖條件

盆地中生界烴源巖按有機(jī)質(zhì)類型可分為2類，即三疊系延長組上部長3以上的腐殖型烴源巖和延長組中部長9 — 長4+5的以深湖、半深湖相泥巖為主的腐泥型烴源巖。其中，長7烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)質(zhì)類型好、成熟度高，是公認(rèn)的優(yōu)質(zhì)生烴母巖[5](見表1)。通過烴源巖發(fā)育厚度及地球化學(xué)指標(biāo)分析認(rèn)為：研究區(qū)長6原油主要來自下伏長7烴源巖的供給[6]。該套烴源巖主要分布在研究區(qū)的西南地區(qū)、中部及東部的安邊地區(qū)，厚度逐漸變薄至尖滅(見圖1)。姬塬地區(qū)西南部油源充足，與油藏形成了良好匹配；東部的安邊地區(qū)儲層物性好，且裂縫發(fā)育，為該區(qū)原油的側(cè)向運移提供了良好的條件。

表1 姬塬地區(qū)長7烴源巖性能表 %

2.2 儲層條件

姬塬地區(qū)長6砂體大規(guī)模復(fù)合連片。長63砂體在北部紅井子 — 定邊 — 學(xué)莊一線比較發(fā)育，厚度大于15 m以上砂體呈帶狀展布，在麻黃山 — 堡子灣一帶砂體發(fā)育較弱一些；順物源方向，砂帶連續(xù)性好，但亦常形成分流交匯，橫向砂帶寬度在2～10 km(見圖2(a))。長62砂體規(guī)模增大，在大吧咀 — 姬塬 — 鐵邊城一線以北，厚度大于15 m砂體呈連片分布，砂帶寬度增大，一般大于5 km；在此

線以南，砂體規(guī)模較小(見圖2(b))。長61砂體規(guī)模最大，在耿灣 — 羅龐塬 — 高崾峴一線以北厚度大于15 m砂體連片性更好，大面積連片分布，此線以南砂體規(guī)模較小(見圖2(c))?？傮w而言，長6東北沉積體系砂體規(guī)模大于西北沉積體系。

巖礦分析結(jié)果表明：儲層巖石類型以長石砂巖為主，其次是巖屑長石砂巖及少量的巖屑長石砂巖。從長63至長61長石質(zhì)量分?jǐn)?shù)不斷增加，石英、巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)不斷減少；填隙物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，以高嶺石、水云母、綠泥石、鐵方解石為主，從長63至長61填隙物總的質(zhì)量分?jǐn)?shù)逐漸降低；儲層的孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，還發(fā)育少量巖屑溶孔、晶間孔；孔喉組合以小孔、微吼 — 微細(xì)吼為主，長61孔隙相對粗大，分選中等，分布較為集中，連通性好，滲流能力較好，總體孔隙結(jié)構(gòu)最好，長62次之，長63最差(見表2)。綜合分析認(rèn)為：姬塬地區(qū)長6儲層屬于低孔 — 超低滲儲層，平面及縱向變化大，非均質(zhì)性強(qiáng)?？v向上從長61至長63，儲層物性變差；橫向上東部物性最好，中部、西部物性較差，僅在局部區(qū)域形成高孔高滲帶。

圖1 鄂爾多斯盆地長7烴源巖累計厚度等值線圖

圖2 姬塬地區(qū)長6砂厚等值線圖

2.3 成藏動力及油氣運移通道

姬塬地區(qū)長7優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴膨脹作用顯著，產(chǎn)生強(qiáng)大的過剩壓力，成為石油初次運移的主要動力[7]。根據(jù)泥巖聲波時差數(shù)據(jù)，采用平衡深度法求取地層壓力，從而求得過剩壓力，繪制了研究區(qū)長7 — 長6的過剩壓力平面分布圖(見圖3)。過剩壓力平面上呈北西 — 南東向展布，與湖盆走向一致。姬塬地區(qū)長6油藏主要分布在西部、東部，與過剩壓力的分布范圍相符，表明長7生烴增壓形成的過剩壓力對長6油藏的充注提供了有效的動力。

圖3 姬塬地區(qū)長7 — 長6過剩壓力等值線圖

姬塬地區(qū)長6油層組內(nèi)斷層不發(fā)育，局部地區(qū)裂縫較發(fā)育。根據(jù)不同輸導(dǎo)系統(tǒng)的構(gòu)成和在油層組中的發(fā)育情況分析，主要有裂縫簡單型、裂縫 — 砂體復(fù)合型這2類輸導(dǎo)體系[8-9]。姬塬地區(qū)長6橫向順物源方向砂體厚度大，連通性好，縱向多期疊置，為原油的運移提供了良好的條件。裂縫走向以北東東 — 南西西為主，主要為印支期和燕山期形成的裂縫。裂縫形成早于石油大規(guī)模充注成藏期，為原油成藏提供了良好的運移通道。縱向上長6發(fā)育的裂縫與長6滲透性砂巖形成了良好的立體配置，成為長7油源向長6充注的良好運移通道，形成了多個向上運移的有效充注點。

2.4 圈閉條件

姬塬地區(qū)處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡，地層傾角不到1°，總體處于西傾的平緩斜坡背景上，圈閉的形成主要受巖性控制，構(gòu)造的控制作用相對微弱[10-11]。研究區(qū)長6具有分別以泥巖和以砂巖為主的層段相互疊置分布的特征。在以泥巖為主的層段中，較薄的砂層橫向連續(xù)性較差，巖性遮擋形成巖性透鏡體圈閉。由于其薄砂層厚度小、物性較差，導(dǎo)致難以形成規(guī)模的巖性油藏。在以砂巖為主的層段中，較薄的泥質(zhì)巖主要為透鏡狀巖性體或相對薄層，呈夾層分布。以砂巖為主的層段在橫向上也可以過渡為以泥巖為主的層段，從而形成側(cè)向上的巖性遮擋，構(gòu)成巖性尖滅油藏。

除巖性遮擋形成巖性圈閉外，由于砂巖和泥巖壓實作用的不同，也可以形成與差異壓實作用有關(guān)的構(gòu)造圈閉。隨著上覆負(fù)荷不斷增加，壓實作用不斷加強(qiáng)，較厚泥巖比較厚砂巖的壓實程度大，厚泥巖部位厚度降低更為明顯，從而整個砂巖頂面彎曲，上覆蓋層底面也相應(yīng)發(fā)生彎曲，形成由于蓋層底面彎曲的側(cè)向遮擋，最終形成微構(gòu)造圈閉(見圖4)。在油氣運移過程中，當(dāng)遇到這樣的微構(gòu)造圈閉時就會向其高部位聚集形成油藏。這種圈閉在厚砂巖與厚泥巖過渡區(qū)容易形成，且與巖性遮擋配合可以形成更為有效的圈閉。姬塬地區(qū)長6砂泥互層特征明顯，通過差異壓實作用形成的微構(gòu)造圈閉分布比較普遍。微構(gòu)造圈閉與巖性變化配合可以形成復(fù)合型圈閉。

圖4 差異壓實形成微構(gòu)造圈閉機(jī)理示意圖

從油層形成與分布機(jī)理分析，高角度裂縫與物性較好砂體的配置對于油藏的形成至關(guān)重要。在裂縫作用下，原油垂直向高部位運移。當(dāng)遇到毛細(xì)管力小于運移動力時，原油就進(jìn)入砂層進(jìn)行橫向調(diào)整，然后向構(gòu)造高部位運移；當(dāng)遇到巖性遮擋時，原油便逐漸聚集形成油藏。而在垂向運移過程中，當(dāng)遇到毛細(xì)管力大于運移動力時，原油就難以進(jìn)入砂層，而是優(yōu)先向毛細(xì)管力低的優(yōu)勢砂層中運移；當(dāng)遇到毛細(xì)管力與運移動力接近、或略低于毛細(xì)管力的砂層時，可以有部分原油進(jìn)入其中形成含油水層或油水層(見圖5)。

圖5 油藏形成模式圖

3 油氣富集控制因素及實例分析

3.1 油氣藏實例

姬塬地區(qū)長6油藏西部的黃某井區(qū)及東部的吳某井區(qū)，均位于烴源巖發(fā)育區(qū)，成藏動力強(qiáng)，井區(qū)內(nèi)裂縫較發(fā)育，具備油氣成藏的基本地質(zhì)條件。西部的黃某井區(qū)儲層物性略差，致使其開發(fā)效果不如東部的吳某井區(qū)。東部安邊地區(qū)的安某井區(qū)，烴源巖不發(fā)育，但是砂體厚度大，平均為29.2 m，儲層物性好，平均孔隙度為16.8%，平均滲透率為0.89×10-3μm2，并且從西至東呈單斜上升的趨勢，為原油大規(guī)模側(cè)向運移提供了良好的條件。2009年投入開發(fā)，初期平均日產(chǎn)油2.40 t，目前平均日產(chǎn)油1.24 t，開發(fā)效果較好。姬塬地區(qū)中部烴源巖厚度變薄，成藏動力減弱，砂體隔夾層較發(fā)育，儲層物性變差，非均質(zhì)性增強(qiáng)，致使油氣富集程度低。

3.2 控制因素

通過分析認(rèn)為，研究區(qū)控制油氣成藏的主要因素有2個方面：(1) 烴源巖條件、油氣運移通道及成藏動力是決定該區(qū)油氣是否成藏的直接因素。姬塬地區(qū)東、西部長7烴源巖厚度大，生烴能力強(qiáng)，成藏動力足，且具備良好的油氣運移通道，油氣富集程度較高。中部烴源巖厚度變薄，成藏動力減弱，砂體厚度大，但是隔夾層發(fā)育，裂縫不發(fā)育，不具備良好的油氣運移通道，油氣富集程度較低。(2) 儲層儲集性能的差異決定了油氣富集程度及圈閉成藏的可能性，而儲集性能主要受沉積相帶、成巖作用及構(gòu)造活動的共同影響。

對于長6油層組而言，構(gòu)造對油氣圈閉的控制作用較弱，油氣圈閉主要受巖相變化和儲層物性變化控制，以巖性油氣藏為主。姬塬地區(qū)長6的油氣勘探，一方面應(yīng)該考慮生烴高強(qiáng)度區(qū)、異常高壓帶、微裂縫發(fā)育帶及儲集性能好的疊置區(qū)域，即研究區(qū)的西部及東部的新安邊地區(qū)。另一方面需考慮烴源巖變薄，但裂縫相對發(fā)育，儲層物性好的東部安邊以北地區(qū)；中部地區(qū)由于烴源巖、裂縫不發(fā)育，隔夾層多，儲集性能差，致其油氣富集程度低。

4 結(jié) 語

(1) 姬塬地區(qū)長6有著有利的油氣成藏條件，長7烴源巖提供了優(yōu)質(zhì)油源；大規(guī)模復(fù)合連片砂體提供了良好的儲集空間；長7段生烴增壓形成的過剩壓力為油藏充注提供了有效的物質(zhì)與動力基礎(chǔ)；砂體是油氣進(jìn)行橫向運移的重要通道，裂縫是油氣垂向運移的重要通道，裂縫與滲透性砂巖形成良好配置；差異壓實作用形成的微構(gòu)造與巖性尖滅是主要的圈閉類型。

(2) 控制油氣成藏的因素包括沉積相、砂體厚度與展布、裂縫分布、構(gòu)造特征、烴源巖分布、砂泥配置關(guān)系等。其中，沉積相、砂體分布、裂縫分布與烴源巖分布的影響最為顯著，構(gòu)造對原油分布的控制作用不明顯。原油多富集在水下分流河道范圍及其附近砂體厚度較大并且有變化的部位，裂縫分布區(qū)周圍也是原油富集的重要部位；烴源巖主要從宏觀上控制原油的分布，不起直接控制作用。

(3) 在烴源巖發(fā)育區(qū)，勘探目標(biāo)的研究重點是圈閉、儲層；在烴源巖變薄的地區(qū)，應(yīng)該把砂體大面積發(fā)育及儲層物性好的區(qū)域作為重點培植區(qū)。

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Accumulation Conditions and Enrichment Controlling Factors of Chang 6 Formation in Jiyuan Region

MAYanli1,2XINHonggang1,2YANGXiao3CUIXiaoli1,2

(1.Exploration and Development Research Institute of Petro-China, Changqing Oilfield Company,Xi′an 710021, China; 2.National Engineering Laboratory for Low permeability Petroleum Exploration and Development, Xi′an 710021, China; 3.Reservoir Evaluation Department of Petro-China Changqing Oilfield Company, Xi′an 710021, China)

Chang 6 is the most promising target for oilgas exploration in Jiyuan area. The oil traps are mainly controlled by lithology and reservoir physical properties, which belongs to a typical lithologic reservoir. Based on the comprehensive study on evaluation of source rock, characteristics of Chang 6 reservoir and other factors, such as trap condition, cap rock, preservation condition, time and space conditions of hydrocarbon accumulation, it is pointed out that the controlling hydrocarbon accumulation factors in Jiyuan area are plane distribution of hydrocarbon source rock and reservoir forming power, and the effectiveness of gas migration. The reservoir performance determines the enrichment degree of oil and gas.

Chang 6; accumulation condition; enrichment controlling factors; Ordos basin

2016-05-06

國家自然科學(xué)基金重大項目“中國非常規(guī)油氣儲層特征分類與典型地質(zhì)模型建立”(41390451)

馬艷麗(1979 — )，女，碩士，工程師，研究方向為油藏評價及開發(fā)工程。

P618.13

A

1673-1980(2017)01-0005-04