鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)延長組長9深部層系油氣成藏特征研究

馬 瑤，朱云龍，侯煜菲，郭懿萱，李文厚

(1.西安石油大學地球科學與工程學院/陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室，陜西西安 710065； 2.中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018； 3.大陸動力學國家重點實驗室/西北大學地質(zhì)學系，陜西西安 710069)

“十二五”期間，我國油氣勘探成果顯著，形成了8個石油規(guī)模儲量區(qū)，總探明地質(zhì)儲量24.3×108t，鄂爾多斯盆地占據(jù)4個億噸級整裝規(guī)模儲量區(qū)[1-2]。陜北地區(qū)作為4個億噸級儲量區(qū)之一，位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構(gòu)造單元的中部(圖1)，地層起伏平緩，僅在局部區(qū)域發(fā)現(xiàn)小型鼻狀構(gòu)造。近幾年，隨著鉆探程度提高，該區(qū)石油勘探不再局限于長4+5、長6等層系，而在多個區(qū)塊的長9、長10等延長組深部層系勘探領(lǐng)域獲得成功[3-4]。本文將以陜北地區(qū)延長組長9油層組為例，對長9油藏進行整體剖析，深入分析陜北地區(qū)深部油氣成藏特征及其富集規(guī)律，為下一步的有效開發(fā)提供一定借鑒。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃及研究區(qū)位置Fig.1 The tectonic units of Ordos basin and location of the study area

1 油藏特征

1.1 沉積相特征

陜北地區(qū)長9油層組自下而上發(fā)育長92和長91兩段。前人研究認為陜北地區(qū)長9沉積期主要發(fā)育曲流河三角洲—濱淺湖沉積體系[5-6]。前期通過野外露頭、鉆井取心、地化分析以及測井資料，對該區(qū)沉積微相進行詳細刻畫，得知長9沉積期該區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣和淺湖沉積亞相，三角洲前緣亞相以水下分流河道、分流間灣和席狀砂沉積微相為主[7]。由于長91段發(fā)生了鄂爾多斯盆地整個延長組沉積階段的首次湖侵活動，導致研究區(qū)范圍內(nèi)淺湖區(qū)面積擴大、水體加深。

1.2 烴源巖特征

延長組長7段所發(fā)育的烴源巖是鄂爾多斯盆地中生界的主要生油層，大量的研究證明了長7烴源巖的生烴能力和分布范圍，盆地內(nèi)約10×104km2的范圍可受長7烴源巖的影響，熱演化程度已達到大量排烴的生油高峰階段[8-14]。前人分析認為長9烴源巖是鄂爾多斯盆地中生界的次要生油層，分布范圍相對長7而言較為局限，主要分布在志丹、富縣、黃龍等地區(qū)，烴源巖厚度大于8 m的烴源巖面積約1×104km2[15-16]。作者等對研究區(qū)內(nèi)長9頂部所發(fā)育的黑色泥頁巖的厚度進行了統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長9頂部黑色泥頁巖主要分布在研究區(qū)東南部的吳起—志丹—安塞一帶，并在志丹東南部丹48井一帶發(fā)育厚度最大，可達20 m(圖2)。而研究區(qū)整體處于長7烴源巖展布控制范圍之內(nèi)，長7優(yōu)質(zhì)烴源巖主要發(fā)育在研究區(qū)西南地區(qū)，向志丹至安塞方向厚度減薄。

為查清研究區(qū)內(nèi)兩套烴源巖對研究區(qū)油藏的控制情況，本次研究利用長9黑色泥頁巖與長7油頁巖對生物標志化合物17(H)-C30重排藿烷(C30*)的差異進行對比。首先選取研究區(qū)丹48井中原油的生物標志化合物進行對比，發(fā)現(xiàn)長9黑色泥頁巖以重排藿烷C30*豐富、C30藿烷豐度較低和重排甾烷豐度較高為特征，而長7油頁巖則顯示出重排藿烷C30*豐度低、C30藿烷豐度高、重排甾烷豐度低的特征。其次對研究區(qū)東南部丹49井所獲長9原油與研究區(qū)西部吳起一帶所獲長9原油的生物標志化合物進行對比，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)東南部長9原油顯示出重排藿烷C30*異常高的特點，與長9黑色泥頁巖表現(xiàn)出很好的相似性；而研究區(qū)西部長9原油具有高C30藿烷的特征，這與長7烴源巖的特征一致。分析認為：長9頂部發(fā)育的黑色泥頁巖可以作為烴源巖為長9油藏提供油源，供源范圍受發(fā)育面積的控制，主要為研究區(qū)東南部長9油藏提供油源供給，而研究區(qū)其他地區(qū)的油源主要為長7烴源巖。

圖2 陜北地區(qū)延長組長9烴源巖厚度Fig.2 Source rock thickness of Chang-9 oil reservoir in Yanchang formation, northern Shaanxi area

1.3 儲層特征

陜北地區(qū)長9儲層主要為三角洲前緣水下分流河道砂體，受物源和沉積相帶展布的影響，儲層砂體發(fā)育特征具有明顯的分區(qū)性。研究區(qū)西北部安邊一帶砂體厚度大，可達15～40 m，砂體粒度粗，粒級以中—細粒為主，發(fā)育少量粗砂；受東北部物源的影響，研究區(qū)主體范圍內(nèi)的儲層砂體厚度為5～20 m，砂體粒度細，以細粒為主。而遠離物源區(qū)的研究區(qū)西南部吳倉堡—樓坊坪—紙坊一帶砂體厚度較薄，多小于10 m，儲層發(fā)育規(guī)模較小。

據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡觀察，陜北地區(qū)長9儲層主要發(fā)育巖屑長石砂巖，少量長石巖屑砂巖及長石砂巖。填隙物以黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物為主，主要包括綠泥石、伊利石、濁沸石、鐵方解石等，其中綠泥石大量發(fā)育，經(jīng)成巖作用及成巖相研究認為，長9儲層中大量發(fā)育的薄膜狀綠泥石為該區(qū)孔隙的發(fā)育和保存起到建設性作用?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔(2.1%)和長石溶孔(1.2%)，以及少量的微裂隙(0.3%)和巖屑溶孔(0.3%)。溶蝕作用形成的長石溶孔和巖屑溶孔也為該區(qū)孔隙的發(fā)育和保存起到貢獻作用。長9物性總體具有低孔、低滲特點(表1)，長91、長92平均孔隙度分別為9.25%、8.74%，平均滲透率分別為2.86 mD、0.60 mD，表現(xiàn)為長92物性略差。

表1 陜北地區(qū)長9儲層物性參數(shù)統(tǒng)計Table 1 Statistics of physical properties of Chang-9 reservoir in northern Shaanxi area

1.4 疏導體系特征

油氣運移受疏導體系的制約和影響，常見的疏導體系類型包括斷層、不整合、裂縫以及相對高滲砂體[17]。陜北地區(qū)延長組構(gòu)造穩(wěn)定，不發(fā)育大型斷裂和不整合，主要的疏導體系有裂縫和相對高滲砂體兩類[18-19]。

1.4.1 裂縫輸導條件

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，陜北地區(qū)長9段內(nèi)存在高角度裂縫和垂直裂縫，屬于被充填的N-S向張裂縫(圖3)。這與盆地內(nèi)印支期N-S向最大主壓應力方向一致[20]，說明該期裂縫主要形成于印支期。根據(jù)前人對延長組成藏期次的研究，已知三疊系油氣運聚主要發(fā)生在晚侏羅—早白堊[21]，說明裂縫形成于油氣運聚期之前，可以提供運移通道。研究區(qū)長9儲層整體物性較差，裂縫輸導通道對長9石油運聚的影響較大。

圖3 陜北地區(qū)長9段巖心觀察裂縫特征Fig.3 Fracture characteristics of the core section of Chang-9 member in northern Shaanxi areaa.化114井，長91，1 475.85 m，強烈充填的N-S向張裂縫；b.新283井，長92，2 255.7 m，弱充填高角度裂縫。

1.4.2 相對高滲砂體

相對高滲砂體的物性相對較好，既可以為油氣聚集提供空間，成為儲層，又可以成為油氣運移的通道。二者之間的差異在于是否存在封堵條件。相對高滲砂體不同于斷層等其他輸導通道，其具有相對均一性。因此，相對高滲砂體的物性特征決定了它在油氣輸導和儲集方面的能力。

通過對陜北地區(qū)長9油層組的沉積相及物性分析，得知研究區(qū)相對高滲砂體主要發(fā)育于西北部安邊一帶。該區(qū)砂體縱向上疊置發(fā)育，砂體厚度大，發(fā)育中—細粒砂巖，粒間孔較為發(fā)育，孔隙度可達10%以上，滲透率整體大于1 mD，局部可高達10.63 mD(圖4)。在研究區(qū)整體低孔低滲的背景下，該區(qū)發(fā)育相對高滲砂體。根據(jù)烴源巖分布特征可知，該區(qū)位于研究區(qū)西北部，長9頂部李家畔泥頁巖段在此處幾乎不發(fā)育，主力烴源巖為長7優(yōu)質(zhì)烴源巖，該區(qū)長9頂部缺乏油氣封堵層，長7形成的油氣可以通過相對高滲砂體在長9儲層間運移并儲集。

2 主要油藏類型

通過成藏要素分析可知，研究區(qū)沉積環(huán)境、儲層特征以及烴源巖的分布情況都具有分區(qū)性，因此研究區(qū)的油藏在不同區(qū)域的類型不同。根據(jù)不同的成藏要素配置關(guān)系，可以將研究區(qū)長9油藏分為兩大類，分別為構(gòu)造—巖性油藏和巖性油藏。分別選取研究區(qū)西北部、西部以及東南部的油藏剖面進行剖析，分析其油藏類型。

2.1 西北部長9油藏特征

研究區(qū)西北部安邊一帶長9烴源巖不發(fā)育，油源供給主要為長7烴源巖。該區(qū)長9段主要發(fā)育中—細砂巖、粉砂巖及泥巖。儲層砂體厚度大且連通性較好，物性好，砂巖上傾方向為巖性遮擋，局部發(fā)育小型鼻隆，縱向油水分異較明顯，油藏受巖性和構(gòu)造共同控制，發(fā)育構(gòu)造—巖性油藏(圖5)。

圖4 研究區(qū)西北部安邊地區(qū)安129—安27井長9砂體對比剖面Fig.4 Comparative section of Chang-9 sand body of well An 129-An 27 in Anbian area, northwest of the study area

圖5 陜北地區(qū)西北部安64—安119井長91油藏剖面Fig.5 Contrast section of Chang-91 reservoir of well An 64-An 119 in northwestern part of northwestern Shaanxi area

2.2 西南部長9油藏特征

研究區(qū)西南部吳起—薛岔一帶長7、長9烴源巖疊合發(fā)育，長9烴源巖主體厚度為4～12 m。該區(qū)靠近長9期淺湖區(qū)范圍，砂體向淺湖區(qū)，縱向發(fā)育厚度相對減薄，巖性尖滅發(fā)育，局部砂體連通較好。儲層滲透率較低，平均為0.52 mD。主要受巖性控制，為巖性油藏(圖6)。

圖6 陜北地區(qū)西南部吳408—谷105井長91油藏剖面Fig.6 Contrast section of Chang-91 reservoir of well Wu 408-Gu 105 in southwestern part of northwestern Shaanxi area

2.3 東南部長9油藏特征

研究區(qū)東南部志丹—高橋一帶長9烴源巖發(fā)育，黑色泥頁巖厚度可達20 m。水下分流河道儲集砂體多期疊置發(fā)育，儲層滲透率較低。淺湖、分流間灣沉積的粉砂巖、泥巖對儲層進行封堵，形成巖性尖滅，發(fā)育巖性油藏(圖7)。

圖7 陜北地區(qū)丹104—丹110井長91油藏剖面Fig.7 Contrast section of Chang-91 reservoir of well Dan 104-Dan 110 in northwestern Shaanxi area

3 長9成藏模式

分析認為，陜北地區(qū)長9油藏存在長7和長9兩套烴源巖供給，長7烴源巖為研究區(qū)主力烴源巖，長9烴源巖僅為研究區(qū)東南部提供油源供給。早白堊世末期長7、長9烴源巖達到生烴高峰，生成大量油氣，并通過裂縫和相對高滲砂體等疏導體系向長9儲層運移，最終在有利圈閉中保存下來。根據(jù)成藏過程中油氣運聚規(guī)律的不同，將長9油藏成藏模式總結(jié)為3類：①烴源巖層與儲層直接接觸成藏；②烴源巖通過相對高滲砂體疏導體系向儲層供源成藏；③烴源巖通過裂縫疏導體系向儲層供源成藏。從提供原油的烴源巖和儲層組合關(guān)系的角度分析，可將陜北地區(qū)長9油藏成藏模式歸結(jié)為兩種：上生下儲式和自生自儲式(圖8)，這兩類成藏模式很好地揭示了延長組長9油層組的油氣成藏規(guī)律。

圖8 陜北地區(qū)延長組長9油藏成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation models of Chang-9 reservoir in Yanchang formation, northern Shaanxi area

4 結(jié)論

(1)從沉積、烴源巖、儲層以及疏導體系等角度出發(fā)，對陜北地區(qū)長9油藏的成藏特征進行分析，認為長9沉積期研究區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣和淺湖亞相；長9頂部所發(fā)育的黑色泥頁巖為研究區(qū)東南部的長9油藏提供油源供給，其余地區(qū)主要為長7烴源巖供源；三角洲前緣水下分流河道砂體構(gòu)成了長9油藏的主要儲層，長9整體為低孔、低滲儲層；形成于印支期的裂縫和局部高滲砂帶構(gòu)成了長9油藏的油氣疏導體系。

(2)對研究區(qū)西北部、西部以及東南部的油藏剖面進行剖析，認為研究區(qū)長9油藏分為兩大類，分別為構(gòu)造—巖性油藏和巖性油藏。

(3)根據(jù)運聚規(guī)律特征，將長9油藏分為3種成藏類型：①儲層與烴源巖直接接觸成藏；②油氣通過疊置相對高滲砂體運聚成藏；③油氣通過裂縫疏導體運聚成藏。從提供原油的烴源巖和儲層組合關(guān)系的角度分析，將陜北地區(qū)長9油藏成藏模式歸結(jié)為兩種：上生下儲式和自生自儲式。