鄂爾多斯盆地黃陵探區(qū)延長組油氣成藏研究

董 楊，趙世翔

(延安大學(xué)石油工程與環(huán)境工程學(xué)院，陜西延安716000)

近年來，鄂爾多斯盆地延長組石油勘探開發(fā)取得了一系列重要進(jìn)展，但其儲層具有連續(xù)性差、含油砂體變化快、非均質(zhì)性強(qiáng)、低孔低滲低壓和低豐度的特點[1-7]，嚴(yán)重制約了油氣勘探開發(fā)進(jìn)程。統(tǒng)計近年已試油井發(fā)現(xiàn)，黃陵探區(qū)延長組試油成功率為35%，低產(chǎn)井層數(shù)(最高日產(chǎn)油低于1 t)占試油總層數(shù)的31%，高產(chǎn)井極少，其中下組合按層數(shù)試油成功率為15%。目前黃陵探區(qū)油氣勘探仍處于初級階段，大量學(xué)者多從烴源巖、沉積相和儲層物性等方面進(jìn)行了研究[8-14]，對于黃陵探區(qū)延長組油氣成藏過程、時間和主控因素的研究相對較少。再者，鄂爾多斯盆地黃陵探區(qū)延長組除主要含油層位長6油層組外，其它油層組含油飽和度低，基本不產(chǎn)油，其原因仍不明確。因此，本文通過對黃陵探區(qū)延長組烴源巖、儲層、蓋層等分析，研究延長組油氣成藏過程和時間，探討成藏主控因素，從油氣成藏角度分析研究區(qū)長6油層組產(chǎn)油的主要原因，以期為延長探區(qū)油氣勘探提供借鑒。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地位于華北克拉通西部，由伊陜斜坡、伊蒙隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、西緣褶皺帶和天環(huán)凹陷6個次級構(gòu)造單元組成。黃陵地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部。古生代，鄂爾多斯盆地為華北克拉通的組成部分[15,16]。晚古生代開始，海水逐漸從盆地東、西兩側(cè)退出，沉積環(huán)境由碳酸鹽巖臺地逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閮?nèi)陸湖泊—三角洲沉積。中生代，鄂爾多斯盆地進(jìn)入內(nèi)陸湖泊—三角洲沉積[15，17]。延長組自下而上由長10—長1油層組組成。主要由三角洲前緣水下分流河道、河口砂壩以及半深湖—深湖相重力流砂體組成。其中長6油層組重力流砂體是目前研究區(qū)的主要儲集層[14]。

2 油藏地質(zhì)條件

2.1 烴源巖

有機(jī)質(zhì)豐度是衡量烴源巖生烴潛力的物質(zhì)基礎(chǔ)，常用的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度指標(biāo)主要為有機(jī)碳含量(TOC)、氯仿瀝青“A”和熱解產(chǎn)油潛量(S1+S2)。鄂爾多斯盆地延長組長4+5、長6和長7為潛在的烴源巖。

研究區(qū)長4+5油層組樣品的有機(jī)碳含量分布在0.42%～1.21%，平均為0.87%；生烴潛量范圍為0.3～1.77 mg/g，平均為1.29 mg/g；氯仿瀝青“A”含量范圍為0.0423%～0.2557%，平均為0.1162%。長6油層組樣品的有機(jī)碳含量分布在0.25%～0.73%，平均為0.574%；生烴潛量范圍為0.46～1.18 mg/g，平均0.918 mg/g；氯仿瀝青“A”含量范圍為0.098%～0.225%，平均為0.1543%。長7油層組樣品的有機(jī)碳含量分布在0.46%～1.74%，平均為1.02%；生烴潛量范圍為0.25～1.53 mg/g，平均0.843 mg/g；氯仿瀝青“A”含量范圍為0.082%～0.1719%，平均為0.1288%。綜上所述，研究區(qū)各層系烴源巖中，長7段烴源巖有機(jī)碳含量高，生烴潛量和氯仿瀝青“A”含量都較高，為好烴源巖，也是研究區(qū)的主要烴源巖。而長4+5和長6有機(jī)碳含量較低，貢獻(xiàn)較少。

2.2 儲層特征

研究區(qū)含油層主要為長6油層組，長2、長3和長4+5、長7、長8油層組在本區(qū)含油范圍小，與長6多有重疊。因此，本次研究儲層特征分析主要針對長6，兼顧其它油層組。

2.2.1 儲層巖石學(xué)

黃陵探區(qū)延長組長4+5油層組、長6油層組、長7油層組和長8油層組砂巖類型以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，長石巖屑砂巖和巖屑砂巖次之，沒有石英砂巖。長6油層組主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖(見圖1)，其中石英占碎屑總量的15.22%～51.85%，平均為28.11%；長石占碎屑總量的24.01%～73.91%，平均為55.46%；巖屑占碎屑總量的7.03%～37.50%，平均為16.43%，其中以變質(zhì)巖巖屑為主，巖漿巖巖屑次之，沉積巖巖屑較少。

圖1 黃陵探區(qū)延長組砂巖巖性分類圖

2.2.2 儲集空間類型

孔隙是巖石顆粒包圍著的較大空間，是流體在巖石中儲集的基本空間。通?？紫犊煞譃樵紫逗痛紊紫叮紫吨饕獮樯皫r中的粒間孔隙，是由碎屑骨架支撐并保存下來的孔隙。次生孔隙是在成巖作用過程中經(jīng)過溶蝕作用而形成的孔隙。通過對黃陵探區(qū)延長組砂巖薄片、鑄體薄片觀察與統(tǒng)計以及掃描電鏡等綜合分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)延長組儲層砂巖發(fā)育原生粒間孔、溶蝕孔、晶間孔和微裂隙等(見圖2)。

A.上177井，1471.03 m，長6，粒間孔隙；B.槐21井，1283.65 m，長6，粒間孔隙；C.上1208井，1425.59 m，長6，長石沿解理溶蝕；D.上1208井,1449.54 m，長6，巖屑溶孔；E.上141井，1397 m，長8，高嶺石晶間孔；F.槐23井，1343.40 m，長6，微裂隙

2.2.3 儲層物性

儲層物性特征研究是儲層研究的重要內(nèi)容，通常用孔隙度和滲透率等參數(shù)來表征儲層物性。本次研究采用延長組砂巖巖心實測的物性數(shù)據(jù)來分析孔隙度和滲透率的變化規(guī)律。

對黃陵探區(qū)物性資料整理分析發(fā)現(xiàn)延長組不同油層組物性特征不同。長2儲層孔隙度平均為13.90%，滲透率平均為0.504×10-3μm2；長4+5儲層平均孔隙度為8.23%，平均滲透率為0.48×10-3μm2；長6儲層平均孔隙度為8.0%，平均滲透率為0.281×10-3μm2；長7儲層平均孔隙度為7.6%，平均滲透率為0.26×10-3μm2；長8儲層平均孔隙度為7.3%，平均滲透率為0.27×10-3μm2；長9儲層平均孔隙度為8.05%，平均滲透率為0.23×10-3μm2；所有儲層平均孔隙度為8.4%，平均滲透率為0.62×10-3μm2。隨著孔隙度增加，滲透率增加(見圖3)，黃陵探區(qū)儲層屬于低孔低滲儲層。

圖3 黃陵探區(qū)各層孔滲關(guān)系分布圖

2.3 蓋層特征

蓋層一般位于儲集層之上，是可以有效阻止油氣大規(guī)模運(yùn)移的低滲透巖層，常見的蓋層一般為泥巖、蒸發(fā)巖等低滲透巖層。蓋層是否發(fā)育對常規(guī)油氣成藏作用明顯。鄂爾多斯盆地黃陵體探區(qū)主要發(fā)育長1和長4+5兩套區(qū)域性蓋層。而在每個油層組內(nèi)部，常見泥巖、粉砂巖夾層可以作為良好的蓋層，對阻止油氣運(yùn)移起到一定作用。

烴源巖、儲集層和蓋層的良好匹配關(guān)系是油氣成藏重要條件。研究顯示鄂爾多斯盆地黃陵探區(qū)延長組油氣主要來自于長7油層組下部的半深湖—深湖相富有機(jī)質(zhì)頁巖。研究區(qū)主要發(fā)育長8(儲集層)—長7(蓋層)、長6(儲集層)—長4+5(蓋層)及長2(儲集層)—長1(蓋層)3套主要的儲蓋組合。其中長6—長4+5為研究區(qū)最主要的儲蓋組合。以長6半深湖—深湖相重力流體砂體作為儲集層，長4+5泛濫平原相、沼澤相泥巖作為蓋層。該組合是本區(qū)內(nèi)最好的一套儲蓋組合，蓋層厚度大且分布穩(wěn)定，這可能是研究區(qū)長6油層組含油的主要因素之一。

3 油氣成藏過程分析

油氣成藏是指沉積盆地內(nèi)烴源巖生成的油氣經(jīng)過排烴、運(yùn)移最終在圈閉中聚集成藏的地質(zhì)過程。由此可見，油氣成藏是各成藏要素在一定地質(zhì)作用下完成的，成藏要素和地質(zhì)作用在油氣成藏中缺一不可。油氣成藏形成的必要條件既包括烴源巖、儲層、蓋層和圈閉等成藏要素的有效性，而且要求各個成藏要素具備油氣成藏的動力學(xué)條件。因此，油氣成藏研究中除了對研究區(qū)內(nèi)烴源巖、儲層進(jìn)行精細(xì)評價外，還需要對油氣成藏過程信息進(jìn)行研究，明確油氣成藏動力學(xué)過程，全面評價和認(rèn)識區(qū)域油氣成藏特征和富集規(guī)律，為油氣勘探評價提供參考。本研究將結(jié)合黃陵探區(qū)油氣成藏地質(zhì)條件，對油氣成藏至關(guān)重要的油氣運(yùn)移動力、運(yùn)移方向和成藏時間進(jìn)行探討，更進(jìn)一步地認(rèn)識黃陵探區(qū)油氣成藏特征。

3.1 油氣運(yùn)移動力

通過前述研究，我們知道本區(qū)主要的油源是來自下部的長7烴源巖，油氣運(yùn)移的方向是向上，浮力可能是油氣運(yùn)移的動力。除此之外，前人研究發(fā)現(xiàn)，鄂爾多斯延長組下部地層由于其本身的致密性以及生烴增壓等原因，普遍發(fā)育異常高壓，異常高壓也可能是油氣進(jìn)行二次運(yùn)移非常重要的動力。因此，本研究將對浮力和異常高壓作為運(yùn)移動力的可能性進(jìn)行評估和判識，明確黃陵探區(qū)油氣運(yùn)移動力。

3.1.1 浮力

在油氣運(yùn)移中，油(氣)柱高度越大，則浮力越大。而只有浮力大于毛細(xì)管力阻力時，油氣才能發(fā)生運(yùn)移。依據(jù)前人研究方法，利用研究區(qū)延長組的相關(guān)參數(shù)進(jìn)行計算，結(jié)果見表1。根據(jù)計算結(jié)果，長2儲層若在純浮力作用下運(yùn)移，所需的油柱高度遠(yuǎn)大于研究區(qū)單砂層的厚度，克服毛細(xì)管壓力所需的連續(xù)油相的長度為10091.32 m，而含油面積的最大展布范圍直徑為5500 m，小于所需的連續(xù)油相的長度。同樣，長6儲層油氣運(yùn)移時，浮力所需的油柱高度也遠(yuǎn)大于單砂層的厚度。由此可見，浮力不是研究區(qū)延長組油氣運(yùn)移的主要動力。

表1 不同層位毛細(xì)管壓力及克服毛細(xì)管壓力所需油柱的高度、長度計算統(tǒng)計表

3.1.2 異常高壓

聲波在泥巖中的傳播速度與泥巖孔隙度在一定深度范圍內(nèi)呈線性關(guān)系，因此可以通過聲波時差來研究泥巖的壓實規(guī)律，進(jìn)而恢復(fù)地層壓力。通過對研究區(qū)槐61井聲波時差的研究，分析了孔隙剩余壓力、地層壓力和壓力系數(shù)，具體見圖4。由圖可知，延長組普遍發(fā)育異常高壓，壓力系數(shù)大于1.5，且自長1至長8依次增大。因此，黃陵探區(qū)延長組油氣運(yùn)移動力應(yīng)該是異常高壓。綜上所述，黃陵探區(qū)延長組油氣運(yùn)移動力是異常高壓，而不是浮力。

圖4 黃陵探區(qū)槐61井聲波時差與流體壓力關(guān)系圖

3.2 油氣運(yùn)移通道與方向

3.2.1 油氣運(yùn)移通道

黃陵探區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡南部，構(gòu)造穩(wěn)定，未見大型斷裂發(fā)育，因此滲透性砂體是油氣運(yùn)移的主要通道。研究區(qū)儲層以三角洲砂體為主，呈現(xiàn)出大規(guī)模、疊覆狀產(chǎn)出，不同層位的砂體在橫向和縱向上均有連通，為延長組油氣大范圍運(yùn)移提供可能。在異常壓力的作用下，以長7為主的烴源巖生成的油氣通過滲透性砂體向目標(biāo)圈閉運(yùn)移聚集。

3.2.2 油氣運(yùn)移方向

根據(jù)前人研究，研究區(qū)延長組的油氣主要來自下部的長7油層組烴源巖，長6油層組暗色泥巖也有一定的油氣貢獻(xiàn)。因此，油氣垂向運(yùn)移的方向是從長7油層組向上部地層運(yùn)移。而油氣的側(cè)向運(yùn)移主要與優(yōu)質(zhì)砂體的展布密切相關(guān)。油氣主要沿著優(yōu)質(zhì)砂體的上傾方向，像爬樓梯似的向上、側(cè)向運(yùn)移。本區(qū)優(yōu)質(zhì)砂體主要是三角洲前緣水下分流河道砂體，砂體沉積時的上傾方向即為沉積的物源方向，而本區(qū)延長組沉積后，并沒有發(fā)生大的構(gòu)造翻轉(zhuǎn)。因此，研究區(qū)主要的物源方向—工區(qū)的東北角，為油氣側(cè)向運(yùn)移的主要方向，而此區(qū)域也正好是工區(qū)內(nèi)油氣最為富集的地區(qū)，特別是長6的油氣，主要集中在此區(qū)域內(nèi)。

3.3 油氣成藏時間

油氣成藏時間的確定方法很多，本研究結(jié)合實際情況，利用烴源巖熱演化歷史和排烴門限確定黃陵探區(qū)油氣成藏時間。研究區(qū)烴源巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)主體為0.7%～1.0%，代表了烴源巖最大生烴期的熱演化程度，而排烴門限深度(溫度)和Ro基本一致。因此，利用烴源巖最大生烴期的Ro在研究區(qū)埋藏史圖上進(jìn)行投影(見圖5)，可以得到黃陵探區(qū)油氣成藏時間為80～110 Ma，處在晚白堊世，這與鄂爾多斯盆地其它地區(qū)延長組油氣成藏時間基本一致。

圖5 黃陵探區(qū)延長組埋藏史圖和油氣成藏時間

4 油氣成藏主控因素與模式

油氣成藏主控因素是指控制研究區(qū)能否形成油氣聚集的主要地質(zhì)因素，而油氣成藏模式是對油氣成藏規(guī)律的模型化總結(jié)，可以用來指導(dǎo)油氣勘探部署。通過對黃陵探區(qū)延長組油氣成藏地質(zhì)條件和油氣成藏過程分析，可以對研究區(qū)油氣成藏主控因素與模式進(jìn)行歸納和總結(jié)。

4.1 油氣成藏主控因素

通過黃陵探區(qū)油氣成藏條件的系統(tǒng)研究，研究區(qū)延長組油氣成藏主控因素主要為烴源巖分布、優(yōu)質(zhì)儲層和生儲蓋配置這3個因素。

4.1.1 烴源巖分布

烴源巖是生成油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，控制著沉積盆地內(nèi)油氣的分布狀況，是油氣成藏主控因素之一。前人研究認(rèn)為，鄂爾多斯盆地延長組長7段深湖相的富有機(jī)質(zhì)泥巖為盆地內(nèi)最重要的烴源巖。在黃陵探區(qū)延長組發(fā)育多套儲層砂體，長6、長4+5、長3、長2均發(fā)育優(yōu)質(zhì)出層。但是從研究區(qū)勘探實踐來看，大多數(shù)鉆井揭示的含油氣層位主要為與長7烴源巖鄰近的長6油層組，而長4+5、長3、長2多見干層、水層或油水同層。由此可見，烴源巖的發(fā)育控制了研究區(qū)的油氣分布，與烴源巖距離越近的儲層，油氣運(yùn)移、聚集越容易，更有利于油氣成藏。

4.1.2 優(yōu)質(zhì)儲層

延長組儲層主要發(fā)育受三角洲前積砂體控制，呈現(xiàn)非連續(xù)、非均質(zhì)的儲層展布特征。因此，砂巖厚度大，展布廣，儲層孔隙度大、滲透性好的儲層，有利于油氣大規(guī)模聚集、成藏。本區(qū)延長組沉積時期，物源充足、地形坡度小，使陸源碎屑物質(zhì)很容易進(jìn)入湖盆，并內(nèi)部大規(guī)模遠(yuǎn)距離推進(jìn)，形成廣泛發(fā)育的儲層砂體。這些向湖盆內(nèi)部延伸的儲層砂體與深湖相的長7烴源巖廣泛接觸，成為油氣運(yùn)移聚集的優(yōu)質(zhì)儲層。因此，三角洲前緣分流河道和水下分流河道、前緣席狀砂體等優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育區(qū)，是油氣聚集的有利場所。

4.1.3 生儲蓋配置

黃陵探區(qū)延長組地層構(gòu)造環(huán)境穩(wěn)定，幾乎沒有斷層；而且由于地層產(chǎn)狀平緩，傾角平均不到1°。因此，研究區(qū)延長組缺少油氣大規(guī)模、遠(yuǎn)距離運(yùn)聚的勢能條件，油氣應(yīng)以短距離運(yùn)移和就近聚集為主。前文研究表明，黃陵探區(qū)油氣運(yùn)移動力是異常高壓，油氣運(yùn)移通道是滲透性砂體，優(yōu)質(zhì)烴源巖與儲層、蓋層的配置條件就顯得尤為重要。三角洲前緣砂體與深湖、湖相泥巖交互沉積，形成烴源層與儲層的近距離交互接觸的區(qū)域，成為油氣成藏的有利區(qū)。而與優(yōu)質(zhì)烴源巖距離遠(yuǎn)、接觸差的儲層砂體，不利于油氣成藏。

4.2 成藏模式

在油氣成藏條件和主控因素研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)油氣運(yùn)移距離和模式，主要把本區(qū)成藏模式劃分為就近聚集成藏模式和穿層運(yùn)移成藏模式。

4.2.1 就近聚集成藏模式

就近聚集成藏模式是指側(cè)向和垂向運(yùn)移距離均較短，儲集層與生油巖直接接觸，油氣自烴源巖初次運(yùn)移進(jìn)入儲集層后，直接就近聚集成藏，本區(qū)長6油層組油藏即屬此種類型(見圖6)。長6油層組與下部長7烴源巖直接接觸，油氣自長7向上直接進(jìn)入長6儲集層中，而長6油層組因其砂體孔隙度和滲透率均較低，油氣在其中無法進(jìn)行較長距離的運(yùn)移，在其中遇到合適的圈閉就近聚集成藏。該成藏模式中，油氣運(yùn)移距離短，運(yùn)移效率高，因此長6油層組為本區(qū)油氣最富集的層位。

4.2.2 穿層運(yùn)移成藏模式

穿層運(yùn)移成藏模式是指垂向運(yùn)移距離相對較大的油藏的形成模式，研究區(qū)延長組少數(shù)長2、長3油藏即屬此種類型。本區(qū)長2、長3油藏主要是長7烴源巖生成的油氣通過連通孔隙和少量裂縫形成的通道體系向上運(yùn)移，遇到合適的圈閉聚集成藏(見圖6)。

圖6 黃陵探區(qū)延長組成藏模式示意圖

5 結(jié)論

(1)黃陵探區(qū)延長組烴源巖主要為長7富有機(jī)質(zhì)頁巖，該套烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，平均為1.74%。

(2)延長組儲層孔隙度和滲透率均較低，為低孔低滲儲層。儲集空間主要為原生粒間孔、溶蝕孔，以及少量晶間孔和微裂隙。長6—長4+5是一套較好的儲蓋組合。

(3)延長組油氣運(yùn)移的主要動力為異常高壓，成藏時間主要為晚白堊世。油氣成藏模式主要為近源成藏。