姬塬北長6—長8油層組成藏及勘探潛力分析

沈志成，趙滬春，王為林，景文平，曹鵬福 ，田亞銘，張建新

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710200； 2.自然資源部構(gòu)造成礦成藏重點實驗室，四川 成都 610059； 3. 中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，截至2019年，長慶油田年生產(chǎn)原油為2 416×104t/a、天然氣為412.3×109m3/a，油氣當量已達到5 701×104t/a[1-3]。目前，盆地延長組經(jīng)過勘探已經(jīng)形成了湖盆中部華慶含油區(qū)、東北部陜北含油區(qū)、東南部旬邑含油區(qū)、西南部隴東含油區(qū)及西北部姬塬含油區(qū)，盆地主體區(qū)呈現(xiàn)出整體含油的特征[4-6]，明確了油藏分布受烴源巖展布、相帶分布及砂體展布的綜合控制[7-8]。前人針對姬塬北地區(qū)延長組研究較少，主要在沉積相、物源、油層烴源巖富集以及油層組生烴潛力等方面。王若谷等認為姬塬北地區(qū)長6—長8油層組的沉積相主要為三角洲前緣相—前三角洲相沉積，向東南逐漸過度為泥質(zhì)湖相沉積，構(gòu)成了長7油層組底部的巨厚泥巖[9-11]；楊華等通過有機地球化學GC-MS分析，指出長7油層組底部的油頁巖為盆地主要的烴源巖，長6、長8的泥巖為次要的烴源巖[12-13]。該文在前人研究的基礎(chǔ)上，利用鉆井、分析化驗資料，綜合分析了姬塬北長6—長8油層烴源巖的儲集條件和油藏特征，預(yù)測了勘探潛力區(qū)，以期為盆地延長組石油勘探提供借鑒。

1 區(qū)域概況

姬塬北地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部，跨天環(huán)坳陷，北至余莊，南達馬坊，西鄰馬家灘，東抵鹽池，勘探面積約為900 km2(圖1)。延長組是鄂爾多斯盆地石油開采的主要層位[14]，自上而下分為長1—長10共10個油層組，沉積厚度為400～1 200 m。延長組沉積時期，整個湖盆經(jīng)歷了早期沉降—加速擴張—最大擴張—湖盆萎縮—湖盆消亡的演化歷程[15]。姬塬北地區(qū)延長組零星的石油勘探及研究顯示，長6—長8油層組沉積厚度為265～415 m，自下而上劃分為長61、長62、長63、長71、長72、長73、長82、長81共8個小層，砂體分布較廣，巖性以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，孔隙類型以殘余粒間孔和長石溶孔為主，雖然油藏研究顯示姬塬北地區(qū)已有油氣形成與充注發(fā)生，但對油氣的勘探潛力研究不足，制約姬塬北地區(qū)長6—長8油層組的油氣勘探進程。

圖1 鄂爾多斯盆地大地構(gòu)造Fig.1 The tectonic structure of Ordos Basin

2 成藏條件

2.1 烴源巖特征

鄂爾多斯盆地長7油層組最大湖泛期發(fā)育一套暗色泥巖,是鄂爾多斯盆地區(qū)域性的主力烴源巖[16-17]。巖心觀察表明：姬塬北地區(qū)長7油層組發(fā)育深灰色、黑色的頁巖和泥巖，并且夾雜厚度不等的炭質(zhì)泥巖，部分泥巖易破裂而成薄餅狀。通過對100余口井長7油層組暗色泥巖厚度統(tǒng)計分析，長7油層組暗色泥巖整體呈南東—北西向舌型展布，沿北東、北西及南西方向厚度逐漸減小，局部呈現(xiàn)不同的蜿蜒展布港灣狀形態(tài)，厚度小于5.00 m；南部泥巖連片性好，厚度增大，部分井厚度大于30.00 m，主要位于紅柳川地區(qū)，顯示姬塬北地區(qū)烴源巖厚度發(fā)育較為不均(圖2)。

圖2 姬塬北地區(qū)烴源巖展布Fig.2 The distribution of source rocks in the northern Jiyuan area

通過對姬塬北地區(qū)長7油層組烴源巖有機質(zhì)豐度的測試表明：TOC的含量為1.21%～12.28%；氯仿瀝青“A” 為0.004%～0.388%，平均為0.189%；暗色泥巖生烴量S1+S2測試結(jié)果的波動較大，為0.46～44.24 mg/g，平均為13.01 mg/g；巖石熱解類型指數(shù)S2/S3為4.73～97.82，波動較大。干酪根組分鑒定數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析表明：長7油層組干酪根類型以Ⅰ型為主，見少量Ⅲ型，整體而言長7油層組有機質(zhì)豐度較好，為優(yōu)質(zhì)烴源巖。

此外，鹽66井長7油層組5個樣品的鏡質(zhì)體反射率測試顯示，鏡質(zhì)體反射率為0.68%～0.99 %，平均值為0.76%，絕大部分樣品已達到成熟度階段，少量樣品屬于低成熟階段。長7油層組烴源巖最高熱解溫度為441～459 ℃，平均為448 ℃，普遍進入了成熟階段。

綜上研究可知，姬塬北地區(qū)長7油層組烴源巖較為發(fā)育，具有形成石油的基礎(chǔ)物質(zhì)來源。

2.2 砂體特征

姬塬北地區(qū)長6—長8油層組各小層砂體厚度數(shù)據(jù)表明(表1)，長6—長8油層組單砂體厚度差異較大，部分單砂體厚度不足1.00 m，部分單砂體厚度卻達20.00 m以上，單砂體厚度主要為2.00～4.00 m。累計砂體厚度統(tǒng)計表明，長62油層組累計砂體厚度最大，為39.90 m，長72油層組厚度最小，為30.30 m。

表1 姬塬北地區(qū)長6—長8油層組砂體特征統(tǒng)計Table 1 The statistics of sand facies characteristics of Chang6-Chang8 pay zones in north Jiyuan area

姬塬北地區(qū)長6—長8油層組砂地比變化范圍較大，平均為20.00%～35.00%，長63—長61油層段砂地比逐漸降低，依次為34.86%、33.39%和27.88%；而長82—長81油層段，砂地比逐漸增高，分別為20.39%和22.53%。姬塬北地區(qū)長6—長8油層組各油層段平均砂地比與砂體厚度變化相關(guān)性強，反映長82—長81油層段流體搬能量增大，物質(zhì)供應(yīng)充足，長72—長71油層段由于湖侵現(xiàn)象明顯，物質(zhì)供給明顯不足，長63—長61油層段水流搬運輸送能力減弱，物質(zhì)供給減少。姬塬北地區(qū)長6—長8油層組砂地比變化與盆地湖平面演化密切相關(guān)，反映沉積環(huán)境對儲層砂體分布具有顯著影響，導(dǎo)致儲集砂體沿北西—南東向成帶狀展布，并由于河道縱橫向遷移擺動，形成砂泥巖互層的剖面特征，構(gòu)成了有利的儲蓋組合[18]。

2.3 孔滲特征

姬塬北地區(qū)孔滲數(shù)據(jù)測試分析表明：長6—長8油層組孔隙度主要為3%～18%，各小層變化程度較??；長6—長8油層組滲透率多小于0.3 mD，最小不足0.1 mD，長61與長82油層段孔滲特征好的樣品滲透率超過0.2 mD，反映長61與長82油層段滲透率相對優(yōu)越，儲層孔滲特征較好。

薄片統(tǒng)計及壓汞測試表明，姬塬北長6—長8油層組主要孔隙類型為原生孔隙，其次發(fā)育溶蝕孔隙。長82油層段的粒間孔最為發(fā)育，為3.77%；其次為長61油層段，殘余原生粒間孔為0.87%。溶蝕孔隙在長63油層段最為發(fā)育，主要為長石巖屑溶孔，為1.25%；其次為長62油層段，為1.10%；其余各小層的長石巖屑溶孔均小于1.00%。

壓汞參數(shù)與薄片分析的定量統(tǒng)計表明，姬塬北地區(qū)長61—長63油層段小孔隙占比在75.0%以上，而長81油層段細孔隙較多，長82油層段大、中孔隙相對發(fā)育。長6油層組整體以微孔喉發(fā)育為特征，但長62油層段粗喉道相對發(fā)育，粗、中細孔喉累計占比近30%。長81及長82油層段微細孔喉與微孔喉占比較高，但中細孔喉及粗孔喉相比長6油層組較為發(fā)育，整體孔喉特征較為優(yōu)越。綜上研究可知：姬塬北長6—長8油層組孔喉組合關(guān)系主要為細孔隙微細喉與微孔喉組合，少量中孔隙與中細孔喉、粗孔喉組合，顯示姬塬北長6—長8油層組具有與盆地已發(fā)現(xiàn)油藏相似的儲集物性特征，儲集條件較好[19-20]。

3 油藏特征

姬塬北地區(qū)長6—長8油層組油藏類型以巖性油藏為主，含油層段均位于儲層質(zhì)量好的區(qū)域[21-22]。含油層段的儲層孔隙度為5%～15%，滲透率為0.05～1.08 mD，平均孔隙度在9%以上，平均滲透率在0.20 mD以上,單層砂體厚度在6 m以上,為延長組的優(yōu)質(zhì)儲層。同時，已發(fā)現(xiàn)的油藏主要分布在烴源巖發(fā)育的區(qū)域，表明油藏分布與砂體展布、儲層物性關(guān)系密切，且受烴源巖展布的控制(圖3)。

圖3 姬塬北地區(qū)延長組峰201井—鹽36井長6—長8油藏剖面Fig.3 The profile of Chang6-Chang8 oil reservoir from Well Feng 201 to Well Yan 36 in Yanchang Formation, northern Jiyuan area

通過烴源巖特征研究認為，姬塬北地區(qū)長6—長8油層組油氣來自于長7油層組[23]，結(jié)合盆地構(gòu)造及熱史演化分析可知[24]：侏羅世末期該區(qū)有機質(zhì)熱演化進入成熟階段，時間較短，尚未廣泛生烴；在早白堊世末期，延長組埋深超過2 500 m，古地溫超過90 ℃，有機質(zhì)鏡質(zhì)體反射率成熟度為0.8%～0.9%，與現(xiàn)今該區(qū)的熱演化程度基本一致，姬塬北地區(qū)延長組達到了熱演化的最高階段，有機質(zhì)大量生烴；晚白堊世—古近紀，姬塬北地區(qū)發(fā)生了大規(guī)模的構(gòu)造抬升，盆地西緣不斷向盆地內(nèi)逆沖使得斷裂相對發(fā)育，油氣發(fā)生了廣泛的整體調(diào)整與二次運移，成為了姬塬北地區(qū)油氣局部地區(qū)運移調(diào)整的主要階段。

4 勘探潛力

姬塬北地區(qū)延長組長73小層烴源巖厚度較大，分布范圍較廣，有機質(zhì)豐度、類型與成熟度較好，生油量相對豐富，石油物質(zhì)來源與供給充沛。長6—長8油層組儲層砂體發(fā)育，各小層累積厚度普遍大于15.00 m，整體平均孔隙度均大于7%，甚至局部存在孔隙度大于10%的區(qū)帶，滲透率相對較好，油氣儲集性能優(yōu)越，因此，具有較大的石油勘探潛力?；谇捌谘芯空J識，結(jié)合研究成果，確定姬塬北地區(qū)峰201井區(qū)、峰11井區(qū)為延長組長6—長8油層組首選的有利勘探目標區(qū)(圖4)，預(yù)測區(qū)不僅儲集砂體發(fā)育，物性好，并且緊鄰烴源巖主力生油區(qū)，其中，峰201井區(qū)中鹽65等井已有試油記錄。同時，由于姬塬北地區(qū)長63油層組底界構(gòu)造等值線呈北東—南西展布，與烴源巖展布方向近于直交，在油氣成藏后期調(diào)整過程中，油氣多往北西、北及東北方向運移，預(yù)測區(qū)域處于油氣運移的有利指向區(qū)，結(jié)合優(yōu)質(zhì)儲層可以有效的儲集石油并聚集油藏。

圖4 姬塬北地區(qū)長8—長6油層組綜合有利勘探目標區(qū)預(yù)測Fig.4 The prediction of comprehensive favorable exploration target areas for Chang8-Chang6 pay zones in north Jiyuan area

5 結(jié) 論

(1) 結(jié)合烴源巖特征和分析化驗資料，姬塬北地區(qū)長7烴源巖的有機碳含量為1.21%～12.28%，巖石熱解類型指數(shù)S2/S3為4.73～97.82，鏡質(zhì)體反射率為0.68%～0.99 %，平均值為0.76%，表明長7油層組的有機質(zhì)類型、豐度及成熟度好。長6、長8油層組砂體普遍發(fā)育，儲層物性好，具有石油成藏的基礎(chǔ)物質(zhì)來源與優(yōu)質(zhì)的儲層條件，為形成大面積巖性油藏提供了儲集空間。

(2) 姬塬北地區(qū)延長組烴源巖在早白堊世末期大量生烴，主要形成巖性油藏。油藏主要分布在平均孔隙大于9%，平均滲透率大于0.2 mD，儲層砂體普遍大于6 m的主河道部位，油藏分布與砂體展布、儲層物性及烴源巖展布關(guān)系密切。

(3) 姬塬北地區(qū)長6—長8油層組具有石油勘探的巨大潛力，成藏條件優(yōu)越，綜合砂體分布及儲層物性，確定峰201井區(qū)、峰11井區(qū)為首選有利油氣勘探目標。