鄂爾多斯盆地靖邊油田大路溝區(qū)長2油藏成藏特征

孫連爽，李艾峰，王愛民，艾兵權(quán)，張 旭，白玉彬

1.延長油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西 榆林 718500；2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065

鄂爾多斯盆地是我國油氣資源非常富集的大型含油氣盆地，其中石油主要分布在上三疊統(tǒng)延長組，其次為下侏羅統(tǒng)延安組.延長組細(xì)分為10個油層組長1—長10，其中長2為主力產(chǎn)油層之一，可進(jìn)一步細(xì)分為3個油層亞組：長21、長22和長23.前人研究表明，長2時期主要發(fā)育辮狀河沉積，河道砂壩為主要的儲集體［1-2］；油源主要來自延長組湖盆中部地區(qū)長7優(yōu)質(zhì)烴源巖［3-5］，由于距離油源相對較遠(yuǎn)，供烴能力有限，故長2油藏具有低含油飽和度的特征［6］；長2油藏分布和富集主要受控于沉積相帶、鼻狀隆起構(gòu)造、蓋層分布、運移通道及側(cè)向遮擋條件的綜合影響和控制［7-10］，并以構(gòu)造－巖性復(fù)合油藏為主.隨著延長組石油勘探的不斷深入，在延長組湖盆東部的邊緣地區(qū)發(fā)現(xiàn)長7優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源對比揭示長6原油主要為本地?zé)N源巖貢獻(xiàn)［11-12］，長2原油亦是如此［11］.靖邊油田主力勘探區(qū)塊同樣位于延長組最大湖泛面邊部，長2油藏為主力產(chǎn)油層之一，但以往對長2油藏的油源及成藏特征缺少系統(tǒng)研究.本文以大路溝長2油藏富集區(qū)為例，根據(jù)最新的地質(zhì)及地球化學(xué)資料，從烴源巖條件、儲層特征、成藏年代及富集規(guī)律等方面，總結(jié)長2油藏的成藏特征，以期為該區(qū)的石油勘探提供地質(zhì)依據(jù).

1 烴源巖特征

1.1 分布特征

鄂爾多斯盆地延長組烴源巖包括黑色頁巖和暗色泥巖兩種類型，以黑色頁巖為主［13］.烴源巖在測井曲線上具有典型的“三高一低”特征［14］：高電阻、高聲波時差、高伽馬，低電位.因而根據(jù)測井曲線可識別烴源巖縱向分布特征，通過統(tǒng)計研究區(qū)36口鉆穿長7油層組測井資料，識別出黑色頁巖厚度最大可達(dá)10.3 m，最小為3.8 m，平均為6.5 m.平面上，自東北至西南烴源巖厚度有逐漸增大的趨勢（圖1）.

圖1 靖邊油田大路溝區(qū)長7烴源巖分布及長2油藏分布圖Fig.1 Distribution map of Chang-7 source rocks and Chang-2 reservoir in Dalugou area of Jingbian Oilfield

1.2 地球化學(xué)特征

根據(jù)緊鄰研究區(qū)的JT746井長7烴源巖地球化學(xué)測試資料（表1），長7黑色頁巖總有機(jī)碳含量（TOC）為3.06%～6.81%，平均為4.57%；生烴潛量（S1＋S2）為11.63×10－3～39.51×10－3，平均為24.53×10－3；氯仿瀝青“A”為0.4034%～1.334%，平均為0.6682%.根據(jù)陸相烴源巖地球化學(xué)評價方法（SY/T 5735—1995），長7黑色頁巖達(dá)到最好烴源巖標(biāo)準(zhǔn).

表1 靖邊油田JT746井長7烴源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)表Table 1 Geochemical data of Chang-7 source rocks in JT746 well，Jingbian Oilfield

根據(jù)干酪根鏡下鑒定結(jié)果，腐泥組占有絕對優(yōu)勢（79.0%～90.3%），平均為86.0%，其次為鏡質(zhì)組（9.7%～21.0%），平均為14.0%，基本無殼質(zhì)組和惰質(zhì)組.通過類型指數(shù)的計算，長7黑色頁巖主要以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主（表1），反映其具有很強(qiáng)的生油能力.

最高熱解峰溫（Tmax）是反映成熟度的有效和可靠指標(biāo)，長7黑色頁巖Tmax值分布于448～453℃，已達(dá)到生油高峰演化階段.同時，生物標(biāo)志化合物參數(shù)20RC29αββ/（αββ＋ααα）與αααC2920S/（20S＋20R）值分別為0.52～0.62和0.60～0.67，相當(dāng)于鏡質(zhì)體反射率0.8%～0.9%，反映長7烴源巖已達(dá)到大量生油階段（表1）.

因此，綜合烴源巖分布特征、有機(jī)質(zhì)豐度、類型和熱演化程度，研究區(qū)長7黑色頁巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖.

2 儲層物性與孔隙結(jié)構(gòu)特征

2.1 長2儲層物性特征

根據(jù)研究區(qū)162塊長2儲層巖心測試結(jié)果（圖2），長2儲層孔隙度為3.9%～20.8%，平均為15.3%，中值為15.9%；主要孔隙度分布范圍在12%～18%之間，滲透率最小值0.1×10－3μm2，最大值125.4×10－3μm2；主要滲透率分布范圍在1×10－3～100×10－3μm2之間，平均25.01×10－3μm2，中值為16.82×10－3μm2.綜合評價為低孔隙度、低滲透率儲層［15］.

圖2 靖邊油田大路溝區(qū)長2儲層孔隙度與滲透率分布圖Fig.2 Porosity and permeability distribution maps of Chang-2 reservoir in Dalugou area，Jingbian Oilfield

2.2 長2儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察結(jié)果，長2儲層孔隙類型主要以殘余粒間孔為主，視面孔率為9.48%，其次為溶蝕孔隙，以長石和巖屑溶孔為主，總面孔率可達(dá)11.4%（圖3），與儲層物性分析結(jié)果一致.

圖3 靖邊油田大路溝區(qū)長2儲層孔隙類型圖Fig.3 Pore types of Chang-2 reservoir in Dalugou area，Jingbian Oilfield

鑄體薄片孔徑定量統(tǒng)計和高壓壓汞聯(lián)合分析揭示，長2儲層平均孔隙直徑30～80 μm，最大孔喉半徑平均值9.62 μm（0.41～15.81 μm），中值喉道半徑0.74 μm（0.06～1.42 μm），平均喉道半徑3.25 μm（0.45～6.54 μm）.根據(jù)鄂爾多斯盆地中生界儲層孔隙結(jié)構(gòu)分類評價標(biāo)準(zhǔn)［16］，長2儲層總體以中孔—中細(xì)喉型為主.

3 油藏特征

3.1 油藏分布特征及油藏類型

大路溝區(qū)長2油層埋深約1 350～1 600 m，平均為1 456 m；現(xiàn)今原始地層壓力為11.7 MPa，換算壓力系數(shù)為0.85，顯示出低壓的特征；油層厚度平均為16.5 m（3.4～31.8 m），主要分布在長22油層亞組的河道砂體中.長2油層平面連續(xù)性好，順河道砂體展布方向分布，石油的富集主要受鼻狀隆起構(gòu)造、頂部蓋層分布及側(cè)向巖性遮擋條件的共同控制，油藏類型為巖性油藏或構(gòu)造－巖性復(fù)合油藏為主（圖4）.縱向上，長2油藏油水分異明顯，在浮力驅(qū)動下，石油聚集于長21泥巖蓋層之下，形成良好的儲蓋組合.

3.2 成藏年代

采集了兩口井10塊長2儲層樣品進(jìn)行包裹體研究.長2儲層礦物中主要有液態(tài)鹽水包裹體和含液態(tài)烴包裹體兩類（圖5），主要分布在石英顆粒溶蝕微裂紋中，包裹體大小一般3～6 μm，氣液比多分布于5%～20%.測定與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為70～130℃之間，呈連續(xù)單峰分布，主峰分布于90～110℃.

圖5 靖邊油田大路溝區(qū)長2油藏典型流體包裹體微觀特征Fig.5 Microphotographs of typical fluid inclusions in Chang-2 reservoir in Dalugou area，Jingbian Oilfield

儲層礦物中捕獲的流體包裹體是古流體充注的直接證據(jù).通過測定與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度，再結(jié)合埋藏－熱演化史圖可確定包裹體捕獲的具體時間［17-18］，該時間即為油氣成藏時間.根據(jù)前人研究，鄂爾多斯盆地中生代晚期古地溫梯度為3.3～4.5℃/hm，新生代以來降至2.8℃/hm［19］；剝蝕厚度根據(jù)陳瑞銀等［20］研究結(jié)果.通過PetroMod油氣系統(tǒng)數(shù)值模擬軟件，恢復(fù)了長2儲層埋藏－熱演化歷史（圖6），長2油藏的形成為一期連續(xù)成藏，時間約為115 Ma，為早白堊世中晚期.

圖6 靖邊油田大路溝區(qū)長2油層組埋藏－熱演化歷史與成藏時間Fig.6 Burial-thermal evolution history and accumulation time of Chang-2 oil-bearing formation in Dalugou area，Jingbian Oilfield

3.3 富集規(guī)律

儲層條件是控制長2油藏分布和富集的重要因素之一.長2時期研究區(qū)發(fā)育辮狀河沉積，河道砂壩多期疊置、縱向累計厚度可達(dá)70～90 m，砂地比平均為0.75%，為長2油藏提供了充足的儲集空間（圖4）.統(tǒng)計儲層物性發(fā)現(xiàn)，孔隙度大于15%、滲透率大于10×10－3μm2的儲層含油級別多為油浸級以上；儲層孔隙度小于15%、滲透率小于1×10－3μm2的儲層多以干層或熒光級別為主；介于二者之間的儲層含油級別以油跡—油斑級別為主.因此，儲層含油性受到物性的控制作用明顯，在浮力作用下，相對較大的孔喉連通系統(tǒng)中石油富集程度高.

蓋層條件是控制長2油藏分布的另一重要因素.由于長23頂部泥巖蓋層厚度平均不足10 m，蓋層連續(xù)性差（鉆遇率小于70%），石油通過蓋層不發(fā)育處繼續(xù)向上運移，故長23未能成藏.相比較而言，長21主要為河道沉積末期的河漫灘沉積，泥巖厚度平均約為30 m，為非常好的直接蓋層.長22儲層發(fā)育厚層河道砂體沉積，故長22與長21形成優(yōu)質(zhì)的儲蓋組合，石油聚集在長22頂部蓋層之下（圖4）.

圈閉是常規(guī)油氣聚集成藏的重要條件［21］，也是長2聚集成藏的關(guān)鍵因素之一.垂向上有長21直接蓋層封堵，側(cè)向上的封堵條件主要為相變的河漫灘泥巖和長22頂部蓋層的彎曲變形形成的鼻狀隆起構(gòu)造，二者共同構(gòu)成了油藏側(cè)向運移的遮擋條件（圖4、圖7）.

圖4 靖邊油田大路溝區(qū)長2油藏油水分布特征圖Fig.4 Oil and water distribution characteristics of Chang-2 reservoir in Dalugou area，Jingbian Oilfield

綜合長2儲層、蓋層及圈閉條件，分析認(rèn)為圈閉條件是長2油藏能否形成的第一要素，在此條件下，有利的沉積相帶及物性高值層段是長2油藏富集的重要原因.長2油藏的勘探，以尋找構(gòu)造－巖性復(fù)合圈閉為首要目標(biāo)，位于西北部的鼻狀隆起區(qū)鉆井較少，可作為下一步勘探的有利地區(qū)（圖7）.

圖7 靖邊油田大路溝區(qū)長2油藏富集規(guī)律綜合分析圖Fig.7 Accumulation analysis of Chang-2 reservoir in Dalugou area，Jingbian Oilfield

4 結(jié)論

（1）大路溝區(qū)延長組長7黑色頁巖分布面積廣，有機(jī)質(zhì)豐度高且類型好，已達(dá)到大量生油高峰階段，形成優(yōu)質(zhì)烴源巖，可為長2油藏的形成提供油源基礎(chǔ).

（2）長2油藏為具有邊－底水、受浮力驅(qū)動的常規(guī)構(gòu)造－巖性復(fù)合油藏.通過流體包裹體方法，結(jié)合埋藏－熱演化歷史確定長2油藏形成期次為一期，時間約為115 Ma，為早白堊世中晚期.

（3）長2油藏分布和富集主要受控于鼻狀隆起構(gòu)造、側(cè)向遮擋條件、蓋層分布位置及儲層連續(xù)性、儲層物性特征等因素.下一步勘探的重點應(yīng)立足于成藏主控因素的耦合地區(qū)，并以尋找有利圈閉為主的思路.