陳世加 路俊剛 姚涇利 楊國平 張紀(jì)智 劉超威 唐海評 王 剛

(1.西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院 成都 610500;2.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院 西安 710018;3.中國石油長慶油田分公司采氣二廠 西安 710018)

0 前言

鄂爾多斯盆地長8油層組是近年來油氣勘探新突破的層位，在華慶、西峰、姬源和陜北地區(qū)均發(fā)現(xiàn)大規(guī)模油藏［1～5］，展示了巨大勘探前景。華慶地區(qū)長8段屬東北、西南兩大物源交匯區(qū)，砂體發(fā)育，并且位于長7段烴源巖發(fā)育區(qū)，油源較充足，成藏條件有利，具有油藏面積連片、產(chǎn)量高等特點，但油水分布關(guān)系異常復(fù)雜。不少學(xué)者對鄂爾多斯盆地延長組油藏成藏特征和機制進(jìn)行了研究，并取得了一定成果［1，6～9］，但對成藏期次、時間及成藏主控因素仍有不同看法，而且研究主要是從構(gòu)造、沉積、儲層角度展開，其他方面涉及較少，對華慶地區(qū)長8油層組成藏特征認(rèn)識仍十分局限，難以有效解釋該區(qū)復(fù)雜的油水分布特征。

分析認(rèn)為，該區(qū)還存在一些關(guān)鍵性問題尚未解決，具體表現(xiàn)在:①目前，認(rèn)為儲層物性對油氣成藏具有重要的控制作用，但為何一些局部高滲儲層出水(如白241井)?②長8段儲層孔隙中發(fā)現(xiàn)瀝青，其成因如何?與流動原油在成因上有何聯(lián)系?③長8段成藏受那些因素控制?這些問題的解決對長8段成藏認(rèn)識具有重要意義，進(jìn)而可搞清油藏控制因素及富集規(guī)律，篩選出相對高滲高產(chǎn)區(qū)，為下一步油氣勘探、油藏評價和開發(fā)提供可靠的地質(zhì)依據(jù)。

1 地質(zhì)簡況

鄂爾多斯盆地是一個大型中生代內(nèi)陸坳陷型盆地，油氣資源豐富。中生界延長組為一套內(nèi)陸湖盆沉積，其形成的三角洲隱蔽性油藏主要受控于大型三角洲砂體的展布，油藏類型以巖性油藏為主，具有儲集條件差、非均質(zhì)程度高、油水關(guān)系復(fù)雜、隱蔽性強的特點［2，3，8～11］。

華慶地區(qū)北起吳旗，南至慶陽，西起白馬，東抵南梁，面積約7 000 km2(圖1)。延長組沉積期該區(qū)處于湖盆深水區(qū)，深水沉積砂體發(fā)育，巖石類型主要為長石砂巖和巖屑長石砂巖，以細(xì)粒結(jié)構(gòu)為主，儲層物性較差，具有典型的低孔、低滲特征。該區(qū)延長組地層發(fā)育長3、長4+5、長6、長7段、長8段等多套含油層系，其中長8油層組研究程度較低，有望取得更大的突破。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 Location of the study area

2 成藏特征

2.1 兩期成藏

2.1.1 儲層熒光特征

圖2為華慶地區(qū)部分井長8段儲層熒光薄片照片，鏡下明顯存在兩種不同顏色熒光:一種發(fā)黑色(或褐色)熒光，鑒定為瀝青，主要呈斑塊狀分布在孔隙和裂縫中;另一種是發(fā)藍(lán)色(或黃色)熒光的油，呈“零星”狀或“點”狀分布于黑色填隙物(鐵方解石、綠泥石、瀝青等)的殘余孔中，為后期聚集的油。

2.1.2 流動原油與儲層抽提物存在差異

儲層抽提物主要是殘留在儲層中的有機質(zhì)，它與流動原油之間的差異可反映油氣成藏特征。如果是一次成藏，那么流動原油與儲層抽提物應(yīng)相似，如果存在多期成藏，兩者可能存在差異，因為儲層抽提物是多期油的混合物。

①原油與儲層抽提物成熟度不同

生物標(biāo)志化合物是油源對比最常用的方法之一，可用于原油成因及其演化階段性的研究［12，13］。甾烷成熟度參數(shù) C2920S/(20S+20R)和 C29ββ/(αα+ββ)比值具有隨成熟度增加而增大的趨勢［12］，前者平衡值在 0.50～0.55，后者平衡值為 0.60～0.66。Ts/Tm(18α(H)-三降藿烷/17α(H)-三降藿烷)受成熟度的影響明顯，在相同來源的情況下，隨成熟度的增大其比值增大，也可用來判斷原油的成熟度。

圖2 華慶地區(qū)長8段儲層熒光照片(圖中箭頭所指為孔隙中的瀝青)Fig.2 Fluorescence pictures of Chang 8 reservoir in Huaqing area

從圖3看出，流動原油甾烷成熟度參數(shù)C2920S/(20S+20R)、C29ββ/(αα +ββ)和 Ts/Tm 比值高于儲層抽提物。儲層抽提物C2920S/(20S+20R)和C29ββ/(αα+ββ)比值分別為 0.30～0.41 和 0.39～0.49，而流動原油的上述比值分別為 0.49～0.52和0.62～0.66，Ts/Tm 比值也具有相同的對比特征，說明流動原油成熟度高于儲層抽提物。

如前所述，長8段儲層孔隙中見瀝青，在綠泥石和鐵方解石充填后的殘余孔中還見發(fā)藍(lán)色熒光的油，如白280井長81(2 214.52 m)儲層，因此儲層抽提物實際上是瀝青和后期充注油的混合物。因此，儲層抽提物成熟度反映的是儲層瀝青和后期油的混合物的特征，其成熟度介于瀝青和原油之間，單純?yōu)r青的成熟度比值應(yīng)低于儲層抽提物(混合物)，也就是說長8段儲層瀝青應(yīng)為源巖成熟度較低的產(chǎn)物。

②儲層抽提物存在生物降解

據(jù)文獻(xiàn)報道［12，14］，25-降藿烷是生物降解產(chǎn)物，它的存在指示著原油曾遭嚴(yán)重的生物降解。長8段儲層抽提物發(fā)現(xiàn)25-降藿烷，而原油中沒有，說明瀝青形成時間較早，因保存條件較差遭受強烈的生物降解，原油成藏時間相對較晚，保存條件變好，未受生物降解。

2.1.3 儲層流體包裹體

從儲層油氣包裹體形態(tài)及其分布特征來看，油氣包裹體可分為兩類:一類包裹體氣液比較小，主要小于10%，個體一般較小(2～7 μm)，主要分布于礦物溶蝕孔和早期裂隙中，被長石和石英等后期次生加大邊包裹起來;第二類包裹體氣液比較大，一般大于8%，個體較大，多為4～10 μm，主要分布在石英晚期裂隙和亮晶方解石膠結(jié)物中。

從儲層油氣包裹體均一化溫度來看，溫度分布71.2～169.5℃，范圍較寬，存在兩個明顯的溫度峰區(qū)，分別為80～100℃和130～140℃(圖5)。兩個峰區(qū)高值，分別對應(yīng)兩類不同的包裹體，包裹體均一化溫度低溫峰區(qū)對應(yīng)第一類包裹體，高溫峰區(qū)對應(yīng)第二類包裹體，說明該區(qū)長8油層組原油運移成藏存在兩個高峰［15］，即存在兩期成藏。

圖5 儲層油氣包裹體均一化溫度分布圖Fig.5 The homogenization temperature profile of reservoir inclusion

綜合儲層熒光、儲層包裹體、儲層瀝青和原油地化特征研究，表明華慶地區(qū)長8油層組存在兩期成藏。第一期油在鏡下發(fā)黑色(褐色)熒光，見25-降藿烷，受破壞發(fā)生較嚴(yán)重生物降解作用，成熟度較低;第二期油在鏡下發(fā)藍(lán)色熒光，主要分布在殘余孔隙中，未受生物降解作用，保存較好，成熟度較高，為源巖生烴高峰期產(chǎn)物。

2.2 成藏時間

圖6為華慶地區(qū)長7段烴源巖演化史圖。如圖所示，長7段源巖在晚侏羅世進(jìn)入生烴門限，早白堊世達(dá)到成熟階段，進(jìn)入生烴高峰期。結(jié)合儲層流體包裹體均一化溫度頻率分布特征、原油和儲層瀝青成熟度特征，分析認(rèn)為，華慶地區(qū)長8油層組第一期油成藏時間應(yīng)在晚侏羅世，第二期油成藏時間在早白堊世。

2.3 成藏模式

前人研究認(rèn)為［16，17］，鄂爾多斯盆地長 4+5—長9段地層中暗色泥巖較為發(fā)育，為延長組油藏主要供烴源巖，其中長7段烴源巖最好。長7段烴源巖有機碳含量為2%～5%，氯仿瀝青“A”為0.3%～0.5%，烴含量為1 833～3 505 μg/g，干酪根類型屬腐殖—腐泥型，鏡質(zhì)體反射率0.73%～1.06%，處于成熟階段，是一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，沉積中心在華池一帶，具強大生烴能力，并認(rèn)為長8油層組原油來自長7段烴源巖［17］。

晚侏羅世，華慶地區(qū)長7段烴源巖進(jìn)入生烴門限，生成的演化階段較低的原油向下運移進(jìn)入長8儲層成藏。此時，該區(qū)上覆巖層較薄，且處于早成巖B期，尚未完成致密化，保存條件相對較差，隨中晚侏羅世地層抬升遭受生物降解作用形成瀝青(圖7)，與鐵方解石、綠泥石一起充填在儲層孔隙中，使儲層孔滲能力進(jìn)一步降低。

圖6 華慶地區(qū)長7段源巖埋藏史和演化圖Fig.6 The burial history and evolution diagram of Chang 7 source rock in Huaqing area

早白堊世，該區(qū)古地溫達(dá)到85～130℃，長7段烴源巖達(dá)到成熟階段，進(jìn)入生烴高峰期，生成的油往下運移，進(jìn)入長8段儲層成藏(圖8)。因部分地區(qū)長8段與長7段源巖之間存在致密巖性隔層，阻擋了原油向下運移，且第一期油形成的瀝青對部分儲層也有一定的傷害作用，再加上長8段本身儲層非均質(zhì)性較強，對該期原油運移成藏產(chǎn)生重大影響，形成復(fù)雜的油水分布格局。

3 成藏主控因素分析

3.1 沉積相帶

研究表明，華慶地區(qū)長8段屬于三角洲前緣沉積，沉積微相主要為水下分流河道和分流間灣，沉積相帶的橫向展布控制了長8段油藏平面分布規(guī)律(圖9)，長8段三角洲前緣水下分流河道為有利相帶，有利相帶上物性相對發(fā)育區(qū)為有利儲集體(圖10)。

上傾方向湖相泥巖為最佳遮擋條件;其次為上傾方向致密砂巖遮擋。水下分流河道主體帶沉積的砂體，分選較好，發(fā)育剩余粒間孔，鈣質(zhì)膠結(jié)較弱，孔隙度、滲透率較大，物性較好，含油性較好，如白182井。水下分流河道邊緣帶沉積的砂體，由于河道的擺動，出現(xiàn)砂泥交互，分選較差，通過巖芯觀察，可以發(fā)現(xiàn)這些地方容易出現(xiàn)鈣質(zhì)膠結(jié)，使含油性變差，如白473井。

3.2 烴源巖特征及其展布

總體而言，鄂爾多斯盆地長7段烴源巖生烴能力巨大，但其展布受沉積環(huán)境影響。長7段暗色泥巖呈北西—東南向傾斜的葫蘆狀分布，厚度由于沉積相的變化不同區(qū)域存在差異，不同地區(qū)生烴能力不同。

研究發(fā)現(xiàn)，華慶地區(qū)雖鄰近長7段凹陷沉積中心，處于半深湖—深湖相，但泥巖分布不均衡，不同井位泥巖厚度不同。根據(jù)研究區(qū)取芯及測井解釋結(jié)果統(tǒng)計，長8段高產(chǎn)油井上覆長7段泥巖累計厚度平均為46.8 m，低產(chǎn)油井為37.75 m，油水同層井為33.5 m，油氣顯示井為29.2 m，水井為26.47 m，無顯示井為24.09 m，干井為21 m(圖11)。不同類型井與其長7段泥巖厚度之間的這種對應(yīng)關(guān)系說明，泥巖厚度對長8段儲層含油性具有重要控制作用，泥巖越厚，生烴能力越強，勘探效果越好。

此外，還存在一些井，其長7段泥巖厚度較大，但是勘探效果卻很差，如白473井(水井，泥巖厚度為53 m)(圖12)，但分析發(fā)現(xiàn)其泥巖不純，為砂質(zhì)泥巖，供烴能力很差，導(dǎo)致其沒有成藏。

3.3 烴源巖與儲層的接觸關(guān)系

油氣藏的形成，不僅要看生、儲、蓋層的存在與否，更重要的是看它們在時間和空間上的相互聯(lián)系和配置情況，特別對于致密儲層，油進(jìn)行長距離側(cè)向運移較為困難，因此儲蓋組合與生油層之間的配置關(guān)系顯得尤為重要［18］。

從華慶地區(qū)油水井特征及其烴源巖分布特征來看，存在一些井，其長7段暗色泥巖厚度較大，但是勘探效果也較差。

圖12為不同類型井長7段泥巖分布和長8段儲層接觸關(guān)系圖。從圖上可看出，白241井長7段泥巖厚度較大，為34 m，但長8段儲層與長7段源巖之間存在小段泥巖隔層，后期因成巖作用致密化，孔滲能力嚴(yán)重降低，且泥巖塑性較強，裂縫不發(fā)育，嚴(yán)重阻礙了長7段源巖生成的油向下運移到長8段儲層，導(dǎo)致該井出水。此外，高產(chǎn)油井與高產(chǎn)油低產(chǎn)水的油水同層井的長7段烴源巖厚度大，如白465井，長8段儲層物性好，且長7段烴源巖與長8段儲層直接接觸或相距很近，長7段烴源巖和長8段試油層段之間無致密巖性隔層(圖12)。因此，該區(qū)長8油層組成藏特征除與烴源巖的分布有關(guān)外，源巖與儲層之間接觸關(guān)系對該區(qū)的成藏也起到重要控制作用。

圖9 長81段沉積相與油水關(guān)系分布圖Fig.9 The distribution of oil and water with sedimentary facies of Chang 81reservoir

圖10 華慶地區(qū)元297井—白280井沉積微相剖面圖Fig.10 The sedimentary microfacies section of Well Yuan 297—Well Bai 280 in Huaqing area

圖11 華慶地區(qū)長81段不同類型井對應(yīng)長7段泥巖厚度統(tǒng)計圖Fig.11 The thickness diagram of Chang 7 mudstone above different wells of Chang 81in Huaqing area

3.4 瀝青充填孔隙對儲層含油性的影響

從儲層熒光觀察結(jié)果看，發(fā)藍(lán)色熒光的油(第二期油)分布在黑色充填物(成巖過程中形成的含鐵方解石、綠泥石以及第一期油藏破壞形成的瀝青)少的殘余孔中，說明大規(guī)模油運移發(fā)生在儲層致密化之后，使得大量生烴階段的油只能運移到相對較好的儲層中或黑色填隙物少的殘余孔中，儲層致密化程度不同導(dǎo)致局部地區(qū)油水關(guān)系分布復(fù)雜。

一般情況下，研究儲層致密化主要是從儲層成巖作用入手，對成藏過程中形成的瀝青對儲層物性的傷害考慮較少。而且，根據(jù)目前儲層孔隙度、滲透率實驗規(guī)范(SY/T 5336)，實驗前要先洗油，孔隙中充填的瀝青也一并清除，導(dǎo)致實驗物性分析數(shù)據(jù)失真，測得孔滲偏高，忽略了瀝青對儲層產(chǎn)生的影響。

圖12 白241等井長7段泥巖分布和長8段儲層接觸關(guān)系圖Fig.12 Relationship between Chang 7 mudstone and Chang 8 reservoir of Well Bai 241

部分井，物性好卻出水，雖然其長8段儲層和長7段泥巖直接接觸，泥巖厚度也較大，但長8段儲層孔隙被瀝青、含鐵方解石等充填，剩余孔隙較少，后期油儲層空間非常有限，主要是殘余孔聚油，導(dǎo)致勘探效果變差。如研究區(qū)山莊區(qū)塊，長8段儲層在長7段泥巖大量生烴時已發(fā)生強烈的壓實作用，而且孔隙除被含鐵方解石充填外，第一期油受破壞形成的瀝青也大量充填其中(瀝青清除后儲層孔隙度最高可增加5.6%，另文發(fā)表)，使第二期油成藏期儲層物性進(jìn)一步變差［19，20］，生成的油只能運移到填隙物少的好砂層中或殘余孔中聚集成藏。成藏受多種因素控制，使該區(qū)長8油層組油水分布更加復(fù)雜。

4 結(jié)論

(1)華慶地區(qū)長8段儲層鏡下見兩種顏色熒光，包裹體均一化溫度存在兩個主峰，且原油與儲層抽提物地化特征不同，說明長8段儲層存在兩期成藏。據(jù)烴源巖演化史分析，在晚侏羅世，長7段源巖進(jìn)入生烴門限，生成的低演化階段產(chǎn)物遭生物降解形成瀝青，與綠泥石和鐵方解石一起充填于孔隙中，嚴(yán)重降低儲層物性;早白堊世，長7段源巖到成熟階段，是長8段油藏主要成藏期，目前儲層中油主要是該期油聚集成藏結(jié)果。

(2)華慶地區(qū)油水分布復(fù)雜，雖靠近長7段源巖沉積中心，但源巖厚度及其生烴能力存在差異，烴源巖厚度以及源巖與儲層之間的輸導(dǎo)層共同控制著該區(qū)長8段儲層的含油性，烴源巖與儲層之間的致密巖性段可阻礙油往下運移到長8段儲層。

(3)華慶地區(qū)長8油層組的成藏控制因素主要有:沉積相帶展布、儲層物性特征、烴源巖生烴能力及其展布、儲層與源巖接觸關(guān)系、瀝青對儲層物性影響等。特別值得注意的是先期進(jìn)入儲層并遭降解形成的瀝青對儲層物性有較大的影響，會使儲層物性變差，還可改變油的富集。儲層致密化程度不同導(dǎo)致油藏的油水關(guān)系分布復(fù)雜，儲層物性對油藏分布特征控制作用明顯。

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