王寶萍，崔維蘭，張鳳奇，吳楊楊，李得路

(1.延長油田股份有限公司，陜西延安 716000;2.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065;3.中國石油集團長城鉆探工程有限公司錄井公司，遼寧盤錦 124000;4.西北有色地質(zhì)勘查局七一二總隊，陜西咸陽 712000)

近年來，鄂爾多斯盆地中西部延長組長8油層組油氣勘探開發(fā)取得了很大的進展，發(fā)現(xiàn)了西峰、姬塬、馬嶺及吳起—定邊等大油田［1－5］。但在盆地東南部富縣、黃龍一帶勘探程度較低，還未有大的突破。前人有關鄂爾多斯盆地東南部長8油層組的研究主要集中在儲層、沉積相等方面［6－8］。本文在總結前人研究成果的基礎上，依據(jù)現(xiàn)有分析化驗、測井等資料，綜合分析了鄂爾多斯盆地東南部富縣、黃龍一帶長8油層組的烴源巖條件、儲集條件等控藏要素，總結了其成藏模式，并指明了勘探潛力區(qū)，為研究區(qū)長8油層組的勘探?jīng)Q策提供參考。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是中國內(nèi)陸第二大含油氣沉積盆地，面積為25×104km2。盆地內(nèi)的陜北斜坡為其6個一級構造單元之一，是盆地油氣主要富集區(qū)。已發(fā)現(xiàn)的石油主要分布在上三疊統(tǒng)延長組及侏羅系延安組，其中延長組自上而下劃分為長1—長10 10個油層組［9］，本次研究目的層為長8油層組。

研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地東南部，研究范圍為洛川縣全境、黃龍縣中西部及富縣、宜川縣部分地區(qū)，面積約為7660km2(圖1)。在區(qū)域構造上，研究區(qū)橫跨陜北斜坡南部及渭北隆起東北部，受陜北斜坡、渭北隆起兩個構造單元形成和演化的控制。由于后期抬升幅度較大，研究區(qū)東南部長8油層組遭受嚴重剝蝕，剝蝕面積約為1010km2。本區(qū)早期的石油勘探主要針對長6油層組，部分井在該層位獲得了工業(yè)油流，近年來在長8油層組石油勘探取得了一定的突破。長8油層組厚度為114～167m，平均在130m左右。巖性主要為灰色厚層—塊狀細砂巖夾灰色、灰綠色、深灰色粉砂質(zhì)泥巖和粉砂巖。長8油層組平均埋深在820m左右，已試油井平均日產(chǎn)油 0.61t，日產(chǎn)水2.62m3。

圖1 研究區(qū)地理位置圖Fig.1 Location of the study area

2 烴源巖條件分析

鄂爾多斯盆地延長組烴源巖主要為延長組長7和長9油層組的湖相泥巖和油頁巖［10－12］。其中長7油層組油頁巖分布面積廣、厚度大、有機質(zhì)豐度高，為盆地中生界主力烴源巖。

2.1 平面展布特征

研究區(qū)長7、長9油層組湖泛期沉積了富含有機質(zhì)的暗色油頁巖，分別位于長7油層組底部和長9油層組頂部，它是在低能環(huán)境下沉積的、富含有機質(zhì)的暗色頁巖，由于其自身的性質(zhì)，測井響應特征明顯，表現(xiàn)為高自然伽馬 (GR)值 (一般大于120API)、高聲波時差 (AC)值 (一般為250～340μs/m)、高電阻率 (Rt)值 (一般大于100Ω·m)、自然電位 (SP)值偏正等 (圖2)。根據(jù)研究區(qū)內(nèi)150余口探井資料，研究區(qū)未剝蝕區(qū)長7油層組烴源巖厚度為8.2～43.2m，平均為26.8m。長9油層組烴源巖厚度較薄，為4.3～18.3m，平均為9.7m。平面上長7、長9油層組烴源巖主要分布在研究區(qū)的中北部 (圖3)。長7油層組烴源巖主要分布在 F44—FU4井區(qū)及 G82—L125—H336井區(qū)，厚度達到30m以上，烴源巖10m等厚線閉合面積約為4650km2。長9油層組烴源巖主要分布在ZF53—ZL1—HC4井區(qū)和P23—C96井區(qū)，烴源巖6m等厚線閉合面積約為4050km2。

圖2 長7、長9油層組油頁巖電性特征圖Fig.2 Electric characteristics of source rocks in Chang 7 and Chang 9 oil－bearing reservoirs

圖3 研究區(qū)烴源巖厚度圖Fig.3 Thickness of source rocks in the study area

2.2 地球化學指標特征

根據(jù)本區(qū)10個長7油層組烴源巖樣品的地球化學指標，長7油層組烴源巖:

(1)總有機碳(TOC)含量為2.98%～21.16%，平均為13.1%;

(2)氯仿瀝青“A”含量為0.023%～0.038%，平均為0.026%;

(3)總烴 (HC)含量為 (133～225)×10－6，平均為 160×10－6;

(4)生烴潛力 (S1+S2)為15.9～149.58mg/g，平均為76.03mg/g;

(5)有機質(zhì)類型以腐泥—腐殖型為主，干酪根以Ⅱ型干酪根為主;

(6)鏡質(zhì)組反射率 (Ro)值主要為0.54%～0.76%，平均為0.59%;

(7)最高熱解峰溫 (Tmax)為430～437℃，平均為434℃，均已進入主要生油期。

從地球化學指標來看，長7油層組烴源巖在本區(qū)為有機質(zhì)高度富集的優(yōu)質(zhì)烴源巖。

圖4 長8油層組沉積相平面圖Fig.4 Sedimentary facies of Chang 8 oil－bearing reservoirs

根據(jù)前人研究成果［10－11］，長 9油層組黑色泥巖、頁巖的有機質(zhì)豐度高，生烴潛力較高，有機母質(zhì)類型是以低等水生生物為主要來源的腐泥型，也是一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖。

3 儲集條件分析

3.1 儲集砂體分布特征

長8油層組沉積時期以湖侵為主，湖盆的規(guī)模和水深均繼續(xù)加大［9］，研究區(qū)整體處于水下沉積環(huán)境，發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，受物源影響，水下分流河道砂體側向遷移、疊置頻繁，河道連片發(fā)育，平均砂地比達到0.54。

在研究區(qū)北部河道較不穩(wěn)定，連片分布，砂體厚度基本大于60m。河道向南逐漸清晰 (圖4)。河道砂體巖性以灰色厚層狀細砂巖為主，夾少量粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂質(zhì)泥巖，砂體平均厚度近70m。平面上主要分布在研究區(qū)中部和西北部，呈條帶狀近北東—南西向展布，砂體寬度主要為5～20km，延伸長度為20～90km(圖5)。

圖5 長8油層組砂體厚度平面圖Fig.5 Sand body thickness of Chang 8 oil－bearing reservoirs

3.2 儲層特征

3.2.1 巖石學特征

根據(jù)58個鑄體薄片分析數(shù)據(jù)，長8油層組儲層巖性以灰色—深灰色細粒長石砂巖為主。砂巖的主要礦物成分為長石，平均含量為50.5%;其次為石英，平均含量為26.6%;巖屑平均含量為7.1%;黑云母含量變化較大 (0～13.0%)，平均含量為2.4%;巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑、沉積巖巖屑及少量火成巖巖屑。砂巖碎屑顆粒較均一，主要粒級 (0.02～0.25mm)占89%以上，分選中—好，磨圓度主要為次棱角狀，顆粒呈線接觸或點接觸。膠結類型主要為孔隙式，次為鑲嵌式，具有典型的低成分成熟度、高結構成熟度特征。

3.2.2 物性特征

統(tǒng)計研究區(qū)797塊樣品的分析結果，長8油層組儲層的孔隙度最大值為15.72%，最小值為1.22%，平均為 7.72%;滲透率最大值為4.42mD，最小值為0.02mD，平均為0.54mD?？紫抖戎饕獮?%～14%，占樣品總數(shù)的85.6%，滲透率集中分布在0.02～0.7mD，占樣品總數(shù)的76.9%(圖6)。按 DZ/T 0217—2005《石油天然氣儲量計算規(guī)范》儲層劃分標準，本區(qū)長8油層組儲層屬于特低孔隙度、特低滲透率儲層。

圖6 長8儲層孔隙度與滲透率分布特征圖Fig.6 Distribution characteristics of porosity and permeability of Chang 8 reservoir

3.2.3 成巖特征

長8油層組儲層黏土礦物含高嶺石、伊利石和綠泥石，顆粒接觸關系主要為點—線接觸，%S(蒙皂石百分比)的平均值為22.5%，儲層成巖作用強烈，已進入晚成巖階段A期。壓實壓溶作用、膠結作用和溶蝕作用對儲層物性影響較大。其中壓實壓溶作用較為強烈，使砂巖的孔隙度損失很大，損失20%～30%。膠結作用是儲層滲透率降低的重要原因，主要的膠結類型有黏土膠結和硅質(zhì)膠結。溶蝕作用是形成次生孔隙、改善儲層物性的主要因素，主要表現(xiàn)為粒間溶孔、長石粒內(nèi)溶孔、巖屑溶孔和膠結物溶孔。

3.2.4 孔隙結構特征

根據(jù)巖心、鑄體薄片、掃描電鏡等資料，對長8油層組儲層有意義的孔隙類型主要有殘余原生粒間孔和次生孔隙。殘余原生粒間孔相對發(fā)育，含量一般為0.2%～4.0%，平均為2.68%。次生孔隙主要為粒間溶孔，它使原生粒間孔部分恢復和擴大或形成新的次生孔隙，本區(qū)粒間溶孔含量一般為0.2%～4.0%，平均為2.25%。儲層微裂縫僅發(fā)育在部分砂巖中，大多是壓實縫和層間縫，含量一般為0～0.5%，平均為0.11%。

4 成藏分析

從圖7來看，長8油田基本分布于長7油層組烴源巖生烴中心附近，同時長9油層組烴源巖也提供了一定的油源［10］，具有“源控論”的規(guī)律［13］。

圖7 鄂爾多斯盆地長8油田與長7、長9油層組烴源巖厚度疊合圖Fig.7 Source rock thickness overlay map of Chang 7 and Chang 9 reservoirs and Chang 8 Oilfield in Ordos Basin

縱向上，長7油層組烴源巖生成的油氣在烴源巖異常高壓的驅(qū)動下沿著長8油層組內(nèi)部疊置的砂體或高角度微裂縫向下運移［14，15］。同時其本身發(fā)育的淺湖—半深湖相泥頁巖的欠壓實作用形成的超壓封閉作用和較強的烴濃度封閉作用，使下部長9油層組烴源巖生成的油氣向上運移至長8油層組儲層內(nèi)并得以有效保存。上覆長7油層組的油源和下伏長9油層組的油源分別以垂向運移的方式通過砂體的疊置點或微裂縫進入長8油層組，長8油層組上覆的長7油層組底部烴源巖作為良好的蓋層，阻擋了油氣向上逸散，同時油氣以側向運移的方式在長8油層組內(nèi)部砂體較發(fā)育、物性較好的部位富集，其成藏模式可以總結為雙向排烴、復合成藏模式。

5 勘探潛力

根據(jù)產(chǎn)烴率計算公式 (資源量=生烴量×運聚系數(shù))，估算出研究區(qū)以長7、長9油層組烴源巖為生油巖的地質(zhì)資源量分別為3.04×108t和0.39×108t，即總地質(zhì)資源量達到3.43×108t，目前研究區(qū)探明程度在5%左右，勘探潛力巨大。

研究區(qū)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的長8油田主要分布在主河道砂體中，表明水下分流河道對砂體分布具有重要的控制作用，這種多期疊置的巨厚砂體分選較好，孔隙度、滲透率都較高，連通性較好，非均質(zhì)性較弱，是油氣主要的富集區(qū)域。同時統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，長8油田探明儲量面積的86%同時具有砂體厚度大于 70m、孔隙度大于 8%、滲透率大于0.4mD的儲層條件。

綜合以上分析，研究區(qū)長8油藏的分布主要受水下分流河道厚層優(yōu)質(zhì)砂體控制，以砂體厚度大于70m、孔隙度大于8%、滲透率大于0.4mD 3個條件為主，結合長7油層組烴源巖厚度大于10m和長9油層組烴源巖厚度大于6m兩個生烴條件，預測出研究區(qū)勘探潛力區(qū)塊9個，總面積為446.5km2(圖8)。

圖8 研究區(qū)長8油層組勘探潛力預測區(qū)圖Fig.8 Prediction area of the exploration potential of Chang 8 oil－bearing reservoirs in the study area

6 結束語

鄂爾多斯盆地東南部長8油層組油源條件較好，主要發(fā)育延長組長7和長9油層組烴源巖，其中以長7油層組烴源巖為主。儲集體為三角洲前緣水下分流河道疊置砂體，厚度較大，以殘余原生粒間孔和次生孔隙為主要儲集空間，儲集性能較好。研究區(qū)長8油層組具有雙向排烴、復合成藏特征，兩套烴源巖總地質(zhì)資源量達到3.43×108t。綜合各有利條件，預測出研究區(qū)勘探潛力區(qū)塊9個，面積約為446.5km2，為下部勘探部署提供依據(jù)。

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