李玉蓉，鄭川江，周　雪，熊圣呈

(延長油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安　717500)

鄂爾多斯盆地是以中生代沉積為主的克拉通沉積盆地，目前已發(fā)現(xiàn)的中生界油藏主要分布在伊陜斜坡中南部，且主要賦存于延長組中、下組合的致密砂巖儲層中。延長組油藏的形成與分布較為復(fù)雜，運聚規(guī)律與成藏模式也表現(xiàn)出其獨有的特性，為準連續(xù)型油藏或油氣聚集[1-3]。

近年研究表明，沉積環(huán)境[4-5]、源巖條件[6]、儲層性質(zhì)[7]、運移動力及源儲配置關(guān)系[8]等因素對低滲透巖性油藏的形成與富集具有重要的控制作用，且不同區(qū)域的主控因素差異明顯[9]，彬長地區(qū)延長組油氣富集主要受油源斷裂、源儲距離和儲層展布影響[10]，姬塬地區(qū)長8—長4+5油藏類型及分布規(guī)律則主要受物源控制，油藏規(guī)模受控于砂體和鼻狀構(gòu)造的大小[11]，盆地中西部延長組的裂縫特征也嚴重影響到油氣運聚成藏[12]。

志丹油區(qū)位于盆地內(nèi)三疊系內(nèi)陸湖泊三角洲砂巖含油氣區(qū)，主力層為延長組長6油層組，是延長油田增儲上產(chǎn)的重要對象。因此，研究長6油氣富集規(guī)律對于生產(chǎn)實踐具有重要意義。本文從烴源條件、沉積相展布、儲層物性以及構(gòu)造特征等方面入手，研究了志丹油區(qū)長6油層組油氣富集的主控因素。

1　地質(zhì)背景

志丹油區(qū)位于伊陜斜坡中南部，構(gòu)造活動相對微弱，地層產(chǎn)狀平緩，沉積旋回性較強。中生界地層構(gòu)造特征與區(qū)域背景一致，內(nèi)部構(gòu)造簡單，整體上呈傾角不足1°的西傾平緩大單斜，大型低幅度構(gòu)造發(fā)育(圖1)。按照沉積旋回，三疊系自下而上可劃分為5個巖性段、長10—長1共10個油層組，每個油層組可細分為2～4個亞油層組。主力層為長61、長62，巖性以砂巖為主，具反韻律粒序，電性特征明顯。

圖1　志丹油區(qū)長6層已探明儲量分布與頂面構(gòu)造Fig.1　Distribution of the explored geological reserve and top structure map of Chang-6 reservoir in Zhidan oil region

2　油氣成藏條件

2.1　烴源特征

鄂爾多斯盆地發(fā)育長7張家灘頁巖和長9李家畔頁巖兩套主力烴源巖，主要為半深湖—深湖相沉積[13]。其中，長7段暗色泥巖、油頁巖大面積分布，為盆地長6油氣藏形成提供了強有力的物質(zhì)基礎(chǔ)。志丹油區(qū)處于湖盆中心，為優(yōu)質(zhì)烴源巖主要發(fā)育區(qū)，長7烴源巖厚度最大，有機碳值較高，由東北向西南逐漸變厚，繼而減薄(圖2)[14-15]，而且，長7烴源巖生排烴規(guī)模大、生烴增壓強烈、高效排烴作用明顯，同時，具有連續(xù)生烴、幕式排烴、多點充注等特征[16-18]。

圖2　鄂爾多斯盆地長7段優(yōu)質(zhì)油源巖分布(據(jù)文獻[14]修改)Fig.2　Distribution of Chang-7 high-quality source rocks in Ordos basin

油源對比結(jié)果表明，底部張家灘頁巖(長73)為本區(qū)長6油藏的重要源巖，在測井上表現(xiàn)為“三高一低”，即高自然伽馬、高聲波時差、高電阻率、低自然電位。區(qū)內(nèi)張家灘頁巖有機質(zhì)豐度較高，平均為3.67%(表1)；生烴母質(zhì)類型較好，以I～II1型為主[19-20]；生油潛量大，(S1+S2)介于10.36～26.83 mg/g；成熟度Ro介于0.5%～1.2%，在地質(zhì)歷史時期達到生油高峰階段；生烴強度平均為510×104t/km2。

表1　志丹油區(qū)三疊系延長組生油層地球化學(xué)指標Table 1　Geochemical index of source bed systems in Yanchang formation (Triassic), Zhidan oil region

2.2　沉積相展布與儲層特征

2.2.1沉積相展布

圖3　伊陜斜坡長6期沉積相圖Fig.3　Sedimentary facies of Chang-6 period in Yi-Shan Slope

長6時期，湖盆結(jié)束長期的沉降擴張，開始緩慢上升收縮，沉積作用顯著加強，河流從北東及北北東方向注入，向西南及南部湖區(qū)迅速推進，在湖盆北翼寬緩的淺水臺地上發(fā)育了一系列大型的水退型三角洲建造(圖3)。三角洲前緣發(fā)育，呈大型裙扇狀及朵狀，相帶展布異常寬闊[21-22]，幾乎覆蓋了整個志丹地區(qū)，前三角洲亞相和淺—半深湖亞相發(fā)育區(qū)則退居該界限西南一隅，局部過渡為前三角洲沉積?；跇?gòu)造、巖礦等資料，結(jié)合砂厚、砂地比等進行平面相序研究，可將長6層沉積相劃分為水下分流河道、水下分流間灣、水下天然堤等沉積微相(圖4)。

油區(qū)北部總體以三角洲前緣沉積為主，河口壩砂體發(fā)育，壩間灣分布比較局限。砂巖厚度和砂地比自北向南、自河口壩發(fā)育區(qū)向壩間灣發(fā)育區(qū)依次減薄降低；其次，沿各三角洲主體向前及其兩側(cè)均減薄。在縱向上，三角洲前緣亞相呈多旋回前積式推進，形成長61、長62、長63、長64四個次級的沉積作用向上依次增強的反旋回沉積組合。比較而言，自下而上，北部壩間灣發(fā)育區(qū)有擴大之勢，分流特征愈加突出，間接地反映了不斷增強的水下分流作用的影響。而三角洲前緣的前端則始終在油區(qū)西南部擺動。

2.2.2儲層特征

志丹地區(qū)為多物源沉積，但其東北部長6沉積物源較為單一，底床形態(tài)平緩，搬運距離遠，沉積物顆粒較細，儲層以中—細粒及細粒長石砂巖為主，具有礦物成熟度低、結(jié)構(gòu)成熟度中等、成巖作用較強等特點，孔隙類型以粒間孔為主[23-24]，溶蝕孔次之，局部地區(qū)微裂縫發(fā)育(圖5)；主要成巖作用包括壓實、壓溶作用，膠結(jié)充填作用，不穩(wěn)定組分成巖蝕變作用，溶解作用和自生、交代及重結(jié)晶作用等(圖6)。壓實作用導(dǎo)致儲集層物性變差，同時，長石等礦物溶蝕作用有效改善了儲集層物性。通過對2889塊巖心物性資料統(tǒng)計，長6油層組平均孔隙度為10.5%，平均滲透率為0.8 mD，屬于低孔隙度、低—特低滲透率儲層。其中，長61、長62亞油層組物性相對最好。

圖4　志丹油區(qū)長6層沉積微相劃分Fig.4　Sedimentary microfacies of Chang-6 formation in Zhidan oil region

圖5　志丹油區(qū)長6層巖石粒間孔隙特征Fig.5　Characteristics of intergranular pores in Chang-6 formation in Zhidan oil regiona. SH1074井，長62，1511.49 m，殘余粒間孔喉形態(tài)，200×；b. YJ195井，長62，1755.96～1756.08 m，殘余原生粒間孔隙，綠泥石及石英晶體充填其中，650×

2.3　構(gòu)造特征

圖6　志丹油區(qū)長6層成巖作用類型Fig.6　Diagenesis types in Chang-6 formation in Zhidan oil regiona. SH882井，長62，1521.13～1531.33 m，云母片及多數(shù)顆粒順長軸方向定向分布，5×(-)；b. SH2582井，長62，1530.3 m，巖石顆粒破裂，10×(+)；c. SH882井，長62，1509 m，溶孔中被針葉狀、花朵狀自生綠泥石及自生石英晶粒充填，并見其填隙物晶間微孔隙，1200×；d. SH882井，長62，1525.03 m，顆粒間充填的蜂窩狀伊/蒙混層及葉片狀綠泥石和少量伊利石，800×；e. Y370井，長61，1366.49 m，長石顆粒發(fā)生溶蝕產(chǎn)生溶孔，900×；f. SH358井，長62，1376.40 m，部分碎屑溶蝕產(chǎn)生溶孔，350×；g. SH1074井，長62，1510.4 m，方解石交代碎屑，10×(+)；h. SH2572井，長62，1494.2 m，長石蝕變強烈，并被方解石部分交代，10×(+)

前人研究表明，伊陜斜坡上的低幅度構(gòu)造呈“區(qū)域性、規(guī)?；l(fā)育，定向性延伸及排列式褶合，繼承性發(fā)育及演化”。其中，志丹油田長6油藏發(fā)育在一個大型復(fù)合低幅度鼻褶帶之上(圖1)，由至少3排以上大型低幅度鼻隆密集排列復(fù)合而成。一般，復(fù)合鼻寬30～40 km，復(fù)合鼻長40～50 km，構(gòu)造總面積超過2000 km2。構(gòu)造內(nèi)部等值線彼此呈波狀平行，若干排鼻隆定向延伸、分岔、尖滅或局部撓曲；鼻凹負向?qū)傩杂兴趸?，但?gòu)造邊緣等值線均有明顯的彎轉(zhuǎn)收斂。這些巨型低幅度鼻褶帶與基底隆起背景有關(guān)，主要發(fā)育于延長組下部，為志丹油田發(fā)育的重要地質(zhì)基礎(chǔ)[25]。

3　油氣富集主控因素

區(qū)內(nèi)長6油藏以構(gòu)造—巖性復(fù)合油藏為主，整體上，油氣沿河道砂體展布方向呈條帶狀分布。平面上，油氣分布不均、差異富集，主要集中分布在油區(qū)東北部、西南部。已探明油氣儲量主要分布在⑧區(qū)(圖1)，長61、長62亞油層組儲量豐度多在30×104t/km2左右，其中，⑦區(qū)長62儲量豐度最高，達55.1×104t/km2；西南部因其油層有效厚度不大，儲量豐度相對較低。根據(jù)測井解釋結(jié)論，儲層平均含油飽和度在50%左右，油層有效厚度介于3.3～12 m之間，主要集中在5～7 m范圍內(nèi)(表2)。分析發(fā)現(xiàn)，其富集分布主要受烴源巖、沉積相、儲層物性控制，同時還受構(gòu)造因素影響。

表2　志丹油區(qū)長6典型井區(qū)油氣分布特征Table 2　Hydrocarbon distribution features of typical well blocks (Chang-6) in Zhidan oil region

3.1　區(qū)內(nèi)張家灘頁巖廣泛發(fā)育，為油氣成藏提供了重要的物質(zhì)基礎(chǔ)和運移動力

從區(qū)域分布來看(圖7)，志丹油區(qū)張家灘頁巖(長73)由東北向西南廣泛發(fā)育，帶狀分布明顯，且厚度較大，平均厚度在20 m左右，最高可達30 m以上。受烴源巖控制，區(qū)內(nèi)長6油藏也呈近源分布。結(jié)合油井初產(chǎn)情況來看，產(chǎn)量較高的井多分布在頁巖厚度大于10 m的區(qū)域內(nèi)，而且，產(chǎn)量越高的井區(qū)，頁巖厚度也越大。因此，廣泛發(fā)育的張家灘頁巖為油氣成藏提供了烴類物質(zhì)基礎(chǔ)。

前人研究表明[26-27]，在早白堊紀末期，伊陜斜坡延長組自長4+5或長6頂部起出現(xiàn)過剩壓力，并有隨埋深變大的趨勢，在長7油頁巖層達到最大；同時，張家灘頁巖段生烴增壓作用顯著，為油氣初次運移提供了主要動力，加之延長組構(gòu)造平緩、儲層致密、保存條件優(yōu)越，油氣缺少大規(guī)模長距離側(cè)向運移的動力和通道，進入致密儲層以后，經(jīng)過短距離側(cè)向運移遇到合適的圈閉即可成藏。

圖7　志丹油區(qū)長7底部張家灘頁巖厚度(據(jù)文獻[19]修改)Fig.7　Thickness of Zhangjiatan shale at the bottom of the Chang-7 formation within Zhidan oil region

3.2　沉積相和儲層物性對 油氣分布起到重要的控制作用

長6油層組屬三角洲前緣沉積體系，河道寬闊，砂體發(fā)育。以HZT區(qū)域為例，長62時期，主要發(fā)育水下分流河道、分流間灣微相，河口壩較發(fā)育；河道寬0.7～2.2 km，砂厚16～24 m，局部可達28 m(圖8a)。長61時期，長6期水系最為發(fā)育，主要發(fā)育水下分流河道、水下天然堤微相，分流間灣較發(fā)育；該時期砂體連片分布，河道寬度均在2 km以上，砂體厚度為16～28 m(圖8b)。從含油面積分布來看，主要集中在上述河道砂體厚、物性較好區(qū)域。

圖8　志丹油區(qū)長6沉積相與含油面積分布關(guān)系圖(HZT區(qū)域)Fig.8　Sedimentary facies and hydrocarbon distribution of Chang-6 reservoirs in HZT oil region

典型井區(qū)儲層研究證實，儲層含油性與物性的相關(guān)性強，儲層孔隙度和滲透率越高，油氣顯示的級別也越高(圖9)。志丹油區(qū)長6儲層屬特低滲砂巖儲層，沉積作用、成巖作用以及微裂縫的改造作用共同控制儲層物性，進而影響到儲層含油性。區(qū)內(nèi)長6油層組儲層的孔隙度主要分布在6%～16%之間，滲透率主要分布在0.1～3 mD之間，油氣主要分布在長61、長62亞油層組。而物性相對較差的長63、長64亞油層組含油面積較小，儲量偏低。

可見，沉積環(huán)境不僅影響到儲層的發(fā)育程度，也是其物性的重要影響因素。同時，儲層物性往往也是油氣分布的控制性因素。因此，沉積環(huán)境與儲層物性對油氣分布起到重要的控制作用。

3.3　低幅度鼻狀構(gòu)造為油氣成藏提供有利場所，對油氣分布具有重要的控制作用

前人研究表明，伊陜斜坡中生界油氣分布受低幅度構(gòu)造與大型沉積體系及其有利相帶等條件的優(yōu)勢配置控制。大型低幅度鼻狀隆起構(gòu)造為油氣大面積聚集提供了構(gòu)造背景，同時，其局部產(chǎn)狀變化影響到油氣沿斜坡上傾方向運移的動力、速度及方向，從而導(dǎo)致油氣的逸散或富集[25]。在油區(qū)東部，以若干連續(xù)的低幅度鼻狀隆起為背景，油厚中心主要集中于鼻狀構(gòu)造上或其側(cè)翼，長61層油厚較大，可高達40 m。在油區(qū)西南部，油厚中心也基本分布在幅度100 m左右的鼻狀構(gòu)造上或其附近區(qū)域(圖1)。以周37井區(qū)長61油藏為例，該油藏分布于一東西軸向的構(gòu)造幅度在10 m左右的微型鼻狀隆起上(圖10)。油藏主體鉆遇兩個連續(xù)的透鏡砂體，鼻狀構(gòu)造為油氣運移提供了指向，由于砂體逐漸向四周尖滅，阻斷油氣運移或逸散而最終聚集成藏(圖11)。

圖9　志丹油區(qū)長6儲層物性—含油產(chǎn)狀關(guān)系(DB區(qū))Fig.9　Reservoir physical property and oil-show of Chang-6 reservoirs in DB oil region

圖10　周37井區(qū)長61油藏構(gòu)造與產(chǎn)量疊合Fig.10　Structure and oil production of Chang-61 reservoirs in wellblock ZH37

圖11　周37井區(qū)長61巖性油藏剖面Fig.11　Reservoir profile of Chang-61 reservoirs in wellblock ZH37

4　結(jié)論

(1)長7底部張家灘頁巖有機質(zhì)豐度高，生烴母質(zhì)類型較好，生油潛量大，為志丹油區(qū)長6油藏的主要烴源巖；沉積相以三角洲前緣沉積為主，河口壩砂體發(fā)育，壩間灣分布比較局限；儲層粒間孔發(fā)育，沉積作用、成巖作用為儲層物性的主控因素；志丹油區(qū)大型復(fù)合低幅度鼻褶帶發(fā)育，構(gòu)成了該地區(qū)大型油氣田發(fā)育的重要地質(zhì)基礎(chǔ)。

(2)受烴源巖控制，長6油藏呈近源分布，張家灘頁巖廣泛發(fā)育，生烴增壓作用顯著，為油藏形成提供了重要的物質(zhì)基礎(chǔ)和運移動力；沉積環(huán)境與儲層物性對油氣分布起到重要的控制作用，含油面積分布主要集中在河道砂體厚、物性較好的區(qū)域；大型低幅度鼻狀隆起構(gòu)造為油氣成藏提供有利場所，油厚中心主要集中于鼻狀構(gòu)造上或其側(cè)翼，對油氣分布具有重要的控制作用。

致謝：成文過程中參閱了單位內(nèi)部相關(guān)研究資料，在此向為此辛勤付出的前輩們致以誠摯的謝意！