邵曉州，王苗苗，齊亞林，賀彤彤，張曉磊，龐錦蓮，郭懿萱

（1.成都理工大學能源學院，成都 610059；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；4.長安大學公路學院，西安 710064；5.中國石油長慶油田分公司第九采油廠，銀川 750006）

0 引言

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，隨著勘探開發(fā)的不斷深入，油氣勘探對象逐漸從大型巖性油氣藏轉向巖性-構造等復雜油氣藏［1-2］，在盆地周緣尋找有利油氣勘探目標是夯實油田上產、穩(wěn)產的重要資源保障。平涼北地區(qū)是近年來鄂爾多斯盆地西緣增儲上產的重要區(qū)域，屬油氣勘探新區(qū)［3-5］，該區(qū)三疊系延長組長8 油層組為主力儲層，目前在其北部已發(fā)現了H45 含油有利區(qū)，南部發(fā)現紅河油田［6］，但整體勘探程度較低。平涼北地區(qū)長8 砂巖儲層厚度大，含油顯示普遍，但僅有少量工業(yè)油流井，絕大多數井低產或產水，油水關系復雜，油藏控制因素多樣。針對以上問題，眾多學者在構造特征、烴源巖評價及儲層特征等方面開展了一系列研究，如柴童［7］、Jia 等［8］認為受天環(huán)坳陷演化影響，古今構造的差異使該區(qū)油氣經歷多次運移，最后在穩(wěn)定的構造高部位聚集成藏；趙彥德等［9］、Zhang 等［10］綜合應用有機地球化學和有機巖石學的測試手段和研究方法，對盆地西南部三疊系延長組長7 暗色泥巖進行定量評價，分析了生烴潛力；馬立元等［11］對長8砂體沉積特征和儲層特征進行研究，探討了儲層成巖演化與石油成藏之間的關系，明確了油氣充注與成藏時間。然而，目前對該區(qū)的研究僅局限在構造、沉積儲層和油源對比方面，針對油藏特征和成藏控制因素尚未開展系統研究，嚴重制約了平涼北地區(qū)乃至盆地內西南地區(qū)的油氣勘探部署進度。

利用地質、地震、測錄井、流體地球化學、多尺度微觀儲層分析等技術，從構造特征、烴源巖條件、儲集層特征、保存條件等方面入手，分析鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長8 油藏特征及其主控因素，構建成藏模式，以期為揭示該區(qū)復雜油藏分布規(guī)律和下步勘探方向提供理論依據。

1 地質背景

鄂爾多斯盆地是我國的第二大沉積盆地，總面積37 萬km2，可劃分為6 個構造單元，分別為伊盟隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起，延長組自下而上可分為長10—長1等10 個油層組（圖1），其中伊陜斜坡、天環(huán)坳陷是油氣聚集的主要構造單元［12］。平涼北地區(qū)處于鄂爾多斯盆地西南部，構造上位于西緣沖斷帶南段和天環(huán)坳陷西斜坡過渡帶，西鄰西緣沖斷帶，東接伊陜斜坡，構造演化復雜。受盆地周緣隆升、南部邊緣地區(qū)地層抬升剝蝕影響，延長組地層保存不全。長8 油層組為淺水辮狀河三角洲沉積環(huán)境［13-15］，為西南和西部物源控制的三角洲平原亞相。該區(qū)煤線、植物根系等沉積建造發(fā)育，常見煤線、炭化植物碎片等，反映水上沉積環(huán)境。砂巖粒度相對較細，常見交錯層理、塊狀層理。分流河道砂體發(fā)育，河道砂體寬5～10 km，厚10～20 m，砂體厚度大，平面上連片性好，延伸遠。

圖1 鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)構造位置（a）及地層柱狀圖（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of northern Pingliang area，Ordos Basin

近年來，鄂爾多斯盆地多口井鉆井揭示，平涼北地區(qū)延長組開口層位自東向西由長4+5 至長6油層組，地層出露變化大，長8 油層組地層分布穩(wěn)定，厚度一般為80～90 m，油藏埋深為2 260～2 750 m。通過地層對比發(fā)現，平涼北地區(qū)長7 油層組以下地層保存較全，受西緣沖斷帶及古河下切沖蝕雙重影響，延長組中上部地層剝蝕嚴重［11］。

2 油藏特征

2.1 原油特征

通過鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長8 油藏原油性質數據統計，該區(qū)原油密度為0.87 g/cm3，黏度為16.9 mPa·s，凝固點為21.7 ℃，初餾點為117 ℃，原油密度在平面上由東北向西南變大，北部和西部密度較小。研究區(qū)西南部彭陽地區(qū)原油密度和黏度均較大，該區(qū)域M20 井原油密度為0.88 g/cm3，黏度為29.6 mPa·s。和盆地內其他油藏相比，研究區(qū)整體上原油密度和黏度均較大，凝固點較低，初餾點較高，整體流動性較差［9］，其高黏度可能與強烈構造活動或石油聚集成藏時遭受生物降解有關［16-17］。

根據平涼北地區(qū)長8 油藏23 個原油樣品的地球化學特征分析，其姥鮫烷/植烷［w（Pr）/w（Ph）］較低，平均為1.43，說明有機質生烴為弱還原環(huán)境［9］。由C2920 S/C2920（S+R）與ββ-C29ββ/（αα+ββ）的分布值來看，其原油成熟度較好，是低熟—成熟油［18］（圖2）。

圖2 平涼北地區(qū)長8 油藏原油和烴源巖地球化學特征Fig.2 Geochemical characteristics of crude oil and source rocks of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

2.2 地層水性質

地層水是反映油氣運聚與保存條件的重要因素。蘇林［19］在對比和分析了現代大陸水和海水化學成分特性的基礎上，根據水中主要陰離子、陽離子彼此間化學親和力的強弱順序，將地層水劃分為CaCl2，MgCl2，NaHCO3和Na2SO4等4 種 類 型［20］。地表水或淺層地下水的礦化度均比較低，主要為Na2SO4型地層水，反映裸露或嚴重破壞的地質構造；深層地層水的礦化度比較高，主要為CaCl2型地層水，反映與地表隔絕良好的封閉構造；淺層—深層一般為MgCl2型地層水［21］。根據平涼北地區(qū)地層水的數據（表1）可以得出，長8 油層組地層水的pH 值為5.50～6.50，平均值為6.23；密度為0.997～1.058 g/cm3，平均為1.019 g/cm3；氯離子的質量濃度為12 892～50 251 mg/L，平均值為24 249 mg/L；總礦化度為21.45～88.20 g/L，平均值為42.12 g/L；水型主要為CaCl2，反映出長8 油藏具有較好的保存條件。

表1 平涼北地區(qū)長8 油層組地層水化學成分Table 1 Hydrochemical composition of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

2.3 油藏分布

平涼北地區(qū)長8 油藏埋深約為2 400 m，油層電阻率為6.6～30.2 Ω·m，平均為14.2 Ω·m，聲波時差為221.7～263.0 μs/m，平均為246.5 μs/m。一般來說，油層顯示和電阻率值具有較好的正相關關系，電阻率越高，巖心相對含油性越好，測試時越容易產油。該區(qū)也發(fā)育一些低阻油藏，電阻率不超過10 Ω·m，油層厚度較大，且平面分布較穩(wěn)定。通常認為構造圈閉幅度低、高束縛水飽和度與高地層水礦化度是造成油層電阻率低的主要因素［22］。地層水礦化度越高，離子濃度越大，地層水導電能力越強，電阻率越低。此外該區(qū)地層構造圈閉幅度低，油氣充注程度不高，也導致低阻油藏形成。對油藏特征進行分析可知，平涼北地區(qū)長8 油藏分為巖性油藏、構造-巖性油藏、巖性-構造油藏3 種類型（圖3）。

巖性油藏主要發(fā)育于環(huán)縣—孟壩以東地區(qū)，構造平緩且傾角不大，油藏分布主要受巖性和物性控制。該類油藏常發(fā)育多期河道砂體，厚度較大，單砂體厚度10～15 m，延伸距離超過4 km，不同砂體物性有所差異，局部存在高滲砂體，平面上形成尖滅油藏，規(guī)模較大［圖3（a）］。

圖3 平涼北地區(qū)長8 油藏類型Fig.3 Types of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

構造-巖性油藏主要位于殷家城—合道地區(qū)，構造整體變化不大，發(fā)育鼻狀構造，對油藏具有一定的控制作用。沉積微相為三角洲前緣水下分流河道，河道變窄，砂體較?。?0～15 m），多為透鏡狀。油藏主要發(fā)育在較小的分流河道上，受泥巖或致密層遮擋，形成圈閉，單井產量較高［圖3（b）］。

巖性-構造油藏主要位于小峴—上新莊地區(qū)，構造變化大，斷層、低幅度隆起等構造發(fā)育，為石油聚集提供良好的圈閉條件。沉積微相主要為三角洲平原分流河道，砂體規(guī)模大且分布穩(wěn)定，砂體厚度為10～20 m。儲集層物性好，單井產量高且規(guī)模不大［圖3（c）］。

3 成藏主控因素

3.1 烴源巖條件

鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長7 油層組發(fā)育了一套黑色、深灰色富含有機質的泥頁巖，厚度為10～40 m，環(huán)縣—孟壩地區(qū)沉積厚度較大，在虎洞—合道—上新莊地區(qū)逐漸變?。▓D4）。通過對長7 油層組117 塊泥頁巖樣品分析可知，有機碳（TOC）質量分數平均為4.89%，w（S1+S2）平均為17.11 mg/g，氯仿瀝青“A”質量分數平均為0.51%，Ro平均為0.79%。干酪根類型為Ⅰ—Ⅱ1類腐殖腐泥型，有機顯微組分以腐泥無定型為主，生烴組分為藻類體，生烴母質以低等水生生物為主，混入部分高等植物，弱還原—弱氧化環(huán)境［23-24］。

圖4 平涼北地區(qū)長7 烴源巖等值線圖Fig.4 Contour map of Chang 7 source rocks in northern Pingliang area

根據油巖對比、碳同位素等地球化學指標分析，認為平涼北地區(qū)長8 油層組原油主要來自附近長7 烴源巖，而非盆地內部長7 烴源巖遠距離運移［9］，生烴能力高達50 萬t/km2。綜合分析烴源巖厚度、分布范圍、有機質豐度、類型及成熟度等因素，參考胡見義等［25］提出的烴源巖分類標準，可知研究區(qū)長7烴源巖分布范圍較廣，有機質豐度較高、類型好，成熟度適中，是一套好的烴源巖，為該區(qū)油氣藏提供一定的油氣源供給。

演武地區(qū)一帶砂巖儲層的含油性差或者不含油，測井解釋為水層或干層，其主要原因是這些部位上覆的烴源巖不發(fā)育，進而導致向下運移的烴類難以聚集成藏［26］，目前已發(fā)現的油藏均位于附近的烴源巖發(fā)育區(qū)以及鄰近地區(qū)，如合道、小峴地區(qū)。因此，長7 烴源巖控制了平涼北地區(qū)長8 油藏的分布范圍。

3.2 儲集層特征

3.2.1 孔隙類型

根據57 個巖礦薄片資料可知，平涼北地區(qū)主要為長石巖屑砂巖、巖屑長石砂巖、長石砂巖，其碎屑成分以長石和石英為主，體積分數分別為29.1%和29.6%，填隙物以鐵方解石、水云母、綠泥石、高嶺石為主，體積分數為8.3%。巖石顆粒分選中等，粒徑為0.10～0.35 mm，孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，還含有少量晶間孔和微裂縫［圖5（a）—（c）］，平均孔隙度為14.6%，平均滲透率為3.96 mD，面孔率為2.97%～8.50%。儲層成巖作用早期壓實作用較弱［27-28］，以綠泥石膜、高嶺石、伊利石、泥鐵質膠結為主，溶蝕作用主要為長石、高嶺石等的溶解作用［圖5（d）—（f）］。

圖5 平涼北地區(qū)長8 儲層鏡下照片（a）粒間孔、長石溶孔，Y180，2 282.3 m；（b）粒間孔、溶孔，M20 井，2 401.0 m；（c）填隙物溶蝕，P293-73 井，2 262.5 m；（d）石英加大，粒表襯墊狀綠泥石黏土及粒間殘余孔隙，Y232 井，2 430.0 m；（e）粒間孔、顆粒溶孔，Y218 井，2 226.8 m；（f）粒表襯墊狀綠泥石黏土及粒間殘余孔隙，Y105 井，2 145.5 m；（g）不同孔隙團簇，納米CT 掃描，M67 井，2 477.7 m；（h）不同孔隙團簇，納米CT 掃描，M35 井，2 624.3 m；（i）孔隙三維分布，納米CT，H46 井，2 544.8 mFig.5 Microscopic photos of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

通過對包裹體進行分析可知，研究區(qū)儲層中鹽水包裹體分布較多，主要為單相鹽水包裹體，在愈合微裂隙中發(fā)育較多，次生加大邊中的包裹體發(fā)育偏少。粒間孔隙內含油顯示為黃色熒光，兩相油氣包裹體較多，原油的成熟度較高［29］。另外還存在少量的氣烴包裹體，氣相邊界為黃色熒光，在透射光下呈灰黑色。

3.2.2 儲層非均質性

根據毛管壓力參數統計分析，研究區(qū)儲層排驅壓力（Pd）為0.18～2.21 MPa，平均為0.11 MPa；歪度為1.32～2.38，平均為2.14；分選系數為1.35～4.87，平均為2.59；砂巖的中值半徑為0.15～0.53 μm，平均為0.26 μm；砂巖退汞效率為20.13%～45.96%，平均為28.75%。為了進一步明確該區(qū)儲層微觀孔隙結構和非均質性，分析了6 塊砂巖納米CT。結果表明：納米尺度下孔隙體積分布呈單峰狀，計算孔隙度為6.42%，平均孔隙半徑為4.12 μm，占總孔隙體積的62.5%，孔隙數量占總孔隙數量的4.3%，喉道平均長度為20.65 μm，連通體積百分比為12.78%。雖然納米級孔隙數量較多［圖5（g）—（i）］，但對總孔隙體積的貢獻率卻很小，主要還是微米級孔隙的貢獻［30-31］。

總體而言，平涼北地區(qū)長8 儲層孔喉結構表現為中—低排驅壓力、高—較高進汞量、中—高歪度、偏細孔喉，反映出分選較好、儲層非均質性較強的特征。一般油氣選擇性充注高滲層段，但由于成巖作用的影響，儲層在縱向上含油性具有一定差異［32-33］，整體油水分異不明顯。以該區(qū)M20 井為例，在水云母、鐵方解石相對不發(fā)育的層段，物性較好，含油飽和度高（圖6）。

圖6 平涼北地區(qū)M20 井長8 儲層物性綜合解釋圖Fig.6 Comprehensive interpretation of physical properties of Chang 8 reservoir in well M20 in northern Pingliang area

3.3 構造作用影響

前人研究認為，在印支運動時期近南北向的構造擠壓應力的作用下，鄂爾多斯盆地西緣形成雛形，在晚侏羅世即燕山運動主幕，構造形態(tài)基本定型。喜山運動期，盆地西緣再次接受擠壓，導致早期形成的構造發(fā)生變化［7，29］。在燕山期，平涼北地區(qū)在北東東—南西西向強烈的擠壓作用下，地層發(fā)生褶皺和逆斷層，并形成一些低幅度構造圈閉，是該區(qū)一次主要的構造活動事件。受天環(huán)坳陷區(qū)域向斜背景的影響［34］，該區(qū)構造在東西方向具有“中部低、東西高”的特征，在南北方向呈“中部高、南北低”的特征，整體構造形狀與“馬鞍”相似（圖7）。在區(qū)域構造背景上，西側南北向斷裂較發(fā)育，受大斷裂控制形成了凹隆相間的構造格局，局部發(fā)育小面積構造圈閉。該區(qū)低幅度鼻隆構造發(fā)育，隆起面積為1～5 km2，構造幅度為10～60 m，現今構造形態(tài)和成藏期構造形態(tài)具有一定程度的繼承性［17］。在北部合道、南部小峴等地區(qū)勘探發(fā)現較多含油顯示，具有一定油藏規(guī)模，和低幅度構造圈閉發(fā)育范圍具有較好的一致性，因而構造對石油成藏具有明顯控制作用。

圖7 平涼北地區(qū)長8 頂部構造（a）和長8 砂體分布（b）Fig.7 Top structure of Chang 8 reservoir（a）and distribution of the Chang 8 sand body（b）in northern Pingliang area

3.4 石油聚集及保存條件

平涼北地區(qū)生排烴高峰期主要在晚侏羅世—早白堊世末，此時天環(huán)坳陷南段受燕山運動的影響，發(fā)育一系列背斜和低幅度構造［35］。長8 油層組構造圈閉形成早于生烴期，巖性-構造或巖性圈閉的形成與生烴期同步，大量生成的烴類受到過剩壓力的影響向下運移［6，36］，選擇性地在構造相對高部位聚集成藏。

根據沉積-沉降補償原理，長7 底部在某一沉積地層沉積前的古構造，可以用長7 底部到這一沉積地層底部的地層厚度來反映，厚度大，則沉降幅度大；厚度小，則沉降幅度小或受到抬升剝蝕。通過恢復長7 油層組底部地層在早白堊世末、現今沉積的構造圖，在一定程度上揭示了平涼北地區(qū)長8 油藏的運聚特征（圖8）。以M57 井為例，在晚白堊世，長7 烴源巖大量生烴，石油在M57 井長8 油層組逐漸聚集，形成一定規(guī)模油藏，后受到構造調整，石油沿著兩側運移成藏，導致M57 井在長8 油層組試油出水。

圖8 平涼北地區(qū)長8 油藏成藏期（a）和現今（b）石油聚集示意圖Fig.8 Oil accumulation in Chang 8 reservoir forming period（a）and present（b）in northern Pingliang area

晚白堊世以來，平涼北地區(qū)持續(xù)受到擠壓與抬升，形成裂縫或斷層，為油氣垂向運移提供了有利條件，但也對早期油藏造成了不同程度的破壞。對于長8 油藏而言，由于埋藏相對較深，淺層地層水無法通過構造作用形成的斷層或裂縫活動直接侵入，油藏附近地層水成巖環(huán)境相對封閉，因而水型以CaCl2型為主，僅在西南局部構造高部位有Na2SO4型，表明油氣保存條件良好，對成藏有利。

4 成藏模式

通過對鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)油氣成藏主控因素的分析得出，烴源巖、構造特征、儲層物性共同控制著石油分布的主要范圍。烴源巖的生烴強弱直接控制著平面上長8 油藏的分布范圍，為“近源成藏”，斷層、裂縫、低幅度構造是石油運移的關鍵因素，儲層好壞決定油藏發(fā)育規(guī)模［37］。

在此基礎上，建立了平涼北地區(qū)長8 油藏成藏模式（圖9）：①在環(huán)縣—孟壩地區(qū)，由于上覆長7 烴源巖發(fā)育，早白堊世大量生成的石油在過剩壓力的驅動下，通過生烴增壓微裂縫和疊置砂體發(fā)生垂向及側向短距離運移［36］，選擇滲透性較好的砂巖儲層聚集，形成的油藏規(guī)模大，連片性好；②在合道—上新莊地區(qū)，烴源巖厚度逐漸變薄，生烴能力有限，再加上處于西部和西南兩大物源交匯處，沉積相帶變化快，砂體對石油的輸導能力有限，裂縫、斷層是主要的運移通道，低幅度構造圈閉是石油有利的聚集部位，形成構造-巖性油藏，規(guī)模較小；③在上新莊—小峴地區(qū)，發(fā)育有一定規(guī)模的烴源巖，長8儲層厚度大，物性較好，孔隙度平均為12.0%，滲透率平均為5.61 mD，油氣沿斷層、裂縫和疊置砂體運移，形成一定規(guī)模的巖性-構造油藏。環(huán)縣—孟壩地區(qū)以東，構造幅度逐漸變小，發(fā)育規(guī)模較大的巖性油藏。值得說明的是，受盆地周緣隆升等構造活動影響，早期形成的油藏遭受破壞，油氣經過重新運移調整形成新的油藏，常常造成部分鉆井有顯示，而試油卻出水的復雜地質情況。

圖9 平涼北地區(qū)長8 油藏成藏模式Fig.9 Accumulation model of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

5 結論

（1）鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長8 油藏原油具有較高的密度和黏度，整體流動性較差，且成熟度較好。地層水主要為CaCl2型，礦化度平均為37.45 g/L，對油氣保存較為有利。油藏可劃分為巖性、構造-巖性和巖性-構造3 種類型。

（2）鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長7 泥頁巖TOC質量分數平均為4.89%，氯仿瀝青“A”質量分數平均為0.51%，S1+S2平均為17.11 mg/g，有機質豐度高，具有較好的生烴能力。長8 油層組儲層發(fā)育巖屑長石砂巖，孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，平均孔隙度為12.9%，平均滲透率為7.02 mD，物性是影響含油性變化的重要因素。

（3）鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)處于盆地西南部，受區(qū)域多期構造運動作用影響，形成了凹隆相間的構造格局，整體構造具有“馬鞍”狀的形態(tài)，發(fā)育低幅度鼻隆構造。局部發(fā)育小面積構造圈閉，構造幅度為10～60 m，圈閉面積1～5 km2。

（4）鄂爾多斯盆地平涼北地區(qū)長8 油藏屬“近源成藏”，上覆長7 烴源巖生成的油氣通過滲透性較好的砂體、裂縫、斷層等運移到長8 有利圈閉中，形成規(guī)模不一的油藏。烴源巖品質、儲層物性好壞、低幅度圈閉大小是控制該區(qū)長8 油藏分布的主要因素。