梁正中，許紅濤，李 昌

（1.榆林學院化學與化工學院，陜西 榆林 719000；2.西安石油大學石油工程學院，陜西 西安 710065；3.中國石油杭州地質研究院，浙江 杭州 310023）

低滲致密砂巖油氣藏具有豐富的成藏類型和不同的形成機制。油氣藏的形成與分布往往受多種地質因素控制，只有在有效時空的配置下才能形成有利的油氣聚集。不同大地構造背景、不同類型的沉積盆地及其所經歷的不同演化過程又造成了各成藏地質因素作用權重的差異性。同一盆地不同構造部位油氣成藏地質條件和充注的主控因素也存在較大差異。許多學者從油氣藏形成的宏觀控制因素和成藏條件等方面，以大量巖心分析數(shù)據(jù)及室內模擬實驗結果為基礎，研究了構造沉積、輸導體系、成藏動力等對致密油氣藏形成的控制作用與成藏模式[1-4]。

鄂爾多斯盆地位于中國中西部，蘊含豐富的石油資源，多集中在盆地的中南部。進入21世紀，鄂爾多斯盆地西南緣油氣勘探也受到決策層的關注，中國石油和中國石化所轄油田近年來均有較大突破發(fā)現(xiàn)。隨著油氣勘探的不斷深入，近幾年延長組下組合長8致密油藏不斷有新發(fā)現(xiàn)。前人的研究主要集中在儲層特征、沉積砂體和沉積相、成藏特征等方面，而對其充注形成機制以及油藏富集等方面的研究程度較低。由于盆緣相比盆地內部成藏條件更加復雜，對長8油藏差異性充注富集成因的詳細研究目前較少[5-6]。在西南緣成藏基本地質條件研究的基礎上，亟需開展環(huán)西與彭陽地區(qū)油藏充注程度及分布控制因素系統(tǒng)攻關研究。因此，從烴源巖、儲層、輸導條件、成藏動力與構造演化等多方面，探討了環(huán)西與彭陽地區(qū)長8油層油藏特點和充注條件的差異性，總結了南北不同地區(qū)的石油充注成藏模式，為盆緣石油勘探選區(qū)提供指導依據(jù)。

1 油藏差異性

1.1 油藏地質背景

鄂爾多斯盆地是在古生代華北穩(wěn)定克拉通盆地基礎上發(fā)育起來的多旋回疊合盆地，現(xiàn)今沉積環(huán)境穩(wěn)定，沉積厚度較大，為油氣的富集提供了良好的儲集空間。盆地可劃分為伊盟隆起、伊陜斜坡、渭北隆起、西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷和晉西撓摺帶6個一級構造單元（圖1）。鄂爾多斯盆地經歷5個構造演化階段：中—晚元古代坳拉谷發(fā)育階段、早古生代淺海臺地形成演化階段、晚古生代近海平原形成演化階段、中生代內陸湖盆發(fā)育階段和新生代周邊斷陷形成階段。中三疊世鄂爾多斯湖盆從長10段沉積期開始發(fā)育，至長7段沉積期達到鼎盛，發(fā)育一套穩(wěn)定的以暗色泥巖和油頁巖為主的烴源巖層。烴源巖生成的油氣可直接充注進入周圍低滲透致密儲層中，即廣覆式烴源巖與大面積細粒砂巖緊密接觸或互層共生，盆地內部富集了豐富的低滲—致密油資源[6]。環(huán)西與彭陽地區(qū)均位于鄂爾多斯盆地西南部，地跨天環(huán)坳陷與西緣沖斷帶，為長慶油田石油勘探開發(fā)的接替戰(zhàn)場，分別緊鄰環(huán)江油田與鎮(zhèn)北油田。前期研究區(qū)以侏羅系淺層勘探為主，發(fā)現(xiàn)了彭陽、演武侏羅系高產含油區(qū)。三疊系延長組也是該地區(qū)油氣主要分布層系，其中長8油層辮狀河分流河道砂體厚度大，勘探開發(fā)潛力大。

圖1 鄂爾多斯盆地研究工區(qū)構造位置示意圖Fig.1 Structural location of study area in Ordos Basin

1.2 南北油藏特征

勘探實踐表明，在鄂爾多斯盆地延長組中深層的低滲—致密砂巖油藏中，儲層物性差，毛細管阻力很大，油水很難在重力作用下分異，含油飽和度普遍較低。長8油層的分布與常規(guī)油藏完全不同，平面富集程度差異較大。環(huán)西與彭陽地區(qū)實際測試產量變化較大（圖2、圖3）。綜合試油試采資料和測錄井解釋，該區(qū)長8油層油水關系復雜，油水分異性較差，多油水同出，少數(shù)井產純油。錄井顯示油跡、油斑普遍，但油浸少見。實測巖心分析表明含油飽和度一般小于30%，含水飽和度一般大于40%。整體以低含油飽和度巖性油藏為主[7]，其中彭陽地區(qū)受低幅構造背景影響較大，已發(fā)現(xiàn)的油氣藏多集中于構造高部位；彭陽總體構造從東往西逐步抬升，在重力分異作用下，具有上氣中油下水的特點，并且南部油田地層水礦化度較低，原油密度和黏度較高（圖4）。北部油藏平面上具有東多西少的現(xiàn)象，原油性質正常?？傮w上，南部彭陽含油成片，油氣顯示較好，整體物性較好，油質較重；北部環(huán)西東邊油藏顯示好，往西則零星出油，儲層較致密，但有“甜點”分布。

圖2 鄂爾多斯盆地研究工區(qū)北部長8砂體物性與產油量分布Fig.2 Relation between sand physical property and oil production of study area in northern Chang-8 of Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地研究工區(qū)南部長8砂體物性與產油量分布Fig.3 Relation between sand physical property and oil production of study area in southern Chang-8 of Ordos Basin

圖4 鄂爾多斯盆地環(huán)西與彭陽地區(qū)典型探井流體性質Fig.4 Fluid characteristics of typical wells in Huanxi-Pengyang area of Ordos Basin

2 差異性形成原因分析

2.1 源巖差異

前人的油源分析結果認為，鄂爾多斯盆地延長組長7、長9優(yōu)質烴源巖均可成為盆地長8油藏的烴源巖。就該地區(qū)而言，黑色頁巖和暗色泥巖的生烴潛力最優(yōu)，長7發(fā)育的有效烴源巖仍是盆緣中生界低滲透致密油富集主要的供烴源巖[8-10]。平面上，長7段的黑色頁巖和暗色泥巖在盆內均呈大面積、廣覆式分布，向邊緣有減薄趨勢。在下白堊統(tǒng)志丹組沉積初期，開始進入低成熟期，在志丹組沉積晚期進入成熟期，開始大量生油，關鍵時刻對應于早白堊世末，現(xiàn)今仍處于成熟—高成熟早期階段。

研究區(qū)南部彭陽烴源巖厚度較大（圖5），有機質以腐泥型為主，TOC（總有機碳含量）平均為3.5%，生排烴強度相對較高，油藏與烴源巖具有較好的匹配關系，以“上生下儲”為主。研究區(qū)北部在湖岸線東部地區(qū)有效烴源巖厚度大，成熟度較高，高效生徑灶分布聚集于工區(qū)東北部環(huán)縣木缽區(qū)，往西翼變薄，成熟度向西南邊緣也呈環(huán)帶狀降低?？梢?，環(huán)西地區(qū)東邊的烴源巖條件明顯優(yōu)于西緣，即西緣烴源巖并不發(fā)育甚至尖滅，只能是來自東部生成的原油經過一定距離側向輸導在環(huán)西西緣異地充注。

圖5 鄂爾多斯盆地長7段烴源巖厚度等值線Fig.5 Contour map of source rock thickness of Chang-7 member of Ordos Basin

2.2 儲層差異

長8段致密砂巖儲層發(fā)育灰褐色、褐灰色油跡—油斑細砂巖為主，成分中石英約占55%～60%，長石約占30%～40%，泥質及其他約占5%～10%，顆粒呈次棱角狀—次圓狀，分選好—中等，泥質膠結。區(qū)內南北物性差異較大（圖6），環(huán)西實測孔隙度一般為6%～16%，滲透率多小于1.0×10-3μm2；彭陽實測孔隙度一般大于10%，滲透率分布較寬主體介于（0.2～20.0）×10-3μm2。

圖6 鄂爾多斯盆地環(huán)西與彭陽地區(qū)儲層孔隙度分布Fig.6 Distribution of reservoir porosity in Huanxi-Pengyang area of Ordos Basin

大面積厚層帶狀砂體在南北工區(qū)均發(fā)育：北部環(huán)西儲層致密背景下，物性變化相對快，微觀孔隙結構復雜；南部彭陽辮狀河分流河道砂體厚度大，整體物性較好，更有利于油氣充注富集。統(tǒng)計區(qū)內儲層內油水類型與儲層物性關系，在不同物性的儲層內，均有油層、油水同層分布。因此，優(yōu)勢儲層是油氣成藏的必要條件，而不是絕對控制因素。進一步分析得出研究區(qū)低滲透—致密砂層物性參數(shù)孔滲之間相關性較好，儲層普遍具有含油性，而且含油飽和度與孔隙度、滲透率之間關系復雜，表現(xiàn)為不同物性砂巖中均有石油注入。儲層物性與含油飽和度的復雜關系反映了影響該區(qū)含油飽滿程度的地質因素較多，儲層物性的好壞不是關鍵。長8油氣充注富集主要還受到其他因素的影響[11]。

2.3 動力條件變化

環(huán)西與彭陽地區(qū)長8油藏的原油大多來自長7烴源巖，由于長8油層屬于超低滲—致密儲層，當油氣從上覆長7烴源巖生成并在長8油層組聚集成藏時，若要克服阻力，需要相對較高的推動力才能驅使油氣向下傾方向運移[12-13]。綜合成藏物理模擬實驗，低滲透致密油充注富集需要一定的啟動壓力，隨著啟動壓力的增大進入致密儲集層的流體飽和度呈現(xiàn)增長的趨勢，即致密儲集層的含油飽和度與源儲壓差呈正相關[14-15]。源儲壓差的分布影響油氣分布，壓力差越大，含油飽和度越高，致密油越富集。盆內主體區(qū)源儲壓力差一般為8～16 MPa，通過繪制長7—長8的剩余壓力剖面分布圖（圖7），剖面位置見圖1，可觀察到西南緣環(huán)西與彭陽地區(qū)長8與長7底部也有較大的剩余壓力差存在。

圖7 鄂爾多斯盆地環(huán)西與彭陽地區(qū)剩余壓力剖面分布Fig.7 Profile of fluid overpressure distribution in Chang-7 to Chang-8 members of Ordos Basin

只有當源儲壓差越大且油氣初次運移動力充足時，垂向運移距離相對越大，儲集油氣的油層厚度越高。南部彭陽有效烴源巖能夠提供較為充足的油源供給，又能在生烴、排烴過程中提供較強的油氣持續(xù)充注動力保障。因此，在南部烴源巖發(fā)育的區(qū)域，加上砂體發(fā)育較好，越易形成油藏富集。

由于研究區(qū)延長組儲層能量相對盆內較弱，加之地層平緩、儲層致密，油氣二次運移能量弱，油氣無法大規(guī)模側向運移；環(huán)西西部區(qū)域整體動力欠缺，難以形成連片有效的油氣聚集。但西緣壓力低，為油氣運移聚集有利指向區(qū)，加上坳陷西翼變得陡窄，浮力發(fā)揮的作用增強，沿高滲透帶可能存在小范圍側向運移。

2.4 輸導系統(tǒng)

鄂爾多斯盆地長6—長8致密儲集層均發(fā)育縱向裂縫，為致密油富集提供了良好的優(yōu)勢輸導條件[16]。伴隨構造運動產生的裂縫或微裂縫等，可使致密儲層的滲流能力得以改善，成為油氣運移通道[17-19]。燕山期是裂縫發(fā)育的最主要的時期，形成于主成藏期以前的斷層和裂縫起到連通烴源巖與儲層的作用。北部天環(huán)坳陷西翼靠近西緣沖斷帶，裂縫、小斷層較為發(fā)育。南部彭陽斷層與裂縫體系更為發(fā)育。

2.5 圈閉與蓋層條件

研究區(qū)受構造演化的影響，形成了長8地層以巖性圈閉為主、構造—巖性圈閉為輔的圈閉發(fā)育特征。東部分布廣、厚度大的長7超壓泥巖為長8油層提供了良好的蓋層條件，整體有利于長8油氣藏的保存。相反，環(huán)西西緣蓋層整體稍差。

2.6 構造調整

前人通過流體包裹體測溫、伊利石測年以及飽和壓力計算等方法研究了鄂爾多斯盆地延長組成藏期次。從早白堊世開始，區(qū)域構造沉降及伴隨的大規(guī)模盆地熱事件引發(fā)了烴源巖的生排烴，由此大多數(shù)學者認為鄂爾多斯盆地主要成藏期發(fā)生在早白堊世末[20-24]。油藏關鍵充注成藏期之后，形成于喜山運動的斷層及裂縫對該區(qū)西南邊緣油氣聚集起著調整或破壞作用，使油氣分布進一步復雜化。

通過定量顆粒熒光技術檢測儲層巖石顆粒（QGF）及其二氯甲烷抽提物（QGF-E）的熒光響應，可有效識別顆粒含油氣豐度與性質以及古油層，進而解釋復雜的油氣充注過程等。對鄂爾多斯盆地彭陽、環(huán)西地區(qū)南北典型井Y180、M90的砂巖樣品分別開展顆粒熒光定量測試，主要參數(shù)QGF及QGF-E反映了古油層與現(xiàn)今油層有所差異（表1）。結果表明南部為早充注晚調整型（下部QGF Index值高，QGF-E強度值低），而北部為正常一致型（QGF Index值和QGF-E強度值兩者變化一致），這也說明南部彭陽油藏受構造調整影響明顯要強。

表1 QGF及QGF-E分析檢測結果Table 1 QGF and QGF-E results

3 運移成藏模式對比

所謂油氣藏是指油氣在單一圈閉中的聚集，即是一定數(shù)量的油氣，由于遮擋物的作用，阻止了它們繼續(xù)運移，而在儲集層中聚集起來形成了油氣藏。環(huán)西與彭陽地區(qū)長8油氣藏和上覆長7段優(yōu)質烴源巖在空間上均形成了上生下儲近源成藏組合，但也存在較大差別。前述從烴源巖、儲層、輸導條件、成藏動力與構造演化等多方面，探討了盆地內部及周緣地區(qū)長8油層油藏特點和充注條件的差異性[13,15]，環(huán)西與彭陽研究區(qū)南北油藏特點及成藏條件總結如下（表2）。為此最終建立了對應的油氣成藏模式（圖8、圖9），即南部彭陽地區(qū)主體為垂向運移成藏模式，北部環(huán)西靠西地區(qū)表現(xiàn)為側向運移成藏模式。

圖8 鄂爾多斯盆地彭陽地區(qū)垂向運移充注模式Fig.8 Vertical hydrocarbon migration and accumulation pattern in Pengyang area

表2 油藏成藏特征和條件對比Table 2 Contrast of oil accumulation features and conditions in study area

該模式表明研究區(qū)東部的區(qū)域長7烴源巖發(fā)育，在早白堊世末進入生、排烴高峰期，生成的油氣在源儲剩余壓力差驅動下，通過近源疊置砂體和近垂向裂縫向下運移，在長81亞段砂體中充注成藏。環(huán)西大部屬于源下型致密巖性油藏，除了儲集層的必要條件，某種程度上更取決于優(yōu)質烴源巖的分布。東部靠近厚度大、品質優(yōu)的烴源巖分布區(qū)下部，可形成相對富集區(qū)，往西往往含油變差，出現(xiàn)油水同層，甚至為水層，即只存在部分沿高滲透地層側向運移選擇性充注。彭陽油氣藏受構造背景影響較大，整體上具有低生、低壓、近距離、低充注特點。

4 結論

鄂爾多斯盆地西南邊緣地區(qū)雖普遍以低飽和度巖性油藏為主，但南北油藏特點及充注成藏條件差異較大。南部彭陽含油成片，油氣顯示較好，整體油質較重。北部環(huán)西東邊油藏顯示好，往西零星出油，油質中等。

綜合研究表明，南部彭陽長7烴源巖厚度較大、生排烴條件相對有利，加上長8整體儲層物性較好及源儲剩余壓差較大，相比北部環(huán)西更有利于油氣充注富集；但彭陽后期構造調整或破壞作用較強，使油氣分布進一步復雜化。

在對比成藏特征和條件的基礎上，通過油氣富集主控因素分析，認為南部彭陽地區(qū)為垂向運移成藏模式，北部環(huán)西靠西地區(qū)表現(xiàn)為側向運移成藏模式。通過明確低滲透致密油充注富集的主控因素及成藏模式，可為類似的盆地邊緣地區(qū)下一步油藏勘探開發(fā)選區(qū)提供地質依據(jù)。