張曉磊，唐 穎，李卓奕 ，楊艷寧，崔一凡，任宇暉，韋明丹

(1.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 2.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710069； 3.非常規(guī)天然氣地質(zhì)評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)工程北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，中國(guó) 北京 100083； 4.西安石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065； 5.曼徹斯特大學(xué)，英國(guó) 曼徹斯特 M139PL； 6.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司 第六采油廠，陜西 西安 710020)

引 言

鄂爾多斯盆地作為中國(guó)規(guī)模最大的低滲透油氣資源勘探與開(kāi)發(fā)基地，是典型低滲致密油藏發(fā)育區(qū)。三疊系延長(zhǎng)組是鄂爾多斯盆地重要的石油儲(chǔ)層和產(chǎn)層之一，長(zhǎng)8油層組位于延長(zhǎng)組下部，2001年，在隴東地區(qū)的長(zhǎng)8油層組獲得高產(chǎn)油流。國(guó)內(nèi)專(zhuān)家對(duì)鄂爾多斯盆地有利沉積、成巖相、儲(chǔ)層致密史、成藏動(dòng)力學(xué)等多方面進(jìn)行了綜合研究[1-3]，取得很多新認(rèn)識(shí)，有效地指導(dǎo)著盆地內(nèi)中生界石油的勘探開(kāi)發(fā)，陸續(xù)在西峰、姬塬、華慶、環(huán)西—彭陽(yáng)等地區(qū)內(nèi)發(fā)現(xiàn)油田。

近年來(lái)，許多學(xué)者在研究區(qū)地質(zhì)構(gòu)造演化、儲(chǔ)層特征、烴源巖評(píng)價(jià)及油源對(duì)比、沉積特征等方面做了大量的研究，但在油氣充注與成藏機(jī)理方面研究較為薄弱。環(huán)西-彭陽(yáng)地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南緣(圖1)，橫跨西緣逆沖帶、天環(huán)坳陷構(gòu)造單元。相比周?chē)渌吞铮摰貐^(qū)內(nèi)油田發(fā)現(xiàn)相對(duì)較晚，長(zhǎng)8油藏在該區(qū)南北含油性質(zhì)差異大，總結(jié)其成藏模式對(duì)拓展鄂爾多斯盆地中生界石油勘探規(guī)模、明確有利勘探目標(biāo)具有重要意義。因此，運(yùn)用流體包裹體法、自生伊利石同位素測(cè)年法及顆粒熒光定量分析技術(shù)，對(duì)研究區(qū)的包裹體巖相學(xué)特征、均一溫度和鹽度以及長(zhǎng)8致密油層成藏期次和構(gòu)造調(diào)整進(jìn)行綜合分析，明確成藏動(dòng)力和成藏過(guò)程，深入開(kāi)展環(huán)西-彭陽(yáng)地區(qū)長(zhǎng)8油藏充注特征及富集規(guī)律研究。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置及井位分布Fig.1 Structural location and well location distribution of the study area

1 油藏特征

研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8油藏油水關(guān)系復(fù)雜，油水分異性差，油井多油水同出，少數(shù)井產(chǎn)純油。東部地區(qū)油井產(chǎn)量高，向西油井產(chǎn)水量逐漸增加，已發(fā)現(xiàn)油藏在平面上具有南北分帶現(xiàn)象。現(xiàn)今地層壓力在16～24 MPa，表現(xiàn)為異常低壓。

前人對(duì)演武—三岔、環(huán)江、鎮(zhèn)北等周邊油田作了大量研究，分析相關(guān)資料發(fā)現(xiàn)，環(huán)西—彭陽(yáng)地區(qū)長(zhǎng)8油藏原油表現(xiàn)為原油密度、黏度、凝固點(diǎn)、初餾點(diǎn)差異大。彭陽(yáng)地區(qū)(工區(qū)南部)原油密度、黏度、凝固點(diǎn)、初餾點(diǎn)遠(yuǎn)高于環(huán)西地區(qū)(工區(qū)北部)(圖2(a))，也高于周邊地區(qū)(圖2(b))；環(huán)西地區(qū)電阻率低于彭陽(yáng)地區(qū)，研究區(qū)長(zhǎng)8油層電阻率低于周邊的環(huán)江油田、鎮(zhèn)北油田(圖2(b))。電阻率低，說(shuō)明油藏流體含水飽和度高，進(jìn)而說(shuō)明研究區(qū)油藏為低充注油藏。

2 儲(chǔ)層及流體賦存特征

2.1 儲(chǔ)層物性特征

分析來(lái)自研究區(qū)南北7口井不同層段20塊樣品的物性發(fā)現(xiàn)，環(huán)西地區(qū)儲(chǔ)層致密，滲透率(0.05～10)×10-3μm2，高值達(dá)205×10-3μm2，孔隙度5.21%～18.43%，平均14.34%。彭陽(yáng)地區(qū)以低滲為主，滲透率為(0.05～50)×10-3μm2，高值達(dá)300×10-3μm2，孔隙度12.12%～22.41%，平均18.24%。研究區(qū)儲(chǔ)層物性在普遍低滲、致密背景下，滲透率高值達(dá)(200～300)×10-3μm2，說(shuō)明儲(chǔ)層裂縫發(fā)育，儲(chǔ)集空間為孔隙、裂縫雙重介質(zhì)。南部彭陽(yáng)地區(qū)高滲樣品占比高，說(shuō)明該區(qū)裂縫更為發(fā)育(圖3)。研究區(qū)南北均發(fā)育大面積厚層帶狀砂體，厚度在4～16 m。北部地區(qū)儲(chǔ)層物性變化相對(duì)較快，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜；南部地區(qū)整體物性較好，有利于油氣充注富集。

圖2 油藏原油特征對(duì)比Fig.2 Comparison of crude oil characteristics

圖3 研究區(qū)儲(chǔ)層物性分布Fig.3 Distribution of reservoir physical properties in the study area

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性及相滲特征

選取研究區(qū)位置臨近的2口井(木165和木166)，探討儲(chǔ)層非均質(zhì)性及非均質(zhì)性差異對(duì)油藏富集和流體飽和度的影響(表1)。

表1 典型井儲(chǔ)層非均質(zhì)性參數(shù)Tab.1 Reservoir heterogeneity parameters of typical wells

總體上，長(zhǎng)8儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，影響充注均衡程度。其中，木166井比木165井儲(chǔ)層變異系數(shù)大，突進(jìn)系數(shù)及級(jí)差系數(shù)均較大。試油結(jié)果統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，木165井產(chǎn)油23.63 t/d；木166井產(chǎn)油4.76 t/d，產(chǎn)水21.3 m3/d。木165井長(zhǎng)8儲(chǔ)層層內(nèi)非均質(zhì)程度弱于木166井，試油產(chǎn)量高。同等生烴強(qiáng)度下，儲(chǔ)層越均質(zhì)，原油富集程度越高。生烴強(qiáng)度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性的耦合程度決定油藏富集程度。

選取研究區(qū)孟22井、木165井和木90井的3塊具有代表性的巖樣，經(jīng)鉆取、清洗、烘干、抽提等處理后，裝入巖心夾持器中，用實(shí)驗(yàn)油驅(qū)替至10倍孔隙體積后測(cè)油相有效滲透率。結(jié)果表明(圖4)，研究區(qū)束縛水飽和度較高(50%左右)且高于周邊地區(qū)[4-5]，油水兩相滲流范圍窄。隨著水相飽和度的增加，油相有效滲透率急劇降低，并很快降至零，水驅(qū)油效率低。水相有效滲透率增加緩慢，導(dǎo)致油井的產(chǎn)液量隨含水率的增加而降低。

對(duì)比西峰、環(huán)江地區(qū)[6-7]，研究區(qū)相滲曲線兩相共滲區(qū)范圍窄，油相滲流阻力大，滲流能力較弱。殘余油時(shí)，水相相對(duì)滲透率較低，束縛水飽和度大于50%。束縛水高促使有效儲(chǔ)集空間進(jìn)一步減小，導(dǎo)致充注含油飽和度降低[8-9]。另外，相對(duì)于周邊區(qū)域，研究區(qū)儲(chǔ)層殘余油飽和度相對(duì)較低，這也是研究區(qū)儲(chǔ)層油水相對(duì)滲透率方面的優(yōu)勢(shì)。

圖4 油水相對(duì)滲透率曲線Fig.4 Oil-water relative permeability curves

3 烴源巖生排烴特征

3.1 烴源巖品質(zhì)

通過(guò)分析總有機(jī)碳(TOC)、生烴潛量S1+S2、氯仿瀝青“A”、總烴等地球化學(xué)參數(shù)指標(biāo)，研究前人的研究成果，對(duì)比周邊地區(qū)烴源巖品質(zhì)(圖5)，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)烴源巖厚度在5～15 m，有機(jī)質(zhì)豐度較高、類(lèi)型好，具備形成有效烴源巖的能力，但遠(yuǎn)小于盆內(nèi)生烴潛力(圖6)。

陳瑞銀等[10]通過(guò)模擬鄂爾多斯盆地?zé)嵫莼^(guò)程，認(rèn)為在中、晚侏羅世，盆地大部分地區(qū)中生界地溫梯度為4.3～4.6 ℃/100 m，在慶陽(yáng)、西峰及其西南部分地區(qū)，由于地殼減薄和局部地區(qū)隱伏高溫巖漿體，地?zé)崽荻冗_(dá)5.7 ℃/100 m，可能造成該地區(qū)烴源巖率先生烴，有利于油氣藏形成。

圖5 研究區(qū)及周緣烴源巖厚度及生烴強(qiáng)度Fig.5 Thickness and hydrocarbon generation intensity of source rocks in the study area and its surrounding areas

圖6 研究區(qū)及周緣有機(jī)碳及生烴潛量對(duì)比Fig.6 Comparison of organic carbon and hydrocarbon generation potential in the study area and its surrounding areas

分析烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型及鏡質(zhì)體反射率(圖7)，長(zhǎng)7段黑色頁(yè)巖以Ⅰ型、Ⅱ1型為主，少見(jiàn)Ⅱ2型；而長(zhǎng)7段暗色泥巖則以Ⅱ型為主，有較少的Ⅰ型有機(jī)質(zhì)，均具有較好的生烴潛力。張?jiān)虑傻萚11]對(duì)鄂爾多斯盆地西南緣中上奧陶統(tǒng)烴源巖分布和生烴潛力進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)，認(rèn)為Ro>0.7%,有機(jī)質(zhì)高度成熟，進(jìn)入生烴階段。環(huán)西—彭陽(yáng)地區(qū)鏡質(zhì)體反射率Ro平面分布圖顯示，該區(qū)烴源巖進(jìn)入生烴階段，烴源巖生烴作用可以產(chǎn)生巨大超壓，成為石油初次運(yùn)移的主要?jiǎng)恿Α?/p>

圖7 研究區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型及鏡質(zhì)體反射率分布Fig.7 Organic matter types and vitrinite reflectance distribution of source rocks in the study area

3.2 烴源巖排烴特征

烴源巖的排烴作用是油氣運(yùn)聚成藏的前提條件，有機(jī)質(zhì)豐度恢復(fù)和排烴效率定量估算對(duì)油氣資源評(píng)價(jià)具有重要意義。利用物質(zhì)平衡法計(jì)算排烴效率，所需參數(shù)有原始生烴潛量(So)、殘余生烴量(也稱(chēng)熱解烴，S2)及殘留烴量(也稱(chēng)為熱解游離烴，S1)，排烴效率=[原始生烴潛量(So)-熱解游離烴S1-熱解烴S2]/So[12]。張文正等[13]探討了長(zhǎng)7段優(yōu)質(zhì)油源巖排烴特征與機(jī)理，分析主力長(zhǎng)7生烴層系熱演化史、生排烴史及排烴量大小，類(lèi)比計(jì)算本區(qū)排烴效率約30%。研究區(qū)排烴效率低[14]。

4 成藏動(dòng)力機(jī)制

4.1 地層壓力

地層壓力作為成藏動(dòng)力條件之一，對(duì)一個(gè)地區(qū)油氣的分布具有重要的影響。國(guó)內(nèi)外學(xué)者普遍認(rèn)為，超壓是致密砂巖油氣成藏的主要?jiǎng)恿?。正確認(rèn)識(shí)孔隙流體壓力基本分布特征，對(duì)深化致密砂巖油氣成藏動(dòng)力機(jī)制認(rèn)識(shí)具有重要意義。確定地層壓力異常的方法很多，應(yīng)用最廣的是聲波時(shí)差法、流體包裹體PVT模擬法和盆地模擬法[15-16]。本次異常壓力研究采用聲波時(shí)差法。

4.1.1 地層壓力縱向分布特征

由測(cè)井聲波時(shí)差資料繪制研究區(qū)延長(zhǎng)組壓實(shí)曲線(圖8)。延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段以上，隨埋藏深度增加聲波時(shí)差逐漸減小，反映長(zhǎng)6以上地層基本屬于正常壓實(shí)。長(zhǎng)6段以下，隨埋深增加聲波時(shí)差逐漸增大，反映研究區(qū)存在壓實(shí)與排水不平衡引起的“欠壓實(shí)”作用。通過(guò)壓實(shí)曲線與深度校正認(rèn)為，正常壓實(shí)段出現(xiàn)在延長(zhǎng)組長(zhǎng)6以上，“欠壓實(shí)”作用多出現(xiàn)在長(zhǎng)6段以下。在連井剖面上，各壓力帶具有較好的可對(duì)比性。

利用泥巖聲波時(shí)差資料，采用平衡深度法計(jì)算長(zhǎng)7—長(zhǎng)8段最大埋深期古地層壓力。過(guò)剩壓力最大值主要出現(xiàn)在長(zhǎng)7油層組底部張家灘頁(yè)巖段，最大值達(dá)15 MPa，剩余壓力帶橫向延伸不明顯。長(zhǎng)8油層組剩余壓力總體小于長(zhǎng)7油層組，最大值不超過(guò)10 MPa，主要分布在5～10 MPa。長(zhǎng)7與長(zhǎng)8剩余壓力差為油氣垂向運(yùn)移提供動(dòng)力。長(zhǎng)7底部與長(zhǎng)8頂部剩余壓力差較大，壓力差在2～6 MPa，局部區(qū)域剩余壓力差稍高。由長(zhǎng)7到長(zhǎng)8，剩余壓力差呈下降趨勢(shì)。長(zhǎng)8油層組剩余壓力最小為2 MPa，最大為10 MPa，剩余壓力整體高于長(zhǎng)6油層組。通過(guò)單井過(guò)剩壓力分布特征研究，亦可得到上述結(jié)論。

4.1.2 地層壓力平面分布特征

結(jié)合測(cè)井及錄井資料，利用平衡深度法和Eaton法進(jìn)行壓力預(yù)測(cè)，在此基礎(chǔ)上計(jì)算剩余壓力并繪制出長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段平面剩余壓力分布圖(圖9)。長(zhǎng)7段泥頁(yè)巖剩余壓力整體較高(8～14 MPa)，高值區(qū)主要集中在環(huán)縣—賀旗一帶，低值區(qū)集中在合道—演武地區(qū)。長(zhǎng)8段砂體的過(guò)剩壓力較長(zhǎng)7段偏低，高值區(qū)在樊家川—賀旗一帶及北部的虎洞地區(qū)，低值區(qū)主要在洪德—合道—演武一帶，呈現(xiàn)兩邊高、中間低趨勢(shì)。

圖8 研究區(qū)長(zhǎng)7-長(zhǎng)8油層組欠壓實(shí)帶分布Fig.8 Distribution of undercompaction zone of Chang 7-chang 8 oil-bearing formation in the study area

圖9 剩余壓力及剩余壓力差分布Fig.9 Residual pressure and residual pressure difference distribution

相鄰地區(qū)長(zhǎng)8段石油大規(guī)模運(yùn)移所需克服的毛管力為0.082～0.955 MPa[17]。過(guò)剩壓力差遠(yuǎn)大于毛細(xì)管壓力，故長(zhǎng)7段底部?jī)?yōu)質(zhì)烴源巖排出的烴類(lèi)具備向下大規(guī)模運(yùn)移的條件。油氣排烴充注壓力大于7 MPa，更有利于上生下儲(chǔ)式成藏；充注壓力在5～7 MPa，下生上儲(chǔ)式成藏與上生下儲(chǔ)式成藏效率相當(dāng)；充注壓力小于5 MPa，更利于下生上儲(chǔ)式成藏[18]。研究區(qū)壓汞資料顯示，排驅(qū)壓力最大值1.90 MPa，平均0.61 MPa，中值壓力平均值為4.92 MPa。當(dāng)過(guò)剩壓力差大于毛細(xì)管力時(shí)，長(zhǎng)7底部烴源巖排出的烴類(lèi)具備向下大規(guī)模運(yùn)移充注的條件。結(jié)合試油結(jié)果，長(zhǎng)8油藏主要富集在剩余壓力差大的區(qū)域。表明延長(zhǎng)組深部下組合呈現(xiàn)“源儲(chǔ)異常壓力差控藏”規(guī)律。鄰近高壓的低壓漏斗區(qū)控藏，源儲(chǔ)壓差相對(duì)高值區(qū)有利于烴類(lèi)向下充注、聚集和成藏。油氣運(yùn)移伴隨壓力釋放，隨著源儲(chǔ)壓差的減小，油氣運(yùn)移的動(dòng)力減弱。

4.2 流體包裹體PVT模擬

應(yīng)用FIT-Oil軟件模擬計(jì)算烴類(lèi)包裹體成分與熱力學(xué)參數(shù)。模擬過(guò)程涉及的參數(shù)有：均一溫度(Th)、捕獲溫度(Tt)、均一壓力(Ph)、捕獲壓力(Pt)、鹽度(S)。模擬過(guò)程分為兩個(gè)部分，一是均一溫度校正；二是壓力計(jì)算。對(duì)7口井不同埋深的樣品薄片進(jìn)行模擬實(shí)驗(yàn)(表2)。

包裹體發(fā)育于砂巖儲(chǔ)層石英顆粒裂隙中，古壓力模擬計(jì)算可以反映石油充注進(jìn)入儲(chǔ)層的壓力特征。流體包裹體主成藏期古壓力恢復(fù)表明，石英顆粒裂隙中石油包裹體捕獲時(shí)儲(chǔ)層古壓力系數(shù)在1.1～1.6，剩余壓力分布在5～18 MPa。長(zhǎng)8油藏主成藏期儲(chǔ)層處于弱—中等超壓狀態(tài)。石油充注進(jìn)入儲(chǔ)層后仍具有一定的異常高壓，說(shuō)明烴源巖產(chǎn)生的異常高壓流體可將異常高壓傳遞至儲(chǔ)層，進(jìn)一步驅(qū)動(dòng)儲(chǔ)層中石油進(jìn)行一定程度的短距離運(yùn)移[19-22]。

表2 流體包裹體PVT模擬結(jié)果Tab.2 PVT simulation results of fluid inclusions

4.3 成藏過(guò)程

4.3.1 包裹體分析

對(duì)來(lái)自研究區(qū)南北不同井的10塊樣品(M1—M10)進(jìn)行流體包裹體顯微測(cè)溫實(shí)驗(yàn)研究，根據(jù)油氣包裹體巖相學(xué)結(jié)合成巖分析，識(shí)別出兩期油氣包裹體。第一期分布于石英顆粒裂隙中，氣液比小于6%，黃色熒光。第二期分布于石英顆粒裂隙及顆粒邊緣，氣液比大于6%，黃黃綠色熒光，常見(jiàn)發(fā)生后期演化為瀝青質(zhì)包裹體。發(fā)育少量氣烴包裹體，弱黃色熒光或無(wú)熒光，透光下顯灰黑色(圖10)。在成巖巖相觀察和顯微熒光觀察的基礎(chǔ)上，對(duì)不同產(chǎn)狀捕獲的油包裹體及同期鹽水包裹體進(jìn)行顯微測(cè)溫分析發(fā)現(xiàn)：本區(qū)烴包裹體均一溫度分布較連續(xù)；伴生鹽水包裹體均一溫度范圍較寬85～170 ℃，分期不明顯，主峰值為120 ℃和160 ℃，長(zhǎng)期連續(xù)充注(圖11)。

4.3.2 自生伊利石K/Ar同位素測(cè)年

砂巖儲(chǔ)集層中自生伊利石是烴類(lèi)充注儲(chǔ)層前最晚形成的，儲(chǔ)層中自生伊利石僅在流動(dòng)的富鉀水介質(zhì)環(huán)境中形成。油氣進(jìn)入儲(chǔ)層后，伊利石形成過(guò)程停止。因此，可利用伊利石年齡判斷油氣藏形成時(shí)期[23-24]。儲(chǔ)層自生伊利石同位素年齡反映油氣成藏期的最大地質(zhì)年齡。選擇研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)81段自生伊利石發(fā)育的2塊含油砂巖樣品進(jìn)行自生伊利石分離與K/Ar同位素測(cè)年(表3)。同位素測(cè)年結(jié)果為115.00～110.80 Ma，平均112.9 Ma。

綜合分析認(rèn)為，研究區(qū)油氣充注主要發(fā)生在早白堊世末期和晚白堊世早期，主要成藏窗口期在110～95 Ma[25]。早白堊世晚期開(kāi)始經(jīng)歷燕山運(yùn)動(dòng)第Ⅴ幕，盆地整體抬升，上覆地層剝蝕導(dǎo)致儲(chǔ)層孔隙壓力降低，隨地層整體抬升，壓力釋放，從而發(fā)生規(guī)模排烴。

圖10 研究區(qū)包裹體照片F(xiàn)ig.10 Photos of inclusions in the study area

圖11 包裹體均一溫度和鹽度分布Fig.11 Homogenization temperature and salinity distribution of inclusions

以埋藏-熱史研究為基礎(chǔ)，利用測(cè)試獲得烴類(lèi)同期鹽水包裹體均一溫度數(shù)據(jù)，獲得長(zhǎng)8段儲(chǔ)層烴類(lèi)充注期次及世代。本區(qū)鹽度分布范圍0.2%～23.0%，呈多峰態(tài)(圖11(c))，表明研究區(qū)流體活動(dòng)頻繁，且活動(dòng)期次較多。共進(jìn)行9口井的120余個(gè)測(cè)溫點(diǎn)油氣包裹體及其共生含烴鹽水包裹體均一溫度測(cè)定。根據(jù)流體包裹體均一溫度、冰點(diǎn)、鹽度、熒光等，結(jié)合儲(chǔ)集層巖相學(xué)特征，劃分油氣為兩期成藏。油氣充注主要發(fā)生在早白堊世末期和晚白堊世早期，主要成藏窗口期在110～95 Ma。23 Ma以來(lái)，由古近紀(jì)末至新近紀(jì)，由于喜山中期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，地層快速抬升，可能存在油氣的二次調(diào)整，即可能存在另一次成藏(圖12)。

4.4 構(gòu)造變動(dòng)與油藏調(diào)整

鄂爾多斯盆地西緣逆沖斷裂帶從晚三疊世末雛形出現(xiàn)，歷經(jīng)晚侏羅世西緣逆沖推覆構(gòu)造和晚白堊世西緣斷陷盆地逆沖推覆構(gòu)造演化，在新生代經(jīng)歷喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)發(fā)生褶皺、沖斷而改造定型。由于構(gòu)造位置的特殊性及其演化的差異性，成藏條件、成藏過(guò)程與盆內(nèi)多有不同。研究區(qū)受西部擠壓應(yīng)力影響，發(fā)育不同級(jí)次小斷層、褶皺及裂縫。斷裂幕式活動(dòng)，既可以破壞蓋層的封閉能力，又可以改善儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能、溝通油源與儲(chǔ)層。西緣逆沖斷褶帶油氣藏在晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期間發(fā)生過(guò)明顯開(kāi)啟[26]，使早期油氣藏發(fā)生破壞，也有觀點(diǎn)認(rèn)為鄂爾多斯盆地油氣成藏主要受控于喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)[27-28]。本文利用包裹體流體記錄、現(xiàn)今流體特征等資料，分析區(qū)內(nèi)油藏改造狀況。

表3 自生伊利石 K-Ar同位素測(cè)年數(shù)據(jù)Tab.3 K-Ar isotopic dating data of authigenic illite

圖12 埋藏史及成藏事件Fig.12 Burial history and reservoir forming events

4.4.1 顆粒熒光定量分析

采用GC-MS對(duì)本試驗(yàn)所用的苦水玫瑰精油和大馬士革玫瑰精油化學(xué)成分進(jìn)行分析,其中相對(duì)百分含量排名前10位的化學(xué)成分見(jiàn)表5和6?？嗨倒寰椭泻孔罡叩氖窍忝┐?41.49%)、香葉醇(11.06%)和金合歡醇(4.47%)。大馬士革玫瑰精油中含量最高的是香茅醇(35.21%)、香葉醇(17.26%)和正十九烷(14.34%)。

顆粒定量熒光QGF、顆粒萃取物定量熒光QGF-E(QGF-E,Quantitative Grain Fluorescence On Extract)是兩種定量熒光分析技術(shù)，能夠快速探測(cè)儲(chǔ)層顆粒中油包裹體和顆粒表面吸附烴，從而反映儲(chǔ)層油氣包裹體豐度及油氣性質(zhì)[29]。其中，QGF主要用于確認(rèn)樣品中包裹烴/包裹體是否存在和確定古油水界面，以分析古油藏內(nèi)油氣的分布規(guī)律；QGF-E能反映吸附烴的有機(jī)組分特征和油藏的次生變化特征，主要用于分析現(xiàn)今的殘留油藏特征與油氣運(yùn)移路徑，也可用來(lái)識(shí)別古油水界面[30]。選取研究區(qū)3口井15個(gè)砂巖樣品進(jìn)行QGF和QGF-E分析。

研究區(qū)中北部的木90井顆粒熒光分析相關(guān)測(cè)試值變化規(guī)律較為一致(圖13)。砂巖中石油充注強(qiáng)度自上而下呈逐漸降低趨勢(shì)，顯示構(gòu)造破壞影響較小。劉慶順等[31]對(duì)B油田沙二段11個(gè)巖心、壁心樣品進(jìn)行顆粒熒光定量分析，認(rèn)為QGF Index值高、QGF-E值低，說(shuō)明含油氣包裹體多，孔隙中殘留油氣較少，一般為大規(guī)模成藏期油氣充注不充分的致密儲(chǔ)層，測(cè)井往往解釋為干層或水層。南部彭陽(yáng)地區(qū)演180井定量熒光分析顯示，深部樣品具有較高的QGF Index、較低的QGF-E熒光響應(yīng)(圖14)，表明早期油氣充注規(guī)模較大，之后可能發(fā)生泄漏。深部水層/含油水層曾經(jīng)也是油層，相當(dāng)于古油層。

圖13 環(huán)西地區(qū)木90井顆粒熒光分析結(jié)果Fig.13 Particle fluorescence analysis parameters of well M90 in Huanxi area

圖14 演180井顆粒熒光分析結(jié)果Fig.14 Particle fluorescence analysis parameters of wellYan 180

4.4.2 流體特征分析

在晚侏羅—早白堊世，燕山運(yùn)動(dòng)持續(xù)作用及晚期喜山運(yùn)動(dòng)影響下，西緣強(qiáng)烈抬升。一方面，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)釋放應(yīng)力，低部位圈閉的輕烴組分以氣態(tài)形式通過(guò)斷層散失至較高部位圈閉形成氣藏，剩余重質(zhì)組分重新聚集成藏。另一方面，大氣淡水淋濾及氧化作用導(dǎo)致部分原油稠化。西緣逆沖斷褶帶油包裹體均一溫度與鹽度相關(guān)性不強(qiáng)(圖15)，表明本區(qū)流體包裹體原始封閉體系受到破壞，有其他外來(lái)流體交換。南部孟16井區(qū)總礦化度僅有6.717 g/L(圖16)，而鄰近的孟19井油質(zhì)黏度達(dá)28.3 mPa·s(圖2(a))。北部地區(qū)礦化度較高，封閉條件好。這些現(xiàn)象反映西南緣斷層附近原油黏度、密度高于其他區(qū)域，再次說(shuō)明油氣成藏后經(jīng)歷調(diào)整[32]，淡水淋濾特征明顯，且地層水礦化度低值區(qū)與重質(zhì)油分布區(qū)相吻合。

圖15 研究區(qū)均一溫度與鹽度的關(guān)系Fig.15 Relationship between homogenization temperature and salinity in the study area

圖16 研究區(qū)部分井礦化度分布Fig.16 Salinity distribution of some wells in the study area

5 成藏差異機(jī)理及成藏模式

5.1 油藏差異機(jī)理

環(huán)西—彭陽(yáng)地區(qū)長(zhǎng)8油藏南北差異性明顯(表4)。北部由東向西原油富集程度逐漸變差，致密背景上有甜點(diǎn)分布。南部含油連片，物性整體較好，油質(zhì)較重。

5.2 成藏要素差異

(1)源巖差異。北部、東部地區(qū)有效烴源巖厚度大，高效生烴灶分布于工區(qū)東北部環(huán)縣—木缽區(qū)，向中西方向翼部變薄，成熟度向西南邊緣呈環(huán)帶狀降低；南部彭陽(yáng)地區(qū)烴源巖厚度大、生排烴強(qiáng)度相對(duì)大，油藏與烴源巖具有較好的匹配關(guān)系，以“上生下儲(chǔ)”式為主，近源垂向運(yùn)移成藏；環(huán)西地區(qū)東部烴源巖條件明顯優(yōu)于西緣，西緣烴源巖不發(fā)育甚至尖滅，東部源巖生成的原油經(jīng)過(guò)一定距離的側(cè)向輸導(dǎo)，在西部異地充注成藏。

表4 研究區(qū)長(zhǎng)8油藏流體參數(shù)Tab.4 Fluid parameters of Chang 8 reservoir in the study area

(2)儲(chǔ)層差異。工區(qū)南北均發(fā)育大面積厚層帶狀砂體。在北部地區(qū)儲(chǔ)層致密背景下，物性變化相對(duì)較快，微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜；南部地區(qū)整體物性較好，有利于油氣充注富集。

(3)輸導(dǎo)系統(tǒng)。伴隨構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的裂縫或微裂縫，可使致密儲(chǔ)層滲流能力得以改善，形成油氣運(yùn)移通道；燕山期是裂縫發(fā)育的最主要時(shí)期，形成于主成藏期以前的斷層、裂縫起到連通烴源巖與儲(chǔ)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(yáng)地區(qū)斷層、裂縫更為發(fā)育。

(5)圈閉與蓋層條件。研究區(qū)受構(gòu)造演化影響，形成長(zhǎng)8地層巖性圈閉為主、構(gòu)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(zhǎng)7超壓泥巖為長(zhǎng)8油層組提供良好的蓋層條件，有利于長(zhǎng)8油氣藏的保存。而環(huán)西西緣蓋層整體較差。

(6)構(gòu)造調(diào)整。油藏關(guān)鍵充注成藏期后，形成于喜山期的斷層、裂縫對(duì)西南區(qū)域油氣聚集起到調(diào)整或破壞作用，油氣分布進(jìn)一步復(fù)雜。南部為早充注晚調(diào)整型(QGF Index高、QGF-E低)，北部為正常一致型(QGF Index、QGF-E兩者變化一致)。區(qū)內(nèi)油藏成藏條件見(jiàn)表5。研究區(qū)北部環(huán)西靠西地區(qū)表現(xiàn)為側(cè)向運(yùn)移成藏模式，南部彭陽(yáng)地區(qū)為垂向運(yùn)移成藏模式(圖17)。

表5 油藏成藏特征和條件對(duì)比Tab.5 Comparison of hydrocarbon accumulation characteristics and conditions

圖17 研究區(qū)油氣成藏模式Fig.17 Hydrocarbon accumulation modes in the study area

研究區(qū)東部長(zhǎng)7烴源巖發(fā)育，早白堊世末進(jìn)入生、排烴高峰期，生成的油氣在源儲(chǔ)剩余壓力差驅(qū)動(dòng)下，通過(guò)近源疊置砂體和近垂向裂縫向下運(yùn)移，在長(zhǎng)81砂體中充注成藏。環(huán)西地區(qū)屬于源下型致密巖性油藏，除必要的儲(chǔ)層條件，某種程度取決于優(yōu)質(zhì)烴源巖分布。在東部靠近厚度大、品質(zhì)優(yōu)的烴源巖下部可形成相對(duì)富集區(qū)，向西含油性變差，多為油水同層，甚至為水層，即只存在部分沿高滲透層側(cè)向運(yùn)移選擇性充注。彭陽(yáng)地區(qū)油氣藏受構(gòu)造背景影響較大，也屬于低生低壓近距離低充注模式。

6 結(jié) 論

(1)鄂爾多斯盆地環(huán)西—彭陽(yáng)地區(qū)長(zhǎng)8油藏含油飽和度低，油藏分布呈現(xiàn)南北分區(qū)的特征。生烴強(qiáng)度與儲(chǔ)層非均質(zhì)性的耦合程度控制油藏富集。同等生烴強(qiáng)度下，儲(chǔ)層越均質(zhì)，原油富集程度越高。

(2)長(zhǎng)8段剩余壓力總體小于長(zhǎng)7段，剩余壓力差是油氣垂向運(yùn)移的動(dòng)力；源儲(chǔ)壓差越大，油氣向下充注程度越高。主成藏期處于弱—中等超壓狀態(tài)，鄰近高壓的低壓漏斗區(qū)是石油聚集的有利場(chǎng)所，呈現(xiàn)“源儲(chǔ)異常壓力差控藏”的規(guī)律。

(3)低生烴強(qiáng)度耦合較強(qiáng)的儲(chǔ)層非均質(zhì)性是油藏低充注的主要原因。油氣充注主要發(fā)生在早白堊世末期和晚白堊世早期，主成藏窗口期為110～95 Ma。23 Ma以來(lái)，喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)西南區(qū)域油氣聚集起到調(diào)整或破壞作用，造成輕烴組分散失至較高部位圈閉形成氣藏，剩余組分重新聚集成重質(zhì)油藏，油氣分布復(fù)雜，南部為早充注晚調(diào)整型，北部為正常一致型。

(4)不同地區(qū)成藏模式不同，南部彭陽(yáng)地區(qū)以垂向運(yùn)移成藏為主，北部環(huán)西地區(qū)以側(cè)向輸導(dǎo)運(yùn)移成藏為主。鄂爾多斯盆地環(huán)西—彭陽(yáng)地區(qū)長(zhǎng)8油藏屬于低生低壓近距離低充注成藏模式。