吳艷艷，鄭榮才，梁曉偉，李浮萍，王海紅，侯長冰

紅井子地區(qū)長9油層組成藏模式及主控因素分析

吳艷艷1，鄭榮才1，梁曉偉2，李浮萍2，王海紅3，侯長冰3

（1.成都理工大學沉積地質研究院，成都610059；2.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，西安710018；3.中國石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部，甘肅慶陽745100）

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組地層沉積厚度大、油氣資源豐富，是該盆地油氣勘探重要的目的層之一。通過對紅井子地區(qū)長9油藏地質背景和油藏特征的研究，綜合分析了沉積相、砂體展布、油氣輸導通道及運移路徑等。結果表明：該地區(qū)長9油層組為典型的淺水三角洲沉積體系，整體以長7油層組生烴有機質油源為主；長7烴源巖生成的油氣以流體過剩壓力為主要驅動力，從孔隙和裂縫運移至長9油層組頂部構造并成藏；油源、通道和壓差是控制該油層組油氣成藏的主要因素。

油藏特征；烴源巖；沉積相；油氣成藏；油氣輸導；紅井子地區(qū)

0 引言

上三疊統(tǒng)延長組是鄂爾多斯盆地油氣勘探重要的目的層之一［1］。紅井子地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與天環(huán)坳陷帶之間，毗鄰西緣逆沖帶（圖1）。該地區(qū)延長組沉積體系和油氣藏分布主要受廣闊的伊陜斜坡構造背景控制。為滿足油氣田勘探開發(fā)的需要，根據(jù)巖性組合、沉積構造、生物組合和電性特征，按10個標志層（K0～K9）將延長組自上而下細分為10個油層組，其中長9油層組發(fā)育于延長組的下部，是重要的油層組之一。長9油層組發(fā)育于鄂爾多斯湖盆形成初期的湖侵階段，除其頂部發(fā)育有延長組第一套兼具蓋層性質的區(qū)域性烴源巖，即李家畔頁巖，其主體以發(fā)育砂巖儲層為主，因而具備良好的生、儲、蓋組合條件。筆者通過對紅井子地區(qū)長9油藏地質背景和油藏特征的研究，綜合分析烴源巖、沉積相、砂體展布、油氣輸導通道及運移路徑等，并得出該油層組的成藏主控因素，以期為該區(qū)油氣資源的勘探開發(fā)提供地質依據(jù)。

圖1 紅井子地區(qū)構造位置圖Fig.1 Tectonic location of Hongjingzi area

圖2 長9油層組沉積相-層序綜合柱狀圖（峰202井）Fig.2 Comprehensive column of sedimentary facies and sequence stratigraphy of Chang 9 oil reservoir set

1 地質背景

紅井子地區(qū)長9油層組為一套淺灰色和灰綠色的中—厚層、中—粗粒長石巖屑砂巖，中—細粒巖屑長石砂巖，粉—細粒石英長石砂巖，深灰色和灰黑色泥巖及粉砂質泥巖薄互層組合。通過單井剖面的沉積相和地層旋回分析，按照層序結構，可將研究區(qū)長9油層組當作1個長期旋回層序的湖侵-湖退序列［2-3］，包括2個中期旋回層序的次級湖侵-湖退旋回和6個短期旋回層序的韻律旋回（圖2）。紅井子地區(qū)長9油層組砂巖中的層理構造類型較多，其中以平行層理最為發(fā)育（圖版Ⅰ-1），其次為槽狀（圖版Ⅰ-2）、板狀（圖版Ⅰ-3）和楔狀交錯層理，表明研究區(qū)普遍具備較強的水動力條件。此外，反映水下弱動蕩環(huán)境及快速堆積特征的浪成沙紋層理和變形構造（圖版Ⅰ-4），以及反映間歇暴露特征的炭化蘆木化石、植物根跡化石、薄煤層和煤線，在研究區(qū)長9油層組中也很常見。按照原生沉積構造、古生物化石和剖面結構等特征，可確定長9油層組屬于淺水三角洲—湖泊沉積體系。紅井子地區(qū)主要位于三角洲平原和三角洲前緣亞相帶。不同期次的河道砂巖均以沖刷面接觸，垂向上的連續(xù)疊置厚度一般為20～30 m，最厚可達40 m以上，形成宏觀特征非常明顯的大砂體。長9油層組砂巖的雜基含量較低，顆粒分選中等，但磨圓度較差，以次圓—次棱角狀為主，顯示近源和高能的辮狀河三角洲沉積特征；儲集砂體主要為水上—水下分流河道砂體，缺乏明顯的泥質夾層。儲集砂巖在早成巖階段發(fā)育次生綠泥石環(huán)邊膠結物，砂體中大部分原生粒間孔隙保存良好，非常有利于儲層發(fā)育。砂體的自然伽馬曲線一般表現(xiàn)為大段的齒狀箱形和鐘形，除砂體底部泥礫發(fā)育帶外無明顯高值區(qū)，識別標志明顯。

2 油藏特征

2.1油藏類型

已有的研究成果表明，紅井子地區(qū)長9油層組以構造型和巖性-構造復合型油藏類型為主［4-5］。從長9油層組殘余油飽和度平面圖（圖3）可看出，該油層組的平均含油飽和度或原油充滿度大于25%，整體水平較高；單井油層平均厚度為8.6 m，平均試油產量為10.42 t/d。地層水測試結果顯示，其在化學組成上以Cl－，SO42-，Na+＋K+和Ca2+為主，其次為Mg2+，CO32-和HCO3－。按照蘇林分類，該區(qū)地層水屬于CaCl2型，反映流體環(huán)境為偏封閉體系，地層流體活躍性不強，油藏保存條件相對較好［6］。研究區(qū)長9油層組地層水礦化度和變質系數(shù)［（K++Na+）/Cl-］較高，整體脫硫酸系數(shù)（SO42-/Cl-）較低，更能體現(xiàn)出流體的匯聚特征，是油氣聚集的有利場所。長9油層組原油密度低、黏度小，流動性好，有利于其在層內遠距離運移成藏。該油層組原油的地球化學特征與長7油層組烴源巖具有很大的相似性，表明原油主要來自上部的長7烴源巖，從而構成典型的“上生下儲”式成藏組合［7］。

圖3 紅井子地區(qū)長9油層組砂體厚度及殘余油飽和度平面圖Fig.3 Sand thickness and residual oil saturation planar graph of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

2.2儲層特征

2.2.1 儲層巖石學特征

據(jù)鑄體薄片分析，紅井子地區(qū)長9油層組砂巖儲層主要為巖屑長石砂巖，其次為長石巖屑砂巖和長石砂巖；碎屑組分以長石為主，其次為石英和巖屑。巖石中長石（以鉀長石為主，其次為斜長石）體積分數(shù)大于40%，石英體積分數(shù)平均小于34%，巖屑體積分數(shù)平均為20%左右，總體上具有成分成熟度低的特點（圖版Ⅱ-1）。粒度以細—中粒為主，粒徑為0.1～0.8 mm，平均為0.32 mm，分選性和磨圓度中等，雜基體積分數(shù)為1%～3%，總體上具有結構成熟度中等偏高的特征（圖版Ⅱ-2）。砂巖中膠結物的體積分數(shù)為6%～8%，成分以綠泥石、硅質和濁沸石為主；膠結類型以薄膜型和次生加大型為主（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-5），次為孔隙式膠結（圖版Ⅱ-6），其中薄膜型等厚環(huán)邊的綠泥石體積分數(shù)最高，占膠結物總體積分數(shù)的60%。由綠泥石等厚環(huán)邊膠結作用提供的抗壓實結構，為長9油層組砂巖儲層中原生粒間孔隙的保存奠定了非常有利的物質基礎。此外，濁沸石膠結物的含量也較高，但因其遭受強烈溶蝕，得以保存的部分較少，而該膠結物的溶蝕為砂巖儲層中次生粒間孔隙的發(fā)育提供了有利條件。

2.2.2 儲集空間特征

紅井子地區(qū)砂巖儲層的儲集空間主要為孔隙，見少量微裂縫。沉積期的原生孔隙體系，經過沉積期后成巖作用的改造，形成了新的不同成因的孔隙類型和組合。由鑄體薄片資料獲得的砂巖孔隙統(tǒng)計結果表明，紅井子地區(qū)長9油層組主要包括3種儲集空間類型：粒間孔（圖版Ⅲ-1、圖版Ⅲ-2）、粒內孔（包括長石和巖屑溶蝕孔隙）（圖版Ⅲ-3～Ⅲ-5）；裂縫（包括溶縫、微裂隙及粒緣縫）（圖版Ⅲ-6）。其中，粒間孔的面孔率約占總面孔率的83.4%。

2.2.3 物性特征

根據(jù)研究區(qū)長9油層組砂巖儲層中99塊樣品的物性分析結果可得出，該區(qū)砂巖儲層的孔隙度為8.0%～18.6%，平均為13.6%，滲透率為0.1～389.8mD，平均為24.7 mD。按碎屑巖天然氣藏儲層分類國家標準［8］，長9儲層屬于中—低孔、中—低滲型儲層。在已有的孔滲分析數(shù)據(jù)中，部分樣品的滲透率存在1～2個數(shù)量級差異，反映砂巖儲層中局部發(fā)育有連通孔隙的微裂縫，這與薄片及掃描電鏡的分析結果相一致（圖版Ⅲ-6），因此微裂縫對改善儲層孔滲性具有重要貢獻。

3 油氣成藏主控因素分析

3.1沉積相控制因素

3.1.1 沉積相平面展布特征

由研究區(qū)長9油層組沉積相特征可得出，該油層組屬于典型的淺水三角洲沉積體系［7］。測井巖性解釋成果顯示，長9油層組自下而上具有砂/泥值逐漸降低的趨勢，反映該油層組主要為一大的湖侵沉積序列，具有湖侵擴大和水體加深的特征。根據(jù)沉積相類型，可將長9油層組劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲共3種亞相，并可進一步細分為水上主河道、分流河道、分流間洼地、決口扇、水下分流河道、分流間灣、水下決口扇、河口壩、遠砂壩及前三角洲泥等10種微相（表1）。

表1 紅井子地區(qū)長9油層組沉積相劃分方案表Table 1 Sedimentary facies division of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

紅井子地區(qū)長9油層組砂巖儲層以分流河道和水下分流河道微相沉積為主，平面上沿北西—南東向發(fā)育多條同方向延伸的分流河道砂體［9-10］，其中長91小層分流河道砂體的發(fā)育位置較穩(wěn)定，而且呈條狀分布，砂巖累計厚度為12～20 m；長92小層分流河道砂體側向遷移頻繁，多呈側向連續(xù)疊置的連片狀分布，砂巖累計厚度普遍大于20 m，孔隙度和滲透率也都較高，而且相關性好。以黃158井長91小層為例，三角洲平原分流河道微相砂體的孔隙度為16.0%～17.9%，平均為17.1%，滲透率為5.3～11.0mD，平均為8.8 mD；又如黃55井長91小層，三角洲前緣水下分流河道微相砂體的孔隙度為10.7%～12.1%，平均為11.1%，滲透率為1.5～9.9mD，平均為6.8 mD。總體來看，研究區(qū)長91小層砂體具有分布較廣、面積較大且橫向上厚度較穩(wěn)定的特征，可見明顯受控于分流河道砂體的展布，為油藏的形成提供了有利的儲集條件。

3.1.2 成巖作用與儲層發(fā)育關系

紅井子地區(qū)長9油層組砂巖儲層成巖作用類型較多［11］，但以膠結作用為主。膠結作用成為影響該區(qū)儲層孔滲性的重要因素，具有建設性和破壞性2個方面的意義。

（1）次生黏土礦物膠結作用。該作用主要為早成巖階段次生綠泥石（圖版Ⅳ-1）和伊/蒙混層環(huán)邊（圖版Ⅳ-2）膠結作用。次生黏土礦物以孔隙襯邊或孔隙充填物方式存在于原生粒間孔中，使原生粒間孔隙和喉道減小，降低了儲層的孔滲性。同時，形成于成巖初期的綠泥石在一定程度上使巖石內部顆粒的支撐性加強，對壓實作用有一定減緩，保留了部分原生孔隙。綠泥石薄膜的厚度大于5 μm時，可抑制石英碎屑的次生加大和成核生長，因此對于晚成巖階段的孔隙起到了保護作用。

（2）濁沸石膠結作用。濁沸石充填于次生綠泥石環(huán)邊膠結后保存的剩余原生粒間孔中（圖版Ⅳ-3），使孔隙和喉道進一步縮小，從而使儲層物性變差。由于濁沸石對流體酸度較敏感，當pH值降低時，其比方解石更容易溶解，因此，濁沸石在中成巖階段更易被有機酸熱液溶蝕而產生豐富的溶孔，對提高儲層物性貢獻較大［12］。

（3）碳酸鹽膠結作用。碳酸鹽以早成巖階段的方解石（圖版Ⅳ-4）和中成巖階段的鐵方解石為主，常呈晶粒狀或連晶狀充填于粒間孔隙并進行膠結。從方解石膠結物含量與孔隙度關系圖［圖4（a）］可看出，方解石含量與孔隙度呈負相關性。因此，碳酸鹽膠結物含量是造成長9油層組砂巖儲層孔滲性變差和導致砂巖致密的主要因素之一，而少量（鐵）白云石膠結作用對儲層影響不大。

（4）硅質膠結作用。該作用主要表現(xiàn)為碎屑石英的次生加大和充填孔隙的形式。由硅質膠結物填塞孔隙和喉道（圖版Ⅳ-5、圖版Ⅳ-6），可使孔隙結構明顯變差。從硅質膠結物含量與孔隙度關系圖［圖4（b）］可看出，硅質膠結物含量與孔隙度呈負相關性。由于次生石英數(shù)量有限，因此，石英加大邊的膠結作用并不強烈，不是造成儲層物性變差的主要因素。

（5）溶蝕作用。據(jù)鑄體薄片觀察分析，可確定長9油層組砂巖儲層在早成巖階段的溶蝕作用很弱，對儲層發(fā)育影響不大，可忽略不計。在中成巖階段，以長石、火山巖屑和濁沸石膠結物等不穩(wěn)定組分為主要對象的溶蝕作用非常強烈（圖版Ⅳ-5），產物主要為各類次生溶孔和對溶孔有不完全充填作用的次生熱液高嶺石。因此，在中成巖階段由有機酸熱液溶蝕形成的各類次生孔隙和次生高嶺石的晶間微孔幾乎都是有效儲集空間，對提高儲層的孔滲性貢獻最大，是發(fā)育優(yōu)質儲層的關鍵。

圖4 紅井子地區(qū)長9油層組碳酸鹽膠結物含量（a）和硅質膠結物含量（b）與孔隙度關系圖Fig.4 Relations of porosity with carbonate cement content（a）and quartz cement content（b）of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.1.3 砂體分布特征

紅井子地區(qū)長9油層組地層沿北西—南東向發(fā)育（圖5），測井曲線相似程度較高，可進行砂體長距離追蹤對比，同時砂/地值降低，呈現(xiàn)出順河道展布的特征，說明砂體主要呈北西—南東向展布。從鹽51井—池45井砂體展布圖（圖5）可以看出，整個砂體在北西—南東向的連通性好，而且油藏物性好，有利于整體開發(fā)。同時，沿南西—北東向的砂體具有呈透鏡狀側向尖滅的趨勢，油藏物性不及北西—南東向的砂體，總體反映出研究區(qū)長9油層組的砂體展布具有沿垂直河道方向砂、泥巖相間和平行河道方向砂體連續(xù)延伸的毯狀分布特征。

圖5 紅井子地區(qū)長9油層組砂體展布Fig.5 Sand body distribution of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.2油層分布特征及頂面構造控藏作用

研究區(qū)各油藏主要呈孤立分散和小規(guī)模的分布形態(tài)，非均質性和隱蔽性都很強，單井產量低，油氣富集豐度低，含油飽和度及原油充滿度均整體較低，約20%。

研究區(qū)長9油層組測試成果及其相關生產動態(tài)資料顯示，長91小層出油點及含油面積遠比長92小層富集，而且在垂向上呈現(xiàn)出一定的串珠狀疊置現(xiàn)象，但側向連通性較差。從黃153井—池207井南北向油藏剖面圖（圖6）可以看出，油層主要集中在長91小層中上部，表現(xiàn)為由南向北逐漸變薄最終過渡到干層的特征；垂向上，隨著深度的增加，長91小層表現(xiàn)為從油層過渡到油水同層的特征。長91小層砂體連續(xù)性較差，致使油藏規(guī)模較小、隱蔽性較強，進而導致油水關系復雜，試油結果差別大。

構造頂面及裂縫展布對于研究區(qū)油氣輸導通道、油藏類型及原油分布均具有一定的控制作用。通過構造等值線圖（參見圖5）和研究區(qū)出油點及含油區(qū)的綜合研究，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)恰好處于鼻狀構造及裂縫發(fā)育區(qū)，同時北部和中部等部分出油點也基本處于構造的高部位。

圖6 紅井子地區(qū)長9油層組黃153井—池207井油藏剖面圖Fig.6 Reservoir profile section of Chang 9 oil reservoir set of Huang 153-Chi 207 well in Hongjingzi area

3.3油氣輸導通道及運移路徑

研究區(qū)受晚印支、燕山和喜山多期構造運動的影響，主要發(fā)育北東和北西向的構造裂縫以及微裂縫［12］。原油充注歷史分析表明，燕山中晚期運動的北東和北西向裂縫應為原油主充注期的輸導通道，而喜山運動引起的活動裂縫可能為后期原油的調整通道。

通過巖心觀察和顯微鏡鑒定，進一步發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長9油層組發(fā)育多組裂縫系統(tǒng)，主要延伸方向為北西—南東和北東—南西向，裂縫面互相平行或呈雁列式排列，部分地區(qū)裂縫成對出現(xiàn)，而且產狀穩(wěn)定，裂縫面平直光滑，以開啟縫為主。目前在長9油層組發(fā)現(xiàn)的出油點及含油氣面積大多處于裂縫發(fā)育帶附近，進一步證實了裂縫輸導體是研究區(qū)油氣運移的主要通道［12］。通過流體勢分析，可確定研究區(qū)長9油層組原油充注期的油氣運移路徑呈現(xiàn)出短距離垂向匯聚的樣式，即以多中心式垂向串珠狀運聚成藏為主、以側向運移為輔［13］。

3.4成藏模式

紅井子地區(qū)長9油藏原油化學特征與長7烴源巖特征較為一致，整體表現(xiàn)為以長7烴源巖生烴有機質貢獻為主的特征。由長7油層組強超壓優(yōu)質烴源巖提供的輕質原油，在較大的源儲壓差動力以及構造裂縫和疊置砂體的高效輸導下，于長9油層組致密化之前，以垂向串珠狀近源運聚成藏。因此，長7源巖貢獻、裂縫混合輸導、垂向壓差動力驅動以及巖性-構造圈閉聚集是控制紅井子地區(qū)長9油層組油氣成藏的主要因素，使其形成了典型的“上生下儲”式倒灌模式（圖7）。

圖7 紅井子地區(qū)長9油層組成藏模式圖Fig.7 Accumulation model of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

4 結論

（1）紅井子地區(qū)長9油層組為一套典型的淺水三角洲沉積體系；油源、通道和壓差是控制該油層組油氣成藏的主要因素；油源貢獻主要來自長7油層組。

（2）紅井子地區(qū)具有源儲壓差強、裂縫發(fā)育、靠近烴源巖、砂體厚度大、儲層物性好、原油充滿度高、油層厚度大以及巖性-構造型圈閉發(fā)育的特點，屬于油氣富集程度良好的地區(qū)。

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

圖版Ⅲ

圖版Ⅳ

（本文編輯：涂曉燕）

Hydrocarbon accumulation model and main controlling factors of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

WU Yanyan1，ZHENG Rongcai1，LIANG Xiaowei2，LI Fuping2，WANG Haihong3，HOU Changbing3
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Research Center of Sulige Gas Field，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China；3.The Fourth Section of Ultra-low Permeability Reservoirs，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 745100，Gansu，China）

Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin is characterized by deep thickness of sedimentation and abundant oil and gas resources,which is one of the most important target zones for oil and gas exploration in the basin.According to the study of geologic background and reservoir characteristics of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area,this paper comprehensively analyzed the sedimentary facies,sand body distribution,hydrocarbon migration pathway and paths.The result shows that the Chang 9 oil reservoir set in the study area is typical shallow water delta sedimentary system,with Chang 7 organic material as the main oil sources.The excess fluid pressure is the main driving force for oil and gas generated by Chang 7 hydrocarbon source rocks,which migrated to the top structure of Chang 9 reservoir through the pores and fractures and accumulated.The main controlling factors of hydrocarbon accumulation are oil source,channel and pressure difference.

reservoir characteristics；source rocks；sedimentaryfacies；hydrocarbon accumulation；oil and gas transportation；Hongjingzi area

TE121.3

A

1673-8926（2014）02-0081-08

2013-12-20；

2014-01-13

國家“十二五”重大科技專項“鄂爾多斯盆地重點探區(qū)碎屑巖沉積體系、儲層特征與主控因素”（編號：2011ZX05002-001-001）部分研究成果

吳艷艷（1984-），女，成都理工大學在讀碩士研究生，研究方向為沉積巖石學與儲層礦物巖石學。地址：（610059）四川省成都市成華區(qū)二仙橋東三路1號成都理工大學沉積地質研究院。E-mail：wuyanyan_111@163.com。