邢藍(lán)田，徐 麗，趙 陽，王 鑫，周丹妮

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.蘭州大學(xué)，甘肅 蘭州 730000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020；4.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

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鄂爾多斯盆地林鎮(zhèn)地區(qū)延安組油氣成藏規(guī)律

邢藍(lán)田1，2，徐 麗3，趙 陽1，王 鑫3，周丹妮4

(1.甘肅省油氣資源研究重點實驗室/中國科學(xué)院油氣資源研究重點實驗室，甘肅 蘭州 730000；2.蘭州大學(xué)，甘肅 蘭州 730000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020；4.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

運用儲層地球化學(xué)手段，分析林鎮(zhèn)地區(qū)延安組中新發(fā)現(xiàn)的多個高效油藏的油氣來源、運移路徑與動力，同時系統(tǒng)研究了儲層、蓋層和圈閉等成藏條件，并探討了油藏的成藏機制。結(jié)果表明：林鎮(zhèn)地區(qū)延安組油藏原油主要來源于其下伏的延長組長7烴源巖。油氣在高剩余壓力推動下由長7烴源巖向上驅(qū)動至長6、長4+5段中，而后在浮力的推動下，以深切河谷做為運移通道，油氣繼續(xù)向上運移到延安組延10段至延9段中，進(jìn)入延安組河道砂體，沿儲層砂體發(fā)育且砂體連通性較好的河道砂體橫向運移進(jìn)入林鎮(zhèn)地區(qū)構(gòu)造或構(gòu)造-巖性圈閉中成藏。研究結(jié)果對完善河流相油藏成藏理論和指導(dǎo)油氣進(jìn)一步勘探具有指導(dǎo)意義。

成藏條件；形成機制；延安組油藏；河流相油藏；林鎮(zhèn)地區(qū)；鄂爾多斯盆地

1 油氣運移特征

1.1 油氣來源

通過對林鎮(zhèn)地區(qū)延安組延9層位原油樣品進(jìn)行地球化學(xué)分析認(rèn)為，原油具有相似的地球化學(xué)特征，表明原油來自同一或者相似烴源巖。原油中正構(gòu)烷烴的碳數(shù)分布為C12～C38，為雙峰型，樣品的C21-與C22+比值為0.98～1.51，說明原油為混合母質(zhì)；姥鮫烷比值為0.84～1.15，含有微量伽馬蠟烷和升霍烷，反映了原油形成于弱還原條件和淡水環(huán)境；正構(gòu)烷烴熱演化指數(shù)為1.0～1.1，規(guī)則甾烷成熟度參數(shù)(甾烷C29ββ/αα+ββ)比值均接近反應(yīng)平衡值0.6[1]，說明原油均為成熟油且成熟度較高。

為了確定林鎮(zhèn)地區(qū)原油來源，系統(tǒng)分析了延安組和延長組潛在烴源巖的地球化學(xué)特征，并與研究區(qū)原油進(jìn)行了對比。研究表明：延安組烴源巖總體表現(xiàn)出成熟度較低，為弱氧化環(huán)境下形成的烴源巖，成烴母質(zhì)以陸源物質(zhì)為主[2-5]，這與林鎮(zhèn)地區(qū)原油存在較大的差異，說明研究區(qū)原油不可能來自延安組烴源巖。圖1為林鎮(zhèn)地區(qū)油源對比情況。由圖1可知，林鎮(zhèn)地區(qū)原油與長7烴源巖分布在同一區(qū)域，反映他們來自一個類似的生物源。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，林鎮(zhèn)地區(qū)原油與長7烴源巖從母質(zhì)來源，成烴環(huán)境及成熟度相似，均具有混源母質(zhì)特征，母質(zhì)以水生生物為主，陸源物質(zhì)大量輸入，形成于弱還原淡水環(huán)境，成熟度較高，該地球化學(xué)特征說明林鎮(zhèn)地區(qū)原油主要來自長7烴源巖。

圖1 林鎮(zhèn)地區(qū)油源對比

林鎮(zhèn)地區(qū)位于湖盆中部，該地區(qū)為長7泥巖主要分布區(qū)域，泥巖厚度大于40 m。該套烴源巖總有機碳值為0.65%～9.51%，平均為4.50%；生烴潛量值為7.3～20.6 mg/g，平均為13.9 mg/g；氫指數(shù)為166.0～213.0 mg/g，平均為189.5 mg/g；長7泥巖氯仿瀝青“A”含量為0.27%～1.08%，平均為0.53%；因此，根據(jù)泥巖烴源巖評價標(biāo)準(zhǔn)[4]，林鎮(zhèn)地區(qū)延長組長7烴源巖為一套優(yōu)質(zhì)的烴源巖，從而為林鎮(zhèn)地區(qū)油藏提供了充足油源。

1.2 運移路徑

原油中的含氮化合物在運移過程中具有選擇性吸附和解析作用，運移效應(yīng)明顯，運移距離越遠(yuǎn)，原油含氮化合物中屏蔽化程度高的異構(gòu)體會相對富集[6-7]，因而含氮化合物可有效指示油氣運移的方向。林鎮(zhèn)地區(qū)原油含氮化合物分析發(fā)現(xiàn)原油存在縱向和橫向的運移?？v向上，從長7油層組向上經(jīng)長3油層組，再到延9油層組，原油含氮化合物屏蔽化程度高的異構(gòu)體增大(圖2)，反映出原油運移方向是從長7油層組向延9油層組運移，含氮化合物數(shù)據(jù)進(jìn)一步證實了林鎮(zhèn)地區(qū)原油來自長7烴源巖；橫向上，延9層內(nèi)從西向東原油含氮化合物屏蔽化程度高的異構(gòu)體相對富集，顯示出延9層內(nèi)原油主要以橫向運移為主。綜合地質(zhì)概況研究認(rèn)為，林鎮(zhèn)地區(qū)原油運移路徑可能從延長組烴源巖首先通過運移通道進(jìn)入延安組儲層，充注點位于林鎮(zhèn)地區(qū)西部，在延安組層內(nèi)向西進(jìn)行側(cè)向運移到達(dá)林鎮(zhèn)地區(qū)之后成藏。對于林鎮(zhèn)地區(qū)西側(cè)油氣向上運移的通道，推測可能與三疊系末期的深切河道有關(guān)，由于深切河道對其下伏地層的剝蝕較強，因此，可用剝蝕厚度間接確定河道位置。利用聲波時差法，對三疊系末期鄂爾多斯盆地的剝蝕厚度進(jìn)行了恢復(fù)(圖3)，由圖3可知，林鎮(zhèn)地區(qū)雖為剝蝕高地，但其西側(cè)為甘陜古河道強烈剝蝕區(qū)，延長組地層剝蝕嚴(yán)重，延安組地層直接覆蓋于延長組長2地層之上?？梢?，林鎮(zhèn)地區(qū)延安組油氣縱向運移通道受到深切河谷控制，油氣在進(jìn)入延安組河道砂體之后，可沿連通的多分支河道進(jìn)行橫向運移，油氣橫向運移有效拓展了延安組油藏的分布范圍，成為林鎮(zhèn)地區(qū)成藏的關(guān)鍵。

圖2 林鎮(zhèn)地區(qū)不同層位原油中咔唑類化合物異構(gòu)體比值分布

1.3 運移動力

鄂爾多斯盆地油氣運移的驅(qū)動力主要包括浮力、構(gòu)造應(yīng)力和異常流體壓力。林鎮(zhèn)地區(qū)位于盆地中部，構(gòu)造相對穩(wěn)定，構(gòu)造應(yīng)力對油氣運移的影響較弱。因此，林鎮(zhèn)地區(qū)油氣運移動力可能為浮力與異常流體壓力。研究表明，延長組中下部(長4+5及以下地層)與延長組上部存在差異，延安組地下水動力系統(tǒng)與油藏邊水、底水也存在差異[8-9]，導(dǎo)致油氣運移主要動力發(fā)生轉(zhuǎn)變。研究區(qū)長3地層至延9地層處于正常水動力場，地下水交替強烈，油藏具有明顯的邊水、底水，說明浮力是石油二次運移的主要動力，在侏羅系古河道及其附近浮力作用最明顯；延長組中下部儲集層致密，油藏基本無邊水、底水，浮力很難克服毛細(xì)管壓力，浮力難以充當(dāng)油氣二次運移的主要動力，主要動力則變?yōu)楫惓Ａ黧w壓力，林鎮(zhèn)地區(qū)長7油層組發(fā)育較為穩(wěn)定的欠壓實帶，長7油層組發(fā)育較為穩(wěn)定的欠壓實帶，長7油層組流體剩余壓力值普遍較高，最高可達(dá)到14 MPa以上，單井流體剩余壓力顯示，長7油層組與其上部各油層組之間存在巨大的過剩壓力差，這是油氣進(jìn)行縱向運移的重要動力基礎(chǔ)。因此，研究認(rèn)為流體剩余壓力將油氣從長7烴源巖中向上驅(qū)動到長6、長4+5段中，在長3段至長1段及延安組延10段至延9段中，油氣運移動力發(fā)生改變，主要通過浮力促使油氣向上運移。同時對林鎮(zhèn)地區(qū)油藏儲層包裹體均一溫度分布特征進(jìn)行了研究，研究區(qū)莊66井延9儲層流體包裹體均一溫度主要分布為120～140 ℃，峰值溫度為130 ℃，其結(jié)果反映油氣經(jīng)歷了一次運移成藏，成藏期主要為早白堊世晚期，這與長7烴源巖最大排烴期相一致。

圖3 鄂爾多斯林鎮(zhèn)地區(qū)三疊系末剝蝕厚度

2 成藏條件

2.1 儲層與蓋層

林鎮(zhèn)地區(qū)主力儲層主要為延安組下部延9、延10儲層，在各層位中均發(fā)現(xiàn)了油藏。儲層砂巖基本以長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，儲層砂巖的成分成熟度普遍較低，結(jié)構(gòu)成熟度中等。研究區(qū)各層位經(jīng)歷的成巖作用差異不大，儲層分布主要受沉積相分布的影響，延安組儲層以河流相砂體為主，在主河道處砂體累計厚度可達(dá)102.00 m以上，而非主河道區(qū)減薄。

受甘陜古河侵蝕作用，研究區(qū)西北地區(qū)長1地層遭受大面積剝蝕，延10地層以不整合直接覆蓋在長2地層之上，延10段為辮狀河道充填砂體，砂體厚度為0.00～137.00 m，孔隙度為12.5%～19.1%，儲層物性好，但分布面積有限，僅在研究區(qū)東北部發(fā)育；延9段繼承了延10段河流沉積體系，砂體厚度為0.42～43.50 m，孔隙度為11.0%～20.0% (表1)。研究區(qū)儲層砂體發(fā)育，儲層物性較好，屬中孔、低滲類型的儲層，尤其在研究區(qū)東北區(qū)域，砂體分布面積大，砂體厚度大，儲層物性較好，該地區(qū)為油藏的主要分布區(qū)域。

表1 林鎮(zhèn)地區(qū)各油層組儲層厚度和物性數(shù)據(jù)

林鎮(zhèn)地區(qū)油藏蓋層主要為延9頂部的煤層和炭質(zhì)泥巖。延9期末，研究地區(qū)為曲流河發(fā)育階段，河漫發(fā)育，沼澤化作用加強，導(dǎo)致煤層發(fā)育，其中延9頂部的煤層最為發(fā)育，煤層厚度普遍在4 m以上。研究區(qū)普遍發(fā)育了厚層煤或炭質(zhì)泥巖層，成為延安組儲集體良好的蓋層。同時由于該蓋層的存在，阻止了油氣向延8以至上部地層的運移，使延8及上部地層不易形成有規(guī)模的油藏。目前已勘探油藏的分布規(guī)律也證實該推斷。

2.2 圈閉

通過典型油藏剖面分析，并結(jié)合沉積相和沉積構(gòu)造的研究，林鎮(zhèn)地區(qū)主要包括構(gòu)造圈閉油藏和構(gòu)造-巖性圈閉油藏。構(gòu)造圈閉油藏主要見于古剝蝕高地的頂部位置，兩側(cè)一般有河流發(fā)育，差異壓實作用和同沉積作用是形成該類構(gòu)造圈閉的基礎(chǔ)，該類圈閉為延安組的主要圈閉。構(gòu)造-巖性圈閉油藏多見于構(gòu)造隆起(同沉積背斜和后期構(gòu)造背斜)的兩翼，該類油藏是延安組重要的成藏圈閉油藏。油藏的分布基本和河道處的位置重合，證明河道心灘砂體是延安組油藏的主要儲集體。延安組油藏成藏總體上主要具有2個要素：一是儲層發(fā)育離不開河道砂體；二是油藏圈閉離不開構(gòu)造作用。

3 富集規(guī)律

根據(jù)研究區(qū)油氣運移特征和林鎮(zhèn)地區(qū)油藏成藏條件可知，林鎮(zhèn)地區(qū)原油來自其下伏的長7烴源巖，該地區(qū)為長7泥巖主要分布區(qū)，泥巖厚度在40 m以上，有機碳含量高，有機質(zhì)類型好，且已成熟，生烴強度大，為林鎮(zhèn)地區(qū)油藏提供了充足油源。林鎮(zhèn)地區(qū)延安組為辮狀河流—曲流河沉積，其河道砂體發(fā)育，為有利的儲集層。蓋層主要為延9頂部區(qū)域性分布的厚層煤層和炭質(zhì)泥巖。流體剩余壓力將油氣從長7烴源巖中向上驅(qū)動至長6、長4+5段中，在長3—長1段及延安組延10—延9段中，油氣運移動力發(fā)生改變，主要通過浮力使油氣向上運移，其運移通道受甘陜古河道及其次級河道切蝕帶控制，油氣進(jìn)入延安組河道砂體，沿聯(lián)通的多分支河道橫向運移。油氣經(jīng)歷了一次運移期和充注期。構(gòu)造圈閉和構(gòu)造-巖性圈閉是主要的圈閉類型，其中小型鼻隆構(gòu)造為研究區(qū)油氣成藏提供了重要的構(gòu)造圈閉(圖4)。

圖4 林鎮(zhèn)地區(qū)延9油藏成藏綜合模式

4 結(jié) 論

(1) 鄂爾多斯盆地林鎮(zhèn)地區(qū)延安組下部油藏屬于古侵蝕高地部位的典型河流相油藏，林鎮(zhèn)地區(qū)延安組油藏的形成具有特殊性。

(2) 林鎮(zhèn)地區(qū)延安組油藏能夠成藏，優(yōu)質(zhì)烴源巖、較高的過剩壓力、儲層砂體發(fā)育且砂體連通性較好、小型鼻隆構(gòu)造和巖性蓋層、甘陜古河道切蝕帶

的運移通道都是其形成必不可少的條件。

(3) 在早白堊紀(jì)末期長7烴源巖達(dá)到成熟，油氣由長7烴源巖大量排出，油氣在高剩余壓力推動下向上驅(qū)動至長6、長4+5段中，然后油氣主要運移動力發(fā)生改變，在浮力的推動下，以甘陜古河道切蝕帶做為運移通道，油氣繼續(xù)向上運移到延安組延10段至延9段中，進(jìn)入延安組河道砂體，沿連通的多分支河道砂體橫向運移進(jìn)入林鎮(zhèn)地區(qū)構(gòu)造或構(gòu)造-巖性圈閉中成藏。

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編輯 王 昱

20150831；改回日期：20151230

國家自然科學(xué)基金“淡水湖泊環(huán)境沉積單體脂類生物標(biāo)志化合物氫同位素組成特征及其成因機制研究”(41272125)

邢藍(lán)田(1985-)，男，工程師，2009年畢業(yè)于長江大學(xué)資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)為蘭州大學(xué)地球化學(xué)專業(yè)在讀博士研究生，從事穩(wěn)定同位素測試技術(shù)研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.02.004

TE122.2

A

1006-6535(2016)02-0014-04