馬 瑤，朱云龍，侯煜菲，郭懿萱，李文厚

(1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院/陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710065； 2.中國石油長(zhǎng)慶油田公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018； 3.大陸動(dòng)力學(xué)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室/西北大學(xué)地質(zhì)學(xué)系，陜西西安 710069)

“十二五”期間，我國油氣勘探成果顯著，形成了8個(gè)石油規(guī)模儲(chǔ)量區(qū)，總探明地質(zhì)儲(chǔ)量24.3×108t，鄂爾多斯盆地占據(jù)4個(gè)億噸級(jí)整裝規(guī)模儲(chǔ)量區(qū)[1-2]。陜北地區(qū)作為4個(gè)億噸級(jí)儲(chǔ)量區(qū)之一，位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡構(gòu)造單元的中部(圖1)，地層起伏平緩，僅在局部區(qū)域發(fā)現(xiàn)小型鼻狀構(gòu)造。近幾年，隨著鉆探程度提高，該區(qū)石油勘探不再局限于長(zhǎng)4+5、長(zhǎng)6等層系，而在多個(gè)區(qū)塊的長(zhǎng)9、長(zhǎng)10等延長(zhǎng)組深部層系勘探領(lǐng)域獲得成功[3-4]。本文將以陜北地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組為例，對(duì)長(zhǎng)9油藏進(jìn)行整體剖析，深入分析陜北地區(qū)深部油氣成藏特征及其富集規(guī)律，為下一步的有效開發(fā)提供一定借鑒。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃及研究區(qū)位置Fig.1 The tectonic units of Ordos basin and location of the study area

1 油藏特征

1.1 沉積相特征

陜北地區(qū)長(zhǎng)9油層組自下而上發(fā)育長(zhǎng)92和長(zhǎng)91兩段。前人研究認(rèn)為陜北地區(qū)長(zhǎng)9沉積期主要發(fā)育曲流河三角洲—濱淺湖沉積體系[5-6]。前期通過野外露頭、鉆井取心、地化分析以及測(cè)井資料，對(duì)該區(qū)沉積微相進(jìn)行詳細(xì)刻畫，得知長(zhǎng)9沉積期該區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣和淺湖沉積亞相，三角洲前緣亞相以水下分流河道、分流間灣和席狀砂沉積微相為主[7]。由于長(zhǎng)91段發(fā)生了鄂爾多斯盆地整個(gè)延長(zhǎng)組沉積階段的首次湖侵活動(dòng)，導(dǎo)致研究區(qū)范圍內(nèi)淺湖區(qū)面積擴(kuò)大、水體加深。

1.2 烴源巖特征

延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段所發(fā)育的烴源巖是鄂爾多斯盆地中生界的主要生油層，大量的研究證明了長(zhǎng)7烴源巖的生烴能力和分布范圍，盆地內(nèi)約10×104km2的范圍可受長(zhǎng)7烴源巖的影響，熱演化程度已達(dá)到大量排烴的生油高峰階段[8-14]。前人分析認(rèn)為長(zhǎng)9烴源巖是鄂爾多斯盆地中生界的次要生油層，分布范圍相對(duì)長(zhǎng)7而言較為局限，主要分布在志丹、富縣、黃龍等地區(qū)，烴源巖厚度大于8 m的烴源巖面積約1×104km2[15-16]。作者等對(duì)研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)9頂部所發(fā)育的黑色泥頁巖的厚度進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長(zhǎng)9頂部黑色泥頁巖主要分布在研究區(qū)東南部的吳起—志丹—安塞一帶，并在志丹東南部丹48井一帶發(fā)育厚度最大，可達(dá)20 m(圖2)。而研究區(qū)整體處于長(zhǎng)7烴源巖展布控制范圍之內(nèi)，長(zhǎng)7優(yōu)質(zhì)烴源巖主要發(fā)育在研究區(qū)西南地區(qū)，向志丹至安塞方向厚度減薄。

為查清研究區(qū)內(nèi)兩套烴源巖對(duì)研究區(qū)油藏的控制情況，本次研究利用長(zhǎng)9黑色泥頁巖與長(zhǎng)7油頁巖對(duì)生物標(biāo)志化合物17(H)-C30重排藿烷(C30*)的差異進(jìn)行對(duì)比。首先選取研究區(qū)丹48井中原油的生物標(biāo)志化合物進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)9黑色泥頁巖以重排藿烷C30*豐富、C30藿烷豐度較低和重排甾烷豐度較高為特征，而長(zhǎng)7油頁巖則顯示出重排藿烷C30*豐度低、C30藿烷豐度高、重排甾烷豐度低的特征。其次對(duì)研究區(qū)東南部丹49井所獲長(zhǎng)9原油與研究區(qū)西部吳起一帶所獲長(zhǎng)9原油的生物標(biāo)志化合物進(jìn)行對(duì)比，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)東南部長(zhǎng)9原油顯示出重排藿烷C30*異常高的特點(diǎn)，與長(zhǎng)9黑色泥頁巖表現(xiàn)出很好的相似性；而研究區(qū)西部長(zhǎng)9原油具有高C30藿烷的特征，這與長(zhǎng)7烴源巖的特征一致。分析認(rèn)為：長(zhǎng)9頂部發(fā)育的黑色泥頁巖可以作為烴源巖為長(zhǎng)9油藏提供油源，供源范圍受發(fā)育面積的控制，主要為研究區(qū)東南部長(zhǎng)9油藏提供油源供給，而研究區(qū)其他地區(qū)的油源主要為長(zhǎng)7烴源巖。

圖2 陜北地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)9烴源巖厚度Fig.2 Source rock thickness of Chang-9 oil reservoir in Yanchang formation, northern Shaanxi area

1.3 儲(chǔ)層特征

陜北地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層主要為三角洲前緣水下分流河道砂體，受物源和沉積相帶展布的影響，儲(chǔ)層砂體發(fā)育特征具有明顯的分區(qū)性。研究區(qū)西北部安邊一帶砂體厚度大，可達(dá)15～40 m，砂體粒度粗，粒級(jí)以中—細(xì)粒為主，發(fā)育少量粗砂；受東北部物源的影響，研究區(qū)主體范圍內(nèi)的儲(chǔ)層砂體厚度為5～20 m，砂體粒度細(xì)，以細(xì)粒為主。而遠(yuǎn)離物源區(qū)的研究區(qū)西南部吳倉堡—樓坊坪—紙坊一帶砂體厚度較薄，多小于10 m，儲(chǔ)層發(fā)育規(guī)模較小。

據(jù)鑄體薄片、掃描電鏡觀察，陜北地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層主要發(fā)育巖屑長(zhǎng)石砂巖，少量長(zhǎng)石巖屑砂巖及長(zhǎng)石砂巖。填隙物以黏土礦物和碳酸鹽膠結(jié)物為主，主要包括綠泥石、伊利石、濁沸石、鐵方解石等，其中綠泥石大量發(fā)育，經(jīng)成巖作用及成巖相研究認(rèn)為，長(zhǎng)9儲(chǔ)層中大量發(fā)育的薄膜狀綠泥石為該區(qū)孔隙的發(fā)育和保存起到建設(shè)性作用?？紫额愋椭饕獮榱ｉg孔(2.1%)和長(zhǎng)石溶孔(1.2%)，以及少量的微裂隙(0.3%)和巖屑溶孔(0.3%)。溶蝕作用形成的長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔也為該區(qū)孔隙的發(fā)育和保存起到貢獻(xiàn)作用。長(zhǎng)9物性總體具有低孔、低滲特點(diǎn)(表1)，長(zhǎng)91、長(zhǎng)92平均孔隙度分別為9.25%、8.74%，平均滲透率分別為2.86 mD、0.60 mD，表現(xiàn)為長(zhǎng)92物性略差。

表1 陜北地區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of physical properties of Chang-9 reservoir in northern Shaanxi area

1.4 疏導(dǎo)體系特征

油氣運(yùn)移受疏導(dǎo)體系的制約和影響，常見的疏導(dǎo)體系類型包括斷層、不整合、裂縫以及相對(duì)高滲砂體[17]。陜北地區(qū)延長(zhǎng)組構(gòu)造穩(wěn)定，不發(fā)育大型斷裂和不整合，主要的疏導(dǎo)體系有裂縫和相對(duì)高滲砂體兩類[18-19]。

1.4.1 裂縫輸導(dǎo)條件

巖心觀察發(fā)現(xiàn)，陜北地區(qū)長(zhǎng)9段內(nèi)存在高角度裂縫和垂直裂縫，屬于被充填的N-S向張裂縫(圖3)。這與盆地內(nèi)印支期N-S向最大主壓應(yīng)力方向一致[20]，說明該期裂縫主要形成于印支期。根據(jù)前人對(duì)延長(zhǎng)組成藏期次的研究，已知三疊系油氣運(yùn)聚主要發(fā)生在晚侏羅—早白堊[21]，說明裂縫形成于油氣運(yùn)聚期之前，可以提供運(yùn)移通道。研究區(qū)長(zhǎng)9儲(chǔ)層整體物性較差，裂縫輸導(dǎo)通道對(duì)長(zhǎng)9石油運(yùn)聚的影響較大。

圖3 陜北地區(qū)長(zhǎng)9段巖心觀察裂縫特征Fig.3 Fracture characteristics of the core section of Chang-9 member in northern Shaanxi areaa.化114井，長(zhǎng)91，1 475.85 m，強(qiáng)烈充填的N-S向張裂縫；b.新283井，長(zhǎng)92，2 255.7 m，弱充填高角度裂縫。

1.4.2 相對(duì)高滲砂體

相對(duì)高滲砂體的物性相對(duì)較好，既可以為油氣聚集提供空間，成為儲(chǔ)層，又可以成為油氣運(yùn)移的通道。二者之間的差異在于是否存在封堵條件。相對(duì)高滲砂體不同于斷層等其他輸導(dǎo)通道，其具有相對(duì)均一性。因此，相對(duì)高滲砂體的物性特征決定了它在油氣輸導(dǎo)和儲(chǔ)集方面的能力。

通過對(duì)陜北地區(qū)長(zhǎng)9油層組的沉積相及物性分析，得知研究區(qū)相對(duì)高滲砂體主要發(fā)育于西北部安邊一帶。該區(qū)砂體縱向上疊置發(fā)育，砂體厚度大，發(fā)育中—細(xì)粒砂巖，粒間孔較為發(fā)育，孔隙度可達(dá)10%以上，滲透率整體大于1 mD，局部可高達(dá)10.63 mD(圖4)。在研究區(qū)整體低孔低滲的背景下，該區(qū)發(fā)育相對(duì)高滲砂體。根據(jù)烴源巖分布特征可知，該區(qū)位于研究區(qū)西北部，長(zhǎng)9頂部李家畔泥頁巖段在此處幾乎不發(fā)育，主力烴源巖為長(zhǎng)7優(yōu)質(zhì)烴源巖，該區(qū)長(zhǎng)9頂部缺乏油氣封堵層，長(zhǎng)7形成的油氣可以通過相對(duì)高滲砂體在長(zhǎng)9儲(chǔ)層間運(yùn)移并儲(chǔ)集。

2 主要油藏類型

通過成藏要素分析可知，研究區(qū)沉積環(huán)境、儲(chǔ)層特征以及烴源巖的分布情況都具有分區(qū)性，因此研究區(qū)的油藏在不同區(qū)域的類型不同。根據(jù)不同的成藏要素配置關(guān)系，可以將研究區(qū)長(zhǎng)9油藏分為兩大類，分別為構(gòu)造—巖性油藏和巖性油藏。分別選取研究區(qū)西北部、西部以及東南部的油藏剖面進(jìn)行剖析，分析其油藏類型。

2.1 西北部長(zhǎng)9油藏特征

研究區(qū)西北部安邊一帶長(zhǎng)9烴源巖不發(fā)育，油源供給主要為長(zhǎng)7烴源巖。該區(qū)長(zhǎng)9段主要發(fā)育中—細(xì)砂巖、粉砂巖及泥巖。儲(chǔ)層砂體厚度大且連通性較好，物性好，砂巖上傾方向?yàn)閹r性遮擋，局部發(fā)育小型鼻隆，縱向油水分異較明顯，油藏受巖性和構(gòu)造共同控制，發(fā)育構(gòu)造—巖性油藏(圖5)。

圖4 研究區(qū)西北部安邊地區(qū)安129—安27井長(zhǎng)9砂體對(duì)比剖面Fig.4 Comparative section of Chang-9 sand body of well An 129-An 27 in Anbian area, northwest of the study area

圖5 陜北地區(qū)西北部安64—安119井長(zhǎng)91油藏剖面Fig.5 Contrast section of Chang-91 reservoir of well An 64-An 119 in northwestern part of northwestern Shaanxi area

2.2 西南部長(zhǎng)9油藏特征

研究區(qū)西南部吳起—薛岔一帶長(zhǎng)7、長(zhǎng)9烴源巖疊合發(fā)育，長(zhǎng)9烴源巖主體厚度為4～12 m。該區(qū)靠近長(zhǎng)9期淺湖區(qū)范圍，砂體向淺湖區(qū)，縱向發(fā)育厚度相對(duì)減薄，巖性尖滅發(fā)育，局部砂體連通較好。儲(chǔ)層滲透率較低，平均為0.52 mD。主要受巖性控制，為巖性油藏(圖6)。

圖6 陜北地區(qū)西南部吳408—谷105井長(zhǎng)91油藏剖面Fig.6 Contrast section of Chang-91 reservoir of well Wu 408-Gu 105 in southwestern part of northwestern Shaanxi area

2.3 東南部長(zhǎng)9油藏特征

研究區(qū)東南部志丹—高橋一帶長(zhǎng)9烴源巖發(fā)育，黑色泥頁巖厚度可達(dá)20 m。水下分流河道儲(chǔ)集砂體多期疊置發(fā)育，儲(chǔ)層滲透率較低。淺湖、分流間灣沉積的粉砂巖、泥巖對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行封堵，形成巖性尖滅，發(fā)育巖性油藏(圖7)。

圖7 陜北地區(qū)丹104—丹110井長(zhǎng)91油藏剖面Fig.7 Contrast section of Chang-91 reservoir of well Dan 104-Dan 110 in northwestern Shaanxi area

3 長(zhǎng)9成藏模式

分析認(rèn)為，陜北地區(qū)長(zhǎng)9油藏存在長(zhǎng)7和長(zhǎng)9兩套烴源巖供給，長(zhǎng)7烴源巖為研究區(qū)主力烴源巖，長(zhǎng)9烴源巖僅為研究區(qū)東南部提供油源供給。早白堊世末期長(zhǎng)7、長(zhǎng)9烴源巖達(dá)到生烴高峰，生成大量油氣，并通過裂縫和相對(duì)高滲砂體等疏導(dǎo)體系向長(zhǎng)9儲(chǔ)層運(yùn)移，最終在有利圈閉中保存下來。根據(jù)成藏過程中油氣運(yùn)聚規(guī)律的不同，將長(zhǎng)9油藏成藏模式總結(jié)為3類：①烴源巖層與儲(chǔ)層直接接觸成藏；②烴源巖通過相對(duì)高滲砂體疏導(dǎo)體系向儲(chǔ)層供源成藏；③烴源巖通過裂縫疏導(dǎo)體系向儲(chǔ)層供源成藏。從提供原油的烴源巖和儲(chǔ)層組合關(guān)系的角度分析，可將陜北地區(qū)長(zhǎng)9油藏成藏模式歸結(jié)為兩種：上生下儲(chǔ)式和自生自儲(chǔ)式(圖8)，這兩類成藏模式很好地揭示了延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油層組的油氣成藏規(guī)律。

圖8 陜北地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)9油藏成藏模式Fig.8 Hydrocarbon accumulation models of Chang-9 reservoir in Yanchang formation, northern Shaanxi area

4 結(jié)論

(1)從沉積、烴源巖、儲(chǔ)層以及疏導(dǎo)體系等角度出發(fā)，對(duì)陜北地區(qū)長(zhǎng)9油藏的成藏特征進(jìn)行分析，認(rèn)為長(zhǎng)9沉積期研究區(qū)主要發(fā)育三角洲前緣和淺湖亞相；長(zhǎng)9頂部所發(fā)育的黑色泥頁巖為研究區(qū)東南部的長(zhǎng)9油藏提供油源供給，其余地區(qū)主要為長(zhǎng)7烴源巖供源；三角洲前緣水下分流河道砂體構(gòu)成了長(zhǎng)9油藏的主要儲(chǔ)層，長(zhǎng)9整體為低孔、低滲儲(chǔ)層；形成于印支期的裂縫和局部高滲砂帶構(gòu)成了長(zhǎng)9油藏的油氣疏導(dǎo)體系。

(2)對(duì)研究區(qū)西北部、西部以及東南部的油藏剖面進(jìn)行剖析，認(rèn)為研究區(qū)長(zhǎng)9油藏分為兩大類，分別為構(gòu)造—巖性油藏和巖性油藏。

(3)根據(jù)運(yùn)聚規(guī)律特征，將長(zhǎng)9油藏分為3種成藏類型：①儲(chǔ)層與烴源巖直接接觸成藏；②油氣通過疊置相對(duì)高滲砂體運(yùn)聚成藏；③油氣通過裂縫疏導(dǎo)體運(yùn)聚成藏。從提供原油的烴源巖和儲(chǔ)層組合關(guān)系的角度分析，將陜北地區(qū)長(zhǎng)9油藏成藏模式歸結(jié)為兩種：上生下儲(chǔ)式和自生自儲(chǔ)式。