梁正中，許紅濤

(1.榆林學(xué)院化學(xué)與化工學(xué)院，陜西 榆林 719000；2.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，西安 710065)

0 引言

基于低滲透致密油藏潛在的巨大資源量，國內(nèi)外均將其作為石油地質(zhì)領(lǐng)域研究的重點(diǎn)。許多學(xué)者從油氣藏形成的宏觀控制因素和基本成藏條件等方面，研究構(gòu)造演化、沉積儲層、源儲配置及動(dòng)力來源等對致密油氣藏形成的控制作用，探討了不同盆地致密油的成藏特征與成藏機(jī)理[1-3]。我國致密油資源豐富，分布范圍廣闊，其中以鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組的致密油最為典型[4-7]。鄂爾多斯盆地目前開發(fā)的致密油資源主體位于盆地中部環(huán)縣-慶陽范圍內(nèi)，縱向上位于延長組中下部。而盆地西緣地區(qū)斷裂發(fā)育，經(jīng)歷了較為復(fù)雜的構(gòu)造演化，烴源巖品質(zhì)、砂層含油性、油藏分布和成藏特征與盆地內(nèi)部主體相比存在較大差異。有關(guān)西緣長8段油藏的研究十分薄弱，成藏條件相對復(fù)雜，形成控制因素尚不清楚。

針對利用包裹體研究油氣的運(yùn)移和成藏作用，澳大利亞CSIRO石油資源部流體歷史分析技術(shù)中心建立了古油柱探測技術(shù)，其中有表征油氣包裹體顆粒豐度的含油氣包裹體豐度指數(shù)GOI和顆粒熒光定量QGF等參數(shù)。定量顆粒熒光技術(shù)(quantitative grain fluorescence (QGF)和QGF on extract (QGF-E)通過檢測儲層巖石顆粒(QGF)及其二氯甲烷抽提物(QGF-E)的熒光響應(yīng)，可有效識別顆粒含油氣豐度與性質(zhì)。目前，有關(guān)檢測分析技術(shù)在儲層含油氣性、古油層識別進(jìn)而解釋復(fù)雜的油氣充注過程等方面取得了大量成果[8-10]。因此，本次基于流體包裹體分析、含油包裹體豐度統(tǒng)計(jì)和定量顆粒熒光技術(shù)(QGF和QGF-E)，以鄂爾多斯盆地西緣長8段為研究對象，針對充注控制因素關(guān)鍵問題開展相應(yīng)研究，分析對比盆內(nèi)外成藏差異性，為該區(qū)油藏勘探提供參考。

1 區(qū)域石油地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是中國陸地上重要的含油氣沉積盆地，位于陜、甘、寧、蒙和晉5省交界部位。根據(jù)盆地現(xiàn)今構(gòu)造特征，一般將其劃分為6個(gè)一級構(gòu)造單元，分別為伊盟隆起、伊陜斜坡、渭北隆起、晉西撓褶帶、天環(huán)坳陷和西緣沖斷帶。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生成和儲集空間。三疊系延長組為其主要含油層位。前人根據(jù)沉積旋回特征，將延長組自上而下劃分為長1—長10共10個(gè)油層組。由長10至長1，湖盆經(jīng)歷了一個(gè)形成、擴(kuò)張、發(fā)展至消亡的沉積演化過程。長7油層組時(shí)期湖盆分布范圍最廣，水深達(dá)到最大，盆地處在全盛時(shí)期，廣泛發(fā)育淺湖-半深湖相厚層暗色富有機(jī)質(zhì)泥巖、油頁巖，其沉積厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、類型較好，是盆地中生界最主要的烴源巖[5]。同時(shí)，湖盆內(nèi)河流三角洲和湖泊沉積體系廣泛分布，緊鄰的長6和長8油層組低孔低滲-特低滲致密儲層是主要儲集層，這些有利的生儲組合為形成盆內(nèi)大型油藏奠定了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖1 西緣逆沖斷帶斷裂分布和地理位置Fig.1 Map showing reverse thrust fault distribution in the West margin of Ordos basin and the geographic position

目前油田主力勘探開發(fā)區(qū)主要位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的西南部，在構(gòu)造區(qū)劃上橫跨天環(huán)凹陷與陜北斜坡，構(gòu)造簡單，地層平緩，缺乏背斜、斷層等構(gòu)造圈閉。本次研究的PY地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部天環(huán)南段地區(qū)，橫跨西緣逆沖帶和天環(huán)向斜兩個(gè)構(gòu)造單元。受印支運(yùn)動(dòng)等的影響，西緣逆沖帶斷層發(fā)育，PY研究區(qū)西部受斷層影響尤其顯著；研究區(qū)東部位于天環(huán)坳陷中南段，天環(huán)坳陷構(gòu)造比較穩(wěn)定、斷層并不十分發(fā)育(圖1)。在延長組長3、長8等油層組近年來發(fā)現(xiàn)大量油氣，顯示西緣PY地區(qū)具有良好的勘探前景。前人對鄂爾多斯盆地研究成果表明，中生界長7烴源巖的生烴高峰期主要在早白堊世[11-12]。早白堊世末期，鄂爾多斯盆地整體進(jìn)入抬升剝蝕改造時(shí)期。研究區(qū)地處盆地西緣，在排烴高峰期及以后構(gòu)造活動(dòng)較為強(qiáng)烈，由上初步可知相比盆內(nèi)主體部位構(gòu)造必然會對成藏具有一定的影響和作用。鉆井地質(zhì)資料同樣證實(shí)，本區(qū)中生界油氣藏分布受構(gòu)造控制比較明顯，但對兩者之間動(dòng)態(tài)變化關(guān)系討論很少。

2 樣品采集與實(shí)驗(yàn)分析技術(shù)

本次研究樣品來自PY油田近10口井長8段砂巖儲層，其中包裹體豐度統(tǒng)計(jì)、QGF和QGF-E分析主要選取典型探井22塊巖心樣品。流體包裹體觀測所用儀器顯微鏡為日本產(chǎn)Olympus，另配100倍8 mm長焦工作鏡頭；顯微測溫、測鹽使用的儀器為英國Linkam THMS600G型冷熱臺，分析精度為±0.1 ℃。

油氣從烴源巖中排出后，在運(yùn)移充注、聚集成藏過程中，與其同時(shí)或近于同時(shí)形成的自生礦物中可能捕獲流體包裹體。通過對這些流體包裹體的均一溫度、鹽度、氣液比及成分等進(jìn)行分析，可大致推斷其形成時(shí)的熱力學(xué)條件和所捕獲烴類的地球化學(xué)特征。油氣包裹體豐度是指在顯微鏡下統(tǒng)計(jì)油層砂巖包裹體薄片中含有油氣包裹體的砂巖碎屑顆粒數(shù)占所有統(tǒng)計(jì)顆粒數(shù)的百分比，為油氣包裹體定量統(tǒng)計(jì)分析的一種方法。研究表明，油氣包裹體豐度在不同儲層的油層和水層中存在數(shù)量級的差別，據(jù)Eadington等對多個(gè)油氣田儲層油氣包裹體豐度(GOI)統(tǒng)計(jì)研究發(fā)現(xiàn)，一般油層GOI值大于5%，而運(yùn)移通道GOI值為1%～5%，水層GOI值則小于1%。油氣包裹體豐度指數(shù)(GOI)可用來判斷古油層、油水界面，推測油水界面變化，從側(cè)面表征石油在成藏期充注的程度。利用定量顆粒熒光技術(shù)對區(qū)內(nèi)單井的分析，通常主要采用QGF-Index和QGF-E強(qiáng)度2個(gè)參數(shù)。古油層/油層的QGF-Index值(顆粒熒光指數(shù))通常大于4，QGF光譜在375～475 nm出現(xiàn)峰值；古水層/水層的QGF-Index值通常小于4，QGF光譜比較平緩；從古油層/油層過渡到古水層/水層后，QGF-Index值會突然下降。QGF-E值同樣伴隨有對應(yīng)變化[13]。

本次實(shí)驗(yàn)分析主要是采用由CSIRO石油資源部提供的QGF和QGF-E分析專利技術(shù)。顆粒熒光定量分析(QGF, Quantitative Grain Fluorescence)：將巖樣經(jīng)過輕微研磨，原始樣品為巖芯時(shí)要經(jīng)過適當(dāng)破碎，巖樣含泥量高時(shí)可經(jīng)過適當(dāng)水洗。根據(jù)巖樣的粒徑分布篩選具有代表性粒徑的顆粒作為分析樣品。依次用二氯甲烷、雙氧水及鹽酸對樣品進(jìn)行處理，烘干。最終使巖樣呈顆粒狀態(tài)(通過鏡檢確定)，其主要含有石英和長石。在Varian熒光分光光度計(jì)中測定巖樣的熒光強(qiáng)度。顆粒萃取物熒光定量分析(QGF-E, Quantitative Grain Fluorescence On Extract)：將上一步得到的巖樣用一定體積的二氯甲烷(DCM)抽提，測定抽提液的熒光強(qiáng)度。其中，熒光分析波長300～600 nm，QGF Index顆粒熒光指數(shù)為375～475 nm熒光強(qiáng)度的平均值與300 nm附近熒光強(qiáng)度的比值，QGF Ratio顆粒熒光比值為375～475 nm熒光強(qiáng)度的平均值與350 nm附近的熒光強(qiáng)度的比值，QGF-E Intensity顆粒萃取液熒光強(qiáng)度為顆粒萃取液的最大熒光強(qiáng)度(Extract Max)與用于萃取的顆粒的質(zhì)量的比值，再乘以系數(shù)1.2。

3 結(jié)果與討論

3.1 流體包裹體薄片觀察和GOI統(tǒng)計(jì)

砂巖儲層中流體包裹體保留了許多重要信息，如溫度、壓力、流體成分、古環(huán)境特征等，油氣包裹體分析是研究油氣充注成藏的一種有效手段[9-10]，油包裹體的熒光顏色可作為不同成熟度油氣的直接顯示。

本次研究鏡下觀察，樣品中分布有油氣包裹體、鹽水包裹體、少量氣烴包裹體，部分油氣包裹體發(fā)生后期演化為瀝青質(zhì)包裹體。氣烴包裹體弱黃色熒光或無熒光，透光下灰黑色。瀝青質(zhì)包裹體弱黃色熒光分布不均，透射光下淺黃或灰黑色(圖2)。油氣包裹體零星或群體分布在石英顆粒內(nèi)裂隙中，次生加大邊中包裹體極少。熒光主要為黃黃綠褐黃色，未見藍(lán)色、藍(lán)白色，表明研究區(qū)原油成熟度可能不高。

巖芯觀察顯示油跡、油斑普遍，油浸少見。研究區(qū)整體含油顯示級別和充注飽滿程度均低于湖盆內(nèi)部。與鄰區(qū)相比，長8含油飽和度普遍偏低。分析化驗(yàn)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)也顯示本區(qū)含油氣包裹體豐度和顆粒熒光強(qiáng)度均不大，如木90井GOI值普遍小于5%(表1)，表明其在地質(zhì)歷史時(shí)期的古含油飽和度也不高。

3.2 顆粒熒光定量測試結(jié)果

在對長8砂巖樣品進(jìn)行處理分析后，與未接受過油氣充注的儲層相比，古油層一般具有強(qiáng)QGF熒光響應(yīng)，油層會檢測到較強(qiáng)QGF-E熒光響應(yīng)，而水層通常只具有弱的熒光響應(yīng)。本次開展了對鄂爾多斯盆地西緣地區(qū)3口典型井砂巖樣品開展了顆粒熒光定量測試和對比分析。

位于中北部的木90井：顆粒熒光分析相關(guān)測試值變化規(guī)律較為一致(圖3)。砂巖中石油充注強(qiáng)度自上而下呈逐漸降低趨勢；顯示油藏聚集環(huán)境穩(wěn)定，構(gòu)造破壞影響較小。

西南部孟20井：測量數(shù)據(jù)較少，但可發(fā)現(xiàn)QGF Index值和QGF-E強(qiáng)度值兩者變化不一致；表明后期油藏可能發(fā)生下述調(diào)整或者破壞。

與孟20井相鄰的演180井：熒光定量分析參數(shù)兩者關(guān)系不匹配，下部樣品具有較高QGF Index和GOI值，而對應(yīng)較低的QGF-E熒光響應(yīng)(圖4)，表明早期油氣充注規(guī)模較大，之后可能由于構(gòu)造破壞發(fā)生烴類逸散。目前附近的下部水層/含油水層曾經(jīng)也是油層，相當(dāng)于古油層。

圖2 鄂爾多斯盆地長8油層組流體包裹體顯微照片F(xiàn)ig.2 Microscopic photo of fluid inclusions from reservoirs in Member Chang 8a.虎11井2815.13 m，熒光，油氣包裹體；b.與圖2a為同一視域，透射光；c.木165井2607 m，熒光，油氣包裹體；d.與圖2c為同一視域，透射光

表1 包裹體GOI及定量熒光分析Table 1 G01 of inclusion and quantitative fluorescence analysis

圖3 木90井顆粒熒光分析參數(shù)Fig.3 QGF index and QGF-E intensity depth profile for well Mu 90

圖4 演180井顆粒熒光分析參數(shù)Fig.4 QGF index and QGF-E intensity depth profile for well Y180

3.3 現(xiàn)今流體特征分析

在上述樣品實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)上，通過收集油田相關(guān)流體測試數(shù)據(jù)，分析發(fā)現(xiàn)該區(qū)地層水等特征表現(xiàn)出與盆內(nèi)主體部位的顯著差別。中北部地區(qū)礦化度較高，封閉條件較好；西南部孟16井區(qū)總礦化度僅為6.7 g/L，鄰近孟19井油質(zhì)較重(圖5)。這反映西南緣斷層附近原油黏度和密度高于研究區(qū)周邊區(qū)域，地層水礦化度低值區(qū)與重質(zhì)油分布區(qū)較為吻合。同時(shí)，對樣品中流體包裹體的均一溫度、鹽度等進(jìn)行統(tǒng)計(jì)對比，可見西緣逆沖斷褶帶油氣包裹體均一溫度與鹽度沒有相關(guān)性，表明本區(qū)流體包裹體原始封閉體系受到過影響或者破壞，其間有其它外來流體的交換。

圖5 西緣地區(qū)典型探井流體性質(zhì)Fig.5 Fluid characteristics of typical wells in the West margin

圖6 長7湖相泥頁巖層成熟度分布圖Fig.6 Maturity of lacudtrine shale in Member Chang 7

3.4 分析討論

(1)生烴成藏條件

在鄂爾多斯盆地近源成藏的背景下，有效烴源巖的大面積分布是低滲致密油藏形成的關(guān)鍵。湖盆鼎盛期廣覆式烴源巖分布是大規(guī)模致密油形成的基礎(chǔ)。致密油與烴源巖互層共生或緊鄰烴源巖發(fā)育的特征說明，烴源巖對致密油的重要性較常規(guī)油藏更為突出。綜合鄰區(qū)的油源分析結(jié)果認(rèn)為，鄂爾多斯盆地延長組長7、長9優(yōu)質(zhì)烴源巖均可能成為盆地長8油藏的有效烴源巖[4]。但長9烴源巖分布范圍有限，所以就本地區(qū)而言，長7發(fā)育的一套低熟泥頁巖是主要的供烴源巖，即長8原油來自長7段烴源巖，油氣以晚期成藏為主。前人結(jié)合儲層、輸導(dǎo)等成藏條件分析認(rèn)為，長8段低滲致密儲層的油氣充注過程可劃分為過充注、正常充注、欠充注模式等三類[14]。本次油氣包裹體實(shí)驗(yàn)分析得出西緣地區(qū)原油成熟度和古含油飽和度均較低，應(yīng)屬于欠充注模式，根本原因在于遠(yuǎn)離盆地內(nèi)部生烴中心。無論從烴源巖厚度、有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)類型和熱演化程度來看(圖6)，西緣地區(qū)油源相較盆內(nèi)主力區(qū)塊油田均明顯要差，由此整體成藏條件相對不利。

(2)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)過喜山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)發(fā)生褶皺和沖斷作用而改造定型。由于構(gòu)造位置的特殊性及演化的差異性，前已述及造成西緣生烴成藏條件和過程與盆內(nèi)油田多有不同。雖然后期構(gòu)造轉(zhuǎn)變一般伴隨著早期形成油氣藏的調(diào)整甚至破壞，自三疊紀(jì)以來存在的4次構(gòu)造抬升對盆內(nèi)主體如隴東地區(qū)油氣藏的形成與保存影響甚微[15-18]。但有證據(jù)表明，西緣逆沖斷褶帶早期聚集油氣層在晚期地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)期間發(fā)生過明顯的開啟，使早期油氣藏發(fā)生破壞，甚至有觀點(diǎn)認(rèn)為鄂爾多斯盆地油氣成藏作用主要受控于喜山構(gòu)造運(yùn)動(dòng)。本次主要從包裹體流體記錄、顆粒熒光定量分析并結(jié)合現(xiàn)今流體特征來分析緣區(qū)內(nèi)油藏破壞改造情況。研究區(qū)探井樣品QGF Index和GOI值均較高，對應(yīng)QGF-E值較低，顯示含油氣包裹體較多，說明曾有一定規(guī)模的充注，而儲層現(xiàn)今殘留的油氣少。這種油水界面的變化就體現(xiàn)了構(gòu)造調(diào)整的作用。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，西緣地區(qū)強(qiáng)烈抬升，區(qū)內(nèi)斷層極可能具備開啟地質(zhì)條件。特別是喜山期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對西緣逆沖斷帶油藏調(diào)整影響較大，造成早期聚集油藏的輕烴組分通過斷層散失至鄰近較高部位圈閉形成氣藏，剩余組分重新聚集成低飽和度重質(zhì)油藏[13,19]。目前長8下部的水層曾經(jīng)也是油層即相當(dāng)于古油層，而現(xiàn)在的油層相當(dāng)于殘余油藏，表現(xiàn)為油氣充注程度向下降低，同時(shí)流體性質(zhì)差異較大。

4 結(jié)語

(1)鄂爾多斯盆地西緣地區(qū)與盆地內(nèi)部相比斷裂發(fā)育、構(gòu)造作用強(qiáng)，流體性質(zhì)與油氣充注規(guī)模、成藏特征存在較大差異。

(2)油氣包裹體觀察、包裹體GOI及定量熒光分析結(jié)果說明該地原油成熟度不高，研究區(qū)整體含油顯示級別和含油飽和度均低于湖盆內(nèi)部，其根本原因在于遠(yuǎn)離盆地生烴中心，西緣生烴成藏條件不利。

(3)區(qū)內(nèi)測試樣品QGF Index值和QGF-E強(qiáng)度值兩者變化不一致，表明早期油氣存在一定充注規(guī)模，后期油藏可能發(fā)生構(gòu)造調(diào)整或者破壞造成了烴類泄漏，降低了區(qū)域含油性，使得西緣斷裂發(fā)育區(qū)油水分布進(jìn)一步復(fù)雜化。