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        鄂爾多斯盆地靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2油藏成藏特征

        2022-11-08 04:28:08孫連爽李艾峰王愛(ài)民艾兵權(quán)白玉彬
        地質(zhì)與資源 2022年5期
        關(guān)鍵詞:靖邊蓋層大路

        孫連爽,李艾峰,王愛(ài)民,艾兵權(quán),張 旭,白玉彬

        1.延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠,陜西 榆林 718500;2.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院,陜西 西安 710065

        鄂爾多斯盆地是我國(guó)油氣資源非常富集的大型含油氣盆地,其中石油主要分布在上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組,其次為下侏羅統(tǒng)延安組.延長(zhǎng)組細(xì)分為10個(gè)油層組長(zhǎng)1—長(zhǎng)10,其中長(zhǎng)2為主力產(chǎn)油層之一,可進(jìn)一步細(xì)分為3個(gè)油層亞組:長(zhǎng)21、長(zhǎng)22和長(zhǎng)23.前人研究表明,長(zhǎng)2時(shí)期主要發(fā)育辮狀河沉積,河道砂壩為主要的儲(chǔ)集體[1-2];油源主要來(lái)自延長(zhǎng)組湖盆中部地區(qū)長(zhǎng)7優(yōu)質(zhì)烴源巖[3-5],由于距離油源相對(duì)較遠(yuǎn),供烴能力有限,故長(zhǎng)2油藏具有低含油飽和度的特征[6];長(zhǎng)2油藏分布和富集主要受控于沉積相帶、鼻狀隆起構(gòu)造、蓋層分布、運(yùn)移通道及側(cè)向遮擋條件的綜合影響和控制[7-10],并以構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏為主.隨著延長(zhǎng)組石油勘探的不斷深入,在延長(zhǎng)組湖盆東部的邊緣地區(qū)發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)7優(yōu)質(zhì)烴源巖,油源對(duì)比揭示長(zhǎng)6原油主要為本地?zé)N源巖貢獻(xiàn)[11-12],長(zhǎng)2原油亦是如此[11].靖邊油田主力勘探區(qū)塊同樣位于延長(zhǎng)組最大湖泛面邊部,長(zhǎng)2油藏為主力產(chǎn)油層之一,但以往對(duì)長(zhǎng)2油藏的油源及成藏特征缺少系統(tǒng)研究.本文以大路溝長(zhǎng)2油藏富集區(qū)為例,根據(jù)最新的地質(zhì)及地球化學(xué)資料,從烴源巖條件、儲(chǔ)層特征、成藏年代及富集規(guī)律等方面,總結(jié)長(zhǎng)2油藏的成藏特征,以期為該區(qū)的石油勘探提供地質(zhì)依據(jù).

        1 烴源巖特征

        1.1 分布特征

        鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組烴源巖包括黑色頁(yè)巖和暗色泥巖兩種類(lèi)型,以黑色頁(yè)巖為主[13].烴源巖在測(cè)井曲線上具有典型的“三高一低”特征[14]:高電阻、高聲波時(shí)差、高伽馬,低電位.因而根據(jù)測(cè)井曲線可識(shí)別烴源巖縱向分布特征,通過(guò)統(tǒng)計(jì)研究區(qū)36口鉆穿長(zhǎng)7油層組測(cè)井資料,識(shí)別出黑色頁(yè)巖厚度最大可達(dá)10.3 m,最小為3.8 m,平均為6.5 m.平面上,自東北至西南烴源巖厚度有逐漸增大的趨勢(shì)(圖1).

        圖1 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)7烴源巖分布及長(zhǎng)2油藏分布圖Fig.1 Distribution map of Chang-7 source rocks and Chang-2 reservoir in Dalugou area of Jingbian Oilfield

        1.2 地球化學(xué)特征

        根據(jù)緊鄰研究區(qū)的JT746井長(zhǎng)7烴源巖地球化學(xué)測(cè)試資料(表1),長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖總有機(jī)碳含量(TOC)為3.06%~6.81%,平均為4.57%;生烴潛量(S1+S2)為11.63×10-3~39.51×10-3,平均為24.53×10-3;氯仿瀝青“A”為0.4034%~1.334%,平均為0.6682%.根據(jù)陸相烴源巖地球化學(xué)評(píng)價(jià)方法(SY/T 5735—1995),長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖達(dá)到最好烴源巖標(biāo)準(zhǔn).

        表1 靖邊油田JT746井長(zhǎng)7烴源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)表Table 1 Geochemical data of Chang-7 source rocks in JT746 well,Jingbian Oilfield

        根據(jù)干酪根鏡下鑒定結(jié)果,腐泥組占有絕對(duì)優(yōu)勢(shì)(79.0%~90.3%),平均為86.0%,其次為鏡質(zhì)組(9.7%~21.0%),平均為14.0%,基本無(wú)殼質(zhì)組和惰質(zhì)組.通過(guò)類(lèi)型指數(shù)的計(jì)算,長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖主要以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根為主(表1),反映其具有很強(qiáng)的生油能力.

        最高熱解峰溫(Tmax)是反映成熟度的有效和可靠指標(biāo),長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖Tmax值分布于448~453℃,已達(dá)到生油高峰演化階段.同時(shí),生物標(biāo)志化合物參數(shù)20RC29αββ/(αββ+ααα)與αααC2920S/(20S+20R)值分別為0.52~0.62和0.60~0.67,相當(dāng)于鏡質(zhì)體反射率0.8%~0.9%,反映長(zhǎng)7烴源巖已達(dá)到大量生油階段(表1).

        因此,綜合烴源巖分布特征、有機(jī)質(zhì)豐度、類(lèi)型和熱演化程度,研究區(qū)長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖.

        2 儲(chǔ)層物性與孔隙結(jié)構(gòu)特征

        2.1 長(zhǎng)2儲(chǔ)層物性特征

        根據(jù)研究區(qū)162塊長(zhǎng)2儲(chǔ)層巖心測(cè)試結(jié)果(圖2),長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙度為3.9%~20.8%,平均為15.3%,中值為15.9%;主要孔隙度分布范圍在12%~18%之間,滲透率最小值0.1×10-3μm2,最大值125.4×10-3μm2;主要滲透率分布范圍在1×10-3~100×10-3μm2之間,平均25.01×10-3μm2,中值為16.82×10-3μm2.綜合評(píng)價(jià)為低孔隙度、低滲透率儲(chǔ)層[15].

        圖2 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙度與滲透率分布圖Fig.2 Porosity and permeability distribution maps of Chang-2 reservoir in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        2.2 長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)特征

        根據(jù)鑄體薄片和掃描電鏡觀察結(jié)果,長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要以殘余粒間孔為主,視面孔率為9.48%,其次為溶蝕孔隙,以長(zhǎng)石和巖屑溶孔為主,總面孔率可達(dá)11.4%(圖3),與儲(chǔ)層物性分析結(jié)果一致.

        圖3 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型圖Fig.3 Pore types of Chang-2 reservoir in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        鑄體薄片孔徑定量統(tǒng)計(jì)和高壓壓汞聯(lián)合分析揭示,長(zhǎng)2儲(chǔ)層平均孔隙直徑30~80 μm,最大孔喉半徑平均值9.62 μm(0.41~15.81 μm),中值喉道半徑0.74 μm(0.06~1.42 μm),平均喉道半徑3.25 μm(0.45~6.54 μm).根據(jù)鄂爾多斯盆地中生界儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)分類(lèi)評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[16],長(zhǎng)2儲(chǔ)層總體以中孔—中細(xì)喉型為主.

        3 油藏特征

        3.1 油藏分布特征及油藏類(lèi)型

        大路溝區(qū)長(zhǎng)2油層埋深約1 350~1 600 m,平均為1 456 m;現(xiàn)今原始地層壓力為11.7 MPa,換算壓力系數(shù)為0.85,顯示出低壓的特征;油層厚度平均為16.5 m(3.4~31.8 m),主要分布在長(zhǎng)22油層亞組的河道砂體中.長(zhǎng)2油層平面連續(xù)性好,順河道砂體展布方向分布,石油的富集主要受鼻狀隆起構(gòu)造、頂部蓋層分布及側(cè)向巖性遮擋條件的共同控制,油藏類(lèi)型為巖性油藏或構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏為主(圖4).縱向上,長(zhǎng)2油藏油水分異明顯,在浮力驅(qū)動(dòng)下,石油聚集于長(zhǎng)21泥巖蓋層之下,形成良好的儲(chǔ)蓋組合.

        3.2 成藏年代

        采集了兩口井10塊長(zhǎng)2儲(chǔ)層樣品進(jìn)行包裹體研究.長(zhǎng)2儲(chǔ)層礦物中主要有液態(tài)鹽水包裹體和含液態(tài)烴包裹體兩類(lèi)(圖5),主要分布在石英顆粒溶蝕微裂紋中,包裹體大小一般3~6 μm,氣液比多分布于5%~20%.測(cè)定與烴類(lèi)包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度為70~130℃之間,呈連續(xù)單峰分布,主峰分布于90~110℃.

        圖5 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2油藏典型流體包裹體微觀特征Fig.5 Microphotographs of typical fluid inclusions in Chang-2 reservoir in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        儲(chǔ)層礦物中捕獲的流體包裹體是古流體充注的直接證據(jù).通過(guò)測(cè)定與烴類(lèi)包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度,再結(jié)合埋藏-熱演化史圖可確定包裹體捕獲的具體時(shí)間[17-18],該時(shí)間即為油氣成藏時(shí)間.根據(jù)前人研究,鄂爾多斯盆地中生代晚期古地溫梯度為3.3~4.5℃/hm,新生代以來(lái)降至2.8℃/hm[19];剝蝕厚度根據(jù)陳瑞銀等[20]研究結(jié)果.通過(guò)PetroMod油氣系統(tǒng)數(shù)值模擬軟件,恢復(fù)了長(zhǎng)2儲(chǔ)層埋藏-熱演化歷史(圖6),長(zhǎng)2油藏的形成為一期連續(xù)成藏,時(shí)間約為115 Ma,為早白堊世中晚期.

        圖6 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2油層組埋藏-熱演化歷史與成藏時(shí)間Fig.6 Burial-thermal evolution history and accumulation time of Chang-2 oil-bearing formation in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        3.3 富集規(guī)律

        儲(chǔ)層條件是控制長(zhǎng)2油藏分布和富集的重要因素之一.長(zhǎng)2時(shí)期研究區(qū)發(fā)育辮狀河沉積,河道砂壩多期疊置、縱向累計(jì)厚度可達(dá)70~90 m,砂地比平均為0.75%,為長(zhǎng)2油藏提供了充足的儲(chǔ)集空間(圖4).統(tǒng)計(jì)儲(chǔ)層物性發(fā)現(xiàn),孔隙度大于15%、滲透率大于10×10-3μm2的儲(chǔ)層含油級(jí)別多為油浸級(jí)以上;儲(chǔ)層孔隙度小于15%、滲透率小于1×10-3μm2的儲(chǔ)層多以干層或熒光級(jí)別為主;介于二者之間的儲(chǔ)層含油級(jí)別以油跡—油斑級(jí)別為主.因此,儲(chǔ)層含油性受到物性的控制作用明顯,在浮力作用下,相對(duì)較大的孔喉連通系統(tǒng)中石油富集程度高.

        蓋層條件是控制長(zhǎng)2油藏分布的另一重要因素.由于長(zhǎng)23頂部泥巖蓋層厚度平均不足10 m,蓋層連續(xù)性差(鉆遇率小于70%),石油通過(guò)蓋層不發(fā)育處繼續(xù)向上運(yùn)移,故長(zhǎng)23未能成藏.相比較而言,長(zhǎng)21主要為河道沉積末期的河漫灘沉積,泥巖厚度平均約為30 m,為非常好的直接蓋層.長(zhǎng)22儲(chǔ)層發(fā)育厚層河道砂體沉積,故長(zhǎng)22與長(zhǎng)21形成優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)蓋組合,石油聚集在長(zhǎng)22頂部蓋層之下(圖4).

        圈閉是常規(guī)油氣聚集成藏的重要條件[21],也是長(zhǎng)2聚集成藏的關(guān)鍵因素之一.垂向上有長(zhǎng)21直接蓋層封堵,側(cè)向上的封堵條件主要為相變的河漫灘泥巖和長(zhǎng)22頂部蓋層的彎曲變形形成的鼻狀隆起構(gòu)造,二者共同構(gòu)成了油藏側(cè)向運(yùn)移的遮擋條件(圖4、圖7).

        圖4 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2油藏油水分布特征圖Fig.4 Oil and water distribution characteristics of Chang-2 reservoir in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        綜合長(zhǎng)2儲(chǔ)層、蓋層及圈閉條件,分析認(rèn)為圈閉條件是長(zhǎng)2油藏能否形成的第一要素,在此條件下,有利的沉積相帶及物性高值層段是長(zhǎng)2油藏富集的重要原因.長(zhǎng)2油藏的勘探,以尋找構(gòu)造-巖性復(fù)合圈閉為首要目標(biāo),位于西北部的鼻狀隆起區(qū)鉆井較少,可作為下一步勘探的有利地區(qū)(圖7).

        圖7 靖邊油田大路溝區(qū)長(zhǎng)2油藏富集規(guī)律綜合分析圖Fig.7 Accumulation analysis of Chang-2 reservoir in Dalugou area,Jingbian Oilfield

        4 結(jié)論

        (1)大路溝區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7黑色頁(yè)巖分布面積廣,有機(jī)質(zhì)豐度高且類(lèi)型好,已達(dá)到大量生油高峰階段,形成優(yōu)質(zhì)烴源巖,可為長(zhǎng)2油藏的形成提供油源基礎(chǔ).

        (2)長(zhǎng)2油藏為具有邊-底水、受浮力驅(qū)動(dòng)的常規(guī)構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏.通過(guò)流體包裹體方法,結(jié)合埋藏-熱演化歷史確定長(zhǎng)2油藏形成期次為一期,時(shí)間約為115 Ma,為早白堊世中晚期.

        (3)長(zhǎng)2油藏分布和富集主要受控于鼻狀隆起構(gòu)造、側(cè)向遮擋條件、蓋層分布位置及儲(chǔ)層連續(xù)性、儲(chǔ)層物性特征等因素.下一步勘探的重點(diǎn)應(yīng)立足于成藏主控因素的耦合地區(qū),并以尋找有利圈閉為主的思路.

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