陳 峰，張 惠，杜治偉，高攀明

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.西安石油大學，陜西省油氣成藏地質(zhì)學重點實驗室，陜西西安 710065；3.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 710000）

1 地質(zhì)背景

青化砭北部探區(qū)位于寶塔區(qū)蟠龍鎮(zhèn)，構(gòu)造單元位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東部[3]。陜北斜坡呈西傾態(tài)勢，坡度為7~10 m/km，傾角約為1°[4]。該地區(qū)沒有明顯的斷層發(fā)育，局部存在差異壓實作用形成的小型隆起構(gòu)造，兩翼基本對稱，閉合面積一般在10~20 km2，閉合高度一般在10~20 m。

2 油氣運移綜合研究

2.1 油氣運移的動力

油氣從烴源巖中向外擴散時需要動力推動，烴類擴散動力為剩余壓力，過剩壓力是指地層中的流體壓力與對應點的靜水壓力的差值。過剩壓力的大小直接反映了地下巖層中壓力的異常程度。由于壓實過程的不可逆，現(xiàn)今過剩壓力在一定程度上能反映地層處于最大埋深時的地層壓力。

在正常壓實段內(nèi)聲波在泥巖中的傳播速度與孔隙度呈良好的線性關(guān)系，因此，可以通過聲波時差來研究泥巖的壓實規(guī)律。研究發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)的延長組3段以下普遍存在欠壓實現(xiàn)象（見圖1）；具體表現(xiàn)為：從長4+5、長6開始，聲波時差與正常壓實趨勢線偏離，反映出該層位以下存在超壓（見圖2），這為油氣運移提供了動力。

圖1 研究區(qū)東西向部分井壓實曲線圖

圖2 研究區(qū)南北向部分井壓實曲線圖

2.2 油氣運移的通道

2.2.1 初次運移通道

前人研究發(fā)現(xiàn)，孔隙、微層理面和微裂隙油氣是長7生油層向儲集層運移的三種主要途徑[5]。其中在未熟-低熟階段，油氣生成的數(shù)量較少，但孔隙中的水較多，地層的滲透率相對較高，因此，部分油氣可以通過壓實水流的運動而進入儲層。而在成熟階段，烴源巖已經(jīng)經(jīng)歷了壓實作用，孔隙中的水較少，滲透率降低。由于烴源巖排液不暢，有機質(zhì)大量生成油氣產(chǎn)生的高孔隙流體壓力會導致烴源巖產(chǎn)生微裂縫[6]。這種異常高壓驅(qū)動的油氣水會通過微裂縫-孔隙系統(tǒng)從烴源巖中涌出。當一部分流體被排出后，壓力下降，微裂縫閉合，當壓力再次升高并重新開啟微裂縫時，新的涌流便會發(fā)生。

2.2.2 二次運移通道

當油氣進入儲集層之后，隨著聚集量增加，達到溢出點時，油氣開始通過優(yōu)勢運移通道進行二次運移。

長4+5和長6油藏，在平面上具有連片分布的特點，根據(jù)巖心物性數(shù)據(jù)分析，縱向上層內(nèi)、層間非均質(zhì)性很強，橫向上非均質(zhì)性相對較弱，油氣主要通過側(cè)向長距離運移（見圖3）。因此，油氣主要通過側(cè)向長距離運移為主，縱向為輔。

圖3 油氣運移剖面圖（巖心物性分析）

根據(jù)李明誠在1989年提出的有效通道空間系數(shù)求取法計算了延長組各油層組二次運移有效通道空間系數(shù)，長1油層組為0.9%、長4+5油層組為1.4%、長61油層亞組為12.1%、長62油層亞組為8.9%、長63油層亞組為1.5%（見圖4），表明油氣運移主要發(fā)生在長61和長62油層亞組中。由此可間接推斷，長4+5油層組可能是長4+5和長6油藏的區(qū)域蓋層。

圖4 青化砭北部區(qū)延長組有效通道空間系數(shù)分布直方圖

2.3 油氣運移主要時期

上三疊統(tǒng)延長組長7生油巖是該研究區(qū)中生界油藏的主要油源。熱演化史分析表明，該油源開始進入生烴窗的時間為侏羅紀晚期或白堊紀早期，生油的高峰期是早白堊世晚期。早白堊世晚期或晚白堊世早期則是其主要的排烴時期。

2.4 油氣運移主要方向

構(gòu)造活動在油氣運移中起著至關(guān)重要的作用，尤其是古構(gòu)造對確定儲層頂面的運移方向有著十分重大的意義。因此，對研究區(qū)早白堊世末期主要油層組的構(gòu)造進行恢復對判斷油氣運氣方向及距離就顯得十分關(guān)鍵。研究區(qū)經(jīng)歷了沉積和抬升剝蝕在三疊系地層沉積之后，需要對地層剝蝕厚度進行恢復。

2.4.1 剝蝕厚度恢復

（1）剝蝕厚度確定

本次研究采用地熱指標、地熱指標泥巖壓實曲線法及泥巖壓實趨勢法，以達到恢復研究區(qū)剝蝕厚度的目的。

（2）剝蝕厚度恢復

①運用地層對比法，選取基準井，包括未發(fā)生剝蝕或通過其他方式已驗證其剝蝕厚度的井。②利用地層沉積特征及厚度的側(cè)向變化趨勢，將這些特征投射至剖面上的其他井，獲得其他井的地層恢復厚度。③剝蝕厚度是將每個井的各自殘余地層厚度減去各自地層恢復厚度。

（3）確定基準井剝蝕厚度

根據(jù)泥巖壓實趨勢外推法，圖5為馮55井地層估算方法。其白堊系地層內(nèi)聲波時差變化和深度有著較好的相關(guān)性，三疊系壓實作用顯著，因此不使用其聲波時差計算剝蝕厚度。反映地層沉積環(huán)境和沉積體系因素的聲速統(tǒng)計規(guī)律是泥巖壓實趨勢線法的關(guān)鍵，選取最靠近剝蝕面且其沉積體系相似的地層段延伸，上推至地表的聲波時差值，確定馮55井處白堊系剝蝕量為1 090 m，以此確定侏羅系和白堊系總的地層厚度為1 490 m。

圖5 馮55井剝蝕厚度恢復結(jié)果

（4）白堊紀末剝蝕厚度確定

研究區(qū)發(fā)生過多次抬升剝蝕及沉積間斷，其中白堊紀末期的活動最具代表性。此次構(gòu)造運動形成當今的鄂爾多斯盆地構(gòu)造面貌，即西傾單斜。本次研究恢復的白堊系和侏羅系總剝蝕厚度，呈自東南向西北方向，剝蝕厚度呈逐漸減小，剝蝕厚度處于954~1430 m之間。

2.4.2 油氣運移方向確定

流體勢等值線圖呈東北-西南向延伸，等值線間距在東西向變化較大。研究區(qū)東南部為等值線的高勢區(qū)，向北西方向古流體勢有減小的趨勢，因此研究區(qū)長4+5及長6段的流體運移主要由南向北為主。低勢區(qū)主要分布在研究區(qū)中部，較利于油氣聚集；研究區(qū)屬于巖性油氣藏，大部分燕山期末構(gòu)造圈閉高點處在當時的相對低勢值區(qū)。因此如果油氣保存條件良好，發(fā)現(xiàn)油氣藏的可能性較大的地區(qū)為低勢區(qū)構(gòu)造帶。

油源對比表明，長7油層組中的張家灘頁巖是長4+5、長6油藏中的原油的主要來源，還有少量來自長7及長6暗色泥巖。油氣縱向向上運移，最大運移距離可達450 m。

3 結(jié)論

（1）油源對比表明，長7油層組中的張家灘頁巖是長4+5、長6油藏中的原油的主要來源，成藏組合方式為下生上儲式成藏組合。

（2）研究區(qū)成藏模式為：近源式成藏模式；其中以三疊系延長組長4+5和6油藏最具代表性（圖6）。

圖6 青化砭北部區(qū)延長組成藏模式示意圖