鄂爾多斯盆地三疊系長9段多源成藏模式

姚涇利，趙彥德, ，劉廣林，齊亞林，李元昊，羅安湘，張曉磊

（1. 中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018；2. 蘭州城市學院培黎石油工程學院，蘭州 730070；3. 西安石油大學地球科學與工程學院，西安 710065）

0 引言

鄂爾多斯盆地蘊含豐富的油氣資源，是中國重要的油氣生產基地，其中石油資源主要分布在盆地南部。盆地早期勘探主要集中在侏羅系，以侏羅系古地貌油藏成藏理論為指導先后發(fā)現了馬嶺、擺宴井等油藏。進入2000年以后，隨著三角洲成藏理論的實踐和突破以及致密油理論的實踐與發(fā)展，以三疊系延長組油藏為主要目標，先后發(fā)現了以長 6段為目的層的志靖—安塞和華慶大油田、以長 8段為目的層的西峰和姬塬大油田、以長 7段為目的層的新安邊大油田。鄂爾多斯盆地石油勘探促進了湖相優(yōu)質烴源巖生烴、大型淺水三角洲成藏、多層系石油富集、湖盆中部和致密油成藏理論的發(fā)展，石油地質理論不斷創(chuàng)新，實現了勘探區(qū)帶從河流三角洲拓展到深湖區(qū)、勘探類型由常規(guī)油藏發(fā)展到非常規(guī)致密油、勘探層系從延長組中上部延伸到下部3大轉變，勘探不斷取得重大突破[1-7]。近年在延長組長9段發(fā)現了百余口工業(yè)油流井，建產能超百萬噸，展現出良好的勘探前景。前人從沉積、儲集層和油藏特征等方面對長 9段做了大量工作，取得了一定的認識[8-10]，但長9段仍然存在油源供給、儲集砂體空間分布規(guī)律、低孔低滲儲集層儲集性能及差異、油氣富集規(guī)律、成藏主控因素等方面認識不清的地質難題。本文從油氣的來源、運移動力、運聚方式、成藏期次等方面入手，對長9段的成藏控制因素進行深入探討。

1 區(qū)域地質概況

鄂爾多斯盆地中生界三疊系延長組形成于以大型內陸坳陷為背景的沉積盆地，沉積體系主要由西南和東北兩大物源控制。延長組厚度為700～1 200 m，可劃分為1個超長期旋回、5個長期旋回和16個中期旋回。長9段處于第2個長期旋回的上升半旋回，厚度約100 m（見圖1）。長9段沉積期湖泊范圍擴大，主要發(fā)育三角洲—半深湖相沉積，其中西部地區(qū)發(fā)育辮狀河三角洲沉積、東部地區(qū)發(fā)育曲流河三角洲沉積。半深湖分布范圍在甘泉—志丹地區(qū)，湖岸線呈環(huán)帶狀分布于定邊—環(huán)縣—鎮(zhèn)原一帶（見圖2），形成長9段烴源巖。長9段砂體規(guī)模大，單層砂體厚度20～30 m，隔夾層少，多期砂體縱向疊加，橫向連片性好，砂體寬度為10～30 km。長9段儲集層以中、細砂巖為主，古峰莊和姬塬地區(qū)以中—細砂巖為主，粒度總體較粗；華池—慶陽—合水和志丹—安塞地區(qū)以細砂巖為主，粒度較細；安邊地區(qū)靠近物源方向，粒度較粗，以中砂巖為主。長 9段巖性以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖為主，其次為長石砂巖。填隙物成分差異較大，姬塬地區(qū)砂巖粒度較粗，以綠泥石和硅質為主；志丹地區(qū)以水云母、鐵方解石為主；華池—慶陽地區(qū)以綠泥石、鐵方解石及硅質為主。長 9段儲集層孔隙空間以粒間孔、溶蝕孔為主[11-16]，姬塬和鎮(zhèn)原—合水地區(qū)以粒間孔為主，面孔率高；志丹和華池—慶陽地區(qū)溶孔、粒間孔發(fā)育，面孔率低。姬塬地區(qū)排驅壓力低，最大進汞飽和度大，中值半徑大，孔隙結構好；鎮(zhèn)原—合水地區(qū)排驅壓力相對較低，最大進汞飽和度較大，中值半徑稍小于姬塬地區(qū)，孔隙結構較好；志丹和華池—慶陽地區(qū)排驅壓力高，中值半徑小。長 9段總體以中—小孔隙為主，喉道大小差別大，姬塬地區(qū)以細—微細喉道為主，其他地區(qū)以微細—微喉道為主；孔隙度主要集中在8%～13%，姬塬和華池—慶陽地區(qū)孔隙度較高，志丹地區(qū)孔隙度較低；滲透率主要集中在（0.3～20.0）×10-3μm2，高孔滲區(qū)主要分布在姬塬地區(qū)。

圖1 鄂爾多斯盆地三疊系延長組綜合柱狀圖

2 油藏特征

2.1 原油物性

圖2 鄂爾多斯盆地長9段沉積相平面圖

長9段原油物性好，原油密度為0.836 8 g/cm3、黏度9.825 mPa·s、凝固點21 ℃、初餾點85 ℃，與延長組其他各段相比，呈現出低密度、低黏度、低凝固點的特征，屬于輕質油。長 9段原油和含油砂巖抽提物組成中飽和烴含量為59.12%～78.56%，平均值為67.26%；芳烴含量為 7.48%～13.65%，平均值為11.81%；非烴和瀝青質含量為3.89%～9.61%，平均值為7.36%；飽和烴與芳烴含量比值平均為6，表明長9段原油中的輕質組分占絕對優(yōu)勢。

2.2 油藏特征及分布

目前，鄂爾多斯盆地長 9段不斷獲得新發(fā)現，尤其在姬塬地區(qū)，已有工業(yè)油流井達百余口，已建產能超百萬噸，成為石油勘探的重要接替層系。同時，在隴東、陜北地區(qū)發(fā)現Y427井區(qū)和B408井區(qū)等多個長9段含油富集區(qū)。不同地區(qū)長9段的油源、運移動力、運移通道、圈閉條件差異較大，發(fā)育不同類型的油藏。通過對已發(fā)現的28個長9段油藏精細解剖發(fā)現，姬塬地區(qū)西部發(fā)育巖性-構造油藏、姬塬地區(qū)中東部發(fā)育構造-巖性油藏、隴東和陜北地區(qū)東部發(fā)育巖性油藏。

巖性-構造油藏主要位于姬塬西北部古峰莊—麻黃山地區(qū)，構造變化大，斷層、微幅鼻狀隆起等構造發(fā)育，為原油聚集提供良好的圈閉條件。沉積微相主要為三角洲平原分流河道，砂體規(guī)模大且分布穩(wěn)定，砂體厚度20～40 m。儲集層物性好，孔隙度為10.0%～15.3%（平均 14.9%），滲透率為（0.88～16.10）×10-3μm2（平均 6.85×10-3μm2）。單井產量高且油藏延伸距離小，如 H224井和 H219井日產量分別高達 65 t和34 t，油藏延伸距離為2～3 km。

構造-巖性油藏主要位于姬塬東部地區(qū)，構造變化不大，發(fā)育鼻狀構造，對油藏有一定的控制作用。沉積微相為三角洲前緣水下分流河道，河道分支變窄，砂體較薄，砂體厚度5～15 m，多為透鏡狀，平面上變化大。儲集層物性較好，孔隙度為 9.3%～13.1%（平均 11.3%），滲透率為（0.46～9.25）×10-3μm2（平均4.28×10-3μm2）。長9段單砂體厚度較薄，平面上多成細小分支河道，油藏主要發(fā)育在細小的分支河道上，上傾方向受到泥巖遮擋，形成圈閉。單井產量高且油藏延伸距離較大，多產純油，如H148井單井日產量高達22.4 t，油藏延伸距離為3～4 km。

巖性油藏主要位于華池—慶陽地區(qū)和志丹地區(qū)，構造平緩且傾角不足5°，油藏分布受巖性和物性控制。巖性油藏發(fā)育區(qū)發(fā)育多期河道并沉積多套砂體，砂體疊加厚度大，單砂體厚度較?。?～20 m），延伸距離遠（多大于4 km）。砂體間物性差異大，儲集層非均質性強，局部發(fā)育高滲儲集層，易形成致密砂巖遮擋，儲集層孔隙度為 8.1%～12.1% （平均 10.6%）、滲透率為（0.32～8.12）×10-3μm2（平均 3.13×10-3μm2）。油藏規(guī)模相對較大，受原油運移距離和充注程度的影響，含油砂體的層位多且復雜，油藏延伸距離遠（見圖 3）。

圖3 姬塬地區(qū)C146井—S237井延長組長91亞段油藏剖面圖

3 成藏主要控制因素

3.1 烴源巖及供烴模式

鄂爾多斯盆地中生界厚度大、分布范圍廣，三疊世延長組沉積期，湖盆范圍擴大，水體加深，形成了大范圍的半深湖—深湖相沉積環(huán)境，繁殖了浮游藻類、底棲藻類以及大量水生動物，發(fā)育巨厚湖相暗色泥質沉積。三疊系延長組烴源巖主要由深灰—灰黑色炭質泥巖、灰黑色泥（頁）巖組成。長 7段黑色富有機質頁巖和深黑色泥巖是主力烴源巖，長 9段黑色泥巖為區(qū)帶性油源巖，長6段黑色泥巖為輔助油源巖。

長 7段黑色富有機質頁巖和深黑色泥巖是主力烴源巖，層理或紋層結構發(fā)育，有機質豐度高，黑色頁巖TOC平均值為13.81%、深黑色泥巖TOC平均值為3.75%，有機質類型好，為Ⅰ—Ⅱ1型，Ro值為 0.8%～1.2%；分布面積達5×104km2，平均厚度約為30 m，最厚可達100 m；烴源巖中含氫組分主要富集在長7段頁巖中。

長 9段黑色泥巖為區(qū)帶性烴源巖，受湖泛規(guī)模影響較小，僅在英旺和志丹地區(qū)的局部低凹處發(fā)育，面積約1.5×104km2，厚度4～16 m，規(guī)模較小[6-7]。英旺地區(qū)TOC平均值為4.03%，平均生烴潛量為9.90 mg/g；志丹地區(qū)TOC平均值為5.03%，平均生烴潛量為15.94 mg/g；有機母質類型為腐泥型，干酪根富類脂組分（>92%），富同位素δ12C。

長 6段黑色泥巖為輔助性烴源巖，在盆地內呈薄層狀零星分布，有機質豐度較高，TOC平均值為2.80%，有機母質類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主[17-21]。

為了精細厘定盆地內不同地區(qū)長9段原油的油源，對長9段原油和長7段、長9段烴源巖的4-甲基甾烷/規(guī)則甾烷與姥鮫烷/植烷的相關性進行對比分析。結果顯示，長9段原油在志丹地區(qū)主要來自于長9段烴源巖，在姬塬和隴東地區(qū)來自于長7段烴源巖（見圖4）。長9段原油在油源供給上總體表現為長7段烴源巖為主、長9段烴源巖為輔的2源主次供烴模式。

圖4 姥鮫烷/植烷與4-甲基甾烷/規(guī)則甾烷關系圖

3.2 成藏動力

異常壓力是含油氣盆地常見的一種現象，與油氣的生成、運移、聚集與分布有著密切的關系，流體在生油層和儲集層中總是遵循從高剩余壓力區(qū)向低剩余壓力區(qū)流動的規(guī)律。依據源儲位置關系，范玉海等[22-27]提出源下成藏源儲壓差驅動、源內成藏油水壓差驅動、源上成藏勢差驅動 3種成藏動力機制。鄂爾多斯盆地姬塬、隴東地區(qū)長9段原油來自長7段優(yōu)質烴源巖，為上生下儲型成藏組合，因此，長 7段烴源巖與下部長8、長9段儲集層之間要有足夠大的壓差，才能克服浮力和毛細管力的阻力，驅動油氣發(fā)生自上而下運移聚集成藏，即過剩壓力是向下排烴的主要動力。巖心和薄片顯示，長 7段烴源巖中存在大量形態(tài)不規(guī)則的生烴增壓縫，多為鈣質充填，脈體細小雜亂，是油氣運移和充注的通道。利用平衡深度法計算長 7段烴源巖最大埋深時過剩壓力為 8～20 MPa，局部超過 24 MPa。姬塬地區(qū)位于湖盆中央/深水區(qū)，是長 7段烴源巖生烴中心，隨著埋深的增大，長 7段烴源巖快速成熟并排烴，當壓力達到最大值后，向上、向下同時排烴（見圖5）。

砂巖儲集層成藏模擬實驗表明，油氣排烴充注壓力大于7 MPa時，更利于上生下儲式成藏；充注壓力為5～7 MPa時，下生上儲式成藏與上生下儲式成藏效率相當，成藏過程差別小；充注壓力小于5 MPa時，更利于下生上儲式成藏。通過統(tǒng)計分析過剩壓力與下部含油顯示層段與烴源巖底界距離，可定量預測長 7段烴源巖向下排烴的最大距離。當過剩壓力為 7～20 MPa時，長7段烴源巖可向下排烴穿過厚約85 m的長8段進入長9段；當過剩壓力大于20 MPa時，長7段烴源巖甚至可向下排烴穿過厚度約200 m的長8段和長9段進入長10段（見圖6）。

在對鄂爾多斯盆地近 3 000口探井和評價井長 7段烴源巖向下排烴距離與過剩壓力的統(tǒng)計分析基礎上，對烴源巖向下排烴距離在平面上的分布特征進行研究，刻畫出長7段烴源巖向下排烴到長9段的平面分布范圍（見圖7）及長7段烴類運聚到長9段儲集層的深度，與長7段過剩壓力平面分布（見圖5）有較好的一致性。在姬塬地區(qū)，長 7段烴源巖分布范圍廣、厚度大、過剩壓力值較高，與長 9段之間的過剩壓力差達10～15 MPa，原油移動和充注動力充足，利于在優(yōu)勢儲集砂體和低幅度構造發(fā)育區(qū)聚集成藏?？碧綄嵺`表明，油藏在縱向上主要分布于長 91亞段烴類進入深度小于25 m的層段，平面上主要分布在長7段與長9段過剩壓力差較高、長9段過剩壓力較低、低幅度構造發(fā)育的地區(qū)。

3.3 成藏期次

圖5 早白堊世末長7段過剩壓力分布圖

圖6 烴源巖向下排烴距離與過剩壓力的定量關系

在長 9段油藏發(fā)育的姬塬、隴東等地區(qū)選取參數井，開展油氣包裹體研究，分析長 9段油藏的成藏期次。結果表明，長9段儲集層包裹體發(fā)育且類型豐富，可劃分為2期：第1期包裹體分布在石英碎屑顆粒內裂紋中，單偏光下為黑色和褐色，含固體瀝青，無熒光或者發(fā)很淡的黃色熒光，反映包裹體形成較早或者經歷了氧化作用；第2期包裹體分布在切穿石英的裂紋中，單偏光下為無色或褐色，藍光激發(fā)下顯示黃綠色熒光或者亮黃色熒光，反映包裹體形成較晚（見圖8）。盆地內長 9段包裹體均一溫度分布連續(xù)，分布范圍較寬，有2個明顯的峰值區(qū)間，分別為90～110 ℃和130～140 ℃，反映出油氣2期充注成藏。

圖7 長7段烴源巖向下排烴到長9段平面分布范圍

成藏史分析對準確認識油氣藏的形成與分布規(guī)律有重要的意義。鄂爾多斯盆地自中生代以來，發(fā)生了三疊紀末、侏羅紀延安組沉積期末、侏羅紀末和早白堊世末 4期不均勻抬升和地層剝蝕事件，分別對應三疊系/侏羅系、侏羅系延安組/直羅組、侏羅系/下白堊統(tǒng)、下白堊統(tǒng)/第四系不整合面。地層埋藏史的恢復主要受剝蝕地層厚度和殘留地層厚度的控制，分析結果顯示，鄂爾多斯盆地在中生代期間經歷了晚三疊世、早侏羅世、晚侏羅世和早白堊世末—第三紀末 4次較為明顯的沉降—抬升演化旋回過程，總體上以沉降—抬升類型為主，恢復結果反映出盆地在中生代不同階段的沉降/抬升速率、埋藏深度及古地溫等參數。

晚三疊世地層埋藏速率快，早白堊世盆地沉降幅度和地層沉積累計厚度最大，早白堊世末盆地達到最大沉降幅度，中生界最大埋藏深度超過3 000 m。4次抬升造成盆地上三疊統(tǒng)、下侏羅統(tǒng)、中侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)的部分地層缺失，其中以早白堊世末期開始的抬升造成的地層缺失最為明顯，并最終形成現今的地層殘存特征。埋藏史研究表明，長 9段經歷了晚侏羅世和早白堊世 2期成藏，其中姬塬、隴東地區(qū)進入成藏期早、成藏持續(xù)時間長（見圖9）。

圖8 鄂爾多斯盆地長91亞段包裹體特征（普通薄片，單偏光）

圖9 鄂爾多斯盆地長9段油藏主要分布區(qū)埋藏演化史圖

3.4 輸導條件

流體輸導網絡性質和輸導能力隨著盆地的發(fā)育演化而變化，盆地流體主要賦存在孔滲較高的輸導層、古間斷面和斷裂及裂縫系統(tǒng)中[28]，超壓體系控制流體由高勢向低勢運移的指向[29]。鄂爾多斯盆地中生界延長組發(fā)育斷裂和大量裂縫，基底“隱性”活動產生的裂縫在延長組中十分發(fā)育。無論是在盆地周邊露頭，還是在盆內腹地的巖心和錄井資料中，均發(fā)現天然裂縫的存在，是石油運移和聚集的主要通道[30-31]。大量巖心觀察表明，延長組裂縫較為發(fā)育，裂縫長度 10～500 cm，以高角度張性裂縫為主，裂縫角度一般近83°～90°，呈縱向延伸。裂縫發(fā)育程度與裂縫延伸方向相關性好，北東—南西向和東西向裂縫最為發(fā)育，應為多期形成，部分處于充填、半充填狀態(tài)，充填物主要為碳酸鹽及泥質等。長 8段油層及圍巖裂縫普遍發(fā)育、規(guī)模大、縱向延伸長，為長 7段烴類向下運移至長9段儲集層聚集成藏提供良好的運移通道（見表1）。

姬塬地區(qū)長8段和長9段油層與上覆長7段烴源巖界面處裂縫極為發(fā)育，存在大量高角度裂縫、垂直裂縫和同生小斷層，這些斷層和裂縫溝通砂體，增大砂體滲透率，利于烴源層與儲集層的溝通，對長 7段烴類運移至長 9段油層聚集成藏起到了重要的作用。鄂爾多斯盆地裂縫多為構造成因，在向斜變形較強部位發(fā)育垂直于其軸向的擴張縫，在背斜變形強的部位發(fā)育平行于其軸向的張裂縫。延長組裂縫主要發(fā)育在侏羅紀晚期和早白堊世這 2期，分別對應燕山運動二幕和燕山運動三幕[32]且與長 7段烴源巖生烴高峰期相對應。長7段—長9段沉積期發(fā)育北東向垂直裂縫與高角度裂縫等構造裂縫，為基底斷裂誘導剪裂縫，形成于印支期和燕山期；張性裂縫呈北東—南西向、東西向和北北東向，主要形成于燕山期和喜馬拉雅期，為白堊紀石油大規(guī)模運移提供了有利的輸導條件?？v向上長8段和長9段發(fā)育的裂縫與滲透性砂巖形成良好立體配置，成為長7段油源向長9段油層充注的良好運移通道（見圖10）。

表1 鄂爾多斯盆地長9段典型井裂縫特征統(tǒng)計表

3.5 長7段底面古構造演化與油氣運移

長 7段烴源巖是鄂爾多斯盆地最主要的烴源巖，其在各個時期的構造演化，對于研究埋藏史、生烴史及油氣運聚具有重要作用。根據沉積-沉降補償原理，長 7段底面在某一沉積地層沉積前的古構造，可以用長7段底到這一沉積地層底的地層厚度反映。厚度大，沉降幅度大；厚度小，沉降幅度小或抬升剝蝕。

圖10 鄂爾多斯盆地長9段石油運聚模式圖（剖面位置見圖5）

鄂爾多斯盆地中生界延長組上部發(fā)育的地層有富縣組、延安組、直羅組、安定組、洛河組—宜君組、華池組、環(huán)河組，這些地層具有顯著的巖性及測井識別標志，本文收集盆地近3 000口鉆井資料，分別繪制出長 7段底面在晚三疊世、早白堊世、現今等各個沉積期的古構造圖，揭示其構造演化特征。

晚三疊世受印支運動影響，盆地西部和西南部在延長組沉積期末抬升，長 7段底形成西高東低的構造格局（見圖 11a）。早白堊世受燕山運動影響，盆地南部和東部抬升，西北部沉降，長 7段底面構造反轉，形成東高西低、南高北低的構造格局（見圖 11b）?，F今盆地長 7段底面構造整體為東高西低，東部平緩的西傾單斜，西部為天環(huán)坳陷（見圖11c）。盆地長7段底面構造經歷了由侏羅紀西高東低到早白堊世東高西低，再到現今平緩的西傾單斜的構造演化過程，對于揭示石油運聚規(guī)律具有指導意義。

早白堊世長7段底古構造形態(tài)控制二次運移方向。早白堊世長 7段底面構造在環(huán)縣—華池—吳起—定邊以西地區(qū)最低，姬塬地區(qū)烴源巖厚度大，熱演化程度高，石油進入長 9段儲集層后，向周邊高部位發(fā)生側向運移，形成巖性油藏和巖性-構造油藏。

鄂爾多斯盆地在中生代經歷的每一期構造運動都對主力含油層系的油氣生成、運移、聚集和成藏起控制性作用[33-35]。燕山期是油氣運移聚集高峰期。晚白堊世，燕山運動Ⅳ幕構造活動頻繁，盆地經歷不均勻抬升，油藏不斷調整。晚期構造活動局部調整了姬塬西部的油藏分布，天環(huán)坳陷成藏期古背斜構造現今已經不明顯，其中的原油必然會調整到姬塬西部長 9段油藏分布。

早白堊世長 7段底古背斜構造控制姬塬西部油藏分布。早白堊世長 7段底面在姬塬西部麻黃山—紅井子一帶為西緣沖斷帶向東擠壓過程中形成的背斜構造，隆起幅度為90～150 m，有利于石油向該隆起二次運移。大規(guī)模成藏期，油源充足，長 7段烴源巖生成的原油能夠經過長8段運移到長91亞段，形成長81、長82到長91油藏規(guī)模和充注度逐漸減小的油藏。原油進入長 9段油藏后，由于儲集層物性好、砂體連片，在浮力和構造應力的作用下，原油向古隆起方向側向運移聚集，古背斜構造控藏成為盆地西北部長 9段油藏聚集的重要因素，現今發(fā)現的油藏，都在該隆起部位上（見圖10）。

圖11 鄂爾多斯盆地南部長7段底構造演化圖

4 結論

鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長 9段原油中飽和烴含量高、輕質組分含量高，原油呈低密度、低黏度、低凝固點的特征。油源對比表明，姬塬、隴東地區(qū)長 9段原油主要來自長7段烴源巖，志丹地區(qū)長9段原油主要來自長9段烴源巖。

姬塬西北部古峰莊—麻黃山地區(qū)發(fā)育巖性-構造油藏，姬塬東部地區(qū)發(fā)育構造-巖性油藏，華池—慶陽地區(qū)和志丹地區(qū)發(fā)育巖性油藏。

長 7段過剩壓力是石油運移的動力，早白堊世，環(huán)縣—華池—吳起—定邊以西地區(qū)長 7段底面構造最低，原油進入儲集層后，向周邊高部位發(fā)生側向運移。主成藏期長 7段底面在姬塬西部麻黃山—紅井子一帶存在古背斜構造，控制姬塬西部油藏分布。埋藏史表明，長9段經歷了晚侏羅世和早白堊世2期成藏。

盆地長 7段底面構造經歷了由沉積后西高東低到成藏期東高西低，再到現今平緩的西傾單斜的構造演化過程，對于揭示石油運聚具有指導意義。