鄂爾多斯盆地靖邊油田延9油藏特征與成藏模式

趙德林，白玉彬,2，張海

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西西安 710065；2.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；3.延長(zhǎng)油田股份有限公司靖邊采油廠，陜西榆林 718500）

鄂爾多斯盆地油氣資源富集，油氣主要分布在上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組和下侏羅統(tǒng)延安組，延安組自下而上細(xì)分為延10～延1 等10 個(gè)油層組。延10沉積期為在前侏羅紀(jì)古地貌上發(fā)育的河流充填沉積，延9 沉積期為淺水三角洲沉積[1-2]；延9 油藏富集主要受披覆背斜構(gòu)造、有利沉積相帶及蓋層條件的共同控制[3-4]。以往多認(rèn)為湖盆邊部油藏的油源為延長(zhǎng)組湖盆沉積中心長(zhǎng)7 烴源巖貢獻(xiàn)[5]。然而，隨著湖盆邊部長(zhǎng)7 優(yōu)質(zhì)烴源巖的相繼發(fā)現(xiàn)與近源成藏[6-7]，位于湖盆邊部的靖邊油田延9油藏亦主要為本地長(zhǎng)7烴源巖貢獻(xiàn)[8]，這將改變以往對(duì)延9成藏模式的認(rèn)識(shí)。

靖邊油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西北部，靖邊縣境內(nèi)（圖1）。延9 油層組為該油田主力產(chǎn)層。近年來，隨著勘探的持續(xù)深入，油田內(nèi)新城-大路溝區(qū)部分探井鉆穿長(zhǎng)7 油層組，并發(fā)現(xiàn)黑色泥頁巖，但對(duì)生烴潛力未展開系統(tǒng)研究，對(duì)該區(qū)延9油藏成藏特征認(rèn)識(shí)局限。本文以靖邊油田延9 油藏為例，探討延9 油藏特征與聚集模式，以期為該區(qū)延9油藏勘探提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 靖邊油田延9油藏分布與研究區(qū)位置圖Fig.1 Reservoir distribution and study location map of Yan 9 in Jingbian Oilfield

1 延9油藏基本特征

1.1 儲(chǔ)層特征

延9 沉積期，受晉陜古河道控制，物源來自NE向，發(fā)育三角洲平原亞相[1]，分流河道砂巖是油氣主要的儲(chǔ)集體。延9 儲(chǔ)層以淺灰色中-細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，顆粒呈線狀或點(diǎn)-線接觸狀。碎屑顆粒主要為石英，含量為51.6%；其次為長(zhǎng)石，含量為27.8%；巖屑含量為11.05%。填隙物主要以高嶺石和硅質(zhì)膠結(jié)物為主。

延9 儲(chǔ)層面孔隙率平均為7.24%，孔隙類型以殘余粒間孔為主，占總孔隙空間的58.2%；其次為粒間溶孔，占總孔隙空間的29.5%。孔隙直徑為15～100 μm，平均20～40 μm，中值孔喉半徑大于1μm，最大孔喉半徑達(dá)75 μm。儲(chǔ)層孔隙度為14%～20%，平均16.6%；滲透率為10×10-3～200×10-3μm2，平均147.7×10-3μm2，以中孔、中滲儲(chǔ)層為主。

1.2 油藏分布特征及油藏類型

延9油層埋深約965～1 400 m，平均1 212m；油層厚度平均12.4 m，主要分布在延9 下部的河道砂體中。據(jù)290余口井分層及砂層解釋，繪制了延9油藏構(gòu)造與沉積微相疊合圖（圖2）。延9 沉積期分流河道砂體連續(xù)性好，受構(gòu)造和巖性變化的控制，油氣富集在構(gòu)造高點(diǎn)與砂體配置良好的圈閉環(huán)境中。從延9油藏剖面可看出（圖3），油藏主要聚集在延9中下部延912、延921儲(chǔ)層中，頂部覆蓋延911碳質(zhì)泥巖或煤層，側(cè)向發(fā)育巖性尖滅和泥巖遮擋，巖性和構(gòu)造匹配組合形成多類型油藏（圖3），并以巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏為主。

圖2 延921油藏構(gòu)造與沉積相疊合圖Fig.2 Superposition diagram of tectonic and sedimentary facies of Yan 921 reservoir

圖3 延9油藏剖面圖Fig.3 Section diagram of Yan 9 reservoir

2 延9油藏成藏特征

2.1 烴源巖特征

鄂爾多斯盆地中生界油藏油源主要來自于三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7烴源巖[9-10]。靖邊地區(qū)長(zhǎng)7沉積期雖處于湖盆邊部，仍發(fā)育一套分布穩(wěn)定的黑色泥頁巖，厚度為3.8～19.3 m，平均11.3 m。

研究區(qū)長(zhǎng)7泥頁巖有機(jī)質(zhì)豐度平均為4.04%，生烴潛量（S1+S2）平均為20.48 mg/g，氯仿瀝青“A”平均值為0.668%（表1），達(dá)到了優(yōu)質(zhì)烴源標(biāo)準(zhǔn)[11]。干酪根鏡檢、巖石熱解等多種方法指示長(zhǎng)7烴源巖以I型和II1型干酪根為主[9]，最高熱解峰溫（Tmax）平均為450.2℃，說明長(zhǎng)7烴源巖達(dá)到生油高峰，具較強(qiáng)的生油能力。油源對(duì)比揭示靖邊油田延9油藏主要為本地長(zhǎng)7烴源巖貢獻(xiàn)[8]。

表1 長(zhǎng)7烴源巖地球化學(xué)參數(shù)表Table 1 Geochemical parameters of Chang 7 source rock

2.2 石油運(yùn)移

2.2.1 石油運(yùn)移的動(dòng)力

延9 原油主要來自本地區(qū)長(zhǎng)7 優(yōu)質(zhì)烴源巖[8]，烴源巖與油藏之間縱向上間隔長(zhǎng)6～長(zhǎng)1 和延10 油層組，地層厚度平均約600 m，而陜北斜坡鮮有斷層發(fā)育，油氣如何運(yùn)移至延9 儲(chǔ)層?劉新社、姚涇利等認(rèn)為鄂爾多斯盆地中生界油氣初次運(yùn)移的動(dòng)力主要來自于長(zhǎng)7 烴源巖在生烴過程中產(chǎn)生的超壓[12-13]。姚涇利等認(rèn)為長(zhǎng)7油層組的剩余壓力可達(dá)8～14 MPa[13],且其上部的長(zhǎng)6 和長(zhǎng)4+5 油層組并無明顯的剩余壓力，長(zhǎng)7 油層組內(nèi)的異常高壓可成為油氣初次運(yùn)移的強(qiáng)勁動(dòng)力。延長(zhǎng)組中上部石油二次運(yùn)移的動(dòng)力主要為浮力[14]，而油氣在浮力作用下運(yùn)移須克服毛細(xì)管力[13]，即Ff>pc：

式中：Ff為浮力，MPa；ρw，ρo分別為地層水、油的密度，g/cm3；g為重力加速度，m/s2；Hh為油柱高度，m；pc為毛細(xì)管壓力，MPa，σ為界面張力，N/m；θ為潤(rùn)濕角；r為孔喉半徑，m。

從上式可看出，儲(chǔ)層中油柱高度越大油氣的驅(qū)替壓力也就越大，而長(zhǎng)2為構(gòu)造-巖性油藏，圈閉主要受鼻隆構(gòu)造控制，隆起幅度較低，油柱高度一般為20 m。據(jù)前人對(duì)式1、式2的參數(shù)取值（ρw=1.1 g/cm3，ρo=0.83 g/cm3；g=9.8 m/s2，σ（Hg）=480 mN/m；θ（Hg）=140°σow=30 mN/m；θow=30°）[15]，計(jì)算得長(zhǎng)2 儲(chǔ)層中浮力為0.005 3 MPa，油藏條件下的毛細(xì)管壓力大約是壓汞分析獲得的毛細(xì)管壓力的0.113 倍。將計(jì)算的浮力與長(zhǎng)2油藏毛細(xì)管壓力進(jìn)行對(duì)比（表2），發(fā)現(xiàn)浮力大于大多數(shù)樣品的毛細(xì)管阻力，表明在長(zhǎng)2儲(chǔ)層中浮力可成為油氣運(yùn)移的動(dòng)力。同樣的計(jì)算方法用于延9儲(chǔ)層浮力和毛細(xì)管阻力的計(jì)算（表2），也證實(shí)石油在浮力作用下運(yùn)移。

表2 靖邊油田長(zhǎng)2、延9儲(chǔ)層毛細(xì)管阻力計(jì)算表Table 2 Calculation table of capillary resistance of Chang 2 and Yan 9 reservoirs in Jingbian Oilfield

2.2.2 石油運(yùn)移的通道

結(jié)合前人研究及上述油源和運(yùn)移動(dòng)力論證[16]，認(rèn)為延9 油藏為長(zhǎng)7 烴源巖的油氣垂向運(yùn)聚而成。由于研究區(qū)缺乏深大斷裂直接溝通儲(chǔ)層與烴源巖，油氣只能通過裂縫系統(tǒng)與疊置砂體進(jìn)行“階梯爬升式”垂向和側(cè)向運(yùn)移[17-18]。靖邊油田延長(zhǎng)組沉積期發(fā)育的三角洲分流河道砂體，分布穩(wěn)定且多期疊置，成為油氣側(cè)向運(yùn)移的良好通道；縱向上多期砂體疊置是油氣垂向運(yùn)移的良好通道。延10～延9 古河谷的下切作用使延9與油源層的垂向距離縮短。晚侏羅世至早白堊世之間發(fā)生的燕山運(yùn)動(dòng)二幕致使中生界地層在區(qū)域上形成的裂縫系統(tǒng)（圖4），亦是油氣進(jìn)行垂向運(yùn)移的重要通道。

圖4 延長(zhǎng)組發(fā)育的微裂縫和垂直裂縫Fig.4 Microfractures and vertical fractures developed in the Yanchang Formation

2.3 成藏年代

儲(chǔ)層礦物中捕獲的流體包裹體是油氣充注的直接證據(jù)。通過測(cè)定包裹體均一溫度，結(jié)合埋藏-熱史圖可確定油氣成藏時(shí)間[5,19]。本次采集了研究區(qū)5口井延9 儲(chǔ)層20 塊樣品進(jìn)行包裹體特征研究，巖相學(xué)發(fā)現(xiàn)延9儲(chǔ)層礦物包裹體主要分布在石英顆粒裂紋中（圖5）。鹽水包裹體均一溫度分布于90℃～150℃，第一峰介于90℃～100℃，第二峰介于110℃～130℃，暗示延9 油藏經(jīng)歷了兩期充注。延9儲(chǔ)層包裹體均一溫度投點(diǎn)埋藏-熱史圖上（圖6）：第一期油藏形成于130 Ma（侏羅紀(jì)晚期—早白堊世早期），第二期油藏形成于110 Ma（早白堊世中晚期）。

圖6 延9埋藏-熱史及油氣充注期次Fig.6 Burial thermal evolution history and hydrocarbon charging periods

2.4 成藏過程與成藏模式

雖然成藏年代研究表明靖邊延9油藏為油氣兩期充注形成，但筆者認(rèn)為這兩期成藏僅是時(shí)間先后的差異，聚集機(jī)理與成藏模式應(yīng)基本相同（圖7）。長(zhǎng)7 泥頁巖生排烴動(dòng)力強(qiáng)，生烴增壓不僅為油氣運(yùn)移提供了動(dòng)力，同時(shí)也使烴源巖廣泛發(fā)育微小裂縫而利于排烴。在超壓傳遞作用下，烴類以裂縫和疊置砂體為通道向上運(yùn)移，部分在長(zhǎng)6 砂體中聚集成藏，部分沿疊置砂體和裂縫繼續(xù)向上部地層運(yùn)移。當(dāng)油氣進(jìn)入長(zhǎng)3、長(zhǎng)2 后，其驅(qū)動(dòng)機(jī)制轉(zhuǎn)換為以浮力為主，加上三疊末期發(fā)生的印支運(yùn)動(dòng)，使得延長(zhǎng)組頂部遭受強(qiáng)烈剝蝕后，長(zhǎng)1 地層在部分地區(qū)基本缺失，油氣通過深切河谷中的河道砂和侏羅紀(jì)與三疊紀(jì)之間的侵蝕面很容易運(yùn)移至延安組下部地層，選擇低幅度巖性-構(gòu)造圈閉中聚集成藏。

圖7 延9油藏成藏模式圖Fig.7 Reservoir forming model diagram of Yan 9 reservoir

3 結(jié)論

（1）靖邊油田本地長(zhǎng)7 烴源巖分布穩(wěn)定，有機(jī)質(zhì)豐度高、成熟度適中、干酪根類型好，為優(yōu)質(zhì)烴源巖，是延9油藏主要的油氣來源。

（2）延9 油藏的分布主要受分流河道砂體的展布、古地貌圈閉、頂部泥巖蓋層和側(cè)向上遮擋因素控制，油藏類型為巖性-構(gòu)造復(fù)合油藏。

（3）延9 油藏為本地區(qū)長(zhǎng)7 烴源巖在生烴超壓下通過裂縫系統(tǒng)和疊置砂體進(jìn)入長(zhǎng)6和長(zhǎng)4+5，經(jīng)浮力驅(qū)動(dòng)運(yùn)移至長(zhǎng)3與長(zhǎng)2后，通過侏羅系下切古河道砂體運(yùn)移至延9聚集成藏。