绥靖油田长7—长10成藏条件及成藏模式研究

张鹏，张春生，李婷，方金，郭云涛，王杰

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000）

绥靖油田长7—长10成藏条件及成藏模式研究

张鹏1，张春生1，李婷2，方金1，郭云涛1，王杰1

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉430100；2.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000）

分析了绥靖油田长7—长10油层组成藏的烃源岩特征、储层条件、生储盖组合、成藏动力因素以及油气输导体系，得出长7组烃源岩为研究区主要烃源岩，长9组烃源岩为次要烃源岩；三角洲及湖泊形成的砂体为主要的储集层，物性良好，生储盖组合以互层式为主，异常地层压力为油气运移和成藏的主要驱动力，而砂体的横向连片、纵向上的叠置以及裂缝的发育为油气运移提供了通道；最后归纳出“上生下储”和“下生上储”两种成藏模式。

成藏条件；成藏模式；长7—长10油层组；绥靖油田

鄂尔多斯盆地是我国第二大陆上沉积盆地，是一个油气资源丰富构造简单的大型多旋回克拉通盆地[1]。盆地以太古宙—下元古代的变质岩系为基底，并接受了自震旦到第四系等地层的沉积，其中以中生代为盆地的主要成油时代[2]。晚三叠世形成的延长组因其经历了完整的湖进—湖退旋回，匹配有利的生储盖组合，也是盆地最主要的勘探层系。21世纪初，围绕绥靖、西峰、安塞、姬塬等地[3]延长组开展的油气勘探取得重大突破，探明地质储量达数亿吨，这预示着延长组具有很好的开发前景。

前人根据沉积旋回特征结合生产实际，将延长组自上而下划分为10个油层组[4]，由于纵向上的储层差异、成藏条件及油气运聚规律的不同构成了不同的生储盖组合。以往的研究主要集中在长7和长8两个油层组上，对于整体上的延长组油气运聚和成藏模式认识程度较低。在总结前人研究成果的基础上，通过对绥靖油田长7—长10油层组的油源条件、储盖条件、油气运移及成藏模式进行系统的研究，以期为延长组今后的油气勘探以及挖潜提供地质依据。

1 研究区概况

绥靖地区地处鄂尔多斯盆地中北部，地理位置位于化子坪—宁条梁地区，面积约4 900 km2。前人把盆地划分为北部的伊蒙隆起、东部的晋西挠褶带、南部的渭北隆起，西缘相邻产出的天环坳陷和西缘逆冲带，以及中部的陕北斜坡带等六个一级构造单元[5]。其中，绥靖油田位于陕北斜坡的中北部（图1）。研究区总体上呈东宽西窄向西倾斜的大型单斜，坡降约8 m/km，倾角小于1度，构造上具有良好的继承性。由于受到印支、燕山等构造运动的影响，在西倾单斜背景上发育多个鼻状隆起带，对油气聚集和油气藏的形成有重要影响。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划图及研究区位置Fig.1 Geotectonic map and studied area position of Ordos Basin

2 烃源岩特征

烃源岩条件的好坏直接关系到油气藏的形成及其规模的大小。延长组长8油层组沉积时期湖盆水体较浅，不具备藻类等低等水生生物的大量繁殖和有机质保存的条件，难以形成较好的烃源岩。长7和长9油层组沉积时期处于湖盆发展的全盛时期，物源充足，沉降速度明显大于沉积速度。延长组烃源岩干酪根有机显微组分鉴定结果表明，延长组有机显微组分以镜质组和腐泥组为主，占整个有机质类型的93.75%；其中镜质组含量稍占优势，反映了当时沉积环境有机物主要来源于半深湖—深湖相内部物源和河流—三角洲相陆源有机物的输入，而且陆源高等植物的贡献稍大于湖相内部藻类等低等水生生物对岩石有机质的贡献。长7样品主要岩性是灰黑或黑色油页岩，其有机碳含量分布在0.64%～12.75%，平均值为3.82%。单从TOC这一参数看，长7暗色油页岩应该为好烃源岩；其生烃潜力Pg(S1+ S2)值也相当高，分布于2.51～7.1 mg/g，平均值为6.03 mg/g，比陆相好烃源岩下限值6.0 mg/g稍高，评价级别为好烃源岩；氯仿沥青“A”最小值为0.44%，最大值为0.91%，平均值为0.69%，也处于好烃源岩范围内。

图2 绥靖油田长7、长9烃源岩Ro与深度关系Fig.2 Relation betweenRoand depth of Chang-7 and Chang-9 hydrocarbon source rock in Suijing oilfield

通过对研究区长7和长9烃源岩镜质体反射率（Ro）值与深度的关系发现长7与长9烃源岩Ro值皆分布在0.6～1.2，但由于长7的埋藏深度较长9浅，固其热演化程度比长9稍低，Ro值分布也较为分散。总体来说，长7和长9烃源岩均已经达到大量生油的成熟阶段（图2）。

此次研究，主要采用物质平衡法计算烃源岩的排烃量。按照“生烃-残烃＝排烃”的物质平衡原理得出了对应的排烃量。在计算过程中，先将研究区内烃源岩的分布区域均划分为若干个网格区，然后计算出各网格区烃源岩的生、排烃量，求和得出研究区烃源岩总的生、排烃量，最后用总的生、排烃量除以网格的总面积便得出生、排烃强度。通过计算所得，绘制出排烃强度平面分布图（图3，图4）。

图3 绥靖油田长7生烃强度平面图Fig.3 Hydrocarbon generating intensity plane graph of Chang-7 group in Suijing oilfield

图4 绥靖油田长9生烃强度平面图Fig.4 Hydrocarbon generating intensity plane graph of Chang-9 group in Suijing oilfield

综合前人对烃源岩的研究[6-7]认为长7为研究区主要烃源岩层段，大范围发育厚层高品质源岩（图5），具备主力烃源岩的条件，为长8和长10油层组主要的油源。长9烃源岩为一套区域性的烃源岩（图6），分布范围有限，为长8和长10油层组的次要油源。

图5 绥靖油田长7有效烃源岩厚度平面图Fig.5 Effective hydrocarbon source rock thickness plane diagram of Chang-7 group in Suijing oilfield

图6 绥靖油田长9有效烃源岩厚度平面图Fig.6 Effective hydrocarbon source rock thickness plane diagram of Chang-9 group in Suijing oilfield

3 储层条件

研究区延长组是一套半深湖—深湖相的烃源岩，经历了湖泊的形成、发育及衰亡的演化过程。长7—长10储层的粒级集中在中砂和细砂，其次为粉砂。地层下部长9—长10为湖泊形成期，湖盆开始发育，物源供给充分，沉积充填作用强烈，形成以进积为主的粗粒沉积，沉积相以冲积扇、辫状河及辫状河三角洲沉积为主。上部长7—长8为湖泊鼎盛时期，湖盆开始强烈拗陷，沉积环境进入弱还原和欠补偿状态，形成以退积为主的细粒沉积，沉积相以三角洲及湖泊沉积为主[8]。

对区内岩心、铸体薄片和电镜等资料进行分析，认为研究区目的层段岩石类型以长石岩屑砂岩、长石石英砂岩为主。填隙物类型主要有铁方解石、方解石、铁白云石、长石、硅质、浊沸石、黄铁矿、高岭石，胶结物主要为铁方解石,平均胶结质量分数为9.6%，其次为方解石胶结。孔隙类型主要有长石溶孔、岩屑溶孔和粒间孔。其中长石溶孔是主要的储集空间，岩屑溶孔和粒间孔次之，出现少量的晶间孔和粒间溶孔。

孔隙度和渗透率是研究储层最为关键的两个参数。依据对大量研究区样品岩石物性资料显示的统计分析结果，研究区目的层段储层属于低孔特低渗储层。据统计，长7—长10储层孔隙度最小值为5.8%，最大值为17.2%，主要分布在7.95%～9.86%，平均值为9.3%。储层渗透率最小值为0.01× 10-3μm2，最大值为11.73×10-3μm2，一般分布在（0.1～5.6）×10-3μm2范围，平均值为1.6×10-3μm2。分流河道砂体分布广泛，而且由于河道侧向迁移，导致砂体横向上连片分布，连续性较好，储层物性相对较好。根据做出的孔隙度和渗透率关系图（图7），发现孔隙度和渗透率总体上呈正相关关系，相关性较好。

图7 绥靖油田长7～长10砂岩孔渗关系Fig.7 Poroperm relation of sandstone of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield

4 生、储、盖组合

油气勘探的实践证明，生油层、储集层、盖层的有效匹配，是形成丰富的油气聚集特别是形成巨大油气藏必不可少的条件之一。根据生、储、盖三者在时间、空间上的相互配置关系，可将生储盖组合划分为广覆式、互层式、倒挂式[9]等几种类型，研究区生储盖组合以互层式为主（图8）。

图8 绥靖油田互层式生储盖组合类型Fig.8 Interbedded source reservoir cap assemblage types in Suijing oilfield

长8时期鄂尔多斯盆地处于湖盆发育期，发育了部分厚层状暗色泥岩，破坏型三角洲沉积体系砂体和重力流沉积进入泥岩中，形成良好的储盖组合。此外，其上部发育的长7烃源岩层也可作为很好的盖层。因此，长7烃源岩生成的油气也可以垂向向下运移至长8储集岩中，它本身又可以成为长8储集层的盖层；长9发育的烃源岩层不仅可以向上运移至长8储集岩中，向下又能运移至长10储集层，同时也可作为长10储集层的盖层，从而形成互层式的生储盖组合类型。

5 成藏动力因素分析

油气聚集成藏的过程实际上就是在驱动力的作用下油气由烃源岩运移至最有利的储集空间聚集的过程，驱动力的大小和性质决定了油气运移的方向以及油气藏的规模，因此，研究油气运移动力是研究油气聚集成藏的关键所在。前人研究表明，油气在地下运移的过程总受到多种力的影响，如毛细管力、浮力、异常压力、水动力、构造应力等均是影响油气运移的动力或阻力，目前广泛认可的油气运移的动力主要是异常压力[10]。异常地层压力控制着长7—长10油层组油气的初次运移，在一定程度上还影响了油气的二次运移以及油气藏的形成。

研究发现,研究区的异常地层压力主要由欠压实作用产生[11-13]，同时生产的烃类随着浓度加大，也可以引起压力升髙。晚三叠世延长组和侏罗系、下白垩统是沉积较快的地层，快速的沉降使长7和长9厚层泥岩排液不畅，形成超压。由于流体总是从高异常地层压力向低异常地层压力的方向运移，而前文已述及长7油层组为研究区主要油源，而长9油层组为研究区次要油源，因此，长7、长9组烃源岩与长8、长10油层组之间的压力差至少要大于0，油气才可能发生运移。

为了探讨研究区各油层组的异常地层压力，对研究区129口井的声波时差数据进行了统计，并采用平衡深度法，计算出每口井在各个层段的异常地层压力，最后统计出各油层组的异常压力的范围。研究结果表明，由于长7组烃源岩大量生烃，因此与长8、长10油层组的压力差分布在4～8 MPa，长9组烃源岩与长8、长10油层组的压力差也达到了2～4 MPa，都大于0，为油气向上或者向下运移提供了动力。

6 油气输导体系研究

输导体的类型主要包括：砂体、断层、不整合及裂缝等。绥靖油田主要发育裂缝和砂体两类输导体，这两类输导体中，起主导作用的主要是砂体，而裂缝的发育则大大提高了砂体的输导能力。

研究区以湖泊相和三角洲相为主要沉积相类型，三角洲砂体和河流砂体发育，且砂体具有厚度大、分布广、连片性强等特点。其中，紧邻生油层的长8、长10油层组发育有6条大型的河道，砂层总厚度50～60 m，单层厚度7～10 m，河道宽度达1～4 km。这些砂体在横向上大面积连片，在纵向上相互叠置（图8），为油气的运移和聚集成藏提供了有利的空间。

鄂尔多斯盆地经历了多次构造运动，使盆地内部形成了数量多、规模大的裂缝，这些裂缝的发育间接地影响了油气的运移与聚集。通过对研究区岩心的观察发现研究区的裂缝以水平裂缝为主，如杨58井长7段的水平裂缝，发育数条0.5～1 mm宽的裂缝，缝面较直，充填物较少，偶见方解石与泥质充填，并在裂缝中发现油气显示，成为油气向下运移的主要通道。

7 成藏模式

通过大量的工作，总结了研究区延长组成藏的模式主要有上生下储模式或下生上储模式两种[14]，这两种模式可以通过油源对比工作进行标定。

研究区最大埋深期发生在早白垩世末期，此时长7和长9烃源岩热演化达到生烃高峰阶段，形成大量油气，烃源岩在异常高的过剩压力差下强排烃并向相对低压区运移、聚集成藏。因此，绥靖地区延长组长8和长9油层组成藏既存在上生下储模式，也存在下生上储模式，长10油层组成藏为上生下储模式（图9）。

由于长7厚层泥岩和长9暗色泥岩为异常高的过剩压力差分布区，过剩压力差垂向上分布不均。在过剩压力差为动力背景下，大量的油气通过构造作用形成的裂缝、生烃增压形成的微裂缝以及沉积作用下的叠置砂体等输导体系向低压区运移，遇到有利于油气聚集成藏的圈闭就保存下来。

从油气运移方向上看，纵向和横向上均有运移，研究区以过剩压力差为动力发生纵向运移，然后沿相对高孔、高渗砂体发生横向运移。在研究区西部如定边、安边地区，长8油层组油气来自长7烃源岩，长9油层组油气来自长7和长9烃源岩，长10油层组油气来自长9烃源岩；在研究区中部及南部地区，长8油层组油气源自长7和长9烃源岩，长9油层组油气主要来自长7烃源岩，部分区域也来自长9烃源岩，长10油层组油气来自长9或长7烃源岩。从提供油气的烃源岩来源的角度分析，长8、长9和长10油藏主要发育单向源供应成藏和双向源供应成藏两种成藏类型。

8 结论

1）长7油层组发育的烃源岩是一套优质烃源岩，具有厚度大、分布范围广、有机质丰富的特点，是研究区主要的烃源岩。长9油层组的烃源岩为一套区域性的烃源岩，分布范围有限。储层主要发育中到细粒长石岩屑砂岩和长石石英砂岩，以孔隙式胶结为主。孔隙类型主要为粒间孔、粒内溶孔为主，孔隙度和渗透率呈良好的正相关关系。

图9 绥靖油田杨57—G32-9井成藏模式Fig.9 Reservoir forming pattern of well Yang 57 to well G32-9 in Suijing oilfield

2）研究区内的生储盖组合类型主要是互层式，长7油层组的烃源岩不仅为长7—长10油层组提供了油气来源，还可以作为一套区域性的盖层阻挡油气向上逸散；长9油层组的烃源岩也可作为长10油层组的盖层。研究区的成藏动力主要是异常地层压力，其形成机理主要是欠压实作用及烃源岩的生排烃作用。

3）油气以长7和长9异常高的过剩压力差分布区为中心向四周发散，油气成藏模式是异常过剩压力差条件下上生下储和下生上储两种成藏模式，在低压区或相对低压区形成的长8和长10油藏主要发育储层与烃源岩直接接触成藏、油气通过叠置渗砂体运聚成藏、油气通过流体压裂缝运聚成藏，三种成藏类型。

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（编辑：严骏）

Research on reservoir forming conditions and models of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield

Zhang Peng1,Zhang Chunsheng1,Li Ting2,Fang Jin1,Guo Yuntao1and Wang Jie1
(1.College of Geosciences,Yangtze University,Wuhan,Hubei 430100,China; 2.PetroChina Xinjiang Oilfield Company,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Through the analysis of hydrocarbon source rock characteristics,reservoir conditions,source reservoir cap assemblage, reservoir dynamic factors and petroleum migration pathways of Chang-7 to Chang-10 group in Suijing oilfield,it concludes that Chang-7 group is the main source rock,followed by Chang-9 group.Sand bodies formed by delta and lakes are the main reservoirs, which have good physical properties,in addition,interbedded reservoir is the main of source reservoir cap,and abnormal formation pressure is the main driving force of petroleum migration and reservoir forming;however,lateral connected sand body,vertical su⁃perposition and fracture development provide petroleum migration pathways.Finally,the two reservoir forming models are conclud⁃ed,and they are upper generation and lower storage and lower generation and upper storage.

reservoir forming condition,reservoir forming model,Chang-7 to Chang-10 group,Suijing oilfield

TE122.3

A

2015-06-12。

张鹏（1990—），男，在读硕士研究生，储层地质学研究。