鄂尔多斯盆地周家湾长6和长8油层组成藏控制因素

任瑞清, 朱 静, 史立川, 王维斌, 淡卫东, 梁晓伟

(1.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

鄂尔多斯盆地周家湾长6和长8油层组成藏控制因素

任瑞清1,2, 朱 静1,2, 史立川1,2, 王维斌1,2, 淡卫东1,2, 梁晓伟1,2

(1.中国石油长庆油田分公司 勘探开发研究院，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

探讨鄂尔多斯盆地周家湾地区三叠系延长组长6、长8层成藏主控因素及成藏模式。从长7烃源岩生排烃影响原油运聚及长6、长8沉积、成岩的差异性研究入手，总结成藏差异。结果表明，长7大面积分布的烃源岩为成藏提供了物质基础和运移动力；该区发育的长6、长8连通性砂体和构造裂缝提供了运移输导条件；长6、长8大规模叠置砂体形成了良好的储集体；沉积、成岩差异形成的相对高孔高渗储层发育区控制着油藏富集区的分布。长6层成藏模式表现为长7油源先向上运移至长6成藏，而后侧向沿连通砂体继续运聚成藏，直至扩展到远离长7烃源岩分布区，形成沿北东向砂体大面积展布的油藏；长8层成藏模式则主要为长7烃源岩向下运聚成藏，二次侧向运移较少，油藏面积较小。

延长组；成藏控制因素；成藏模式; 周家湾；鄂尔多斯盆地

1 区域地质特征

图1 研究区构造位置图Fig.1 Tectonic location of the study area

周家湾地区位于陕西省吴起、志丹县境内，区域构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡一级构造单元中西部(图1)，为一个平缓西倾的单斜构造，局部发育因差异压实作用而形成的鼻状隆起[1-2]。该地区三叠系延长组长6和长8油层组均为北东→南西向延伸的三角洲沉积体系(图2)，属于陕北大型复合三角洲裙带的一部分。周家湾地区的长6油层组主体属于三角洲前缘沉积，水下分流河道微相非常发育。长8油层组属于三角洲平原和三角洲前缘沉积共生体，水上和水下分流河道微相也都很发育[3-4]。由于水上和水下分流河道砂体非常有利于储层发育,因此，在具备油源供给充沛的条件下,此2类砂体为油气聚集形成岩性油藏提供了最基本的物质基础。

2 油藏特征

研究区纵向上发育有包括侏罗系延安组、富县组和三叠系长4+5至长10油层组在内的多套油层，其中长6、长8油层组是该区主要含油层系。长6油层组可分为长61、长62、长63小层，长8油层组可分为长81、长82小层，各小层均有油藏发育。平面上各小层油藏呈不同规模的连片分布，其中以长61小层和长81小层的油藏连片分布的范围较大，油层稳定性好，为主力油层。

研究区长6和长8岩性油藏有如下基本特征：①油层主要受河道砂体控制，随着三角洲由东北向西南方向延伸，沉积相由三角洲平原亚相演变为三角洲前缘亚相，形成了大面积分布的、以分流河道微相为主的砂岩储集体(图2)。②纵向上长7底部的厚层烃源岩构成了良好的区域性生油层。③主砂带两侧由河道砂体很快相变为分流间湾泥质沉积，形成侧向遮挡。④由长7和长4+5油层组中广泛发育的厚层泥岩分别构成了长6和长8油藏的区域性致密盖层和隔层。

3 成藏控制因素分析

3.1 成藏物质基础

鄂尔多斯盆地延长组属大型内陆湖泊沉积[5]，长7油层组发育了一套呈西北-东南向展布的半深湖-深湖相的优质烃源岩(图3)，其有效烃源岩分布面积约为5.0×104km2,厚度为70～120 m，其中优质烃源岩厚度为10～50 m,有机质类型为腐殖-腐泥型，有机母质类型为Ⅰ-Ⅱ1型，有机质丰度高-极高、类型好，已达到了成熟-高成熟早期的生油高峰阶段。据计算:生油量为1.851×1011t[6-10]，为石油成藏提供了丰厚的物质基础。周家湾地区西南部位于最有利的长7油层组生烃中心，烃源岩厚度为10～35 m,具备生烃强度高和勘探潜力大等特点[6-7]，对长6和长8油层组油、气聚集成藏的各项条件都十分有利。

图2 沉积相图 Fig.2 Map showing sedimentary facies of Chang-6 and Chang-8 oil-bearing layers(A)长6油层组; (B)长8油层组

图3 鄂尔多斯盆地长73泥岩分布图[9]Fig.3 The distribution of mudstone of Chang-7 Formation, Ordos Basin

3.2 成藏动力基础

鄂尔多斯盆地长7泥岩成藏期过剩压力普遍存在[9]，周家湾地区过剩压力存在局部高值区，为油气的运移充注提供了动力基础。

成藏期超高压烃源岩由于存在高异常孔隙流体压力，在其作用下，油气既可向上发生排烃，又可克服地层高压向下排烃[11-12]。声波时差与异常孔隙流体压力有着良好的对应关系，因此，可以通过声波时差与异常孔隙流体压力的关系来研究超压烃源岩的上、下排烃量[12](图4)。

研究表明，周家湾地区长73烃源岩成藏期普遍存在超压，为烃及石油充注成藏提供了充足的动力。此外，烃源岩段与声波时差曲线形态变化形成良好的对应关系，可以很好地表征其排烃的过程。由图5可以看出，该地区长73普遍存在向上及向下排烃的过程，但向上排烃程度高，向下排烃程度低，部分井向下甚至不排烃，更有利于上部成藏。经计算，周家湾地区长73优质烃源岩向上与向下排烃的比例约为4.9∶1，向上的排烃量大于向下的排烃量。

图4 超压源岩上下排烃分配模式[15]Fig.4 The allocation model for upward and downward oil discharge of overpressure source rock

图5 周家湾地区长73烃源岩排烃图Fig.5 Diagram showing the discharge behavior of oil source rocks of Chang-73 in the Zhoujiawan area

3.3 成藏运移通道

鄂尔多斯盆地长6、长8期为三角洲建设的高峰时期，物源充足，沿湖岸线发育众多低位体系域的三角洲朵体，三角洲砂体规模大、延伸远，同时多期水下分流河道和河口坝砂体上下相互叠置，使得延长组砂体具有横向连通、垂向叠置的特点，是石油横向和垂向运移的最重要通道[9]。断裂和裂缝也是石油运移的重要输导体，鄂尔多斯盆地超低渗透储层普遍存在构造裂缝。周家湾地区长6、长8发育大面积连通性砂体及构造裂缝，连通性砂体是油气侧向运移的良好通道，构造裂缝对纵向油气的运移起到关键作用[9]。

3.4 成藏储集基础

研究区长6期主要发育三角洲前缘水下分流河道微相(图2-A)，长8期发育三角洲平原分流河道和三角洲前缘水下分流河道微相(图2-B)，形成了大面积分布的砂岩储集体。沉积相控制着砂体的分布，为石油成藏提供了有效储集体。长6期河道交汇叠加频繁，沉积规模、砂体连片程度及厚度明显大于长8层(图6)。储层综合评价表明，该区长6、长8优质储层主要发育在主干河道和多期分流河道叠加处，优质储层平面分布受沉积相控制明显，且长6油层组优质储层面积大于长8油层组。

图6 周家湾地区砂体展布图Fig.6 Distribution of sand bodies in the Zhoujiawan area

3.5 成藏分布控制

物性分析结果表明，研究区内长6和长8油层组储层的平均孔隙度分别为10.9%和8.7%，平均渗透率分别为0.69×10-3μm2和0.28×10-3μm2，长6油层组储层物性整体好于长8油层组。成岩作用及成岩相研究结果进一步表明：不同成岩方式和成岩相是影响储层物性和油藏分布差异性的主要控制因素[13-15]，长6油层组的有利成岩相以残余粒间孔相为主，长石溶蚀相次之(图7-A)；长8油层组的有利成岩相以长石溶蚀相为主，残余粒间孔相次之(图7-B)。有利成岩相一般发育于主河道位置，以残余粒间孔相为最有利的成岩相带。相对高孔高渗区分布范围与有利成岩相带分布极为吻合。区域上，长6油层组有利成岩相有沿主河道砂带大面积分布的特点；而长8油层组有利成岩相分布相对较局限，多集中分布于研究区南部。勘探实践表明，目前已发现油藏富集区与有利沉积微相和成岩相分布范围基本吻合。因此，有利沉积微相与成岩相的叠合发育，在平面上直接控制了相对高孔高渗储层带和油藏富集区的分布。所以，长6和长8油层组中河道砂体发育区中的残余粒间孔相、长石溶蚀相发育区，都应该是石油勘探的有利目标区带。

图7 周家湾地区成岩相图Fig.7 Maps showing distribution of diagenetic facies

4 成藏模式

长6和长8油层组发育2种不同的成藏模式：长6油层组表现为长7油源先垂直向上运移至长6成藏，而后向东北方向继续侧向运聚至远离长7烃源岩分布区成藏，形成沿北东向砂体大面积展布的油藏；长8油层组则主要为长7烃源岩向下垂向运聚成藏，侧向运移很少或是不运移，油藏平面分布面积小于长6油层组(图8)。造成成藏差异的主要原因是：长7烃源岩向上排烃程度远高于向下排烃，且长6油层组砂体规模、连通性及物性均好于长8油层组，因而长6油层组更容易发生油气运移、聚集和成藏。该区成藏主控因素和成藏模式的确定，对油气勘探有重要的指导意义。

图8 周家湾地区长6、长8成藏模式图Fig.8 Model demonstrating the oil pool formation of Chang-6 and Chang-8 in Zhoujiawan area

5 结 论

a.长7烃源岩为成藏提供物质基础，周家湾地区位于长7优质烃源岩范围内，成藏条件优越。

b.长7成藏期异常压力为油气运移充注提供动力条件，周家湾地区普遍存在的过剩压力为油气的运移充注提供了动力基础；普遍发育的构造裂隙与长6、长8油层组中的连通砂体和裂缝为长7烃源岩油气排驱和运移提供了通道，向上排烃程度高，因而更有利于长6油层组成藏。

c.沉积相控制着储层平面上的分布，优质储层主要发育在主河道与多期分流河道的叠置处。

d.差异成岩作用形成的相对高孔高渗储层为油气聚集和成藏提供了良好场所，以发育于主河道与多期分流河道叠置处的残余粒间孔相和长石溶蚀相，为最有利成藏的成岩相带。

e.长6、长8油层组的成藏模式不同，长6油层组表现为长7油源先垂直向上运移至长6油层组成藏，而后侧向向东北方向继续运聚的成藏模式，形成沿北东向砂体大面积展布的油藏；长8层表现为长7烃源岩向下垂向运聚成藏，侧向运移很少或是不运移的成藏模式，平面油藏面积小于长6油层组。

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《成都理工大学学报(自然科学版)》编辑部

Controlling factors of hydrocarbon accumulation in Chang-6 and Chang-8 reservoirs of Yanchang Formation in Zhoujiawan block, Ordos Basin, China

REN Ruiqing1,2, ZHU Jing1,2, SHI Lichuan1,2,WANG Weibin1,2, DAN Weidong1,2, LIANG Xiaowei1,2

1.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,ChangqingOilfieldofCNPC,Xi’an710018,China;2.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-permeabilityOil&GasField,Xi’an710018,China

The pool-forming model and controlling factors of Chang-6 and Chang-8 oil-bearing layers of Triassic Yanchang Formation in Zhoujiawan area of Ordos Basin were investigated by analyzing the influence of generation and expulsion of hydrocarbon of source rock on hydrocarbon accumulation. Also, the differences of deposition and diagenesis of reservoir, and the differences of pool-forming process were studied and summarized. It shows that the large scale oil source rock of Chang-7 supplied the oil source and driving force, the connectivity of sand bodies and structure fractures supplied the migration passageway for the oil and gas, the large scale overriding sand bodies played a role in the formation of favorable reservoir rock, the difference of deposition and diagenesis leaded to the formation of relative high porosity and permeability reservoir and controlled the enrichment area of oil pool. It revealed that the oil from the Chang-7 oil source rock firstly migrated upward to the Chang-6 reservoir, then migrated horizontally through the connective sand bodies to the place far away from Chang-7 oil source rock, forming large scale oil pool along the north-east direction sand bodies. For the oil pools of Chang-8, the oil from the Chang-7 oil source rock mainly migrated downward to Chang-8, but the scale of second horizontal migration was limited and therefore, the area of oil pool of Chang-8 was small.

Yanchang Formation; controlling factors of oil pool; pool-forming model; Zhoujiawan; Ordos Basin

10.3969/j.issn.1671-9727.2017.01.05

1671-9727(2017)01-0036-07

2016-04-19。

国家自然科学基金重大项目(41390451); “十三五”国家油气重大专项(2016ZX05046); 国家“973”项目(2014CB239003)。

任瑞清(1981-)，男，工程师，从事油藏评价综合地质研究, E-mail:rrq_cq@petrochina.com.cn。

TE122.31

A