鄂尔多斯盆地三叠系长9段多源成藏模式

2018-07-13姚泾利赵彦德刘广林齐亚林李元昊罗安湘张晓磊

石油勘探与开发 2018年3期

姚泾利，赵彦德, ，刘广林，齐亚林，李元昊，罗安湘，张晓磊

（1. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018；2. 兰州城市学院培黎石油工程学院，兰州 730070；3. 西安石油大学地球科学与工程学院，西安 710065）

0 引言

鄂尔多斯盆地蕴含丰富的油气资源，是中国重要的油气生产基地，其中石油资源主要分布在盆地南部。盆地早期勘探主要集中在侏罗系，以侏罗系古地貌油藏成藏理论为指导先后发现了马岭、摆宴井等油藏。进入2000年以后，随着三角洲成藏理论的实践和突破以及致密油理论的实践与发展，以三叠系延长组油藏为主要目标，先后发现了以长 6段为目的层的志靖—安塞和华庆大油田、以长 8段为目的层的西峰和姬塬大油田、以长 7段为目的层的新安边大油田。鄂尔多斯盆地石油勘探促进了湖相优质烃源岩生烃、大型浅水三角洲成藏、多层系石油富集、湖盆中部和致密油成藏理论的发展，石油地质理论不断创新，实现了勘探区带从河流三角洲拓展到深湖区、勘探类型由常规油藏发展到非常规致密油、勘探层系从延长组中上部延伸到下部3大转变，勘探不断取得重大突破[1-7]。近年在延长组长9段发现了百余口工业油流井，建产能超百万吨，展现出良好的勘探前景。前人从沉积、储集层和油藏特征等方面对长 9段做了大量工作，取得了一定的认识[8-10]，但长9段仍然存在油源供给、储集砂体空间分布规律、低孔低渗储集层储集性能及差异、油气富集规律、成藏主控因素等方面认识不清的地质难题。本文从油气的来源、运移动力、运聚方式、成藏期次等方面入手，对长9段的成藏控制因素进行深入探讨。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地中生界三叠系延长组形成于以大型内陆坳陷为背景的沉积盆地，沉积体系主要由西南和东北两大物源控制。延长组厚度为700～1 200 m，可划分为1个超长期旋回、5个长期旋回和16个中期旋回。长9段处于第2个长期旋回的上升半旋回，厚度约100 m（见图1）。长9段沉积期湖泊范围扩大，主要发育三角洲—半深湖相沉积，其中西部地区发育辫状河三角洲沉积、东部地区发育曲流河三角洲沉积。半深湖分布范围在甘泉—志丹地区，湖岸线呈环带状分布于定边—环县—镇原一带（见图2），形成长9段烃源岩。长9段砂体规模大，单层砂体厚度20～30 m，隔夹层少，多期砂体纵向叠加，横向连片性好，砂体宽度为10～30 km。长9段储集层以中、细砂岩为主，古峰庄和姬塬地区以中—细砂岩为主，粒度总体较粗；华池—庆阳—合水和志丹—安塞地区以细砂岩为主，粒度较细；安边地区靠近物源方向，粒度较粗，以中砂岩为主。长 9段岩性以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，其次为长石砂岩。填隙物成分差异较大，姬塬地区砂岩粒度较粗，以绿泥石和硅质为主；志丹地区以水云母、铁方解石为主；华池—庆阳地区以绿泥石、铁方解石及硅质为主。长 9段储集层孔隙空间以粒间孔、溶蚀孔为主[11-16]，姬塬和镇原—合水地区以粒间孔为主，面孔率高；志丹和华池—庆阳地区溶孔、粒间孔发育，面孔率低。姬塬地区排驱压力低，最大进汞饱和度大，中值半径大，孔隙结构好；镇原—合水地区排驱压力相对较低，最大进汞饱和度较大，中值半径稍小于姬塬地区，孔隙结构较好；志丹和华池—庆阳地区排驱压力高，中值半径小。长 9段总体以中—小孔隙为主，喉道大小差别大，姬塬地区以细—微细喉道为主，其他地区以微细—微喉道为主；孔隙度主要集中在8%～13%，姬塬和华池—庆阳地区孔隙度较高，志丹地区孔隙度较低；渗透率主要集中在（0.3～20.0）×10-3μm2，高孔渗区主要分布在姬塬地区。

图1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组综合柱状图

2 油藏特征

2.1 原油物性

图2 鄂尔多斯盆地长9段沉积相平面图

长9段原油物性好，原油密度为0.836 8 g/cm3、黏度9.825 mPa·s、凝固点21 ℃、初馏点85 ℃，与延长组其他各段相比，呈现出低密度、低黏度、低凝固点的特征，属于轻质油。长 9段原油和含油砂岩抽提物组成中饱和烃含量为59.12%～78.56%，平均值为67.26%；芳烃含量为 7.48%～13.65%，平均值为11.81%；非烃和沥青质含量为3.89%～9.61%，平均值为7.36%；饱和烃与芳烃含量比值平均为6，表明长9段原油中的轻质组分占绝对优势。

2.2 油藏特征及分布

目前，鄂尔多斯盆地长 9段不断获得新发现，尤其在姬塬地区，已有工业油流井达百余口，已建产能超百万吨，成为石油勘探的重要接替层系。同时，在陇东、陕北地区发现Y427井区和B408井区等多个长9段含油富集区。不同地区长9段的油源、运移动力、运移通道、圈闭条件差异较大，发育不同类型的油藏。通过对已发现的28个长9段油藏精细解剖发现，姬塬地区西部发育岩性-构造油藏、姬塬地区中东部发育构造-岩性油藏、陇东和陕北地区东部发育岩性油藏。

岩性-构造油藏主要位于姬塬西北部古峰庄—麻黄山地区，构造变化大，断层、微幅鼻状隆起等构造发育，为原油聚集提供良好的圈闭条件。沉积微相主要为三角洲平原分流河道，砂体规模大且分布稳定，砂体厚度20～40 m。储集层物性好，孔隙度为10.0%～15.3%（平均 14.9%），渗透率为（0.88～16.10）×10-3μm2（平均 6.85×10-3μm2）。单井产量高且油藏延伸距离小，如 H224井和 H219井日产量分别高达 65 t和34 t，油藏延伸距离为2～3 km。

构造-岩性油藏主要位于姬塬东部地区，构造变化不大，发育鼻状构造，对油藏有一定的控制作用。沉积微相为三角洲前缘水下分流河道，河道分支变窄，砂体较薄，砂体厚度5～15 m，多为透镜状，平面上变化大。储集层物性较好，孔隙度为 9.3%～13.1%（平均 11.3%），渗透率为（0.46～9.25）×10-3μm2（平均4.28×10-3μm2）。长9段单砂体厚度较薄，平面上多成细小分支河道，油藏主要发育在细小的分支河道上，上倾方向受到泥岩遮挡，形成圈闭。单井产量高且油藏延伸距离较大，多产纯油，如H148井单井日产量高达22.4 t，油藏延伸距离为3～4 km。

岩性油藏主要位于华池—庆阳地区和志丹地区，构造平缓且倾角不足5°，油藏分布受岩性和物性控制。岩性油藏发育区发育多期河道并沉积多套砂体，砂体叠加厚度大，单砂体厚度较薄（5～20 m），延伸距离远（多大于4 km）。砂体间物性差异大，储集层非均质性强，局部发育高渗储集层，易形成致密砂岩遮挡，储集层孔隙度为 8.1%～12.1% （平均 10.6%）、渗透率为（0.32～8.12）×10-3μm2（平均 3.13×10-3μm2）。油藏规模相对较大，受原油运移距离和充注程度的影响，含油砂体的层位多且复杂，油藏延伸距离远（见图 3）。

图3 姬塬地区C146井—S237井延长组长91亚段油藏剖面图

3 成藏主要控制因素

3.1 烃源岩及供烃模式

鄂尔多斯盆地中生界厚度大、分布范围广，三叠世延长组沉积期，湖盆范围扩大，水体加深，形成了大范围的半深湖—深湖相沉积环境，繁殖了浮游藻类、底栖藻类以及大量水生动物，发育巨厚湖相暗色泥质沉积。三叠系延长组烃源岩主要由深灰—灰黑色炭质泥岩、灰黑色泥（页）岩组成。长 7段黑色富有机质页岩和深黑色泥岩是主力烃源岩，长 9段黑色泥岩为区带性油源岩，长6段黑色泥岩为辅助油源岩。

长 7段黑色富有机质页岩和深黑色泥岩是主力烃源岩，层理或纹层结构发育，有机质丰度高，黑色页岩TOC平均值为13.81%、深黑色泥岩TOC平均值为3.75%，有机质类型好，为Ⅰ—Ⅱ1型，Ro值为 0.8%～1.2%；分布面积达5×104km2，平均厚度约为30 m，最厚可达100 m；烃源岩中含氢组分主要富集在长7段页岩中。

长 9段黑色泥岩为区带性烃源岩，受湖泛规模影响较小，仅在英旺和志丹地区的局部低凹处发育，面积约1.5×104km2，厚度4～16 m，规模较小[6-7]。英旺地区TOC平均值为4.03%，平均生烃潜量为9.90 mg/g；志丹地区TOC平均值为5.03%，平均生烃潜量为15.94 mg/g；有机母质类型为腐泥型，干酪根富类脂组分（>92%），富同位素δ12C。

长 6段黑色泥岩为辅助性烃源岩，在盆地内呈薄层状零星分布，有机质丰度较高，TOC平均值为2.80%，有机母质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主[17-21]。

为了精细厘定盆地内不同地区长9段原油的油源，对长9段原油和长7段、长9段烃源岩的4-甲基甾烷/规则甾烷与姥鲛烷/植烷的相关性进行对比分析。结果显示，长9段原油在志丹地区主要来自于长9段烃源岩，在姬塬和陇东地区来自于长7段烃源岩（见图4）。长9段原油在油源供给上总体表现为长7段烃源岩为主、长9段烃源岩为辅的2源主次供烃模式。

图4 姥鲛烷/植烷与4-甲基甾烷/规则甾烷关系图

3.2 成藏动力

异常压力是含油气盆地常见的一种现象，与油气的生成、运移、聚集与分布有着密切的关系，流体在生油层和储集层中总是遵循从高剩余压力区向低剩余压力区流动的规律。依据源储位置关系，范玉海等[22-27]提出源下成藏源储压差驱动、源内成藏油水压差驱动、源上成藏势差驱动 3种成藏动力机制。鄂尔多斯盆地姬塬、陇东地区长9段原油来自长7段优质烃源岩，为上生下储型成藏组合，因此，长 7段烃源岩与下部长8、长9段储集层之间要有足够大的压差，才能克服浮力和毛细管力的阻力，驱动油气发生自上而下运移聚集成藏，即过剩压力是向下排烃的主要动力。岩心和薄片显示，长 7段烃源岩中存在大量形态不规则的生烃增压缝，多为钙质充填，脉体细小杂乱，是油气运移和充注的通道。利用平衡深度法计算长 7段烃源岩最大埋深时过剩压力为 8～20 MPa，局部超过 24 MPa。姬塬地区位于湖盆中央/深水区，是长 7段烃源岩生烃中心，随着埋深的增大，长 7段烃源岩快速成熟并排烃，当压力达到最大值后，向上、向下同时排烃（见图5）。

砂岩储集层成藏模拟实验表明，油气排烃充注压力大于7 MPa时，更利于上生下储式成藏；充注压力为5～7 MPa时，下生上储式成藏与上生下储式成藏效率相当，成藏过程差别小；充注压力小于5 MPa时，更利于下生上储式成藏。通过统计分析过剩压力与下部含油显示层段与烃源岩底界距离，可定量预测长 7段烃源岩向下排烃的最大距离。当过剩压力为 7～20 MPa时，长7段烃源岩可向下排烃穿过厚约85 m的长8段进入长9段；当过剩压力大于20 MPa时，长7段烃源岩甚至可向下排烃穿过厚度约200 m的长8段和长9段进入长10段（见图6）。

在对鄂尔多斯盆地近 3 000口探井和评价井长 7段烃源岩向下排烃距离与过剩压力的统计分析基础上，对烃源岩向下排烃距离在平面上的分布特征进行研究，刻画出长7段烃源岩向下排烃到长9段的平面分布范围（见图7）及长7段烃类运聚到长9段储集层的深度，与长7段过剩压力平面分布（见图5）有较好的一致性。在姬塬地区，长 7段烃源岩分布范围广、厚度大、过剩压力值较高，与长 9段之间的过剩压力差达10～15 MPa，原油移动和充注动力充足，利于在优势储集砂体和低幅度构造发育区聚集成藏。勘探实践表明，油藏在纵向上主要分布于长 91亚段烃类进入深度小于25 m的层段，平面上主要分布在长7段与长9段过剩压力差较高、长9段过剩压力较低、低幅度构造发育的地区。

3.3 成藏期次

图5 早白垩世末长7段过剩压力分布图

图6 烃源岩向下排烃距离与过剩压力的定量关系

在长 9段油藏发育的姬塬、陇东等地区选取参数井，开展油气包裹体研究，分析长 9段油藏的成藏期次。结果表明，长9段储集层包裹体发育且类型丰富，可划分为2期：第1期包裹体分布在石英碎屑颗粒内裂纹中，单偏光下为黑色和褐色，含固体沥青，无荧光或者发很淡的黄色荧光，反映包裹体形成较早或者经历了氧化作用；第2期包裹体分布在切穿石英的裂纹中，单偏光下为无色或褐色，蓝光激发下显示黄绿色荧光或者亮黄色荧光，反映包裹体形成较晚（见图8）。盆地内长 9段包裹体均一温度分布连续，分布范围较宽，有2个明显的峰值区间，分别为90～110 ℃和130～140 ℃，反映出油气2期充注成藏。

图7 长7段烃源岩向下排烃到长9段平面分布范围

成藏史分析对准确认识油气藏的形成与分布规律有重要的意义。鄂尔多斯盆地自中生代以来，发生了三叠纪末、侏罗纪延安组沉积期末、侏罗纪末和早白垩世末 4期不均匀抬升和地层剥蚀事件，分别对应三叠系/侏罗系、侏罗系延安组/直罗组、侏罗系/下白垩统、下白垩统/第四系不整合面。地层埋藏史的恢复主要受剥蚀地层厚度和残留地层厚度的控制，分析结果显示，鄂尔多斯盆地在中生代期间经历了晚三叠世、早侏罗世、晚侏罗世和早白垩世末—第三纪末 4次较为明显的沉降—抬升演化旋回过程，总体上以沉降—抬升类型为主，恢复结果反映出盆地在中生代不同阶段的沉降/抬升速率、埋藏深度及古地温等参数。

晚三叠世地层埋藏速率快，早白垩世盆地沉降幅度和地层沉积累计厚度最大，早白垩世末盆地达到最大沉降幅度，中生界最大埋藏深度超过3 000 m。4次抬升造成盆地上三叠统、下侏罗统、中侏罗统和下白垩统的部分地层缺失，其中以早白垩世末期开始的抬升造成的地层缺失最为明显，并最终形成现今的地层残存特征。埋藏史研究表明，长 9段经历了晚侏罗世和早白垩世 2期成藏，其中姬塬、陇东地区进入成藏期早、成藏持续时间长（见图9）。

图8 鄂尔多斯盆地长91亚段包裹体特征（普通薄片，单偏光）

图9 鄂尔多斯盆地长9段油藏主要分布区埋藏演化史图

3.4 输导条件

流体输导网络性质和输导能力随着盆地的发育演化而变化，盆地流体主要赋存在孔渗较高的输导层、古间断面和断裂及裂缝系统中[28]，超压体系控制流体由高势向低势运移的指向[29]。鄂尔多斯盆地中生界延长组发育断裂和大量裂缝，基底“隐性”活动产生的裂缝在延长组中十分发育。无论是在盆地周边露头，还是在盆内腹地的岩心和录井资料中，均发现天然裂缝的存在，是石油运移和聚集的主要通道[30-31]。大量岩心观察表明，延长组裂缝较为发育，裂缝长度 10～500 cm，以高角度张性裂缝为主，裂缝角度一般近83°～90°，呈纵向延伸。裂缝发育程度与裂缝延伸方向相关性好，北东—南西向和东西向裂缝最为发育，应为多期形成，部分处于充填、半充填状态，充填物主要为碳酸盐及泥质等。长 8段油层及围岩裂缝普遍发育、规模大、纵向延伸长，为长 7段烃类向下运移至长9段储集层聚集成藏提供良好的运移通道（见表1）。

姬塬地区长8段和长9段油层与上覆长7段烃源岩界面处裂缝极为发育，存在大量高角度裂缝、垂直裂缝和同生小断层，这些断层和裂缝沟通砂体，增大砂体渗透率，利于烃源层与储集层的沟通，对长 7段烃类运移至长 9段油层聚集成藏起到了重要的作用。鄂尔多斯盆地裂缝多为构造成因，在向斜变形较强部位发育垂直于其轴向的扩张缝，在背斜变形强的部位发育平行于其轴向的张裂缝。延长组裂缝主要发育在侏罗纪晚期和早白垩世这 2期，分别对应燕山运动二幕和燕山运动三幕[32]且与长 7段烃源岩生烃高峰期相对应。长7段—长9段沉积期发育北东向垂直裂缝与高角度裂缝等构造裂缝，为基底断裂诱导剪裂缝，形成于印支期和燕山期；张性裂缝呈北东—南西向、东西向和北北东向，主要形成于燕山期和喜马拉雅期，为白垩纪石油大规模运移提供了有利的输导条件。纵向上长8段和长9段发育的裂缝与渗透性砂岩形成良好立体配置，成为长7段油源向长9段油层充注的良好运移通道（见图10）。

表1 鄂尔多斯盆地长9段典型井裂缝特征统计表

3.5 长7段底面古构造演化与油气运移

长 7段烃源岩是鄂尔多斯盆地最主要的烃源岩，其在各个时期的构造演化，对于研究埋藏史、生烃史及油气运聚具有重要作用。根据沉积-沉降补偿原理，长 7段底面在某一沉积地层沉积前的古构造，可以用长7段底到这一沉积地层底的地层厚度反映。厚度大，沉降幅度大；厚度小，沉降幅度小或抬升剥蚀。

图10 鄂尔多斯盆地长9段石油运聚模式图（剖面位置见图5）

鄂尔多斯盆地中生界延长组上部发育的地层有富县组、延安组、直罗组、安定组、洛河组—宜君组、华池组、环河组，这些地层具有显著的岩性及测井识别标志，本文收集盆地近3 000口钻井资料，分别绘制出长 7段底面在晚三叠世、早白垩世、现今等各个沉积期的古构造图，揭示其构造演化特征。

晚三叠世受印支运动影响，盆地西部和西南部在延长组沉积期末抬升，长 7段底形成西高东低的构造格局（见图 11a）。早白垩世受燕山运动影响，盆地南部和东部抬升，西北部沉降，长 7段底面构造反转，形成东高西低、南高北低的构造格局（见图 11b）。现今盆地长 7段底面构造整体为东高西低，东部平缓的西倾单斜，西部为天环坳陷（见图11c）。盆地长7段底面构造经历了由侏罗纪西高东低到早白垩世东高西低，再到现今平缓的西倾单斜的构造演化过程，对于揭示石油运聚规律具有指导意义。

早白垩世长7段底古构造形态控制二次运移方向。早白垩世长 7段底面构造在环县—华池—吴起—定边以西地区最低，姬塬地区烃源岩厚度大，热演化程度高，石油进入长 9段储集层后，向周边高部位发生侧向运移，形成岩性油藏和岩性-构造油藏。

鄂尔多斯盆地在中生代经历的每一期构造运动都对主力含油层系的油气生成、运移、聚集和成藏起控制性作用[33-35]。燕山期是油气运移聚集高峰期。晚白垩世，燕山运动Ⅳ幕构造活动频繁，盆地经历不均匀抬升，油藏不断调整。晚期构造活动局部调整了姬塬西部的油藏分布，天环坳陷成藏期古背斜构造现今已经不明显，其中的原油必然会调整到姬塬西部长 9段油藏分布。

早白垩世长 7段底古背斜构造控制姬塬西部油藏分布。早白垩世长 7段底面在姬塬西部麻黄山—红井子一带为西缘冲断带向东挤压过程中形成的背斜构造，隆起幅度为90～150 m，有利于石油向该隆起二次运移。大规模成藏期，油源充足，长 7段烃源岩生成的原油能够经过长8段运移到长91亚段，形成长81、长82到长91油藏规模和充注度逐渐减小的油藏。原油进入长 9段油藏后，由于储集层物性好、砂体连片，在浮力和构造应力的作用下，原油向古隆起方向侧向运移聚集，古背斜构造控藏成为盆地西北部长 9段油藏聚集的重要因素，现今发现的油藏，都在该隆起部位上（见图10）。