志丹油田三曹湾区域长6油气藏成藏条件及富集规律

2019-11-18郑川江李玉蓉王成龙李禄胜王嘉歌时圣彪

非常规油气 2019年5期

郑川江，李玉蓉，王成龙，李禄胜，王嘉歌，时圣彪.

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717600)

志丹油田属典型的低渗透油田，以构造—岩性复合油气藏为主，主要赋存于延长组中、下组合的致密砂岩储层中，运聚规律与成藏模式表现出其独有特性[1-3]。近年研究表明，低渗透岩性油藏的形成与油气富集主要受沉积相带[4-5]、烃源特征[6]、储层物性[7]、源储配置关系以及运移动力[8]等因素控制，且不同区域的主控因素有所不同[9]。本文以志丹油田三曹湾区域为研究对象，重点从烃源条件、沉积相展布、储层物性以及构造特征等方面入手，研究了区内长6油气藏的成藏条件及富集规律，对本区开发实践具有一定指导意义。

1 地质概况

三曹湾区域位于志丹油田西部，整体处于鄂尔多斯盆地构造主体伊陕斜坡的中南部，区域构造活动相对较弱，地层产状平缓或近于水平，具有较强的沉积旋回性。区内中生界三叠系延长组、侏罗系延安组较为发育，地层构造特征与区域背景基本一致，整体为向西倾斜的平缓大单斜，倾角小于1°，发育有大型低幅度构造(图1)。按照沉积旋回，自下而上可将延长组划分为10个油层组(长10—长1)，各油层组又可进一步细分为2～4个亚油层组，区内主力产层为长61、长62。长6时期，三角洲前缘发育，可划分为水下分流河道、水下分流间湾、水下天然堤等沉积微相(图2)。储集层岩性以砂岩为主，具反韵律粒序，电性特征明显[10]。

图1 志丹油田长6层已探明储量分布与顶面构造

图2 三曹湾区域综合柱状图

2 油气成藏条件

2.1 烃源特征

研究表明，鄂尔多斯盆地主要发育长7下部张家滩黑色页岩、长9顶部李家畔黑色页岩等多套烃源岩，局部可见长8内部黑色页岩。其中，张家滩页岩(长73)为志丹油田长6油藏的重要源岩，有机质丰度平均为3.67%，相对较高；生烃母质以Ⅰ～Ⅱ1型为主[11,12]；(S1+S2)在10.36～26.83 mg/g之间，生油潜量较大；生烃强度平均可达510×104t/km2，成熟度Ro为0.5%～1.2%，处于生油高峰期。

从烃源岩平面分布来看，志丹油田处于湖盆中心，长7段暗色泥岩、油页岩大面积分布，由东北向西南逐渐变厚，湖盆中心厚度可达百米，继而沿西南方向减薄(图3(a))[13,14]。三曹湾区域长7下部张家滩页岩厚度介于24～56 m之间，总体呈“东厚西薄”特点(图3(b))；长9顶部李家畔页岩厚度相对较薄，介于4～32 m之间(图3(c))。其中，张家滩页岩生排烃规模大、生烃增压强烈、高效排烃作用明显，同时，具有连续生烃、幕式排烃、多点充注等特征[15-17]。

图3 志丹油田三曹湾区域烃源岩分布

2.2 储层特征

近年来，国内学者先后提出并完善了“优质储层”概念，认为“在普遍低孔低渗的背景下，孔隙度、渗透率相对较高的储层”即为优质储层，但这是相对概念，并无绝对指标严格限制[18～20]。据此，本文将区内长6储层中孔隙度大于9%，渗透率大于0.4 mD的储层定义为优质储层。根据储层空间展布特征，区内长61优质储层厚度主要在12～20 m之间；长62则有所减薄，多数为4～12 m，最高可达16 m以上，为油气成藏提供了有利的储集空间。

已有研究表明，沉积环境与沉积过程决定了砂岩中碎屑颗粒类型、含量以及杂基含量；在成岩过程中，胶结作用对孔隙起破坏作用，而溶蚀作用可明显改善储层物性。物性分析、薄片观察以及成岩作用研究表明，与非优质储层相比，优质储层在岩性与骨架颗粒、岩屑的类型组成方面差别不大，但含量有所不同(表1)。

统计数据表明，长6储层的孔隙度、渗透率、总面孔率以及粒间孔面孔率等物性参数与(长石+石英)、绿泥石含量呈正相关关系(图4、图5)，与塑性物质、胶结物含量呈明显的负相关关系(图6、图7)。长石、石英等刚性物质相互接触、支撑，可抵御压实作用影响，有利于保持粒间孔，而云母等塑性物质含量高时，塑性物质在压实作用下发生弯曲、变形，挤占孔隙导致物性变差。

表1 三曹湾区域长6优质储层与非优质储层特征对比表

图4 长6储层物性参数与(长石+石英)含量关系图

图5 长6储层物性参数与绿泥石含量关系图

图6 长6储层物性参数与塑性物质含量关系图

图7 长6储层物性参数与总胶结物含量关系图

同时，绿泥石起着双重作用，当主要以绿泥石膜形式发育时，有利于保存残余粒间孔，起着建设性成岩作用；当主要以填隙物充填孔隙时，则表现为破坏作用，导致储层物性变差。另外，自生黏土矿物、碳酸盐等胶结物占据残余粒间孔、溶蚀孔中，导致其面孔率降低，进而降低储层孔隙度和渗透率。在各类胶结物中，以碳酸盐为主，碳酸盐胶结成为储层物性因胶结物变差的最主要原因(图8)。

图8 长6储层物性参数与总碳酸盐胶结物含量关系图

此外，区内长6储层中长石含量高。在成岩过程中，长石颗粒和长石胶结物的溶蚀作用形成了绝大部分溶蚀孔，可有效改善储层的储集性能。数据表明，刚性颗粒含量越高，总面孔率和粒间孔面孔率越大(图9)，有利于流体流动和物质交换，进而促进溶蚀作用，从而导致溶蚀孔面孔率也随之增加。

可见，长石、石英等刚性颗粒含量、绿泥石含量及其发育形式，以及碳酸盐胶结物含量是影响长6储层物性的主控因素。

2.3 构造特征

整体上，志丹油田长6油藏所处构造背景呈一个大型的低幅度鼻褶带(图1)，受基底隆起影响，由多排大型低幅度鼻状隆起复合而成。构造等值线近于平行，呈波浪状；多排鼻状构造在区内定向延伸、分岔、尖灭或局部挠曲[21]。三曹湾区域构造特征总体呈现“东高西低”，为一西倾单斜，局部发育低幅度构造，不同层位的低幅度构造位置、形态稍有变化。主力层长62顶面海拔在-265～-160 m，在F95、F178和YJ442等井区发育多个明显的鼻状构造。主力层长61顶面海拔介于-225～115 m，西部YJ450和YJ442井区的构造几乎消失，而F95和F178等井区仍有低幅度构造。

图9 长6储层溶蚀孔面孔率与长石、(长石+石英)含量关系图

图10 三曹湾区域长6砂岩层顶面构造图

3 油气富集规律

3.1 多期充注与下源上储

烃类包裹体荧光显示，区内长6储层中主要存在以液态为主的有机包裹体发黄色—淡黄色、黄白荧光，以气态和液态混合的有机包裹体发蓝色—蓝白色荧光。此外，还有不发光的黑色碳质沥青或发橙色、橙褐色、橙黄色荧光的胶质沥青(图11)。包裹体荧光颜色是油气成熟度的直接显示标志。结合包裹体均一温度与单井埋藏—热演化史，对应于长6储层经历的三期油气充注事件(图12)：①侏罗纪末期(162～152 Ma)，为烃源岩早期所形成的低熟油气，以固态沥青形式存在；②早白垩世中早期(145～127 Ma)，以液态高熟烃类为主，对应于成熟油气；③早白垩世中晚期(111～102 Ma)，为主要油气成藏期，充注烃类为较晚期形成的高熟轻质油气。

图11 不同荧光颜色油质沥青相互关系(YJ441，1621.2 m，长6)

图12 F178井埋藏—热史及与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度

同时，长6层油气富集与其下部紧临长7张家滩优质烃源岩，以及上部与长4+5区域盖层直接接触关系密切。从平面分布来看，宏观上主要受长7烃源岩分布控制，处于烃源岩分布中心(深湖—半深湖相分布区)周缘，连片性较好(图3)。从成藏模式来看，区内长6油气藏属“下源上储”源外成藏模式(图13)[22]，油气运移距离相对较近。研究表明[23,24]，在早白垩世晚期，长4+5或长6顶部起出现过剩压力，并有随埋深变大的趋势，在长7油页岩层达到最大；同时，张家滩页岩段生烃增压作用显著，依靠储源压差与浮力驱动，可通过高角度裂缝单向隔层充注。因延长组构造平缓、储层致密、保存条件优越，油气进入储层以后，经过短距离侧向运移遇到合适的圈闭即可成藏。

图13 延长油田延长组油气成藏模式图[22]

3.2 沉积相带与储层物性

长6时期，三曹湾区域属三角洲前缘沉积体系，主要发育水下分流河道、河口坝，以及少量席状砂和分流间湾砂体。沉积相带不仅控制着优质储层分布，对圈闭发育也起着重要的控制作用。受沉积条件控制，水下分流河道水动力越强，刚性颗粒含量越高、塑性物质含量越低，胶结作用相对较弱，而溶蚀作用越强，使得储层物性越好。同时，因水下分流河道相变，砂体中间发育若干分流间湾泥岩，将水下分流河道砂体分隔，与区域西倾单斜的构造背景形成良好的空间配置关系，水下分流间湾泥岩与成岩致密砂岩层的上倾遮挡构成了优越的遮挡条件。

区内三角洲前缘亚相邻近生烃中心，具有相对的位置优势，可优先捕获油气。同时，水下分流河道砂体具有厚度大、物性好等特征，利于各类岩性圈闭的形成，为油气聚集成藏提供了有利场所[25]。相关数据也表明，长6油气藏主要分布在累计砂岩厚度较大的分流河道砂体(图14)。此外，储层含油性与物性密切相关，具油斑显示的砂岩物性最好，其次为油迹砂岩，无油气显示或具荧光显示的砂岩物性最差，即储层物性越好，油气显示级别也就越高(图15)。

3.3 构造条件与鼻状隆起

已有研究表明，伊陕斜坡中生界油气富集成藏主要受低幅度鼻状构造、大型沉积体系，以及有利相带等因素控制。其中，广泛发育的大型低幅度鼻状隆起构造即为有利的构造背景，为油气大规模聚集成藏提供了优势条件，同时，其局部产状变化也对油气沿斜坡上倾方向运移的动力、速度以及方向产生了重要影响，进而控制了油气的逸散或富集[21]。长6层各亚组顶面构造与试油试采结果表明，区内已发现油藏主要分布在局部构造高部位(图16)，表明构造对油气富集具有一定的控制作用。