鄂尔多斯盆地A 区长7～长8 油藏成藏富集规律研究

王碧涛，金玉俊，郭文娟，苏幽雅，徐 宁，曹 丽，刘向伟，李绍鹏

（1.中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750006；2.贵州乌江能源产业研究院有限公司，贵州贵阳 550025）

鄂尔多斯盆地是中国陆上第二大沉积盆地，盆地面积25×104km2，盆地内油气资源丰富，勘探领域广阔。盆地由晋西挠褶带、陕北斜坡、天环凹陷以及西缘断褶皱带四大主要构造单元组成，盆地边缘断裂褶皱发育，内部构造相对简单，地层平缓，为西倾单斜构造，倾角较小，不足1°。研究区位于盆地陕北斜坡中西部，面积2 013×104km2，地理位置为陕西省志丹～吴起县境内。主力开发层系为侏罗系延9、延10 油层组及三叠系长2、长4+5、长6 油层组[1]。

1 勘探开发历程

鄂尔多斯盆地A 区勘探始于20 世纪90 年代，陕A 井在长6 层发现10.8 m 油层，试油获得17.3 t 高产工业油流，揭开了A 油田长6 油藏的开发序幕。随后发现了B 区长6 油藏、C 区长6 油藏及D 区延9 延10油藏，后经先导开发试验、规模开发、滚动扩边三个阶段，累计建成产能200×104t。近年来，随着勘探层位的下移，该区先后发现了顺A、塞B 等5 个长7～长8 出油井点，长7～长8 深层油藏增储潜力凸现，为进一步做好该区的勘探增储工作，开展该区长7～长8 油藏成藏富集规律研究十分必要[2-4]。

2 地层对比及小层划分

3 沉积相带及砂体展布研究

根据区域沉积背景，结合沉积粒度分析、岩心相标志及单井相研究，长8、长7 期均为三角洲前缘沉积环境，砂体均呈北东-南西向展布，其中长82至长81期沉积规模变强，砂体连片、连通性变好，长82河道宽1～4 km，长81河道宽2～3 km。长73至长71期物源充足，为湖盆沉积的鼎盛时期，砂体厚且连片性较好，长73河道宽3～5 km，长河道宽3～6 km，长河道宽2～5 km。长河道宽4～6 km，长河道宽3～5 km，长河道宽3～5 km。

4 成藏富集规律研究

4.1 烃源岩决定着油藏的分布

长7、长9 烃源岩研究：鄂尔多斯盆地发育长7、长9 两套烃源岩，长7 烃源岩盆地内整体发育，长9 烃源岩仅陕北斜坡局部发育。油藏平面上分布于生烃坳陷的内侧或外缘，纵向上分布于长7、长9 烃源岩的上下储层中，与烃源岩形成了上生下储、下生上储、中生夹储等多种源储关系。A 区长7 烃源岩发育在谷A 部位，厚度达到40 m，长9 烃源岩发育在北B 部位，厚度保持在10～25 m，长7、长9 油藏的分布与长7、长9 烃源岩分布匹配性较好，长7 油藏试油高产区主要分布在研究区西部谷A 井部位，长9 油藏试油高产区主要分布在油藏南部北B 井部位，长8 油藏发育于工区谷A 以西长7 烃源岩发育部位和北B 区长9 烃源岩发育部位。油藏规模及分布具有离湖盆生烃中心越近，油藏规模越大，分布越多的特点。

根据长7 烃源岩、长9 烃源岩分布与长7、长8 油藏分布特征关系表明烃源岩的控制作用着油藏的成藏及分布。研究区油气成藏具有“二元主次供烃，源储压差驱动，近源连续聚集”的特征。

长8 烃源岩研究：研究区北B 部位长82层不均匀发育5～20 m 厚度不等的暗色泥岩，岩心主要表现为灰黑色、黑色泥岩，测井曲线特征具有高伽马＞130 API、高时差＞300 μs/m、低密度＜2.4 g/cm3，中、低感应30～80 Ω·m 的电性特征，与长91暗色泥岩具有较好的对比性。通过有机碳、沥青“A”、生烃潜量、有机质类型、生排烃能力等指标研究、对比，表明该区长82暗色泥岩有较高的有机质丰度和一定的生烃潜力，长8 暗色泥岩一定程度上辅助生烃，同时控制着该区油藏分布和规模。

研究区长82暗色泥岩有机碳TOC 含量主要分布在4%～7%，平均含量为5%。长91暗色泥岩的有机碳TOC 含量主要分布在4%～6%，平均含量5.03%，与长9暗色泥岩有机碳TOC 含量相当。氯仿沥青“A”主要分布在0.1%～1.0%，以0.4%～0.5%和0.7%～0.8%为主，平均含量为0.5%，与长7 烃源岩的氯仿沥青“A”（平均为0.6%）含量相当，有机质丰度较高。在生烃潜量方面，研究区长82暗色泥岩生烃潜量主要分布在5～30 mg/g，平均为15.7 mg/g，与长9 暗色泥岩生烃潜量15.9 mg/g相当，与长7 生油岩19.3 mg/g 比较接近。从热成熟的方面，长8 烃源岩的热演化程度达到生油高峰阶段，长8 黑色泥页岩干酪根的实测Ro 值为0.84%～1.37%，平均值为1.1%，岩石热解Tmax 为450℃左右，沥青“A”转化率高，平均为11.66%；各项地球化学参数均一致反映出研究区长8 烃源岩已达到生油高峰演化阶段（见表1）。

表1 鄂尔多斯盆地A 区长8 与长7、长9 有机质成熟度指标对比表

研究区TOC 相近的长8 暗色泥岩沥青“A”转化率与陕北地区长9、长7 十分相近，说明生烃能力相当，且TOC、沥青“A”转化率均较高，具有生烃能力较强的特征（见图1）。沥青“A”转化率和S1/TOC 随TOC 增高而降低的趋势也反映了长8 暗色泥岩具有一定的排烃能力（见图2）。

图1 A 区长8 暗色泥岩TOC-沥青“A”转化率交汇图

图2 A 区长8 暗色泥岩TOC-S1/TOC 交汇图

通过对比研究区长8 与长7、长9 烃源岩在有机碳含量TOC、沥青“A”、成熟度等方面对比（见表2），表明A 区长82暗色泥岩具备一定的生烃能力。

表2 研究区长8、长7、长9 烃源岩有机地化特征对比表

4.2 砂体叠置和裂缝发育是油气运移的良好通道

研究区沉积砂体在横向上的大面积复合接触连片和纵向上的相互叠置，油气横向上沿砂体展布，纵向上沿砂体叠置运移，并聚集成藏。

同时天然裂缝的发育为烃类垂向运移提供了快速通道。通过对研究区顺A 井长8、长9 成像测井测试表明该区长8、长9 垂向裂缝发育，这就为油气的运移成藏提供了条件。

4.3 异常压力是油气运移的主要动力

研究区分布有长7、长8、长9 烃源岩，其镜质体反射率表测试分析数据显示都可生烃（见表3），生烃作用可以产生巨大的超压成为油气初次运移的最主要动力，在异常动力下，油气沿着裂缝或孔隙向上运行，向下充注。

表3 鄂尔多斯盆地A 区镜质体反射率表

研究表明长7 和长9 烃源岩向烃类转化过程中形成的异常压力导致烃类可以侧向运移和垂向运移。A区长7 过剩压力高达6～16 MPa，表明长7 烃源岩在生烃过程中发生了垂向运移，而且长7 与长8 油层组过剩压力差达2～8 MPa，表明长7 烃源岩生成的烃类可以通过裂缝垂向运移至长8 中；长9 与长8 油层组的过剩压力差在研究区北部达1～2 MPa，表明长9 烃源岩生成的烃类可以进入长8 储层中。

4.4 有利储集条件控制油藏分布富集

有利的沉积相带是油气富集成藏、大面积分布的重要地质基础，是油气运移聚集的最有利载体。沉积微相研究表明，水下分流河道相砂体是最有利的储集体。同时，储层平面展布控制着储层成岩和储层物性分布。根据沉积微相、砂体厚度、物性特征、孔隙结构、成岩相带等参数，将研究区进一步划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ储层。通过精细储层划分及刻画储层与试油含油关系分布图表明长8、长7 高产出油层多位于水下分流河道厚砂体叠置处的Ⅰ储层区，高产出油井多分布于储层优质部位及水下分流河道等有利储集体内。

因此，源岩是根本，储层是条件，微裂缝是通道。鄂尔多斯盆地A 区油气成藏具有“多元主次供烃，源储压差驱动，近源连续聚集”的特征。受长7、长8、长9 共同作用，生成的烃类优先进入长7、长8 相对高渗储层成藏，受源储压差驱动，通过叠置砂体、裂缝，垂向运移至长7、长8 油层，在相对高渗区选择性聚集成藏，形成了鄂尔多斯盆地A 区长7～长8 油藏。

5 结论与认识

（1）研究区发育长72、长82、长91三套烃源岩，从有机碳、沥青“A”、生烃潜量、有机质类型、生排烃能力等指标对比表明，该区长82层暗色泥岩具备一定的生烃能力。

（2）砂体横向上连续，纵向上叠置，取心及成像测井资料表明区内长7、长8、长9 垂向裂缝发育。因此，砂体叠置和裂缝发育是油气运移的良好通道。

（3）烃源岩控制着油气平面和纵向上的分布，优势的沉积相带、储层物性控制着油气的富集程度，生烃产生的异常压力是油气运移的主要动力。

（4）鄂尔多斯盆地A 区长7～长8 油藏具有“多元主次供烃，源储压差驱动，近源连续聚集”的成藏特征。