鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏特征及成藏主控因素

邵晓州，王苗苗，齐亚林，贺彤彤，张晓磊，庞锦莲，郭懿萱

（1.成都理工大学能源学院，成都 610059；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018；4.长安大学公路学院，西安 710064；5.中国石油长庆油田分公司第九采油厂，银川 750006）

0 引言

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，随着勘探开发的不断深入，油气勘探对象逐渐从大型岩性油气藏转向岩性-构造等复杂油气藏［1-2］，在盆地周缘寻找有利油气勘探目标是夯实油田上产、稳产的重要资源保障。平凉北地区是近年来鄂尔多斯盆地西缘增储上产的重要区域，属油气勘探新区［3-5］，该区三叠系延长组长8 油层组为主力储层，目前在其北部已发现了H45 含油有利区，南部发现红河油田［6］，但整体勘探程度较低。平凉北地区长8 砂岩储层厚度大，含油显示普遍，但仅有少量工业油流井，绝大多数井低产或产水，油水关系复杂，油藏控制因素多样。针对以上问题，众多学者在构造特征、烃源岩评价及储层特征等方面开展了一系列研究，如柴童［7］、Jia 等［8］认为受天环坳陷演化影响，古今构造的差异使该区油气经历多次运移，最后在稳定的构造高部位聚集成藏；赵彦德等［9］、Zhang 等［10］综合应用有机地球化学和有机岩石学的测试手段和研究方法，对盆地西南部三叠系延长组长7 暗色泥岩进行定量评价，分析了生烃潜力；马立元等［11］对长8砂体沉积特征和储层特征进行研究，探讨了储层成岩演化与石油成藏之间的关系，明确了油气充注与成藏时间。然而，目前对该区的研究仅局限在构造、沉积储层和油源对比方面，针对油藏特征和成藏控制因素尚未开展系统研究，严重制约了平凉北地区乃至盆地内西南地区的油气勘探部署进度。

利用地质、地震、测录井、流体地球化学、多尺度微观储层分析等技术，从构造特征、烃源岩条件、储集层特征、保存条件等方面入手，分析鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏特征及其主控因素，构建成藏模式，以期为揭示该区复杂油藏分布规律和下步勘探方向提供理论依据。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地是我国的第二大沉积盆地，总面积37 万km2，可划分为6 个构造单元，分别为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起，延长组自下而上可分为长10—长1等10 个油层组（图1），其中伊陕斜坡、天环坳陷是油气聚集的主要构造单元［12］。平凉北地区处于鄂尔多斯盆地西南部，构造上位于西缘冲断带南段和天环坳陷西斜坡过渡带，西邻西缘冲断带，东接伊陕斜坡，构造演化复杂。受盆地周缘隆升、南部边缘地区地层抬升剥蚀影响，延长组地层保存不全。长8 油层组为浅水辫状河三角洲沉积环境［13-15］，为西南和西部物源控制的三角洲平原亚相。该区煤线、植物根系等沉积建造发育，常见煤线、炭化植物碎片等，反映水上沉积环境。砂岩粒度相对较细，常见交错层理、块状层理。分流河道砂体发育，河道砂体宽5～10 km，厚10～20 m，砂体厚度大，平面上连片性好，延伸远。

图1 鄂尔多斯盆地平凉北地区构造位置（a）及地层柱状图（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column（b）of northern Pingliang area，Ordos Basin

近年来，鄂尔多斯盆地多口井钻井揭示，平凉北地区延长组开口层位自东向西由长4+5 至长6油层组，地层出露变化大，长8 油层组地层分布稳定，厚度一般为80～90 m，油藏埋深为2 260～2 750 m。通过地层对比发现，平凉北地区长7 油层组以下地层保存较全，受西缘冲断带及古河下切冲蚀双重影响，延长组中上部地层剥蚀严重［11］。

2 油藏特征

2.1 原油特征

通过鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏原油性质数据统计，该区原油密度为0.87 g/cm3，黏度为16.9 mPa·s，凝固点为21.7 ℃，初馏点为117 ℃，原油密度在平面上由东北向西南变大，北部和西部密度较小。研究区西南部彭阳地区原油密度和黏度均较大，该区域M20 井原油密度为0.88 g/cm3，黏度为29.6 mPa·s。和盆地内其他油藏相比，研究区整体上原油密度和黏度均较大，凝固点较低，初馏点较高，整体流动性较差［9］，其高黏度可能与强烈构造活动或石油聚集成藏时遭受生物降解有关［16-17］。

根据平凉北地区长8 油藏23 个原油样品的地球化学特征分析，其姥鲛烷/植烷［w（Pr）/w（Ph）］较低，平均为1.43，说明有机质生烃为弱还原环境［9］。由C2920 S/C2920（S+R）与ββ-C29ββ/（αα+ββ）的分布值来看，其原油成熟度较好，是低熟—成熟油［18］（图2）。

图2 平凉北地区长8 油藏原油和烃源岩地球化学特征Fig.2 Geochemical characteristics of crude oil and source rocks of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

2.2 地层水性质

地层水是反映油气运聚与保存条件的重要因素。苏林［19］在对比和分析了现代大陆水和海水化学成分特性的基础上，根据水中主要阴离子、阳离子彼此间化学亲和力的强弱顺序，将地层水划分为CaCl2，MgCl2，NaHCO3和Na2SO4等4 种 类 型［20］。地表水或浅层地下水的矿化度均比较低，主要为Na2SO4型地层水，反映裸露或严重破坏的地质构造；深层地层水的矿化度比较高，主要为CaCl2型地层水，反映与地表隔绝良好的封闭构造；浅层—深层一般为MgCl2型地层水［21］。根据平凉北地区地层水的数据（表1）可以得出，长8 油层组地层水的pH 值为5.50～6.50，平均值为6.23；密度为0.997～1.058 g/cm3，平均为1.019 g/cm3；氯离子的质量浓度为12 892～50 251 mg/L，平均值为24 249 mg/L；总矿化度为21.45～88.20 g/L，平均值为42.12 g/L；水型主要为CaCl2，反映出长8 油藏具有较好的保存条件。

表1 平凉北地区长8 油层组地层水化学成分Table 1 Hydrochemical composition of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

2.3 油藏分布

平凉北地区长8 油藏埋深约为2 400 m，油层电阻率为6.6～30.2 Ω·m，平均为14.2 Ω·m，声波时差为221.7～263.0 μs/m，平均为246.5 μs/m。一般来说，油层显示和电阻率值具有较好的正相关关系，电阻率越高，岩心相对含油性越好，测试时越容易产油。该区也发育一些低阻油藏，电阻率不超过10 Ω·m，油层厚度较大，且平面分布较稳定。通常认为构造圈闭幅度低、高束缚水饱和度与高地层水矿化度是造成油层电阻率低的主要因素［22］。地层水矿化度越高，离子浓度越大，地层水导电能力越强，电阻率越低。此外该区地层构造圈闭幅度低，油气充注程度不高，也导致低阻油藏形成。对油藏特征进行分析可知，平凉北地区长8 油藏分为岩性油藏、构造-岩性油藏、岩性-构造油藏3 种类型（图3）。

岩性油藏主要发育于环县—孟坝以东地区，构造平缓且倾角不大，油藏分布主要受岩性和物性控制。该类油藏常发育多期河道砂体，厚度较大，单砂体厚度10～15 m，延伸距离超过4 km，不同砂体物性有所差异，局部存在高渗砂体，平面上形成尖灭油藏，规模较大［图3（a）］。

图3 平凉北地区长8 油藏类型Fig.3 Types of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

构造-岩性油藏主要位于殷家城—合道地区，构造整体变化不大，发育鼻状构造，对油藏具有一定的控制作用。沉积微相为三角洲前缘水下分流河道，河道变窄，砂体较薄（10～15 m），多为透镜状。油藏主要发育在较小的分流河道上，受泥岩或致密层遮挡，形成圈闭，单井产量较高［图3（b）］。

岩性-构造油藏主要位于小岘—上新庄地区，构造变化大，断层、低幅度隆起等构造发育，为石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，砂体厚度为10～20 m。储集层物性好，单井产量高且规模不大［图3（c）］。

3 成藏主控因素

3.1 烃源岩条件

鄂尔多斯盆地平凉北地区长7 油层组发育了一套黑色、深灰色富含有机质的泥页岩，厚度为10～40 m，环县—孟坝地区沉积厚度较大，在虎洞—合道—上新庄地区逐渐变薄（图4）。通过对长7 油层组117 块泥页岩样品分析可知，有机碳（TOC）质量分数平均为4.89%，w（S1+S2）平均为17.11 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.51%，Ro平均为0.79%。干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ1类腐殖腐泥型，有机显微组分以腐泥无定型为主，生烃组分为藻类体，生烃母质以低等水生生物为主，混入部分高等植物，弱还原—弱氧化环境［23-24］。

图4 平凉北地区长7 烃源岩等值线图Fig.4 Contour map of Chang 7 source rocks in northern Pingliang area

根据油岩对比、碳同位素等地球化学指标分析，认为平凉北地区长8 油层组原油主要来自附近长7 烃源岩，而非盆地内部长7 烃源岩远距离运移［9］，生烃能力高达50 万t/km2。综合分析烃源岩厚度、分布范围、有机质丰度、类型及成熟度等因素，参考胡见义等［25］提出的烃源岩分类标准，可知研究区长7烃源岩分布范围较广，有机质丰度较高、类型好，成熟度适中，是一套好的烃源岩，为该区油气藏提供一定的油气源供给。

演武地区一带砂岩储层的含油性差或者不含油，测井解释为水层或干层，其主要原因是这些部位上覆的烃源岩不发育，进而导致向下运移的烃类难以聚集成藏［26］，目前已发现的油藏均位于附近的烃源岩发育区以及邻近地区，如合道、小岘地区。因此，长7 烃源岩控制了平凉北地区长8 油藏的分布范围。

3.2 储集层特征

3.2.1 孔隙类型

根据57 个岩矿薄片资料可知，平凉北地区主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、长石砂岩，其碎屑成分以长石和石英为主，体积分数分别为29.1%和29.6%，填隙物以铁方解石、水云母、绿泥石、高岭石为主，体积分数为8.3%。岩石颗粒分选中等，粒径为0.10～0.35 mm，孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，还含有少量晶间孔和微裂缝［图5（a）—（c）］，平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为3.96 mD，面孔率为2.97%～8.50%。储层成岩作用早期压实作用较弱［27-28］，以绿泥石膜、高岭石、伊利石、泥铁质胶结为主，溶蚀作用主要为长石、高岭石等的溶解作用［图5（d）—（f）］。

图5 平凉北地区长8 储层镜下照片（a）粒间孔、长石溶孔，Y180，2 282.3 m；（b）粒间孔、溶孔，M20 井，2 401.0 m；（c）填隙物溶蚀，P293-73 井，2 262.5 m；（d）石英加大，粒表衬垫状绿泥石黏土及粒间残余孔隙，Y232 井，2 430.0 m；（e）粒间孔、颗粒溶孔，Y218 井，2 226.8 m；（f）粒表衬垫状绿泥石黏土及粒间残余孔隙，Y105 井，2 145.5 m；（g）不同孔隙团簇，纳米CT 扫描，M67 井，2 477.7 m；（h）不同孔隙团簇，纳米CT 扫描，M35 井，2 624.3 m；（i）孔隙三维分布，纳米CT，H46 井，2 544.8 mFig.5 Microscopic photos of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

通过对包裹体进行分析可知，研究区储层中盐水包裹体分布较多，主要为单相盐水包裹体，在愈合微裂隙中发育较多，次生加大边中的包裹体发育偏少。粒间孔隙内含油显示为黄色荧光，两相油气包裹体较多，原油的成熟度较高［29］。另外还存在少量的气烃包裹体，气相边界为黄色荧光，在透射光下呈灰黑色。

3.2.2 储层非均质性

根据毛管压力参数统计分析，研究区储层排驱压力（Pd）为0.18～2.21 MPa，平均为0.11 MPa；歪度为1.32～2.38，平均为2.14；分选系数为1.35～4.87，平均为2.59；砂岩的中值半径为0.15～0.53 μm，平均为0.26 μm；砂岩退汞效率为20.13%～45.96%，平均为28.75%。为了进一步明确该区储层微观孔隙结构和非均质性，分析了6 块砂岩纳米CT。结果表明：纳米尺度下孔隙体积分布呈单峰状，计算孔隙度为6.42%，平均孔隙半径为4.12 μm，占总孔隙体积的62.5%，孔隙数量占总孔隙数量的4.3%，喉道平均长度为20.65 μm，连通体积百分比为12.78%。虽然纳米级孔隙数量较多［图5（g）—（i）］，但对总孔隙体积的贡献率却很小，主要还是微米级孔隙的贡献［30-31］。

总体而言，平凉北地区长8 储层孔喉结构表现为中—低排驱压力、高—较高进汞量、中—高歪度、偏细孔喉，反映出分选较好、储层非均质性较强的特征。一般油气选择性充注高渗层段，但由于成岩作用的影响，储层在纵向上含油性具有一定差异［32-33］，整体油水分异不明显。以该区M20 井为例，在水云母、铁方解石相对不发育的层段，物性较好，含油饱和度高（图6）。

图6 平凉北地区M20 井长8 储层物性综合解释图Fig.6 Comprehensive interpretation of physical properties of Chang 8 reservoir in well M20 in northern Pingliang area

3.3 构造作用影响

前人研究认为，在印支运动时期近南北向的构造挤压应力的作用下，鄂尔多斯盆地西缘形成雏形，在晚侏罗世即燕山运动主幕，构造形态基本定型。喜山运动期，盆地西缘再次接受挤压，导致早期形成的构造发生变化［7，29］。在燕山期，平凉北地区在北东东—南西西向强烈的挤压作用下，地层发生褶皱和逆断层，并形成一些低幅度构造圈闭，是该区一次主要的构造活动事件。受天环坳陷区域向斜背景的影响［34］，该区构造在东西方向具有“中部低、东西高”的特征，在南北方向呈“中部高、南北低”的特征，整体构造形状与“马鞍”相似（图7）。在区域构造背景上，西侧南北向断裂较发育，受大断裂控制形成了凹隆相间的构造格局，局部发育小面积构造圈闭。该区低幅度鼻隆构造发育，隆起面积为1～5 km2，构造幅度为10～60 m，现今构造形态和成藏期构造形态具有一定程度的继承性［17］。在北部合道、南部小岘等地区勘探发现较多含油显示，具有一定油藏规模，和低幅度构造圈闭发育范围具有较好的一致性，因而构造对石油成藏具有明显控制作用。

图7 平凉北地区长8 顶部构造（a）和长8 砂体分布（b）Fig.7 Top structure of Chang 8 reservoir（a）and distribution of the Chang 8 sand body（b）in northern Pingliang area

3.4 石油聚集及保存条件

平凉北地区生排烃高峰期主要在晚侏罗世—早白垩世末，此时天环坳陷南段受燕山运动的影响，发育一系列背斜和低幅度构造［35］。长8 油层组构造圈闭形成早于生烃期，岩性-构造或岩性圈闭的形成与生烃期同步，大量生成的烃类受到过剩压力的影响向下运移［6，36］，选择性地在构造相对高部位聚集成藏。

根据沉积-沉降补偿原理，长7 底部在某一沉积地层沉积前的古构造，可以用长7 底部到这一沉积地层底部的地层厚度来反映，厚度大，则沉降幅度大；厚度小，则沉降幅度小或受到抬升剥蚀。通过恢复长7 油层组底部地层在早白垩世末、现今沉积的构造图，在一定程度上揭示了平凉北地区长8 油藏的运聚特征（图8）。以M57 井为例，在晚白垩世，长7 烃源岩大量生烃，石油在M57 井长8 油层组逐渐聚集，形成一定规模油藏，后受到构造调整，石油沿着两侧运移成藏，导致M57 井在长8 油层组试油出水。

图8 平凉北地区长8 油藏成藏期（a）和现今（b）石油聚集示意图Fig.8 Oil accumulation in Chang 8 reservoir forming period（a）and present（b）in northern Pingliang area

晚白垩世以来，平凉北地区持续受到挤压与抬升，形成裂缝或断层，为油气垂向运移提供了有利条件，但也对早期油藏造成了不同程度的破坏。对于长8 油藏而言，由于埋藏相对较深，浅层地层水无法通过构造作用形成的断层或裂缝活动直接侵入，油藏附近地层水成岩环境相对封闭，因而水型以CaCl2型为主，仅在西南局部构造高部位有Na2SO4型，表明油气保存条件良好，对成藏有利。

4 成藏模式

通过对鄂尔多斯盆地平凉北地区油气成藏主控因素的分析得出，烃源岩、构造特征、储层物性共同控制着石油分布的主要范围。烃源岩的生烃强弱直接控制着平面上长8 油藏的分布范围，为“近源成藏”，断层、裂缝、低幅度构造是石油运移的关键因素，储层好坏决定油藏发育规模［37］。

在此基础上，建立了平凉北地区长8 油藏成藏模式（图9）：①在环县—孟坝地区，由于上覆长7 烃源岩发育，早白垩世大量生成的石油在过剩压力的驱动下，通过生烃增压微裂缝和叠置砂体发生垂向及侧向短距离运移［36］，选择渗透性较好的砂岩储层聚集，形成的油藏规模大，连片性好；②在合道—上新庄地区，烃源岩厚度逐渐变薄，生烃能力有限，再加上处于西部和西南两大物源交汇处，沉积相带变化快，砂体对石油的输导能力有限，裂缝、断层是主要的运移通道，低幅度构造圈闭是石油有利的聚集部位，形成构造-岩性油藏，规模较小；③在上新庄—小岘地区，发育有一定规模的烃源岩，长8储层厚度大，物性较好，孔隙度平均为12.0%，渗透率平均为5.61 mD，油气沿断层、裂缝和叠置砂体运移，形成一定规模的岩性-构造油藏。环县—孟坝地区以东，构造幅度逐渐变小，发育规模较大的岩性油藏。值得说明的是，受盆地周缘隆升等构造活动影响，早期形成的油藏遭受破坏，油气经过重新运移调整形成新的油藏，常常造成部分钻井有显示，而试油却出水的复杂地质情况。

图9 平凉北地区长8 油藏成藏模式Fig.9 Accumulation model of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏原油具有较高的密度和黏度，整体流动性较差，且成熟度较好。地层水主要为CaCl2型，矿化度平均为37.45 g/L，对油气保存较为有利。油藏可划分为岩性、构造-岩性和岩性-构造3 种类型。

（2）鄂尔多斯盆地平凉北地区长7 泥页岩TOC质量分数平均为4.89%，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.51%，S1+S2平均为17.11 mg/g，有机质丰度高，具有较好的生烃能力。长8 油层组储层发育岩屑长石砂岩，孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，平均孔隙度为12.9%，平均渗透率为7.02 mD，物性是影响含油性变化的重要因素。

（3）鄂尔多斯盆地平凉北地区处于盆地西南部，受区域多期构造运动作用影响，形成了凹隆相间的构造格局，整体构造具有“马鞍”状的形态，发育低幅度鼻隆构造。局部发育小面积构造圈闭，构造幅度为10～60 m，圈闭面积1～5 km2。

（4）鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏属“近源成藏”，上覆长7 烃源岩生成的油气通过渗透性较好的砂体、裂缝、断层等运移到长8 有利圈闭中，形成规模不一的油藏。烃源岩品质、储层物性好坏、低幅度圈闭大小是控制该区长8 油藏分布的主要因素。