鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区长8成藏主控因素分析

2022-08-30杜克锋李红进魏笑笑

石油化工应用 2022年7期

袁媛，杜克锋，贺晓，李红进，许璟，魏笑笑

（陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710069）

鄂尔多斯盆地致密油是中国陆相致密油的典型代表，长庆油田先后发现了西峰、姬塬、华庆三个致密砂岩油田，已探明石油地质储量十余亿吨，发现亿吨级的新安边致密油田，初步预测，盆地的致密岩油地质资源量为35×108t～40×108t[1-2]。目前，众多研究者主要集中对盆地长7 致密油的地质认识、成藏特征、主控因素等方面的研究，并取得了重要进展[3-8]，但是对长8 致密油的研究及分布规律和主控因素等显著问题研究较少，本文主要是从甘泉-富县地区长8 致密油地质特征出发，分析该区域长8 致密油分布主控因素，以期为甘泉-富县乃至整个盆地南部致密油下一步勘探部署提供依据。

1 研究区概况

甘泉-富县地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，构造上整体为一平缓的、近南北向展布的、由东向西倾斜的大型单斜，构造形态为宽缓西倾单斜，其中东南较高、较陡，西北较低、较宽缓[9-10]。

近年来的勘探实践表明，研究区主力产油层为长2、长7 和长8，其中长8 致密油层组厚度大，产能强。根据沉积旋回和岩性、电性等特征，将长8 油层组自下而上分为长82、长81两个亚相，表现为长8 上部和下部同时含油。平面上，长8 油层组分布范围广，在研究区北部呈现连片态势，主要分布在直罗大东沟、姜家川等油区。

2 优质烃源岩分布及控藏作用

2.1 烃源岩分布特征及生烃潜力分析

从测井曲线解释上可以看到长8 油层组包含三套烃源岩，即为长7 张家滩页岩，长8 中部页岩和长9 李家畔页岩。这三套烃源岩在全区广泛分布。

甘泉－富县地区长7 烃源岩为深灰色－灰黑色页岩、暗色泥岩，纵向上发育三套油页岩，以底部长73最为发育，累计厚度达到20～70 m。平面上主要在整体呈由西北部及中部向东、南逐渐变薄趋势[9]。研究区长7烃源岩主要有机质类型以Ⅰ（腐泥型）～Ⅱ1（腐植-腐泥型）为主，长7 油层组暗色泥岩有机碳含量（TOC）较高，其质量分数为2.29%～6.29%，平均为4.63%，氯仿沥青“A”的质量分数为0.63%～1.65%，平均为1.08%，热解生烃潜量w（S1+S2）为6.71～20.78 mg/g，平均为11.35 mg/g，RO平均值为0.92%，有机质已进入成熟演化阶段，显示为好烃源岩特征。

长9 烃源岩岩石类型与长7 相似，在纵向上多集中在顶部长91，累计厚度明显较长7 薄，厚度为4～15 m，平面上也呈现北厚南薄趋势，长9 烃源岩主要有机质类型以Ⅱ1（腐植-腐泥型）为主，有机碳含量TOC 平均为2.41%，氯仿沥青“A”平均值为0.26%，热解生烃平均值为7.83 mg/g，RO平均值为0.87%，有机质已进入成熟演化阶段，显示为好烃源岩特征。

同时发现研究区内长8 内部（长81底部）亦存在泥质烃源岩，烃源岩厚度是3～8 m。有机碳含量TOC平均为2.1%，氯仿沥青“A”平均值为0.212%，热解生烃平均值为7.81 mg/g，RO平均值为0.84%，有机质已进入成熟演化阶段，显示为较好烃源岩特征（见表1）。

表1 甘泉-富县地区长7-长9 暗色泥岩有机地球化学参数

2.2 优质烃源岩控藏作用

研究区长8 段试油成果统计，长7 烃源岩厚度在10～20 m 区域内试油45 口，出油井占到了56%，平均日产油为0.9 t，单井最高日产油为5.3 t。而在长7 烃源岩厚度10 m 以下的区域内试油13 口，出油井占比15%，单井最高日产油不到1 t。随着有效烃源岩厚度的增加，油藏规模和富集程度进一步增大。说明长8 致密油明显受到烃源岩分布的控制，具有典型“源控”特征优质烃源岩，不仅提供了充足的油源，而且还是运移充注动力来源。鄂尔多斯盆地储层喉道细小，毛细管阻力大，石油运移成藏需要较高的驱动力。但鄂尔多斯盆地构造平缓，油水密度差产生的浮力较小，不足以驱动石油在致密储层中运移，需要其他的驱动力。随着长7段优质烃源岩生烃转化率的不断增大，生油增压强度逐渐增大，形成了较高的源储压差，使原油可以突破致密储层的毛细管阻力，连续充注成藏[10]。

利用声波时差等资料，通过平衡深度法计算鄂尔多斯盆地甘泉-富县地区100 多口井的延长组下组合长7 和长8 泥岩异常压力，发现长7 油层组与长8 油层组都具有相对较高的异常压力，长7 地层与下部长8 地层普遍存在较高的异常压力差，一般为6～10 MPa，局部地区超过10 MPa，异常压力差整体为北西－南东向展布，研究区西、南部异常压力差显示较大，向东、向北逐渐变小。油气运移动力主要为异常压力，在其作用下，使得油气从烃源灶中经过初次运移，进入具有静水压力的孔隙型储集岩中[11-14]，同时异常压力在一定背景下还是控制油气分布的重要因素，异常压力差是石油向下运移最主要的动力。结合富县-下寺湾地区长8 储层的生产动态，发现油气富集较好的区域，垂向上基本分布在长7 油层组与长8 油层组异常压力差低值背景下的相对高值区，即甘泉-富县地区长8 油层组具有源储压力差控位的规律。

3 储层和源-储组合特征及控藏作用

3.1 储层特征

长8 地层沉积期为延长组第一个沉积旋回高水位沉积期，在浅湖沉积背景下，研究区主要发育三角洲前缘亚相沉积和部分重力流沉积，以发育水下分流河道、河口坝和水下分流河道间湾等沉积微相为主[5，15-17]。下分流河道砂体前段呈朵状分布，不同方向的砂体在沉积中心汇聚，平面上砂体互相叠置连片分布。研究区长8 在继承长9 期砂体展布方向的基础上，砂体分布范围更广，规模也较大。发育北北东、北东和北东东三个方向的砂体，以北北东沉积体系的砂体最为发育，厚度也较大。甘泉三角洲自东向西发育，砂体宽约7 km，厚度为6～14 m，富县三角洲砂体宽度约为15 km，厚度为6～18 m。

长8 储层岩性以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，填隙物主要为方解石、伊利石等，分选好，孔隙类型主要为残余粒间孔隙、粒间溶蚀孔隙、粒内溶蚀孔隙和晶间孔隙，孔隙度主要分布在2%～14%，峰值分布在4%～6%，平均值为6.5%；渗透率主要分布在0.05～0.6 mD，呈双峰态，峰值分别为0.05～0.2 mD 和0.4～0.6 mD，平均值为0.29 mD，属于致密储层。

3.2 储层控制油藏分布特征

三角洲前缘水下分流河道颗粒相对较粗，而且受到河流的改造作用，颗粒分选较好，因此孔隙比较发育，渗透性往往较好，能形成良好的储层物性[6，18-20]。所以长8 广泛发育的三角洲前缘水下分流河道复合砂体为有利相带，有利相带物性相对发育区为油藏聚集的“甜点”区。

3.3 源-储组合特征控制了长8 致密油分布

传统石油地质学理论认为，常规油气藏主要有自生自储、下生上储和上生下储3 种类型。然而油气勘探实践证实，源－储组合关系对常规油气藏的形成并不是决定性的，常规油气藏的形成对各种地质要素的时空配置要求更为严格，在源－储条件一定的情况下，大油气田的形成更加依赖良好的运移通道、圈闭条件和封盖条件。非常规油气则不同，由于储层致密，非均质性强，原油以短距离运移和垂向运移为主，对圈闭与盖层条件要求降低，因此烃源岩与储层的组合关系就变得至关重要。