鄂尔多斯盆地西南边缘地区长8段充注成藏模式南北对比

2022-12-01梁正中许红涛

油气藏评价与开发 2022年6期

梁正中，许红涛，李昌

（1.榆林学院化学与化工学院，陕西榆林 719000；2.西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065；3.中国石油杭州地质研究院，浙江杭州 310023）

低渗致密砂岩油气藏具有丰富的成藏类型和不同的形成机制。油气藏的形成与分布往往受多种地质因素控制，只有在有效时空的配置下才能形成有利的油气聚集。不同大地构造背景、不同类型的沉积盆地及其所经历的不同演化过程又造成了各成藏地质因素作用权重的差异性。同一盆地不同构造部位油气成藏地质条件和充注的主控因素也存在较大差异。许多学者从油气藏形成的宏观控制因素和成藏条件等方面，以大量岩心分析数据及室内模拟实验结果为基础，研究了构造沉积、输导体系、成藏动力等对致密油气藏形成的控制作用与成藏模式[1-4]。

鄂尔多斯盆地位于中国中西部，蕴含丰富的石油资源，多集中在盆地的中南部。进入21世纪，鄂尔多斯盆地西南缘油气勘探也受到决策层的关注，中国石油和中国石化所辖油田近年来均有较大突破发现。随着油气勘探的不断深入，近几年延长组下组合长8致密油藏不断有新发现。前人的研究主要集中在储层特征、沉积砂体和沉积相、成藏特征等方面，而对其充注形成机制以及油藏富集等方面的研究程度较低。由于盆缘相比盆地内部成藏条件更加复杂，对长8油藏差异性充注富集成因的详细研究目前较少[5-6]。在西南缘成藏基本地质条件研究的基础上，亟需开展环西与彭阳地区油藏充注程度及分布控制因素系统攻关研究。因此，从烃源岩、储层、输导条件、成藏动力与构造演化等多方面，探讨了环西与彭阳地区长8油层油藏特点和充注条件的差异性，总结了南北不同地区的石油充注成藏模式，为盆缘石油勘探选区提供指导依据。

1 油藏差异性

1.1 油藏地质背景

鄂尔多斯盆地是在古生代华北稳定克拉通盆地基础上发育起来的多旋回叠合盆地，现今沉积环境稳定，沉积厚度较大，为油气的富集提供了良好的储集空间。盆地可划分为伊盟隆起、伊陕斜坡、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷和晋西挠摺带6个一级构造单元（图1）。鄂尔多斯盆地经历5个构造演化阶段：中—晚元古代坳拉谷发育阶段、早古生代浅海台地形成演化阶段、晚古生代近海平原形成演化阶段、中生代内陆湖盆发育阶段和新生代周边断陷形成阶段。中三叠世鄂尔多斯湖盆从长10段沉积期开始发育，至长7段沉积期达到鼎盛，发育一套稳定的以暗色泥岩和油页岩为主的烃源岩层。烃源岩生成的油气可直接充注进入周围低渗透致密储层中，即广覆式烃源岩与大面积细粒砂岩紧密接触或互层共生，盆地内部富集了丰富的低渗—致密油资源[6]。环西与彭阳地区均位于鄂尔多斯盆地西南部，地跨天环坳陷与西缘冲断带，为长庆油田石油勘探开发的接替战场，分别紧邻环江油田与镇北油田。前期研究区以侏罗系浅层勘探为主，发现了彭阳、演武侏罗系高产含油区。三叠系延长组也是该地区油气主要分布层系，其中长8油层辫状河分流河道砂体厚度大，勘探开发潜力大。

图1 鄂尔多斯盆地研究工区构造位置示意图Fig.1 Structural location of study area in Ordos Basin

1.2 南北油藏特征

勘探实践表明，在鄂尔多斯盆地延长组中深层的低渗—致密砂岩油藏中，储层物性差，毛细管阻力很大，油水很难在重力作用下分异，含油饱和度普遍较低。长8油层的分布与常规油藏完全不同，平面富集程度差异较大。环西与彭阳地区实际测试产量变化较大（图2、图3）。综合试油试采资料和测录井解释，该区长8油层油水关系复杂，油水分异性较差，多油水同出，少数井产纯油。录井显示油迹、油斑普遍，但油浸少见。实测岩心分析表明含油饱和度一般小于30%，含水饱和度一般大于40%。整体以低含油饱和度岩性油藏为主[7]，其中彭阳地区受低幅构造背景影响较大，已发现的油气藏多集中于构造高部位；彭阳总体构造从东往西逐步抬升，在重力分异作用下，具有上气中油下水的特点，并且南部油田地层水矿化度较低，原油密度和黏度较高（图4）。北部油藏平面上具有东多西少的现象，原油性质正常。总体上，南部彭阳含油成片，油气显示较好，整体物性较好，油质较重；北部环西东边油藏显示好，往西则零星出油，储层较致密，但有“甜点”分布。

图2 鄂尔多斯盆地研究工区北部长8砂体物性与产油量分布Fig.2 Relation between sand physical property and oil production of study area in northern Chang-8 of Ordos Basin

图3 鄂尔多斯盆地研究工区南部长8砂体物性与产油量分布Fig.3 Relation between sand physical property and oil production of study area in southern Chang-8 of Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地环西与彭阳地区典型探井流体性质Fig.4 Fluid characteristics of typical wells in Huanxi-Pengyang area of Ordos Basin

2 差异性形成原因分析

2.1 源岩差异

前人的油源分析结果认为，鄂尔多斯盆地延长组长7、长9优质烃源岩均可成为盆地长8油藏的烃源岩。就该地区而言，黑色页岩和暗色泥岩的生烃潜力最优，长7发育的有效烃源岩仍是盆缘中生界低渗透致密油富集主要的供烃源岩[8-10]。平面上，长7段的黑色页岩和暗色泥岩在盆内均呈大面积、广覆式分布，向边缘有减薄趋势。在下白垩统志丹组沉积初期，开始进入低成熟期，在志丹组沉积晚期进入成熟期，开始大量生油，关键时刻对应于早白垩世末，现今仍处于成熟—高成熟早期阶段。

研究区南部彭阳烃源岩厚度较大（图5），有机质以腐泥型为主，TOC（总有机碳含量）平均为3.5%，生排烃强度相对较高，油藏与烃源岩具有较好的匹配关系，以“上生下储”为主。研究区北部在湖岸线东部地区有效烃源岩厚度大，成熟度较高，高效生径灶分布聚集于工区东北部环县木钵区，往西翼变薄，成熟度向西南边缘也呈环带状降低。可见，环西地区东边的烃源岩条件明显优于西缘，即西缘烃源岩并不发育甚至尖灭，只能是来自东部生成的原油经过一定距离侧向输导在环西西缘异地充注。

图5 鄂尔多斯盆地长7段烃源岩厚度等值线Fig.5 Contour map of source rock thickness of Chang-7 member of Ordos Basin

2.2 储层差异

长8段致密砂岩储层发育灰褐色、褐灰色油迹—油斑细砂岩为主，成分中石英约占55%～60%，长石约占30%～40%，泥质及其他约占5%～10%，颗粒呈次棱角状—次圆状，分选好—中等，泥质胶结。区内南北物性差异较大（图6），环西实测孔隙度一般为6%～16%，渗透率多小于1.0×10-3μm2；彭阳实测孔隙度一般大于10%，渗透率分布较宽主体介于（0.2～20.0）×10-3μm2。

图6 鄂尔多斯盆地环西与彭阳地区储层孔隙度分布Fig.6 Distribution of reservoir porosity in Huanxi-Pengyang area of Ordos Basin

大面积厚层带状砂体在南北工区均发育：北部环西储层致密背景下，物性变化相对快，微观孔隙结构复杂；南部彭阳辫状河分流河道砂体厚度大，整体物性较好，更有利于油气充注富集。统计区内储层内油水类型与储层物性关系，在不同物性的储层内，均有油层、油水同层分布。因此，优势储层是油气成藏的必要条件，而不是绝对控制因素。进一步分析得出研究区低渗透—致密砂层物性参数孔渗之间相关性较好，储层普遍具有含油性，而且含油饱和度与孔隙度、渗透率之间关系复杂，表现为不同物性砂岩中均有石油注入。储层物性与含油饱和度的复杂关系反映了影响该区含油饱满程度的地质因素较多，储层物性的好坏不是关键。长8油气充注富集主要还受到其他因素的影响[11]。

2.3 动力条件变化

环西与彭阳地区长8油藏的原油大多来自长7烃源岩，由于长8油层属于超低渗—致密储层，当油气从上覆长7烃源岩生成并在长8油层组聚集成藏时，若要克服阻力，需要相对较高的推动力才能驱使油气向下倾方向运移[12-13]。综合成藏物理模拟实验，低渗透致密油充注富集需要一定的启动压力，随着启动压力的增大进入致密储集层的流体饱和度呈现增长的趋势，即致密储集层的含油饱和度与源储压差呈正相关[14-15]。源储压差的分布影响油气分布，压力差越大，含油饱和度越高，致密油越富集。盆内主体区源储压力差一般为8～16 MPa，通过绘制长7—长8的剩余压力剖面分布图（图7），剖面位置见图1，可观察到西南缘环西与彭阳地区长8与长7底部也有较大的剩余压力差存在。

图7 鄂尔多斯盆地环西与彭阳地区剩余压力剖面分布Fig.7 Profile of fluid overpressure distribution in Chang-7 to Chang-8 members of Ordos Basin

只有当源储压差越大且油气初次运移动力充足时，垂向运移距离相对越大，储集油气的油层厚度越高。南部彭阳有效烃源岩能够提供较为充足的油源供给，又能在生烃、排烃过程中提供较强的油气持续充注动力保障。因此，在南部烃源岩发育的区域，加上砂体发育较好，越易形成油藏富集。

由于研究区延长组储层能量相对盆内较弱，加之地层平缓、储层致密，油气二次运移能量弱，油气无法大规模侧向运移；环西西部区域整体动力欠缺，难以形成连片有效的油气聚集。但西缘压力低，为油气运移聚集有利指向区，加上坳陷西翼变得陡窄，浮力发挥的作用增强，沿高渗透带可能存在小范围侧向运移。

2.4 输导系统

鄂尔多斯盆地长6—长8致密储集层均发育纵向裂缝，为致密油富集提供了良好的优势输导条件[16]。伴随构造运动产生的裂缝或微裂缝等，可使致密储层的渗流能力得以改善，成为油气运移通道[17-19]。燕山期是裂缝发育的最主要的时期，形成于主成藏期以前的断层和裂缝起到连通烃源岩与储层的作用。北部天环坳陷西翼靠近西缘冲断带，裂缝、小断层较为发育。南部彭阳断层与裂缝体系更为发育。

2.5 圈闭与盖层条件

研究区受构造演化的影响，形成了长8地层以岩性圈闭为主、构造—岩性圈闭为辅的圈闭发育特征。东部分布广、厚度大的长7超压泥岩为长8油层提供了良好的盖层条件，整体有利于长8油气藏的保存。相反，环西西缘盖层整体稍差。

2.6 构造调整

前人通过流体包裹体测温、伊利石测年以及饱和压力计算等方法研究了鄂尔多斯盆地延长组成藏期次。从早白垩世开始，区域构造沉降及伴随的大规模盆地热事件引发了烃源岩的生排烃，由此大多数学者认为鄂尔多斯盆地主要成藏期发生在早白垩世末[20-24]。油藏关键充注成藏期之后，形成于喜山运动的断层及裂缝对该区西南边缘油气聚集起着调整或破坏作用，使油气分布进一步复杂化。

通过定量颗粒荧光技术检测储层岩石颗粒（QGF）及其二氯甲烷抽提物（QGF-E）的荧光响应，可有效识别颗粒含油气丰度与性质以及古油层，进而解释复杂的油气充注过程等。对鄂尔多斯盆地彭阳、环西地区南北典型井Y180、M90的砂岩样品分别开展颗粒荧光定量测试，主要参数QGF及QGF-E反映了古油层与现今油层有所差异（表1）。结果表明南部为早充注晚调整型（下部QGF Index值高，QGF-E强度值低），而北部为正常一致型（QGF Index值和QGF-E强度值两者变化一致），这也说明南部彭阳油藏受构造调整影响明显要强。

表1 QGF及QGF-E分析检测结果Table 1 QGF and QGF-E results

3 运移成藏模式对比

所谓油气藏是指油气在单一圈闭中的聚集，即是一定数量的油气，由于遮挡物的作用，阻止了它们继续运移，而在储集层中聚集起来形成了油气藏。环西与彭阳地区长8油气藏和上覆长7段优质烃源岩在空间上均形成了上生下储近源成藏组合，但也存在较大差别。前述从烃源岩、储层、输导条件、成藏动力与构造演化等多方面，探讨了盆地内部及周缘地区长8油层油藏特点和充注条件的差异性[13,15]，环西与彭阳研究区南北油藏特点及成藏条件总结如下（表2）。为此最终建立了对应的油气成藏模式（图8、图9），即南部彭阳地区主体为垂向运移成藏模式，北部环西靠西地区表现为侧向运移成藏模式。

图8 鄂尔多斯盆地彭阳地区垂向运移充注模式Fig.8 Vertical hydrocarbon migration and accumulation pattern in Pengyang area

表2 油藏成藏特征和条件对比Table 2 Contrast of oil accumulation features and conditions in study area

该模式表明研究区东部的区域长7烃源岩发育，在早白垩世末进入生、排烃高峰期，生成的油气在源储剩余压力差驱动下，通过近源叠置砂体和近垂向裂缝向下运移，在长81亚段砂体中充注成藏。环西大部属于源下型致密岩性油藏，除了储集层的必要条件，某种程度上更取决于优质烃源岩的分布。东部靠近厚度大、品质优的烃源岩分布区下部，可形成相对富集区，往西往往含油变差，出现油水同层，甚至为水层，即只存在部分沿高渗透地层侧向运移选择性充注。彭阳油气藏受构造背景影响较大，整体上具有低生、低压、近距离、低充注特点。