鄂爾多斯盆地XY地區(qū)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組油藏特征及成藏模式

劉寶來

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠，黑龍江 大慶 163000)

XY地區(qū)位于陜西省咸陽(yáng)西北部，西南與彬縣相接，北與甘肅省正寧、寧縣接壤，東臨耀縣、宜君，東北與黃陵雙龍鎮(zhèn)相連，面積1816km2，大地構(gòu)造位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元渭北隆起與陜北斜坡的結(jié)合部[1]。研究目的層位為三疊系長(zhǎng)2～長(zhǎng)10油層組，主要為長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組。

1 油藏特征

1.1 儲(chǔ)層特征

研究區(qū)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組砂巖主要為細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，碎屑成分為石英、長(zhǎng)石、巖屑，填隙物含量總體較低，主要以泥質(zhì)雜基和膠結(jié)物為主；膠結(jié)類型以孔隙式、壓嵌-孔隙式為主；巖性比較致密，風(fēng)化程度高。碎屑顆粒粒徑在50～200μm之間，以點(diǎn)-線式接觸，分選性中-好，磨圓度以次圓-次棱角狀為主。石英次生加大現(xiàn)象明顯，主要發(fā)育溶孔-粒間孔。通過對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層常規(guī)巖心樣品的孔隙度、滲透率等物性參數(shù)測(cè)定，其孔隙度為1.2%～18.0%，集中分布于7.49%～12.81%之間，平均8.68%；滲透率為0.04～9.27mD，集中分布于0.63～2.18mD，平均為0.98mD，具典型的低孔、低滲儲(chǔ)層特征。

1.2 原油物性

長(zhǎng)6油層組原油具較低的密度、黏度和凝固點(diǎn)，原油密度變化范圍小， 0.8245～0.855g/cm3(平均為0.8468g/cm3)；原油動(dòng)力黏度分布于4.5～10.04mPa·s(平均為6.56mPa·s)，；原油凝固點(diǎn)范圍為6～25℃(平均17℃)。

長(zhǎng)7油層組原油具有中密度、黏度和凝固點(diǎn)的特征，其密度為0.8548～0.882g/cm3，動(dòng)力黏度為7.46～28.29mPa·s，凝固點(diǎn)為18～24℃。

長(zhǎng)8油層組原油總體上具較高的密度、黏度和凝固點(diǎn)，同時(shí)個(gè)別井為高密度、高黏度和高凝固點(diǎn)的稠油。原油密度變化范圍大，0.8457～0.978g/cm3(平均0.8966g/cm3)；原油動(dòng)力黏度分布范圍為5.47～313.48mPa·s(平均92.81mPa·s)；原油凝固點(diǎn)為10～32℃ (平均22℃)。X20井原油密度為0.978g/cm3，動(dòng)力黏度為313.48mPa·s，凝固點(diǎn)為29℃，為稠油，可能是原油受到氧化，油藏可能受到破壞。

1.3 地層水類型

1.4 油層溫度及壓力

區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組埋深在900～1300m左右，油層壓力為3.182～5.637MPa，飽和壓力為0.546～0.776MPa，壓縮系數(shù)為0.805～0.879。溶解油氣比為2.11～3.07m3/t，體積系數(shù)為1.0239～1.0256，收縮率2.33%～2.49%，地層溫度壓力下原油密度為0.8637～0.8655g/cm3，原油黏度為43.936～48.327mPa·s。

圖1 研究區(qū)沉積埋藏演化史圖

圖2 研究區(qū)埋藏史-熱史演化曲線和成藏時(shí)間圖

圖3 包裹體照片圖

2 成藏期次

自晚三疊世以來，鄂爾多斯盆地主要發(fā)生4期明顯的剝蝕，分別是晚三疊世末期、早侏羅世末期、中侏羅世末期和早白堊世末期[2,3]。根據(jù)前人對(duì)各時(shí)期地層剝蝕厚度研究成果，恢復(fù)XY地區(qū)沉積埋藏演化史(圖1)。熱史研究表明，中生代末期(100～140Ma)異常古地溫梯度為4℃/100m，大地?zé)崃髦禐?0mW/m2，其他時(shí)代正常地溫梯度為3℃/100m，大地?zé)崃髦禐?0mW/m2，地表溫度取值為15℃，對(duì)XY地區(qū)中生界主力烴源巖長(zhǎng)7油層組烴源巖的受熱史進(jìn)行了恢復(fù)(圖2)。

用區(qū)內(nèi)流體包裹體研究油氣成藏期次，結(jié)合埋藏史-熱史，確定成藏時(shí)間[4]。通過薄片(圖3)觀察，砂巖部分粒間孔隙為深褐色的瀝青所充填，瀝青充填物顯示黑褐色熒光(無(wú)熒光)，另有部分微孔隙內(nèi)含輕質(zhì)油而顯示較強(qiáng)的淺藍(lán)綠色、淺黃色熒光。巖內(nèi)局部視域見石英次生加大現(xiàn)象。認(rèn)為主要發(fā)育2期次的油氣包裹體。

由包裹體均一溫度分布圖(圖4)可以看出，長(zhǎng)6油層組砂巖流體包裹體均一溫度分別在95.7～111.5℃、95.4～118.9℃、102.8～143.5℃之間，共計(jì)21個(gè)測(cè)點(diǎn)，主要變化范圍在90～120℃，溫度呈連續(xù)變化且只有1個(gè)峰值，反映其成藏過程是連續(xù)的且油氣只有1期充注；長(zhǎng)7油層組砂巖流體包裹體均一溫度在82.9～120.4℃之間，共計(jì)7個(gè)測(cè)點(diǎn)，主要變化范圍在100～110℃，溫度呈連續(xù)變化且只有1個(gè)峰值，反映其成藏過程是連續(xù)的且油氣只有1期充注；長(zhǎng)8油層組砂巖流體包裹體均一溫度分別在95.8～135.6℃、94.6～107.6℃之間，共計(jì)6個(gè)測(cè)點(diǎn)，主要變化范圍在90～100℃和130～140℃，溫度呈不連續(xù)變化且有2個(gè)峰值，反映其成藏過程是不連續(xù)的且油氣有2期充注。

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組包裹體均一溫度分布圖

埋藏史和熱史恢復(fù)研究結(jié)果(圖2)表明，長(zhǎng)6、長(zhǎng)7油層組油氣注入的地質(zhì)時(shí)期為130～120Ma，相當(dāng)于早白堊世早期，長(zhǎng)8油層組油氣充注的地質(zhì)時(shí)期為130～120Ma和110～100Ma，相當(dāng)于早白堊世早期和晚期?？傮w上說，長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組油藏的成藏期為早白堊世。

3 成藏動(dòng)力

成藏動(dòng)力研究是探索成藏機(jī)理、預(yù)測(cè)油氣藏分布的重要基礎(chǔ)工作,油氣成藏流體動(dòng)力分析主要通過對(duì)地層壓力分布特點(diǎn)的研究，確定油氣藏在盆地內(nèi)的運(yùn)移方向、聚集條件，最終預(yù)測(cè)油氣在盆地內(nèi)的分布規(guī)律；達(dá)到正確地認(rèn)識(shí)油氣藏在盆地內(nèi)縱向和橫向上的空間分布規(guī)律、合理地評(píng)價(jià)油氣資源量的目的[5～8]。

研究區(qū)長(zhǎng)7油層組異常超壓普遍存在，且均位于長(zhǎng)7油層組中下部主力生油巖處，明顯高于其上覆、下伏地層，為油氣的初次運(yùn)移提供動(dòng)力。長(zhǎng)6油層組及以上地層和下伏的長(zhǎng)8油層組均顯示為常壓或者較低的超壓。通過計(jì)算表明，長(zhǎng)7油層組最大過剩壓力一般為10～35MPa，最大壓力系數(shù)約為2.5～4.0(圖5)。過剩壓力和壓力系數(shù)均隨著深度增加而增加。結(jié)合區(qū)內(nèi)最大過剩壓力平面分布圖(圖6)可知，區(qū)內(nèi)北部的超壓高，油氣排烴動(dòng)力大，有利于油氣初次運(yùn)移，而往南部隆起方向，超壓降低，油氣初次運(yùn)移動(dòng)力減小，但仍存在過剩壓力，只是動(dòng)力相對(duì)較弱，排烴效率不如北部高。

圖5 研究區(qū)長(zhǎng)7油層組最大過剩壓力分布圖

圖6 研究區(qū)長(zhǎng)7油層組過剩壓力分布圖

圖7 研究區(qū)延長(zhǎng)組油氣成藏模式

4 成藏模式

研究區(qū)過剩壓力差是油氣垂向運(yùn)移的主要?jiǎng)恿Α挠蜌膺\(yùn)移方向上看，縱向和橫向上均有運(yùn)移。在異常壓力作用下，縱向上，長(zhǎng)7油層組烴源巖生成的油氣一部分向上運(yùn)移形成以長(zhǎng)6油層組為主要儲(chǔ)集層的油藏，另一部分則向下運(yùn)移，形成下部的長(zhǎng)8油層組油藏。同時(shí)，長(zhǎng)7油層組烴源巖生成的油氣也可以近距離運(yùn)移至砂巖中成藏。故研究認(rèn)為區(qū)內(nèi)主要以近源成藏為主，存在3種油氣成藏模式(圖7)。

1)下生上儲(chǔ)型成藏模式 長(zhǎng)7油層組烴源巖生成的油氣通過縱向上的運(yùn)移，向上在長(zhǎng)6油層組砂巖聚集成藏。成藏動(dòng)力主要是長(zhǎng)7油層組與長(zhǎng)6油層組的過剩壓力差，且該過剩壓力差主要是長(zhǎng)7油層組底部的欠壓實(shí)泥巖與長(zhǎng)6油層組的過剩壓力之差。生成的烴類向上運(yùn)移要先經(jīng)過長(zhǎng)7油層組的中部和上部，運(yùn)移距離較長(zhǎng)，且上覆長(zhǎng)6油層組砂體規(guī)模相對(duì)較小，儲(chǔ)層物性較差，因此，運(yùn)移到上部長(zhǎng)6油層組中的烴類有限，該成藏模式在北部地區(qū)條件相對(duì)優(yōu)越。

2)上生下儲(chǔ)型成藏模式 長(zhǎng)7油層組烴源巖生成的油氣通過縱向上的運(yùn)移，向下在長(zhǎng)8油層組砂巖中聚集成藏。成藏動(dòng)力同樣為兩者之間的過剩壓力差，但與上部的長(zhǎng)6油層組不同，長(zhǎng)8油層組砂體規(guī)模相對(duì)較大，儲(chǔ)層物性較好，有利于油氣長(zhǎng)距離運(yùn)移，故該成藏模式是區(qū)內(nèi)最有利的。

3)自生自儲(chǔ)型成藏模式 長(zhǎng)7油層組烴源巖位于底部，生成的油氣由于層間烴源巖與砂巖的過剩壓力而發(fā)生縱向上的運(yùn)移，經(jīng)過油層組的中部和上部，優(yōu)先聚集成藏。但長(zhǎng)7油層組砂體規(guī)模相對(duì)較小，儲(chǔ)層物性較差，故該種成藏模式在區(qū)內(nèi)條件相對(duì)較差。

總體上，該區(qū)油氣成藏模式以長(zhǎng)7油層組烴源巖生烴為基礎(chǔ)，長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組砂巖為儲(chǔ)層，源儲(chǔ)剩余壓力差為動(dòng)力，近距離成藏。但由于該區(qū)長(zhǎng)7油層組油氣存在較大的排烴動(dòng)力，油氣可以突破地層阻力，長(zhǎng)距離地運(yùn)移，即生成的油氣，在自身產(chǎn)生的異常高壓的驅(qū)動(dòng)之下，自下而上通過各類運(yùn)移通道(主要是連通砂體、微裂縫等)運(yùn)移至更遠(yuǎn)的長(zhǎng)3油層組和長(zhǎng)2油層組的砂巖儲(chǔ)層中，在適合的圈閉條件下保存下來，最終形成了長(zhǎng) 2、長(zhǎng)3 油層組油藏。

5 結(jié)論

1)鄂爾多斯盆地XY地區(qū)長(zhǎng)6～長(zhǎng)8油層組油藏儲(chǔ)層具低孔、低滲特征；原油具中低密度、黏度和凝固點(diǎn)，部分因?yàn)檠趸茐亩哂休^高密度、黏度和凝固點(diǎn)；地層水為鹽水型，一般為CaCl2和MgCl2型，極少為Na2SO4型；地溫梯度正常。

2)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7油層組油氣注入僅有1期，時(shí)間為130～120Ma；長(zhǎng)8油層組油氣充注分為2期，分別為130～120Ma、110～100Ma。油氣的運(yùn)移動(dòng)力主要來自于地層的壓力差，且北部地區(qū)要高于南部地區(qū)。

3)區(qū)內(nèi)油氣成藏主要以近源為主，存在3種主要成藏模式，分別為上生下儲(chǔ)、下生上儲(chǔ)和自生自儲(chǔ)。

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