姬塬北長6—長8油層組成藏及勘探潛力分析

沈志成，趙滬春，王為林，景文平，曹鵬福 ，田亞銘，張建新

(1.中國石油長慶油田分公司，陜西 西安 710200； 2.自然資源部構造成礦成藏重點實驗室，四川 成都 610059； 3. 中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，截至2019年，長慶油田年生產原油為2 416×104t/a、天然氣為412.3×109m3/a，油氣當量已達到5 701×104t/a[1-3]。目前，盆地延長組經過勘探已經形成了湖盆中部華慶含油區、東北部陜北含油區、東南部旬邑含油區、西南部隴東含油區及西北部姬塬含油區，盆地主體區呈現出整體含油的特征[4-6]，明確了油藏分布受烴源巖展布、相帶分布及砂體展布的綜合控制[7-8]。前人針對姬塬北地區延長組研究較少，主要在沉積相、物源、油層烴源巖富集以及油層組生烴潛力等方面。王若谷等認為姬塬北地區長6—長8油層組的沉積相主要為三角洲前緣相—前三角洲相沉積，向東南逐漸過度為泥質湖相沉積，構成了長7油層組底部的巨厚泥巖[9-11]；楊華等通過有機地球化學GC-MS分析，指出長7油層組底部的油頁巖為盆地主要的烴源巖，長6、長8的泥巖為次要的烴源巖[12-13]。該文在前人研究的基礎上，利用鉆井、分析化驗資料，綜合分析了姬塬北長6—長8油層烴源巖的儲集條件和油藏特征，預測了勘探潛力區，以期為盆地延長組石油勘探提供借鑒。

1 區域概況

姬塬北地區位于鄂爾多斯盆地中西部，跨天環坳陷，北至余莊，南達馬坊，西鄰馬家灘，東抵鹽池，勘探面積約為900 km2(圖1)。延長組是鄂爾多斯盆地石油開采的主要層位[14]，自上而下分為長1—長10共10個油層組，沉積厚度為400～1 200 m。延長組沉積時期，整個湖盆經歷了早期沉降—加速擴張—最大擴張—湖盆萎縮—湖盆消亡的演化歷程[15]。姬塬北地區延長組零星的石油勘探及研究顯示，長6—長8油層組沉積厚度為265～415 m，自下而上劃分為長61、長62、長63、長71、長72、長73、長82、長81共8個小層，砂體分布較廣，巖性以長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，孔隙類型以殘余粒間孔和長石溶孔為主，雖然油藏研究顯示姬塬北地區已有油氣形成與充注發生，但對油氣的勘探潛力研究不足，制約姬塬北地區長6—長8油層組的油氣勘探進程。

圖1 鄂爾多斯盆地大地構造Fig.1 The tectonic structure of Ordos Basin

2 成藏條件

2.1 烴源巖特征

鄂爾多斯盆地長7油層組最大湖泛期發育一套暗色泥巖,是鄂爾多斯盆地區域性的主力烴源巖[16-17]。巖心觀察表明：姬塬北地區長7油層組發育深灰色、黑色的頁巖和泥巖，并且夾雜厚度不等的炭質泥巖，部分泥巖易破裂而成薄餅狀。通過對100余口井長7油層組暗色泥巖厚度統計分析，長7油層組暗色泥巖整體呈南東—北西向舌型展布，沿北東、北西及南西方向厚度逐漸減小，局部呈現不同的蜿蜒展布港灣狀形態，厚度小于5.00 m；南部泥巖連片性好，厚度增大，部分井厚度大于30.00 m，主要位于紅柳川地區，顯示姬塬北地區烴源巖厚度發育較為不均(圖2)。

圖2 姬塬北地區烴源巖展布Fig.2 The distribution of source rocks in the northern Jiyuan area

通過對姬塬北地區長7油層組烴源巖有機質豐度的測試表明：TOC的含量為1.21%～12.28%；氯仿瀝青“A” 為0.004%～0.388%，平均為0.189%；暗色泥巖生烴量S1+S2測試結果的波動較大，為0.46～44.24 mg/g，平均為13.01 mg/g；巖石熱解類型指數S2/S3為4.73～97.82，波動較大。干酪根組分鑒定數據統計分析表明：長7油層組干酪根類型以Ⅰ型為主，見少量Ⅲ型，整體而言長7油層組有機質豐度較好，為優質烴源巖。

此外，鹽66井長7油層組5個樣品的鏡質體反射率測試顯示，鏡質體反射率為0.68%～0.99 %，平均值為0.76%，絕大部分樣品已達到成熟度階段，少量樣品屬于低成熟階段。長7油層組烴源巖最高熱解溫度為441～459 ℃，平均為448 ℃，普遍進入了成熟階段。

綜上研究可知，姬塬北地區長7油層組烴源巖較為發育，具有形成石油的基礎物質來源。

2.2 砂體特征

姬塬北地區長6—長8油層組各小層砂體厚度數據表明(表1)，長6—長8油層組單砂體厚度差異較大，部分單砂體厚度不足1.00 m，部分單砂體厚度卻達20.00 m以上，單砂體厚度主要為2.00～4.00 m。累計砂體厚度統計表明，長62油層組累計砂體厚度最大，為39.90 m，長72油層組厚度最小，為30.30 m。

表1 姬塬北地區長6—長8油層組砂體特征統計Table 1 The statistics of sand facies characteristics of Chang6-Chang8 pay zones in north Jiyuan area

姬塬北地區長6—長8油層組砂地比變化范圍較大，平均為20.00%～35.00%，長63—長61油層段砂地比逐漸降低，依次為34.86%、33.39%和27.88%；而長82—長81油層段，砂地比逐漸增高，分別為20.39%和22.53%。姬塬北地區長6—長8油層組各油層段平均砂地比與砂體厚度變化相關性強，反映長82—長81油層段流體搬能量增大，物質供應充足，長72—長71油層段由于湖侵現象明顯，物質供給明顯不足，長63—長61油層段水流搬運輸送能力減弱，物質供給減少。姬塬北地區長6—長8油層組砂地比變化與盆地湖平面演化密切相關，反映沉積環境對儲層砂體分布具有顯著影響，導致儲集砂體沿北西—南東向成帶狀展布，并由于河道縱橫向遷移擺動，形成砂泥巖互層的剖面特征，構成了有利的儲蓋組合[18]。

2.3 孔滲特征

姬塬北地區孔滲數據測試分析表明：長6—長8油層組孔隙度主要為3%～18%，各小層變化程度較小；長6—長8油層組滲透率多小于0.3 mD，最小不足0.1 mD，長61與長82油層段孔滲特征好的樣品滲透率超過0.2 mD，反映長61與長82油層段滲透率相對優越，儲層孔滲特征較好。

薄片統計及壓汞測試表明，姬塬北長6—長8油層組主要孔隙類型為原生孔隙，其次發育溶蝕孔隙。長82油層段的粒間孔最為發育，為3.77%；其次為長61油層段，殘余原生粒間孔為0.87%。溶蝕孔隙在長63油層段最為發育，主要為長石巖屑溶孔，為1.25%；其次為長62油層段，為1.10%；其余各小層的長石巖屑溶孔均小于1.00%。

壓汞參數與薄片分析的定量統計表明，姬塬北地區長61—長63油層段小孔隙占比在75.0%以上，而長81油層段細孔隙較多，長82油層段大、中孔隙相對發育。長6油層組整體以微孔喉發育為特征，但長62油層段粗喉道相對發育，粗、中細孔喉累計占比近30%。長81及長82油層段微細孔喉與微孔喉占比較高，但中細孔喉及粗孔喉相比長6油層組較為發育，整體孔喉特征較為優越。綜上研究可知：姬塬北長6—長8油層組孔喉組合關系主要為細孔隙微細喉與微孔喉組合，少量中孔隙與中細孔喉、粗孔喉組合，顯示姬塬北長6—長8油層組具有與盆地已發現油藏相似的儲集物性特征，儲集條件較好[19-20]。

3 油藏特征

姬塬北地區長6—長8油層組油藏類型以巖性油藏為主，含油層段均位于儲層質量好的區域[21-22]。含油層段的儲層孔隙度為5%～15%，滲透率為0.05～1.08 mD，平均孔隙度在9%以上，平均滲透率在0.20 mD以上,單層砂體厚度在6 m以上,為延長組的優質儲層。同時，已發現的油藏主要分布在烴源巖發育的區域，表明油藏分布與砂體展布、儲層物性關系密切，且受烴源巖展布的控制(圖3)。

圖3 姬塬北地區延長組峰201井—鹽36井長6—長8油藏剖面Fig.3 The profile of Chang6-Chang8 oil reservoir from Well Feng 201 to Well Yan 36 in Yanchang Formation, northern Jiyuan area

通過烴源巖特征研究認為，姬塬北地區長6—長8油層組油氣來自于長7油層組[23]，結合盆地構造及熱史演化分析可知[24]：侏羅世末期該區有機質熱演化進入成熟階段，時間較短，尚未廣泛生烴；在早白堊世末期，延長組埋深超過2 500 m，古地溫超過90 ℃，有機質鏡質體反射率成熟度為0.8%～0.9%，與現今該區的熱演化程度基本一致，姬塬北地區延長組達到了熱演化的最高階段，有機質大量生烴；晚白堊世—古近紀，姬塬北地區發生了大規模的構造抬升，盆地西緣不斷向盆地內逆沖使得斷裂相對發育，油氣發生了廣泛的整體調整與二次運移，成為了姬塬北地區油氣局部地區運移調整的主要階段。

4 勘探潛力

姬塬北地區延長組長73小層烴源巖厚度較大，分布范圍較廣，有機質豐度、類型與成熟度較好，生油量相對豐富，石油物質來源與供給充沛。長6—長8油層組儲層砂體發育，各小層累積厚度普遍大于15.00 m，整體平均孔隙度均大于7%，甚至局部存在孔隙度大于10%的區帶，滲透率相對較好，油氣儲集性能優越，因此，具有較大的石油勘探潛力。基于前期研究認識，結合研究成果，確定姬塬北地區峰201井區、峰11井區為延長組長6—長8油層組首選的有利勘探目標區(圖4)，預測區不僅儲集砂體發育，物性好，并且緊鄰烴源巖主力生油區，其中，峰201井區中鹽65等井已有試油記錄。同時，由于姬塬北地區長63油層組底界構造等值線呈北東—南西展布，與烴源巖展布方向近于直交，在油氣成藏后期調整過程中，油氣多往北西、北及東北方向運移，預測區域處于油氣運移的有利指向區，結合優質儲層可以有效的儲集石油并聚集油藏。

圖4 姬塬北地區長8—長6油層組綜合有利勘探目標區預測Fig.4 The prediction of comprehensive favorable exploration target areas for Chang8-Chang6 pay zones in north Jiyuan area

5 結 論

(1) 結合烴源巖特征和分析化驗資料，姬塬北地區長7烴源巖的有機碳含量為1.21%～12.28%，巖石熱解類型指數S2/S3為4.73～97.82，鏡質體反射率為0.68%～0.99 %，平均值為0.76%，表明長7油層組的有機質類型、豐度及成熟度好。長6、長8油層組砂體普遍發育，儲層物性好，具有石油成藏的基礎物質來源與優質的儲層條件，為形成大面積巖性油藏提供了儲集空間。

(2) 姬塬北地區延長組烴源巖在早白堊世末期大量生烴，主要形成巖性油藏。油藏主要分布在平均孔隙大于9%，平均滲透率大于0.2 mD，儲層砂體普遍大于6 m的主河道部位，油藏分布與砂體展布、儲層物性及烴源巖展布關系密切。

(3) 姬塬北地區長6—長8油層組具有石油勘探的巨大潛力，成藏條件優越，綜合砂體分布及儲層物性，確定峰201井區、峰11井區為首選有利油氣勘探目標。