鄂爾多斯盆地甘泉-富縣地區長8成藏主控因素分析

袁 媛，杜克鋒，賀 曉，李紅進，許 璟，魏笑笑

（陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710069）

鄂爾多斯盆地致密油是中國陸相致密油的典型代表，長慶油田先后發現了西峰、姬塬、華慶三個致密砂巖油田，已探明石油地質儲量十余億噸，發現億噸級的新安邊致密油田，初步預測，盆地的致密巖油地質資源量為35×108t～40×108t[1-2]。目前，眾多研究者主要集中對盆地長7 致密油的地質認識、成藏特征、主控因素等方面的研究，并取得了重要進展[3-8]，但是對長8 致密油的研究及分布規律和主控因素等顯著問題研究較少，本文主要是從甘泉-富縣地區長8 致密油地質特征出發，分析該區域長8 致密油分布主控因素，以期為甘泉-富縣乃至整個盆地南部致密油下一步勘探部署提供依據。

1 研究區概況

甘泉-富縣地區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部，構造上整體為一平緩的、近南北向展布的、由東向西傾斜的大型單斜，構造形態為寬緩西傾單斜，其中東南較高、較陡，西北較低、較寬緩[9-10]。

近年來的勘探實踐表明，研究區主力產油層為長2、長7 和長8，其中長8 致密油層組厚度大，產能強。根據沉積旋回和巖性、電性等特征，將長8 油層組自下而上分為長82、長81兩個亞相，表現為長8 上部和下部同時含油。平面上，長8 油層組分布范圍廣，在研究區北部呈現連片態勢，主要分布在直羅大東溝、姜家川等油區。

2 優質烴源巖分布及控藏作用

2.1 烴源巖分布特征及生烴潛力分析

從測井曲線解釋上可以看到長8 油層組包含三套烴源巖，即為長7 張家灘頁巖，長8 中部頁巖和長9 李家畔頁巖。這三套烴源巖在全區廣泛分布。

甘泉－富縣地區長7 烴源巖為深灰色－灰黑色頁巖、暗色泥巖，縱向上發育三套油頁巖，以底部長73最為發育，累計厚度達到20～70 m。平面上主要在整體呈由西北部及中部向東、南逐漸變薄趨勢[9]。研究區長7烴源巖主要有機質類型以Ⅰ（腐泥型）～Ⅱ1（腐植-腐泥型）為主，長7 油層組暗色泥巖有機碳含量（TOC）較高，其質量分數為2.29%～6.29%，平均為4.63%，氯仿瀝青“A”的質量分數為0.63%～1.65%，平均為1.08%，熱解生烴潛量w（S1+S2）為6.71～20.78 mg/g，平均為11.35 mg/g，RO平均值為0.92%，有機質已進入成熟演化階段，顯示為好烴源巖特征。

長9 烴源巖巖石類型與長7 相似，在縱向上多集中在頂部長91，累計厚度明顯較長7 薄，厚度為4～15 m，平面上也呈現北厚南薄趨勢，長9 烴源巖主要有機質類型以Ⅱ1（腐植-腐泥型）為主，有機碳含量TOC 平均為2.41%，氯仿瀝青“A”平均值為0.26%，熱解生烴平均值為7.83 mg/g，RO平均值為0.87%，有機質已進入成熟演化階段，顯示為好烴源巖特征。

同時發現研究區內長8 內部（長81底部）亦存在泥質烴源巖，烴源巖厚度是3～8 m。有機碳含量TOC平均為2.1%，氯仿瀝青“A”平均值為0.212%，熱解生烴平均值為7.81 mg/g，RO平均值為0.84%，有機質已進入成熟演化階段，顯示為較好烴源巖特征（見表1）。

表1 甘泉-富縣地區長7-長9 暗色泥巖有機地球化學參數

2.2 優質烴源巖控藏作用

研究區長8 段試油成果統計，長7 烴源巖厚度在10～20 m 區域內試油45 口，出油井占到了56%，平均日產油為0.9 t，單井最高日產油為5.3 t。而在長7 烴源巖厚度10 m 以下的區域內試油13 口，出油井占比15%，單井最高日產油不到1 t。隨著有效烴源巖厚度的增加，油藏規模和富集程度進一步增大。說明長8 致密油明顯受到烴源巖分布的控制，具有典型“源控”特征優質烴源巖，不僅提供了充足的油源，而且還是運移充注動力來源。鄂爾多斯盆地儲層喉道細小，毛細管阻力大，石油運移成藏需要較高的驅動力。但鄂爾多斯盆地構造平緩，油水密度差產生的浮力較小，不足以驅動石油在致密儲層中運移，需要其他的驅動力。隨著長7段優質烴源巖生烴轉化率的不斷增大，生油增壓強度逐漸增大，形成了較高的源儲壓差，使原油可以突破致密儲層的毛細管阻力，連續充注成藏[10]。

利用聲波時差等資料，通過平衡深度法計算鄂爾多斯盆地甘泉-富縣地區100 多口井的延長組下組合長7 和長8 泥巖異常壓力，發現長7 油層組與長8 油層組都具有相對較高的異常壓力，長7 地層與下部長8 地層普遍存在較高的異常壓力差，一般為6～10 MPa，局部地區超過10 MPa，異常壓力差整體為北西－南東向展布，研究區西、南部異常壓力差顯示較大，向東、向北逐漸變小。油氣運移動力主要為異常壓力，在其作用下，使得油氣從烴源灶中經過初次運移，進入具有靜水壓力的孔隙型儲集巖中[11-14]，同時異常壓力在一定背景下還是控制油氣分布的重要因素，異常壓力差是石油向下運移最主要的動力。結合富縣-下寺灣地區長8 儲層的生產動態，發現油氣富集較好的區域，垂向上基本分布在長7 油層組與長8 油層組異常壓力差低值背景下的相對高值區，即甘泉-富縣地區長8 油層組具有源儲壓力差控位的規律。

3 儲層和源-儲組合特征及控藏作用

3.1 儲層特征

長8 地層沉積期為延長組第一個沉積旋回高水位沉積期，在淺湖沉積背景下，研究區主要發育三角洲前緣亞相沉積和部分重力流沉積，以發育水下分流河道、河口壩和水下分流河道間灣等沉積微相為主[5，15-17]。下分流河道砂體前段呈朵狀分布，不同方向的砂體在沉積中心匯聚，平面上砂體互相疊置連片分布。研究區長8 在繼承長9 期砂體展布方向的基礎上，砂體分布范圍更廣，規模也較大。發育北北東、北東和北東東三個方向的砂體，以北北東沉積體系的砂體最為發育，厚度也較大。甘泉三角洲自東向西發育，砂體寬約7 km，厚度為6～14 m，富縣三角洲砂體寬度約為15 km，厚度為6～18 m。

長8 儲層巖性以細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主，填隙物主要為方解石、伊利石等，分選好，孔隙類型主要為殘余粒間孔隙、粒間溶蝕孔隙、粒內溶蝕孔隙和晶間孔隙，孔隙度主要分布在2%～14%，峰值分布在4%～6%，平均值為6.5%；滲透率主要分布在0.05～0.6 mD，呈雙峰態，峰值分別為0.05～0.2 mD 和0.4～0.6 mD，平均值為0.29 mD，屬于致密儲層。

3.2 儲層控制油藏分布特征

三角洲前緣水下分流河道顆粒相對較粗，而且受到河流的改造作用，顆粒分選較好，因此孔隙比較發育，滲透性往往較好，能形成良好的儲層物性[6，18-20]。所以長8 廣泛發育的三角洲前緣水下分流河道復合砂體為有利相帶，有利相帶物性相對發育區為油藏聚集的“甜點”區。

3.3 源-儲組合特征控制了長8 致密油分布

傳統石油地質學理論認為，常規油氣藏主要有自生自儲、下生上儲和上生下儲3 種類型。然而油氣勘探實踐證實，源－儲組合關系對常規油氣藏的形成并不是決定性的，常規油氣藏的形成對各種地質要素的時空配置要求更為嚴格，在源－儲條件一定的情況下，大油氣田的形成更加依賴良好的運移通道、圈閉條件和封蓋條件。非常規油氣則不同，由于儲層致密，非均質性強，原油以短距離運移和垂向運移為主，對圈閉與蓋層條件要求降低，因此烴源巖與儲層的組合關系就變得至關重要。

4 結論

（1）鄂爾多斯盆地甘泉－富縣地區長8 油層組具有較好的石油成藏地質條件。研究區烴源巖大面積分布，與大面積分布的砂巖儲層互層式接觸，生油層同時也是好的蓋層，生儲蓋組合配置好。

（2）長8 致密油成藏主要受優質烴源巖分布、三角洲前緣水下分流河道復合砂體及源-儲配置關系、源-儲過剩壓力差共同控制，其中優質烴源巖分布和源-儲有效配置關系對長8 致密油形成與富集具有更加明顯的控制作用。