志丹油田三曹灣區(qū)域長(zhǎng)6油氣藏成藏條件及富集規(guī)律

鄭川江，李玉蓉，王成龍，李祿勝，王嘉歌，時(shí)圣彪.

(延長(zhǎng)油田股份有限公司志丹采油廠，陜西延安 717600)

志丹油田屬典型的低滲透油田，以構(gòu)造—巖性復(fù)合油氣藏為主，主要賦存于延長(zhǎng)組中、下組合的致密砂巖儲(chǔ)層中，運(yùn)聚規(guī)律與成藏模式表現(xiàn)出其獨(dú)有特性[1-3]。近年研究表明，低滲透巖性油藏的形成與油氣富集主要受沉積相帶[4-5]、烴源特征[6]、儲(chǔ)層物性[7]、源儲(chǔ)配置關(guān)系以及運(yùn)移動(dòng)力[8]等因素控制，且不同區(qū)域的主控因素有所不同[9]。本文以志丹油田三曹灣區(qū)域?yàn)檠芯繉?duì)象，重點(diǎn)從烴源條件、沉積相展布、儲(chǔ)層物性以及構(gòu)造特征等方面入手，研究了區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油氣藏的成藏條件及富集規(guī)律，對(duì)本區(qū)開(kāi)發(fā)實(shí)踐具有一定指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)概況

三曹灣區(qū)域位于志丹油田西部，整體處于鄂爾多斯盆地構(gòu)造主體伊陜斜坡的中南部，區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)相對(duì)較弱，地層產(chǎn)狀平緩或近于水平，具有較強(qiáng)的沉積旋回性。區(qū)內(nèi)中生界三疊系延長(zhǎng)組、侏羅系延安組較為發(fā)育，地層構(gòu)造特征與區(qū)域背景基本一致，整體為向西傾斜的平緩大單斜，傾角小于1°，發(fā)育有大型低幅度構(gòu)造(圖1)。按照沉積旋回，自下而上可將延長(zhǎng)組劃分為10個(gè)油層組(長(zhǎng)10—長(zhǎng)1)，各油層組又可進(jìn)一步細(xì)分為2～4個(gè)亞油層組，區(qū)內(nèi)主力產(chǎn)層為長(zhǎng)61、長(zhǎng)62。長(zhǎng)6時(shí)期，三角洲前緣發(fā)育，可劃分為水下分流河道、水下分流間灣、水下天然堤等沉積微相(圖2)。儲(chǔ)集層巖性以砂巖為主，具反韻律粒序，電性特征明顯[10]。

圖1 志丹油田長(zhǎng)6層已探明儲(chǔ)量分布與頂面構(gòu)造

圖2 三曹灣區(qū)域綜合柱狀圖

2 油氣成藏條件

2.1 烴源特征

研究表明，鄂爾多斯盆地主要發(fā)育長(zhǎng)7下部張家灘黑色頁(yè)巖、長(zhǎng)9頂部李家畔黑色頁(yè)巖等多套烴源巖，局部可見(jiàn)長(zhǎng)8內(nèi)部黑色頁(yè)巖。其中，張家灘頁(yè)巖(長(zhǎng)73)為志丹油田長(zhǎng)6油藏的重要源巖，有機(jī)質(zhì)豐度平均為3.67%，相對(duì)較高；生烴母質(zhì)以Ⅰ～Ⅱ1型為主[11,12]；(S1+S2)在10.36～26.83 mg/g之間，生油潛量較大；生烴強(qiáng)度平均可達(dá)510×104t/km2，成熟度Ro為0.5%～1.2%，處于生油高峰期。

從烴源巖平面分布來(lái)看，志丹油田處于湖盆中心，長(zhǎng)7段暗色泥巖、油頁(yè)巖大面積分布，由東北向西南逐漸變厚，湖盆中心厚度可達(dá)百米，繼而沿西南方向減薄(圖3(a))[13,14]。三曹灣區(qū)域長(zhǎng)7下部張家灘頁(yè)巖厚度介于24～56 m之間，總體呈“東厚西薄”特點(diǎn)(圖3(b))；長(zhǎng)9頂部李家畔頁(yè)巖厚度相對(duì)較薄，介于4～32 m之間(圖3(c))。其中，張家灘頁(yè)巖生排烴規(guī)模大、生烴增壓強(qiáng)烈、高效排烴作用明顯，同時(shí)，具有連續(xù)生烴、幕式排烴、多點(diǎn)充注等特征[15-17]。

圖3 志丹油田三曹灣區(qū)域烴源巖分布

2.2 儲(chǔ)層特征

近年來(lái)，國(guó)內(nèi)學(xué)者先后提出并完善了“優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層”概念，認(rèn)為“在普遍低孔低滲的背景下，孔隙度、滲透率相對(duì)較高的儲(chǔ)層”即為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，但這是相對(duì)概念，并無(wú)絕對(duì)指標(biāo)嚴(yán)格限制[18～20]。據(jù)此，本文將區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6儲(chǔ)層中孔隙度大于9%，滲透率大于0.4 mD的儲(chǔ)層定義為優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層。根據(jù)儲(chǔ)層空間展布特征，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)61優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層厚度主要在12～20 m之間；長(zhǎng)62則有所減薄，多數(shù)為4～12 m，最高可達(dá)16 m以上，為油氣成藏提供了有利的儲(chǔ)集空間。

已有研究表明，沉積環(huán)境與沉積過(guò)程決定了砂巖中碎屑顆粒類型、含量以及雜基含量；在成巖過(guò)程中，膠結(jié)作用對(duì)孔隙起破壞作用，而溶蝕作用可明顯改善儲(chǔ)層物性。物性分析、薄片觀察以及成巖作用研究表明，與非優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層相比，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層在巖性與骨架顆粒、巖屑的類型組成方面差別不大，但含量有所不同(表1)。

統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明，長(zhǎng)6儲(chǔ)層的孔隙度、滲透率、總面孔率以及粒間孔面孔率等物性參數(shù)與(長(zhǎng)石+石英)、綠泥石含量呈正相關(guān)關(guān)系(圖4、圖5)，與塑性物質(zhì)、膠結(jié)物含量呈明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖6、圖7)。長(zhǎng)石、石英等剛性物質(zhì)相互接觸、支撐，可抵御壓實(shí)作用影響，有利于保持粒間孔，而云母等塑性物質(zhì)含量高時(shí)，塑性物質(zhì)在壓實(shí)作用下發(fā)生彎曲、變形，擠占孔隙導(dǎo)致物性變差。

表1 三曹灣區(qū)域長(zhǎng)6優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與非優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層特征對(duì)比表

圖4 長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性參數(shù)與(長(zhǎng)石+石英)含量關(guān)系圖

圖5 長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性參數(shù)與綠泥石含量關(guān)系圖

圖6 長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性參數(shù)與塑性物質(zhì)含量關(guān)系圖

圖7 長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性參數(shù)與總膠結(jié)物含量關(guān)系圖

同時(shí)，綠泥石起著雙重作用，當(dāng)主要以綠泥石膜形式發(fā)育時(shí)，有利于保存殘余粒間孔，起著建設(shè)性成巖作用；當(dāng)主要以填隙物充填孔隙時(shí)，則表現(xiàn)為破壞作用，導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差。另外，自生黏土礦物、碳酸鹽等膠結(jié)物占據(jù)殘余粒間孔、溶蝕孔中，導(dǎo)致其面孔率降低，進(jìn)而降低儲(chǔ)層孔隙度和滲透率。在各類膠結(jié)物中，以碳酸鹽為主，碳酸鹽膠結(jié)成為儲(chǔ)層物性因膠結(jié)物變差的最主要原因(圖8)。

圖8 長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性參數(shù)與總碳酸鹽膠結(jié)物含量關(guān)系圖

此外，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6儲(chǔ)層中長(zhǎng)石含量高。在成巖過(guò)程中，長(zhǎng)石顆粒和長(zhǎng)石膠結(jié)物的溶蝕作用形成了絕大部分溶蝕孔，可有效改善儲(chǔ)層的儲(chǔ)集性能。數(shù)據(jù)表明，剛性顆粒含量越高，總面孔率和粒間孔面孔率越大(圖9)，有利于流體流動(dòng)和物質(zhì)交換，進(jìn)而促進(jìn)溶蝕作用，從而導(dǎo)致溶蝕孔面孔率也隨之增加。

可見(jiàn)，長(zhǎng)石、石英等剛性顆粒含量、綠泥石含量及其發(fā)育形式，以及碳酸鹽膠結(jié)物含量是影響長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性的主控因素。

2.3 構(gòu)造特征

整體上，志丹油田長(zhǎng)6油藏所處構(gòu)造背景呈一個(gè)大型的低幅度鼻褶帶(圖1)，受基底隆起影響，由多排大型低幅度鼻狀隆起復(fù)合而成。構(gòu)造等值線近于平行，呈波浪狀；多排鼻狀構(gòu)造在區(qū)內(nèi)定向延伸、分岔、尖滅或局部撓曲[21]。三曹灣區(qū)域構(gòu)造特征總體呈現(xiàn)“東高西低”，為一西傾單斜，局部發(fā)育低幅度構(gòu)造，不同層位的低幅度構(gòu)造位置、形態(tài)稍有變化。主力層長(zhǎng)62頂面海拔在-265～-160 m，在F95、F178和YJ442等井區(qū)發(fā)育多個(gè)明顯的鼻狀構(gòu)造。主力層長(zhǎng)61頂面海拔介于-225～115 m，西部YJ450和YJ442井區(qū)的構(gòu)造幾乎消失，而F95和F178等井區(qū)仍有低幅度構(gòu)造。

圖9 長(zhǎng)6儲(chǔ)層溶蝕孔面孔率與長(zhǎng)石、(長(zhǎng)石+石英)含量關(guān)系圖

圖10 三曹灣區(qū)域長(zhǎng)6砂巖層頂面構(gòu)造圖

3 油氣富集規(guī)律

3.1 多期充注與下源上儲(chǔ)

烴類包裹體熒光顯示，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6儲(chǔ)層中主要存在以液態(tài)為主的有機(jī)包裹體發(fā)黃色—淡黃色、黃白熒光，以氣態(tài)和液態(tài)混合的有機(jī)包裹體發(fā)藍(lán)色—藍(lán)白色熒光。此外，還有不發(fā)光的黑色碳質(zhì)瀝青或發(fā)橙色、橙褐色、橙黃色熒光的膠質(zhì)瀝青(圖11)。包裹體熒光顏色是油氣成熟度的直接顯示標(biāo)志。結(jié)合包裹體均一溫度與單井埋藏—熱演化史，對(duì)應(yīng)于長(zhǎng)6儲(chǔ)層經(jīng)歷的三期油氣充注事件(圖12)：①侏羅紀(jì)末期(162～152 Ma)，為烴源巖早期所形成的低熟油氣，以固態(tài)瀝青形式存在；②早白堊世中早期(145～127 Ma)，以液態(tài)高熟烴類為主，對(duì)應(yīng)于成熟油氣；③早白堊世中晚期(111～102 Ma)，為主要油氣成藏期，充注烴類為較晚期形成的高熟輕質(zhì)油氣。

圖11 不同熒光顏色油質(zhì)瀝青相互關(guān)系(YJ441，1621.2 m，長(zhǎng)6)

圖12 F178井埋藏—熱史及與烴類包裹體共生的鹽水包裹體均一溫度

同時(shí)，長(zhǎng)6層油氣富集與其下部緊臨長(zhǎng)7張家灘優(yōu)質(zhì)烴源巖，以及上部與長(zhǎng)4+5區(qū)域蓋層直接接觸關(guān)系密切。從平面分布來(lái)看，宏觀上主要受長(zhǎng)7烴源巖分布控制，處于烴源巖分布中心(深湖—半深湖相分布區(qū))周緣，連片性較好(圖3)。從成藏模式來(lái)看，區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6油氣藏屬“下源上儲(chǔ)”源外成藏模式(圖13)[22]，油氣運(yùn)移距離相對(duì)較近。研究表明[23,24]，在早白堊世晚期，長(zhǎng)4+5或長(zhǎng)6頂部起出現(xiàn)過(guò)剩壓力，并有隨埋深變大的趨勢(shì)，在長(zhǎng)7油頁(yè)巖層達(dá)到最大；同時(shí)，張家灘頁(yè)巖段生烴增壓作用顯著，依靠?jī)?chǔ)源壓差與浮力驅(qū)動(dòng)，可通過(guò)高角度裂縫單向隔層充注。因延長(zhǎng)組構(gòu)造平緩、儲(chǔ)層致密、保存條件優(yōu)越，油氣進(jìn)入儲(chǔ)層以后，經(jīng)過(guò)短距離側(cè)向運(yùn)移遇到合適的圈閉即可成藏。

圖13 延長(zhǎng)油田延長(zhǎng)組油氣成藏模式圖[22]

3.2 沉積相帶與儲(chǔ)層物性

長(zhǎng)6時(shí)期，三曹灣區(qū)域?qū)偃侵耷熬壋练e體系，主要發(fā)育水下分流河道、河口壩，以及少量席狀砂和分流間灣砂體。沉積相帶不僅控制著優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布，對(duì)圈閉發(fā)育也起著重要的控制作用。受沉積條件控制，水下分流河道水動(dòng)力越強(qiáng)，剛性顆粒含量越高、塑性物質(zhì)含量越低，膠結(jié)作用相對(duì)較弱，而溶蝕作用越強(qiáng)，使得儲(chǔ)層物性越好。同時(shí)，因水下分流河道相變，砂體中間發(fā)育若干分流間灣泥巖，將水下分流河道砂體分隔，與區(qū)域西傾單斜的構(gòu)造背景形成良好的空間配置關(guān)系，水下分流間灣泥巖與成巖致密砂巖層的上傾遮擋構(gòu)成了優(yōu)越的遮擋條件。

區(qū)內(nèi)三角洲前緣亞相鄰近生烴中心，具有相對(duì)的位置優(yōu)勢(shì)，可優(yōu)先捕獲油氣。同時(shí)，水下分流河道砂體具有厚度大、物性好等特征，利于各類巖性圈閉的形成，為油氣聚集成藏提供了有利場(chǎng)所[25]。相關(guān)數(shù)據(jù)也表明，長(zhǎng)6油氣藏主要分布在累計(jì)砂巖厚度較大的分流河道砂體(圖14)。此外，儲(chǔ)層含油性與物性密切相關(guān)，具油斑顯示的砂巖物性最好，其次為油跡砂巖，無(wú)油氣顯示或具熒光顯示的砂巖物性最差，即儲(chǔ)層物性越好，油氣顯示級(jí)別也就越高(圖15)。

3.3 構(gòu)造條件與鼻狀隆起

已有研究表明，伊陜斜坡中生界油氣富集成藏主要受低幅度鼻狀構(gòu)造、大型沉積體系，以及有利相帶等因素控制。其中，廣泛發(fā)育的大型低幅度鼻狀隆起構(gòu)造即為有利的構(gòu)造背景，為油氣大規(guī)模聚集成藏提供了優(yōu)勢(shì)條件，同時(shí)，其局部產(chǎn)狀變化也對(duì)油氣沿斜坡上傾方向運(yùn)移的動(dòng)力、速度以及方向產(chǎn)生了重要影響，進(jìn)而控制了油氣的逸散或富集[21]。長(zhǎng)6層各亞組頂面構(gòu)造與試油試采結(jié)果表明，區(qū)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油藏主要分布在局部構(gòu)造高部位(圖16)，表明構(gòu)造對(duì)油氣富集具有一定的控制作用。

圖14 長(zhǎng)6層沉積相與試油試采結(jié)果疊合圖

圖15 三曹灣區(qū)域長(zhǎng)6儲(chǔ)層物性—含油產(chǎn)狀關(guān)系

4 結(jié) 論

(1)長(zhǎng)7底部張家灘頁(yè)巖為三曹灣區(qū)域長(zhǎng)6油藏的主要烴源巖；優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層發(fā)育主要受長(zhǎng)石、石英等剛性顆粒含量、綠泥石含量及其發(fā)育形式，以及碳酸鹽膠結(jié)物含量控制；局部發(fā)育明顯的低幅度鼻狀構(gòu)造，為油氣成藏提供了有利的基礎(chǔ)條件。

(2)長(zhǎng)6儲(chǔ)層經(jīng)歷三期油氣充注事件，早白堊世中晚期為主要油氣成藏期，同時(shí)，長(zhǎng)6儲(chǔ)層與其下部張家灘烴源巖、上部長(zhǎng)4+5區(qū)域蓋層構(gòu)成“下源上儲(chǔ)”源外成藏模式；沉積相帶控制著優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層分布以及圈閉發(fā)育，進(jìn)而影響到油氣分布特征；區(qū)內(nèi)已發(fā)現(xiàn)油藏主要分布在局部構(gòu)造高部位，表明構(gòu)造對(duì)油氣富集具有一定的控制作用。

圖16 長(zhǎng)6層頂部構(gòu)造與試油試采結(jié)果疊合圖