鄂爾多斯盆地姬塬地區延長組6段油藏差異成藏因素

時保宏，秦馨雨，張才利，劉 文，劉 剛，史嬋媛，張雷，勇子樹

(1．西安石油大學 地球科學與工程學院，陜西 西安 710065; 2．陜西省油氣成藏地質學重點實驗室，陜西 西安 710065;3．中國石油 長慶油田分公司 勘探開發研究院，陜西 西安 710018； 4.中國石油 長慶油田分公司 勘探事業部，陜西 西安 710018)

鄂爾多斯盆地延長組6段(長6段)具有優質的烴源巖條件和廣泛發育的厚層儲集體，是盆地中生界石油勘探的主力目的層之一[1]。姬塬地區三疊系長6期沉積相類型以三角洲前緣沉積為主，砂體發育，目前已發現大規模油藏[2]。但是，隨著勘探的深入，發現姬塬地區長6段油藏油-水分布關系復雜，油藏富集程度差異明顯。主要表現在：①縱向上長6段上部長61亞段油藏相對富集，而臨近烴源巖的中、下部長62亞段和長63亞段油藏富集程度較低；②姬塬西部和東部區塊油藏較為富集，而中部油藏富集程度較低，以產水井為主。針對姬塬地區長6段油藏富集控制因素，前人做了較多研究，且取得了豐碩成果。但前期研究多側重于沉積體系、儲層和地層水等單一基礎地質研究[3-6]，未對長6段油藏差異富集主控因素開展綜合和系統的對比分析。鑒此，本文在大量鉆井巖心觀察和測井資料整理基礎上，結合常規地質分析、包裹體和原油生標化合物等地球化學測試資料，對姬塬地區長 6段油藏地質特征進行對比分析，深入剖析了油藏差異富集影響關鍵因素，以期為該區下一步油氣勘探提供地質理論依據。

1 區域地質概況

受印支運動影響，晚三疊世鄂爾多斯盆地在沉積上實現了由海相和海-陸過渡相向陸相的根本性轉變，使盆地自晚三疊世以來發育了一套完整和典型的陸相碎屑巖沉積體系[7]。三疊系延長組沉積是在拗陷持續發展和穩定沉降過程中堆積的以河流-湖泊相為特征的陸源碎屑巖系，根據沉積巖性旋回特征，自下而上分為長10段—長1段 共10個油層組[8]。長7段油層組沉積期，鄂爾多斯湖盆進入鼎盛時期，深湖-半深湖范圍最大，沉積了中生界最好的一套生油巖[9]，為上覆長6段油藏的形成提供了良好的物質基礎。長6段油層組沉積期，湖盆開始收縮，沉積作用漸趨增強，三角洲建設作用活躍，為長6段油藏的形成提供了有利場所[10-12]。

姬塬地區位于鄂爾多斯盆地中西部，橫跨伊陜斜坡和天環坳陷兩大構造單元(圖 1)，是盆地主要的油氣富集區之一[13-15]。該區長6段厚度約為120～130 m，儲集體巖性以細砂巖為主。依據沉積及旋回特征，自下而上分為長63亞段、長62亞段和長61亞段共3個亞段。根據區內300余口井長6段試油資料統計結果，長6段油藏在縱向及平面上的分布差異性較大：縱向上，3個亞段均見工業油流井，其中上部長61亞段含油性最好，工業油流井最多；平面上，研究區中部儲集體含油性較西、東部差，只發現零星的出油井點，多為出水井。為了突出研究對象的差異性，依據平面上長6段出油井和出水井的分布趨勢，本文將研究區自西向東劃分為西部、中部和東部3個區塊進行對比分析研究(圖1)。

2 油藏基本地質特征

2.1 油源特征

鄂爾多斯盆地中生界主力烴源巖主要為長7段和長9段的油頁巖及暗色泥巖，張文正和楊華等[16-19]已對其特征的差異性做了較多分析，本文不在贅述。通過對姬塬地區長6段14塊含油砂巖的質譜和色譜測試資料分析發現，其均具有與長7段烴源巖相近的甾萜生標特征，說明長6段原油來自下伏長7段烴源巖，無長9段源巖供烴。但甾烷質譜圖分布特征存在細微的變化。差異性主要體現在規則甾烷C27，C28和C29含量分布特征上。東部樣品規則甾烷含量特征表現為C29>C27>C28，呈反“L”型分布特征，與東部長7段烴源巖特征一致；西部樣品規則甾烷含量特征與原地下伏長7段烴源巖特征一致，表現為C27>C29>C28，呈“L”型分布特征(圖2)。由于C27甾烷主要來源于低等水生藻類，C29甾烷主要來自高等植物，因此，分析認為具有C27甾烷優勢的西部原油藻類生源的貢獻較大，而具有C29甾烷優勢的東部原油的油源中高等植物的貢獻較多。這種差異說明姬塬地區長6段原油雖來自下伏的長7段烴源巖，但原油母質組成并非完全一致，原油在平面上未發生大規模的側向運移，以垂向運移為主。

圖1 鄂爾多斯盆地姬塬地區位置Fig.1 Tectonic location of Jiyuan area,Ordos Basin

羅麗榮[20]等就鄂爾多斯盆地長7段烴源巖的生物標志化合物特征做過對比分析研究，認為不同類型烴源巖其生物標志化合物特征存在一定的差別：油頁巖的17α(H)重排藿烷、Ts相對豐度較低，而長7段黑色泥巖17α(H)重排藿烷、Ts相對豐度則較高。本研究姬塬地區東部和西部長6段砂巖、長7段泥巖質量色譜圖特征也顯示出這種差異性。東部樣品的17α(H)重排藿烷、Ts相對豐度較西部低，說明研究區西部、東部烴源巖類型具有差異，東部烴源巖主要為黑色泥巖，西部烴源巖為油頁巖，進一步佐證了研究區東、西部原油母質間存在著差異。

植烷系列是烴源巖沉積環境的一個表征值，常用其來判識沉積環境。通常，姥植比(Pr/Ph)小于1指示缺氧環境，值越小，還原程度越強，古環境水體越深；姥植比(Pr/Ph)大于1反映為富氧環境，值越大，氧化程度越高，水體越淺[21-25]。本研究選取東部和西部區塊的18口井長6段原油做飽和烴色譜測試分析，測試數據顯示姬塬地區東部和西部區塊長6段原油Pr/Ph存在差異。西部區塊Pr/Ph值偏小，分布范圍在0.758～1.150，均值為0.980，具有植烷優勢；東部區塊Pr/Ph值偏大，分布范圍在1.170～1.390，均值為1.310，具姥鮫烷優勢。這種差異說明東、西部區塊長7烴源巖沉積環境存在差別，西部處于弱還原，東部處于弱氧化環境，再次說明了姬塬地區東部和西部長6段油藏母質不同，原油在平面上未發生大規模運移。

分析認為，造成這些差異性的主要原因與長7段烴源巖所處沉積環境有關。長7期，鄂爾多斯盆地進入鼎盛期，水體深度及沉積范圍達到最大，發育湖泊-三角洲沉積[26-27]。研究區受東北和西北兩大物源影響[5,28]，西部距西北物源區近，為沉積中心，水體深，氧氣供給較為困難，發育半深湖-深湖、還原-缺氧環境下沉積的厚層油頁巖。有機質類型以Ⅰ型-Ⅱ1型為主[20]；東部受東北物源控制，距物源區較遠，處于半深湖-淺湖沉積環境，水體較淺，為亞氧化環境，沉積了一套厚度較厚的黑色泥巖，油頁巖較少發育[20]，有機質類型與油頁巖相似，以Ⅰ型-Ⅱ1型為主。

2.2 儲層特征

姬塬地區長6段儲層的巖石類型以細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。填隙物主要為高嶺石、綠泥石和鐵方解石，總量平均為14.7%?？紫额愋鸵栽ｉg孔及次生溶孔為主，儲層孔喉結構整體較好，排驅壓力平均1.37 MPa，中值半徑0.16 μm。儲層物性總體較低，孔隙度平均9.8%，滲透率平均0.39×10-3μm2，平面和垂向上差異性較大：垂向上，從長63亞段—長61亞段，喉道半徑逐漸變大，儲層物性逐漸變好(長63亞段儲層平均孔隙度8.6%，滲透率0.28×10-3μm2，長62亞段儲層平均孔隙度10.3%，滲透率0.54×10-3μm2，長61亞段儲層平均孔隙度11.2%，滲透率0.71×10-3μm2)；同一層位物性在平面上也表現出一定的差異性，長61亞段儲層物性差異最為明顯。長61亞段西部區塊儲層物性較好，平均孔隙度10.9%，滲透率0.52×10-3μm2。中部和東部物性最好(中部平均孔隙度11.4%，滲透率0.92×10-3μm2，東部平均孔隙度11.6%，滲透率0.78×10-3μm2)；長62亞段和長63亞段儲層物性在平面上的表現與長61亞段相反，西部物性好于東部和中部，而中部和東部相差不大(圖3)。

圖2 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段萜烷和甾烷分布特征Fig.2 Distribution of terpane and sterane in Chang 6 Member,Jiyuan area,Ordos Basin

2.3 油藏充注時間

偏光-熒光鏡下觀察，研究區17口井22塊砂巖樣品中油氣包裹體主要沿切穿石英或長石顆粒的晚期微裂隙或沿石英加大邊內側成線(帶)狀分布，包裹體中液烴呈褐色、深褐色及淡黃色(圖4a—d)，顯示淺黃綠色和淺綠色熒光(圖4e，f)。

由于與烴類共生的鹽水包裹體均一溫度的穩定性較高，常用其分布特征作為判斷油藏流體運移及充注的證據之一[29-31]。本研究22塊樣品共測得均一溫度點297個。測試結果表明，長6段包裹體均一溫度分布范圍較寬，存在一個明顯的峰值區間(100～115 ℃)，分布連續，古地溫在105～110 ℃油氣大量充注(圖5)。本研究利用Petromod軟件對姬塬地區長6段熱埋藏史圖進行了模擬恢復。恢復所需的地層剝蝕量、古地溫梯度和剝蝕發生時間等數據引自文獻[32-34]。將包裹體均一溫度值段投影到長6段埋藏-熱演化史圖(圖6)，從圖中可看出，姬塬地區長6油藏的成藏時間約在早白堊世中、晚期。受分析樣品限制，本研究未對研究區不同區塊的主要充注時間進行分類統計分析。

圖3 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段儲層孔隙度(a)和滲透率(b)統計Fig.3 Statistics of porosity (a) and permeability (b) of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin

圖4 鄂爾多斯盆地姬塬地區長61亞段儲層流體包裹體特征Fig.4 Micrographs showing fluid inclusions of Chang 61 submember reservoir in Jiyuan area,Ordos Basina.沿微裂隙成帶分布的油和水包裹體，F7井，埋深2 210.7 m，包裹體薄片，單偏光； b.長石加大邊內側中的褐色油包裹體， F7井，埋深2 210.7 m，包裹體薄片，單偏光；c.石英顆粒內見發黃色熒光的單一液相的油包裹體，A104井，埋深1 968.0 m，包裹體薄片，熒光； d.沿石英顆粒邊部分布的水和烴類包裹體，Y63井，埋深2 024.1 m，包裹體薄片，單偏光；e.石英顆粒邊部顯示藍綠色熒光包裹體，視域同d，包裹體薄片，熒光；f.沿切穿石英顆粒的微裂隙呈線狀分布亮黃色液態烴類包裹體，C269井，埋深2 321.1 m，包裹體薄片，熒光

2.4 油藏特征及分布

通過對研究區現有長6段油藏精細解剖，姬塬地區長6段油藏總體表現為油藏規模小和油-水關系復雜的特征。油藏在垂向和平面分布差異性較大。

1) 垂向分布特征

長 61亞段、長62亞段和長63亞段均有不同程度的油氣富集，從下部長63亞段到上部長61亞段，油藏規模逐漸增大。現有500多井段試油數據顯示，長61亞段出油井段占到62%，其油氣富集程度在3個亞段中最高。

2) 平面分布特征

長6段油藏主要集中分布在西部和東部，呈帶狀分布，單井產量相對較高。西部油藏砂體發育(5～10 m)，物性好，孔隙類型以次生溶蝕孔為主。油藏多為砂巖透鏡體，橫向上泥巖相變遮擋，試油多出純油(圖7)；東部油藏砂體發育，疊加厚度大，儲層物性較好，孔隙度為8.0%～14.0%，平均孔隙度為11.4%，滲透率為(0.10～0.90)×10-3μm2，平均滲透率為0.78×10-3μm2，多為上傾方向泥巖相變遮擋或儲層致密遮擋形成巖性油藏，試油多為油水同出(圖7)；中部區塊為雙物源交匯區，砂體總厚度較大，但縱向隔層多，連通性差，孔隙類型以粒間孔為主。油藏規模小，橫向變化快，試油多為出水井(圖7)。

圖5 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段儲層均一溫度分布Fig.5 Histogram showing homogeneous temperatures of Chang 6 Member,Jiyuan area,Ordos Basin

3 油藏差異富集影響關鍵因素

3.1 優質烴源巖橫向展布控制了油藏的平面分布

晚三疊世延長期，鄂爾多斯盆地受區域印支運動影響，湖盆快速擴張，形成了盆地中生界較大范圍的深湖-半深湖相的優質暗色長7段泥巖，為盆地中生界油藏提供了豐富的烴源條件。姬塬地區位于湖盆深水區，烴源巖厚度大，有機質豐度高，平均有機碳含量(TOC)達5.79%，平均鏡質體反射率(Ro)值為0.93%，有機質類型好，為Ⅰ—Ⅱ1型，氯仿瀝青“A”含量為(0.04～1.17)×10-6，平均0.52×10-6。研究區烴源巖雖整體較好，但在區域分布上存在明顯的差異性。西部烴源巖品質明顯優于東部和中部。西部烴源巖厚度大，普遍大于40 m，TOC平均達10.80%；中部和東部烴源巖厚度薄，TOC較低(東部為2.80%，中部為3.80%)。結合目前勘探成果(圖8)分析，優質烴源巖橫向展布在一定程度上控制了研究區長6段油藏的平面展布。

圖6 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段儲層埋藏熱演化史及油氣充注期次Fig.6 Burial-thermal evolution and hydrocarbon charging periods of the Chang 6 reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basin

圖7 鄂爾多斯盆地姬塬地區長61亞段油藏剖面Fig.7 Reservoir profile of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

3.2 優勢砂體控制了油藏的展布

通過精細砂體解剖，研究區長6段砂體受沉積類型控制，砂體結構呈多樣組合發育特征，砂體垂向結構主要發育3種類型，其電性特征和砂體組合特征(圖9)。

長6期鄂爾多斯湖盆逐漸開始萎縮，自下部長63亞段—上部長61亞段，深湖-半深湖范圍逐漸向南退卻，三角洲沉積作用逐漸增強，砂體厚度及橫向分布規模逐漸增大。研究區為雙物源控制區，西部區塊距西部物源近，長6期表現為進積型沉積，下部長63亞段和長62亞段主要處于三角洲前緣沉積環境，發育河口壩和水下分流河道砂體，砂體規模小，單砂體厚度3～8 m，多期疊置厚度10～20 m，泥質夾層較發育，砂體類型主要為Ⅱ類，橫向連通性差。至長61亞段，湖岸線向南推進，沉積環境為三角洲平原及三角洲前緣，水下分流河道砂體尤為發育，縱向上表現為多期砂體疊置，單砂體厚度5～10 m，砂體類型以Ⅰ類為主，橫向分布穩定，延伸較遠(圖10a)；東部區塊隸屬于陜北復合三角洲，處于三角洲前緣亞相的中前段沉積環境，水下分流河道大面積發育，從長63亞段—長61亞段，隨著湖盆的不斷縮小，三角洲不斷進積，縱向砂體疊置較好，厚度較大，砂體類型主要為Ⅰ類和Ⅱ類，橫向規模大，連片性好，Ⅰ類砂大面積發育(圖10b)；中部區塊為雙物源沉積交匯區，河口壩和遠砂壩砂體較發育，砂體總厚度雖較大，但縱向單砂體厚度薄、層數多，隔夾層發育，橫向連續性差，砂體比較孤立，多為Ⅱ類及Ⅲ類砂(圖10c)?？碧匠晒C實，姬塬地區長6段油藏展布受優勢砂體控制明顯，砂體結構和油藏具有良好配置關系。Ⅰ類、Ⅱ類砂體厚度大，橫向砂體規模大，連通性好，利于石油的富集成藏，Ⅲ類砂體規模較小，連片性差，不利于石油富集成藏。

圖8 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段油井分布與長7段烴源巖疊合圖Fig.8 Source rock isopach of Chang 7 Member with production test results of wells in Chang 6 Member overlaid,Jiyuan area,Ordos Basin

圖9 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段砂體結構Fig.9 Sand body structures of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin(Ⅰ類:多期砂疊置厚層型；Ⅱ類:厚砂、薄砂與泥巖互層型；Ⅲ類:薄砂與泥巖互層型。)

3.3 相對高滲區控制了油藏高產富集區的分布

姬塬地區長6段儲層總體表現為低孔、低滲特征。由于不同沉積環境形成的砂體結構不同，具有差異的孔隙結構及物性特征，在低滲背景下局部發育相對高滲區?？碧綄嵺`證實，儲層物性對砂體的含油性具有一定的控制作用，石油高產富集區主要發育在相對高滲區帶。

鏡下熒光薄片和物性分析，物性差的砂巖含油性差，熒光強度弱(圖11e，f)。反之，物性相對較好的儲集體含油性好，鏡下觀察熒光顯示好，呈較強的黃綠色分布在孔隙中(圖11g)。

以試油井段較多的長61亞段為例，長61亞段儲集體物性與試油產量具有較好的正相關性，物性好的儲層含油飽和度較高，高產井段的物性較低產井段的物性好，產油井的物性好于產水井(表1)。

為了更詳細的說明儲層物性與含油性的關系，本研究以西部區塊H116井區及H55井為實例進行說明。H116井區中H116和H196井試油井段為同一層砂，砂厚及砂體結構差異不大，試油結果卻存在明顯的差異。試油產量低的井段物性相對較差(H196井，孔隙度為 13.1% ，滲透率為0.78×10-3μm2)，而產量高的井段物性相對較好(H116井孔隙度為14.8% ，滲透率為0.82 ×10-3μm2)(圖12)。

H55井位于姬塬地區西部，其長61亞段2 333.0～2 343.0 m井段和長62亞段2 364.2～2 371.5 m井段砂體結構及規模差別不大，都為Ⅰ類砂，測井解釋均為油層，但長61亞段試油產量為26.44 t/d，長62亞段試油產量為16.15 t/d，差異較大。對這兩個井段的物性統計分析，長61亞段試油段物性(平均孔隙度11.1%，滲透率0.62×10-3μm2)較長62亞段試油段(平均孔隙度10.2%，滲透率0.42×10-3μm2)好。長61亞段和長62亞段內含油性好的砂巖物性好于不含油砂巖。依據目前勘探成果(圖13)分析，儲層物性好的區域為有利成藏區帶，物性在一定程度上控制油藏展布。需要說明一點，研究區中部區塊物性雖較好，但受烴源條件及砂體條件影響，其含油性較東部、西部區塊差。

圖10 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段砂體剖面Fig.10 Sand body profiles of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basina.Y50井—G219井長6段砂體剖面；b.Y295井—D27井長6段砂體剖面；c.A128井—G71井長6段砂體剖面；d.剖面位置(Ⅰ類：多期砂疊置厚層型；Ⅱ類：厚砂、薄砂與泥巖互層型；Ⅲ類：薄砂與泥巖互層型。)

表1 鄂爾多斯盆地姬塬地區長61亞段各類油井與物性、含油飽和度對比Table 1 Comparison of various oil wells in terms of oil saturation and physical property in Chang 61 submember in Jiyuan Area,Ordos Basin

圖11 鄂爾多斯盆地姬塬地區長61亞段儲集體含油性與熒光特征Fig.11 Oil-bearing property and fluorescence of Chang 61 submember，reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basina.G271井，孔隙度13.2%，滲透率0.16×10-3 μm2，含油性：油斑，埋深2 271.48 m，巖心；b.H246井，孔隙度12.3%，滲透率0.47×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，不均勻狀含油，埋深2 085.30 m，巖心；c.C136井，孔隙度13.7%，滲透率0.64×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，斑塊狀含油，埋深2 505.07 m，巖心；d.視域a，中等強度黃綠色熒光薄片，熒光；e.視域b，中等強度黃綠色熒光薄片，熒光；f.視域c，較強的黃色熒光薄片，熒光

圖13 鄂爾多斯盆地姬塬地區長61亞段孔隙度(a)、滲透率(b)與試油柱疊合圖Fig.13 Porosity (a) and permeability (b) maps with production test results overlaid of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

4 結論

1) 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段巖石類型以細粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。儲層填隙物含量高，孔喉結構好，孔隙類型以原生粒間孔及次生溶孔為主。儲層物性總體較低，在平面和垂向上表現出較大的差異性：垂向上，長61亞段喉道半徑較大，儲層物性最好；平面上東部、西部和中部整體物性差別不大，但同一亞段儲層物性在平面上的差異性較大。

2) 鄂爾多斯盆地姬塬地區長6段原油來自下伏長7段烴源巖，但東部和西部原油甾烷質譜圖分布特征存在細微差異，原油母質組成不同。具有C27甾烷優勢的西部原油的油源主要以低等水生藻類為主，而具有C29甾烷優勢的東部原油的油源中高等植物的貢獻較多，說明原油在平面上未發生大規模的運移。西部烴源厚度和TOC值明顯優于中部和東部。

3) 鄂爾多斯盆地長6期為鄂爾多斯湖盆萎縮期，從長63亞段—長61亞段沉積期，深湖-半深湖范圍逐漸向南退卻，三角洲沉積作用逐漸增強，砂體厚度及橫向分布規模逐漸增大，儲層物性逐漸變好，其含油性也隨之變好。研究區東部和西部單砂層厚度大，砂體類型好，泥質夾層少，縱向及橫向連通性好，是有利成藏區塊；中部砂體總厚度較大，但單砂層厚度小且多，砂體類型較差，泥質夾層較多，儲層非均質性差，不利于油氣聚集成藏。