鄂爾多斯盆地南部延長組長8油層組差異成藏過程

張思玉， 龐雄奇*， 丁超， 龐宏， 張心罡

(1.中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室， 北京 102249； 2.中國石油大學(北京)地球科學學院， 北京 102249; 3.西安石油大學地球科學與工程學院， 西安 710065)

鄂爾多斯盆地又稱陜甘寧盆地，是中國典型的多旋回克拉通盆地[1]，其中長8油層組主要為致密砂巖油氣藏[2]，是該地區重要的油氣產層，并發育有完整的生儲蓋組合[3]。

中國陸相疊合盆地具有多期調整、多期油氣運移以及多期成藏的特點[4-5]。近年來勘探表明，位于盆地伊陜斜坡東部的富縣地區和西部的慶陽地區油氣資源豐富，儲量規模較大。前人對富縣地區長8油層組油氣富集規律進行了較為深入的研究，劉秀嬋等[6]從長8致密油性質、儲存空間等方面綜合分析了致密油成藏主控因素；王寶萍等[7]從烴源巖條件、儲層條件和成藏模式3個方面討論了長8油層組勘探潛力；同時，李亮等[8]從古地貌特征、油源供給、沉積相特征、疏導條件、構造活動及泥巖封蓋等方面對慶陽地區油藏富集主控因素進行探討；蘇萌[9]通過綜合分析油源條件、運移條件、沉積特征、蓋層條件、古地貌和微構造特征總結出慶陽地區油氣成藏的富集規律。在前人研究的基礎上，筆者對盆地東、西部成藏過程進行分析，認為兩地區存在明顯的差異性。

目前，鄂爾多斯盆地南部對油氣勘探的研究取得了新的進展，現采用對比研究的方法，從沉積特征、儲層特征、成藏期次及成藏模式等方面入手，明確富縣和慶陽地區成藏過程的差異性，總結油氣運聚成藏規律，對于盆地石油勘探部署具有重要的指導意義。

1 區域地質概況

鄂爾多斯盆地是大型的不對稱盆地，由于受到反復的擠壓與拉張作用，整體表現為多構造疊加和多旋回疊加的復合盆地，如今盆地總體表現為東部平緩、西部陡峭。研究區位于陜西省延安市富縣地區境內及甘肅省慶陽地區境內，三疊系延長組縱向自上而下發育長1～長10油層組，其中長7和長9也是主要生油巖層，長8油層組主要由三角洲前緣、前三角洲、淺湖和半深湖-深湖4種亞相組成，其中慶陽地區發育鎮原—慶陽三角洲、寧縣—合水三角洲和環縣三角洲沉積體系，物源來自西南部；富縣地區發育富縣三角洲前緣沉積體系，物源來自東北部[10](圖1)，總體上儲層較為致密，巖性為細砂巖。

2 儲層特征

2.1 儲層巖石學特征

根據30塊砂巖薄片鏡下鑒定，富縣地區延長組長8油層組儲層碎屑成分主要由兩部分組成，包括長石、石英，其中長石含量較高，其平均含量為36.3%；石英含量相比長石含量低，其平均為20.3%，同時含有少量的變質巖屑和沉積巖屑，含量分別為9.07%、4.07%，而火成巖屑含量較少，為2.8%，此外，云母含量最高，其平均為7.0%。根據研究區慶陽地區的砂巖薄片鏡下資料統計，儲層碎屑成分中長石絕對含量為16.8%～47%，平均為31.9%，石英絕對含量為16%～38%，平均為28%，兩者占比大；巖屑含量在其碎屑成分中占比最低，絕對含量0～33.7%，平均為19.4%。

圖1 鄂爾多斯盆地區域位置及沉積相圖[10]Fig.1 Map of regional location and sedimentary facies of Ordos Basin [10]

據鑄體薄片鏡下觀察，以石油天然氣行業砂巖分類標準為依據(表1)，結合繪制的砂巖分類三角圖，認為研究區富縣地區長8儲層砂巖主要為巖屑長石砂巖，次為長石砂巖(圖2)；慶陽地區長8儲層砂巖主要以長石巖屑砂巖為主，巖屑長石砂巖次之(圖3)。

富縣地區長8油層組填隙物含量高達18.3%[11]，

表1 砂巖分類表Table 1 Classification table of sandstone

圖2 富縣地區長8儲層砂巖分類圖Fig.2 Sandstone classification map of Chang 8 reservoir in Fuxian area

圖3 慶陽地區長8儲層砂巖分類圖Fig.3 Sandstone classification map of Chang 8 reservoir in Qingying area

其中以膠結物為主(表2)；慶陽地區長8油層組填隙物主要為膠結物，含量平均為12.62%[12-13]，其中包括水云母、綠泥石填隙、綠泥石膜、鐵方解石、硅質等(表3)。

富縣地區長8油層組主要為細粉砂巖，顆粒粒徑最大為0.3 mm[11]，分選中-較好，結構成熟度中等，磨圓為次圓狀，膠結類型以接觸式膠結為主；慶陽地區長8油層組主要為細粒砂巖和中細粒砂巖，粒徑平均值為0.33 mm，分選中-好，以次棱角狀磨圓為主，膠結類型主要以孔隙、薄膜-孔隙、加大-孔隙為主[12]。

2.2 儲層成巖作用

研究區富縣—慶陽地區長8油層組成巖作用包括壓實、膠結及溶蝕作用。

壓實作用在成巖作用的早期表現得較為明顯，通過顯微鏡下觀察，富縣地區長8油層組砂巖壓實作用特征為顆粒間接觸關系的改變及顆粒的塑性變形。慶陽地區長8油層組砂巖壓實作用特征表現為云母、巖屑等塑性顆粒充填于顆粒之間、剛性顆粒的定向、半定向排列。

富縣地區長8儲層膠結作用特征：①石英的次生加大；②黏土礦物膠結，主要包括高嶺石膠結和綠泥石膠結，這種膠結作用有助于孔隙空間的保存，同時綠泥石膜對低滲儲層也起到積極的作用；③伊利石膠結，以頭發絲狀充填于孔隙中，分割孔隙和吼道，使喉道彎曲變形，孔隙變小，導致儲層的儲集和滲流能力變差。

慶陽地區長8儲層膠結作用特征：①石英的次生加大邊；②黏土礦物膠結，該區廣泛發育的綠泥石主要為薄膜式，伊利石主要為孔隙式，孔隙間連通性不好，進而導致儲層物性變差。

溶蝕作用在成巖過程中隨時都會發生，使儲層物性在很大程度上得到改善。富縣地區長8儲層溶蝕作用強烈，主要表現為長石及巖屑的溶蝕，導致大量溶蝕孔隙的形成，研究表明儲層溶蝕增孔率平均6.56%[11]；慶陽地區長8儲層的溶蝕作用主要是長石的溶蝕，發生溶蝕作用的部位其儲層物性相對較好。

3 油氣充注期次

3.1 包裹體特征

選取富縣地區延長組長8油層組的10塊砂巖樣品進行觀察，通過判別可分為2類烴類包裹體：第1類烴類包裹體呈帶狀分布，以規則狀形態存在于石英碎屑礦物的微裂隙中，顏色為深褐色，且豐度較低，多為0.3%～0.5%，氣液比小于5%[圖4(a)]；第2類烴類包裹體呈帶狀分布于石英的次生加大邊或沿切穿于石英碎屑的微裂縫中，顏色為淡黃色，豐度小于0.5%，形狀規則[圖4(b)、圖4(c)]。選取慶陽地區延長組長8油層組的11塊砂巖樣品進行觀察，可識別出2類烴類包裹體：第1類烴類包裹體呈帶狀或孤立狀分布，主要沿未切穿石英碎屑礦物的微裂隙中，顏色為褐色，同時可見少量的液烴包裹體，形狀正常[圖4(d)、圖4(e)]；第2類烴類包裹體呈零星狀分布在切穿石英碎屑的裂隙面中，形狀規則，顏色為淡黃色，氣液比小于5%[圖4(f)]。

表2 富縣地區長8儲層填隙物成分及含量統計表Table 2 Statistical table of interstitial composition and content of Chang 8 reservoir in Fuxian area

表3 慶陽地區長8儲層填隙物成分及含量統計表Table 3 Statistical table of interstitial composition and content of Chang 8 reservoir in Qingyang area

圖4 富縣地區和慶陽地區長8油層組烴類包裹體特征Fig.4 Characteristics of Hydrocarbon inclusions in Chang 8 reservoir Formation in Fuxian and Qingyang areas

通常，選取與烴類包裹體同期的鹽水包裹體進行溫度測定，可了解在某個地質歷史時期的烴類包裹體形成時的古地溫[14]。通過對鄂爾多斯盆地南部富縣地區和慶陽地區三疊系延長組進行系統取樣，分別挑選了研究區東部和西部長8油層組砂巖樣品，在THMS600型冷熱臺進行了富縣地區(表4)和慶陽地區(表5)礦物流體包裹體均一溫度的測定。

實驗測試結果顯示：研究區富縣地區和慶陽地區長8儲層流體包裹體的均一溫度出現的峰值位置有所不同。富縣地區長8儲層內鹽水包裹體的均一溫度分布連續[圖5(a)]，且分布較寬，主均一溫度峰值主要分為兩個區域，第一個為65～110 ℃，第二個為110～125 ℃，呈“雙峰”式；而慶陽地區包裹體均一溫度整體表現為“單峰”[圖5(b)]，峰值為117.5 ℃。

3.2 油氣充注期次

富縣地區長8儲層流體包裹體均一溫度表現出雙峰現象，說明長8烴類的運移和充注是一個連續的過程，通過分析包裹體數據以及均一溫度特征可以總結出，富縣地區延長組長8油藏主要經歷了2期油氣充注。研究區慶陽地區長8儲層流體包裹體均一溫度雙峰特征不明顯，在小于100 ℃時，包裹體均一溫度分布不連續，且分布范圍較窄，說明此時油氣充注較弱；大于100 ℃時，均一溫度峰值明顯，通過分析包裹體數據及均一溫度特征可以總結出慶陽地區主要為1期油氣充注。

3.3 熱演化史分析

磷灰石裂變徑跡(apatite fission track，AFT)技術是分析埋藏史、熱史的常用方法[15]，利用AFTSolve軟件對研究區延長組長8砂巖樣品磷灰石裂變徑跡進行了分析(表6)，選取了最佳模擬路徑作為研究區熱史演化路徑，模擬結果如圖6所示。

圖5 富縣地區和慶陽地區長8流體包裹體均一物溫度直方圖Fig.5 Temperature histograms of Chang 8 fluid inclusion homogenates in Fuxian and Qingyang areas

表4 富縣地區長8流體包裹體測溫數據Table 4 Testing data of homogenization temperature of fluid inclusions of Chang 8 reservoir in Fuxian area

表5 慶陽地區長8流體包裹體測溫數據Table 5 Testing data of homogenization temperature of fluid inclusions of Chang 8 reservoir in Qingyang area

表6 鄂爾多斯盆地南部長8油層組砂巖磷灰石裂變徑跡測試數據Table 6 AFT data of Chang 8 reservoir sandstone samples in southern Ordos Basin

圖6 富縣-慶陽地區延長組長8油層組構造-埋藏熱演化史Fig.6 Structural and burial thermal evolution history of Chang 8 reservoir of Yanchang Formation in Fuxian and Qingyang areas

4 長8油層差異成藏過程分析

通過對富縣—慶陽地區儲層特征及油氣充注時期的分析，認為富縣和慶陽地區差異成藏過程主要表現為沉積規模、儲層物性、油氣成藏年代等因素的不同，基于此，總結了兩個地區的油氣成藏模式。

4.1 東、西部沉積規模不同

研究區發育大型的復合三角洲沉積體系，從西向東主要發育鎮原—慶陽三角洲、寧縣—合水三角洲和富縣三角洲沉積體系。富縣地區處于湖盆中心，主要發育三角洲前緣沉積體系，砂體厚度大，由北東朝西南方向，呈帶狀展布，為油藏的發育打下良好的物質基礎，而西部慶陽地區發育辮狀河三角洲沉積相，其沉積規模小于富縣地區。

4.2 東、西部儲層物性差異較大

在沉積作用和成巖作用的影響下，慶陽地區儲層物性比富縣地區儲層物性差，其中富縣地區孔隙度為8.59%，滲透率為0.42 mD[11]，慶陽地區孔隙度為6%，滲透率為0.1 mD[12]。研究區東部富縣地區分選較好，泥質含量較低，孔隙類型主要為溶蝕孔，其溶蝕孔的發育對低滲儲層的物性起到良好的改善作用，同時優化了孔隙結構的配置關系，為油氣的富集提供了很好的儲集場所。研究區西部慶陽地區發育暗色泥質粉砂巖互層，埋藏深度大，同時受壓實和膠結作用的影響，儲層物性較差，雖然部分位置發育有長石的溶蝕，但是規模不大，總體上慶陽地區的儲層物性比富縣地區差。

4.3 東、西部油氣成藏年代不同

通過結合以上對鄂爾多斯盆地南部延長組長8油層組包裹體的特征分析，可確定出研究區東部富縣地區存在兩期包裹體，通過圖5可以看出2期包裹體均一溫度峰值較為接近，說明油氣在充注過程中是連續的，根據包裹體的均一溫度結合盆地熱演化史的恢復，可推斷出油氣充注時間，第1期油氣包裹體形成時間較早，此時充注的原油成熟度偏低，充注時間為距今155～128 Ma，為晚侏羅世-早白堊世；第2期油氣包裹體豐度高，油氣充注時間為距今128～115 Ma，處于早白堊世中期(圖6)。

西部慶陽地區雖然也存在兩期包裹體，但第1期包裹體形成時間早，原油成熟度較低，并不是主要的油氣成藏期[16]；第2期油氣包裹體均一溫度峰值為117.5 ℃，油氣充注期次對應于135～120 Ma，根據熱史模擬結果認為主要的成藏時間為125 Ma，處于早白堊世中期(圖6)。

4.4 東、西部運聚成藏模式

在晚侏羅世，富縣地區長9李家畔頁巖熱演化程度高，已進入主要生排烴期，油氣沿著河道砂體向長8油層組進行運移聚集，且長8油層砂體垂向上相互重疊、側向上相互連通，同時長9油氣也可在其內部進行長距離的側向運移，在此時期長7段源巖成熟度不高，充注較弱，不作為主要的供烴來源；慶陽地區此時長9源巖成熟度較低，生烴強度不大，三角洲前緣砂體是油氣運移的主要通道，源巖生成的少量油氣沿著砂體進入長8儲層內，此時成藏組合為下生上儲[圖7(a)、圖7(b)]。

圖7 慶陽地區和富縣地區成藏模式圖Fig.7 Patterns of accumulation in Qingyang area and Fuxian area

在早白堊世，慶陽地區構造活動強烈[17]，形成大量斷裂帶，長7和長9烴源巖進入生排烴期，為主要的供烴來源，其生烴能力增強，油氣沿斷裂通道向儲層內部進行大量充注，長8油層組同時受兩套源巖的供烴作用，成藏組合為上生下儲和下生上儲；富縣地區長7烴源巖油氣大量生成[18]，此時長7作為該地區主力烴源巖，其生成的油氣在異常高壓的作用下沿河道砂體向長8油層組進行大量充注，但由于富縣地區構造幅度較小，斷裂不發育，此時油氣充注相對慶陽較弱[圖7(c)、圖7(d)]。

5 結論

(1)東部富縣地區延長組為三角洲前緣沉積相，砂體厚度大，分選較好，西部慶陽地區延長組為辮狀河三角洲沉積相，沉積規模小于富縣地區；受沉積和成巖作用的雙重控制，富縣地區儲層物性好于慶陽地區。

(2)東部富縣地區主要經歷了2期油氣充注，第1期油氣充注期次對應于距今155～128 Ma，為晚侏羅世-早侏羅世；第2期油氣充注期次對應于距今128～115 Ma，為早白堊世中期。西部慶陽地區主要經歷了1期強烈的油氣充注，對應于距今135～120 Ma，為早白堊世中期，其主要的成藏時間為125 Ma。

(3)在不同時期，富縣—慶陽地區運聚成藏模式存在差異。在晚侏羅世，富縣地區長9李家畔頁巖進入主要生排烴期，油氣沿河道砂體向長8油層組進行運移聚集，而慶陽地區此時長9源巖生烴強度不大，僅有少量油氣進入長8儲層內，此時成藏組合為下生上儲；在早白堊世中期，慶陽地區構造活動強烈，形成大量斷裂帶，此時長7和長9作為主要的供烴來源，油氣沿斷裂通道向儲層內部進行大量充注，成藏組合為上生下儲和下生上儲，而富縣地區此時長7烴源巖油氣大量生成，其生成的油氣沿砂體向長8油層組進行充注，但由于富縣地區斷裂不發育，油氣充注相對慶陽較弱。