鄂尔多斯盆地镇原地区长8油层组油气成藏模式

吴 警，史建南，胡承飞，普玉浩，唐国龙

（油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组沉积厚度大、油气资源丰富［1－4］。前人根据现今油气勘探形势和原油分布规律总结出“源控论”、“相控论”等静态表象的描述性论断［5－8］。但随着勘探程度的提高和石油地质理论的进展，已有的控藏理论不能解决油源关系不明确、低渗储层油气输导通道与优势运移路径局限等核心问题。镇原地区位于鄂尔多斯盆地西南部（图1），长8油层组油气富集程度差异大，油气成藏模式与主控因素认识不清，给油气成藏过程的客观认识和勘探开发一体化的油藏评价工作带来了一定的难度［9－15］。笔者应用成藏动力学，以典型油气藏/出油点解剖为基础，以流体来源及其流动样式为核心，采用精细油源对比技术、流体包裹体技术和油气运移路径示踪技术等方法，通过样品分析测试、数值模拟实验和成藏机理的综合研究，探讨镇原地区油气的充注特征、油气成藏的主控因素与油气成藏模式。这将有助于提高对现今油藏特征的客观认识，同时为低渗探区进一步勘探目标优选提供科学依据。

1 油藏特征与油气来源

1.1 油藏特征

图1 镇原地区构造位置图Fig.1 Structural location in the Zhenyuan area

对已知油气藏特征进行剖析是认识特定含油气区带油气成藏模式及其富集规律的基本出发点和重要内容。通过区域地质研究，并结合顶面构造及试油成果分析，认为镇原地区长8油层组主要为岩性型及构造－岩性型油藏。单井油层厚度存在较大差异，在1～20m范围内均有分布，但主要集中在1～10m，平均油层厚度为6m，主要为油层、含油水层及油水层，总体上具有厚度差异大、平均厚度偏薄的特点。地层水测试结果显示，受沉积环境、形成条件及其化学性质等因素的影响，油层地层水主要以Cl－、和Na＋＋K＋、Ca2＋离子为主，其次为 Mg2＋、、离子，按苏林分类属CaCl2型；流体活跃性不强，反映各油层流体均处于相对封闭的环境体系中，油藏保存条件相对较好。变质系数、脱硫酸系数、矿化度对比结果显示，长8油层组居于长7和长9之间，体现从上到下的流体运移特征。

镇原地区各油层组地面原油物理性质基本相近，原油密度较低，油质轻，黏度较小，蜡质含量较少，沥青质含量极少。其中长8油层组与长9、长6，甚至长4＋5油层组油品性质较为相近，密度低（0.83～0.87g/cm3）、黏度小（4～12mPa·s），属于典型的轻质油，说明原油流动性较好。从整体原油物性上看，原油密度和黏度相关性较好，且从长9至长6、长4＋5存在依次增高的趋势，可能与地层埋藏深度变浅或流体来源不同有关。

1.2 油气来源

长8油层组整体呈现长7油源贡献为主的特征，仅在桐川—太白梁、孟坝等局部地区存在一定的长7－长8混源贡献特征。从泥岩氯仿沥青抽提物内饱和烃质量色谱图上看（图2），研究区长8段泥岩有机质与长7段泥岩有机质在甾烷特征上略有差别（即“V”构型与“L”构型的差别）。镇原地区长8油层组油源关系较为明显，长8原油化学特征与长7烃源岩特征较为一致，整体呈现长7段生烃有机质油源贡献为主的特征，即 M/Z 191萜烷分布图中C30藿烷为主峰，五环三萜烷含量远高于三环萜烷含量，三降藿烷比值（Ts/Tm）平均为1～2；M/Z 217萜烷分布图中甾烷系列中ααα-20RC27甾烷含量具“L”形式样；而桐川－太白梁、孟坝等局部地区甾烷系列中ααα-20RC27甾烷含量具“V”形式样，可能存在一定的长7—长8混源贡献特征。

2 成藏特征

图2 镇原地区长8油层组油源对比综合图Fig.2 The oil-source correlation of Chang 8oil reservoir group in the Zhenyuan area

镇原地区长8油层组众多油气藏的形成，得益于各成藏要素之间的良好配置关系，并以油源充沛、区域性盖层好、区域构造简单为显著特征［16，17］。

2.1 油气充注时间与期次

储集层是油气聚集成藏所必需的基本要素之一，那么，从油气充注时间与储层演化阶段的配置关系角度分析油气成藏机制，则是评价本区是否具备成藏条件、勘探潜力的根本问题。根据含烃流体包裹体产状、相态、颜色、均一温度测试与观察，镜下透射光/荧光薄片观察结果显示，长8油层组砂岩储层中的石英和长石颗粒内裂纹和穿石英颗粒裂纹中都有含烃流体包裹体发育（石英次生加大边中发育较少），有单个状、窜珠状和团状分布样式，包括纯气相、盐水气液两相、油气两相等3种相态类型，且有黄色和蓝白色2种荧光显示。上述特征表明长8油层组砂岩储层至少存在2期原油充注过程。又据与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度分布直方图综合判断，长8油层组油藏原油充注期次应为连续的2期，相应的充注时间大致为早白垩世早期（±130Ma B.P.）和早白垩世晚期（±105Ma B.P.）（图3），并且以长7原油晚期充注为主。

2.2 油气充注通道与方向

油气通过有限的优势通道进行运移是沉积盆地输导体系的非均质性、能量场的非均一性和流体流动等多种因素共同作用的结果［18］。通过钻井岩心观察、镜下微观统计等多种地质方法综合分析，结合前人野外露头观测结果，认为镇原地区长8油层组主要发育构造裂缝和连通砂体2种输导体，其中以构造裂缝型垂向输导体为主，孔隙连通砂体型输导体局部地区垂向上有一定的叠置性（但受泥质隔层或相变的影响，叠置规模不大），在侧向上连通性与砂体走向和孔喉物性有关，具有一定的侧向输导能力，总体上呈现出裂隙－砂体组合型“L”样式的输导体系和阶梯式毯状输导样式。根据镇原地区长8油层组主要含油区垂向上具有多点式充注的特征，认为对研究区更为有意义的是裂隙型输导体。

本文应用地质色层效应原理，采用砂岩抽提物含氮化合物示踪剂，分别进行了平面上及垂向上油气充注方向及运移路径的研究。如图4所示，镇255井、镇376井、镇103井自上而下的垂向指示特征明显。总体而言，通过流体运移示踪研究，认为研究区长8油层组原油充注期油气运移路径呈现出短距离的垂向汇聚型样式，侧向运移为辅，以多中心式垂向多点充注，辅以侧向运聚成藏为主。

图3 长8油层组同期盐水包裹体均一温度分布直方图及油气充注期次综合图Fig.3 The histogram of homogenization temperatures of fluid inclusions and the comprehensive figure of oil-gas injecting periods，Chang 8oil reservoir group

图4 镇原地区长8油层组油气运移方向示踪图Fig.4 The hydrocarbon migration direction of Chang 8oil reservoir group in the Zhenyuan area

3 油藏主控因素与成藏模式

基于成藏主控因素分析，认为油源、储层、通道、压差是控制镇原地区长8油层组油气成藏的主要因素。根据试油/试采成果，结合研究区长8油层组生、储、盖、圈、运、保的综合评价及地质要素和地质作用时空耦合匹配关系的研究，认为油源发育区、储层发育区、输导叠置区、动力发育区、构造汇聚区的叠合部位是油气富集的有利区带。

从有效烃源岩出发，以原油充注历史为基础，以输导体系为重点，综合分析认为，研究区主要存在2种形式的含油气系统：即主要为长7源岩（超压地层［10，12］）-长8储集含油气系统，次要为长7、长8混源－长8储集含油气系统。具体而言，镇原地区长8油层组主要的油气成藏模式为：长7上源贡献－开启裂缝、叠置砂体混合输导－垂向压差动力驱动、岩性－构造圈闭聚集，为典型的上生下储的倒灌型模式，进一步证实了研究区“上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源成藏”的油气成藏模式（图5）。

进一步可知研究区油气成藏的主要模式：长7段超高压优质烃源岩（辅以少量长8烃源贡献）提供的轻质原油，在较大的源储压差动力条件下，在构造裂缝和叠置砂体的高效输导下，在储层未致密化之前，近源垂向运移、侧向聚集成藏。基于研究区这一主要的成藏模式，结合长8油层组勘探成果，可对镇原地区长8油层组油水分布复杂性和落空井失利原因进行总结：首先，研究区长8段潜在烃源岩总体评价较差，不能作为主要的供烃灶，故作为主力烃源岩的长7段有机质排出的原油，在砂体侧向连续性较差的情况下，只能近源、垂向、短距离向下运聚成藏。这种受多因素控制的特殊类型的“隐蔽油气藏”，无形中给油水界面识别和勘探预测带来极大难度。其次，试油成果表明，镇原地区长8油层组出油点及其含油区带基本位于研究区的东部，这与该区有效烃源岩发育、储层物性好、源储通道发育、源储压差大、源储距离短有密切的关系。

4 结论

图5 镇原地区长8油层组成藏模式图Fig.5 Hydrocarbon accumulation modes of Chang 8oil reservoir group in the Zhenyuan area

a.镇原地区长8油层组平均油层厚度为6 m，单井油层厚度差异大，总体厚度偏薄；桐川－太白梁－孟坝及曲子地区较为富集，太平西部零星分布，主要油藏类型为岩性及构造－岩性油藏；长8油层组整体呈现长7油源贡献为主的特征。

b.长8油层组主要存在2期原油连续充注过程（第二期为主充注期）；区域性活动裂缝和局部连通砂体构成了立体的输导体系；流体存在明显的从上至下的垂向运移指向。

c.镇原地区长8油藏体现了“上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源成藏”的模式特征，烃源岩与储层的配置关系决定了油气充注的贫富。

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