鄂尔多斯盆地东南部富县—黄龙地区长8油层组勘探潜力分析

王宝萍，崔维兰，张凤奇，吴杨杨，李得路

(1.延长油田股份有限公司，陕西延安 716000;2.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065;3.中国石油集团长城钻探工程有限公司录井公司，辽宁盘锦 124000;4.西北有色地质勘查局七一二总队，陕西咸阳 712000)

近年来，鄂尔多斯盆地中西部延长组长8油层组油气勘探开发取得了很大的进展，发现了西峰、姬塬、马岭及吴起—定边等大油田［1－5］。但在盆地东南部富县、黄龙一带勘探程度较低，还未有大的突破。前人有关鄂尔多斯盆地东南部长8油层组的研究主要集中在储层、沉积相等方面［6－8］。本文在总结前人研究成果的基础上，依据现有分析化验、测井等资料，综合分析了鄂尔多斯盆地东南部富县、黄龙一带长8油层组的烃源岩条件、储集条件等控藏要素，总结了其成藏模式，并指明了勘探潜力区，为研究区长8油层组的勘探决策提供参考。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是中国内陆第二大含油气沉积盆地，面积为25×104km2。盆地内的陕北斜坡为其6个一级构造单元之一，是盆地油气主要富集区。已发现的石油主要分布在上三叠统延长组及侏罗系延安组，其中延长组自上而下划分为长1—长10 10个油层组［9］，本次研究目的层为长8油层组。

研究区位于鄂尔多斯盆地东南部，研究范围为洛川县全境、黄龙县中西部及富县、宜川县部分地区，面积约为7660km2(图1)。在区域构造上，研究区横跨陕北斜坡南部及渭北隆起东北部，受陕北斜坡、渭北隆起两个构造单元形成和演化的控制。由于后期抬升幅度较大，研究区东南部长8油层组遭受严重剥蚀，剥蚀面积约为1010km2。本区早期的石油勘探主要针对长6油层组，部分井在该层位获得了工业油流，近年来在长8油层组石油勘探取得了一定的突破。长8油层组厚度为114～167m，平均在130m左右。岩性主要为灰色厚层—块状细砂岩夹灰色、灰绿色、深灰色粉砂质泥岩和粉砂岩。长8油层组平均埋深在820m左右，已试油井平均日产油 0.61t，日产水2.62m3。

图1 研究区地理位置图Fig.1 Location of the study area

2 烃源岩条件分析

鄂尔多斯盆地延长组烃源岩主要为延长组长7和长9油层组的湖相泥岩和油页岩［10－12］。其中长7油层组油页岩分布面积广、厚度大、有机质丰度高，为盆地中生界主力烃源岩。

2.1 平面展布特征

研究区长7、长9油层组湖泛期沉积了富含有机质的暗色油页岩，分别位于长7油层组底部和长9油层组顶部，它是在低能环境下沉积的、富含有机质的暗色页岩，由于其自身的性质，测井响应特征明显，表现为高自然伽马 (GR)值 (一般大于120API)、高声波时差 (AC)值 (一般为250～340μs/m)、高电阻率 (Rt)值 (一般大于100Ω·m)、自然电位 (SP)值偏正等 (图2)。根据研究区内150余口探井资料，研究区未剥蚀区长7油层组烃源岩厚度为8.2～43.2m，平均为26.8m。长9油层组烃源岩厚度较薄，为4.3～18.3m，平均为9.7m。平面上长7、长9油层组烃源岩主要分布在研究区的中北部 (图3)。长7油层组烃源岩主要分布在 F44—FU4井区及 G82—L125—H336井区，厚度达到30m以上，烃源岩10m等厚线闭合面积约为4650km2。长9油层组烃源岩主要分布在ZF53—ZL1—HC4井区和P23—C96井区，烃源岩6m等厚线闭合面积约为4050km2。

图2 长7、长9油层组油页岩电性特征图Fig.2 Electric characteristics of source rocks in Chang 7 and Chang 9 oil－bearing reservoirs

图3 研究区烃源岩厚度图Fig.3 Thickness of source rocks in the study area

2.2 地球化学指标特征

根据本区10个长7油层组烃源岩样品的地球化学指标，长7油层组烃源岩:

(1)总有机碳(TOC)含量为2.98%～21.16%，平均为13.1%;

(2)氯仿沥青“A”含量为0.023%～0.038%，平均为0.026%;

(3)总烃 (HC)含量为 (133～225)×10－6，平均为 160×10－6;

(4)生烃潜力 (S1+S2)为15.9～149.58mg/g，平均为76.03mg/g;

(5)有机质类型以腐泥—腐殖型为主，干酪根以Ⅱ型干酪根为主;

(6)镜质组反射率 (Ro)值主要为0.54%～0.76%，平均为0.59%;

(7)最高热解峰温 (Tmax)为430～437℃，平均为434℃，均已进入主要生油期。

从地球化学指标来看，长7油层组烃源岩在本区为有机质高度富集的优质烃源岩。

图4 长8油层组沉积相平面图Fig.4 Sedimentary facies of Chang 8 oil－bearing reservoirs

根据前人研究成果［10－11］，长 9油层组黑色泥岩、页岩的有机质丰度高，生烃潜力较高，有机母质类型是以低等水生生物为主要来源的腐泥型，也是一套优质的烃源岩。

3 储集条件分析

3.1 储集砂体分布特征

长8油层组沉积时期以湖侵为主，湖盆的规模和水深均继续加大［9］，研究区整体处于水下沉积环境，发育三角洲前缘亚相沉积，受物源影响，水下分流河道砂体侧向迁移、叠置频繁，河道连片发育，平均砂地比达到0.54。

在研究区北部河道较不稳定，连片分布，砂体厚度基本大于60m。河道向南逐渐清晰 (图4)。河道砂体岩性以灰色厚层状细砂岩为主，夹少量粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，砂体平均厚度近70m。平面上主要分布在研究区中部和西北部，呈条带状近北东—南西向展布，砂体宽度主要为5～20km，延伸长度为20～90km(图5)。

图5 长8油层组砂体厚度平面图Fig.5 Sand body thickness of Chang 8 oil－bearing reservoirs

3.2 储层特征

3.2.1 岩石学特征

根据58个铸体薄片分析数据，长8油层组储层岩性以灰色—深灰色细粒长石砂岩为主。砂岩的主要矿物成分为长石，平均含量为50.5%;其次为石英，平均含量为26.6%;岩屑平均含量为7.1%;黑云母含量变化较大 (0～13.0%)，平均含量为2.4%;岩屑主要为变质岩岩屑、沉积岩岩屑及少量火成岩岩屑。砂岩碎屑颗粒较均一，主要粒级 (0.02～0.25mm)占89%以上，分选中—好，磨圆度主要为次棱角状，颗粒呈线接触或点接触。胶结类型主要为孔隙式，次为镶嵌式，具有典型的低成分成熟度、高结构成熟度特征。

3.2.2 物性特征

统计研究区797块样品的分析结果，长8油层组储层的孔隙度最大值为15.72%，最小值为1.22%，平均为 7.72%;渗透率最大值为4.42mD，最小值为0.02mD，平均为0.54mD。孔隙度主要为3%～14%，占样品总数的85.6%，渗透率集中分布在0.02～0.7mD，占样品总数的76.9%(图6)。按 DZ/T 0217—2005《石油天然气储量计算规范》储层划分标准，本区长8油层组储层属于特低孔隙度、特低渗透率储层。

图6 长8储层孔隙度与渗透率分布特征图Fig.6 Distribution characteristics of porosity and permeability of Chang 8 reservoir

3.2.3 成岩特征

长8油层组储层黏土矿物含高岭石、伊利石和绿泥石，颗粒接触关系主要为点—线接触，%S(蒙皂石百分比)的平均值为22.5%，储层成岩作用强烈，已进入晚成岩阶段A期。压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用对储层物性影响较大。其中压实压溶作用较为强烈，使砂岩的孔隙度损失很大，损失20%～30%。胶结作用是储层渗透率降低的重要原因，主要的胶结类型有黏土胶结和硅质胶结。溶蚀作用是形成次生孔隙、改善储层物性的主要因素，主要表现为粒间溶孔、长石粒内溶孔、岩屑溶孔和胶结物溶孔。

3.2.4 孔隙结构特征

根据岩心、铸体薄片、扫描电镜等资料，对长8油层组储层有意义的孔隙类型主要有残余原生粒间孔和次生孔隙。残余原生粒间孔相对发育，含量一般为0.2%～4.0%，平均为2.68%。次生孔隙主要为粒间溶孔，它使原生粒间孔部分恢复和扩大或形成新的次生孔隙，本区粒间溶孔含量一般为0.2%～4.0%，平均为2.25%。储层微裂缝仅发育在部分砂岩中，大多是压实缝和层间缝，含量一般为0～0.5%，平均为0.11%。

4 成藏分析

从图7来看，长8油田基本分布于长7油层组烃源岩生烃中心附近，同时长9油层组烃源岩也提供了一定的油源［10］，具有“源控论”的规律［13］。

图7 鄂尔多斯盆地长8油田与长7、长9油层组烃源岩厚度叠合图Fig.7 Source rock thickness overlay map of Chang 7 and Chang 9 reservoirs and Chang 8 Oilfield in Ordos Basin

纵向上，长7油层组烃源岩生成的油气在烃源岩异常高压的驱动下沿着长8油层组内部叠置的砂体或高角度微裂缝向下运移［14，15］。同时其本身发育的浅湖—半深湖相泥页岩的欠压实作用形成的超压封闭作用和较强的烃浓度封闭作用，使下部长9油层组烃源岩生成的油气向上运移至长8油层组储层内并得以有效保存。上覆长7油层组的油源和下伏长9油层组的油源分别以垂向运移的方式通过砂体的叠置点或微裂缝进入长8油层组，长8油层组上覆的长7油层组底部烃源岩作为良好的盖层，阻挡了油气向上逸散，同时油气以侧向运移的方式在长8油层组内部砂体较发育、物性较好的部位富集，其成藏模式可以总结为双向排烃、复合成藏模式。

5 勘探潜力

根据产烃率计算公式 (资源量=生烃量×运聚系数)，估算出研究区以长7、长9油层组烃源岩为生油岩的地质资源量分别为3.04×108t和0.39×108t，即总地质资源量达到3.43×108t，目前研究区探明程度在5%左右，勘探潜力巨大。

研究区内已发现的长8油田主要分布在主河道砂体中，表明水下分流河道对砂体分布具有重要的控制作用，这种多期叠置的巨厚砂体分选较好，孔隙度、渗透率都较高，连通性较好，非均质性较弱，是油气主要的富集区域。同时统计发现，长8油田探明储量面积的86%同时具有砂体厚度大于 70m、孔隙度大于 8%、渗透率大于0.4mD的储层条件。

综合以上分析，研究区长8油藏的分布主要受水下分流河道厚层优质砂体控制，以砂体厚度大于70m、孔隙度大于8%、渗透率大于0.4mD 3个条件为主，结合长7油层组烃源岩厚度大于10m和长9油层组烃源岩厚度大于6m两个生烃条件，预测出研究区勘探潜力区块9个，总面积为446.5km2(图8)。

图8 研究区长8油层组勘探潜力预测区图Fig.8 Prediction area of the exploration potential of Chang 8 oil－bearing reservoirs in the study area

6 结束语

鄂尔多斯盆地东南部长8油层组油源条件较好，主要发育延长组长7和长9油层组烃源岩，其中以长7油层组烃源岩为主。储集体为三角洲前缘水下分流河道叠置砂体，厚度较大，以残余原生粒间孔和次生孔隙为主要储集空间，储集性能较好。研究区长8油层组具有双向排烃、复合成藏特征，两套烃源岩总地质资源量达到3.43×108t。综合各有利条件，预测出研究区勘探潜力区块9个，面积约为446.5km2，为下部勘探部署提供依据。

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