鄂尔多斯盆地XY地区长6～长8油层组油藏特征及成藏模式

刘宝来

(中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂，黑龙江 大庆 163000)

XY地区位于陕西省咸阳西北部，西南与彬县相接，北与甘肃省正宁、宁县接壤，东临耀县、宜君，东北与黄陵双龙镇相连，面积1816km2，大地构造位于鄂尔多斯盆地一级构造单元渭北隆起与陕北斜坡的结合部[1]。研究目的层位为三叠系长2～长10油层组，主要为长6～长8油层组。

1 油藏特征

1.1 储层特征

研究区长6～长8油层组砂岩主要为细粒岩屑长石砂岩，碎屑成分为石英、长石、岩屑，填隙物含量总体较低，主要以泥质杂基和胶结物为主；胶结类型以孔隙式、压嵌-孔隙式为主；岩性比较致密，风化程度高。碎屑颗粒粒径在50～200μm之间，以点-线式接触，分选性中-好，磨圆度以次圆-次棱角状为主。石英次生加大现象明显，主要发育溶孔-粒间孔。通过对研究区长6～长8油层组储层常规岩心样品的孔隙度、渗透率等物性参数测定，其孔隙度为1.2%～18.0%，集中分布于7.49%～12.81%之间，平均8.68%；渗透率为0.04～9.27mD，集中分布于0.63～2.18mD，平均为0.98mD，具典型的低孔、低渗储层特征。

1.2 原油物性

长6油层组原油具较低的密度、黏度和凝固点，原油密度变化范围小， 0.8245～0.855g/cm3(平均为0.8468g/cm3)；原油动力黏度分布于4.5～10.04mPa·s(平均为6.56mPa·s)，；原油凝固点范围为6～25℃(平均17℃)。

长7油层组原油具有中密度、黏度和凝固点的特征，其密度为0.8548～0.882g/cm3，动力黏度为7.46～28.29mPa·s，凝固点为18～24℃。

长8油层组原油总体上具较高的密度、黏度和凝固点，同时个别井为高密度、高黏度和高凝固点的稠油。原油密度变化范围大，0.8457～0.978g/cm3(平均0.8966g/cm3)；原油动力黏度分布范围为5.47～313.48mPa·s(平均92.81mPa·s)；原油凝固点为10～32℃ (平均22℃)。X20井原油密度为0.978g/cm3，动力黏度为313.48mPa·s，凝固点为29℃，为稠油，可能是原油受到氧化，油藏可能受到破坏。

1.3 地层水类型

1.4 油层温度及压力

区内长6～长8油层组埋深在900～1300m左右，油层压力为3.182～5.637MPa，饱和压力为0.546～0.776MPa，压缩系数为0.805～0.879。溶解油气比为2.11～3.07m3/t，体积系数为1.0239～1.0256，收缩率2.33%～2.49%，地层温度压力下原油密度为0.8637～0.8655g/cm3，原油黏度为43.936～48.327mPa·s。

图1 研究区沉积埋藏演化史图

图2 研究区埋藏史-热史演化曲线和成藏时间图

图3 包裹体照片图

2 成藏期次

自晚三叠世以来，鄂尔多斯盆地主要发生4期明显的剥蚀，分别是晚三叠世末期、早侏罗世末期、中侏罗世末期和早白垩世末期[2,3]。根据前人对各时期地层剥蚀厚度研究成果，恢复XY地区沉积埋藏演化史(图1)。热史研究表明，中生代末期(100～140Ma)异常古地温梯度为4℃/100m，大地热流值为90mW/m2，其他时代正常地温梯度为3℃/100m，大地热流值为60mW/m2，地表温度取值为15℃，对XY地区中生界主力烃源岩长7油层组烃源岩的受热史进行了恢复(图2)。

用区内流体包裹体研究油气成藏期次，结合埋藏史-热史，确定成藏时间[4]。通过薄片(图3)观察，砂岩部分粒间孔隙为深褐色的沥青所充填，沥青充填物显示黑褐色荧光(无荧光)，另有部分微孔隙内含轻质油而显示较强的浅蓝绿色、浅黄色荧光。岩内局部视域见石英次生加大现象。认为主要发育2期次的油气包裹体。

由包裹体均一温度分布图(图4)可以看出，长6油层组砂岩流体包裹体均一温度分别在95.7～111.5℃、95.4～118.9℃、102.8～143.5℃之间，共计21个测点，主要变化范围在90～120℃，温度呈连续变化且只有1个峰值，反映其成藏过程是连续的且油气只有1期充注；长7油层组砂岩流体包裹体均一温度在82.9～120.4℃之间，共计7个测点，主要变化范围在100～110℃，温度呈连续变化且只有1个峰值，反映其成藏过程是连续的且油气只有1期充注；长8油层组砂岩流体包裹体均一温度分别在95.8～135.6℃、94.6～107.6℃之间，共计6个测点，主要变化范围在90～100℃和130～140℃，温度呈不连续变化且有2个峰值，反映其成藏过程是不连续的且油气有2期充注。

图4 研究区长6～长8油层组包裹体均一温度分布图

埋藏史和热史恢复研究结果(图2)表明，长6、长7油层组油气注入的地质时期为130～120Ma，相当于早白垩世早期，长8油层组油气充注的地质时期为130～120Ma和110～100Ma，相当于早白垩世早期和晚期。总体上说，长6～长8油层组油藏的成藏期为早白垩世。

3 成藏动力

成藏动力研究是探索成藏机理、预测油气藏分布的重要基础工作,油气成藏流体动力分析主要通过对地层压力分布特点的研究，确定油气藏在盆地内的运移方向、聚集条件，最终预测油气在盆地内的分布规律；达到正确地认识油气藏在盆地内纵向和横向上的空间分布规律、合理地评价油气资源量的目的[5～8]。

研究区长7油层组异常超压普遍存在，且均位于长7油层组中下部主力生油岩处，明显高于其上覆、下伏地层，为油气的初次运移提供动力。长6油层组及以上地层和下伏的长8油层组均显示为常压或者较低的超压。通过计算表明，长7油层组最大过剩压力一般为10～35MPa，最大压力系数约为2.5～4.0(图5)。过剩压力和压力系数均随着深度增加而增加。结合区内最大过剩压力平面分布图(图6)可知，区内北部的超压高，油气排烃动力大，有利于油气初次运移，而往南部隆起方向，超压降低，油气初次运移动力减小，但仍存在过剩压力，只是动力相对较弱，排烃效率不如北部高。

图5 研究区长7油层组最大过剩压力分布图

图6 研究区长7油层组过剩压力分布图

图7 研究区延长组油气成藏模式

4 成藏模式

研究区过剩压力差是油气垂向运移的主要动力。从油气运移方向上看，纵向和横向上均有运移。在异常压力作用下，纵向上，长7油层组烃源岩生成的油气一部分向上运移形成以长6油层组为主要储集层的油藏，另一部分则向下运移，形成下部的长8油层组油藏。同时，长7油层组烃源岩生成的油气也可以近距离运移至砂岩中成藏。故研究认为区内主要以近源成藏为主，存在3种油气成藏模式(图7)。

1)下生上储型成藏模式 长7油层组烃源岩生成的油气通过纵向上的运移，向上在长6油层组砂岩聚集成藏。成藏动力主要是长7油层组与长6油层组的过剩压力差，且该过剩压力差主要是长7油层组底部的欠压实泥岩与长6油层组的过剩压力之差。生成的烃类向上运移要先经过长7油层组的中部和上部，运移距离较长，且上覆长6油层组砂体规模相对较小，储层物性较差，因此，运移到上部长6油层组中的烃类有限，该成藏模式在北部地区条件相对优越。

2)上生下储型成藏模式 长7油层组烃源岩生成的油气通过纵向上的运移，向下在长8油层组砂岩中聚集成藏。成藏动力同样为两者之间的过剩压力差，但与上部的长6油层组不同，长8油层组砂体规模相对较大，储层物性较好，有利于油气长距离运移，故该成藏模式是区内最有利的。

3)自生自储型成藏模式 长7油层组烃源岩位于底部，生成的油气由于层间烃源岩与砂岩的过剩压力而发生纵向上的运移，经过油层组的中部和上部，优先聚集成藏。但长7油层组砂体规模相对较小，储层物性较差，故该种成藏模式在区内条件相对较差。

总体上，该区油气成藏模式以长7油层组烃源岩生烃为基础，长6、长8油层组砂岩为储层，源储剩余压力差为动力，近距离成藏。但由于该区长7油层组油气存在较大的排烃动力，油气可以突破地层阻力，长距离地运移，即生成的油气，在自身产生的异常高压的驱动之下，自下而上通过各类运移通道(主要是连通砂体、微裂缝等)运移至更远的长3油层组和长2油层组的砂岩储层中，在适合的圈闭条件下保存下来，最终形成了长 2、长3 油层组油藏。

5 结论

1)鄂尔多斯盆地XY地区长6～长8油层组油藏储层具低孔、低渗特征；原油具中低密度、黏度和凝固点，部分因为氧化破坏而具有较高密度、黏度和凝固点；地层水为盐水型，一般为CaCl2和MgCl2型，极少为Na2SO4型；地温梯度正常。

2)长6、长7油层组油气注入仅有1期，时间为130～120Ma；长8油层组油气充注分为2期，分别为130～120Ma、110～100Ma。油气的运移动力主要来自于地层的压力差，且北部地区要高于南部地区。

3)区内油气成藏主要以近源为主，存在3种主要成藏模式，分别为上生下储、下生上储和自生自储。

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