鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区长6～长9油层组致密油成藏研究

陈立军，王彩霞，冷丹凤，邓南涛，黄 峰，王冬冬

1延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西 延安

2陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西 西安

3北京华油明信能源技术有限责任公司，北京

1. 区域概况

富县-甘泉地区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，延长组为一套内陆湖泊浅水三角洲沉积体系，发育大规模的三角洲前缘水下分流河道砂体，是大型的储集层[1][2]，长6～长9油层组具有较大的勘探潜力。

2. 成藏条件

2.1. 烃源岩条件

区内主力烃源岩层为长7和长9油层组。从宏观分布来看，长7油层组烃源岩遍布全区，最厚达90 m，沿南西-北东方向厚度逐渐变薄，有机质丰度好，总有机碳质量分数为0.2%～7.28%，平均2.75%，有机质类型以I和II1型为主；长9油层组有机质丰度较好，总有机碳质量分数为0.73%～5.55%，平均2.41%，有机质类型主要为II1型。长7和长9油层组烃源岩总体进入成熟阶段[3][4]。

2.2. 储集条件

区内储层砂岩类型主要以细粒的长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，含有少量长石岩屑砂岩。碎屑成分中长石、岩屑含量较高，石英含量较少，成分成熟度较低。砂岩主要以中等-尖锐峰度为主，偏度以正偏态为主，总体反映出好-中等的结构成熟度。胶结物含量较高，其中，方解石含量较高，杂基含量较少。总体看来，长7油层组物性最好(平均孔隙度分别为8.49%，平均渗透率为0.57 mD)，长8油层组次之(平均孔隙度为8.08%，平均渗透率为0.37 mD)。研究区长7～长8储层中发育了多种类型的孔隙，粒间孔隙最多，其次为长石溶孔、岩屑溶孔、填隙物溶孔及微裂隙。研究区成岩作用类型丰富，主要包括机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用以及破裂作用。研究区砂体呈北西-南东向展布，沿物源方向，砂体向两侧有分叉现象，表明沉积时，河道的迁移、摆动及分流、汇合较明显，表现为纵向上切割叠加厚度大，平面上复合连片分布的特点。

2.3. 源储配置

富县-甘泉地区长7油层组烃源岩为主力烃源岩，长7～长8油层组复合连片的三角洲砂体与浊积砂体为主要储层。烃源岩与储层直接接触，源储大面积相邻分布，形成了紧密接触的“三明治”式结构，离烃源岩越近的层位，含油饱和度相对越高，源储配置越有利。根据烃源岩与储集层的空间配置关系可进一步将源储结构划分为下生上储、自生自储和上生下储3种。

3. 石油运移动力学特征

3.1. 石油运移的阻力

致密砂岩油成藏，在亲水岩石中是油驱水的过程，运移阻力主要为毛细管阻力。对富县-甘泉地区延长组主要层位的储层压汞条件下，毛细管压力统计表明，长6～长9油层组储层排驱压力主要为0.0545～30.19 MPa，平均4.7 MPa，中值压力为0.79～115.48 MPa，平均20.9 MPa。根据油层物理经验与相关邻区成果，油层条件下的排驱压力均值约为0.31 MPa，中值压力1.39 MPa。

3.2. 石油运移的动力

3.2.1. 浮力

富县-甘泉地区延长组较为平缓，取其较大的地层倾角为1.5˚，根据资料统计得到地层水密度平均为1.01 g/cm3，地下原油密度为0.82 g/cm3，计算出油藏条件下的古排驱压力见表1。由计算结果可知，长6～长9油层组的临界油柱高度普遍较大，仅垂向运移就需形成数十米(约35 m)的连续油柱，对于研究区的单层砂岩(厚度为5～25 m)来说较难实现。平缓的富县-甘泉地区延长组，若依靠浮力驱动进行侧向运移，需沿连续砂体展布的方向形成至少几十千米长的连续油柱，虽然研究区的砂带延伸最远可达120 km，但实际上很难实现。因此，油气大规模充注时期浮力难以驱动长6～长9油层组致密储层中的石油进行长距离侧向运移，但不排除在部分砂层连续分布且物性较好的“甜点”区存在短距离的侧向运移。因此，浮力不是致密油成藏的主要动力。

Table 1. The critical oil column height and length of oil migration under the expulsion pressure and buoyancy表1. 排驱压力及浮力作用下的石油运移临界油柱高度与长度

3.2.2. 过剩压力

富县-甘泉地区延长组的过剩压力主要始于长6油层组的底部或者长7油层组的顶部，长7～长9油层组均有过剩压力的分布，其中长7油层组过剩压力最大。

据各单井过剩压力的资料，绘制出长7～长9油层组的过剩压力平面分布特征(图1)。各油层过剩压力总体趋势较为一致，研究区的西部，尤其是西北部，过剩压力较大，向东部逐渐减小。造成不同层位过剩压力差异的主要原因可能与泥岩分布的特征和性质有关，通常厚度大、总有机碳质量分数高的泥岩层具有较大的过剩压力。

Figure 1. The distribution of excess pressure of each oil layer in the studied area图1. 研究区各油层过剩压力展布

3.3. 动力与阻力的耦合关系

当运移动力大于阻力时，油气能在储层中运移并进入圈闭聚集成藏，反之，则不能成藏。长7油层组烃源岩普遍发育较高的异常压力，且存在持续的源储剩余压差，在该压力下石油顺利进入储层。石油进入储层后，其运移动力为初次运移动力的延续，由于受到毛细管阻力的影响，随着运移距离的增大，其动力逐渐减弱，剩余压力逐渐降低，当动力不足以克服阻力时石油聚集成藏。

油藏形成时，长6～长9油层组储层已致密且现今仍处于致密状态，石油难以在浮力的作用下进行运移和调整，可能仅在部分储层物性较好的地区存在短距离的侧向运移。

4. 结论

1) 长7油层组主力烃源岩排烃在早白垩世晚期。研究区石油开始充注时期对应于中成岩阶段A期，储层已经历了大规模减孔，孔隙度大约只有10%，石油大规模充注时致密储层已基本形成，即先致密，后成藏。

2) 致密砂岩油成藏，在亲水岩石中，是油驱水的过程，运移阻力主要为毛细管阻力；主要动力为过剩压力，浮力不是致密油成藏的主要动力。

3) 研究区过剩压力的平面分布特征总体趋势较为一致，即研究区的西部，尤其是西北部，过剩压力较大，向东部呈现出逐渐减小的趋势，长7和长9油层组的过剩压力要高于长8油层组。