鄂尔多斯盆地黄陵探区延长组油气成藏研究

董 杨，赵世翔

(延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安716000)

近年来，鄂尔多斯盆地延长组石油勘探开发取得了一系列重要进展，但其储层具有连续性差、含油砂体变化快、非均质性强、低孔低渗低压和低丰度的特点[1-7]，严重制约了油气勘探开发进程。统计近年已试油井发现，黄陵探区延长组试油成功率为35%，低产井层数(最高日产油低于1 t)占试油总层数的31%，高产井极少，其中下组合按层数试油成功率为15%。目前黄陵探区油气勘探仍处于初级阶段，大量学者多从烃源岩、沉积相和储层物性等方面进行了研究[8-14]，对于黄陵探区延长组油气成藏过程、时间和主控因素的研究相对较少。再者，鄂尔多斯盆地黄陵探区延长组除主要含油层位长6油层组外，其它油层组含油饱和度低，基本不产油，其原因仍不明确。因此，本文通过对黄陵探区延长组烃源岩、储层、盖层等分析，研究延长组油气成藏过程和时间，探讨成藏主控因素，从油气成藏角度分析研究区长6油层组产油的主要原因，以期为延长探区油气勘探提供借鉴。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于华北克拉通西部，由伊陕斜坡、伊蒙隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、西缘褶皱带和天环凹陷6个次级构造单元组成。黄陵地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部。古生代，鄂尔多斯盆地为华北克拉通的组成部分[15,16]。晚古生代开始，海水逐渐从盆地东、西两侧退出，沉积环境由碳酸盐岩台地逐渐转变为内陆湖泊—三角洲沉积。中生代，鄂尔多斯盆地进入内陆湖泊—三角洲沉积[15，17]。延长组自下而上由长10—长1油层组组成。主要由三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝以及半深湖—深湖相重力流砂体组成。其中长6油层组重力流砂体是目前研究区的主要储集层[14]。

2 油藏地质条件

2.1 烃源岩

有机质丰度是衡量烃源岩生烃潜力的物质基础，常用的烃源岩有机质丰度指标主要为有机碳含量(TOC)、氯仿沥青“A”和热解产油潜量(S1+S2)。鄂尔多斯盆地延长组长4+5、长6和长7为潜在的烃源岩。

研究区长4+5油层组样品的有机碳含量分布在0.42%～1.21%，平均为0.87%；生烃潜量范围为0.3～1.77 mg/g，平均为1.29 mg/g；氯仿沥青“A”含量范围为0.0423%～0.2557%，平均为0.1162%。长6油层组样品的有机碳含量分布在0.25%～0.73%，平均为0.574%；生烃潜量范围为0.46～1.18 mg/g，平均0.918 mg/g；氯仿沥青“A”含量范围为0.098%～0.225%，平均为0.1543%。长7油层组样品的有机碳含量分布在0.46%～1.74%，平均为1.02%；生烃潜量范围为0.25～1.53 mg/g，平均0.843 mg/g；氯仿沥青“A”含量范围为0.082%～0.1719%，平均为0.1288%。综上所述，研究区各层系烃源岩中，长7段烃源岩有机碳含量高，生烃潜量和氯仿沥青“A”含量都较高，为好烃源岩，也是研究区的主要烃源岩。而长4+5和长6有机碳含量较低，贡献较少。

2.2 储层特征

研究区含油层主要为长6油层组，长2、长3和长4+5、长7、长8油层组在本区含油范围小，与长6多有重叠。因此，本次研究储层特征分析主要针对长6，兼顾其它油层组。

2.2.1 储层岩石学

黄陵探区延长组长4+5油层组、长6油层组、长7油层组和长8油层组砂岩类型以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，长石岩屑砂岩和岩屑砂岩次之，没有石英砂岩。长6油层组主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩(见图1)，其中石英占碎屑总量的15.22%～51.85%，平均为28.11%；长石占碎屑总量的24.01%～73.91%，平均为55.46%；岩屑占碎屑总量的7.03%～37.50%，平均为16.43%，其中以变质岩岩屑为主，岩浆岩岩屑次之，沉积岩岩屑较少。

图1 黄陵探区延长组砂岩岩性分类图

2.2.2 储集空间类型

孔隙是岩石颗粒包围着的较大空间，是流体在岩石中储集的基本空间。通常孔隙可分为原生孔隙和次生孔隙，原生孔隙主要为砂岩中的粒间孔隙，是由碎屑骨架支撑并保存下来的孔隙。次生孔隙是在成岩作用过程中经过溶蚀作用而形成的孔隙。通过对黄陵探区延长组砂岩薄片、铸体薄片观察与统计以及扫描电镜等综合分析，发现研究区延长组储层砂岩发育原生粒间孔、溶蚀孔、晶间孔和微裂隙等(见图2)。

A.上177井，1471.03 m，长6，粒间孔隙；B.槐21井，1283.65 m，长6，粒间孔隙；C.上1208井，1425.59 m，长6，长石沿解理溶蚀；D.上1208井,1449.54 m，长6，岩屑溶孔；E.上141井，1397 m，长8，高岭石晶间孔；F.槐23井，1343.40 m，长6，微裂隙

2.2.3 储层物性

储层物性特征研究是储层研究的重要内容，通常用孔隙度和渗透率等参数来表征储层物性。本次研究采用延长组砂岩岩心实测的物性数据来分析孔隙度和渗透率的变化规律。

对黄陵探区物性资料整理分析发现延长组不同油层组物性特征不同。长2储层孔隙度平均为13.90%，渗透率平均为0.504×10-3μm2；长4+5储层平均孔隙度为8.23%，平均渗透率为0.48×10-3μm2；长6储层平均孔隙度为8.0%，平均渗透率为0.281×10-3μm2；长7储层平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.26×10-3μm2；长8储层平均孔隙度为7.3%，平均渗透率为0.27×10-3μm2；长9储层平均孔隙度为8.05%，平均渗透率为0.23×10-3μm2；所有储层平均孔隙度为8.4%，平均渗透率为0.62×10-3μm2。随着孔隙度增加，渗透率增加(见图3)，黄陵探区储层属于低孔低渗储层。

图3 黄陵探区各层孔渗关系分布图

2.3 盖层特征

盖层一般位于储集层之上，是可以有效阻止油气大规模运移的低渗透岩层，常见的盖层一般为泥岩、蒸发岩等低渗透岩层。盖层是否发育对常规油气成藏作用明显。鄂尔多斯盆地黄陵体探区主要发育长1和长4+5两套区域性盖层。而在每个油层组内部，常见泥岩、粉砂岩夹层可以作为良好的盖层，对阻止油气运移起到一定作用。

烃源岩、储集层和盖层的良好匹配关系是油气成藏重要条件。研究显示鄂尔多斯盆地黄陵探区延长组油气主要来自于长7油层组下部的半深湖—深湖相富有机质页岩。研究区主要发育长8(储集层)—长7(盖层)、长6(储集层)—长4+5(盖层)及长2(储集层)—长1(盖层)3套主要的储盖组合。其中长6—长4+5为研究区最主要的储盖组合。以长6半深湖—深湖相重力流体砂体作为储集层，长4+5泛滥平原相、沼泽相泥岩作为盖层。该组合是本区内最好的一套储盖组合，盖层厚度大且分布稳定，这可能是研究区长6油层组含油的主要因素之一。

3 油气成藏过程分析

油气成藏是指沉积盆地内烃源岩生成的油气经过排烃、运移最终在圈闭中聚集成藏的地质过程。由此可见，油气成藏是各成藏要素在一定地质作用下完成的，成藏要素和地质作用在油气成藏中缺一不可。油气成藏形成的必要条件既包括烃源岩、储层、盖层和圈闭等成藏要素的有效性，而且要求各个成藏要素具备油气成藏的动力学条件。因此，油气成藏研究中除了对研究区内烃源岩、储层进行精细评价外，还需要对油气成藏过程信息进行研究，明确油气成藏动力学过程，全面评价和认识区域油气成藏特征和富集规律，为油气勘探评价提供参考。本研究将结合黄陵探区油气成藏地质条件，对油气成藏至关重要的油气运移动力、运移方向和成藏时间进行探讨，更进一步地认识黄陵探区油气成藏特征。

3.1 油气运移动力

通过前述研究，我们知道本区主要的油源是来自下部的长7烃源岩，油气运移的方向是向上，浮力可能是油气运移的动力。除此之外，前人研究发现，鄂尔多斯延长组下部地层由于其本身的致密性以及生烃增压等原因，普遍发育异常高压，异常高压也可能是油气进行二次运移非常重要的动力。因此，本研究将对浮力和异常高压作为运移动力的可能性进行评估和判识，明确黄陵探区油气运移动力。

3.1.1 浮力

在油气运移中，油(气)柱高度越大，则浮力越大。而只有浮力大于毛细管力阻力时，油气才能发生运移。依据前人研究方法，利用研究区延长组的相关参数进行计算，结果见表1。根据计算结果，长2储层若在纯浮力作用下运移，所需的油柱高度远大于研究区单砂层的厚度，克服毛细管压力所需的连续油相的长度为10091.32 m，而含油面积的最大展布范围直径为5500 m，小于所需的连续油相的长度。同样，长6储层油气运移时，浮力所需的油柱高度也远大于单砂层的厚度。由此可见，浮力不是研究区延长组油气运移的主要动力。

表1 不同层位毛细管压力及克服毛细管压力所需油柱的高度、长度计算统计表

3.1.2 异常高压

声波在泥岩中的传播速度与泥岩孔隙度在一定深度范围内呈线性关系，因此可以通过声波时差来研究泥岩的压实规律，进而恢复地层压力。通过对研究区槐61井声波时差的研究，分析了孔隙剩余压力、地层压力和压力系数，具体见图4。由图可知，延长组普遍发育异常高压，压力系数大于1.5，且自长1至长8依次增大。因此，黄陵探区延长组油气运移动力应该是异常高压。综上所述，黄陵探区延长组油气运移动力是异常高压，而不是浮力。

图4 黄陵探区槐61井声波时差与流体压力关系图

3.2 油气运移通道与方向

3.2.1 油气运移通道

黄陵探区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，构造稳定，未见大型断裂发育，因此渗透性砂体是油气运移的主要通道。研究区储层以三角洲砂体为主，呈现出大规模、叠覆状产出，不同层位的砂体在横向和纵向上均有连通，为延长组油气大范围运移提供可能。在异常压力的作用下，以长7为主的烃源岩生成的油气通过渗透性砂体向目标圈闭运移聚集。

3.2.2 油气运移方向

根据前人研究，研究区延长组的油气主要来自下部的长7油层组烃源岩，长6油层组暗色泥岩也有一定的油气贡献。因此，油气垂向运移的方向是从长7油层组向上部地层运移。而油气的侧向运移主要与优质砂体的展布密切相关。油气主要沿着优质砂体的上倾方向，像爬楼梯似的向上、侧向运移。本区优质砂体主要是三角洲前缘水下分流河道砂体，砂体沉积时的上倾方向即为沉积的物源方向，而本区延长组沉积后，并没有发生大的构造翻转。因此，研究区主要的物源方向—工区的东北角，为油气侧向运移的主要方向，而此区域也正好是工区内油气最为富集的地区，特别是长6的油气，主要集中在此区域内。

3.3 油气成藏时间

油气成藏时间的确定方法很多，本研究结合实际情况，利用烃源岩热演化历史和排烃门限确定黄陵探区油气成藏时间。研究区烃源岩镜质体反射率(Ro)主体为0.7%～1.0%，代表了烃源岩最大生烃期的热演化程度，而排烃门限深度(温度)和Ro基本一致。因此，利用烃源岩最大生烃期的Ro在研究区埋藏史图上进行投影(见图5)，可以得到黄陵探区油气成藏时间为80～110 Ma，处在晚白垩世，这与鄂尔多斯盆地其它地区延长组油气成藏时间基本一致。

图5 黄陵探区延长组埋藏史图和油气成藏时间

4 油气成藏主控因素与模式

油气成藏主控因素是指控制研究区能否形成油气聚集的主要地质因素，而油气成藏模式是对油气成藏规律的模型化总结，可以用来指导油气勘探部署。通过对黄陵探区延长组油气成藏地质条件和油气成藏过程分析，可以对研究区油气成藏主控因素与模式进行归纳和总结。

4.1 油气成藏主控因素

通过黄陵探区油气成藏条件的系统研究，研究区延长组油气成藏主控因素主要为烃源岩分布、优质储层和生储盖配置这3个因素。

4.1.1 烃源岩分布

烃源岩是生成油气的物质基础，控制着沉积盆地内油气的分布状况，是油气成藏主控因素之一。前人研究认为，鄂尔多斯盆地延长组长7段深湖相的富有机质泥岩为盆地内最重要的烃源岩。在黄陵探区延长组发育多套储层砂体，长6、长4+5、长3、长2均发育优质出层。但是从研究区勘探实践来看，大多数钻井揭示的含油气层位主要为与长7烃源岩邻近的长6油层组，而长4+5、长3、长2多见干层、水层或油水同层。由此可见，烃源岩的发育控制了研究区的油气分布，与烃源岩距离越近的储层，油气运移、聚集越容易，更有利于油气成藏。

4.1.2 优质储层

延长组储层主要发育受三角洲前积砂体控制，呈现非连续、非均质的储层展布特征。因此，砂岩厚度大，展布广，储层孔隙度大、渗透性好的储层，有利于油气大规模聚集、成藏。本区延长组沉积时期，物源充足、地形坡度小，使陆源碎屑物质很容易进入湖盆，并内部大规模远距离推进，形成广泛发育的储层砂体。这些向湖盆内部延伸的储层砂体与深湖相的长7烃源岩广泛接触，成为油气运移聚集的优质储层。因此，三角洲前缘分流河道和水下分流河道、前缘席状砂体等优质储层发育区，是油气聚集的有利场所。

4.1.3 生储盖配置

黄陵探区延长组地层构造环境稳定，几乎没有断层；而且由于地层产状平缓，倾角平均不到1°。因此，研究区延长组缺少油气大规模、远距离运聚的势能条件，油气应以短距离运移和就近聚集为主。前文研究表明，黄陵探区油气运移动力是异常高压，油气运移通道是渗透性砂体，优质烃源岩与储层、盖层的配置条件就显得尤为重要。三角洲前缘砂体与深湖、湖相泥岩交互沉积，形成烃源层与储层的近距离交互接触的区域，成为油气成藏的有利区。而与优质烃源岩距离远、接触差的储层砂体，不利于油气成藏。

4.2 成藏模式

在油气成藏条件和主控因素研究的基础上，根据油气运移距离和模式，主要把本区成藏模式划分为就近聚集成藏模式和穿层运移成藏模式。

4.2.1 就近聚集成藏模式

就近聚集成藏模式是指侧向和垂向运移距离均较短，储集层与生油岩直接接触，油气自烃源岩初次运移进入储集层后，直接就近聚集成藏，本区长6油层组油藏即属此种类型(见图6)。长6油层组与下部长7烃源岩直接接触，油气自长7向上直接进入长6储集层中，而长6油层组因其砂体孔隙度和渗透率均较低，油气在其中无法进行较长距离的运移，在其中遇到合适的圈闭就近聚集成藏。该成藏模式中，油气运移距离短，运移效率高，因此长6油层组为本区油气最富集的层位。

4.2.2 穿层运移成藏模式

穿层运移成藏模式是指垂向运移距离相对较大的油藏的形成模式，研究区延长组少数长2、长3油藏即属此种类型。本区长2、长3油藏主要是长7烃源岩生成的油气通过连通孔隙和少量裂缝形成的通道体系向上运移，遇到合适的圈闭聚集成藏(见图6)。

图6 黄陵探区延长组成藏模式示意图

5 结论

(1)黄陵探区延长组烃源岩主要为长7富有机质页岩，该套烃源岩有机质丰度高，平均为1.74%。

(2)延长组储层孔隙度和渗透率均较低，为低孔低渗储层。储集空间主要为原生粒间孔、溶蚀孔，以及少量晶间孔和微裂隙。长6—长4+5是一套较好的储盖组合。

(3)延长组油气运移的主要动力为异常高压，成藏时间主要为晚白垩世。油气成藏模式主要为近源成藏。