姬塬北长6—长8油层组成藏及勘探潜力分析

沈志成，赵沪春，王为林，景文平，曹鹏福 ，田亚铭，张建新

(1.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710200； 2.自然资源部构造成矿成藏重点实验室，四川 成都 610059； 3. 中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，截至2019年，长庆油田年生产原油为2 416×104t/a、天然气为412.3×109m3/a，油气当量已达到5 701×104t/a[1-3]。目前，盆地延长组经过勘探已经形成了湖盆中部华庆含油区、东北部陕北含油区、东南部旬邑含油区、西南部陇东含油区及西北部姬塬含油区，盆地主体区呈现出整体含油的特征[4-6]，明确了油藏分布受烃源岩展布、相带分布及砂体展布的综合控制[7-8]。前人针对姬塬北地区延长组研究较少，主要在沉积相、物源、油层烃源岩富集以及油层组生烃潜力等方面。王若谷等认为姬塬北地区长6—长8油层组的沉积相主要为三角洲前缘相—前三角洲相沉积，向东南逐渐过度为泥质湖相沉积，构成了长7油层组底部的巨厚泥岩[9-11]；杨华等通过有机地球化学GC-MS分析，指出长7油层组底部的油页岩为盆地主要的烃源岩，长6、长8的泥岩为次要的烃源岩[12-13]。该文在前人研究的基础上，利用钻井、分析化验资料，综合分析了姬塬北长6—长8油层烃源岩的储集条件和油藏特征，预测了勘探潜力区，以期为盆地延长组石油勘探提供借鉴。

1 区域概况

姬塬北地区位于鄂尔多斯盆地中西部，跨天环坳陷，北至余庄，南达马坊，西邻马家滩，东抵盐池，勘探面积约为900 km2(图1)。延长组是鄂尔多斯盆地石油开采的主要层位[14]，自上而下分为长1—长10共10个油层组，沉积厚度为400～1 200 m。延长组沉积时期，整个湖盆经历了早期沉降—加速扩张—最大扩张—湖盆萎缩—湖盆消亡的演化历程[15]。姬塬北地区延长组零星的石油勘探及研究显示，长6—长8油层组沉积厚度为265～415 m，自下而上划分为长61、长62、长63、长71、长72、长73、长82、长81共8个小层，砂体分布较广，岩性以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，孔隙类型以残余粒间孔和长石溶孔为主，虽然油藏研究显示姬塬北地区已有油气形成与充注发生，但对油气的勘探潜力研究不足，制约姬塬北地区长6—长8油层组的油气勘探进程。

图1 鄂尔多斯盆地大地构造Fig.1 The tectonic structure of Ordos Basin

2 成藏条件

2.1 烃源岩特征

鄂尔多斯盆地长7油层组最大湖泛期发育一套暗色泥岩,是鄂尔多斯盆地区域性的主力烃源岩[16-17]。岩心观察表明：姬塬北地区长7油层组发育深灰色、黑色的页岩和泥岩，并且夹杂厚度不等的炭质泥岩，部分泥岩易破裂而成薄饼状。通过对100余口井长7油层组暗色泥岩厚度统计分析，长7油层组暗色泥岩整体呈南东—北西向舌型展布，沿北东、北西及南西方向厚度逐渐减小，局部呈现不同的蜿蜒展布港湾状形态，厚度小于5.00 m；南部泥岩连片性好，厚度增大，部分井厚度大于30.00 m，主要位于红柳川地区，显示姬塬北地区烃源岩厚度发育较为不均(图2)。

图2 姬塬北地区烃源岩展布Fig.2 The distribution of source rocks in the northern Jiyuan area

通过对姬塬北地区长7油层组烃源岩有机质丰度的测试表明：TOC的含量为1.21%～12.28%；氯仿沥青“A” 为0.004%～0.388%，平均为0.189%；暗色泥岩生烃量S1+S2测试结果的波动较大，为0.46～44.24 mg/g，平均为13.01 mg/g；岩石热解类型指数S2/S3为4.73～97.82，波动较大。干酪根组分鉴定数据统计分析表明：长7油层组干酪根类型以Ⅰ型为主，见少量Ⅲ型，整体而言长7油层组有机质丰度较好，为优质烃源岩。

此外，盐66井长7油层组5个样品的镜质体反射率测试显示，镜质体反射率为0.68%～0.99 %，平均值为0.76%，绝大部分样品已达到成熟度阶段，少量样品属于低成熟阶段。长7油层组烃源岩最高热解温度为441～459 ℃，平均为448 ℃，普遍进入了成熟阶段。

综上研究可知，姬塬北地区长7油层组烃源岩较为发育，具有形成石油的基础物质来源。

2.2 砂体特征

姬塬北地区长6—长8油层组各小层砂体厚度数据表明(表1)，长6—长8油层组单砂体厚度差异较大，部分单砂体厚度不足1.00 m，部分单砂体厚度却达20.00 m以上，单砂体厚度主要为2.00～4.00 m。累计砂体厚度统计表明，长62油层组累计砂体厚度最大，为39.90 m，长72油层组厚度最小，为30.30 m。

表1 姬塬北地区长6—长8油层组砂体特征统计Table 1 The statistics of sand facies characteristics of Chang6-Chang8 pay zones in north Jiyuan area

姬塬北地区长6—长8油层组砂地比变化范围较大，平均为20.00%～35.00%，长63—长61油层段砂地比逐渐降低，依次为34.86%、33.39%和27.88%；而长82—长81油层段，砂地比逐渐增高，分别为20.39%和22.53%。姬塬北地区长6—长8油层组各油层段平均砂地比与砂体厚度变化相关性强，反映长82—长81油层段流体搬能量增大，物质供应充足，长72—长71油层段由于湖侵现象明显，物质供给明显不足，长63—长61油层段水流搬运输送能力减弱，物质供给减少。姬塬北地区长6—长8油层组砂地比变化与盆地湖平面演化密切相关，反映沉积环境对储层砂体分布具有显著影响，导致储集砂体沿北西—南东向成带状展布，并由于河道纵横向迁移摆动，形成砂泥岩互层的剖面特征，构成了有利的储盖组合[18]。

2.3 孔渗特征

姬塬北地区孔渗数据测试分析表明：长6—长8油层组孔隙度主要为3%～18%，各小层变化程度较小；长6—长8油层组渗透率多小于0.3 mD，最小不足0.1 mD，长61与长82油层段孔渗特征好的样品渗透率超过0.2 mD，反映长61与长82油层段渗透率相对优越，储层孔渗特征较好。

薄片统计及压汞测试表明，姬塬北长6—长8油层组主要孔隙类型为原生孔隙，其次发育溶蚀孔隙。长82油层段的粒间孔最为发育，为3.77%；其次为长61油层段，残余原生粒间孔为0.87%。溶蚀孔隙在长63油层段最为发育，主要为长石岩屑溶孔，为1.25%；其次为长62油层段，为1.10%；其余各小层的长石岩屑溶孔均小于1.00%。

压汞参数与薄片分析的定量统计表明，姬塬北地区长61—长63油层段小孔隙占比在75.0%以上，而长81油层段细孔隙较多，长82油层段大、中孔隙相对发育。长6油层组整体以微孔喉发育为特征，但长62油层段粗喉道相对发育，粗、中细孔喉累计占比近30%。长81及长82油层段微细孔喉与微孔喉占比较高，但中细孔喉及粗孔喉相比长6油层组较为发育，整体孔喉特征较为优越。综上研究可知：姬塬北长6—长8油层组孔喉组合关系主要为细孔隙微细喉与微孔喉组合，少量中孔隙与中细孔喉、粗孔喉组合，显示姬塬北长6—长8油层组具有与盆地已发现油藏相似的储集物性特征，储集条件较好[19-20]。

3 油藏特征

姬塬北地区长6—长8油层组油藏类型以岩性油藏为主，含油层段均位于储层质量好的区域[21-22]。含油层段的储层孔隙度为5%～15%，渗透率为0.05～1.08 mD，平均孔隙度在9%以上，平均渗透率在0.20 mD以上,单层砂体厚度在6 m以上,为延长组的优质储层。同时，已发现的油藏主要分布在烃源岩发育的区域，表明油藏分布与砂体展布、储层物性关系密切，且受烃源岩展布的控制(图3)。

图3 姬塬北地区延长组峰201井—盐36井长6—长8油藏剖面Fig.3 The profile of Chang6-Chang8 oil reservoir from Well Feng 201 to Well Yan 36 in Yanchang Formation, northern Jiyuan area

通过烃源岩特征研究认为，姬塬北地区长6—长8油层组油气来自于长7油层组[23]，结合盆地构造及热史演化分析可知[24]：侏罗世末期该区有机质热演化进入成熟阶段，时间较短，尚未广泛生烃；在早白垩世末期，延长组埋深超过2 500 m，古地温超过90 ℃，有机质镜质体反射率成熟度为0.8%～0.9%，与现今该区的热演化程度基本一致，姬塬北地区延长组达到了热演化的最高阶段，有机质大量生烃；晚白垩世—古近纪，姬塬北地区发生了大规模的构造抬升，盆地西缘不断向盆地内逆冲使得断裂相对发育，油气发生了广泛的整体调整与二次运移，成为了姬塬北地区油气局部地区运移调整的主要阶段。

4 勘探潜力

姬塬北地区延长组长73小层烃源岩厚度较大，分布范围较广，有机质丰度、类型与成熟度较好，生油量相对丰富，石油物质来源与供给充沛。长6—长8油层组储层砂体发育，各小层累积厚度普遍大于15.00 m，整体平均孔隙度均大于7%，甚至局部存在孔隙度大于10%的区带，渗透率相对较好，油气储集性能优越，因此，具有较大的石油勘探潜力。基于前期研究认识，结合研究成果，确定姬塬北地区峰201井区、峰11井区为延长组长6—长8油层组首选的有利勘探目标区(图4)，预测区不仅储集砂体发育，物性好，并且紧邻烃源岩主力生油区，其中，峰201井区中盐65等井已有试油记录。同时，由于姬塬北地区长63油层组底界构造等值线呈北东—南西展布，与烃源岩展布方向近于直交，在油气成藏后期调整过程中，油气多往北西、北及东北方向运移，预测区域处于油气运移的有利指向区，结合优质储层可以有效的储集石油并聚集油藏。

图4 姬塬北地区长8—长6油层组综合有利勘探目标区预测Fig.4 The prediction of comprehensive favorable exploration target areas for Chang8-Chang6 pay zones in north Jiyuan area

5 结 论

(1) 结合烃源岩特征和分析化验资料，姬塬北地区长7烃源岩的有机碳含量为1.21%～12.28%，岩石热解类型指数S2/S3为4.73～97.82，镜质体反射率为0.68%～0.99 %，平均值为0.76%，表明长7油层组的有机质类型、丰度及成熟度好。长6、长8油层组砂体普遍发育，储层物性好，具有石油成藏的基础物质来源与优质的储层条件，为形成大面积岩性油藏提供了储集空间。

(2) 姬塬北地区延长组烃源岩在早白垩世末期大量生烃，主要形成岩性油藏。油藏主要分布在平均孔隙大于9%，平均渗透率大于0.2 mD，储层砂体普遍大于6 m的主河道部位，油藏分布与砂体展布、储层物性及烃源岩展布关系密切。

(3) 姬塬北地区长6—长8油层组具有石油勘探的巨大潜力，成藏条件优越，综合砂体分布及储层物性，确定峰201井区、峰11井区为首选有利油气勘探目标。