鄂尔多斯盆地靖边油田延9油藏特征与成藏模式

赵德林，白玉彬,2，张海

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安 710065；3.延长油田股份有限公司靖边采油厂，陕西榆林 718500）

鄂尔多斯盆地油气资源富集，油气主要分布在上三叠统延长组和下侏罗统延安组，延安组自下而上细分为延10～延1 等10 个油层组。延10沉积期为在前侏罗纪古地貌上发育的河流充填沉积，延9 沉积期为浅水三角洲沉积[1-2]；延9 油藏富集主要受披覆背斜构造、有利沉积相带及盖层条件的共同控制[3-4]。以往多认为湖盆边部油藏的油源为延长组湖盆沉积中心长7 烃源岩贡献[5]。然而，随着湖盆边部长7 优质烃源岩的相继发现与近源成藏[6-7]，位于湖盆边部的靖边油田延9油藏亦主要为本地长7烃源岩贡献[8]，这将改变以往对延9成藏模式的认识。

靖边油田位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西北部，靖边县境内（图1）。延9 油层组为该油田主力产层。近年来，随着勘探的持续深入，油田内新城-大路沟区部分探井钻穿长7 油层组，并发现黑色泥页岩，但对生烃潜力未展开系统研究，对该区延9油藏成藏特征认识局限。本文以靖边油田延9 油藏为例，探讨延9 油藏特征与聚集模式，以期为该区延9油藏勘探提供地质依据。

图1 靖边油田延9油藏分布与研究区位置图Fig.1 Reservoir distribution and study location map of Yan 9 in Jingbian Oilfield

1 延9油藏基本特征

1.1 储层特征

延9 沉积期，受晋陕古河道控制，物源来自NE向，发育三角洲平原亚相[1]，分流河道砂岩是油气主要的储集体。延9 储层以浅灰色中-细粒长石砂岩为主，颗粒呈线状或点-线接触状。碎屑颗粒主要为石英，含量为51.6%；其次为长石，含量为27.8%；岩屑含量为11.05%。填隙物主要以高岭石和硅质胶结物为主。

延9 储层面孔隙率平均为7.24%，孔隙类型以残余粒间孔为主，占总孔隙空间的58.2%；其次为粒间溶孔，占总孔隙空间的29.5%。孔隙直径为15～100 µm，平均20～40 µm，中值孔喉半径大于1µm，最大孔喉半径达75 µm。储层孔隙度为14%～20%，平均16.6%；渗透率为10×10-3～200×10-3µm2，平均147.7×10-3µm2，以中孔、中渗储层为主。

1.2 油藏分布特征及油藏类型

延9油层埋深约965～1 400 m，平均1 212m；油层厚度平均12.4 m，主要分布在延9 下部的河道砂体中。据290余口井分层及砂层解释，绘制了延9油藏构造与沉积微相叠合图（图2）。延9 沉积期分流河道砂体连续性好，受构造和岩性变化的控制，油气富集在构造高点与砂体配置良好的圈闭环境中。从延9油藏剖面可看出（图3），油藏主要聚集在延9中下部延912、延921储层中，顶部覆盖延911碳质泥岩或煤层，侧向发育岩性尖灭和泥岩遮挡，岩性和构造匹配组合形成多类型油藏（图3），并以岩性-构造复合油藏为主。

图2 延921油藏构造与沉积相叠合图Fig.2 Superposition diagram of tectonic and sedimentary facies of Yan 921 reservoir

图3 延9油藏剖面图Fig.3 Section diagram of Yan 9 reservoir

2 延9油藏成藏特征

2.1 烃源岩特征

鄂尔多斯盆地中生界油藏油源主要来自于三叠系延长组长7烃源岩[9-10]。靖边地区长7沉积期虽处于湖盆边部，仍发育一套分布稳定的黑色泥页岩，厚度为3.8～19.3 m，平均11.3 m。

研究区长7泥页岩有机质丰度平均为4.04%，生烃潜量（S1+S2）平均为20.48 mg/g，氯仿沥青“A”平均值为0.668%（表1），达到了优质烃源标准[11]。干酪根镜检、岩石热解等多种方法指示长7烃源岩以I型和II1型干酪根为主[9]，最高热解峰温（Tmax）平均为450.2℃，说明长7烃源岩达到生油高峰，具较强的生油能力。油源对比揭示靖边油田延9油藏主要为本地长7烃源岩贡献[8]。

表1 长7烃源岩地球化学参数表Table 1 Geochemical parameters of Chang 7 source rock

2.2 石油运移

2.2.1 石油运移的动力

延9 原油主要来自本地区长7 优质烃源岩[8]，烃源岩与油藏之间纵向上间隔长6～长1 和延10 油层组，地层厚度平均约600 m，而陕北斜坡鲜有断层发育，油气如何运移至延9 储层?刘新社、姚泾利等认为鄂尔多斯盆地中生界油气初次运移的动力主要来自于长7 烃源岩在生烃过程中产生的超压[12-13]。姚泾利等认为长7油层组的剩余压力可达8～14 MPa[13],且其上部的长6 和长4+5 油层组并无明显的剩余压力，长7 油层组内的异常高压可成为油气初次运移的强劲动力。延长组中上部石油二次运移的动力主要为浮力[14]，而油气在浮力作用下运移须克服毛细管力[13]，即Ff>pc：

式中：Ff为浮力，MPa；ρw，ρo分别为地层水、油的密度，g/cm3；g为重力加速度，m/s2；Hh为油柱高度，m；pc为毛细管压力，MPa，σ为界面张力，N/m；θ为润湿角；r为孔喉半径，m。

从上式可看出，储层中油柱高度越大油气的驱替压力也就越大，而长2为构造-岩性油藏，圈闭主要受鼻隆构造控制，隆起幅度较低，油柱高度一般为20 m。据前人对式1、式2的参数取值（ρw=1.1 g/cm3，ρo=0.83 g/cm3；g=9.8 m/s2，σ（Hg）=480 mN/m；θ（Hg）=140°σow=30 mN/m；θow=30°）[15]，计算得长2 储层中浮力为0.005 3 MPa，油藏条件下的毛细管压力大约是压汞分析获得的毛细管压力的0.113 倍。将计算的浮力与长2油藏毛细管压力进行对比（表2），发现浮力大于大多数样品的毛细管阻力，表明在长2储层中浮力可成为油气运移的动力。同样的计算方法用于延9储层浮力和毛细管阻力的计算（表2），也证实石油在浮力作用下运移。

表2 靖边油田长2、延9储层毛细管阻力计算表Table 2 Calculation table of capillary resistance of Chang 2 and Yan 9 reservoirs in Jingbian Oilfield

2.2.2 石油运移的通道

结合前人研究及上述油源和运移动力论证[16]，认为延9 油藏为长7 烃源岩的油气垂向运聚而成。由于研究区缺乏深大断裂直接沟通储层与烃源岩，油气只能通过裂缝系统与叠置砂体进行“阶梯爬升式”垂向和侧向运移[17-18]。靖边油田延长组沉积期发育的三角洲分流河道砂体，分布稳定且多期叠置，成为油气侧向运移的良好通道；纵向上多期砂体叠置是油气垂向运移的良好通道。延10～延9 古河谷的下切作用使延9与油源层的垂向距离缩短。晚侏罗世至早白垩世之间发生的燕山运动二幕致使中生界地层在区域上形成的裂缝系统（图4），亦是油气进行垂向运移的重要通道。

图4 延长组发育的微裂缝和垂直裂缝Fig.4 Microfractures and vertical fractures developed in the Yanchang Formation

2.3 成藏年代

储层矿物中捕获的流体包裹体是油气充注的直接证据。通过测定包裹体均一温度，结合埋藏-热史图可确定油气成藏时间[5,19]。本次采集了研究区5口井延9 储层20 块样品进行包裹体特征研究，岩相学发现延9储层矿物包裹体主要分布在石英颗粒裂纹中（图5）。盐水包裹体均一温度分布于90℃～150℃，第一峰介于90℃～100℃，第二峰介于110℃～130℃，暗示延9 油藏经历了两期充注。延9储层包裹体均一温度投点埋藏-热史图上（图6）：第一期油藏形成于130 Ma（侏罗纪晚期—早白垩世早期），第二期油藏形成于110 Ma（早白垩世中晚期）。

图6 延9埋藏-热史及油气充注期次Fig.6 Burial thermal evolution history and hydrocarbon charging periods

2.4 成藏过程与成藏模式

虽然成藏年代研究表明靖边延9油藏为油气两期充注形成，但笔者认为这两期成藏仅是时间先后的差异，聚集机理与成藏模式应基本相同（图7）。长7 泥页岩生排烃动力强，生烃增压不仅为油气运移提供了动力，同时也使烃源岩广泛发育微小裂缝而利于排烃。在超压传递作用下，烃类以裂缝和叠置砂体为通道向上运移，部分在长6 砂体中聚集成藏，部分沿叠置砂体和裂缝继续向上部地层运移。当油气进入长3、长2 后，其驱动机制转换为以浮力为主，加上三叠末期发生的印支运动，使得延长组顶部遭受强烈剥蚀后，长1 地层在部分地区基本缺失，油气通过深切河谷中的河道砂和侏罗纪与三叠纪之间的侵蚀面很容易运移至延安组下部地层，选择低幅度岩性-构造圈闭中聚集成藏。

图7 延9油藏成藏模式图Fig.7 Reservoir forming model diagram of Yan 9 reservoir

3 结论

（1）靖边油田本地长7 烃源岩分布稳定，有机质丰度高、成熟度适中、干酪根类型好，为优质烃源岩，是延9油藏主要的油气来源。

（2）延9 油藏的分布主要受分流河道砂体的展布、古地貌圈闭、顶部泥岩盖层和侧向上遮挡因素控制，油藏类型为岩性-构造复合油藏。

（3）延9 油藏为本地区长7 烃源岩在生烃超压下通过裂缝系统和叠置砂体进入长6和长4+5，经浮力驱动运移至长3与长2后，通过侏罗系下切古河道砂体运移至延9聚集成藏。