馬艷麗，李　成，淡衛(wèi)東，張　三，楊　孝，任瑞清

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室)

鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6成藏主控因素分析

馬艷麗1,2，李成1,2，淡衛(wèi)東1,2，張三1,2，楊孝1,2，任瑞清1,2

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710021；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室)

摘要：鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6油藏總體大規(guī)模發(fā)育，但油藏特征復雜、區(qū)塊差異大、單個油藏內(nèi)部變化大，為此重點研究了砂體結(jié)構(gòu)、儲層物性及其非均質(zhì)性對油藏的影響：姬塬地區(qū)長6成藏受多因素控制，烴源巖分布范圍、輸導體系的配置和成藏動力控制了油藏平面上區(qū)域性的宏觀分布，而砂體結(jié)構(gòu)、儲層物性及非均質(zhì)性則控制了大型復合巖性油藏內(nèi)油藏分布的不均勻性。姬塬地區(qū)延長組長6油層組油氣成藏以近源充注、隱形輸導、快速聚集的成藏模式為主。與優(yōu)質(zhì)儲集空間等時發(fā)育的生烴高強度區(qū)、異常高壓帶及微裂縫發(fā)育帶的疊置區(qū)域，應該是姬塬地區(qū)延長組長6油層組巖性油藏富集和勘探部署的有利區(qū)帶，而在有利區(qū)帶，儲層物性、平面及垂向的非均質(zhì)性又在微觀上控制了油藏的分布范圍。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地；姬塬；長6油藏；主控因素；成藏模式

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部，橫跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡兩大構(gòu)造單元，為中生界多層系復合含油富集區(qū)，長6是該區(qū)的主力產(chǎn)油層[1]。姬塬地區(qū)長6發(fā)育東北和西北兩大物源[2]，古峰莊-羅龐塬地區(qū)屬西北物源控制沉積體系，楊井-鐵邊城一帶為東北物源控制沉積體系(圖1)。姬塬地區(qū)長6沉積相為河控型三角洲-淺湖沉積體系，湖泊水體具有微咸水-半咸水性質(zhì)，有利于儲層發(fā)育、有機質(zhì)的保存和烴源巖的發(fā)育，具備優(yōu)越的巖性油氣藏形成條件[1]。姬塬地區(qū)長6油藏自發(fā)現(xiàn)以來，油藏規(guī)模不斷擴大，但在勘探過程中發(fā)現(xiàn)，長6油藏特征比較復雜，油氣分布不均勻，究其原因，主要是受砂體結(jié)構(gòu)、儲層物性空間變化及非均質(zhì)性的控制和制約。以往的研究項目主要集中于沉積環(huán)境、砂體成因及展布、儲層特征等基本地質(zhì)特征研究[1-4]，而針對長6巖性油藏復雜的成藏機制和富集規(guī)律的認識不夠深入和系統(tǒng)?；诖?，在已有研究成果的基礎上，本文以成藏動力學為指導，在地質(zhì)綜合分析的基礎上，對成藏主控因素進行了分析，總結(jié)出其成藏模式，為下一步勘探目標優(yōu)選提供科學依據(jù)。

圖1　姬塬地區(qū)長61沉積相圖

1油藏分布特征

生油中心是姬塬地區(qū)長6油氣分布的主控因素之一，儲油區(qū)主要位于湖岸線的內(nèi)部；三角洲前緣水下分流河道及分流間灣呈北東-南西向條帶狀展布，大面積發(fā)育的水下分流河道形成儲集砂體，成為油氣聚集的基本單元(圖1)。姬塬地區(qū)長6層間油氣分布不均勻，長61的油氣富集程度明顯好于長62和長63；研究區(qū)存在兩大物源體系，東、西部油氣富集程度較高，中部位于兩大物源交匯區(qū)，砂體規(guī)模較大，但是油氣富集程度卻較低。

2成藏主控因素分析

姬塬地區(qū)長6油藏的形成主要受沉積作用、成巖作用等多種因素的影響，成藏條件較為復雜[5]。針對姬塬地區(qū)長6不同區(qū)塊、不同層位油氣富集情況復雜的現(xiàn)象，主要從宏觀和微觀兩方面來分析長6油藏的主控因素。

2.1油氣來源

通過烴源巖發(fā)育厚度及地球化學指標分析認為，研究區(qū)長6原油主要來自下伏長7烴源巖[6]。大量鉆孔統(tǒng)計結(jié)果表明，長7段平面呈北西-南東向展布，厚度大，分布廣，有多口井顯示其厚度大于40 m。烴源巖對油藏的控制作用是建立在整個烴源巖厚度基礎上的，從長7烴源巖與長6油藏疊合圖可以看出(圖2)：西部及東部的吳倉堡地區(qū)油藏位于烴源巖的厚帶區(qū)，油源充足，油氣富集程度高；東部的楊井北地區(qū)及中部地區(qū)烴源巖均不發(fā)育，但是東部的油氣富集程度明顯好于中部；因此，需根據(jù)長7烴源巖的平面展布特征，結(jié)合長6砂體展布特征及儲層特征等多種因素綜合判斷，進行長6油藏勘探目標的優(yōu)選。

圖2　姬塬地區(qū)長7高阻泥巖等值線圖

2.2油氣運移動力

鄂爾多斯盆地中生界石油源于三疊系延長組長7段湖相泥巖，長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴膨脹作用顯著，產(chǎn)生強大的過剩壓力，成為石油初次運移及二次運移的主要動力[7-8]。根據(jù)泥巖聲波時差數(shù)據(jù)，采用平衡深度法求取地層壓力，從而求得過剩壓力，繪制了研究區(qū)長7-長6的過剩壓力平面分布圖。由圖3可見：過剩壓力平面上呈北西-南東向展布，與湖盆走向一致。研究區(qū)中部過剩壓力較大，向兩邊逐漸變小，在中部王洼子附近達20 MPa以上，在馮地坑、羅龐塬、吳起、楊井一帶大于14 MPa。姬塬地區(qū)過剩壓力的分布與長7烴源巖的分布一致，在研究區(qū)西部的古峰莊-馮地坑-姬塬-羅龐塬一帶以及東部的楊井-王洼子-鐵邊城-吳起一帶較高。研究區(qū)長6油藏主要分布在西部和東部,與過剩壓力的分布范圍相符，表明長7段生烴增壓形成的過剩壓力對長6段油藏的充注提供了有效的物源與動力基礎。在有利的生烴范圍內(nèi)，過剩壓力的高值區(qū)應該為成藏有利區(qū)，但是還需結(jié)合砂體的發(fā)育規(guī)模、儲層物性及非均質(zhì)性等微觀因素，才能進行有利油藏富集區(qū)的優(yōu)選。

圖3　姬塬地區(qū)長7-長6過剩壓力等值線圖

2.3油氣運移通道

對每一個含油氣系統(tǒng)而言，輸導體系往往是由孔、縫構(gòu)成立體的、縱橫交織的輸導通道集合體[9]。姬塬地區(qū)長6油層組內(nèi)斷層不發(fā)育，局部地區(qū)裂縫較發(fā)育，根據(jù)不同輸導系統(tǒng)的構(gòu)成和在油層組中的發(fā)育情況，主要有裂縫簡單型、裂縫-砂體復合型兩類輸導體系[10-12]。

姬塬地區(qū)長6橫向順物源方向砂體厚度大，連通性好，縱向多期疊置，為原油的運移提供了良好的條件。長61的砂體規(guī)模好于長62和長63，東部的砂體規(guī)模比西部更發(fā)育(圖4)，致使長61的油氣富集程度高，東部油氣富集程度好于西部。姬塬地區(qū)裂縫走向以北東東-南西西為主，主要為印支期和燕山期形成的裂縫，裂縫形成早于石油大規(guī)模充注成藏期，為原油成藏提供了良好的運移通道?？v向上長6發(fā)育的裂縫與長6滲透性砂巖形成良好立體配置，成為長7油源向長6充注的良好運移通道，形成多個向上運移的有效充注點。

圖4　姬塬地區(qū)羅212井-羅26井長6砂體剖面圖

2.4儲層結(jié)構(gòu)因素

物源來源差異和水動力狀態(tài)差異，造成沉積物組成類型以及旋回特征的差異，在測井曲線上呈現(xiàn)不一樣的形態(tài)特征，砂體結(jié)構(gòu)是對砂體形成時期水動力變化特征、沉積微相垂向演化的真實反映。通過巖石相、剖面相、測井相等綜合分析表明，姬塬地區(qū)長6多期砂體縱向疊置，主要發(fā)育3種砂體結(jié)構(gòu)類型。

Ⅰ類：多期砂疊置厚層型。前、后期河道砂體直接接觸，相互疊置，特點為砂體規(guī)模大，且有效連通性好。自然伽馬曲線為箱型，單砂體厚度大于10 m，微相類型為多期水下分流河道疊置，位于各期砂體主砂帶中央。該類結(jié)構(gòu)砂體含油性整體較好，油水分布復雜程度較低。

Ⅱ類：厚砂與薄砂、泥互層型。疊置的河道砂體之間常有泥質(zhì)夾層，單砂體內(nèi)部非均質(zhì)性較強；自然伽馬曲線為箱型或鐘型，單砂體厚度為5～10 m，微相類型為水下分流河道主體帶，位于各期砂體主砂帶。該類結(jié)構(gòu)砂體油藏充注難度增大，油水分布復雜，為研究區(qū)的主要儲層類型。

Ⅲ類：薄砂、泥互層型。一般為單一薄層或薄互層，發(fā)育于水下分流河道水流停滯期，與前兩類互層分布。自然伽馬曲線為指型，單砂體厚度小于5 m，微相類型為水下分流河道側(cè)翼或小型水下分流河道，位于主砂帶分叉變薄地區(qū)。該類結(jié)構(gòu)砂體難以形成規(guī)模性油藏，多為含油水層或干層，含油性差，如與前兩類互層分布，有時有一定量的油氣聚集。

通過繪制的油藏剖面圖可見(圖5)，橫向上砂體分布穩(wěn)定，相對變化小，縱向上砂體、油層變化快；Ⅰ類、Ⅱ類砂體結(jié)構(gòu)砂體規(guī)模大、砂體連通性好，為石油富集的有利儲集體；Ⅲ類砂體結(jié)構(gòu)砂體規(guī)模較小，連片性差，不利于油氣富集成藏。

根據(jù)研究區(qū)內(nèi)各井各層位的測井曲線形態(tài)，將長61細分為小層長611和長612，精細刻畫了3種砂體結(jié)構(gòu)類型的平面分布形態(tài)(圖6)。由此可見：砂體結(jié)構(gòu)受沉積類型的控制明顯，水下分流河道主體帶發(fā)育Ⅰ、Ⅱ類砂體結(jié)構(gòu)，側(cè)翼及小型水下分流河道發(fā)育Ⅲ類砂體結(jié)構(gòu)；研究區(qū)的東北物源沉積體系Ⅰ類砂體結(jié)構(gòu)較西北物源沉積體系更為發(fā)育，東部的油氣富集程度好于西部，平面上，砂體結(jié)構(gòu)和油藏形成良好配置。

圖5　姬塬地區(qū)羅75-黃76井長61油藏剖面圖

圖6　姬塬地區(qū)長611砂體結(jié)構(gòu)平面分布圖

2.5儲層物性影響

物性是影響儲層儲滲能力的重要因素，直接影響油氣的富集程度，是成藏研究的關鍵。姬塬地區(qū)長6含油飽和度與孔隙度的關系圖可見(圖7)，含油飽和度與孔隙度呈明顯的正相關關系。對研究區(qū)的試油井進行分類統(tǒng)計表明，儲層含油飽和度較高，試油產(chǎn)量也較高(圖8)。因此，儲層物性是影響油氣富集程度的主要控制因素之一。

圖7　姬塬地區(qū)長61儲層物性與含油性關系圖

圖8　姬塬地區(qū)長61儲層含油性與試油產(chǎn)量關系圖

一般情況下，儲層孔隙度較大、滲透率較高、孔隙中值半徑較大以及排驅(qū)壓力較小時，則儲層的含油性較好。姬塬地區(qū)長6儲層物性及孔喉結(jié)構(gòu)特征參數(shù)統(tǒng)計分析表明：長61的儲層物性好于長62、長63，致使長61的油氣富集程度好于下部物性相對較差的長62、長63；長61中部的儲層物性較差，中值半徑較小，排驅(qū)壓力較低，退汞效率較低，致使其成藏效果較差(表1)。

表1　姬塬地區(qū)長6儲層物性及孔喉結(jié)構(gòu)特征參數(shù)對比

2.6儲層非均質(zhì)性

儲層非均質(zhì)性主要分為平面非均質(zhì)性和垂向(層間、層內(nèi))非均質(zhì)性。儲層非均質(zhì)性有利的一面是能形成垂直方向上的遮擋，使得流體得以封存，形成油氣藏；不利的一面是滲透性的變化和缺失，給油藏預測及勘探帶來困難。

平面非均質(zhì)性是指由儲集層砂體的幾何形態(tài)、規(guī)模、孔隙度、滲透率等空間變化引起的非均質(zhì)性。姬塬地區(qū)長62砂巖覆蓋率達65%，規(guī)模中等，平均砂巖厚度13.5 m，非均質(zhì)性中等；長61砂巖覆蓋率75%，平均砂巖厚度19.7 m，砂巖覆蓋廣，分選好，平面非均質(zhì)性較弱。不同區(qū)塊相同的層位，其平面非均質(zhì)性也不同，導致其整體開發(fā)效果存在差異。儲層物性好、非均質(zhì)性弱的區(qū)塊試油多為高產(chǎn)工業(yè)油流，投產(chǎn)效果好(吳倉堡)；儲層物性差、非均質(zhì)性強的區(qū)塊試油產(chǎn)量較低，整體開發(fā)效果差(表2)。

垂向非均質(zhì)性主要包括層間非均質(zhì)性及層內(nèi)非均質(zhì)性。層間非均質(zhì)性主要體現(xiàn)為層內(nèi)泥巖隔夾層的發(fā)育程度。姬塬地區(qū)長6單砂體厚度1.8～24.6 m，平均5.8 m，砂巖層數(shù)1～4層，分層系數(shù)3.1，非均質(zhì)性較強。層內(nèi)非均質(zhì)性主要通過滲透率的變異系數(shù)(VK)、突進系數(shù)(SK)、級差(NK)等非均質(zhì)參數(shù)，進行評價分析。對研究區(qū)試油井的儲層物性及非均質(zhì)性進行對比分析表明：儲層物性好，非均質(zhì)性弱的井試油產(chǎn)量高；儲層物性一般，非均質(zhì)性弱的井試油產(chǎn)量較高；儲層物性好，非均質(zhì)性強的井試油產(chǎn)量較低；儲層物性差，非均質(zhì)性強的井試油出水多(表3)。儲層非均質(zhì)性微觀上影響了油氣富集區(qū)的分布范圍。

表2　姬塬地區(qū)物性、非均質(zhì)性參數(shù)統(tǒng)計對比

表3　姬塬地區(qū)試油井物性、非均質(zhì)性參數(shù)對比

3成藏模式研究

姬塬地區(qū)長6油層組以巖性油藏為主，包括透鏡體油藏和巖性上傾尖滅油藏[13]。受圈閉空間隱蔽、運聚規(guī)律復雜、富集區(qū)域局限等成藏條件的影響，資源分布貧富差異大，或疊置連片分布，或孤立分散富集(圖9)。在不同區(qū)帶、不同圈閉類型、不同供烴能力及不同輸導性能的情況下，油氣成藏特征與規(guī)模均不相同。綜合分析認為：長6油源主要來自下伏長7烴源巖，優(yōu)質(zhì)烴源巖的平面展布規(guī)律控制了低孔低滲巖性油藏的分布范圍；長7-長6過剩壓力(壓差)高值為成藏有利區(qū)；砂體橫向連通性及裂縫發(fā)育程度控制油氣的整體平面分布；砂體發(fā)育規(guī)模、儲層物性及其非均質(zhì)性的差異是造成不同區(qū)塊、不同層位儲層含油性具有差異的主要原因。

圖9　姬塬地區(qū)長6成藏模式

研究區(qū)東部吳起一帶砂體厚度大，儲層物性好，油源充足且裂縫相對發(fā)育，并且從西至東呈單斜上升的趨勢，為油氣大規(guī)模垂向和側(cè)向運移提供了良好的條件，非均質(zhì)性相對較弱，大規(guī)模開發(fā)效果好。

研究區(qū)西部史家灣-馬家山油區(qū)是長7烴源巖產(chǎn)物垂向運聚成藏的結(jié)果，長61、長62、長63以及長7頂部的裂縫均較發(fā)育，為下伏長7源巖產(chǎn)物垂向運移提供了良好的條件。該區(qū)物性與中部地區(qū)相近、卻大規(guī)模聚集成藏主要是其烴源巖發(fā)育，油源充足且裂縫發(fā)育；該區(qū)砂體厚度相對東部較薄，物性差，非均質(zhì)性相對較強，致使西部油區(qū)油水關系復雜，整體開發(fā)效果不如東部。

研究區(qū)中部位于兩源交匯區(qū)，裂縫不發(fā)育，阻礙了下部烴源巖產(chǎn)物的垂向運聚；砂體較薄，層數(shù)多，巖性、物性變化快，非均質(zhì)性強，易形成封堵條件，導致中部地區(qū)成藏規(guī)模小。

4結(jié)論

(1) 根據(jù)巖性特征、測井曲線的形態(tài)以及單砂體厚度等指標，對研究區(qū)的砂體結(jié)構(gòu)進行定量劃分。姬塬地區(qū)長6主要發(fā)育3種砂體結(jié)構(gòu)類型，優(yōu)質(zhì)砂體控制油藏分布，Ⅰ類、Ⅱ類砂體結(jié)構(gòu)為油氣富集的有利儲集體。

(2) 儲層非均質(zhì)性微觀上影響了油氣富集區(qū)的分布范圍，姬塬地區(qū)長6平面非均質(zhì)性較弱，垂向非均質(zhì)性強，非均質(zhì)性強造成了大型復合巖性油藏內(nèi)油藏分布的不均勻性。

(3) 姬塬地區(qū)延長組長6油層組油氣成藏以近源充注、隱形輸導、快速聚集的成藏模式為主。與優(yōu)質(zhì)儲集空間等時發(fā)育的生烴高強度區(qū)、異常高壓帶及微裂縫發(fā)育帶的疊置區(qū)域，應該是姬塬地區(qū)延長組長6油層組巖性油藏富集和勘探部署的有利區(qū)帶；而在有利區(qū)帶，儲層物性平面及垂向的非均質(zhì)性又在微觀上控制了油藏的分布范圍。

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編輯：黨俊芳

文章編號：1673-8217(2016)03-0032-06

收稿日期：2016-01-11

作者簡介：馬艷麗，碩士，工程師，1979年生，2007年畢業(yè)于西南石油大學油氣田開發(fā)專業(yè)，現(xiàn)從事油藏評價及開發(fā)方面工作。

基金項目：國家自然科學基金重大項目“中國非常規(guī)油氣儲層特征分類與典型地質(zhì)模型建立”(41390451)。

中圖分類號：TE122

文獻標識碼：A