2022, Vol. 31
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2. 西安石油大学 地球科学与工程学院, 陕西 西安 710065
2. School of Earth Sciences and Engineering, Xi'an Shiyou University, Xi'an 710065, China
鄂尔多斯盆地是我国油气资源非常富集的大型含油气盆地, 其中石油主要分布在上三叠统延长组, 其次为下侏罗统延安组. 延长组细分为10个油层组长1—长10, 其中长2为主力产油层之一, 可进一步细分为3个油层亚组: 长21、长22和长23. 前人研究表明, 长2时期主要发育辫状河沉积, 河道砂坝为主要的储集体[1-2]; 油源主要来自延长组湖盆中部地区长7优质烃源岩[3-5], 由于距离油源相对较远, 供烃能力有限, 故长2油藏具有低含油饱和度的特征[6]; 长2油藏分布和富集主要受控于沉积相带、鼻状隆起构造、盖层分布、运移通道及侧向遮挡条件的综合影响和控制[7-10], 并以构造-岩性复合油藏为主. 随着延长组石油勘探的不断深入, 在延长组湖盆东部的边缘地区发现长7优质烃源岩, 油源对比揭示长6原油主要为本地烃源岩贡献[11-12], 长2原油亦是如此[11]. 靖边油田主力勘探区块同样位于延长组最大湖泛面边部, 长2油藏为主力产油层之一, 但以往对长2油藏的油源及成藏特征缺少系统研究. 本文以大路沟长2油藏富集区为例, 根据最新的地质及地球化学资料, 从烃源岩条件、储层特征、成藏年代及富集规律等方面, 总结长2油藏的成藏特征, 以期为该区的石油勘探提供地质依据.
1 烃源岩特征 1.1 分布特征鄂尔多斯盆地延长组烃源岩包括黑色页岩和暗色泥岩两种类型, 以黑色页岩为主[13]. 烃源岩在测井曲线上具有典型的"三高一低"特征[14]: 高电阻、高声波时差、高伽马, 低电位. 因而根据测井曲线可识别烃源岩纵向分布特征, 通过统计研究区36口钻穿长7油层组测井资料, 识别出黑色页岩厚度最大可达10. 3 m, 最小为3. 8 m, 平均为6. 5 m. 平面上, 自东北至西南烃源岩厚度有逐渐增大的趋势(图 1).
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图 1 靖边油田大路沟区长7烃源岩分布及长2油藏分布图 Fig.1 Distribution map of Chang-7 source rocks and Chang-2 reservoir in Dalugou area of Jingbian Oilfield 1—含油区(oil-bearing area); 2—等厚度线(thickness isopleth); 3—井位(well location) |
根据紧邻研究区的JT746井长7烃源岩地球化学测试资料(表 1), 长7黑色页岩总有机碳含量(TOC)为3. 06%~6. 81%, 平均为4. 57%; 生烃潜量(S1+S2)为11. 63×10-3~39. 51×10-3, 平均为24. 53×10-3; 氯仿沥青"A"为0. 4034%~1. 334%, 平均为0. 6682%. 根据陆相烃源岩地球化学评价方法(SY/T 5735—1995), 长7黑色页岩达到最好烃源岩标准.
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表 1 靖边油田JT746井长7烃源岩地球化学数据表 Table 1 Geochemical data of Chang-7 source rocks in JT746 well, Jingbian Oilfield |
根据干酪根镜下鉴定结果, 腐泥组占有绝对优势(79. 0%~90. 3%), 平均为86. 0%, 其次为镜质组(9. 7%~21. 0%), 平均为14. 0%, 基本无壳质组和惰质组. 通过类型指数的计算, 长7黑色页岩主要以Ⅰ—Ⅱ1型干酪根为主(表 1), 反映其具有很强的生油能力.
最高热解峰温(Tmax)是反映成熟度的有效和可靠指标, 长7黑色页岩Tmax值分布于448~453 ℃, 已达到生油高峰演化阶段. 同时, 生物标志化合物参数20RC29αββ/(αββ+ααα)与αααC2920S/(20S+20R)值分别为0. 52~0. 62和0. 60~0. 67, 相当于镜质体反射率0. 8%~0. 9%, 反映长7烃源岩已达到大量生油阶段(表 1).
因此, 综合烃源岩分布特征、有机质丰度、类型和热演化程度, 研究区长7黑色页岩为优质烃源岩.
2 储层物性与孔隙结构特征 2.1 长2储层物性特征根据研究区162块长2储层岩心测试结果(图 2), 长2储层孔隙度为3. 9%~20. 8%, 平均为15. 3%, 中值为15. 9%; 主要孔隙度分布范围在12%~18%之间, 渗透率最小值0. 1×10-3 μm2, 最大值125. 4×10-3 μm2; 主要渗透率分布范围在1×10-3~100×10-3 μm2之间, 平均25. 01×10-3 μm2, 中值为16. 82×10-3 μm2. 综合评价为低孔隙度、低渗透率储层[15].
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图 2 靖边油田大路沟区长2储层孔隙度与渗透率分布图 Fig.2 Porosity and permeability distribution maps of Chang-2 reservoir in Dalugou area, Jingbian Oilfield |
根据铸体薄片和扫描电镜观察结果, 长2储层孔隙类型主要以残余粒间孔为主, 视面孔率为9. 48%, 其次为溶蚀孔隙, 以长石和岩屑溶孔为主, 总面孔率可达11. 4%(图 3), 与储层物性分析结果一致.
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图 3 靖边油田大路沟区长2储层孔隙类型图 Fig.3 Pore types of Chang-2 reservoir in Dalugou area, Jingbian Oilfield |
铸体薄片孔径定量统计和高压压汞联合分析揭示, 长2储层平均孔隙直径30~80 μm, 最大孔喉半径平均值9. 62 μm (0. 41~15. 81 μm), 中值喉道半径0. 74 μm(0. 06~1. 42 μm), 平均喉道半径3. 25 μm (0. 45~6. 54 μm). 根据鄂尔多斯盆地中生界储层孔隙结构分类评价标准[16], 长2储层总体以中孔—中细喉型为主.
3 油藏特征 3.1 油藏分布特征及油藏类型大路沟区长2油层埋深约1 350~1 600 m, 平均为1 456 m; 现今原始地层压力为11. 7 MPa, 换算压力系数为0. 85, 显示出低压的特征; 油层厚度平均为16. 5 m(3. 4~31. 8 m), 主要分布在长22油层亚组的河道砂体中. 长2油层平面连续性好, 顺河道砂体展布方向分布, 石油的富集主要受鼻状隆起构造、顶部盖层分布及侧向岩性遮挡条件的共同控制, 油藏类型为岩性油藏或构造-岩性复合油藏为主(图 4). 纵向上, 长2油藏油水分异明显, 在浮力驱动下, 石油聚集于长21泥岩盖层之下, 形成良好的储盖组合.
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图 4 靖边油田大路沟区长2油藏油水分布特征图 Fig.4 Oil and water distribution characteristics of Chang-2 reservoir in Dalugou area, Jingbian Oilfield 1—油水同层(oil-water layer); 2—水层(water layer); 3—干层(dry layer) |
采集了两口井10块长2储层样品进行包裹体研究. 长2储层矿物中主要有液态盐水包裹体和含液态烃包裹体两类(图 5), 主要分布在石英颗粒溶蚀微裂纹中, 包裹体大小一般3~6 μm, 气液比多分布于5%~20%. 测定与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度为70~130 ℃之间, 呈连续单峰分布, 主峰分布于90~110 ℃.
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图 5 靖边油田大路沟区长2油藏典型流体包裹体微观特征 Fig.5 Microphotographs of typical fluid inclusions in Chang-2 reservoir in Dalugou area, Jingbian Oilfield a、b—液态盐水包裹体, 单偏光, a深度1 437.93 m, b深度1 438.28 m (liquid saline inclusions under plane-polarized light); c、d—液体烃包裹体, 荧光, c深度1 437.93 m, d深度1 438.28 m (liquid hydrocarbon inclusions under fluorescence microscope) |
储层矿物中捕获的流体包裹体是古流体充注的直接证据. 通过测定与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度, 再结合埋藏-热演化史图可确定包裹体捕获的具体时间[17-18], 该时间即为油气成藏时间. 根据前人研究, 鄂尔多斯盆地中生代晚期古地温梯度为3. 3~4. 5 ℃/hm, 新生代以来降至2. 8 ℃/hm [19]; 剥蚀厚度根据陈瑞银等[20]研究结果. 通过PetroMod油气系统数值模拟软件, 恢复了长2储层埋藏-热演化历史(图 6), 长2油藏的形成为一期连续成藏, 时间约为115 Ma, 为早白垩世中晚期.
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图 6 靖边油田大路沟区长2油层组埋藏-热演化历史与成藏时间 Fig.6 Burial-thermal evolution history and accumulation time of Chang-2 oil-bearing formation in Dalugou area, Jingbian Oilfield |
储层条件是控制长2油藏分布和富集的重要因素之一. 长2时期研究区发育辫状河沉积, 河道砂坝多期叠置、纵向累计厚度可达70~90 m, 砂地比平均为0. 75%, 为长2油藏提供了充足的储集空间(图 4). 统计储层物性发现, 孔隙度大于15%、渗透率大于10×10-3 μm2的储层含油级别多为油浸级以上; 储层孔隙度小于15%、渗透率小于1×10-3 μm2的储层多以干层或荧光级别为主; 介于二者之间的储层含油级别以油迹—油斑级别为主. 因此, 储层含油性受到物性的控制作用明显, 在浮力作用下, 相对较大的孔喉连通系统中石油富集程度高.
盖层条件是控制长2油藏分布的另一重要因素. 由于长23顶部泥岩盖层厚度平均不足10 m, 盖层连续性差(钻遇率小于70%), 石油通过盖层不发育处继续向上运移, 故长23未能成藏. 相比较而言, 长21主要为河道沉积末期的河漫滩沉积, 泥岩厚度平均约为30 m, 为非常好的直接盖层. 长22储层发育厚层河道砂体沉积, 故长22与长21形成优质的储盖组合, 石油聚集在长22顶部盖层之下(图 4).
圈闭是常规油气聚集成藏的重要条件[21], 也是长2聚集成藏的关键因素之一. 垂向上有长21直接盖层封堵, 侧向上的封堵条件主要为相变的河漫滩泥岩和长22顶部盖层的弯曲变形形成的鼻状隆起构造, 二者共同构成了油藏侧向运移的遮挡条件(图 4、图 7).
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图 7 靖边油田大路沟区长2油藏富集规律综合分析图 Fig.7 Accumulation analysis of Chang-2 reservoir in Dalugou area, Jingbian Oilfield 1—井位(well location); 2—构造等高线(structure contour); 3—含油面积(oil-bearing area); 4—油水日产量(daily oil-water production) |
综合长2储层、盖层及圈闭条件, 分析认为圈闭条件是长2油藏能否形成的第一要素, 在此条件下, 有利的沉积相带及物性高值层段是长2油藏富集的重要原因. 长2油藏的勘探, 以寻找构造-岩性复合圈闭为首要目标, 位于西北部的鼻状隆起区钻井较少, 可作为下一步勘探的有利地区(图 7).
4 结论(1) 大路沟区延长组长7黑色页岩分布面积广, 有机质丰度高且类型好, 已达到大量生油高峰阶段, 形成优质烃源岩, 可为长2油藏的形成提供油源基础.
(2) 长2油藏为具有边-底水、受浮力驱动的常规构造-岩性复合油藏. 通过流体包裹体方法, 结合埋藏-热演化历史确定长2油藏形成期次为一期, 时间约为115 Ma, 为早白垩世中晚期.
(3) 长2油藏分布和富集主要受控于鼻状隆起构造、侧向遮挡条件、盖层分布位置及储层连续性、储层物性特征等因素. 下一步勘探的重点应立足于成藏主控因素的耦合地区, 并以寻找有利圈闭为主的思路.
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