油气充注过程和成藏规律的研究基于对油气成藏基本要素的评价，包括烃源岩、储层、盖层、运移、聚集与保存条件。对某一特定油气藏而言，可能仅有部分要素起关键作用。油气包裹体是油气充注成藏过程中在沉积矿物的次生加大边以及裂隙愈合或胶结物中捕获的烃类物质，常与各种水溶液包裹体共存。油气包裹体分析是研究油气充注成藏要素的一种有效手段，通过包裹体可以跟踪地层流体古温压、盐度、成分及环境变化信息^[1-2]。其中恢复油气藏的流体古温压是确定油气成藏期次、再现油气演化过程和探讨运聚动力机制的重要内容。由于近年来对成藏动力学的不断深入研究，古压力场在低渗致密油气成藏中的重要性已逐渐被人们所认识，而且各种关于利用包裹体恢复各沉积盆地古压力场的方法和技术的研究也有很大的进步^[3-4]。

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，因中生界三叠系延长组广泛发育大量低渗致密油藏而闻名。前人对盆地延长组长8段的勘探开发研究主要集中在盆地内部主体部位，包括中国石油姬塬、西峰及华庆等致密大油田；中国石化在西南部镇泾地区致密砂岩油高效勘探方面开展了大量研究；延长石油（集团）也在定边、吴起、志丹等中西部地区实现了长8段致密油藏规模开发。许多学者针对长8段油藏地质特征、成藏机理、富集规律与成藏模式进行了深入的探讨^[5-7]，大量综合研究与勘探实践围绕盆地中心展开，一定程度上忽略了盆缘地区油气成藏的潜力。现有资料表明，鄂尔多斯盆地长8段油藏在平面上富集程度差异较大，即盆内主体同一区带油藏的充注程度、油水分布均存在不同。盆缘地区相比盆地内部含油性质差距较大，西南缘油藏整体含油显示级别和含油厚度、油气饱和度均低于盆地内部，其油水关系异常复杂、储量规模偏小。近年来盆地西南缘彭阳、平凉、崇信等地区通过加大勘探也显示出较好前景，但目前关于彭阳等盆缘区长8段充注成藏要素及规律研究成果仍然存在很大的不确定性^[8-9]，主要体现在：盆缘区长7段作为主力烃源岩是否仍然有效？油气充注及成藏期次是否与盆内主体一致？异常高压是否可为该区石油运移提供主要的动力来源？同时，利用流体包裹体分析技术开展盆缘区油气成藏方面的研究很少，欠缺成藏动力定量认识，制约了油气成藏机制和演化过程的深入分析。随着长8段勘探程度的不断提高和分析测试资料的积累，本文在对盆地西南缘长8段油藏地质特征、油气形成基本条件等方面分析研究的基础上，选用延长组油层砂岩样品对长8段流体包裹体和充注演化特征进行深入分析，以期恢复彭阳地区长8段油藏的成藏演化过程，揭示其充注成藏动力机制，为指导盆缘进一步的勘探开发提供科学的理论依据。

鄂尔多斯盆地处于华北陆块西部，发育六大构造单元，包括晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷、伊盟隆起、渭北隆起及西缘冲断带。盆地边缘断裂褶皱较发育，而盆地内部构造相对简单，地层平缓，坡降较小；伊陕斜坡内很少见幅度较大、圈闭较好的背斜构造发育。晚三叠世延长组沉积期，该盆地为典型的大型内陆坳陷型湖盆，具有湖盆宽缓、沉积范围大、坡度平缓，以及多物源、水体较浅、构造稳定等特征。由此认为三叠系延长组为一套湖泊—三角洲沉积，自上而下依次划分为长1—长10共10个段，其中发育多层深灰色、灰黑色湖相泥岩，长7段暗色泥岩为盆地最有利的烃源岩。作为主力烃源岩层，长7段下伏长8段沉积了一大套以细砂岩为主的三角洲砂体，是研究区内主要的储集层段之一。现今已发现的长8段大规模油藏主要分布于伊陕斜坡和天环坳陷两大构造单元^{[7, 9]}。彭阳油田位于鄂尔多斯盆地西南部，横跨盆地西缘冲断带和天环坳陷，南邻渭北隆起（图 1），已成为目前鄂尔多斯盆地西南缘增储上产的重要区域。

图 1

图 1 彭阳油田构造位置图（左）及地层柱状图（右） Fig. 1 Structural location of Pengyang Oilfield (left) and stratigraphic column (right)

目前鄂尔多斯盆地西南缘天环坳陷南段彭阳油田开发目标以延安组低幅度构造油藏为主，发育断层圈闭油藏、鼻隆构造油藏等。近年来下部延长组发现大量油气显示，实现了工业性油气藏的突破。鄂尔多斯盆地长8段油藏的成藏组合主要为上生下储式，盆内长8段主要发育岩性油藏，构造对其控制作用不明显，向盆缘部位受构造背景影响增强。由此除岩性油藏外，研究区还发育构造—岩性和岩性—构造等多种类型油气藏，另有少量气藏发现。深部长8段油水关系较为复杂，常常出现钻井有显示而试油却出水的复杂情况^[10]。

盆缘彭阳地区油水分异性差，多油水同出；少数井产纯油，一般无自然工业产量。地层水矿化度总体较低，而部分井原油密度较高、黏度较大（图 2），油层电阻率偏低。现今地层流体压力表现为以异常低压为主要特征。

图 2

图 2 彭阳周缘地区典型探井原油性质统计图 Fig. 2 Crude oil properties in typical wells in Pengyang area and its periphery

盆缘彭阳地区长8段砂岩储层总体物性较差，但整体显著好于盆地内部区块。通过测井、录井解释和岩心分析统计表明，研究区石油充注程度普遍偏低，多见油迹、油斑显示，油浸少见。目的层段具高含水特征，长8段残余含油饱和度一般小于30%（图 3）。东部地区油井产量较高，向西产水量增加，已发现油藏数量在平面展布上具有东多西少的现象。结合前人基于成藏条件分析划分的低渗致密储层的油气充注类型，西南缘彭阳地区应属于欠充注模式，油藏含油性和发育规模明显不如相邻区块及盆地中部地区^[11]（图 4）。

图 3

图 3 彭阳地区长8段含油饱和度分布图 Fig. 3 Oil Saturation diagram of the eighth member of Yanchang Formation in Pengyang area

图 4

图 4 彭阳及周缘地区长8段含油饱和度对比图 Fig. 4 Comparison of oil saturation in the eighth member of Yanchang Formation in Pengyang and its peripheral areas

采集彭阳地区F11、M165、M90及M56等10口井三叠系延长组长8段砂岩样品进行岩心观察和包裹体分析。典型长8段样品岩性主要为灰褐色、褐灰色油迹—油斑细砂岩，成分中石英占55%~60%、长石占30%~40%、泥质等占5%~10%，颗粒呈次棱角状—次圆状，分选好—中等，泥质胶结，整体较为致密。前已述及砂岩储层中流体包裹体保留了许多重要环境信息，以下首先开展显微观察及荧光观察，然后对样品中的流体包裹体进行显微测温分析和热动力学模拟。镜下薄片观察可见，长8段取心段总体上微观油气显示丰富，岩样颗粒间胶结物中常见大量浅黄色荧光油气显示，样品中分布有烃类包裹体、盐水包裹体、少量气烃包裹体，部分烃类包裹体发生后期演化成为沥青质包裹体（图 5）。烃类包裹体多呈零星或群体分布在石英颗粒内裂隙中（图 5a、b），次生加大边中包裹体极少(图 5c、d)。气烃包裹体现弱黄色荧光或无荧光, 透光下为灰黑色（图 5e、f）。沥青质包裹体发弱黄色荧光分布不均，透射光下呈浅黄色或灰黑色（图 5g、h）。烃类包裹体的荧光特征是与盐水包裹体进行区别的有效标志，同时荧光颜色是不同成熟度油气的直接显示。若在蓝光照射下有机包裹体的荧光表现出颜色的逐渐变化，可反映有机质成熟度由低到高演化。根据整体荧光显示主要为黄色、黄绿色、褐黄色，未见蓝色、蓝白色，表明研究区所充注原油成熟度并不高。

图 5

图 5 鄂尔多斯盆地彭阳地区长8段流体包裹体显微照片 Fig. 5 Microscopic images of fluid inclusions in the eighth member of Yanchang Formation in Pengyang area (a) F11井，2815.13m，荧光，烃类包裹体；(b)与(a)为同一视域，透射光；(c) M165井，2607m，荧光，烃类包裹体；(d)与(c)为同一视域，透射光；(e) M56井，2370m，荧光，气烃包裹体；(f)与(e)为同一视域，透射光；(g) M90井，2574m，荧光，沥青质包裹体；(h)与(g)为同一视域，透射光

油气包裹体丰度(GOI)为含油包裹体颗粒数与总颗粒数之比，可以定量评估储层古含油饱和度，在储层的油层和水层中存在数量级差别^[12]。岩心观察和录井显示已揭示研究区整体含油显示级别和充注饱满程度均低于盆地内部。与邻区相比，研究区现今长8段实测含油饱和度普遍偏低。岩样分析化验统计数据也显示研究区油气包裹体丰度和颗粒荧光强度均不大，如M90井GOI值普遍小于3%（表 1），表明其在相应地质历史时期的古含油饱和度同样不高，反映研究区内充注强度一直较低。

表 1

表 1 彭阳地区延长组油气包裹体GOI及定量荧光分析表 Table 1 Analytical results of GOI and quantitative fluorescence analysis of oil and gas inclusions in Yanchang Formation 井名 井深/m 层位 发光颜色 GOI/% QGF值 M20 2271.20 长7段 黄色 0.28 4.5 2393.20 长8段 黄色 1.84 4.9 2407.10 长8段 黄色 0.47 5.0 M90 2564.15 长8段 黄色 2.44 4.8 2571.35 长8段 黄色 1.17 4.5 2574 长8段 黄色 2.57 5.2 2576.20 长8段 黄色 0.29 4.1 2579 长8段 黄色 0.15 4.5

表 1 彭阳地区延长组油气包裹体GOI及定量荧光分析表 Table 1 Analytical results of GOI and quantitative fluorescence analysis of oil and gas inclusions in Yanchang Formation

油气成藏期是指油气生成、运移、聚集成藏的整个时间过程，可以包括一个或多个油气充注幕次。目前，对鄂尔多斯盆地三叠系延长组成藏期次的探讨存在一定程度的分歧，而盆地西南缘由于所处构造位置的特殊性，其成藏时期可能滞后。包裹体的均一温度代表了油气形成时的温度，结合目标储层埋藏受热史，可以确定油气充注时间与成藏期次^[2]。在显微观察及荧光观察的基础上，对样品中捕获的烃类包裹体及同期盐水包裹体进行显微测温分析。测试结果显示（图 6），研究区内烃类包裹体的均一温度分布较连续；伴生或共生盐水包裹体均一温度分布范围较宽，介于70~170℃，分期不甚明显，主峰值为110℃和140℃，表现为长期连续活跃充注；部分温度高于150℃的包裹体则可能是后期演化变质的产物，与主要烃类充注应无关。另外，研究区成岩矿物中盐度分布范围为1%~20%（图 7），且形态呈多峰状，揭示研究区流体活动频繁且活动期次较多，油气成藏过程较为复杂。

图 6

图 6 研究区伴生盐水包裹体均一温度分布图 Fig. 6 Histogram of homogeneous temperature of associated brine inclusions in the study area

图 7

图 7 研究区流体盐度分布图 Fig. 7 Histogram of salinity of fluid inclusions in the study area

前人围绕鄂尔多斯盆地热演化程度和构造迁移演化进行了探讨^[13-15]，参照任战利等测定的盆地古地温梯度4.1℃/100m和地表温度11.5℃计算^[16]，结合西南缘构造—埋藏热演化史（图 8）, 依据测试获得的烃类同期共生盐水包裹体均一温度数据，利用埋藏史投影法获得长8段储层油气充注的期次及时代。自生伊利石测定结果表明成藏时间大致在112.9Ma±2.0Ma。综合分析认为，研究区油气充注主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期，主要充注成藏窗口期在距今110—95Ma。这主要考虑到早白垩世晚期开始经历燕山运动第Ⅴ幕，盆地整体抬升，因上覆地层剥蚀而导致储层孔隙压力降低，且随着地层整体抬升导致压力释放，从而发生规模排烃运移。23Ma以来，在古近纪末至新近纪，由于喜马拉雅中期构造运动快速抬升，有可能存在油气的二次调整，即研究区内可能存在另一次成藏过程。

图 8

图 8 彭阳地区F11井延长组埋藏史图 Fig. 8 Burial history modeling of Yanchang Formation in Well F11 in Pengyang area

成藏动力是成藏机制和成藏模式研究的重要内容。在含油气盆地上生下储倒灌式运移组合中，下伏砂体能否从上覆烃源岩处获得油气充注主要取决于源储压差与油气向下输导所遇到的各种阻力的相对大小。大量资料均表明，鄂尔多斯盆地广大地区延长组深层低渗透致密储层普遍为超压成藏，异常压力大小决定了成藏规模。源储压差越大越有利于充注成藏，储层含油饱和度随压差增大有增高趋势。盆地内部生烃增压能提供强大的充注成藏动力，形成如西峰高含油饱和度的致密油“甜点”区^[17-19]。利用泥岩声波时差标准化资料，本文先采用等效深度法计算了西南缘研究区长7段—长8段最大埋深期古地层压力。长7段底部与长8段上部存在较大剩余压差，介于2~6MPa（图 9），局部地区剩余压差稍高，远大于毛细管阻力。可见研究区内大部分地区已具备油气向下充注的基本动力条件，但源储压差多小于盆地内部，限制了该地区油气富集饱满程度。

图 9

图 9 研究区及周缘长7段剩余压力平面分布图 Fig. 9 Plane distribution of residual pressure of the seventh member of Yanchang Formation in the study area and its periphery

由于声波测井资料仅能反映烃源岩最大埋深期的地层压力特征，缺少对油气充注动力的直接研究。近年来，利用流体包裹体热动力学模拟手段恢复其捕获时地层流体的温压条件来重建油气成藏时期的古状态已经成为一种简单且应用较广的技术。目前应用较多的模拟软件主要有PVTsim、VTFLINC及FIT-OIL等^[20-22]，其基本原理为将烃类包裹体等容线和共生盐水包裹体等容线的交点作为包裹体捕获的温压条件（图 10）。PIT热动力学模拟是基于烃类包裹体显微测温和体积测定资料建立的烃类包裹体热动力学模拟计算方法。FIT-OIL是与其相对应的模拟软件，该方法无需测定烃类包裹体的成分，简单实用且模拟计算获得的捕获压力结果较可靠。

图 10

图 10 F11井包裹体模拟P—T相图 Fig. 10 P-T phase simulation of oil inclusion in Well F11

本文所采样品包裹体发育于长8段砂岩储层石英颗粒裂隙中，根据气液比和均一温度对其古压力PIT模拟计算可以反映石油初期充注进入储层的流体压力特征^[20]。近10个典型样品流体包裹体主成藏期古压力恢复表明，石英颗粒内裂隙中烃类包裹体捕获时储层的古压力系数在1.1~1.5，剩余压力主要分布在5~16MPa，由此可知，盆缘长8段油藏早白垩世末期主成藏期储层处于弱—中等超压状态。上覆烃源岩生成的油气在充注进入储层后仍具有一定的异常高压，这说明长7段烃源岩产生的异常高压流体可将超压传递至下伏储层中，从而可进一步驱动储层内油气进行一定规模的短距离运移。受充注动力差异的影响，造成如前所述盆缘研究区内最终含油饱和度相对较低，远不及盆地中部地区。

通过前面的讨论，彭阳地区砂体物性虽优于盆地中部主体部位，但整体含油性较差。大量产水井的存在也表明目的层系储层质量本身没有问题，油水分布差异出现的原因主要为古充注强度不高或早期充注聚集的油藏遭到散失破坏。一般认为鄂尔多斯盆地在晚期边强内弱改造的背景下，盆内不存在油藏大规模破坏散失的条件^[23-24]。西缘冲断带断层发育，油藏封闭性较差，受到喜马拉雅期构造运动调整改造的影响可能较大^[25-26]。前述研究区盐度分布范围宽、流体活动期次较多，油气包裹体均一温度与盐度没有相关性，表明区内流体包裹体原始封闭体系曾受到影响/破坏，有其他外来流体交换，也证明了油气藏后期遭受过破坏。

颗粒荧光定量测试技术主要是对储层砂粒中的包裹烃和吸附烃进行定量分析，可以测定油气储层中现今残余油及反映古油柱、油/水界面变化。颗料荧光定量测试技术在研究包括鄂尔多斯盆地在内的低渗透岩性油藏油气运移与含油气属性、油气运移路径与古油/水界面等方面已被证明是行之有效的方法^{[1, 27-28]}。

颗粒荧光定量分析（QGF, Quantitative Grain Fluorescence）是将岩样经过轻微研磨，原始样品为岩心时须经适当破碎，若岩样含泥量高可经过适当水洗。根据岩样的粒径分布，筛选具代表性粒径的颗粒作为分析样品。然后依次用二氯甲烷（DCM）、过氧化氢及盐酸对样品进行处理，随后烘干。最终使岩样呈颗粒状态（通过镜检确定），其主要含有石英和长石。在Varian荧光分光光度计中测定岩样的荧光强度(QGF Index值)。颗粒萃取物荧光定量分析（QGF-E, Quantitative Grain Fluorescence On Extract）则将上一步得到的岩样用一定体积的二氯甲烷抽提，专门测定抽提液的荧光强度(QGF-E值)。为此，对鄂尔多斯盆地西南缘彭阳地区3口典型井砂岩样品开展颗粒荧光定量测试与对比分析，发现长8段储层中QGF Index值和QGF-E值均较低，QGF Index值多小于5，显示储层中含油包裹体偏少，现今孔隙中残留烃类不多。

通过彭阳中北部M90井颗粒荧光分析表明，相关测试值变化规律较为一致；砂岩中石油充注强度自上而下呈逐渐降低趋势，表明越靠近盆内构造破坏影响越小。不同的是西南边部M20井QGF Index值和QGF-E值两者变化趋势明显不一致（图 11），这表明后期油藏可能发生过上述调整/破坏。与此相应，其附近Y180等井下部层段样品荧光定量分析具有较高的QGF Index值和GOI值，但出现较低的QGF-E值，表明该处早期油气充注规模可能较大，之后由于构造变动发生了调整/泄漏。目前其附近的下部水层/含油水层曾经也是良好油层，即相当于发育古油层，后期油/水界面上升，原先油层中的油气被后来的地层水驱出置换而变成了水层。

图 11

图 11 M20井颗粒荧光分析参数 Fig. 11 QGF and QGF-E analysis parameters in Well M20 (a) QGF指数; (b) QGF-E强度; (c) QGF光谱，2393.2m；(d) QGF光谱，2271.2m；(e) QGF光谱，2407.1m

综合分析表明，研究区东部区域长7段烃源岩相对发育，在早白垩世末进入生、排烃高峰期，生成的油气在源储剩余压差驱动下，通过近源叠置砂体和近垂向裂缝向下运移，在长8₁亚段砂体中充注成藏（图 12）。鄂尔多斯盆地西南部由中心向西缘，烃源岩生烃条件变差，油气充注动力减弱，断裂改造加深，造成油气充注富集程度降低。相应油藏类型由主要发育岩性油藏变为岩性—构造油气藏为主，储量规模减小，油水分布也更为复杂，具有低生低压低充注强改造特点。

图 12

图 12 彭阳地区油气充注成藏模式图 Fig. 12 Hydrocarbon charging and accumulation patterns in Pengyang area

（1）鄂尔多斯盆地长8段油藏充注模式多样。西南缘彭阳地区长8段油藏含油性明显不如盆地中部地区，其油水分异性差，受构造背景影响油水分布较为复杂。综合包裹体的均一温度分布及构造埋藏—热演化史、自生伊利石测年分析得出长8段油气充注成藏主要发生在早白垩世末期和晚白垩世早期；油气包裹体捕获时储层处于弱—中等超压状态。盆地西南缘受充注动力有限的影响，加上靠近西缘冲断带油藏遭受调整/破坏的特征明显，进一步影响了盆缘长8段油藏最终充注成藏规模。

（2）流体包裹体测试、热动力学模拟及QGF、QGF-E技术在恢复鄂尔多斯盆地低渗致密油藏油气运移充注与调整改造过程等方面是行之有效的方法。但必须指出还需结合更加精细的流体包裹体分析及其他技术，才能更加准确地划分构造复杂区成藏期次及获取捕获压力。

（3）加强与鄂尔多斯盆地盆内主体成熟区块对比，深化研究盆缘油气的充注成藏规律和演化过程，对于认识盆地内外不同构造背景下的低渗致密砂岩油气勘探潜力具有较强指导意义。