鄂尔多斯盆地华庆地区致密砂岩油藏成藏条件研究

施砍园，庞雄奇，王 克，牛思琪

(1.中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学(北京)，北京 102249；3.西安石油大学，陕西 西安 710065；4.中国石油长庆油田分公司，陕西 西安 710018)

0 引 言

华庆地区位于鄂尔多斯湖盆沉积中心，发育多套含油层系，其中，长6油层组沉积期主要处于半深湖—深湖环境，由于长6油层组在沉积时期一直处于湖盆的中心部位，砂体纵向上相互叠置，导致长6油层组的砂岩非均质性强、物性差，难以形成大规模油藏，严重制约了华庆地区的勘探与开发[1]。近年来，通过对该地区的沉积因素、构造条件、埋藏史、烃源岩特征、岩石学特征和油藏富集条件进行研究，提出了以“生烃增压、近源运聚、大面积充注、油层连续分布”为核心的低孔渗岩性油藏成藏的新理念[1]，从而开阔了研究思路，加大了对鄂尔多斯盆地低渗透油藏的勘探与开发，发现了探明储量达10×108t级华庆大油田。

前人对华庆地区的研究主要集中在沉积微相[2]、非均质性[3]、孔隙结构[4-5]等微观特征和致密成因机理上[6]，对该地区延长组低渗透油藏成藏条件的研究还不够深入。为此，通过对研究区长6段的烃源岩特征、储层特征和油藏特征进行深入剖析,探讨油藏的成藏条件,并且最终划分出2个有利勘探区域，对研究区致密砂岩油藏的勘探开发具有重要的指导意义。

1 区域地质概况

华庆地区位于甘肃省华池县-庆阳县境内，构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，局部发育鼻状构造[7]。此次研究范围B257井区西起悦乐，东至林镇，北起吴堡，南至大凤川，面积约为2 640 km2(图1)。

图1 研究区地理位置

华庆地区的构造特征大体与鄂尔多斯盆地一致。盆地的构造形态为西窄东宽、北高南低，地层整体相对平缓，边缘部分存在小的断裂和褶皱，因此，整个构造相对来说较稳定[8-9]。区域内发育有东西向的鼻状构造，为大型岩性油气藏的形成提供了有利的条件。

根据该地区的岩性标志、碎屑岩石粒度特征、生物化石标志、沉积构造以及测井相等资料综合分析，将长6储层划分为三角洲前缘、重力流水道和滑塌重力流3个亚相，发育的主要微相有主水道砂质碎屑流、水下分流河道和分流间湾微相[10]。华庆地区在长6沉积时期，湖水趋于稳定状态，湖盆下降速度变缓，开始大规模发育三角洲沉积相，砂体逐渐发育，湖盆中央为半深湖—深湖环境，随着湖盆开始收缩，从东北和西南2个主要的物源区带来了大量的碎屑物质[11]。其中,东北物源区主要发育河流—冲积平原—曲流河三角洲相沉积，西南物源区主要发育冲积扇—辫状河三角洲相沉积。在湖盆发展过程中，两大物源区形成的沉积体系同时沉积，纵向上各类沉积体相互叠加，横向上多套砂体相邻。华庆地区主要受东北方向物源沉积体系的影响，具备了油气成藏的基本地质条件。

2 成藏条件

2.1 烃源岩条件

华庆地区在长73沉积时期，湖盆演化就已经进入了全盛阶段，湖水大面积扩张，沉积了一套厚度大、分布稳定且TOC含量较高的烃源岩，包括暗色泥岩和油页岩，这为各类低渗透油藏的形成提供了基本的物质保障。

2.1.1 烃源岩有机质丰度

此次研究主要通过总有机碳的含量来评价烃源岩有机质丰度(表1)。长7油层组的油页岩为华庆地区延长组最好的烃源岩，其厚度大、分布稳定且TOC含量较高。如B246井TOC的平均值为6.04%，大于2.00%的占49%；W25井TOC的平均值为8.04%，大于2.00的占100%。总体来说，华庆地区B257井区长7油层组的烃源岩等级最好，为盆地内最优质的烃源岩。

表1 有机碳泥质烃源岩有机质丰度标准

2.1.2 长7油层组高阻泥岩平面分布及评价

华庆地区烃源岩具有颜色较深、粒度较细、块状构造明显和岩性较纯等特征，广泛形成于半深湖—深湖相环境。华庆地区长7油层组高阻泥岩具有如下特征(图2，h为烃源岩厚度)。

图2 华庆地区长7油层组烃源岩平面分布

(1) 分布范围广泛。该地区几乎所有区域都有高阻泥岩的存在，高阻泥岩的面积约占整个华庆地区总面积的99%。

(2) 沉积厚度大。华庆地区高阻泥岩厚度大于40 m的区域约占总面积的42%，厚度最大可达50 m以上；厚度为30～40 m的区域约占总面积的48%；厚度为20～30 m的区域约占总面积的8%；厚度为10～20 m的区域约占总面积的2%；烃源岩平均厚度约为35 m。在华池-山庄-牛正台-南梁地区高阻泥岩的厚度最大，烃源岩等级最好。

(3) 条带状分布明显，烃源岩厚度整体呈现西北向延伸。华庆地区长7油层组烃源岩具有有机质丰度高、有机质母质类型好、成熟度高的特征，为优质烃源岩。华庆地区长7油层组高阻泥岩展布具有中部厚度大、分布广、条带状分布明显的特征；上部厚度逐渐减小，分布范围呈收敛之势；下部烃源岩厚度最小，分布范围进一步缩小。从中部向两边呈现出沉积坳陷从发育向萎缩方向转化的过程。

通过综合研究可知，研究区西北—东南方向为最好烃源岩分布区，其余为好烃源岩分布区。最好烃源岩分布区内烃源岩厚度一般大于40 m。

2.2 储层特征

2.2.1 矿物成分

通过对华庆地区B257井区21口井117块薄片进行岩心观察和薄片鉴定。由结果可知，该地区长6油层组砂岩碎屑组分中石英含量平均为33.00%，长石含量平均为45.00%，岩屑含量平均为22.00%。根据薄片鉴定资料可知，华庆地区B257井区长6油层组的砂岩粒径较细，为细砂，主要粒径为0.10～0.20 mm，最大可达到0.35 mm，平均为0.12 mm。

根据Folk的砂岩分类，华庆地区B257井区长6油层组发育岩屑长石砂岩最多，其次为长石岩屑砂岩，极少数为岩屑砂岩(图3)。由图3可知，长6油层组砂岩具有低成分成熟度的特征，磨圆度多为次棱状，砂岩分选多为中—好，结构成熟度中等，由此可以看出，该地区砂岩形成时具有相对稳定的沉积和构造条件。

图3 华庆地区B257井区长6岩石类型三角图

2.2.2 填隙物特征

华庆地区B257井区长6油层组填隙物含量较高，常见的胶结物有水云母、绿泥石、铁方解石、铁白云石和硅质，含量为1.00%～22.00%，平均为14.30%(表2)。

表2 华庆地区B257井区长6油层组填隙物含量

2.2.3 成岩作用

根据华庆地区B257井区21口井117块薄片资料和扫描电镜资料可知，华庆地区经历的成岩作用主要有以下4种类型。

(1) 机械压实作用。机械压实作用是指沉积物在早期成岩阶段，在上覆压力下导致孔隙中的物质流出，孔隙体积变小的作用[12]。华庆地区B257井区机械压实作用主要表现为：①颗粒的塑性变形，如黑云母等发生变形，铁白云石沿碎屑边缘交代；②颗粒定向排列，如云母呈层状展布，绿泥石呈薄膜状分布并且层理发育；③刚性颗粒被压碎，通常石英颗粒的硬度大，但在镜下可以观察到石英颗粒内存在微裂缝。

(2) 胶结作用。研究区胶结作用主要包括硅质胶结作用、碳酸盐胶结作用和黏土矿物胶结作用。在华庆地区B257井区的砂岩中硅质胶结物含量较少，平均为8.69%，并主要以石英质加大使颗粒呈镶嵌状和硅质加大发育的形式产出在石英颗粒的表面和粒内溶孔之中。碳酸盐胶结物在华庆地区B257井区中非常普遍，占42.15%，其中，铁方解石占26.71%、白云石占4.24%、铁白云石占11.20%。铁白云石呈细晶充填孔隙，交代碎屑，铁方解石既可以呈斑状也可呈细晶状充填孔隙。黏土矿物胶结作用在华庆地区B257井区长6油层组碎屑岩中非常普遍，占49.15%，成分上高岭石占0.12%、水云母占38.71%、绿泥石膜占10.32%，云母存在泥铁矿化，定向排列，变形强烈，少数伊利石呈丝状充填孔隙。

(3) 溶解作用。在成岩过程中时刻发生着溶解作用，华庆地区B257井区主要以长石溶解为主，在长石溶解过程中会产生次生孔隙，增大了孔隙流动的面积，很大程度上改善了储层物性。

(4) 交代作用。交代作用是指在变质过程中，随着围岩与侵入体的物质交换，导致旧化学成分被新化学成分所替代，从而形成新的岩石，在交代作用过程中岩石成分发生明显的改变，导致产生大量的新矿物。华庆地区B257井区主要的交代作用有铁白云石交代方解石、铁方解石交代长石等。

2.2.4 孔隙类型

华庆地区B257井区长6油层组的孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔次之，面孔率为3.20%左右(表3、图4)。

表3 华庆地区长6油层组孔隙类型

图4 华庆地区B257井区主要孔隙类型

2.2.5 孔喉特征

华庆地区长63油层组排驱压力约为1.30 MPa，中值半径为0.15 μm，退汞效率约为26.20%，分选系数为1.90，表明华庆地区B257井区长6油层组孔喉结构均属小孔微细喉型。

2.2.6 储层物性特征

通过华庆地区B257井岩心分析报告、测井资料和常规物性资料分析可知，华庆地区B257井长6油层组孔隙度平均为10.83%，渗透率平均为0.42 mD。通过239个样品的物性资料分析可知，长6油层组砂岩的孔隙度为6.00%～16.00%，渗透率为0.02～2.64 mD。

在平面上，华庆地区长6油层组砂岩孔隙度以10.00%～12.00%为主，整体趋势沿着砂体展布方向，且在该方向连通性好，其中，在华池地区孔隙度分布比较稳定(图5)。华庆地区长6储层砂岩渗透率为0.10～0.20 mD，同样在华池地区渗透率分布比较稳定。

图5 华庆地区长6油层组孔隙度平面分布

综合来看，华庆地区B257井区长6储层属于低孔渗储层，岩石物性相对较差。

2.3 油藏特征

2.3.1 油层发育特征

华庆地区B257井区长6油层组沿南西—北东方向展布，整个井区油层厚度为0.00～38.00 m，平均厚度为12.40 m，油层厚度展布方向与砂体厚度的展布方向一致。

2.3.2 油藏类型及特征

华庆地区长63油藏地面原油的密度、黏度和凝固点都比地层原油高，地层水呈弱酸性，为CaCl2型。总体来说，该地区油藏的封闭性较好，有利于油气的聚集和保存。

华庆地区长6油层组油藏以低渗、低压、低产为特征，溶解气驱为主，有利于形成大型低渗透岩性油藏。沉积相直接影响油气成藏，该地区在沉积相的控制下逐渐形成了低渗透储层。在沉积期，湖盆中部和底部受物源和地质事件的影响，发育大面积受三角洲控制的储集砂体，该砂体物性较差，演化程度复杂，各类砂体在纵向上互相叠置，形成岩性圈闭，发育岩性油藏[13]。

2.3.3 油藏富集规律

(1) 油源条件。华庆地区长6油层组中的原油主要来源于长7油层组的张家滩页岩，由于华庆地区B257井区长7油层组的最好烃源岩分布区内烃源岩厚度大于40.00 m，因此，长6油层组的烃源岩等级属于最好，是主力烃源岩。

(2) 沉积相及储层物性。华庆地区在长6沉积时期湖水趋于稳定状态，面积扩张非常稳定，湖盆下降速度逐渐变缓，开始大规模发育三角洲沉积相，砂体逐渐发育，湖盆中央为半深湖—深湖环境，随着湖盆开始缓慢收缩，从东北和西南2个主要的物源区带来了大量的碎屑物质。

(3) 构造因素。华庆地区整个构造特征相对来说较稳定，区域内发育有东西方向的鼻状构造，目前已发现的延长组含油富集区的油藏均位于鼻状构造带上。研究表明，鼻状构造为油藏提供了良好的圈闭条件，对油藏的富集有明显的控制作用，可为大型岩性油气藏的形成提供有利条件。

(4) 盖层条件。通过对华庆地区长6油藏的研究发现，几乎所有油藏的顶部都发育厚度稳定的的泥岩盖层，可以对下部的油气起到良好的阻挡作用，使油气不会散失。

(5) 流体运移和聚集条件。华庆地区长6油藏属于低渗透油藏，砂体分布极不均匀，泥岩盖层较厚，储层的演化过程较复杂，物性总体较差，导致油气主要通过垂向运移和短距离的侧向运移就近聚集，有利于油藏富集。

3 有利勘探区预测

目前，研究区内共有工业油流井167口，油气井43口，设计井38口，低产油流井22口，产水井15口，干井9口，未下套管井1口和正钻井1口，是评价有利区的重要条件。

通过华庆地区B257井区长6油层组的沉积背景、构造条件、储层条件、烃源岩条件和生产情况等条件的分析，将试油结果达到工业油流作为标准，将物性好的区域和构造图相互叠加，最终确定了2个有利区域，有利区域Ⅰ位于B503区块，有利区域Ⅱ位于S160区块(图6)。这2个区域内的井均达到了工业油流井的标准，且这2个有利区域在沉积期处在湖盆中心，沉积的砂体厚度较大，烃源岩厚度较大，物性、生产情况、录井油气显示均较好，是华庆地区B257井区的有利部署区域，将为研究区致密砂岩油藏的勘探开发提供重要的理论基础。

图6 华庆地区B257井区长6油藏有利区预测

4 结 论

(1) 华庆地区长6油层组中的原油主要来源于长7油层组的张家滩页岩。在平面上，长7油层组高阻泥岩具有分布范围广泛、沉积厚度大、条带状分布明显的特征。研究区中部的呈西北—东南方向的烃源岩厚度大于40.00 m，为最好烃源岩。

(2) 华庆地区B257井区长6油层组属于低孔低渗储层，主要发育极细—细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。该地区砂岩分选多为中—好，磨圆度多为次棱状，以孔隙胶结为主，孔喉以小孔微喉型为主，孔喉连通性中等，颗粒间接触类型以线接触为主，孔隙组合类型多以粒间孔为主，长石溶孔次之。其中，常见的胶结物主要有水云母、绿泥石膜、铁方解石和硅质。

(3) 华庆地区B257井区长6油层组沿南西—北东方向展布，油层厚度为0.00～38.00 m，平均厚度为12.40 m，油层厚度展布方向与砂体厚度的展布方向一致。华庆油田长63油藏具有密度较低、黏度较低、凝固点较低的特点。

(4) 根据有利区域预测依据确定了2个最有利区域，有利区域Ⅰ位于B503区块，有利区域Ⅱ位于S160区块，可以有效地指导华庆地区B257井区长6致密砂岩油藏勘探和开发。