吴艳艳，郑荣才，梁晓伟，李浮萍，王海红，侯长冰

红井子地区长9油层组成藏模式及主控因素分析

吴艳艳1，郑荣才1，梁晓伟2，李浮萍2，王海红3，侯长冰3

（1.成都理工大学沉积地质研究院，成都610059；2.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，西安710018；3.中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏第四项目部，甘肃庆阳745100）

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层沉积厚度大、油气资源丰富，是该盆地油气勘探重要的目的层之一。通过对红井子地区长9油藏地质背景和油藏特征的研究，综合分析了沉积相、砂体展布、油气输导通道及运移路径等。结果表明：该地区长9油层组为典型的浅水三角洲沉积体系，整体以长7油层组生烃有机质油源为主；长7烃源岩生成的油气以流体过剩压力为主要驱动力，从孔隙和裂缝运移至长9油层组顶部构造并成藏；油源、通道和压差是控制该油层组油气成藏的主要因素。

油藏特征；烃源岩；沉积相；油气成藏；油气输导；红井子地区

0 引言

上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地油气勘探重要的目的层之一［1］。红井子地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡与天环坳陷带之间，毗邻西缘逆冲带（图1）。该地区延长组沉积体系和油气藏分布主要受广阔的伊陕斜坡构造背景控制。为满足油气田勘探开发的需要，根据岩性组合、沉积构造、生物组合和电性特征，按10个标志层（K0～K9）将延长组自上而下细分为10个油层组，其中长9油层组发育于延长组的下部，是重要的油层组之一。长9油层组发育于鄂尔多斯湖盆形成初期的湖侵阶段，除其顶部发育有延长组第一套兼具盖层性质的区域性烃源岩，即李家畔页岩，其主体以发育砂岩储层为主，因而具备良好的生、储、盖组合条件。笔者通过对红井子地区长9油藏地质背景和油藏特征的研究，综合分析烃源岩、沉积相、砂体展布、油气输导通道及运移路径等，并得出该油层组的成藏主控因素，以期为该区油气资源的勘探开发提供地质依据。

图1 红井子地区构造位置图Fig.1 Tectonic location of Hongjingzi area

图2 长9油层组沉积相-层序综合柱状图（峰202井）Fig.2 Comprehensive column of sedimentary facies and sequence stratigraphy of Chang 9 oil reservoir set

1 地质背景

红井子地区长9油层组为一套浅灰色和灰绿色的中—厚层、中—粗粒长石岩屑砂岩，中—细粒岩屑长石砂岩，粉—细粒石英长石砂岩，深灰色和灰黑色泥岩及粉砂质泥岩薄互层组合。通过单井剖面的沉积相和地层旋回分析，按照层序结构，可将研究区长9油层组当作1个长期旋回层序的湖侵-湖退序列［2-3］，包括2个中期旋回层序的次级湖侵-湖退旋回和6个短期旋回层序的韵律旋回（图2）。红井子地区长9油层组砂岩中的层理构造类型较多，其中以平行层理最为发育（图版Ⅰ-1），其次为槽状（图版Ⅰ-2）、板状（图版Ⅰ-3）和楔状交错层理，表明研究区普遍具备较强的水动力条件。此外，反映水下弱动荡环境及快速堆积特征的浪成沙纹层理和变形构造（图版Ⅰ-4），以及反映间歇暴露特征的炭化芦木化石、植物根迹化石、薄煤层和煤线，在研究区长9油层组中也很常见。按照原生沉积构造、古生物化石和剖面结构等特征，可确定长9油层组属于浅水三角洲—湖泊沉积体系。红井子地区主要位于三角洲平原和三角洲前缘亚相带。不同期次的河道砂岩均以冲刷面接触，垂向上的连续叠置厚度一般为20～30 m，最厚可达40 m以上，形成宏观特征非常明显的大砂体。长9油层组砂岩的杂基含量较低，颗粒分选中等，但磨圆度较差，以次圆—次棱角状为主，显示近源和高能的辫状河三角洲沉积特征；储集砂体主要为水上—水下分流河道砂体，缺乏明显的泥质夹层。储集砂岩在早成岩阶段发育次生绿泥石环边胶结物，砂体中大部分原生粒间孔隙保存良好，非常有利于储层发育。砂体的自然伽马曲线一般表现为大段的齿状箱形和钟形，除砂体底部泥砾发育带外无明显高值区，识别标志明显。

2 油藏特征

2.1油藏类型

已有的研究成果表明，红井子地区长9油层组以构造型和岩性-构造复合型油藏类型为主［4-5］。从长9油层组残余油饱和度平面图（图3）可看出，该油层组的平均含油饱和度或原油充满度大于25%，整体水平较高；单井油层平均厚度为8.6 m，平均试油产量为10.42 t/d。地层水测试结果显示，其在化学组成上以Cl－，SO42-，Na+＋K+和Ca2+为主，其次为Mg2+，CO32-和HCO3－。按照苏林分类，该区地层水属于CaCl2型，反映流体环境为偏封闭体系，地层流体活跃性不强，油藏保存条件相对较好［6］。研究区长9油层组地层水矿化度和变质系数［（K++Na+）/Cl-］较高，整体脱硫酸系数（SO42-/Cl-）较低，更能体现出流体的汇聚特征，是油气聚集的有利场所。长9油层组原油密度低、黏度小，流动性好，有利于其在层内远距离运移成藏。该油层组原油的地球化学特征与长7油层组烃源岩具有很大的相似性，表明原油主要来自上部的长7烃源岩，从而构成典型的“上生下储”式成藏组合［7］。

图3 红井子地区长9油层组砂体厚度及残余油饱和度平面图Fig.3 Sand thickness and residual oil saturation planar graph of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

2.2储层特征

2.2.1 储层岩石学特征

据铸体薄片分析，红井子地区长9油层组砂岩储层主要为岩屑长石砂岩，其次为长石岩屑砂岩和长石砂岩；碎屑组分以长石为主，其次为石英和岩屑。岩石中长石（以钾长石为主，其次为斜长石）体积分数大于40%，石英体积分数平均小于34%，岩屑体积分数平均为20%左右，总体上具有成分成熟度低的特点（图版Ⅱ-1）。粒度以细—中粒为主，粒径为0.1～0.8 mm，平均为0.32 mm，分选性和磨圆度中等，杂基体积分数为1%～3%，总体上具有结构成熟度中等偏高的特征（图版Ⅱ-2）。砂岩中胶结物的体积分数为6%～8%，成分以绿泥石、硅质和浊沸石为主；胶结类型以薄膜型和次生加大型为主（图版Ⅱ-3～Ⅱ-5），次为孔隙式胶结（图版Ⅱ-6），其中薄膜型等厚环边的绿泥石体积分数最高，占胶结物总体积分数的60%。由绿泥石等厚环边胶结作用提供的抗压实结构，为长9油层组砂岩储层中原生粒间孔隙的保存奠定了非常有利的物质基础。此外，浊沸石胶结物的含量也较高，但因其遭受强烈溶蚀，得以保存的部分较少，而该胶结物的溶蚀为砂岩储层中次生粒间孔隙的发育提供了有利条件。

2.2.2 储集空间特征

红井子地区砂岩储层的储集空间主要为孔隙，见少量微裂缝。沉积期的原生孔隙体系，经过沉积期后成岩作用的改造，形成了新的不同成因的孔隙类型和组合。由铸体薄片资料获得的砂岩孔隙统计结果表明，红井子地区长9油层组主要包括3种储集空间类型：粒间孔（图版Ⅲ-1、图版Ⅲ-2）、粒内孔（包括长石和岩屑溶蚀孔隙）（图版Ⅲ-3～Ⅲ-5）；裂缝（包括溶缝、微裂隙及粒缘缝）（图版Ⅲ-6）。其中，粒间孔的面孔率约占总面孔率的83.4%。

2.2.3 物性特征

根据研究区长9油层组砂岩储层中99块样品的物性分析结果可得出，该区砂岩储层的孔隙度为8.0%～18.6%，平均为13.6%，渗透率为0.1～389.8mD，平均为24.7 mD。按碎屑岩天然气藏储层分类国家标准［8］，长9储层属于中—低孔、中—低渗型储层。在已有的孔渗分析数据中，部分样品的渗透率存在1～2个数量级差异，反映砂岩储层中局部发育有连通孔隙的微裂缝，这与薄片及扫描电镜的分析结果相一致（图版Ⅲ-6），因此微裂缝对改善储层孔渗性具有重要贡献。

3 油气成藏主控因素分析

3.1沉积相控制因素

3.1.1 沉积相平面展布特征

由研究区长9油层组沉积相特征可得出，该油层组属于典型的浅水三角洲沉积体系［7］。测井岩性解释成果显示，长9油层组自下而上具有砂/泥值逐渐降低的趋势，反映该油层组主要为一大的湖侵沉积序列，具有湖侵扩大和水体加深的特征。根据沉积相类型，可将长9油层组划分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲共3种亚相，并可进一步细分为水上主河道、分流河道、分流间洼地、决口扇、水下分流河道、分流间湾、水下决口扇、河口坝、远砂坝及前三角洲泥等10种微相（表1）。

表1 红井子地区长9油层组沉积相划分方案表Table 1 Sedimentary facies division of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

红井子地区长9油层组砂岩储层以分流河道和水下分流河道微相沉积为主，平面上沿北西—南东向发育多条同方向延伸的分流河道砂体［9-10］，其中长91小层分流河道砂体的发育位置较稳定，而且呈条状分布，砂岩累计厚度为12～20 m；长92小层分流河道砂体侧向迁移频繁，多呈侧向连续叠置的连片状分布，砂岩累计厚度普遍大于20 m，孔隙度和渗透率也都较高，而且相关性好。以黄158井长91小层为例，三角洲平原分流河道微相砂体的孔隙度为16.0%～17.9%，平均为17.1%，渗透率为5.3～11.0mD，平均为8.8 mD；又如黄55井长91小层，三角洲前缘水下分流河道微相砂体的孔隙度为10.7%～12.1%，平均为11.1%，渗透率为1.5～9.9mD，平均为6.8 mD。总体来看，研究区长91小层砂体具有分布较广、面积较大且横向上厚度较稳定的特征，可见明显受控于分流河道砂体的展布，为油藏的形成提供了有利的储集条件。

3.1.2 成岩作用与储层发育关系

红井子地区长9油层组砂岩储层成岩作用类型较多［11］，但以胶结作用为主。胶结作用成为影响该区储层孔渗性的重要因素，具有建设性和破坏性2个方面的意义。

（1）次生黏土矿物胶结作用。该作用主要为早成岩阶段次生绿泥石（图版Ⅳ-1）和伊/蒙混层环边（图版Ⅳ-2）胶结作用。次生黏土矿物以孔隙衬边或孔隙充填物方式存在于原生粒间孔中，使原生粒间孔隙和喉道减小，降低了储层的孔渗性。同时，形成于成岩初期的绿泥石在一定程度上使岩石内部颗粒的支撑性加强，对压实作用有一定减缓，保留了部分原生孔隙。绿泥石薄膜的厚度大于5 μm时，可抑制石英碎屑的次生加大和成核生长，因此对于晚成岩阶段的孔隙起到了保护作用。

（2）浊沸石胶结作用。浊沸石充填于次生绿泥石环边胶结后保存的剩余原生粒间孔中（图版Ⅳ-3），使孔隙和喉道进一步缩小，从而使储层物性变差。由于浊沸石对流体酸度较敏感，当pH值降低时，其比方解石更容易溶解，因此，浊沸石在中成岩阶段更易被有机酸热液溶蚀而产生丰富的溶孔，对提高储层物性贡献较大［12］。

（3）碳酸盐胶结作用。碳酸盐以早成岩阶段的方解石（图版Ⅳ-4）和中成岩阶段的铁方解石为主，常呈晶粒状或连晶状充填于粒间孔隙并进行胶结。从方解石胶结物含量与孔隙度关系图［图4（a）］可看出，方解石含量与孔隙度呈负相关性。因此，碳酸盐胶结物含量是造成长9油层组砂岩储层孔渗性变差和导致砂岩致密的主要因素之一，而少量（铁）白云石胶结作用对储层影响不大。

（4）硅质胶结作用。该作用主要表现为碎屑石英的次生加大和充填孔隙的形式。由硅质胶结物填塞孔隙和喉道（图版Ⅳ-5、图版Ⅳ-6），可使孔隙结构明显变差。从硅质胶结物含量与孔隙度关系图［图4（b）］可看出，硅质胶结物含量与孔隙度呈负相关性。由于次生石英数量有限，因此，石英加大边的胶结作用并不强烈，不是造成储层物性变差的主要因素。

（5）溶蚀作用。据铸体薄片观察分析，可确定长9油层组砂岩储层在早成岩阶段的溶蚀作用很弱，对储层发育影响不大，可忽略不计。在中成岩阶段，以长石、火山岩屑和浊沸石胶结物等不稳定组分为主要对象的溶蚀作用非常强烈（图版Ⅳ-5），产物主要为各类次生溶孔和对溶孔有不完全充填作用的次生热液高岭石。因此，在中成岩阶段由有机酸热液溶蚀形成的各类次生孔隙和次生高岭石的晶间微孔几乎都是有效储集空间，对提高储层的孔渗性贡献最大，是发育优质储层的关键。

图4 红井子地区长9油层组碳酸盐胶结物含量（a）和硅质胶结物含量（b）与孔隙度关系图Fig.4 Relations of porosity with carbonate cement content（a）and quartz cement content（b）of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.1.3 砂体分布特征

红井子地区长9油层组地层沿北西—南东向发育（图5），测井曲线相似程度较高，可进行砂体长距离追踪对比，同时砂/地值降低，呈现出顺河道展布的特征，说明砂体主要呈北西—南东向展布。从盐51井—池45井砂体展布图（图5）可以看出，整个砂体在北西—南东向的连通性好，而且油藏物性好，有利于整体开发。同时，沿南西—北东向的砂体具有呈透镜状侧向尖灭的趋势，油藏物性不及北西—南东向的砂体，总体反映出研究区长9油层组的砂体展布具有沿垂直河道方向砂、泥岩相间和平行河道方向砂体连续延伸的毯状分布特征。

图5 红井子地区长9油层组砂体展布Fig.5 Sand body distribution of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.2油层分布特征及顶面构造控藏作用

研究区各油藏主要呈孤立分散和小规模的分布形态，非均质性和隐蔽性都很强，单井产量低，油气富集丰度低，含油饱和度及原油充满度均整体较低，约20%。

研究区长9油层组测试成果及其相关生产动态资料显示，长91小层出油点及含油面积远比长92小层富集，而且在垂向上呈现出一定的串珠状叠置现象，但侧向连通性较差。从黄153井—池207井南北向油藏剖面图（图6）可以看出，油层主要集中在长91小层中上部，表现为由南向北逐渐变薄最终过渡到干层的特征；垂向上，随着深度的增加，长91小层表现为从油层过渡到油水同层的特征。长91小层砂体连续性较差，致使油藏规模较小、隐蔽性较强，进而导致油水关系复杂，试油结果差别大。

构造顶面及裂缝展布对于研究区油气输导通道、油藏类型及原油分布均具有一定的控制作用。通过构造等值线图（参见图5）和研究区出油点及含油区的综合研究，发现研究区恰好处于鼻状构造及裂缝发育区，同时北部和中部等部分出油点也基本处于构造的高部位。

图6 红井子地区长9油层组黄153井—池207井油藏剖面图Fig.6 Reservoir profile section of Chang 9 oil reservoir set of Huang 153-Chi 207 well in Hongjingzi area

3.3油气输导通道及运移路径

研究区受晚印支、燕山和喜山多期构造运动的影响，主要发育北东和北西向的构造裂缝以及微裂缝［12］。原油充注历史分析表明，燕山中晚期运动的北东和北西向裂缝应为原油主充注期的输导通道，而喜山运动引起的活动裂缝可能为后期原油的调整通道。

通过岩心观察和显微镜鉴定，进一步发现研究区长9油层组发育多组裂缝系统，主要延伸方向为北西—南东和北东—南西向，裂缝面互相平行或呈雁列式排列，部分地区裂缝成对出现，而且产状稳定，裂缝面平直光滑，以开启缝为主。目前在长9油层组发现的出油点及含油气面积大多处于裂缝发育带附近，进一步证实了裂缝输导体是研究区油气运移的主要通道［12］。通过流体势分析，可确定研究区长9油层组原油充注期的油气运移路径呈现出短距离垂向汇聚的样式，即以多中心式垂向串珠状运聚成藏为主、以侧向运移为辅［13］。

3.4成藏模式

红井子地区长9油藏原油化学特征与长7烃源岩特征较为一致，整体表现为以长7烃源岩生烃有机质贡献为主的特征。由长7油层组强超压优质烃源岩提供的轻质原油，在较大的源储压差动力以及构造裂缝和叠置砂体的高效输导下，于长9油层组致密化之前，以垂向串珠状近源运聚成藏。因此，长7源岩贡献、裂缝混合输导、垂向压差动力驱动以及岩性-构造圈闭聚集是控制红井子地区长9油层组油气成藏的主要因素，使其形成了典型的“上生下储”式倒灌模式（图7）。

图7 红井子地区长9油层组成藏模式图Fig.7 Accumulation model of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

4 结论

（1）红井子地区长9油层组为一套典型的浅水三角洲沉积体系；油源、通道和压差是控制该油层组油气成藏的主要因素；油源贡献主要来自长7油层组。

（2）红井子地区具有源储压差强、裂缝发育、靠近烃源岩、砂体厚度大、储层物性好、原油充满度高、油层厚度大以及岩性-构造型圈闭发育的特点，属于油气富集程度良好的地区。

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图版Ⅰ

图版Ⅱ

图版Ⅲ

图版Ⅳ

（本文编辑：涂晓燕）

Hydrocarbon accumulation model and main controlling factors of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

WU Yanyan1，ZHENG Rongcai1，LIANG Xiaowei2，LI Fuping2，WANG Haihong3，HOU Changbing3
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Research Center of Sulige Gas Field，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China；3.The Fourth Section of Ultra-low Permeability Reservoirs，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 745100，Gansu，China）

Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin is characterized by deep thickness of sedimentation and abundant oil and gas resources,which is one of the most important target zones for oil and gas exploration in the basin.According to the study of geologic background and reservoir characteristics of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area,this paper comprehensively analyzed the sedimentary facies,sand body distribution,hydrocarbon migration pathway and paths.The result shows that the Chang 9 oil reservoir set in the study area is typical shallow water delta sedimentary system,with Chang 7 organic material as the main oil sources.The excess fluid pressure is the main driving force for oil and gas generated by Chang 7 hydrocarbon source rocks,which migrated to the top structure of Chang 9 reservoir through the pores and fractures and accumulated.The main controlling factors of hydrocarbon accumulation are oil source,channel and pressure difference.

reservoir characteristics；source rocks；sedimentaryfacies；hydrocarbon accumulation；oil and gas transportation；Hongjingzi area

TE121.3

A

1673-8926（2014）02-0081-08

2013-12-20；

2014-01-13

国家“十二五”重大科技专项“鄂尔多斯盆地重点探区碎屑岩沉积体系、储层特征与主控因素”（编号：2011ZX05002-001-001）部分研究成果

吴艳艳（1984-），女，成都理工大学在读硕士研究生，研究方向为沉积岩石学与储层矿物岩石学。地址：（610059）四川省成都市成华区二仙桥东三路1号成都理工大学沉积地质研究院。E-mail：wuyanyan_111@163.com。