天然气地球科学 >

2023 , Vol. 34 >Issue 10: 1752 - 1767

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.005

天然气地质学

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏成藏主控因素及模式

  • 曹晶晶 , 1, 2 ,
  • 刚文哲 , 1, 2 ,
  • 杨尚儒 3 ,
  • 罗安湘 4 ,
  • 张晓磊 4 ,
  • 白杨 1, 2 ,
  • 梁彦伟 1, 2
展开
  • 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）地球科学学院，北京 102249
  • 3. 中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西 西安 710018
  • 4. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018
刚文哲（1965-），男，陕西宝鸡人，教授，博导，主要从事油气地球化学与油气地质研究.E-mail：.

曹晶晶（1995-），女，黑龙江大庆人，博士研究生，主要从事有机地球化学与油气成藏地球化学研究. E-mail：.

收稿日期: 2023-02-17

  修回日期: 2023-04-15

  网络出版日期: 2023-10-08

收起

Main controlling factors and hydrocarbon accumulation model of Chang 8 reservoir in southern Tianhuan Depression， Ordos Basin

  • Jingjing CAO , 1, 2 ,
  • Wenzhe GANG , 1, 2 ,
  • Shangru YANG 3 ,
  • Anxiang LUO 4 ,
  • Xiaolei ZHANG 4 ,
  • Yang BAI 1, 2 ,
  • Yanwei LIANG 1, 2
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. Oil and Gas Technology Research Institute，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China
  • 4. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China

Received date: 2023-02-17

  Revised date: 2023-04-15

  Online published: 2023-10-08

Supported by

The Project of Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company(Ji2021-38)

Fold

摘要

近年来鄂尔多斯盆地天环坳陷南段延长组8段（长8段）油气勘探取得重大突破，是鄂尔多斯盆地油气增储上产的新领域。作为鄂尔多斯盆地边缘的勘探新区，该区长8段油藏在油气来源、天环坳陷构造演化与油气成藏期耦合关系、油气充注过程及成藏主控因素等方面存在争议。综合烃源岩、油源追索、砂体分布、构造演化与油气充注期匹配关系，分析了研究区成藏主控因素，建立了长8段油藏动态成藏模式。研究结果表明：研究区长8段原油可划分为A、B和C 3类，其中以A类原油为主；长8段油藏存在3期油气充注，第I期为侏罗纪末期（约140~150 Ma）、第II期为早白垩世早期（约125~130 Ma）及第III期为早白垩世晚期（约100~110 Ma）；研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切，天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世，构造控制着油气充注期次，天环坳陷的形成改变了油气充注方向，烃源岩控制着油气分布规模，原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。研究对鄂尔多斯盆地西缘下步油气勘探具有重要意义。

关键词： 油源对比; 油气充注期次; 成藏模式; 长8段; 天环坳陷; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

曹晶晶 , 刚文哲 , 杨尚儒 , 罗安湘 , 张晓磊 , 白杨 , 梁彦伟 . 鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏成藏主控因素及模式[J]. 天然气地球科学, 2023 , 34(10) : 1752 -1767 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.005

Abstract

In recent years， major breakthroughs have been made in oil and gas exploration of the eighth member of Yanchang Formation （Chang 8 Member） in southern Tianhuan Depression， Ordos Basin， which is a new field for increasing oil and gas production in the basin. As a new exploration area on the edge of the basin， there is a lack of understanding of the source of oil and gas， the coupling relationship between the structural evolution of Tianhuan Depression and hydrocarbon accumulation period， the process of oil and gas charging and the main controlling factors of hydrocarbon accumulation. Based on the relationship between source rock， oil source correlation， sand body distribution， tectonic evolution and hydrocarbon charging period， the main controlling factors of reservoir formation are analyzed， and the dynamic accumulation model of Chang 8 reservoir is established. The results show that the Chang 8 crude oil in the study area can be divided into A， B and C， in which class A is the main crude oil. There are three stages of hydrocarbon charging in Chang 8 reservoir， the first stage is the end of Jurassic （about 140-150 Ma）， the second stage is the Early Cretaceous （about 125-130 Ma） and the third stage is the late Cretaceous （about 100-110 Ma）. Oil and gas accumulation and adjustment in the study area are closely related to tectonic evolution. Tianhuan Depression was formed in the Late Jurassic to Early Cretaceous， and the structure controlled the period of oil and gas charging. The formation of Tianhuan Depression changed the direction of oil and gas charging， and source rocks controlled the scale of oil and gas distribution. This study is of great significance to next step of oil and gas exploration in the western margin of Ordos Basin.

Key words： Oil-source correlation; Hydrocarbon charging period; Hydrocarbon accumulation model; the eighth member of Yanchang Formation （Chang 8 Member）; Tianhuan Depression; Ordos Basin

0 引言

近年来，鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段是盆地边缘油气勘探取得新突破的重要层位，也是中国石油长庆油田分公司实现油田增储上产的新领域［1-2］。天环坳陷南段属于勘探新区，油气勘探程度低，目前在烃源岩有效性［3］、长8段油藏油气来源［4-5］、成藏期次及成藏主控因素［1，6-14］等方面存在争议。白青林等［4］认为天环坳陷南段不发育有效烃源岩，长8段油藏原油来源于盆地内部的长7段烃源岩，而赵彦德等［5］认为该区存在有效烃源岩，长8段油藏原油来源于原地长7段烃源岩。此外，天环坳陷南段长8段油藏成藏期次尚不明确［6-8］，马立元等［6］认为该区长8段油藏存在连续的一期成藏，而施淳元［7］和吴警等［8］认为该区长8段油藏具有2期成藏。邵晓州等［1］认为长8段原油分布受烃源岩及储层质量、低幅度圈闭大小控制，具有“近源成藏”特征。吴警等［8］认为长8段油藏主要受烃源岩与储层的配置关系控制，具有“上生下储、裂缝与砂体输导、近源成藏”特征。张圆圆等［9］分析了断裂对长8段油气差异分布的影响，认为断裂与砂体匹配共同决定了长8段油藏油气分布规律。由于研究区位于盆地边缘，构造复杂且远离盆地内部的烃源灶，导致在长8段油藏油源追索、构造演化对油气成藏的影响、油气差异充注及成藏规律等方面研究薄弱。因此，本文选取覆盖全区的烃源岩和原油样品，利用有机地球化学和分子地球化学分析结果，明确了烃源岩和原油成因类型。基于油源对比，明确了该区长8段油藏原油来源，进而通过烃源岩及储层特征、天环坳陷构造演化与油气成藏期的耦合关系、油气差异充注及成藏过程等综合研究，明确了鄂尔多斯盆地天环坳陷南段不同地区长8段油藏成藏主控因素，建立了长8段油藏动态成藏模式。

1 区域地质概况

鄂尔多斯盆地是中国第二大含油气盆地，由伊盟隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、晋西挠褶带、伊陕斜坡和渭北隆起等构造单元构成［15］［图1（a）］。研究区位于天环坳陷南段，北至合道、南至平凉、东至孟坝、西至彭阳［图1（b）］。鄂尔多斯盆地三叠系延长组是油气富集的重要地层，以河流相和湖泊相碎屑沉积为主，沉积厚度约为1 000 m［16-17］。延长组根据岩性旋回特征可划分为10个岩性段，自上而下划分为长1段至长10段（图2）。延长组记录了湖盆形成、发展和消亡的全过程［18-20］，其中长10段沉积期为湖盆形成阶段，岩性以细砂岩为主；长9段至长8段沉积期为湖相扩张期，岩性以泥岩和黑色页岩为主；长7段沉积期湖盆水深达到最大，以黑色页岩沉积为特征（0~30 m）［20-23］；长6段沉积期湖盆面积开始缩小，岩性以泥岩、粉砂岩和砂岩为主［24-25］；长4+5段沉积期湖盆发生局部扩张，以砂岩—泥岩互层为特征；长3段至长1段沉积期湖盆再次萎缩，由浅湖相和三角洲相沉积转变为河流相沉积，岩性以砂岩、泥质砂岩和砂质泥岩为主［26-29］（图2）。
图1 鄂尔多斯盆地构造分区、研究区位置与原油平面分布

Fig.1 Tectonic zoning， study area location and oil plane distribution of Ordos Basin

图2 鄂尔多斯盆地地层综合柱状图

Fig.2 Stratigraphic column of Ordos Basin

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏油水分布复杂：孟坝地区长8段油藏含油区分布广泛；演武地区长8段油藏含油区分布范围小，主要集中在北部合53井区；平凉地区长8段油藏主要位于孟53井区［图1（b）］。
孟坝地区长8段发育三角洲前缘水下分流河道和河口坝砂体，以溶蚀孔为主，孔隙度介于6%~12%之间，渗透率介于（0.1~0.6）×10-3 μm2之间；平凉地区和演武地区长8段发育三角洲平原河道砂岩，以粒间孔、溶蚀孔为主，孔隙度大于12%，渗透率主要介于（1~5）×10-3 μm2之间，储层物性较好。

2 实验样品与分析方法

2.1　实验样品

本文研究选取了覆盖研究区的长7段烃源岩、长8段原油和油砂样品，其中烃源岩样品22个，原油样品10个以及油砂样品27个。对所有的烃源岩样品进行了总有机碳（TOC）和岩石热解（Rock-Eval）分析，对8个烃源岩和所有油砂样品进行了可溶有机质的抽提、族组分分离及饱和烃色谱—质谱分析测试，对所有原油样品进行了族组分分离及饱和烃色谱—质谱分析实验。此外还选取了研究区孟坝、演武和平凉地区长8段油砂样品15个，进行流体包裹体观察及均一温度测定。

2.2　总有机碳与岩石热解分析

总有机碳测定使用LECOCS-230碳/硫分析仪，将烃源岩样品粉碎至80目，称取50 mg样品，用盐酸溶液去除样品中的碳酸盐，烘干盛有样品的坩埚，将坩埚放置在自动进样器上进行分析测定。岩石热解分析使用OGE-II油气评价仪，称取20~30 mg样品，分别得到岩石热解参数游离烃S 1（mg/g）、热解烃S 2（mg/g）和最高热解峰温T max（℃）。烃源岩样品的TOC和岩石热解分析实验均在中国石油大学（北京）地球化学实验室完成。

2.3　可溶有机质的抽提、族组分分离和色谱—质谱分析

岩石中可溶有机质的抽提实验中先将烃源岩和油砂样品粉碎至0.15 mm，利用索氏抽提方法，使用二氯甲烷连续抽提72 h，得到烃源岩和油砂中的可溶有机质。用石油醚溶解抽提后的可溶有机质，静止沉淀沥青质，用塞有脱脂棉的短颈漏斗过滤沥青质，以石油醚洗涤至滤液无色，脱脂棉上的沥青质用二氯甲烷洗涤至滤液无色。层析柱底部塞少量脱脂棉，依次加入3 g硅胶和2 g氧化铝，将滤液转入层析柱后，分别依次用石油醚、2∶1（体积比）的二氯甲烷和石油醚混合物、93∶7（体积比）的二氯甲烷和甲醇混合物溶液淋洗出饱和烃、芳香烃和非烃组分。岩石样品的抽提、抽提物和原油的族组分分离实验均在中国石油大学（北京）地球化学实验室完成。
本文研究使用Agilent 7890-5975C气相色谱质谱联用仪进行饱和烃色谱—质谱分析实验，色谱柱采用HP-5MS弹性石英毛细柱（60 m×0.25 mm×0.25 m），初温为50 ℃保持1 min，以20 ℃/min速率升温至120 ℃，以4 ℃/min速率升温至250 ℃， 再以3 ℃/min速率升温至310 ℃，保持30 min，载气流速为1 mL/min。质谱仪离子源电离电压为70 eV，灯丝电流为100 μA。饱和烃色谱—质谱分析实验在中国石油大学（北京）石油与环境化学实验室完成。

2.4　流体包裹体分析

本文研究选取长8段砂岩样品制成薄片用于流体包裹体观察和均一温度测定。流体包裹体测温依据石油天然气行业标准《油田采出水中含油量测定方法分光光度法》（SY/T 3010—2011），在LINKAM THMS600型冷热台上进行，测量精度为±0.1 ℃，流体包裹体鉴定与均一温度测定在核工业北京地质研究院完成。

3 长8段油藏原油类型及油源对比

3.1　原油物性特征

研究区长8段油藏原油物性统计结果表明，原油密度介于0.804 5~0.943 4 g/cm3之间（平均值为0.845 4 g/cm3），原油黏度介于1.8~168.35 mPa·s之间（平均值为9.86 mPa·s），表明长8段原油大多为中黏度—轻质油。孟坝地区原油相对密度主要介于0.804 5~0.885 2之间，平均值为0.840 2；黏度主要介于1.80~26.28 mPa·s之间，平均值为7.05 mPa·s；原油凝固点介于0~28 ℃之间，平均值为18 ℃，孟坝地区长8段油藏原油显示为低密度、低黏度轻质油。演武地区合53井长8段原油相对密度为0.831 9，黏度为5.27 mPa·s，原油凝固点为15 ℃，表现为低密度、低黏度轻质油。平凉地区原油相对密度主要介于0.843 0~0.943 4之间，平均值为0.878 7；黏度主要介于6.76~168.358 mPa·s之间，平均值为28.09 mPa·s；原油凝固点介于-8~29 ℃之间，平均值为16 ℃，平凉地区原油多为低密度、低黏度轻质油，个别样品属于高密度、高黏度原油。

3.2　原油成因类型及特征

常利用m/z=217和m/z=191饱和烃质量色谱图中的甾烷和萜烷类生物标志物进行原油类型划分和油源分析［30-34］。本文研究根据重排藿烷、三环萜烷、规则甾烷、重排甾烷、Ts、Tm、C29Ts等生物标志物特征，将鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段原油划分为3类（A类、B类及C类），不同类型原油的生物标志物特征如图3和图4所示。
图3 研究区不同类型原油和烃源岩饱和烃总离子流色谱

Fig.3 Total ion chromatograms（TIC） of saturated hydrocarbon for different types of crude oil and source rock in the study area

图4 研究区不同类型原油和烃源岩的色谱—质谱

Fig.4 GC-MS diagrams of different types of crude oil and source rock in the study area

A类原油的C27重排甾烷含量低、C27—C29规则甾烷呈“L”型、C29藿烷含量高于C29Ts藿烷和C30重排藿烷、Ts含量略高于Tm，正构烷烃碳数分布为C13—C31，为单峰型（图3，图4），其中C27重排甾烷/C27规则甾烷介于0.15~0.27之间（平均值为0.19），C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）介于0.20~0.39之间（平均值为0.27）（图5）。
图5 研究区不同类型原油和烃源岩C29Ts/（C29藿烷+C29Ts）—C27重排甾烷/C27规则甾烷（a）与Ts/（Ts+Tm）—C27重排甾烷/C27规则甾烷（b）交会图

Fig.5 Cross diagrams of C29Ts/（C29 hopane +C29Ts）-C27 rearranged steranes /C27 regular steranes （a） and Ts/（Ts+Tm）-C27 rearranged steranes /C27 regular steranes（b） of different types of crude oil and source rock in the study area

B类原油的C27重排甾烷含量高、C27—C29规则甾烷呈“L”型、C29Ts藿烷含量高于C29藿烷和C30重排藿烷、Ts含量高于Tm，正构烷烃为单峰型（图3，图4），其中C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.48~0.93之间（平均值为0.76），C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.49~0.58之间（平均值为0.53）（图5）。
C类原油的C27重排甾烷含量较低、C27—C29规则甾烷呈“L”型、C29藿烷含量较C29Ts藿烷和C30重排藿烷最高、Ts含量高于Tm，正构烷烃呈单峰型特征（图3，图4），其中C27重排甾烷/C27规则甾烷值介于0.31~0.47之间（平均值为0.37），C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）值介于0.34~0.48之间（平均值为0.39）（图5）。A类原油为研究区最主要的原油类型，主要分布在孟坝地区、演武地区和平凉地区北部，B类原油主要分布在平凉地区南部演80井区，C类原油主要分布在平凉地区演98井区和镇156井区。

3.3　油源分析

研究区长8段油藏原油、孟坝地区和平凉地区长73亚段黑色页岩及盆地内部长73亚段黑色页岩生物标志物指纹对比结果表明，研究区长8段油藏A类原油与盆地内部和孟坝地区长73亚段黑色页岩具有明显的亲缘关系，B类原油与平凉地区长73亚段黑色页岩特征相似，C类原油特征介于A类和B类原油之间（图4）。此外，研究区长8段原油和烃源岩的C29Ts/（C29藿烷+C29Ts）与C27重排甾烷/C27规则甾烷、Ts/（Ts+Tm）与C27重排甾烷/C27规则甾烷交会图均表明，A类原油样品与孟坝地区长73亚段黑色页岩样品分布区域重合，B类原油与平凉地区长73亚段黑色页岩样品所在区域重叠，C类原油样品分布介于A类和B类原油之间（表1，图5）。
表1 研究区烃源岩、原油及含油砂岩饱和烃生物标志物参数

Table 1 Parameters of biomarker of saturated hydracarbon of source rock, crude oil and oil-bearing sandstone in the study area

井号 层位

深度

/m

样品

类型

C27重排/C27

规则甾烷

αααC2920S

/（20S+20R）甾烷

 C29ββ/（ββ+αα）甾烷 C29Ts/（C29Ts+C29降藿烷）

C30重排藿烷

/C30藿烷

 Ga/（Ga+C30H） Ts/（Ts+Tm）
合53 长81 2 495.0 原油 0.20 0.41 0.57 0.32 0.22 0.08 0.77
孟20 长81 2 400.0 原油 0.24 0.42 0.55 0.31 0.13 0.06 0.67
孟22 长81 2 375.0 原油 0.22 0.43 0.56 0.28 0.14 0.06 0.65
孟52 长81 2 345.0 原油 0.18 0.43 0.56 0.25 0.14 0.06 0.63
孟65 长82 2 266.0 原油 0.19 0.43 0.56 0.25 0.13 0.06 0.65
孟65 长82 2 298.0 原油 0.19 0.43 0.56 0.24 0.12 0.06 0.63
孟84 长81 2 420.0 原油 0.19 0.44 0.55 0.24 0.10 0.06 0.52
孟105 长81 2 410.0 原油 0.20 0.45 0.56 0.30 0.13 0.07 0.62
彭291-55 长81 2 420.0 原油 0.18 0.43 0.56 0.26 0.16 0.06 0.67
彭401-67 长81 2 425.0 原油 0.27 0.41 0.56 0.32 0.13 0.06 0.67
合29 长81 2 599.5 含油砂岩 0.21 0.42 0.58 0.36 0.23 0.08 0.76
孟44 长82 2 647.4 含油砂岩 0.18 0.42 0.57 0.35 0.24 0.07 0.77
孟49 长81 2 332.4 含油砂岩 0.19 0.43 0.57 0.23 0.10 0.06 0.60
孟53 长81 2 459.1 含油砂岩 0.17 0.42 0.56 0.27 0.15 0.07 0.67
孟53 长82 2 499.2 含油砂岩 0.20 0.42 0.57 0.25 0.13 0.06 0.64
孟88 长82 2 524.7 含油砂岩 0.16 0.40 0.55 0.27 0.15 0.07 0.72
木77 长81 2 472.2 含油砂岩 0.15 0.43 0.57 0.31 0.01 0.07 0.69
武1 长81 2 451.2 含油砂岩 0.18 0.43 0.56 0.25 0.13 0.06 0.65
武1 长82 2 478.8 含油砂岩 0.16 0.42 0.55 0.23 0.11 0.06 0.61
演169 长82 2 418.1 含油砂岩 0.18 0.45 0.56 0.24 0.09 0.06 0.53
演228 长81 2 440.2 含油砂岩 0.20 0.44 0.55 0.27 0.14 0.07 0.66
演228 长82 2 465.7 含油砂岩 0.17 0.43 0.56 0.23 0.12 0.06 0.61
演71 长81 2 394.5 含油砂岩 0.19 0.43 0.56 0.23 0.10 0.06 0.61
镇132 长81 2 449.9 含油砂岩 0.22 0.43 0.57 0.28 0.14 0.07 0.61
镇265 长81 2 336.0 含油砂岩 0.15 0.43 0.57 0.21 0.11 0.06 0.55
镇421 长81 2 352.2 含油砂岩 0.16 0.43 0.57 0.26 0.16 0.07 0.68
镇434 长81 2 401.1 含油砂岩 0.15 0.44 0.58 0.26 0.14 0.07 0.66
镇535 长81 2 558.9 含油砂岩 0.24 0.40 0.59 0.39 0.21 0.08 0.77
镇535 长81 2 591.8 含油砂岩 0.23 0.44 0.58 0.30 0.16 0.07 0.68
镇545 长81 2 405.6 含油砂岩 0.17 0.43 0.57 0.20 0.08 0.06 0.54
孟34 长81 2 534.7 含油砂岩 0.48 0.46 0.63 0.49 0.21 0.09 0.79
演48 长81 2 347.3 含油砂岩 0.87 0.49 0.60 0.52 0.25 0.10 0.75
演80 长81 2 308.6 含油砂岩 0.93 0.49 0.64 0.58 0.41 0.13 0.79
演98 长81 2 357.7 含油砂岩 0.33 0.46 0.56 0.38 0.18 0.08 0.68
演98 长82 2 395.3 含油砂岩 0.31 0.45 0.56 0.34 0.15 0.07 0.65
镇156 长81 2 513.5 含油砂岩 0.47 0.43 0.62 0.38 0.13 0.08 0.71
镇282 长81 2 336.0 含油砂岩 0.39 0.41 0.61 0.48 0.24 0.09 0.80
木77 长73 2 457.9 烃源岩 0.12 0.42 0.54 0.36 0.22 0.07 0.71
镇421 长73 2 339.7 烃源岩 0.11 0.42 0.55 0.38 0.21 0.08 0.71
镇545 长73 2 369.1 烃源岩 0.23 0.39 0.57 0.44 0.25 0.09 0.73
演169 长73 2 362.9 烃源岩 0.54 0.46 0.57 0.53 0.01 0.09 0.78
演48 长73 2 339.5 烃源岩 0.33 0.47 0.50 0.45 0.17 0.07 0.69
镇156 长73 2 504.5 烃源岩 0.59 0.45 0.59 0.57 0.31 0.11 0.80
镇265 长73 2 292.9 烃源岩 0.49 0.40 0.60 0.61 0.33 0.10 0.87
镇282 长73 2 309.7 烃源岩 0.25 0.43 0.58 0.52 0.29 0.09 0.77
油源对比结果表明，A类原油主要来源于盆地内部和孟坝地区原地长73亚段黑色页岩；B类原油主要来源于平凉地区原地长73亚段黑色页岩；C类原油由A类和B类原油混合而成，为混源油（图4，图5），也表明天环坳陷南段孟坝地区和平凉地区原地长73亚段黑色页岩可以作为有效烃源岩，对研究区长8段油藏具有一定的油源贡献。

4 长8段油藏成藏主控因素分析

4.1　烃源岩及源控特征

利用烃源岩总有机碳含量、岩石热解参数等可以评价烃源岩有机质丰度［35-38］。研究区孟坝地区长73亚段黑色页岩的TOC含量和S 1+S 2含量分别为2.25%~16.09%（平均值为7.96%）和3.90~85.73 mg/g（平均值为39.31 mg/g）；平凉地区长73亚段黑色页岩的TOC含量和S 1+S 2含量分别为1.78%~7.69%（平均值为4.40%）和1.09~60.38 mg/g（平均值为26.94 mg/g），结果表明研究区平凉地区和孟坝地区长73亚段黑色页岩均为好烃源岩，并且孟坝地区烃源岩有机质丰度优于平凉地区。烃源岩干酪根的δ13C值能反映干酪根类型与生源构成，低等水生生物来源的I型干酪根的δ13C值一般低于-28‰［38］。研究区孟坝地区和平凉地区烃源岩干酪根δ13C值分别为-29.2‰~-30.0‰（平均值为-29.7‰）和-29.7‰~-30.7‰（平均值为-30.1‰），均为I型干酪根，此外平凉地区和孟坝地区长73亚段黑色页岩规则甾烷分布均呈“L”型，即以C27规则甾烷为主，表明其生烃母质以低等水生生物为主（图4）。镜质体反射率R O和岩石热解最高峰温T max是评价烃源岩有机质成熟度的重要指标，研究区12块烃源岩镜质体反射率结果表明，R O值介于0.54%~0.96%之间（平均值为0.75%），T max值介于438~450 ℃之间（平均值为446℃），总体处于成熟阶段，且以生油为主。此外，平凉地区长73亚段黑色页岩的C27重排甾烷/C27规则甾烷、αααC2920S/（20S+20R）甾烷及C29ββ/（ββ+αα）甾烷值均小于孟坝地区长73亚段黑色页岩，显示平凉地区烃源岩有机质成熟度高于孟坝地区。
鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长73亚段黑色页岩厚度分布如图6（a）所示，研究区长73亚段黑色页岩主要分布在孟坝地区，最大厚度大于25 m。平凉地区也发育长73亚段黑色页岩，厚度介于0~15 m之间，并且黑色页岩厚度向西逐渐减薄，演武地区不发育长73亚段黑色页岩［图6（a）］。孟坝地区长73亚段厚层黑色页岩发育区的长8段原油类型均为A类，原油类型主要受烃源岩控制；演武地区长8段原油类型均为A类，然而演武地区原地不发育黑色页岩，表明其属于远源成因；平凉地区长8段原油类型以A类为主，其次为B类，存在少量C类原油，A类原油为远源成因，B类原油为原地成因，C类原油为A类和B类原油的混源油（图5）。
图6 有效烃源岩厚度与长8段原油类型叠合图（a）及长8段砂体厚度与含油区叠合图（b）

Fig.6 Effective source rock thickness superimposed with Chang 8 member oil type（a） and sand body thickness superimposed with oil bearing area of Chang 8 Member（b）

4.2　砂体特征

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段油藏含油区主要位于孟坝地区长8段砂体厚的区域，孟坝地区存在多期河口坝砂体垂向加积，各期间夹层不发育、砂体厚、连通性好、含油率高。演武地区和平凉地区已发现的长8段油藏均位于长8段厚层砂体发育的区域，长8段砂体连通性越好越有利于油气聚集成藏［图6（b）］。此外，孟坝地区长7段厚层黑色页岩和长8段厚层砂体叠置有利于长8段油藏的形成，表明长8段砂体与长7段有效烃源岩的分布共同控制着长8段油藏分布（图6）。

4.3　流体包裹体与油气成藏期特征

通过测定与烃类包裹体共生的盐水包裹体的均一温度，将其与盆地模拟结果结合，综合确定研究区长8段油藏油气成藏期次［39-40］。研究区流体包裹体均一温度介于60~135 ℃之间，包括65~80 ℃、85~100 ℃和115~130 ℃共3个峰值区间，表明研究区长8段油藏存在3期油气充注［图7（a）］，并且研究区孟坝地区、演武地区和平凉地区长8段含油砂岩流体包裹体均一温度分布存在差异［图7（b）—图7（d）］。平凉地区流体包裹体均一温度区间主要为85~105 ℃和115~130 ℃，以第II期和第III期油气充注为主［图7（b）］；演武地区流体包裹体均一温度区间主要为75~80 ℃、85~105 ℃和105~125 ℃，以第II期油气充注为主，存在第I期和第III期油气充注［图7（c）］；孟坝地区流体包裹体均一温度区间主要为65~80 ℃和115~130 ℃，以第I期和第III期油气充注为主［图7（d）］。
图7 研究区储层油气包裹体均一化温度分布

Fig.7 Homogenization temperature distribution of oil and gas inclusions in the study area

研究区长8段油藏流体包裹体观察表明，3期油气充注的流体包裹体特征存在差异（图8）。第I期油气充注时，长8段砂岩粒间孔隙饱含油气，油气包裹体发育于砂岩成岩晚期，丰度很高，显示浅黄绿色荧光［图8（a）］；第II期油气充注时，长8段砂岩流体包裹体主要在成岩晚期次生微裂隙中呈带状分布，显示浅黄色荧光［图8（b）］；第III期油气充注时，长8段砂岩流体包裹体主要沿石英、长石矿物中成岩晚期次生微裂隙呈带状分布，普遍显示较强的蓝色荧光［图8（c）］。鄂尔多斯盆地天环坳陷南段演武地区镇434井油气成藏事件图显示，长7段黑色页岩在晚侏罗世—早白垩世早期进入生烃门限；早白垩世末期达到成熟阶段，进入生烃高峰期。结合流体包裹体均一温度频率分布直方图特征，表明研究区长8段油藏第I期油气成藏期为侏罗纪末期（约140~150 Ma）；第II期油气成藏期为早白垩世早期（约125~130 Ma）；第III期油气成藏期为早白垩世晚期（约100~110 Ma）（图9）。
图8 研究区长8段油藏3期油气充注典型流体包裹体显微照片

Fig.8 Micrograph of typical fluid inclusion of three stages oil and gas charging Chang 8 member in the study area

图9 演武地区镇434井长8段油藏油气成藏事件

Fig.9 Hydrocarbon accumulation event of Chang 8 member of Well Zhen434 in Yanwu area

4.4　天环坳陷构造演化特征

鄂尔多斯盆地天环坳陷南段位于构造活动复杂区，研究区长8段油气成藏和后期调整与天环坳陷构造演化关系密切。本文选取研究区由北至南的4条地震测线（H115877、H145831、H115773和H13FZ5693Z1）［图1（b）］，分析主要地质历史时刻（TT7、TJ9、TK和TKz等）的构造演化特征，确定天环坳陷构造演化与油气成藏期的耦合关系（图10）。
图10 研究区典型地震剖面构造演化

Fig.10 Tectonic evolution of typical seismic profiles in the study area

研究区北部地震测线H115877和南部地震测线H13FZ5693Z1构造演化剖面显示，三叠纪末期，地层“西高东低”；侏罗纪末期，2条测线均显示研究区南部和北部天环坳陷轴部已经形成，地层“西低东高”；早白垩世至现今，构造演化形态具有继承性，地层仍“西低东高”，天环坳陷轴部逐渐向东部迁移（图10）。侏罗纪末期为研究区长8段油藏第I期油气成藏期，研究区原地烃源岩尚未成熟，不具有生烃贡献，而盆地内部烃源岩成熟［1，39-42］，地层发生“跷跷板”式转换，地层由“西高东低”转化为“西低东高”，因此，研究区南部和北部不存在盆地内部成熟烃源岩生成的油气向研究区运移的条件。
研究区中部地震测线H145831和H115773构造演化剖面显示，三叠纪末期和侏罗纪末期，研究区中部地层均呈现“西高东低”，此处天环坳陷轴部尚未形成，表明侏罗纪末期盆地内部成熟烃源岩生成的油气可以通过研究区中部向盆地西缘运移，形成第I期油气成藏。早白垩世至今，地层“西低东高”，天环坳陷轴部形成并且逐渐向东部迁移，盆地内部油气无法向研究区运移（图10）。

5 长8段油藏动态成藏模式

本文研究综合烃源岩及油源对比、砂体特征、天环坳陷构造演化与油气成藏期的耦合关系、油气差异充注等方面的研究，明确了孟坝地区、演武地区和平凉地区长8段油藏成藏特征，建立了长8段油藏动态成藏模式（图11）。
图11 天环坳陷南段长8段油藏动态成藏模式

Fig.11 Dynamic hydrocarbon accumulation model of Chang 8 reservoir in the southern Tianhuan Depression

5.1　孟坝地区长8段原油成藏特征

侏罗纪末期孟坝地区原地长73亚段黑色页岩尚未成熟，不具有生烃贡献，第I期油气充注只能来源于盆地内部的长73亚段黑色页岩，表现为A类原油。早白垩世无第II期油气充注，地层“西低东高”，盆地内部的长73亚段黑色页岩生成的油气无法运移至研究区，孟坝地区原地长73亚段黑色页岩尚未达到生烃高峰，盆地内部和研究区原地烃源岩均不具有生烃贡献。早白垩世晚期，孟坝地区原地长73亚段黑色页岩达到生油高峰，第III期油气来源于孟坝地区原地长73亚段黑色页岩，A类原油主要在孟坝地区南部构造高部位成藏（图11）。

5.2　演武地区长8段原油成藏特征

演武地区不发育原地烃源岩，孟坝地区原地发育烃源岩但未成熟，因此演武地区侏罗纪末期第I期油气只能来源于盆地内部。早白垩世，地层“西低东高”，盆地内部的长73亚段黑色页岩生成的油气不具有运移至研究区的条件，演武地区长8段油藏第II期和第III期油气充注均为第I期充注油气的再调整，原油类型为A类原油（图11）。

5.3　平凉地区长8段原油成藏特征

平凉地区长8段油藏流体包裹体均一温度结果表明，孟53井区存在少量侏罗纪末期第I期油气充注，来源于盆地内部长73亚段黑色页岩。早白垩世第II期油气充注为第I期油气的再调整。早白垩世末期，当第III期油气充注时，平凉地区原地长73亚段黑色页岩达到生油高峰，第III期油气来源于平凉地区原地长73亚段黑色页岩。平凉地区原地长73亚段黑色页岩生成的B类原油沿着演80井至演98井向孟53井区运移，与演98井区早期聚集的A类原油混合形成C类混源油（图11）。

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地天环坳陷南段长8段原油可划分为A、B和C 3类，其中以A类原油为主。油源对比结果表明，A类原油来源于盆地内部和孟坝地区原地长73亚段黑色页岩，B类原油来源于平凉地区原地长73亚段黑色页岩，C类原油为A类和B类原油的混源油。
（2）长8砂岩储层流体包裹体均一温度存在65~80 ℃、85~100 ℃和115~130℃共3个峰值，存在3期油气充注。第I期流体包裹体显示浅黄绿色荧光、第II期流体包裹体显示浅黄色荧光、第III期流体包裹体显示较强的浅蓝色、蓝色荧光。盆地模拟和流体包裹体均一温度结果表明，长8油藏第I期油气充注为侏罗纪末期（约140~150 Ma）、第II期油气充注为早白垩世早期（约125~130 Ma）、第III期油气充注为早白垩世晚期（约100~110 Ma）。
（3）研究区油气成藏及调整与构造演化关系密切，天环坳陷形成于侏罗纪末期—早白垩世，构造控制着油气充注期次，天环坳陷的形成改变了油气充注方向，烃源岩控制着油气分布规模，原地烃源岩的接续供烃弥补了油气充注不足。

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