鄂爾多斯盆地靖邊地區中山澗井區延9油藏成藏控制因素分析

雷 迅，武富禮，羅 星 王 凱，王立龍

（西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安7 1 0 0 6

鄂爾多斯盆地是我國第二大沉積盆地，具有烴源巖發育、生儲蓋組合配套、勘探領域廣、油氣資源豐富的特點［1］。靖邊地區中山澗井區在鄂爾多斯盆地中北部，位于鄂爾多斯盆地一級構造單元——陜北斜坡上，是總體上呈東高西低、坡降平緩的大型單斜，平均坡降6～8 m／k m。該區由差異壓實作用發育著成排分布的走向北東－南西向或東西向的鼻狀構造，并在西北部形成一局部隆起，對油氣聚集和油氣產能有重要影響［2］。下面，筆者對鄂爾多斯盆地靖邊地區中山澗井區延9油藏成藏控制因素進行分析。

1 成藏條件

1.1 烴源巖

該研究區暗色泥巖平均厚約67.72 m，其中連續性最好、最優質的是張家灘黑頁巖，該套生油巖厚2.0～7.7 m，平均厚4.42 m，具有良好的油源條件。

1.2 儲集層

該研究區延9油層組三角洲平原分流河道砂體沉積，平面上呈條帶狀自北西向南東向發育4條主要的河道。該研究區延9儲層的巖石學特征如下：砂巖類型主要為次巖屑長石砂巖，石英含量變化較大，占碎屑總量的32.0%～66.0%，平均51.38%；其次為長石，含量12.0%～31.0%，平均22.75%；再次為巖屑，含量7.5%～26.5%，平均13.05%。巖屑主要是變質巖巖屑，其次含有少量火成巖巖屑。

該研究區延9油層組儲層孔隙度最小值為11.0%，最大值為22.4%，平均值為17.4%；滲透率 為 （2.13～2961.83）×10－3μm2，平 均 為291.68×10－3μm2。孔隙度與滲透率之間具有較好的相關性 （見圖1）。

圖1 延9油藏孔隙度和滲透率相關關系圖

1.3 運移條件

研究表明［3］，鄂爾多斯盆地侏羅系油藏成藏的一個重要因素是生成的油氣必須經過長距離的運移到達圈閉后才能很好地成藏，其中侏羅紀古地貌發育的古河道對長1地層的切割又顯得尤為重要，由于該研究區西南距蒙陜古河較近，且蒙陜古河還發育有小型的次一級古河通過研究區西南部，這為油氣的運移提供了良好的條件 （見圖2）。

圖2 鄂爾多斯盆地南部前侏羅紀古地貌圖

1.4 蓋層與遮擋條件

蓋層條件對油氣藏的形成起著至關重要的作用，尤其是區域蓋層的作用更為重要。蓋層的形成在時間上與水進期或沉積物供應減少期相對應，在空間上與沉積中心密切相關。研究表明，區域性穩定分布的優質蓋層是沉積盆地形成大、中型油氣田的必備條件之一［4］。由于該研究區延9油層組頂部及延8～延6油層組逐漸沼澤平原化，其發育的沉積物以河漫灘相厚層泥巖及煤層為主，從而為延9油藏提供了良好的蓋層條件。

1.5 圈閉類型

該研究區為一構造簡單的西傾單斜，缺乏背斜及斷層等大的構造圈閉。精細構造研究發現，該研究區延安組發育的低幅度鼻狀隆起構造，對油藏的形成與富集具有重要的控制作用，這種低幅度的構造與巖性配合后可以形成構造－巖性復合圈閉。

2 成藏控制因素

2.1 沉積環境對油氣聚集的控制作用

沉積環境對油氣聚集的控制作用的實質是沉積相對砂體類型及其孔滲性特征的控制，因為不同沉積相沉積的環境不同，其水動力條件有所不同，演化特征也有差異，因而所發育的砂體在物質成分、粒度、分選性、雜基含量及砂體的組合類型等方面各具特色，時空展布規律亦不盡相同，結果導致不同沉積微相的砂體有不同的物性特征和分布規律，形成沉積相對儲層的控制作用，也控制了油氣的聚集和分布［5］。

不同沉積體系形成時水動力條件強弱的差異，導致不同沉積體系沉積巖石粒度、雜基含量、顆粒的分選和磨圓等巖石成分成熟度和結構成熟度的差異，并對巖石在后期抗壓實能力及膠結作用強弱等成巖變化方面的產生不同程度的影響，最終表現為不同沉積體系巖石物性條件的不同。研究發現，即使是在同一沉積體系中，不同沉積微相沉積的砂巖儲集層的孔隙度、滲透率變化也會出現變化［6］。該研究區延9油層組河道相發育的砂體孔隙度、滲透率在區域范圍內均最高 （見圖3），且沿主河道方向和切河道方向孔隙度、滲透率變化明顯，河道側翼和河漫灘相物性依次變差。目前在研究區延9油藏發現的高滲儲集體分布區主要為河道砂壩砂體，其儲層物性好，與其沉積環境水動力條件較強、粒度較粗、分選好－較好和雜基含量低密切相關，而側翼及河漫灘等微相由于水動力強度弱、粒度變細、分選性變差和雜基增多，因此其物性變差。

圖3 中山澗區延9油層組砂厚與孔隙度、滲透率疊合圖

2.2 差異壓實成因的鼻隆構造對油氣富集的控制作用

圖4 中山澗井區延9油層組構造與油藏疊合圖

在三疊系古地貌基礎上衍生而來的差異壓實作用形成的小幅度鼻隆是形成延9油層的最主要的因素。首先，延長組侵蝕面的地貌形態是延安組的構造基礎。這些構造的本質是三疊系古地貌背景、富縣組、延10油層組和延9油層組下部以 “印模”關系堆積后形成壓實背斜、鼻隆和群隆，在古河谷部位為鼻隆間的凹槽，在坡咀、溝間梁和殘丘高地上則為鼻隆和群隆。其次，前侏羅系的古地貌正地形與延9油層組頂面構造具有很好的繼承性，但鼻隆構造的圈閉范圍和閉合高度由下而上逐漸減少。延9油層組鼻隆的凹／隆與三疊系侵蝕高地周邊溝梁相間的地形走向一致且相間分布。上述鼻隆構造使得油氣自下而上垂向運移于壓實構造帶中，在合適的蓋層與遮擋條件下，比其他圈閉優先捕捉油氣，成為油氣運移的有利指向和油氣富集的良好圈閉條件。目前，所有已發現的侏羅系延9油藏均分布在上述局部構造的高點部位 （見圖4）。

2.3 砂層頂面構造控制著油水分布

該研究區是傾角不大的單斜構造，油水分異不徹底，絕大多數井都是油水同層，部分井完全產水，個別井產純油，產生上述現象的原因在于砂巖頂面高度的不同。結合砂巖頂面高度對試油成果進行分析后發現，在同一砂巖體中，砂巖頂面高的井產油氣，砂巖頂面低的井產水，相對高差越大，油水分異越顯著。因此，砂巖頂面高程對油水分布的控制，實質上是巖性遮擋，同時其又在一定程度上反映了構造因素。

3 結 論

1）富含有機質的烴源巖為該研究區延9油藏油氣的生成提供了物質保障。

2）侏羅系古地貌為該研究區延9油藏油氣的長距離運移提供了良好的條件，廣泛發育的泛濫平原相、沼澤相泥巖為該區油氣成藏提供了良好的蓋層條件。

3）差異壓實成因的鼻隆構造是該研究區延9油藏油氣富集的重要因素，因而今后勘探重點應放在古高地與分流河道的疊合區域。

［1］史德鋒，曠理雄，黃文俊，等 .陜北綏靖油田延安組延9油組油氣成藏控制因素 ［J］.石油地質與工程，2011，25（4）：4－6.

［2］長慶油田石油地質志編寫組 .中國石油地質志 （卷十二）：長慶油田 ［M］.北京：石油工業出版社，1992.

［3］郭正權 .鄂爾多斯盆地南部前侏羅紀古地貌對延安組下部油藏的控制作用 ［J］.古地理學報，2008，10（1）：63－71.

［4］柳廣第，高先志，張厚福 .石油地質學 ［M］.北京：石油工業出版社，2009：63－70.

［5］唐民安 .鄂爾多斯盆地涇川地區中生界油氣富集受控因素及勘探方向 ［J］.河南石油，2000（4）：4－6.

［6］宋廣壽，楊技，張治國，等 .城華地區延安組延8～延10儲層巖石學特征 ［J］.西安石油學院學報 （自然科學版），2000，15（3）：1－10.