鄂爾多斯盆地J縣西南部地區延9、延10油層組成藏控制因素研究

2017-10-14 02:03:46路向偉楊博程瀟逸成健賈銀花李娜何汶鍶王冬冬

長江大學學報(自科版) 2017年19期

路向偉，楊博，程瀟逸，成健賈銀花，李娜，何汶鍶王冬冬

(中石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710022) (北京華油明信能源技術有限責任公司，北京 102200)

路向偉，楊博，程瀟逸，成健賈銀花，李娜，何汶鍶王冬冬

(中石油長慶油田分公司第六采油廠，陜西西安 710022) (北京華油明信能源技術有限責任公司，北京 102200)

通過對J縣西南部地區延安組延9、延10油層組油氣成藏條件分析認為，區內具長7油層組為優質的供烴源巖；延9、延10油層組砂體整體上呈南北向展布，為中孔低-中滲儲層；延8、延7油層組泥巖為蓋層的生儲蓋組合。J縣西南部地區延安組油氣富集的主控因素為前侏羅紀古地貌，其控制了油藏頂面構造、儲層沉積相及砂體展布、油氣運移方向和富集區。

成藏條件；優質烴源巖；河道砂體；生儲蓋；主控因素

J縣西南部地區構造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中部，延安組平行不整合于富縣組之上，地層分布廣泛，但厚度變化較大，為一套河流相為主的含油含煤沉積[1～3]。

近年來，J縣西南部地區已發現延9油層組油藏，但油氣勘探發現少，試油成功率低。通過研究認為，該區延9、延10油層組具有較大的勘探潛力，有必要對其成藏的主要控制因素進行深入剖析。

1 地質特征

鄂爾多斯盆地在晚三疊世末期經歷了印支運動整體抬升，并使得地層長期遭受風化剝蝕，在上述構造背景下沉積了侏羅系富縣組和延安組。前侏羅紀的古地貌控制了富縣組和延安組沉積特征和構造形態。

J縣西南部地區延安組具有充填沉積的特征，延10油層組為早期受古地貌限制的河谷填平補齊沉積，后期轉為泛濫平原，再到沼澤相沉積；延9油層組沉積時期，盆地開始下沉，在延10油層組沉積期末泛濫平原的基礎上，逐漸形成了曲流河沉積，沉積了一套中、細砂巖與泥巖及煤層的交互層。延10、延9油層組的砂泥巖地層形成了油氣成藏的有利儲蓋組合。同時，延安組構造特征表現為坡度平緩的西傾單斜，由于差異壓實作用發育多排局部鼻狀構造，有利于油氣的聚集成藏。

2 油氣成藏條件

2.1烴源巖

通過分析鉆探和烴源巖資料表明，J縣西南部地區長7油層組“張家灘”油頁巖為區內油氣成藏的優質烴源巖。

J縣西南部地區長7油層組沉積時期，在湖侵、缺氧和有機質豐富的背景下形成了暗色泥巖、頁巖、油頁巖等，電性上表現為“高自然伽馬、高電阻率、高聲波時差、低自然電位”特征。區內地層一般厚度在30～50m之間，其中“張家灘”油頁巖分布穩定，厚度5m左右，且向西南部厚度增大。

J縣西南地區長7油層組烴源巖有機質豐度高，總有機碳質量分數(w(TOC))為0.73%～15.30%，平均3.9%；氯仿瀝青(w(“A”))為0.0684%～1.4448%，平均0.4068%；生烴潛量(w(S1+S2))為2.30～46.05mg/g(表1)，屬中等到很好的生油巖。有機質類型主要以Ⅰ和Ⅱ1型為主，少量為Ⅱ2和Ⅲ型。成熟度方面，長7 油層組烴源巖的 5 個樣品中，2個樣品的鏡質體反射率(Ro)處于 0.7%～1.3%之間，3個樣品Ro分布于 0.5%～0.7%，上述樣品的有機質演化總體屬于低成熟-成熟階段[4，5]。綜合認為，該區長7油層組烴源巖具有較強生烴能力。

表1 研究區烴源巖有機質豐度綜合特征表

圖1 J縣西南部地區延9、延10油層組砂巖孔隙度-滲透率關系圖

2.2儲層

J縣西南部地區延9、延10油層組的砂體發育特征受沉積相控制，根據巖心觀察、粒度分析和巖電特征，分析剖面相和平面相展布認為,延9油層組砂體主要為曲流河河道砂，延10油層組砂體為辮狀河河道砂。延9、延10油層組為北西和北東向的河道交匯，砂體整體上具有由北向南延伸的展布特征。

砂體儲集條件受砂巖物性影響。從延9、延10油層組的砂巖孔隙度-滲透率散點圖(圖1)上看，延9油層組砂巖儲層孔隙度主要分布在8.8%～21.6%，平均14.99%，滲透率主要集中在0.44～988.92mD, 平均147.83mD；延10油層組砂巖儲層孔隙度分布在2.8%～21.4%，平均16.21%，滲透率主要集中在0.07～1503.2mD, 平均101.70mD。反映砂巖為中低孔-中滲儲層。

2.3生、儲、蓋組合

J縣西南部地區的油來自長7油層組的優質烴源巖。長7油層組沉積時期，湖盆水深加大，范圍迅速擴張，沉積了一套有機質豐富的暗色泥巖地層，且泥巖質純，有機質豐度高，含藻類及介形蟲化石，干酪根類型以腐泥型、腐殖腐泥型為主，為延安組成藏提供了充足的油源。

延9油層組主要砂體類型為曲流河相的邊灘砂體，延10油層組主要砂體類型為辮狀河相的心灘砂體。延安組下切的延10油層組砂體發育，物性條件好，有效地溝通延長組的油氣，有利于油氣的垂向運移。同時，延9油層組頂及其上部地層砂巖不發育，總體以泥巖為主，可作為油藏的蓋層，阻止了油氣繼續向上運移，在延9油層組中聚集成藏。生、儲、蓋組合具有良好的空間配置關系。

3 油氣成藏控制因素

影響J縣西南部地區延安組油氣富集的主控因素為前侏羅系古地貌。古地貌控制油藏頂面構造、儲層沉積相及砂體展布、油氣運移方向和富集區。

1)古地貌控制油藏的頂面構造三疊紀末期，J縣西南部地區構造地勢是由于受河流侵蝕沖刷作用形成的，延長組頂部地層的構造低點往往是古地貌的侵蝕溝谷區，由于侵蝕程度的不同，其構造高點經常成為侵蝕斜坡及侵蝕高地。延10油層組的沉積厚度受到古地貌的控制，地層具有充填補齊沉積的特征，由于差異壓實作用，沉積厚的地區壓實作用大，因而延10油層組頂面構造在總體西傾的構造背景下，存在局部的構造隆起高帶(圖2)。

圖2 J縣西南部地區延9、延10油層組頂面構造圖

延9油層組頂面構造相對延10油層組簡單，但由于在三疊系古地貌基礎上，存在差異壓實作用形成的小幅度鼻隆，因而發育局部鼻隆構造，且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，但由下而上鼻隆構造的圈閉范圍和閉合高度都逐漸減少。延9油層組構造的高低與受到侵蝕的三疊系溝梁相間分布，地形走向一致。在合適的蓋層與遮擋條件下，該種受溝梁控制的鼻隆構造比其他圈閉優先捕捉自下而上垂向運移的油氣，因而，受古地貌控制的鼻隆構造是油氣運移的有利指向區，具備油氣富集的良好圈閉條件。

2)古地貌控制油藏的儲層沉積相前侏羅系古地貌形態不但控制了延安組下部地層的構造，而且控制了延安組早期的沉積作用，形成了不同的砂體展布特征。J縣西南部地區延10油層組沉積期主要發育辮狀河沉積，受晉陜古河道的控制。延10油層組河床滯留亞相發育，主要發育心灘、主河道和河漫灘等沉積微相(圖3)，具備巨大的沉積空間，主要沉積了大型板狀、塊狀中-粗砂巖，是有利的儲層。

古地貌形態對延9油層組沉積砂體的分布也有一定的控制作用。經過延10油層組和富縣組的填平補齊作用之后，延9油層組主要發育曲流河沉積，主河道、河道側翼和河漫灘沉積等沉積微相類型較為常見?？傮w上，分流河道位于古地貌地勢較低的部位，砂體較厚，古高地處多為分流間洼地，砂體較薄。

3)古地貌控制油藏的油氣運移 J縣西南部地區油氣運移的方向主要以垂向運移為主，受古地貌控制。首先，印支運動使延長組頂部抬升，并遭受風化剝蝕，與侏羅系延安組形成不整合接觸，不整合面是油氣運移的主要通道，有利于油氣的側向或垂向運移；其次，區內古地貌高部位的富縣組與延10油層組厚度小于60m，油氣運移距離減少，有利于油氣向延9油層組運移；第三，由于侵蝕溝谷下切作用，使得延安組與長7油層組烴源巖接近，并且侵蝕溝谷區延10油層組與富縣組沉積的以大型板狀、塊狀中-粗砂巖為主的河道砂體具備有利的油氣輸導條件，為延9油層組油氣藏運聚成藏的主要通道。因此，由于古地貌對油氣運移的控制作用，油氣在過剩壓力及浮力的驅動下，通過下切河道巨厚砂巖的泄壓口進入富縣組、延安組或不整合面，垂向或側向運移至延10、延9油層組砂巖儲層中，在構造高部位或砂巖尖滅處成藏，形成古生新儲型的油氣成藏模式(圖4)。