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(zhǎng)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(shù)有限責(zé)任公司，北京 102200)

鄂爾多斯盆地J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組成藏控制因素研究

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(zhǎng)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(shù)有限責(zé)任公司，北京 102200)

通過(guò)對(duì)J縣西南部地區(qū)延安組延9、延10油層組油氣成藏條件分析認(rèn)為，區(qū)內(nèi)具長(zhǎng)7油層組為優(yōu)質(zhì)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(chǔ)層；延8、延7油層組泥巖為蓋層的生儲(chǔ)蓋組合。J縣西南部地區(qū)延安組油氣富集的主控因素為前侏羅紀(jì)古地貌，其控制了油藏頂面構(gòu)造、儲(chǔ)層沉積相及砂體展布、油氣運(yùn)移方向和富集區(qū)。

成藏條件；優(yōu)質(zhì)烴源巖；河道砂體；生儲(chǔ)蓋；主控因素

J縣西南部地區(qū)構(gòu)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(lái)，J縣西南部地區(qū)已發(fā)現(xiàn)延9油層組油藏，但油氣勘探發(fā)現(xiàn)少，試油成功率低。通過(guò)研究認(rèn)為，該區(qū)延9、延10油層組具有較大的勘探潛力，有必要對(duì)其成藏的主要控制因素進(jìn)行深入剖析。

1 地質(zhì)特征

鄂爾多斯盆地在晚三疊世末期經(jīng)歷了印支運(yùn)動(dòng)整體抬升，并使得地層長(zhǎng)期遭受風(fēng)化剝蝕，在上述構(gòu)造背景下沉積了侏羅系富縣組和延安組。前侏羅紀(jì)的古地貌控制了富縣組和延安組沉積特征和構(gòu)造形態(tài)。

J縣西南部地區(qū)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(bǔ)齊沉積，后期轉(zhuǎn)為泛濫平原，再到沼澤相沉積；延9油層組沉積時(shí)期，盆地開(kāi)始下沉，在延10油層組沉積期末泛濫平原的基礎(chǔ)上，逐漸形成了曲流河沉積，沉積了一套中、細(xì)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(chǔ)蓋組合。同時(shí)，延安組構(gòu)造特征表現(xiàn)為坡度平緩的西傾單斜，由于差異壓實(shí)作用發(fā)育多排局部鼻狀構(gòu)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(guò)分析鉆探和烴源巖資料表明，J縣西南部地區(qū)長(zhǎng)7油層組“張家灘”油頁(yè)巖為區(qū)內(nèi)油氣成藏的優(yōu)質(zhì)烴源巖。

J縣西南部地區(qū)長(zhǎng)7油層組沉積時(shí)期，在湖侵、缺氧和有機(jī)質(zhì)豐富的背景下形成了暗色泥巖、頁(yè)巖、油頁(yè)巖等，電性上表現(xiàn)為“高自然伽馬、高電阻率、高聲波時(shí)差、低自然電位”特征。區(qū)內(nèi)地層一般厚度在30～50m之間，其中“張家灘”油頁(yè)巖分布穩(wěn)定，厚度5m左右，且向西南部厚度增大。

J縣西南地區(qū)長(zhǎng)7油層組烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高，總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)(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(jī)質(zhì)類型主要以Ⅰ和Ⅱ1型為主，少量為Ⅱ2和Ⅲ型。成熟度方面，長(zhǎng)7 油層組烴源巖的 5 個(gè)樣品中，2個(gè)樣品的鏡質(zhì)體反射率(Ro)處于 0.7%～1.3%之間，3個(gè)樣品Ro分布于 0.5%～0.7%，上述樣品的有機(jī)質(zhì)演化總體屬于低成熟-成熟階段[4，5]。綜合認(rèn)為，該區(qū)長(zhǎng)7油層組烴源巖具有較強(qiáng)生烴能力。

表1 研究區(qū)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度綜合特征表

圖1 J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組砂巖孔隙度-滲透率關(guān)系圖

2.2儲(chǔ)層

J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組的砂體發(fā)育特征受沉積相控制，根據(jù)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(rèn)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(chǔ)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(diǎn)圖(圖1)上看，延9油層組砂巖儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層。

2.3生、儲(chǔ)、蓋組合

J縣西南部地區(qū)的油來(lái)自長(zhǎng)7油層組的優(yōu)質(zhì)烴源巖。長(zhǎng)7油層組沉積時(shí)期，湖盆水深加大，范圍迅速擴(kuò)張，沉積了一套有機(jī)質(zhì)豐富的暗色泥巖地層，且泥巖質(zhì)純，有機(jī)質(zhì)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(fā)育，物性條件好，有效地溝通延長(zhǎng)組的油氣，有利于油氣的垂向運(yùn)移。同時(shí)，延9油層組頂及其上部地層砂巖不發(fā)育，總體以泥巖為主，可作為油藏的蓋層，阻止了油氣繼續(xù)向上運(yùn)移，在延9油層組中聚集成藏。生、儲(chǔ)、蓋組合具有良好的空間配置關(guān)系。

3 油氣成藏控制因素

影響J縣西南部地區(qū)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(gòu)造、儲(chǔ)層沉積相及砂體展布、油氣運(yùn)移方向和富集區(qū)。

1)古地貌控制油藏的頂面構(gòu)造 三疊紀(jì)末期，J縣西南部地區(qū)構(gòu)造地勢(shì)是由于受河流侵蝕沖刷作用形成的，延長(zhǎng)組頂部地層的構(gòu)造低點(diǎn)往往是古地貌的侵蝕溝谷區(qū)，由于侵蝕程度的不同，其構(gòu)造高點(diǎn)經(jīng)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(bǔ)齊沉積的特征，由于差異壓實(shí)作用，沉積厚的地區(qū)壓實(shí)作用大，因而延10油層組頂面構(gòu)造在總體西傾的構(gòu)造背景下，存在局部的構(gòu)造隆起高帶(圖2)。

圖2 J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組頂面構(gòu)造圖

延9油層組頂面構(gòu)造相對(duì)延10油層組簡(jiǎn)單，但由于在三疊系古地貌基礎(chǔ)上，存在差異壓實(shí)作用形成的小幅度鼻隆，因而發(fā)育局部鼻隆構(gòu)造，且前侏羅系的古地貌正地形與延9油層組頂面構(gòu)造具有很好的繼承性，但由下而上鼻隆構(gòu)造的圈閉范圍和閉合高度都逐漸減少。延9油層組構(gòu)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(gòu)造比其他圈閉優(yōu)先捕捉自下而上垂向運(yùn)移的油氣，因而，受古地貌控制的鼻隆構(gòu)造是油氣運(yùn)移的有利指向區(qū)，具備油氣富集的良好圈閉條件。

2)古地貌控制油藏的儲(chǔ)層沉積相 前侏羅系古地貌形態(tài)不但控制了延安組下部地層的構(gòu)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(qū)延10油層組沉積期主要發(fā)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(fā)育，主要發(fā)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(chǔ)層。

古地貌形態(tài)對(duì)延9油層組沉積砂體的分布也有一定的控制作用。經(jīng)過(guò)延10油層組和富縣組的填平補(bǔ)齊作用之后，延9油層組主要發(fā)育曲流河沉積，主河道、河道側(cè)翼和河漫灘沉積等沉積微相類型較為常見(jiàn)?？傮w上，分流河道位于古地貌地勢(shì)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(yùn)移 J縣西南部地區(qū)油氣運(yùn)移的方向主要以垂向運(yùn)移為主，受古地貌控制。首先，印支運(yùn)動(dòng)使延長(zhǎng)組頂部抬升，并遭受風(fēng)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(yùn)移的主要通道，有利于油氣的側(cè)向或垂向運(yùn)移；其次，區(qū)內(nèi)古地貌高部位的富縣組與延10油層組厚度小于60m，油氣運(yùn)移距離減少，有利于油氣向延9油層組運(yùn)移；第三，由于侵蝕溝谷下切作用，使得延安組與長(zhǎng)7油層組烴源巖接近，并且侵蝕溝谷區(qū)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(dǎo)條件，為延9油層組油氣藏運(yùn)聚成藏的主要通道。因此，由于古地貌對(duì)油氣運(yùn)移的控制作用，油氣在過(guò)剩壓力及浮力的驅(qū)動(dòng)下，通過(guò)下切河道巨厚砂巖的泄壓口進(jìn)入富縣組、延安組或不整合面，垂向或側(cè)向運(yùn)移至延10、延9油層組砂巖儲(chǔ)層中，在構(gòu)造高部位或砂巖尖滅處成藏，形成古生新儲(chǔ)型的油氣成藏模式(圖4)。

圖3 J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組沉積相圖

圖4 J縣西南部地區(qū)延安組油氣成藏模式圖

4 結(jié)論

1)J縣西南部地區(qū)長(zhǎng)7油層組優(yōu)質(zhì)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度高、母質(zhì)類型好、演化程度較高，具有較強(qiáng)的生烴能力；延9、延10油層組砂體整體上具有從北到南延伸的展布特征，為中孔低-中滲儲(chǔ)層；延8、延7油層組的泥巖發(fā)育，為有效蓋層。

2)J縣西南部地區(qū)延安組油氣富集的主控因素為前侏羅紀(jì)古地貌，并通過(guò)古地貌控制油藏頂面構(gòu)造、儲(chǔ)層沉積相及砂體展布、油氣運(yùn)移方向和富集區(qū)。

[1]白玉彬，羅靜蘭，張?zhí)旖?鄂爾多斯盆地吳堡地區(qū)延長(zhǎng)組烴源巖特征與評(píng)價(jià)[J].蘭州大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2012，48(5)：22～28.

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TE122.2

A

1673-1409(2017)19-0019-05

2016-08-10

路向偉(1981-)，男，碩士，工程師,現(xiàn)主要從事油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)、油藏工程等工作，lxw6_cq@petrochina.com.cn。

[引著格式]路向偉，楊博，程瀟逸，等.鄂爾多斯盆地J縣西南部地區(qū)延9、延10油層組成藏控制因素研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(19):19～23.