鄂尔多斯盆地各油田成藏特.doc

鄂尔多斯盆地各油田成藏特征综述 20鄂尔多斯盆地各油田成藏特征综述 摘要：鄂尔多斯盆地三叠系延长组主要发育一套内陆湖盆沉积的碎屑岩,厚度为5001200m,自上而下可划分为10个油层段(长1至长10段)。其中以长6、长7、长8为重点的石油勘探取得了丰硕的成果，发现了多个大储量油田。本文通过对各个油田的储层及成藏特征进行综述，为以后的勘探工作提供丰富的资料。关键词：鄂尔多斯盆地 三叠系 延长组 储层 成藏目 录一、姬塬油田成藏特征11.油田概况12.岩性油藏特征22.1 生烃条件分析22.2 圈闭特征22.3 储层特征3二、西峰油田成藏特征61.油田概况62.油田成藏特征82.1 储层特征82.2 成藏规律8三、子长油田成藏特征101.油田概况102.油田成藏特征112.1 储层特征112.2 油藏组合特征12四、安塞油田131.油田概况132.油田油藏特征142.1 储层142.2 油藏类型142.3 油藏特征15五、志丹油田成藏特征161.油田概况162.油田气藏类型及特征162.1 岩性油气藏172.2 构造-岩性复合油气藏18参考文献20一、姬塬油田成藏特征1.油田概况姬塬油田位于鄂尔多斯盆地中部偏西北，区域构造上横跨天环坳陷和陕北斜坡，晚三叠世西北部的盐定三角洲、东北部的安边三角洲与西部的环县三角洲在此交汇1，其主力生油层为延长组长8油层组，长8沉积期该地区主要发育浅水三角洲(图1)。作为姬塬油田最有潜力的储层，长8油层组目前大部分尚处于开发评价阶段。笔者以高分辨率层序地层学理论2-4为指导思想，层序-岩相古地理编图为技术方法，系统研究姬塬油田长8油层组的油藏地质特征及成藏机理，以指导该区后续油气的勘探和开发。图1 鄂尔多斯盆地姬塬地区古地理及构造位置简图(据陈全红等【1】,略作修改)2.岩性油藏特征2.1 生烃条件分析鄂尔多斯盆地姬塬地区长7油层组主要为大套湖相泥岩沉积，该套地层中泥岩的总有机碳质量分数w(TOC)平均达2.7%，氯仿沥青“A”质量分数平均达0.30%，色谱-质谱GC-MS图谱显示低等水生植物对有机质的贡献多(图2)，干酪根主要为-A型5，镜质体反射率Ro在0.7%1.1%之间,其有机质处于中等成熟阶段,为很好的烃源岩；长8油层组特别是长82也具有良好的生烃条件，其w(TOC)平均为1.6%左右,氯仿沥青“A”质量分数平均为0.2%左右，高等植物对有机质贡献多(图2)，干酪根主要为B型,Ro介于0.8%1.2%之间，其有机质成熟度稍高于长7油层组烃源岩，为较好的烃源岩。长7油层组上覆于长8油层组之上，与长8油层组的泥岩共同构成了该层系优良的烃源岩，为岩性油藏的形成奠定了油源基础。图2 姬塬地区延长组暗色泥岩GC-MS图谱2.2 圈闭特征鄂尔多斯盆地大部分地区由于受黄土表层的影响，地震资料的品质普遍很差,分辨率有限，因而很难根据地震资料确定油层组顶面的构造起伏。姬塬地区长8油层组顶部为一套凝灰岩,具有高伽马低电阻的特征，该套凝灰岩在测井曲线上的特征明显而易于识别，且发育稳定并在整个研究区都有分布，因而以凝灰岩为标志层，通过计算长8油层组顶面海拔高度编绘其构造等高线图成为可能。编图结果显示，姬塬地区构造顶面图与鄂尔多斯盆地现今构造总趋势一致，主要为一西倾的单斜构造，在单斜背景下发育有数个低幅鼻状构造(图3)。这些鼻状构造形成于延长组烃源岩大量排烃之前，成因可能与印支运动期-燕山运动期盆地周缘构造山系的逆冲作用，特别是盆地东部的逆冲隆升有关。近期勘探成果表明，长8油层组油水关系复杂，似乎难觅规律。但将砂体平面展布图与长8顶面构造图叠合后发现，长8油藏为一以岩性为主的岩性-构造复合型油藏(图3)，包括两种圈闭类型：岩性-构造复合型圈闭，圈闭发育在鼻状构造带，鼻状枢纽近垂直于砂体延伸方向并控制了圈闭的范围，上倾方向为岩性尖灭圈闭带(图4-A)；单一岩性圈闭，圈闭的发育与鼻状构造完全无关，上倾方向及沿西倾单斜走向均为岩性尖灭圈闭带(图4-B)。姬塬地区长8油藏总体遵循油上水下的规律，但由于岩性遮挡而相对独立，在单斜上发育多个相互独立的油水系统(图3)，容易给人造成油水系统混乱的错觉。2.3 储层特征2.3.1 储层孔渗和微观孔隙结构特征姬塬地区长8油层组储层孔隙类型主要包括残余的原生粒间孔、次生粒间孔、次生粒间和粒内溶孔及微裂缝,总体具有低孔低渗的特征。根据209个样品实测物性资料(表1),求得其孔隙度、渗透率均值分别为9.92%和1.2210-3m 2。砂岩压汞实验结果显示(表1),排驱压力在0.202.02 MPa之间,表明不同样品大孔喉数量相差较大,储层孔隙结构较差,而同一砂体排替压力值相差较大(耿116井),说明层内非均质性较强;饱和度中值压力在2.1226.37 MPa之间,中值半径在0.030.35m之间,大部分孔喉半径小于1m,其中半径小于0.04m的束缚孔隙【6-7】所占比例高达27.9%(图5),反映其渗流性能较差。图3 姬塬地区长8油层组油藏剖面图(耿24井-耿52井-罗8井)图4 姬塬地区长8油层组油藏基本类型2.3.2 储层垂向特征长8油层组储层垂向上同时受沉积、成岩作用控制。河道成因的单砂体自下而上粒度一般由粗变细，在成岩早期砂体下部物性要优于砂体中上部，更有利于孔隙水渗流，因而更容易发生钙质胶结而导致物性变差(表1，耿221井砂体A)，特别是主河道区厚度较大的砂体，往往由多个河道砂体多次叠加而成，造成层内非均质性增强，垂向上物性呈现由好差的旋回性特征；河道砂体侧翼或单个的(水下)分流河道砂体由于成岩初期往往不是孔隙水的主要渗流通道，因而不易发生钙质沉淀，物性相对更好一些。图5 姬塬地区长8油层组储层孔喉等效半径分布图表1 姬塬地区长8油层组砂岩孔渗测试数据和压汞实验结果图6 姬塬地区长8油层组SSC3上升半旋回相域孔隙度(A)、渗透率(B)平面特征2.3.3 储层平面特征根据测井解释结果编绘的长8油层组小层砂体孔渗平面特征显示，长8油层组储层孔隙度为10%左右，平面上，在砂体范围内孔隙度分布无明显差异性(图6-A)；渗透率在110-3310-3m2之间，平面上，在砂体范围内渗透率明显呈西高东低的变化趋势(图6-B)，研究区西部储层的物性明显优于东部储层。二、西峰油田成藏特征1.油田概况西峰油田地处鄂尔多斯盆地西南部，构造位置为伊陕斜坡(图7)。该区紧临中生界延长组生烃中心，以长7段为主的暗色泥岩、碳质泥岩及油页岩发育。有效烃源岩厚度为120160m。有机质类型好，以腐泥型为主,见少量腐植腐泥型。有机质丰度高，泥岩平均有机碳含量为4%8%,氯仿沥青“A”含量为0.45%0.63%，总烃含量为0.16%0.35%。降解率较高，长7段一般大于30%。有机质现今多进入中成熟阶段，镜煤反射率Ro值为0.7%0.95%(表2)。图7 西峰油田位置表2 西峰地区延长组长6段至长8段烃源岩有机地化特征图8鄂尔多斯盆地中生界生烃强度分布盆地模拟分析表明，盆地中生界烃源岩从早白垩世开始进入生排油高峰期,并在早白垩世末期达到最大生排烃期。目前在全区生烃强度普遍大于50104t/km2，并在盆地形成一个近西北方向的生烃中心，强度达到(300500)104t/km2(图8)。2.油田成藏特征2.1 储层特征(1)岩矿特征对研究区内47口井286块薄片岩石成分统计结果表明, 长8段以长石砂岩为主，岩屑长石砂岩次之,还有少量长石岩屑砂岩。长8段填隙物主要为绿泥石、高岭石、铁方解石、铁白云石、硅质以及粘土等。(2)孔隙类型本区砂岩孔隙类型主要包括粒间孔、溶孔、晶间孔、破裂孔、微孔和微裂隙等。总面孔率为0.5%9.1%，平均为4.0%。其中，以粒间孔最发育,占总面孔率的55.8%。在成岩作用阶段，以淋滤、溶蚀为主要作用所形成的长石、岩屑以及杂基溶孔约占总面孔率30%以上。(3)物性特征对长8砂岩储层孔隙度资料统计表明，孔隙度一般为5.4%16.6%，平均为9.9%；渗透率值变化范围为(0.136.92)10-3m 2，主要集中在(0.63.0)10-3m 2。(4)孔隙结构压汞资料显示，西峰油田长8段排驱压力为0.1157 4.5737MPa，平均值为0.8883MPa；中值压力为1.161863.991MPa，平均为8.35MPa；孔喉中值半径为0.01150.6326m，平均为0.2211m。2.2 成藏规律西峰油田长8期为水退式三角洲沉积期，水下分流河道砂体发育，紧临生烃中心，且处于流体势低势区，形成典型的岩性油藏。(1)西峰油田长8油藏形成主要受控于三角洲沉积砂体印支晚期，鄂尔多斯盆地西缘由于秦祁海槽最后封闭，受印度板块向北推进产生的南北向挤压。与此同时，东部受太平洋板块向欧亚板块俯冲产生的右旋剪切作用，最终导致在盆地西缘形成一个狭窄的南北向逆冲带，又称“西部古陆架”。在造山带前陆逆冲过程中，活动的逆冲断面冲出地表，导致地形增高，断层上盘地层不断抬升，逐渐被剥蚀，大量粗碎屑沉积物分别从西、西南部涌入盆地，形成水退式湖泊三角洲。近湖岸线的三角洲水下分流河道以及河口坝的水动力较强，经过波浪和岸流的反复簸选淘洗，形成沉积颗粒粗、分选性好、砂层厚度大、横向分布稳定的砂体。经钻探证实，沿三角洲主砂带油层分布稳定，含油性好(图9)。目前在西峰地区已发现4支三角洲砂体分布带，尤其在崇信-西峰砂体带上已新增长8石油探明地质储量3467104t,控制储量1.3016108t,预测储量5473104t。(2)紧临生烃中心又处于地下流体低势区并在区域西倾单斜背景上而有利于石油成藏鄂尔多斯盆地中生界延长组长7为最大湖侵期，湖泊水深面广，沉积了一套深灰色、灰黑色泥岩、碳质泥岩和油页岩，并长期处于稳定埋藏。于晚白垩世未期进入生油高峰，生成大量的油气，并释放出很多酸性水。在异常压力作用的驱动下，酸性水通过砂体粘连和微裂隙等载体被注入长8储层，改善了砂岩的成岩环境，促进了储层中可溶矿物的进一步溶蚀。随着鄂尔多斯盆地后期稳定抬升，形成了区域西倾的大单斜。进入长8层系的油气向东发生区域性运移，遇砂体东侧分流间湾泥质阻挡后，沿主砂体带运移，最终因砂体前方的岩性致密遮挡以及砂体尖灭端的封闭而富集成藏。图9 西19-西17井延长组长8油藏剖面三、子长油田成藏特征1.油田概况子长油田位于延安地区北部子长县境内，区内含油面积大，油层稳定（图10）。油田主力产层为中生界上三迭统延长组长6油层组，油层埋深一般在50070om左右。油田储集层物性极差，油层单层厚度较小，含油性受岩性、岩相、物性等因素控制明显，成藏条件较为复杂，为一小型低渗油田。图10 研究区构造位置图2.油田成藏特征2.1 储层特征2.1.1 沉积特征研究区延长组长6油层组具明显的河控型三角洲沉积色彩，属典型的建设性三角洲沉积，它是子长-安塞三角洲的一部分，三角洲平原分支河道砂体是子长油田储层的骨干砂体。由于三角洲受北东向斜交水系所控制，储层矿物成熟度和结构成熟度均沿水系方向存在逐渐增高的变化规律。三角洲叶状体在平面上彼北相连，垂向上多期发育、切割叠加，形成了稳定分布的长6油层组储集砂体。长6油层组三角洲分支河道砂体以细-中粒砂岩为主，自然电位曲线呈箱状，属限制性河道充填沉积。沉积构造主要有低角度交错层理、斜层理、砂纹层理等，粒序层理不是很明显，常见明显的冲刷现象。砂体在剖面上多为上凸下平的透镜体状，厚度1030m，宽100300m。沿分支河道砂体厚度较大，向两侧变薄，逐渐过渡为河道间沉积。平均上砂体常呈宽带状或树枝状。2.1.2 岩石学特征子长油田主力油层组长6油层组主要为一套由三角洲平原分支河道所组成的砂体，其岩性主要为中一细粒长石砂岩，长石主要为正长石，其次为斜长石。储层分选中等到好，为次棱角状到次圆状磨圆。绿泥石、方解石及硅质胶结物主要以孔隙式和接触式胶结为主，局部有基底式胶结。石英及长石次生加大较为常见，对粒间孔隙产生较大破坏。2.1.3 孔隙类型通过铸体薄片的观察与分析，子长油田长。储层孔隙较为发育，面孔率一般在5%15%，孔隙类型较为丰富，但以次生孔隙为主。(1)粒间孔隙 包括原生粒间孔隙和次生粒间孔隙，该类孔隙占总孔隙的60%90%，主要以次生粒间孔隙为主。其中，由颗粒和填隙物局部溶蚀而形成的粒间孔隙连通性较好。(2)粒内孔隙 主要为长石等不稳定颗粒内部组分被部分溶蚀而形成，其溶蚀沿解理缝较为发育，局部有强烈的溶蚀。(3)胶结物孔隙 主要为方解石和绿泥石胶结物内存在的孔隙，其个体细小，常成团块状被包含在粒间孔隙中，对粒间孔隙起着分割、堵塞的作用。2.2 油藏组合特征由于本区位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡一级构造单元上，区域构造为倾角极小的大型西倾单斜，无典型的构造圈闭，仅分布有一些因差异压实而引起的东西向鼻状构造。以三角洲平原分支河道为主体的沉积条件和复杂的成岩作用造就了本区油藏以岩性圈闭为主的储油特征。其油气藏组合的形成和分布与河道砂体局部加厚形成的差异压实构造、砂体内部结构变化、上倾岩性尖灭以及成岩作用有关，油藏类型主要有差异压实构造油藏、透镜体岩性油藏、渗透性差异岩性油藏、岩性尖灭油藏及成岩圈闭油藏(图11)。图11 子长油田油藏类型示意图四、安塞油田1.油田概况安塞油田位于陕西省安塞县内，地处我国黄土高原的中部，平均海拔8001200m。巨厚的黄土经地表迳流长期侵蚀，形成塬、梁、峁、沟等复杂地貌，交通不便(图12)。该区一月平均气温-310，七月平均气温2224，全年无霜期五个月左右。年平均降雨300600mm，属干旱少雨地区。区内水系属延河上游，多为细小支流，水量甚小，不足农业灌溉之用。图12 研究区位置图2.油田油藏特征2.1 储层安塞油田的主要产层属于上三叠统延长组，是一套湖盆三角洲沉积体系的砂泥岩地层，厚约8001000m。纵向上可划分为长1-长10十个油层组。主要含油层为长6，次为长4+5和长2。长6油层以三角洲前缘相沉积为主，厚约100m；属平原河流亚相，砂层发育，砂层累计厚度约为70于米；长4+5属平原河流亚相和三角洲前缘亚相过渡形沉积。2.2 油藏类型安塞油田主要有成岩后生圈闭油藏，岩性-构造油藏，透镜状砂岩油藏三种基本类型。成岩后生圈闭油藏：以平桥油藏为代表。该油藏北部及东部环形地带，由于石英、长石颗粒受强烈的压溶嵌合，形成压嵌再生致密带，构成油藏北、东方向遮挡；油藏东南部砂体中浊沸石未经溶蚀，仍以胶结物的形式存在，形成蚀沸石胶结型的致密带，而构成该油藏东南方向的封闭；油藏的西部处于区域构造背景的低部位，是否存在岩性或成岩圈闭因素尚待进一步认识。岩性构造油藏：这类油藏受岩性和构造双重因素控制，以王窑油藏最典型。油藏东部的上倾方向有一低渗致密带，如东部含油边界的塞84井砂岩渗透率仅（0.640.7）10-3m 2，塞75井岩性已相变为泥岩含量很高的细粉砂岩。油藏的北部边界（如塞96）和南部边界（如塞6、塞58）为岩性致密带遮挡。油藏的西部边界为水边封闭，西部的塞95井日产水46.9m3，塞90井日产水18.2 m3 。油藏中部存在局部高点，实为朵状砂体主体部位因岩性差异而形成的。因此，王窑油田是一个东、南、北三面为岩性致密带遮挡，西面存在低渗边水的岩性构造油藏。透镜状砂岩油藏：这类油藏基本上受沉积因素制约，油层有效厚度等值线与砂体厚度等值线变化趋势一致，如侯市富集区块就属于此种类型。该油藏受三角洲前缘朵状砂体控制，油层有效厚度等值线反映为一朵状形状，表明油层的分布与砂体的展布有内在的联系。尽管该油藏也存在进东西向低缓鼻状隆起，但对油层的分布无任何控制作用。油藏的西、南边界，是朵状砂体向这两个方向变为泥岩而形成的岩性遮拦，油藏的东部上倾方向则是一条岩性致密带，油藏的北部边界尚未探明，推测与岩性变化油关。2.3 油藏特征安塞油田油藏具有以下基本特征：各油层基本上属于同一压力系统下的低压油藏。油藏原始地层压力8.31Pa9.6MPa之间，通常低于静水柱压力23MPa，压力系数0.70.9。各油藏温度属于正常地温梯度。据24口井26个油藏在不同深度上实测的地温资料整理结果，得到油层温度（t）与地层深度（D）的关系式：t=0.02649D+16.6688。油藏地温梯度为2.65/100 m。.油藏驱动类型以溶解气驱为主。台内湖湘三角沉积体系是安塞油田形成的基本地质背景，油藏的分布严格受沉积环境、岩相岩性特征所制约，总体上属岩性油藏范畴。油田区内的局部构造往往与沉积时的岩性差异而形成差异压实有关，因此，油藏中的边水、底水一般不活跃，仅王窑油藏西部边界存在不活跃的边水。地饱压差仅2.93.7mPa，弹性驱动能量较少，绝大多数油藏的驱动类型是以溶解气驱动为主。油层饱和压力较低。以长6油层为例，其油层饱和压力4.656.79MPa，油气比5476m3/t。体积系数1.151.21。五、志丹油田成藏特征1.油田概况志丹油田位于陕西省志丹县永宁镇境内,其南与甘泉县相接，东与安塞县毗邻(图13)。其大地构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中南部。该盆地构造形态总体为一东翼宽缓、西翼陡窄的南北向不对称矩形台坳型盆地。盆地内部构造相对简单，地层平缓，仅盆地西缘冲断构造带褶皱断裂比较发育。地层总体为一西倾单斜，比较稳定，由西向东出露的地层依次由下侏罗统延安组转为上三叠统延长组。图12 研究区位置图2.油田气藏类型及特征志丹油田的的主要产层属于上三叠统延长组，主力生油层为延长组长6油层组。孔隙度最小为3.36%，最大为18.38%。主要分布在8.0%16%之间。平均为10.51%，渗透率最大值为6.0510-3m 2，最小值为0.00310-3m 2，主要分布在0.0110-3m 22.010-3m 2之间，平均值为0.4910-3m 2，属于低孔超低渗储集层。长6油藏由于受三角洲前缘分流河道及河口坝复合沉积砂体纵横向的交错叠置变化，油藏类型主要为隐蔽油气藏。此次研究认为区内长6油气藏主要类型为：砂岩上倾尖灭岩性油气藏；砂岩透镜体岩性油气藏；非均质性遮挡岩性油气藏；构造-岩性复合油气藏。2.1 岩性油气藏由于区内处于相对稳定的陕北斜坡上，地层整体为一向西缓倾的单斜，仅局部发育一些低幅鼻褶构造。三角洲前缘复合砂体与泥岩盖层在纵横向叠置变化，致使区内圈闭类型主要为空间上岩性及物性突变形成的岩性圈闭，油藏类型也主要为岩性油藏。其中以砂岩上倾尖灭及砂岩透镜体岩性油气藏较为普遍。2.1.1 砂岩上倾尖灭岩性油气藏这类油藏以区内东西向S892-1井S994-1井S985-3井长61油藏剖面为例(图13)。含油砂体由S892-1井向S985-3井逐渐变薄并势于尖灭，由于储集体上倾方向渗透率变差而造成圈闭条件。油气聚集于此而形成油气藏。图13 志丹油田长6砂岩上倾尖灭岩性油气藏2.1.2 砂岩透镜体岩性油气藏这类油藏以区内南北向S881-2井-S882-1井-S985-3井长62油藏剖面为例(图14)。由于透镜体储集层控制油气的聚集成藏，周围被非渗透性泥岩所包围从而形成岩性圈闭。这类油藏在区内主要分布于三角洲前缘砂泥岩互层“泥包砂”及远砂坝中，一般油藏规模较小，易见于长62、长62亚油层组之内。2.1.3 非均质性遮挡岩性油气藏由于同一砂体渗透率相差较大，油气储集主要靠渗透率的变化而实现。也就是说渗透率相对高的储集体中油气聚集，而渗透率低的致密层则形成遮挡条件