鄂爾多斯盆地中生界油藏類型及分布特征

鄂爾多斯盆地中生界油藏類型及分布特征

1晚三疊世油氣層組劃分鄂爾多斯盆地形成于晚三疊紀，是中國北方陸地平臺向秦祁海域的平臺邊緣。其中:早古生代為華北陸表海沉積范疇,寒武—奧陶系屬于淺海碳酸鹽巖相;晚古生代沉積了海陸交互相的石炭—二疊系。到晚三疊世早期,陜甘寧地區(qū)開始下拗,沉積了一套厚度約為1000m的湖相—三角洲相碎屑巖建造,即本區(qū)主要含油層系——上三疊統(tǒng)延長組。根據(jù)油氣層縱向分布規(guī)律,自下而上將其劃分為10個油層組:即長10—長1油層組。晚三疊世末的印支運動使盆地整體抬升,形成侵蝕古地貌,之后沉積的侏羅系下統(tǒng)延安組厚度為150～420m,為中生界第二套含油層系。延安組自下而上也劃分為10個油層組,即延10—延1油層組。其中長8、長6、長4+5、長3、長2油層組及延10、延9、延8油層組為主要含油層段。2構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏以往認為鄂爾多斯盆地油藏類型主要有延長組巖性油藏和侏羅系延安組古地貌構(gòu)造油藏兩種類型。但隨著近年來勘探開發(fā)的不斷深化,長2、長3油藏被大量發(fā)現(xiàn),其所具有的構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏特征也逐漸明確。同時,不同類型油藏在縱向上呈現(xiàn)出規(guī)律性的分布:位于下面的長8、長6、長4+5油層組以巖性油藏為主;中間長3、長2油層組為構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏;上部侏羅系延安組則主要發(fā)育構(gòu)造油藏。2.1湖沼相泥頁巖儲層底部長8、長6和長4+5巖性油藏探明儲量約占全盆地總探明儲量的65%,是盆地主力產(chǎn)油層,其中又以長6油層組為主。在長8、長6和長4+5組合中,長8期儲層以三角洲水下分流河道、水下扇砂體及深水濁積體為主;長7期廣泛分布的湖相泥頁巖既是良好的生油巖,又是長8期儲層的蓋層;長6期儲層為一套形成于三角洲建設(shè)高峰期的大型復(fù)合三角洲砂體,具有厚度大、分布穩(wěn)定、延伸遠的特點;長4+5期廣泛發(fā)育的厚度為60～80m的湖沼相泥質(zhì)巖是本區(qū)的區(qū)域蓋層。另外,在長4+5期局部三角洲分流河道砂體發(fā)育的地區(qū),也可形成油藏。該類油藏一般受側(cè)翼巖相變化形成的泥質(zhì)巖類或成巖后生作用形成的致密砂巖帶控制,屬于較典型的巖性油藏。由圖1可見,川口區(qū)油藏頂面構(gòu)造為近南北走向的西傾單斜,地層傾角小于1°,局部發(fā)育有差異壓實形成的低幅度鼻狀隆起,但油藏發(fā)育與鼻隆構(gòu)造的關(guān)系不明顯,具有平面上油藏連片分布規(guī)模較大、縱向上多層含油且含油飽和度高的特點。2.2鼻隆發(fā)育區(qū)的油氣藏分布盆地中該類油藏儲量小于巖性油藏,其中以長2油藏較為發(fā)育。該組合中,長2期儲層以河流相砂巖或三角洲平原亞相分流河道砂巖發(fā)育為特征,砂巖粒度相對較粗、物性較好。在長1期,整個鄂爾多斯盆地全面平原、沼澤化,泥質(zhì)巖類廣泛分布,除了局部有剝蝕外,厚度可達100～150m,是本區(qū)又一套良好的區(qū)域蓋層。長3期也具有廣泛發(fā)育的河流相或三角洲平原亞相分流河道儲層,但蓋層條件差,僅局部有油氣分布。該類油藏一般為上傾方向的巖性相變或致密層遮擋與鼻隆共同作用形成的構(gòu)造-巖性油藏。余家坪區(qū)(圖2)為一復(fù)合鼻隆區(qū),油藏平面上大體分布在受差異壓實影響所形成的鼻狀隆起范圍內(nèi),油層的厚度與鼻隆發(fā)育程度有關(guān),在鼻隆發(fā)育區(qū)油層有層數(shù)變多、厚度變大的趨勢。由圖2可見,位于剖面西段單斜地區(qū)的8384井為單一油層,油層厚度為5.6m,而在東部鼻隆高點的8233-1井,油層層數(shù)增加為2層,累計厚度為19.8m。但與長8、長6、長4+5油藏相比,長2、長3的油層相對較薄,且一般發(fā)育在其頂部。2.3儲集體部位層序地層格架構(gòu)造油藏在延安組各層段中均有發(fā)育,但儲量總體規(guī)模小于上述兩類油藏。其主要分布在盆地中部甘陜古河及其支流區(qū)域內(nèi)一、二級深切河谷的交匯三角區(qū)形成的階地(低丘)和斜坡前緣的殘丘(坡嘴或丘嘴)等古地貌單元上。受古地貌控制的差異壓實構(gòu)造是主要的油氣聚集場所,此外還有披覆構(gòu)造。延安組廣泛發(fā)育河流相砂體、三角洲分流河道砂體,為油氣聚集提供了較為理想的儲層。其中:延10期儲集體以河流邊灘亞相砂體為主,單層厚度大,分布穩(wěn)定,巖石碎屑粒度為中細粒,物性好,是延安組最主要的儲集體;延9、延8期儲集體多為分流河道砂體,平面上呈條帶狀向盆地內(nèi)部延伸,巖性以中、細粒砂巖為主,粒度均勻,物性一般較好。其上覆的煤系和泥質(zhì)巖類形成了直接蓋層。Q39井區(qū)就是該類油藏的一個典型的代表。由圖3可見,該區(qū)發(fā)育有東、西2個背斜圈閉,圈閉形態(tài)頂平翼陡。平面上構(gòu)造高點與油藏位置基本吻合,圈閉形態(tài)與含油面積趨于一致;縱向上油藏具有統(tǒng)一的油、氣、水界面,油層厚度與構(gòu)造閉合高度密切相關(guān)。3盆地油氣藏集中運動規(guī)律鄂爾多斯盆地油藏序列具有以下特點:①自下而上構(gòu)造作用逐漸加強,即由巖性油藏向構(gòu)造油藏過渡;②油藏儲量從巖性油藏到構(gòu)造油藏逐漸變少。這些特點主要是緣于盆地中生界上、下不同地層油氣成藏條件的差異,即底部巖性油藏組合比其上部地層具有更為優(yōu)越的油氣成藏條件。鄂爾多斯盆地的油藏主要分布在傾角約為1°的大型西傾單斜上,長8—長7、長6—長4+5、長2—長1及延安組自儲自蓋等多套儲蓋組合近平行分布,形成了以下生、上儲、頂蓋為主體的生儲蓋空間配置關(guān)系,這對油氣運移、聚集有著重要的控制作用。鄂爾多斯盆地長7油層組是目前公認的中生界主力油源巖,其有機質(zhì)豐度、生排烴能力及規(guī)模明顯優(yōu)于其他層段。長7油層組為一套以深湖—半深湖相沉積為主的、富含有機質(zhì)的黑色泥頁巖和含油頁巖,橫向上分布范圍廣,面積可達5.0×104km2。此外,長9李家畔油頁巖和局部地區(qū)的長6黑色、深灰色泥巖也具一定生、排烴能力。盆地油源巖在早白堊世中期進入成熟門限,在早白堊世末至晚白堊世末進入成熟—高成熟階段并開始大量排烴。由于本區(qū)延長組、延安組圈閉的形成均早于烴源巖的排烴期,因此油氣具有自下而上、同期充注的特點。由此可見,底部巖性油藏組合的成藏條件優(yōu)于上部地層。在運移方面,延長組地層平緩(傾角一般小于1°),以低滲透—特低滲透儲層為主,缺乏進行較長距離側(cè)向運移的條件。因此目前普遍認為,延長組中廣泛分布的各種垂直、近垂直裂縫與砂巖在空間上的組合形成了石油運移的主要通道,其二次運移以垂直或近距離側(cè)向運移為主要形式[10,11,12,13,14,15]。侏羅系延安組自身缺乏油源巖,其石油也來自于底部延長組。由于有侏羅系古河谷深切至延長組,長1蓋層被剝蝕破壞,使得油氣得以向延安組運移,而侏羅系河道的復(fù)合砂體是油氣進入侏羅系后的輸導(dǎo)層,即延安組聚集的油氣以垂向運移為主[10,11,12,13,14,15]。也就是說,由于缺乏側(cè)向運移通道,油氣首先要穿過長8—長4+5地層才能繼續(xù)向上運移,這對長2、長3油層組及延安組成藏不利。由此可見,圈閉與油源巖縱向上的距離是決定油源條件優(yōu)劣的一項重要指標,盆地石油儲量在不同層位分布的狀況就是一個很好的佐證。長6油層組緊鄰長7油源巖并位于其上部,處在油氣運移的有利指向上。在盆地現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)的石油儲量中,長6油層組儲量約占總儲量的56%,超過了其他層段全部油藏儲量的總和。從長6油層組向上到延安組,各層儲量逐漸減少,總體上儲量呈金字塔狀分布。與油源巖上下位置關(guān)系也很重要,同樣與長7油源巖相鄰但位于其下的長8油層組儲量發(fā)現(xiàn)就較少。另一方面,本區(qū)特殊的油氣成藏條件,使得蓋層成為油源條件的重要制約因素。長2油藏富集的地區(qū),其底部長4+5蓋層的品質(zhì)一般較差,長6油藏往往不發(fā)育。油源條件是本區(qū)特殊油藏序列形成的主要控制因素。對長8、長6、長4+5油層組而言,由于油源供應(yīng)相對充足,油藏具備廣泛發(fā)育的基礎(chǔ),構(gòu)造對成藏?zé)o明顯控制作用;長3、長2油層組則因為油源條件較差,而鼻狀構(gòu)造卻是油氣長期運移的指向區(qū),因此位于鼻狀構(gòu)造上的砂體就易于成藏。到目前為止,在盆地內(nèi)所發(fā)現(xiàn)的長3、長2油藏絕大部分與鼻狀構(gòu)造相關(guān);延安組距油源巖最遠,油源條件最差,對圈閉條件的選擇就更為苛刻,因而其油藏類型以構(gòu)造油藏為主。4頂部侏羅系車家山區(qū)(1)在鄂爾多斯盆地已發(fā)現(xiàn)的主要油藏屬于3個不同的油藏類型組合,即:底部長8、長6、長4+5巖性油藏組合;中部長3、長2構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏組合;頂部侏羅系延安組構(gòu)造油藏組合。即形成了自下至上由巖性向構(gòu)造過渡的特殊油藏序列。(2)本