鄂尔多斯盆地晚三叠世以来地层埋藏特征及其对油气成藏的影响

鄂尔多斯盆地晚三叠世以来地层埋藏特征及其对油气成藏的影响

0盆地地层一、三叠纪地层一、油气成藏条件变化鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地，其油藏主要分布在盆地南部的中生代地层中。油气藏形成的问题一直是鄂尔多斯盆地油藏研究的主要内容。关于盆地生态系统的形成过程和形成机制，研究了盆地中生态系统的形成条件。自印支运动结束以来，鄂尔多斯盆地多次发生构造变化，并开始发生地层上升和剥离事件。因此，泉岩泉岩、气田、油气储层、油藏等地层条件发生了变化。陈瑞等人通过地层剥削估计了鄂尔多斯盆地自三叠纪以来的构造变化。褶皱构造的发育导致天然气运移至盆地东部和东南部。印支运动显著降低了盆地，并减少了中生代的重要泉岩。鄂尔多斯盆地构造阶段的上升效应是，泉岩顶部的一层被砍伐，旧地形的温度下降，导致泉岩的作用。一些相关研究还得出了相同的结论。从这个角度来看，在这种结构背景下，地层沉积形成与油气成藏关系的研究非常重要。要了解油气藏的形成过程和机制，总结成藏规律非常重要。目前相关研究成果较多，但总体不足。例如，从整个盆地的角度来看，油藏和成藏的特征没有考虑在内。相反，油气藏在不同的区域中有一些差异，并且没有进行比较和分析差异。此外，在地层埋育过程中，由于控制有机碳的产生和影响油藏的程度，缺乏深入研究和对该盆地生态油藏的深入研究，这限制了对鄂尔多斯盆地生态油藏的更深入理解。通过对鄂尔多斯盆地生态油藏特征的区域勘探，作者分析了鄂尔多斯盆地生态油藏与油气成藏关系的区域划分，分析了该层中泉岩和泉岩的影响特征，为深入分析鄂尔多斯盆地中生态油藏的形成条件提供了基本数据和基础。1盆地剥蚀厚度及以未剥蚀为中心的地层剥蚀制度鄂尔多斯盆地中生代地层发育稳定,构造类型简单,地层各接触界面及其划分标志相对清晰,通过地层对比法恢复地层剥蚀厚度,利用泥岩压实曲线法及相关研究成果进行对比和校验.对古峰庄、姬塬、白豹、陕北、镇北、西峰及洛川地区(见图1)进行分区,以弥补未能细化盆地区域上地层埋藏变化和油气成藏关系的分析.自晚三叠世以来,鄂尔多斯盆地主要发生4期明显的剥蚀,分别是晚三叠世(T3)末期、早侏罗世(J1)末期、中侏罗世(J2)末期和早白垩世(K1)末期.各个时期地层剥蚀厚度的恢复结果(见图2)表明,T3末期盆地西南缘的镇原—庆阳—宁县—旬邑以南地区剥蚀厚度较高,最大超过400m.庆阳—华池一带及定边—盐池以南也是剥蚀程度较高的地区.未剥蚀区或剥蚀浅的地区主要分布于盆地东北缘的陕北地区和盆地中部的花池以东和环县以北.J1末期和J2末期剥蚀,盆地中心区域地层剥蚀厚度普遍在50~250m之间.盆地东南缘剥蚀厚度高,向北及北西向地层剥蚀厚度逐渐变小,在盐池和环县以西地区,剥蚀厚度小于50m.K1末期盆地东部剥蚀厚度超过1200m,自西向东,剥蚀厚度逐渐增大,在镇原至定边一带剥蚀厚度最小(小于100m).自T3末期至K1末期,鄂尔多斯盆地4期剥蚀呈现出早期以盆地西南缘剥蚀为主,之后以东南缘抬升为主,到后期以东部抬升为主的演化特征.这与鄂尔多斯盆地自印支期以来构造抬升演化的次序和地域上不均一抬升的特点一致,表明盆地的地层剥蚀总体上受到构造演化的控制.同时,厚度较大的地层剥蚀区分布,特别是T3末期与盆地中形成的剥蚀沟谷的地形特征相互吻合(见图2(a)),说明剥蚀作用下河谷下切剥蚀发挥重要作用.地层埋藏史恢复结果(见表1和图3)表明,在鄂尔多斯盆地晚三叠世以来经历的4期沉降—抬升循环演化过程中,T3期是地层沉积速率最快的时期,说明这一时期整个盆地快速沉降的特点.主要沉降部位为西北—北缘的古峰庄和陕北等地,中生代最大地层埋深为盆地西北缘的古峰庄等地,超过1000m.J1—J2期间,盆地的最大沉降部位位于盆地西北缘古峰庄等地,最大中生界地层埋藏深度超过2000m,并且越向盆地以南地区,埋藏深度越浅.K1期是盆地沉降幅度最大、地层沉积累计厚度最大的时期,至K1末期,盆地沉降达到最大,古峰庄、姬塬、白豹等地区的中生界最大埋藏深度普遍超过3000m,而陕北地区的在3000m以下.2层埋与油藏关系2.1早期生烃阶段参照古地温梯度数据(中生代末期(100~140Ma)异常古地温梯度:4℃/100m,大地热流值为90mW/m2;其他时代为正常地温梯度:3℃/100m,大地热流值为60mW/m2;地表温度:15℃),进行鄂尔多斯盆地中生界主力烃源岩长7烃源岩的受热史恢复,以考察其生烃状况.各个单井及其代表地区地层古地温演化见图3.在不同的地质时期,各地的地层受热史有所不同.由于地层的最大埋深都在K1末期,各地长7油层组达到的最大受热温度时间也在这一时期.根据各自的代表性井位古地温恢复结果,古峰庄、姬塬和白豹等地区长7油层组的最大受热温度达到或稍微超过130℃,镇北地区为125℃,西峰地区稍微超过110℃,陕北和洛川地区最小,达到或超过100℃.鄂尔多斯盆地不同地区主力长7烃源岩的受热情况有明显差别,并且直接影响各地区烃源岩生烃时间的先后次序.在有机质生烃过程中,当加热温度达到65℃时,有机质即可进入早期生烃阶段;当加热温度达到85℃时,即可进入大量生烃阶段.鄂尔多斯盆地长7烃源岩生烃阶段划分结果见图3,各地区进入早期生烃阶段的时间分别为:古峰庄地区为J2末期;镇北、姬塬和白豹地区均为J3期,西峰、陕北和洛川地区均为K1期.进入大量生烃阶段的时间各地有早晚差别,但均处于K1期间,K1末期随着地层的抬升,生烃过程基本结束.随着地层埋藏深度的持续加大,古峰庄和白豹地区古地温达到有机质早期生烃的65℃温度条件,由此J2期长7烃源岩即进入早期生烃的阶段,这比以前认为的盆地在J3期进入早期生烃的时间要早.姬塬和镇北地区在J3期开始生烃,而洛川、陕北和西峰地区受到地层埋藏深度条件的限制,早期生烃时间是K1早中期,比传统认为的J3期时间要晚.因此,在盆地的不同地区,由于地层埋藏情况和受热情况不一致,导致生烃时间上出现延迟或提前.在地域上盆地西北部地区最早进入生烃阶段,之后是中部地区,南部和东部地区最后进入早期生烃阶段.整个盆地达到最大生烃阶段的时间基本在K1期.2.2早期生烃活动及油气成藏模式鄂尔多斯盆地主要油藏分布区基本具备早期生烃到大量生烃的温度条件.由于各个地区地层埋藏条件不同,其生烃条件和后期保存条件相应存在差别,进而引起油气成藏各异.鄂尔多斯盆地中新生代地层先后经历印支、燕山和喜山构造运动的改造,特别是盆地周缘地区,这种作用极为强烈,地层被抬升剥蚀和构造变形,造成油藏几乎被完全破坏.在盆地主体区,构造对地层的影响明显减弱.近年来,人们怀疑构造一定程度上影响主体区油气藏的形成和保存,但是对于作用程度和影响机制的了解目前还处于探索之中,岩性地层仍然是最主要的油气藏封闭层.因此,地层的埋藏厚度和岩性组合是控制油气藏保存条件的重要因素,也是文中讨论的主要依据.古峰庄地区处于天环向斜的核部,该区产油层位相对较少,主要集中在长7油层组以下层位,油气基本来源于长7烃源岩.该地区J2期地层埋藏深度达到2010m,沉积速率为30.7m/Ma(见表1).同时在该地区延长组长7及以上地层,特别是侏罗系发育多套煤系地层和泥(页)岩地层,形成很好的岩性封闭层,在构造上有利于油气的聚集保存.该地区长7烃源岩发育相对较差,生烃能力与盆地沉降中心相比较弱(见图2),加之这一地区早期(J2)的有机质生烃持续时间也较短(见图3(a)),造成早期生烃阶段油气来源不足而不易成藏,甚至主要生烃阶段的产烃量也可能较少.因此,目前古峰庄地区保存的油气主要是在大量生烃阶段形成的,温度相对较高(大于120℃,见图3(a)),这种推测被储层有机包裹体均一温度的分析结果证实(见图4(a)).西峰地区是鄂尔多斯盆地的主力产油区,产油层位较多,长8、长7及长6油层组等是主力产油层,烃源岩主要为长7含有机质泥岩.该区烃源岩发育好,生烃能力较强(见图2).西峰地区长7烃源岩进入早期生油阶段的时间较晚(K1),但经历的时间较长,并且处于埋藏速度高,持续埋深增大的情况下(见表1和图3(e)).上部侏罗系发育多套煤系地层和泥(页)岩地层,形成很好的岩性封闭条件.因此,早期生成的油气易于被保存而成藏.目前,已经发现这种早期低温(60~80℃)油气藏(见图4(b)).进入大量生烃阶段,最大埋深为2000m左右,古地温最高仅为110℃左右,明显较低(见图3(e)),有机质的生烃能力未完全被释放.由于该地区K1末期的地层抬升幅度相对很小(250m)(见图2(d)),至今延长组的埋藏深度多在2000m以下,有利于油藏的保存.因此,油气成藏也体现中温(100~110℃,见图3(d))的特点(见图4(c)).姬塬地区与白豹、镇北地区油气成藏条件较为相似,主力延长组产层包括长8、长6和长4+5等.长7烃源岩发育较好,生烃能力较好.早期生烃始于J3期至K1早期,期间J3末期的抬升幅度相对较弱,同时延长组埋藏深度持续增加,岩性地层中包含多层泥岩和煤,有利于早期生成的烃类的保存(见图3(b)、(c)).大量生烃阶段温度最高达到130℃,有利于烃类的生成.该阶段延长组最小埋深在2000m以下,而K1末期持续至今地层抬升幅度相对于其他地区也较小(450m)(见表1和图2(d)),这2个地区有利于油气的封存和油气藏的形成.因此,该地区已发现油气的形成温度范围为低温到高温(60~120℃,见图3(b)、(c),见图4(d)).陕北地区延长组主力产层为长6,长7烃源岩发育较好(见图2).该地区地温达到早期和大量生烃所需要的温度条件,最大古地温仅为120℃(见图3(f)),在早期生烃阶段和大量生烃阶段的油气皆有可能得到保存,正常古地温条件下成藏温度一般较低.陕北地区在K1末期之后地层抬升幅度最大,一般都超过1000m(见表1和图2(d)).这种相对较浅的地层埋藏深度对于油气藏形成的岩性封闭条件极为不利,影响油气的聚集和保存.洛川地区长7烃源岩发育一般,位于生油中心边部,生烃能力一般.该地区地温达到早期和大量生烃所需要的温度条件,但最大古地温仅为100℃,并且持续时间较短(见图3(g)),限制油气的生成.该地区延长组在K1末期最大埋藏深度接近2000m(见表1和图3(g)),并且之后的抬升最强,地层剥蚀厚度大(超过1000m)(见表1和图2(d)),其埋深条件在盆地所有地区中是最差的.现今保留的油气藏主要为该地区烃源岩在大量生烃温度阶段生成的烃类,或者由地势抬升造成其他地区油气运移而来的油气.因此,该地区的油气成藏条件较差,成藏规模有限.总之,地层埋藏和演化状况在油气成藏过程中起到重要的控制作用.对于具有较好长7烃源岩发育条件和生烃能力的地区,如姬塬、白豹、西峰、陕北地区,油源充足;埋藏越迅速、深度越大,保存条件越有利、成藏潜力越大.长7烃源岩发育条件不太好的地区,如洛川地区能否规模成藏取决于其后期的保存条件.古峰庄地区具有很好的埋藏和保存条件,成藏规模主要取决于该地区长7烃源岩的生烃潜力.3盆地西北缘古峰庄地区(1)在鄂尔多斯盆地晚三叠世以来经历的4期(T3、J1、J2、K1)沉降—抬升循环演化过程中,不同地区的沉积埋藏深度和埋藏速率存在明显差异.T3期是地层埋藏速率最快的时期,主要沉降部位西北—北缘的古峰庄和陕北等地区,最大中生代地层埋深为盆地西北缘的古峰庄等地区.J1—J2期间盆地的最大沉降部位位于盆地西北缘古峰庄等地区;K1期是盆地沉降幅度最大、地层沉积累计厚度最大的时期,古峰庄等地区相对于陕北地区中生界最大埋藏深度普