鄂尔多斯盆地中生界油藏类型及分布特征

鄂尔多斯盆地中生界油藏类型及分布特征

1晚三叠世油气层组划分鄂尔多斯盆地形成于晚三叠纪，是中国北方陆地平台向秦祁海域的平台边缘。其中:早古生代为华北陆表海沉积范畴,寒武—奥陶系属于浅海碳酸盐岩相;晚古生代沉积了海陆交互相的石炭—二叠系。到晚三叠世早期,陕甘宁地区开始下拗,沉积了一套厚度约为1000m的湖相—三角洲相碎屑岩建造,即本区主要含油层系——上三叠统延长组。根据油气层纵向分布规律,自下而上将其划分为10个油层组:即长10—长1油层组。晚三叠世末的印支运动使盆地整体抬升,形成侵蚀古地貌,之后沉积的侏罗系下统延安组厚度为150～420m,为中生界第二套含油层系。延安组自下而上也划分为10个油层组,即延10—延1油层组。其中长8、长6、长4+5、长3、长2油层组及延10、延9、延8油层组为主要含油层段。2构造-岩性复合油藏以往认为鄂尔多斯盆地油藏类型主要有延长组岩性油藏和侏罗系延安组古地貌构造油藏两种类型。但随着近年来勘探开发的不断深化,长2、长3油藏被大量发现,其所具有的构造-岩性复合油藏特征也逐渐明确。同时,不同类型油藏在纵向上呈现出规律性的分布:位于下面的长8、长6、长4+5油层组以岩性油藏为主;中间长3、长2油层组为构造-岩性复合油藏;上部侏罗系延安组则主要发育构造油藏。2.1湖沼相泥页岩储层底部长8、长6和长4+5岩性油藏探明储量约占全盆地总探明储量的65%,是盆地主力产油层,其中又以长6油层组为主。在长8、长6和长4+5组合中,长8期储层以三角洲水下分流河道、水下扇砂体及深水浊积体为主;长7期广泛分布的湖相泥页岩既是良好的生油岩,又是长8期储层的盖层;长6期储层为一套形成于三角洲建设高峰期的大型复合三角洲砂体,具有厚度大、分布稳定、延伸远的特点;长4+5期广泛发育的厚度为60～80m的湖沼相泥质岩是本区的区域盖层。另外,在长4+5期局部三角洲分流河道砂体发育的地区,也可形成油藏。该类油藏一般受侧翼岩相变化形成的泥质岩类或成岩后生作用形成的致密砂岩带控制,属于较典型的岩性油藏。由图1可见,川口区油藏顶面构造为近南北走向的西倾单斜,地层倾角小于1°,局部发育有差异压实形成的低幅度鼻状隆起,但油藏发育与鼻隆构造的关系不明显,具有平面上油藏连片分布规模较大、纵向上多层含油且含油饱和度高的特点。2.2鼻隆发育区的油气藏分布盆地中该类油藏储量小于岩性油藏,其中以长2油藏较为发育。该组合中,长2期储层以河流相砂岩或三角洲平原亚相分流河道砂岩发育为特征,砂岩粒度相对较粗、物性较好。在长1期,整个鄂尔多斯盆地全面平原、沼泽化,泥质岩类广泛分布,除了局部有剥蚀外,厚度可达100～150m,是本区又一套良好的区域盖层。长3期也具有广泛发育的河流相或三角洲平原亚相分流河道储层,但盖层条件差,仅局部有油气分布。该类油藏一般为上倾方向的岩性相变或致密层遮挡与鼻隆共同作用形成的构造-岩性油藏。余家坪区(图2)为一复合鼻隆区,油藏平面上大体分布在受差异压实影响所形成的鼻状隆起范围内,油层的厚度与鼻隆发育程度有关,在鼻隆发育区油层有层数变多、厚度变大的趋势。由图2可见,位于剖面西段单斜地区的8384井为单一油层,油层厚度为5.6m,而在东部鼻隆高点的8233-1井,油层层数增加为2层,累计厚度为19.8m。但与长8、长6、长4+5油藏相比,长2、长3的油层相对较薄,且一般发育在其顶部。2.3储集体部位层序地层格架构造油藏在延安组各层段中均有发育,但储量总体规模小于上述两类油藏。其主要分布在盆地中部甘陕古河及其支流区域内一、二级深切河谷的交汇三角区形成的阶地(低丘)和斜坡前缘的残丘(坡嘴或丘嘴)等古地貌单元上。受古地貌控制的差异压实构造是主要的油气聚集场所,此外还有披覆构造。延安组广泛发育河流相砂体、三角洲分流河道砂体,为油气聚集提供了较为理想的储层。其中:延10期储集体以河流边滩亚相砂体为主,单层厚度大,分布稳定,岩石碎屑粒度为中细粒,物性好,是延安组最主要的储集体;延9、延8期储集体多为分流河道砂体,平面上呈条带状向盆地内部延伸,岩性以中、细粒砂岩为主,粒度均匀,物性一般较好。其上覆的煤系和泥质岩类形成了直接盖层。Q39井区就是该类油藏的一个典型的代表。由图3可见,该区发育有东、西2个背斜圈闭,圈闭形态顶平翼陡。平面上构造高点与油藏位置基本吻合,圈闭形态与含油面积趋于一致;纵向上油藏具有统一的油、气、水界面,油层厚度与构造闭合高度密切相关。3盆地油气藏集中运动规律鄂尔多斯盆地油藏序列具有以下特点:①自下而上构造作用逐渐加强,即由岩性油藏向构造油藏过渡;②油藏储量从岩性油藏到构造油藏逐渐变少。这些特点主要是缘于盆地中生界上、下不同地层油气成藏条件的差异,即底部岩性油藏组合比其上部地层具有更为优越的油气成藏条件。鄂尔多斯盆地的油藏主要分布在倾角约为1°的大型西倾单斜上,长8—长7、长6—长4+5、长2—长1及延安组自储自盖等多套储盖组合近平行分布,形成了以下生、上储、顶盖为主体的生储盖空间配置关系,这对油气运移、聚集有着重要的控制作用。鄂尔多斯盆地长7油层组是目前公认的中生界主力油源岩,其有机质丰度、生排烃能力及规模明显优于其他层段。长7油层组为一套以深湖—半深湖相沉积为主的、富含有机质的黑色泥页岩和含油页岩,横向上分布范围广,面积可达5.0×104km2。此外,长9李家畔油页岩和局部地区的长6黑色、深灰色泥岩也具一定生、排烃能力。盆地油源岩在早白垩世中期进入成熟门限,在早白垩世末至晚白垩世末进入成熟—高成熟阶段并开始大量排烃。由于本区延长组、延安组圈闭的形成均早于烃源岩的排烃期,因此油气具有自下而上、同期充注的特点。由此可见,底部岩性油藏组合的成藏条件优于上部地层。在运移方面,延长组地层平缓(倾角一般小于1°),以低渗透—特低渗透储层为主,缺乏进行较长距离侧向运移的条件。因此目前普遍认为,延长组中广泛分布的各种垂直、近垂直裂缝与砂岩在空间上的组合形成了石油运移的主要通道,其二次运移以垂直或近距离侧向运移为主要形式[10,11,12,13,14,15]。侏罗系延安组自身缺乏油源岩,其石油也来自于底部延长组。由于有侏罗系古河谷深切至延长组,长1盖层被剥蚀破坏,使得油气得以向延安组运移,而侏罗系河道的复合砂体是油气进入侏罗系后的输导层,即延安组聚集的油气以垂向运移为主[10,11,12,13,14,15]。也就是说,由于缺乏侧向运移通道,油气首先要穿过长8—长4+5地层才能继续向上运移,这对长2、长3油层组及延安组成藏不利。由此可见,圈闭与油源岩纵向上的距离是决定油源条件优劣的一项重要指标,盆地石油储量在不同层位分布的状况就是一个很好的佐证。长6油层组紧邻长7油源岩并位于其上部,处在油气运移的有利指向上。在盆地现已发现的石油储量中,长6油层组储量约占总储量的56%,超过了其他层段全部油藏储量的总和。从长6油层组向上到延安组,各层储量逐渐减少,总体上储量呈金字塔状分布。与油源岩上下位置关系也很重要,同样与长7油源岩相邻但位于其下的长8油层组储量发现就较少。另一方面,本区特殊的油气成藏条件,使得盖层成为油源条件的重要制约因素。长2油藏富集的地区,其底部长4+5盖层的品质一般较差,长6油藏往往不发育。油源条件是本区特殊油藏序列形成的主要控制因素。对长8、长6、长4+5油层组而言,由于油源供应相对充足,油藏具备广泛发育的基础,构造对成藏无明显控制作用;长3、长2油层组则因为油源条件较差,而鼻状构造却是油气长期运移的指向区,因此位于鼻状构造上的砂体就易于成藏。到目前为止,在盆地内所发现的长3、长2油藏绝大部分与鼻状构造相关;延安组距油源岩最远,油源条件最差,对圈闭条件的选择就更为苛刻,因而其油藏类型以构造油藏为主。4顶部侏罗系车家山区(1)在鄂尔多斯盆地已发现的主要油藏属于3个不同的油藏类型组合,即:底部长8、长6、长4+5岩性油藏组合;中部长3、长2构造-岩性复合油藏组合;顶部侏罗系延安组构造油藏组合。即形成了自下至上由岩性向构造过渡的特殊油藏序列。(2)本