鄂尔多斯盆地延长组油藏特征研究综述.docx

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鄂尔多斯盆地延长组油藏特征研究综述

鄂尔多斯盆地延长组油藏特征研究综述

鄂尔多斯盆地是一个多旋回沉积型克拉通类含油气盆地，也是我国第二大沉积盆地。

长期的油气勘探实践和油气地质研究表明，鄂尔多斯盆地中生界主要油气储集层以低渗透—特低渗透为显著特征，具有大面积、多层段普遍含油气的特点。

鄂尔多斯盆地油气具有“低渗、低压、低丰度”三低特征，三叠系油藏富集规律为多层系复合成藏、三叠系湖盆中部三角洲及重力流复合控砂。

截至2010年底，石油探明储量20.4亿t、天然气探明储量3.85万亿m3，为实现油气当量5000万t奋斗目标奠定了坚实的资源基础，使长庆油田发展成为我国第二大油气田和重要的能源战略接替区和天然气供销管网中心，为中国石油工业的蓬勃发展和保障国家能源安全做出了突出贡献。

1沉积相演化

鄂尔多斯盆地从长10期开始发育,围绕湖盆中心,形成一系列环带状三角洲裙体,进入长9期快速下沉,长10期的三角洲体系全部淹没水下。

到长8期,湖盆的规模和水深均已加大。

长7期湖盆发展到全盛期,广大范围被湖水淹没,深湖区的面积也急剧扩大。

进入长6期,湖盆下降速度变缓,沉积作用大大加强,经过长4+5、长3到长2期,湖盆逐渐消亡。

沉积总体显示为西厚东薄、南厚北薄的态势。

长9-长8期湖盆呈现为西岸稍陡,东岸平缓,因而浅湖沉积在西岸狭窄,东部则十分宽阔。

沉积体的突出特点是西部以各种近源快速堆积的粗粒三角洲和浊积岩为特征（田景春,2001）,东部则发育一连串三角洲。

西岸以镇北辫状河三角洲规模最大,是这一时期的突出特征之一。

北岸则以发育有巨大的盐池-定边三角洲为代表,东北部榆林-横山主要是三角洲平原,东部主要发育长条形三角洲,呈东西向分布,这时的子长-吴旗三角洲较为发育,安塞三角洲尚未出现前缘沉积,延安-甘泉三角洲前缘分为两支,东南缘的黄陵三角洲已现雏形（图1）。

长7期湖盆沉积格局与长8期基本相似,尤其是西岸仍以粗粒三角洲沉积和浊积岩为主,规模也基本与长8期相当。

北部及东部湖水进一步加深,湖岸线大面积向外推进,这时的盐池-定边三角洲面积较长8期有了很大的减小,榆林-横山三角洲前缘沉积较长8期有了明显的扩大。

长8期的子长-吴旗三角洲随着水进已退缩至靖边-杏河以东一带,演变为安塞三角洲,而延安-甘泉三角洲除向东退缩外,形态上未发生大的变化。

黄陵三角洲规模虽然与长8相似,但其前缘部分已开始出现浊积扇（图2）。

长6期湖盆西岸依然发育有石沟驿扇三角洲、镇北辫状河三角洲及泾川辫状河三角洲,与长8、长7期大体相似,但环县扇三角洲已不存在,演化为三角洲,尤其是马岭-庆阳地区在长8、长7期发育的大规模浊积扇体已大大减小,主要为三角洲前缘所替代。

该时期突出的特征是东北、东部的物源大大加强,榆林-横山地区随着沉积作用的加强已由长7期的三角洲前缘变成平原河流相,安塞、延安和富县三角洲进入发育的鼎盛时期,东北部三角洲前缘已与盐池-定边三角洲在吴旗北交汇形成一支庞大的三角洲前缘,同时经过吴旗向南直到华池-悦乐地区。

另一个特征是富县三角洲的沉积作用明显加强,向西穿过葫芦河和太白地区直达固城川,是合水-固城川浊积扇的主要物源。

长6期的深湖区也大大收缩,由长7期的盐池北向南推至姬塬地区,东部也显著向西南推进,长7期深湖区东部可达大路沟-志丹-西河口-富县地区,这时已推进到旦八镇、永宁、葫芦河以西地区（图3）。

长4+5期沉积格局与长6期无多大差别,只是深湖区进一步从各个方向向湖中心收缩,湖岸线与长6范围相近,但沉积作用与长6相比有显著的减弱,西缘的石沟驿扇三角洲继续存在,环县在长6及其以前的扇三角洲这时已完全成了陆上冲积扇,马岭-庆阳地区已无浊积岩发育,随着湖水的变浅,该区已变成马岭三角洲和镇原三角洲前缘,北部盐池-定边三角洲与长6相似,东北部及东部三角洲以及长6期发育的三角洲,尤其安塞三角洲北部已大部平原化,主要以分流河道沉积为主,富县三角洲与黄陵三角洲连为一体向葫芦河-太白以西延伸,可直到固城川地区的深湖区,成为该区的主要物质来源（图4）。

长3期由于盐池西缘及西南缘开始抬升,深湖收缩到直罗-合水以南的小范围内。

长3期沉积作用再次加剧,该期发育的盐池-定边三角洲这时与石沟驿地区连为一体,全面平原沼泽化,近南北向的曲流河河道砂坝也十分发育,可穿过姬塬向南伸入浅湖。

另一个特征是东北物源再次强化,一直可穿过吴旗向南达到华池地区,形成吴旗-华池三角洲,志丹、安塞、永宁、甘泉一线以东、以北地区全面平原沼泽、河流化,形成大范围的曲流河沉积。

长3时期只有延安、甘泉、富县、黄陵、铜川三角洲继续有前缘沉积发育,尤其是延安三角洲的前缘一直可穿过永宁向南延伸到太白-固城川地区（图5）。

长2期由后期抬升剥蚀作用,西南部长2以下地层剥蚀殆尽。

该期由于湖盆的持续收缩,合水、直罗以南长3期仅有的小范围深湖区已不复存在,浅湖区也较长3期大为收缩,仅在华池、延安、富县、黄陵几个三角洲尚有前缘存在,其他地区的沉积与长3期相似,只是进一步平原、沼泽化,河流或平原分流河道发育是这一时期的重要特征。

此时安塞油田及其西北广大地区辫状河沉积十分发育,由于物源区的抬升,沉积的粒度相对较粗,成为重要的油气聚集区（图6）。

长1期整个鄂尔多斯盆地全面平原、沼泽化,广泛发育薄的煤层或煤线。

从此结束了鄂尔多斯盆地延长组的沉积历史。

2延长组长7烃源岩

2.1优质油源岩的沉积特征与发育规模

在晚三叠世长!

早期，强烈的构造活动使得湖盆快速扩张，形成了大范围的深水沉积，为优质油源岩的大规模发育提供了基本地质条件。

岩芯观察表明，长!

油页岩段外观呈黑色，质纯，偶见介形虫及鱼鳞化石、星点状黄铁矿，并可见到泥包砂等深水沉积构造，深湖—半深湖相沉积特征明显。

同时，油页岩段中普遍夹有薄层凝灰岩和砂质泥岩，反映了湖盆的轻微震荡和古气候环境的变化。

长7油页岩段在测井综合图上表现出低电位（SP）、高伽马值（GR）、高电阻率（RILD）、低密度（ρ）等显著特点，与湖相粉砂质泥岩、泥岩明显不同（图7）。

因而，可以利用测井综合图进行有效识别，并进一步了解其时空分布特征与发育规模，为原油的勘探服务。

大量钻孔的统计结果表明，长7油页岩段大面积发育，分布范围可达5×104km2，但是厚度变化较大，最发育的地区累计厚度可达80m以上，大部分地区油页岩段的厚度在10-50m之间（图8）。

层段上，以长7段下部（长73）最为发育，长7段中部（长72）次之，长7段上部（长71）仅在湖盆中心发育。

长7油页岩段的分布范围与发育规模清楚地反映出其作为重要油源岩的作用。

2.2长7段优质油源岩排烃的主要动力来源

促成石油初次运移的地质作用十分复杂,石油初次运移的动力来源多样。

就泥质烃源岩而言,目前普遍认为压实作用、水热膨胀作用、黏土矿物脱水作用、有机质生烃作用等是石油初次运移的主要动力来源。

对于优质油源岩而言,由于生烃作用强,生烃膨胀形成的超压对于石油初次运移有着更为重要的意义。

对此,可以通过计算生烃作用产生的体积膨胀予以说明。

如果长7段优质油源岩的累计产油率取400kg/t,岩石密度取2.5g/cm3,干酪根密度取1.2g/cm3,地层状态下的原油密度为0.75g/cm3（长6段至长8段原油高压物性分析实测平均值）,油源岩的TOC按主要分布区间（6%～14%）取值,则计算得出1m3油源岩累计生成的原油体积为0.080～0.187m3,即累计生成的原油体积是岩石体积的8%～18.7%,甚至更高。

可见,长7段优质油源岩生烃作用产生的体积膨胀十分可观。

另外,如果假定干酪根热降解过程中体积收缩产生的空间完全被石油所占据,那么干酪根生烃过程产生的体积膨胀率也可达3%～7%,该数值也远大于油源岩的孔隙度。

实际上,油源岩的低孔隙度特征（实测孔隙度为0.5%～0.8%）表明,干酪根热降解收缩产生的空间难以完整地保存下来。

因此,第一种方法计算的数值可看作最大值（不考虑干酪根热降解收缩产生的空间）,而后一种方法计算的数值应是最小值。

虽然以上计算比较粗略,但无疑有助于对生烃作用可能产生的体积膨胀和超压的认识。

显然,长7段优质油源岩生烃作用产生的超压是巨大的,完全有可能成为石油初次运移（排烃）的最主要动力。

甚至对低渗透储集层中的油气二次运移产生重要影响。

2.3长7段优质油源岩的主要排烃方式

石油初次运移的相态大体有水溶相、油相、气溶相、扩散相4种。

油相运移包括分散状和连续状油相运移,后者对烃浓度的要求更高一些。

对于特定的烃源层来说,往往是某种排烃相态占主导。

同时,即使是同一烃源层,由于在不同埋藏演化阶段的含水量和生成烃类数量及组分的变化,其初次运移的主要相态也会产生变化,低成熟阶段可能以水溶相排烃为主,成熟阶段则以油相排烃为主,高成熟阶段气溶相与扩散相排烃变得更加重要。

油源岩生成烃类的数量和组成是制约排烃相态的主要因素。

长7段优质油源岩有机质丰度高、累计生油强度大,如前所述,其累计生成原油的体积可达岩石体积的8%～18.7%,甚至更高。

因此,可以推断,连续油相运移是长7段优质油源岩的主要排烃方式。

进一步说,该油源岩能以连续油相运移为储集岩直接提供“富烃优质流体”,从而为特低渗—超低渗储集层的石油富集提供极为有利的条件。

另一方面,由于长7段优质油源岩的有机质丰度高,因而干酪根在岩石体积中所占的比例高（约为15%～35%）,具备形成“干酪根网络”的物质条件。

干酪根具有亲油性,因此石油通过干酪根网络运移所需克服的阻力大大降低,极有利于石油的初次运移（排烃）。

前文述及的长7段优质油源岩沥青“A”的低饱/芳值,较高的胶质、沥青质含量,以及饱/芳值随TOC增高而降低的特征可能与干酪根网络对极性分子的吸附作用有关。

优质油源岩中的干酪根网络与微缝隙构成了石油初次运移的立体网络。

另外,从长7段油页岩、薄层凝灰岩、泥质粉砂岩夹层的荧光薄片观察到的微孔隙中富含油及网络状油质荧光的现象,从一个侧面佐证了连续油相运移和干酪根网络运移是排烃的主要方式。

诚然,通过微裂缝的“幕式排烃”也是不可忽视的重要排烃方式之一。

3延长组油藏成藏模式—以陇东地区为例

综合石油成藏期次、裂缝特征及形成时间、储层孔隙演化史以及成藏动力演化等特征，可以将陇东地区延长组的成藏过程划分为３个阶段：

早期低熟油小规模充注、中期成熟油大规模充注成藏、晚期构造抬升调整成藏。

整体具有早中期近源成藏、晚期远源调整的特征。

中晚侏罗世—早白垩世早期，烃源岩处于成熟阶段的早期，其镜质体反射率为０．６％左右，此时烃源岩的生排烃量较少。

侏罗世末期，北西—南东向裂缝已形成，但是裂缝密度较小。

该时期砂岩储层物性较好，尚未低孔低渗，储层孔隙度为１７％左右，毛细管阻力较小。

此外，地层埋藏史研究表明，侏罗纪末期，陇东地区延长组具有南西高、北东低的特征。

在以上多种成藏要素的配置之下，早期生成的成熟度较低的石油可充注进入烃源岩内及其附件的砂体，主要包括西峰地区长８砂体与长７自生自储砂体（图9）。

然而现今所开采出的石油中并不存在此类成熟度较低的原油，说明由于该时期烃源岩排出的烃类较少，石油仅仅发生了小规模的充注，并未聚集成藏。

因此，称其为早期低熟油小规模充注阶段。

早白垩世末期，陇东地区延长组各层处于最大埋深期，且由于构造热事件的发生，使烃源岩进入生排烃高峰期，其镜质体反射率达到０．８％～１．０％。

由于储层经历了快速埋藏过程，压实作用使得储层孔隙大量损失，同时胶结作用发育，造成储层低孔低渗，毛细管阻力较大。

不过由于陇东地区延长组烃源岩有机质丰富，尤其是长７油页岩有机质丰度可高达２０％以上，生烃膨胀可产生较强的动力，从而克服储层毛细管阻力驱动石油聚集成藏。

该时期构造平缓，储层低渗，石油主要聚集于烃源岩分布范围内的长６—长８储集砂岩中，部分石油可沿裂缝垂向运移至延长组上部长４＋５层位中，为中期成熟油大规模成藏阶段（图10）。

在晚白垩世时期，由于构造运动造成地层抬升并发生剥蚀，烃源岩生烃作用停止。

但是该时期发育了大量北东—南西向的高角度构造裂缝，石油可以沿着这些裂缝进行垂向、侧向调整运移成藏，对于陇东地区浅层与陕北地区源外油藏的成藏意义重大，称为晚期构造抬升调整成藏阶段（图11）。

4油气成藏主控因素分析

4.1烃源岩与油藏分布

盆地生油研究成果表明,延长组油源为同一生油坳陷中的烃源岩,其中长7烃源岩生烃潜力贡献率达75%。

目前,已发现的油田,尤其是延长组下部油层组（即长6～长8）油田绝大多数分布在生油坳陷范围内,表明生油坳陷对油藏起着不容忽视的控制作用。

油气在地层中的运移一般都是遵循流体势场运动原理,即由高势区向低势区运移,由势场强度大的区域向强度小的区域运移。

进一步分析鄂尔多斯盆地各类油藏所处生油坳陷的位置不难看出,油藏多出现在烃源岩厚度变薄、生烃强度和排烃强度较低的低势区。

长7以油页岩为主的地层是盆地的主要生油岩层,作为主力储集层的长6、长8储层同样具有距离生油层近的天然优势。

东北三角洲沉积体系长6储层相当发育,厚度较大,物性良好,砂体大面积连片,是大规模油藏富集的场所。

另外,从流体势场运动角度分析,以油气相为主的流体在其运移过程中受自身低密度、高浮力等因素的影响首先要向势能低的方向运移。

也就是说,东北三角洲沉积体系的长6储层及部分地区的长8储层成了油气运移的低势区;西南辫状河三角洲沉积体系的长6地层,沉积了一套以泥质岩为主的地层,储集条件较差,而长8地层沉积了一套性能相对良好的砂岩储层,因此在西南辫状河三角洲沉

积体系中,在长6～长7烃源岩中形成的油气具有向下部压力低势区即长8储层运移聚集成藏的条件。

从油藏的分布地域看,在大体一致的区域西倾大单斜背景下,由于东北三角洲沉积体位于距离生油坳陷较远的上倾方向,东北三角洲油藏的分布与生油坳陷低势区指向具有更好的一致性。

因此,生油坳陷异常压力低势区是油气运移的指向,是理想的石油预探区带分布区,也是有利勘探目标区。

4.2沉积相带与油藏分布

有利的沉积相带是油气富集成藏、大面积分布的重要地质基础,是油气运移聚集的最有利载体。

寻找储层发育的有利沉积相带是评价石油预探区带、预测有利勘探目标的关键。

延长组从长8到长6,再到长2是一个由湖盆形成、发展至萎缩的演变过程,由此导致了砂岩粒度在纵向上由粗到细再到粗的变化,储层物性也相应发生了上述变化规律。

三角洲沉积体系的各个亚相,由于其距离油源的远近不同,在捕获油气的优先程度上存在着明显的差异。

在三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲等亚相中,三角洲前缘亚相具有砂体发育、储集性能良好、距离油源近等特征,是油气聚集的最有利相带。

东北三角洲体系中,三角洲前缘水下分流河道砂体颗粒较粗,分选中-好,厚度适中,物性较好,渗透率大于1.0×10-3μm2的高频率区砂体连片分布,是陕北地区长6油藏大面积分布的最有利相带。

如位于王窑南的塞170井处于三角洲前缘水下分流河道的主砂体带上,孔隙度平均为15.90%,渗透率平均为14.42×10-3μm2,日产纯油7.86t。

西南部辫状河三角洲体系中,三角洲前缘水下分流河道砂体同样是良好的储层,是陇东地区长8油藏聚集的最有利场所;但是由于其距离物源较近,砂岩中杂基含量、碳酸盐矿物含量较高,导致砂岩物性总体上要比陕北差一些。

4.3储层渗透率与油藏的关系

油藏的高产受到油层厚度、储层孔隙度、渗透率、面孔率等多种因素的控制,由于盆地延长组储层物性的不均质性和受储层孔喉连通性好坏等的影响,油藏产量与油层厚度、储层孔隙度、面孔率诸要素之间的线性关系不是十分的理想;但是研究发现,渗透率与油藏产量的关系最为密切,二者的相关性比油层厚度、面孔率等要素要好（图3）。

盆地西南辫状河三角洲长8储层中的高渗透带是油藏获得高产的重要条件,而适度的高渗透率是盆地东北三角洲长6储层获得高产的重要因素。

通过对志靖-安塞地区242口井4万余块岩心分析资料统计发现,陕北志靖-安塞地区长6储层渗透率小于l×10-3μm2的样品占总样品数约70%,而该地区产量大于15t/d的高产油井均分布在渗透率大于l×10-3μm2的较高渗透率频率区带内,充分表明储层渗透率是影响油井产量最重要的因素。

需要指出的是,尽管储层渗透率对油井产量的影响十分明显,但也应该看到复杂的地质背景往往不是由一个因素所能控制的。

5补偿规律油气成藏影响

5.1不同成藏要素的相互补偿作用

在石油成藏过程中,各种不同的成藏要素具有不同的补偿作用,而本区这种补偿作用则表现得尤为明显。

从表1中可以看出,尽管长6储层、圈闭条件一般,但因为具有优越的油源条件补偿,仍然是本区分布最广的油藏。

长2因为油源供应不充足,要靠其他条件如盖层、储层、保存、圈闭等条件来补偿成藏。

特别是圈闭条件,一般来说,优势的圈闭更容易捕捉到石油。

如鼻隆就是长2的一种重要的成藏构造背景,许多长2油藏的形成都与鼻隆有关。

侏罗系油源条件比长2更差,圈闭条件差的就更难成藏,这也就是侏罗系构造油藏较为发育的主要原因。

5.2不同成藏要素的相互补偿作用

不同层位油藏之间具有成藏条件互补的特点,主要表现在盖层上。

侏罗系油藏主要发育在西部甘陕古河及其支流周围。

由于甘陕古河及其较大的支流在主河道将长1盖层全部切割殆尽,使得长2失去了赖以成藏的封盖条件,而成为侏罗系成藏的补偿条件之一。

同时,如果长4+5盖层发育良好,仍然不利于侏罗系成藏。

即有利的侏罗系成藏区应该是长1、长4+5盖层均变差的区域。

侏罗系油藏分布少与其所需要的补偿条件太多有关。

在侏罗系内部,下部地层较差的盖层条件同样可成为上部油藏得以发育的补偿条件,鄂尔多斯盆地侏罗系储量自下而上逐步减少,呈宝塔形分布,与这种补偿成藏的方式有关。

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