鄂尔多斯盆地靖边地区中山涧井区延9油藏成藏控制因素分析

2013-02-10武富礼王立龙

长江大学学报(自科版) 2013年2期

雷迅，武富礼，罗星王凯，王立龙

（西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安7 1 0 0 6

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，具有烃源岩发育、生储盖组合配套、勘探领域广、油气资源丰富的特点［1］。靖边地区中山涧井区在鄂尔多斯盆地中北部，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元——陕北斜坡上，是总体上呈东高西低、坡降平缓的大型单斜，平均坡降6～8 m／k m。该区由差异压实作用发育着成排分布的走向北东－南西向或东西向的鼻状构造，并在西北部形成一局部隆起，对油气聚集和油气产能有重要影响［2］。下面，笔者对鄂尔多斯盆地靖边地区中山涧井区延9油藏成藏控制因素进行分析。

1 成藏条件

1.1 烃源岩

该研究区暗色泥岩平均厚约67.72 m，其中连续性最好、最优质的是张家滩黑页岩，该套生油岩厚2.0～7.7 m，平均厚4.42 m，具有良好的油源条件。

1.2 储集层

该研究区延9油层组三角洲平原分流河道砂体沉积，平面上呈条带状自北西向南东向发育4条主要的河道。该研究区延9储层的岩石学特征如下：砂岩类型主要为次岩屑长石砂岩，石英含量变化较大，占碎屑总量的32.0%～66.0%，平均51.38%；其次为长石，含量12.0%～31.0%，平均22.75%；再次为岩屑，含量7.5%～26.5%，平均13.05%。岩屑主要是变质岩岩屑，其次含有少量火成岩岩屑。

该研究区延9油层组储层孔隙度最小值为11.0%，最大值为22.4%，平均值为17.4%；渗透率为（2.13～2961.83）×10－3μm2，平均为291.68×10－3μm2。孔隙度与渗透率之间具有较好的相关性（见图1）。

图1 延9油藏孔隙度和渗透率相关关系图

1.3 运移条件

研究表明［3］，鄂尔多斯盆地侏罗系油藏成藏的一个重要因素是生成的油气必须经过长距离的运移到达圈闭后才能很好地成藏，其中侏罗纪古地貌发育的古河道对长1地层的切割又显得尤为重要，由于该研究区西南距蒙陕古河较近，且蒙陕古河还发育有小型的次一级古河通过研究区西南部，这为油气的运移提供了良好的条件（见图2）。

图2 鄂尔多斯盆地南部前侏罗纪古地貌图

1.4 盖层与遮挡条件

盖层条件对油气藏的形成起着至关重要的作用，尤其是区域盖层的作用更为重要。盖层的形成在时间上与水进期或沉积物供应减少期相对应，在空间上与沉积中心密切相关。研究表明，区域性稳定分布的优质盖层是沉积盆地形成大、中型油气田的必备条件之一［4］。由于该研究区延9油层组顶部及延8～延6油层组逐渐沼泽平原化，其发育的沉积物以河漫滩相厚层泥岩及煤层为主，从而为延9油藏提供了良好的盖层条件。

1.5 圈闭类型

该研究区为一构造简单的西倾单斜，缺乏背斜及断层等大的构造圈闭。精细构造研究发现，该研究区延安组发育的低幅度鼻状隆起构造，对油藏的形成与富集具有重要的控制作用，这种低幅度的构造与岩性配合后可以形成构造－岩性复合圈闭。

2 成藏控制因素

2.1 沉积环境对油气聚集的控制作用

沉积环境对油气聚集的控制作用的实质是沉积相对砂体类型及其孔渗性特征的控制，因为不同沉积相沉积的环境不同，其水动力条件有所不同，演化特征也有差异，因而所发育的砂体在物质成分、粒度、分选性、杂基含量及砂体的组合类型等方面各具特色，时空展布规律亦不尽相同，结果导致不同沉积微相的砂体有不同的物性特征和分布规律，形成沉积相对储层的控制作用，也控制了油气的聚集和分布［5］。

不同沉积体系形成时水动力条件强弱的差异，导致不同沉积体系沉积岩石粒度、杂基含量、颗粒的分选和磨圆等岩石成分成熟度和结构成熟度的差异，并对岩石在后期抗压实能力及胶结作用强弱等成岩变化方面的产生不同程度的影响，最终表现为不同沉积体系岩石物性条件的不同。研究发现，即使是在同一沉积体系中，不同沉积微相沉积的砂岩储集层的孔隙度、渗透率变化也会出现变化［6］。该研究区延9油层组河道相发育的砂体孔隙度、渗透率在区域范围内均最高（见图3），且沿主河道方向和切河道方向孔隙度、渗透率变化明显，河道侧翼和河漫滩相物性依次变差。目前在研究区延9油藏发现的高渗储集体分布区主要为河道砂坝砂体，其储层物性好，与其沉积环境水动力条件较强、粒度较粗、分选好－较好和杂基含量低密切相关，而侧翼及河漫滩等微相由于水动力强度弱、粒度变细、分选性变差和杂基增多，因此其物性变差。

图3 中山涧区延9油层组砂厚与孔隙度、渗透率叠合图

2.2 差异压实成因的鼻隆构造对油气富集的控制作用

图4 中山涧井区延9油层组构造与油藏叠合图

在三叠系古地貌基础上衍生而来的差异压实作用形成的小幅度鼻隆是形成延9油层的最主要的因素。首先，延长组侵蚀面的地貌形态是延安组的构造基础。这些构造的本质是三叠系古地貌背景、富县组、延10油层组和延9油层组下部以 “印模”关系堆积后形成压实背斜、鼻隆和群隆，在古河谷部位为鼻隆间的凹槽，在坡咀、沟间梁和残丘高地上则为鼻隆和群隆。其次，前侏罗系的古地貌正地形与延9油层组顶面构造具有很好的继承性，但鼻隆构造的圈闭范围和闭合高度由下而上逐渐减少。延9油层组鼻隆的凹／隆与三叠系侵蚀高地周边沟梁相间的地形走向一致且相间分布。上述鼻隆构造使得油气自下而上垂向运移于压实构造带中，在合适的盖层与遮挡条件下，比其他圈闭优先捕捉油气，成为油气运移的有利指向和油气富集的良好圈闭条件。目前，所有已发现的侏罗系延9油藏均分布在上述局部构造的高点部位（见图4）。

2.3 砂层顶面构造控制着油水分布

该研究区是倾角不大的单斜构造，油水分异不彻底，绝大多数井都是油水同层，部分井完全产水，个别井产纯油，产生上述现象的原因在于砂岩顶面高度的不同。结合砂岩顶面高度对试油成果进行分析后发现，在同一砂岩体中，砂岩顶面高的井产油气，砂岩顶面低的井产水，相对高差越大，油水分异越显著。因此，砂岩顶面高程对油水分布的控制，实质上是岩性遮挡，同时其又在一定程度上反映了构造因素。