红河油田前侏罗纪古地貌与延安组油气富集关系研究

2015-07-02许艳争毕明柱

石油地质与工程 2015年3期

关键词：印支红河运移

许艳争，毕明柱

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

红河油田前侏罗纪古地貌与延安组油气富集关系研究

许艳争，毕明柱

(中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006)

利用残余地层厚度法与三维物探界面识别法相结合，建立了红河油田前侏罗纪古地貌图，研究区内发育两条大水系和若干次级水系，南支为二级古河庆西古河的支流、从西南方向注入庆西古河，北支同为二级古河庆西古河的支流、从西南向北注入。将微地貌划分为河谷、山脊、山谷、高地、河间丘、泛滥平原6种古地貌单元。研究表明，古地貌景观基本控制了延安组下部的储层展布及构造形态；古河谷的下切作用不仅使延安组与油源层的接触距离缩短，而且为油气提供优势运移通道。

红河油田;前侏罗纪；延安组；古地貌；油气富集

1 地质背景

红河油田地区地理上位于甘肃省东部，构造上位于鄂尔多斯盆地一级构造单元天环坳陷的南部，为一倾角仅0.3°～0.6°的西倾单斜构造，局部发育近东西走向的鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭(图1)。三叠系延长组从下向上细分为5个岩性段10个油层，受印支运动的影响，延长组缺失长4+5或长6以上地层，侏罗系延安组缺失延6以上地层，局部地区延10未沉积，在延长组顶和延安组顶形成2个剥蚀面[1]。

延长组沉积后，晚印支运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，延长组顶部遭受强烈风化及河流侵蚀等地质作用，形成水系广布、沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观，下侏罗统在此基础上开始了新的沉积旋回，为一套河流湖泊三角洲沉积，厚度60～170 m。延10沉积属河流充填沉积，延9期准平原化，延8-延1沉积期属沼泽-湖泊沉积，前侏罗纪古地貌形态不同程度地控制着延安组早期沉积。

2 古地貌恢复及其特征

古地形地貌是控制一个盆地后期沉积相发育与分布的一个主要因素，同时在一定程度上控制着后期油藏的储盖组合。地质历史中各构造期所产生的不整合面古地貌更是油气地质工作者关注的一大热点。

2.1 研究思路

目前，古地貌恢复主要有残留厚度和补偿厚度印模法、回剥和填平补齐法、沉积学分析法、层序地层学恢复法，不同的古地貌恢复法具有不同的优势[2-4]。近十几年，随着三维地震技术的发展，三维地震技术也用于地貌学和沉积学解释工作，形成了将地貌学和三维地震相结合的“地震地貌学”。本文研究思路是在基础地质分析的基础上，根据延长组长7-延10残余地层厚度和延安组延10砂岩厚度等厚图变化相互印证获取古地貌主要参数，同时结合三维地震技术对印支不整合面的刻画，相互印证对比，恢复前侏罗系古地貌形态。

图1 红河油田延9底面构造等值线图

2.2 古地形地貌分析方法技术

2.2.1 测井识别印支不整合面

红河油田延安油层组岩性组合具有下砂上泥的总体特征，下部砂岩主体为细粒石英砂岩或细粒长石石英砂岩，与不整合面下延长组长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩有根本区别。优选中侏罗统直罗组典型河道石英砂岩作为标准层进行对比，建立延安组底部石英砂岩判别标准，目的层段与直罗组厚石英砂岩比值取1.2、差值取10，可以很好地判别石英砂岩，比值在1.2～1.4、差值在10～20之间需要结合地质条件综合判别，判别时优先选用差值标准。

从长7到长3，延长组砂岩GR(自然伽马)值大致具有从大变小的总体变化趋势；延安组总体GR值较小，但变化大，与延长组区别明显；直罗组GR值更小，且变化小；高时差泥岩或煤层下石英砂岩属于延安组延10地层，作为印支面识别的一个重要参数(图2)。

2.2.2 地震识别古地貌

根据地震资料发现，各古地貌特征在地震剖面上有明显的识别标志。风化剥蚀程度高的地段(如古山梁、古高地等)其地震反射特征表现为振幅减弱、连续性差、出现绕射、上超等现象，而风化侵蚀、溶蚀程度低的地段(如古沟谷、古低地、较平坦地段等)其地震反射波振幅较强、连续性较好，具平行反射特征等[5]。

图2 红河油田延长组长7-直罗组GR值变化折线图

印支运动不整合界面，在工区中部地震剖面中可见有明显的下切、削截关系，该界面对应地震T5反射界面；从地震反射波组特征上看，T5界面上下波阻抗差异明显，地震反射特征迥异，上部延安组地层波阻抗总体较小但变化幅度较大，反射波组能量强、连续性好，下部延长组地层波阻抗总体较大但变化幅度较小，反射波组能量弱、连续性中等-一般(图3)，通过对不整合面的识别可提取印支面-延长组全区可识别等时界面(长7)地层等厚图。

图3 延安组与延长组地层接触关系(镇泾玉都-屯子三维地震拓频体-JT2-HH38-HH43连井剖面)

综合分析，红河油田地震剖面图可识别出古河、河间丘等古地貌单元，把从地震剖面上所识别出的古河道、阶地、斜坡、高地等古地貌单元用不同颜色的线段标识在平面图上，成为下一步结合钻井资料进行井-震联合分析古地貌单元的基础[6]。

2.3 前侏罗纪古地貌平面分布特征

2.3.1 古地貌特点

前侏罗延安组沉积前古地貌总体表现起伏不大、东高西低、北高南低，不存在明显的高地、洼地及下切河谷，整体为一大单斜。中-东北部古地形起伏变化大，山脊、河谷、山谷相对发育，向西、向南地形相对较平缓。

古地形地貌展布形态上东、西存在明显差异性：东部地形走向以南西北东向的条带状为主，古山脊、侵蚀沟谷呈带状相间展布；西部则以连片古高地为主。红河地区最大的高地分布在研究区的西南部，其次是西北部，最小的高地位于中部；缓坡地形线较平缓，坡度变化不大；洼地地形相对较低，只有小范围的洼地出现，分布于缓坡中(图4)。

图4 红河油田前侏罗纪古地貌

2.3.2 古地貌分区

图4为用残余地层厚度法考虑压实效率编制的前侏罗纪古地貌图，古地貌西高东低，地势平缓，平均坡降在1/100 m左右。本文按丁晓琪等[7]的标准，根据地形的相对高低，可划分出河谷、山谷、山脊、泛滥平原、高地、河间丘6种等微地貌单元。①河谷是指古地貌地形最低的地貌单元，在红河油田识别出两条大的古河道，南支河流注入庆西二级古河，该支流在红河油田分布范围广，贯穿整个油田，对基岩切割深度大，河谷宽度14～35 km，从钻井剖面分析，填平的延10段砂岩累加厚度大，最大厚度可达76 m，因此推测当时河谷下切作用非常强烈，河道较窄；北支向北注入庆西二级古河，该支流在红河油田代家坪有分布，河谷宽度9～22 km，从钻井剖面分析，填平的延10段砂岩累加厚度较大，最大厚度可达58 m左右，河流规模小于北支河流。②山谷是指等高线凸向高处的山谷连线,山脊之间的低洼部分。③山脊是指等高线凸向低处的山脊连线。④高地指古地形最高的古地貌单元，其长期遭受风化剥蚀，导致地层缺失或者发育较薄的沉积。本研究区主要是演武高地。

3 古地貌在油气富集中的作用

3.1 古地貌控制着储层砂体的空间展布

红河油田延9-延10前侏罗纪古地貌的沟谷填平补齐的沉积过程，以河流相沉积为主的河谷内，主要以河床滞留沉积砂体为主。侏罗系底部河流相沉积具有主砂体厚度大、分布稳定等特征，物性条件好，条件明显优于其他相带的沉积，成为侏罗系油气运移的优势通道，在地层超覆圈闭或岩性尖灭圈闭或断层遮挡圈闭中聚集成藏。受其控制，侏罗系油气主要分布在古河道的两侧。侏罗系底部的河床相复合砂体不仅控制了侏罗系油气藏的分布，而且也控制了石油的成藏规模[8]。

3.2 古地貌控制着小幅背斜和穹窿构造

红河油田已发现的侏罗系延安组油藏多属于由差异压实作用形成的鼻隆状构造油气藏，而这种构造又完全受控于前侏罗纪古地貌。下覆延长组地层受到侵蚀形成了河间丘、残梁、残丘等古地貌为刚性基底，其上覆沉积的延安组“软地层”极易形成差异压实，进而形成了小幅度背斜和穹窿构造，形成了以构造为主控因素的差异压实小幅度背斜油藏[9]。

延安三角洲平原河道砂体与这些低幅度构造高点相匹配的时候，就成为油气运聚的有利指向区[10]。目前已发现的延安组油藏均分布在这些局部构造高点部位，如红河60、ZJ1、3等工业油流井都位于山脊等古地貌中。

3.3 古地貌利于沟通油源形成优势运移通道

受印支运动的影响，演武地区随着盆地的进一步抬升，延长组顶部遭受不同程度的剥蚀，形成明显的侵蚀地形，延安组地层与延长组地层直接接触，个别侵蚀严重的地区可直接与延长组长7油源地层接触。同时由于印支运动的影响，在本期形成了大量裂缝，裂缝与孔隙形成网络系统，既是油气进行二维侧向运移的输导层，又可作为油气进行二维斜向运移的输导层，这种输导层作为油气运移通道的质量好坏，主要取决于不整合面处风化壳的孔渗性。其孔渗性越好，越有利于油气运移；反之则不利于油气运移[11]。

4 结论

(1)利用测井和地震波组特征分析技术，恢复了鄂尔多斯盆地红河油田前侏罗纪古地貌，将其划分为河谷、山脊、山谷、高地、河间丘、泛滥平原6种古地貌单元。结合研究区下侏罗统油藏的分布规律，认为山脊为该地区的聚油古地貌单元。

(2)前侏罗纪古地貌在下侏罗统沉积期控制着储层砂体的类型和空间展布形态和规模。在后期构造改造中，古地貌在小范围区域内造就了小幅度鼻隆和穹窿构造，成为油气富集的有利场所。下切古河谷与印支运动性的裂缝-孔隙形成网络系统，利于油气垂向-侧向迁移，形成优势运移通道。因此古地貌对下侏罗统油藏的形成和分布具有多重的控制作用。

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[11] 付广,吕延防,薛永超,等.油气运移通道及其对成藏的控制[J].海相油气地质,1999，4(3):24-28.

编辑：吴官生