鄂尔多斯盆地环江地区侏罗系延安组古地貌特征与油气成藏规律

2023-02-13耿军阳刘丽萍罗顺社吕奇奇

大庆石油地质与开发 2023年1期

耿军阳刘丽萍罗顺社吕奇奇代榕张严

（1.长江大学地球科学学院，湖北武汉 430100；2.中国石油长庆油田公司第七采油厂，陕西西安 710200；3.非常规油气湖北省协同创新中心，湖北武汉 430100；4.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉 430100）

0 引言

古地貌的研究起源于20世纪50年代，之后逐渐应用于油气勘探领域。中国于20世纪70年代在鄂尔多斯盆地马岭油田开始应用古地貌进行储层研究。随后杨俊杰等［1］在前人研究基础上将鄂尔多斯盆地侏罗系油藏划分为3类7种油藏序列，并总结了侏罗系古地貌油藏的勘探方法。

前人对鄂尔多斯盆地古地貌控藏进行了深入的研究。郭正权等［2］首次对鄂尔多斯盆地进行全盆地范围的前侏罗纪古地貌恢复，划分为古河谷、潜丘、阶地、斜坡、平原、高地等古地貌单元；赵虹等［3］、李永锋等［4］采用印模法恢复安塞地区前侏罗纪古地貌，将古河谷平原进一步划分为谷坡及河漫台地；毛飞跃等［5］在对鄂尔多斯盆地镇原油田古地貌恢复的基础上，分析了古地貌与油藏分布规律，总结出古地貌控制油气成藏的3种有利条件；李元昊等［6］运用残余厚度法恢复研究区古地貌形态，并提出盆地三叠纪末期经历了2次构造抬升侵蚀过程，下侏罗统古地貌是对这2次构造抬升侵蚀过程的响应；李永锋等［4］、刘瑞东等［7］研究认为鄂尔多斯盆地侏罗系广泛发育“小而肥”的隐蔽型油气藏，古地貌是侏罗系延安组油藏的一级控制因素。前人对鄂尔多斯盆地古地貌控藏的认识多局限于斜坡、河间丘处等古地形较高处为油气成藏的有利地带［8⁃19］，对于研究区现存的支河谷油藏缺乏深入研究。本文采用印模法恢复鄂尔多斯盆地环江地区前侏罗纪的古地貌形态，探究不同古地貌单元对油气运移及成藏的控制作用，为鄂尔多斯盆地侏罗系构造演化的进一步研究以及环江地区油藏勘探提供依据。

1 区域地质背景

环江地区地处鄂尔多斯盆地西南部，主体位于天环坳陷南段。主要含油层系为三叠系延长组和侏罗系延安组［20⁃22］。工区面积约为3 982 km2（图1）。

图1 环江地区构造位置示意Fig. 1 Schematic structural location in Huanjiang area

三叠纪末期，环江地区南部自西向东发育1条贯穿盆地的一级古河——甘陕古河，古河两侧还发育有南北向的宁陕、庆西、蒙陕、晋陕等多条二级古河与甘陕古河共同构成鄂尔多斯盆地河流系统［23］。在这些古河的冲刷侵蚀作用下，延长组顶部遭受大面积剥蚀，盆地整体呈现出一幅丘陵层叠、沟谷纵横的古地貌景观［12］。

在此沉积背景下，研究区侏罗系的演化整体上可以划分为3个阶段：构造抬升—侵蚀下切—稳定沉降、填平补齐；稳定沉降—构造稳定；构造再度抬升。

鄂尔多斯盆地环江地区地层演化阶段与沉积体系相对应。首先是富县组的构造抬升以及河谷下切作用形成的冲积扇−辫状河沉积体系，延10油层组在富县组的基础上，地层开始稳定沉降，进入填平补齐阶段，河谷水系进一步发展，形成辫状河沉积体系。随后延9油层组进入三角洲发育时期，地层继续稳定沉降，区内出现多条三角洲平原分流河道，至延6油层组进入构造稳定阶段，形成延9—延6油层组的河流湖泊−三角洲沉积体系。最终延4+5油层组再度出现构造抬升，经历构造抬升、河流回春、三角洲平原河流发生进积，由此形成网状河流−残余湖沉积体系［15］（图2）。

图2 环江地区侏罗系延安组综合柱状图Fig. 2 Stratigraphic column of Jurassic Yan’an Formation in Huanjiang area

2 前侏罗纪古地貌形态恢复及其特征

2.1 研究方法

古地貌的恢复方法种类繁多，常用的方法有沉积学综合分析法［9⁃10］、残余厚度法［11⁃12］、印模法［13⁃15］、地球物理学法［16⁃18］、层序地层学法［19］等。

沉积学综合分析法的优点是简单易懂、操作性强，但恢复的古地貌精度不高。残余厚度法由于未考虑构造和差异压实的影响，误差相对较大。印模法是在待恢复地层之上，选择1个全区范围的基准面，将基准面拉平，在古构造恢复和地层厚度校正的基础上进行古地貌恢复。印模法考虑了古构造和差异压实的影响，恢复精度较高。地球物理学方法精度高，能直观地反映研究区古地貌形态，但需要丰富的测井、录井数据及地震资料。层序地层学方法结果更加合理，但基准面选择难度较大。

环江地区开发时间长、录井资料丰富，但缺乏高精度的三维地震资料，因此本文采用印模法恢复研究区古地貌形态。

环江地区在延9油层组进入三角洲发育期，全区范围内延9油层组地层顶界广泛发育1段厚约2~5 m的煤层，可选取为基准面。将延9油层组地层顶界作为基准面拉平，统计延10油层组+富县组的残余地层厚度。地层由于埋深不同，导致自身遭受不均匀压实。去压实校正就是将不同深度下多个单井孔隙度数据拟合，得出研究区孔隙度和深度的关系，进而得到研究区原始地层厚度。

在去压实校正的基础上，反演前侏罗纪古地貌起伏形态。具体方法为：h1为基准面钻井深度、h2为风化剥蚀面距基准面间厚度、h3为目的层厚度，目的层底部与基准面间总厚度为H，即H=h2+h3，因此h2=H-h3，通过H、h3计算出单井h2值并刻画h2的平面分布即得古地貌形态，通常刻画h3平面分布并进行反向填色即可视为古地貌形态（图3）。

图3 印模法古地貌恢复示意Fig. 3 Schematic diagram of restoring paleomorphology by moldic method

2.2 古地貌特征

在恢复环江地区延10油层组+富县组原始地层厚度的基础上，以延9油层组地层顶界作为基准面，采用软件生成前侏罗纪古地貌（图4）。研究区前侏罗纪古地貌格局为1条古河谷、3条支河谷、2个高地、3个斜坡、2个河间丘。

图4 环江地区前侏罗纪古地貌模拟Fig. 4 Pre-Jurassic paleogeomorphology modeling of Huanjiang area

2.2.1 古河谷

研究区南部发育1条自西向东的一级古河——甘陕古河，为研究区地形最低的古地貌单元。

甘陕古河河谷处的延安组地层发育较为完整，延10油层组+富县组古河与高地间的高差差值普遍大于80 m、最大可达160 m以上。古河谷东西长度达80 km，南北宽度可达30 km以上，古河谷处的下蚀作用强烈，常见延10油层组或富县组与长2、长3油层组不整合接触。

古河谷处发育限制性辫状河沉积，多见垂向连续叠置心滩砂体，研究区5种古地貌中，古河谷的储层物性最好。

2.2.2 支河谷

支河谷的河流规模明显小于甘陕古河谷中发育的河流，其延伸长度较短、下切深度较小、地层厚度较薄、岩性相对较细，主要发育中−细粒石英砂岩。

研究区内共发育山城支河谷、洪德支河谷、郝家涧支河谷3条次级河谷，主要分布于中部、西北部，且与南部河谷干流成锐角相交。支河谷处延10油层组+富县组地层厚度为30~80 m，河谷宽度为1.28~8.39 km，支河谷的储层物性较好，仅次于古河谷的储层物性（表1）。

表1 环江地区侏罗系古河流储层物性特征Table 1 Reservoir property of Jurassic palaeochannels in Huanjiang area

2.2.3 高地

高地是最高处的古地貌单元，所处位置海拔高，坡度较为平缓。高地古地貌单元在富县组、延10油层组沉积时期原始地层被剥蚀，且并未沉积形成新地层，表现为富县组、延10油层组缺失的特征。环江地区高地古地貌单元主要分布在西部、西北部及东北部。

2.2.4 斜坡

斜坡是高地与河谷之间的过渡地带，地层厚度为0~40 m。研究区主要发育山城、洪德、郝家涧3个斜坡带。在古地貌单元中，斜坡区域是细粒沉积物的主要沉积场所，也是油藏分布的主要场所。

2.2.5 河间丘

河间丘是位于一级古河——甘陕古河河道的小型隆起，由于自身抗风化剥蚀或水流侵蚀能力较强，在后续地层发育时期保留下来，地层厚度为20~80 m。

3 古地貌与油气富集关系

3.1 古地貌形态对沉积相展布的控制作用

延安组延10油层组沉积相带的分布受到古地貌的直接影响。延安组早期古地形较复杂，地形相对高差较大。延安组延10油层组作为侏罗纪早期的沉积地层，首先对负古地形进行充填。工区范围内自北向南发育3条支河，在南部甘陕古河处汇聚，砂体在重力作用下向古地形低凹处聚集。与古地貌匹配，古地貌高地对应于沉积微相平面图中的剥蚀区域，古河道处主要发育辫状河心滩微相，沿河道两侧斜坡处常见河漫滩微相（图5、图6）。沉积范围主要存在于研究区的南部，受到次级古河道的影响，研究区西北部砂体厚度也较大。

图5 环江地区前侏罗纪古地貌Fig. 5 Pre-Jurassic paleogeomorphology of Huanjiang area

图6 环江地区延安组延101油层组沉积微相Fig. 6 Sedimentary microfacies of Yan 101 layer of Yan’an Formation in Huanjiang area

3.2 低幅度鼻隆构造是油气富集的主要地带

低幅度构造指构造幅度差为5~30 m的由构造应力场或构造应力与基底隆升共同控制的构造及其组合［24⁃26］。王建民等［24］研究认为，低幅度构造对于大面积油藏的形成具有重要作用。

环江地区延10油层组为一大型西倾背斜，西部位于天环坳陷构造单元，两侧地层相对陡倾，东部紧靠陕北斜坡构造单元，地层宽缓；西部地区顶面海拔从-1 100 m迅速升至东部地区的-90 m，东西部顶面海拔相差最大可达1 010 m，呈现典型的“东高西低”构造格局（图7）。

图7 环江地区侏罗系延安组延101油层组顶面构造与油藏叠合Fig. 7 Superimposition of Yan 101 layer top structure and reservoir in Huanjiang area

侏罗纪早期由于河流下切和风化剥蚀的共同作用，研究区呈现凹凸不平的古地貌景观，古河谷处的沉积物厚度大，古斜坡及古隆起处沉积物厚度小，不同古地貌单元交接处砂岩发育程度不一，差异压实作用明显，极易形成大量微型构造。因此，研究区内发育一系列小型鼻隆构造，鼻隆构造近东西向发育，隆起幅度为4~30 m，隆起范围为2~5 km2、鼻轴间距为2~4 km。

当优质砂体与鼻隆构造叠合，在上覆泥岩或致密砂岩遮蔽下，便可形成小型构造油藏。

3.3 不整合面及古河道厚砂带是油气运移的主要通道

三叠纪末期，受控于印支运动，鄂尔多斯盆地开始抬升，进而导致延长组顶部遭受剥蚀，在甘陕古河以及山城、洪德、郝家涧3条三级河流的强烈下切作用下，富县组、长1油层组、长2油层组大面积缺失（甘陕古河处甚至可见长6地层），导致延10油层组或富县组与下伏延长组直接接触，成为油气运移的有利通道。

研究区延安组下部地层发育多条规模不等的河道，河道中广泛发育厚层心滩砂体，这些心滩砂体本身的孔渗特性较好，在单砂体层面上具有垂向叠加、侧向切叠、垂向切叠、底部替代等多种接触关系［27⁃29］，连通性好，是油气运移的良好通道。

油气在异常压力驱动下从下部长7烃源岩中出发，通过不整合面与古河道厚砂带向上运移，在延10油层组及以上层位形成油藏（图8）。

图8 环江地区延安组成藏模式Fig. 8 Accumulation pattern of Yan’an Formation in Huanjiang area

4 古地貌油藏成藏模式

依据研究区前侏罗纪古地貌特征以及测井等资料，划分出斜坡成藏和支河谷成藏2种成藏模式（图9）。

图9 环江地区延安组成藏模式Fig. 9 Accumulation patterns of Yan’an Formation in Huanjiang area

4.1 斜坡成藏

受甘陕古河及各条支河的侵蚀与切割，研究区古地貌表现为低山丘陵，期间又被次一级的支河谷进一步分割，在高地与河谷之间形成了规模不等的斜坡。

斜坡处砂体物性良好，存在侧向、垂向多方向油气源供给，为环江地区延10油层组成藏的有利地带。

同时研究区广泛发育底水油藏，河谷砂体底水发育，水体能量充足，能够有效将下部油气运移至斜坡位置（图9（a））。

此外斜坡常发育河漫滩微相，相较于支河谷处，斜坡处上部常见漫滩泥覆盖，形成良好的封闭条件，利于成藏［5］。

环江地区侏罗系已开发区块中，B30区、H85区、H7区、H46区、L146区、L219区共6个区块属于斜坡成藏，平均含油面积为1.90 km2（表2）。

表2 环江地区延安组延10油层组油藏分布Table 2 Reservoir distribution of Yan 10 layers in Yan’an Formation in Huanjiang area

4.2 支河谷成藏

次级河谷主要位于研究区北部，河谷下切作用导致延10地层与下伏延长组直接沟通，加之河道中部广泛发育孔渗特性较好的厚层心滩砂体，油气从长7烃源岩出发［30⁃32］，垂向运移聚集，在鼻隆位置聚集成藏（图9（b）），如环江地区的B29区、L285区、B13区、B33区等。环江地区发育多条支河谷，覆盖面积广，资源潜力较大，为重点勘探区域。