鄂尔多斯盆地B地区延10油藏富集规律

(西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安710065)

B地区在构造位置上属于陕北斜坡的中西部。三叠系末期,由于受印支运动的影响,鄂尔多斯盆地整体隆升并遭受不同程度的风化剥蚀,形成了前侏罗系沟壑交错的古地貌形态[1-4],发育了甘陕、宁陕、蒙陕等几条大的主河道及一系列分支河道[1-2],B地区大概处于宁陕、蒙陕古河交汇位置,前侏罗纪古地貌发育。研究区的试油、试采资料表明,侏罗系油藏主要分布在延101地层,延102和延9地层有少量油气显示,其余地层均没有油气发现。前人研究认为,侏罗系油藏为隐蔽性岩性油气藏,油藏规模小,但其油层物性好,产能高,具有“小而肥”的特点[5-6]。它们不仅受油源、沉积微相等因素控制,而且还受古地貌条件的控制[6-9]。研究区的油藏是否也受这些因素的控制?如果是,又是如何控制的呢?本文将分析研究区延10油藏的主要控制因素,探讨油藏的富集规律,为该区的进一步勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地在侏罗纪富县期及延安期经历了完整的由下切、充填到抬升的演化过程[1-2],其相应的沉积体系也划分为富县期—延10的冲积扇-河流沉积体系、延9—延6的河湖三角洲沉积体系以及延4+5 的网状河-残余湖沉积体系[1,10-11]。研究区延10期为辫状河沉积,延9期为三角洲平原沉积。延10地层顶部发育一套薄煤层,厚度为2～3 m,横向连续性好,是良好的标志层。延9地层中部也发育一套薄煤层,但其横向连续性不好,往往侧向渐变为泥岩。在区域构造上,研究区延安组地层发育平缓,坡降10 m/km左右,发育小型鼻状构造隆起。

2 古地貌特征

研究区三叠系地层和侏罗系地层之间受印支运动的影响而出现沉积间断,下侏罗统富县组不整合于上三叠统延长组之上[1-4]。由于前侏罗系古地貌特征及古河道的影响,这种不整合关系也存在差异。在古河道发育的地方,对下覆延长组地层的切割较深,长1油层组被完全侵蚀,富县组地层与长2不整合接触(图1(a));在古河道不太发育的地方,下覆地层被切割的程度较轻,长1油层组还有不同程度的残余,富县组地层与长1不整合接触(图1(b))。强烈的差异侵蚀作用致使富县组底部凹凸不平,而经过富县—延10期长时间的填平补齐作用之后,在延10期末,地层已基本趋于平缓。因此,延10+富县组的地层厚度变化是该区前侏罗纪古地貌的记录和印模[10]。据此,通过印模法[12]绘制了研究区富县组和延10的累计地层厚度等值线图(图2),恢复了B地区前侏罗纪的古地貌特征,并将其划分为侵蚀河谷、侵蚀斜坡和侵蚀残丘3个古地貌单元。

图1 研究区富县组—延9地层综合柱状图Fig.1 Integrated histogram of Fuxian Formation-Yan 9 in the studied area

图2 研究区前侏罗纪古地貌与延10含油面积叠合图Fig.2 Overlapping map of Jurassic palaeogeomorphology and Yan 10 oil-bearing area in the studied area

研究区主要发育2条呈北东—南西向展布的侵蚀河谷,累计地层厚度在180 m以上,最厚的地方达到240 m。侵蚀斜坡是侵蚀河谷和侵蚀残丘之间的过渡区域,累计地层厚度为120～180 m,平面分布范围相对较小,坡降较大。侵蚀残丘是延长组地层残余较多的地方,其地势较高,富县组和延10沉积地层相对较薄,厚度在120 m以下,主要呈孤立状分布在侵蚀河谷之间或侵蚀河谷的两侧。

3 成藏条件

3.1 油源条件

前人研究表明,侏罗纪延安组油藏的油源主要来自三叠纪延长组长7的烃源岩[13-14]。其有机碳质量分数为2%～5%,氯仿沥青“A”质量分数为0.3%～0.5%,总烃质量分数为(1 833～3 503)×10-6,干酪根类型为腐泥型或腐殖腐泥型,大部分地区的镜质体反射率Ro都在1.0%以上,达到生烃门限[15]。研究区长7烃源岩厚度约30 m,除此之外,长4+5地层的泥岩较为发育,也具有一定的生烃能力。综合来看,研究区烃源岩较好,生烃能力强,具有充足的油源。

3.2 储盖条件

研究区富县期—延10期为辫状河沉积,发育河道砂坝、心滩、河漫滩、河漫沼泽等沉积微相。在单井上具有标准的下粗上细的二元结构,而且有多个旋回相互叠置(图1)。旋回底部为巨厚的河道砂体沉积,岩性主要为中-细粒长石岩屑砂岩,厚度为十几米到几十米不等,其物性较好,平均孔隙度15.2%,平均渗透率60.1×10-3μm2,是油气富集的有利场所;旋回顶部为细粒含煤的泥质沉积,厚度为几米到十几米,而且横向分布比较稳定,为下部油气的保存提供了良好的封堵条件。

3.3 运移条件

分析研究区延长组泥岩压实曲线,发现延长组长7黑页岩中存在着异常高的过剩压力,长4+5地层顶部由于泥岩较为发育,也存在微幅的高压异常(图3)。这些异常高的过剩压力能作为油气向上运移的动力,除此之外,浮力也是运移的主要动力[16]。长4+5和长6地层距长7较近,储层较致密,其过剩压力为油气运移的主要动力,浮力的作用相对较弱;延长组上部地层和延安组地层离长7地层较远,储层物性又较好,浮力为主要运移动力,过剩压力的影响变弱。

图3 研究区延长组过剩压力剖面Fig.3 Excess pressure profile of Yanchang formation in the studied area

油气由下部地层向延10储层运移的通道主要为相互叠置的渗透性砂体,富县组下切河道的巨厚砂体为沟通延长组和延安组的重要通道[7-8,14]。根据铸体薄片分析(图4),研究区延长组长7以上的各个地层都有不同程度的微裂缝存在,缝宽0.03～0.25 mm,可以见到少量沥青残留。这些微裂缝的普遍存在,也为油气运移提供了有利的条件。

图4 铸体薄片中微裂缝发育情况Fig.4 Micro-fracture development situation in casting thin sections in the studied area

4 油藏分布及富集主控因素

4.1 油气富集的有利区

从研究区的古地貌与延10含油面积叠合图(图2)中可以看出,油藏主要分布在侵蚀残丘和侵蚀斜坡上,这说明古地貌的相对高部位是油气富集的有利区。其原因在于古地貌的存在,使得侏罗纪富县—延10期的沉积出现差异性,沉积地层厚度大小不均。在古地貌的低部位,沉积厚度大,在古地貌的高部位,沉积厚度则相对较小,导致了差异压实构造的形成。这些构造高点或下倾方向的斜坡区就成为油气运聚的有利指向区。

4.2 砂顶微幅构造与油藏分布

研究区延10地层的物性较好,平均孔隙度为15.2%,平均渗透率为60.1×10-3μm2,因此,储层流体的分异性也较好,在浮力作用下,油气往往向砂体顶面的高点运移、聚集。因此,砂体的顶面构造对油气的富集有一定的控制作用,鼻状构造隆起区是油气富集的优势区(图5)。

图5 研究区延10砂顶构造与含油面积叠合图Fig.5 Overlapping map of superface structure of sand body and oil-bearing area of Yan 10 in the studied area

4.3 厚砂体与油气富集

砂体厚度是控制油藏的一个主要因素[7]。从延10砂体厚度、沉积相与含油面积的叠合图(图6)中可以看出,油藏主要聚集在砂体厚度大于20 m的区域,这些地方也是辫状河道非常发育的优势相区。由于沉积作用的影响,厚砂体主要发育在高能的河道环境中,其分选、磨圆较好,物性也相对较好,更有利于油气的运移和聚集。而在河道间低能环境下沉积的砂体不但厚度薄,而且泥质含量高,物性较差,不利于油气的运聚。

图6 研究区延10砂体厚度、沉积相与含油面积叠合图Fig.6 Overlapping map of sandstone thickness,sedimentary faces and oil-bearing area of Yan 10 in the studied area

4.4 油藏的封盖条件

研究区延10为辫状河沉积,其顶部发育一段较厚的含煤泥质地层,岩性致密,排驱压力大,是下部储集砂体的良好盖层。由于沉积作用和成岩作用的影响,储集砂体往往存在一定的非均质性[7],因此,渗透性砂体周围的致密层可以作为油气的良好遮挡。另外,水动力也是延10油藏的封盖条件之一。研究区延10油藏单层有效厚度较小,为0.5～5.5 m。研究区延10油藏充注的动力主要为浮力,由于研究区地层较为平缓,因此,单层厚度小的油层产生的浮力较小,水动力就很容易对其起到封堵作用[7,17](图7)。

5 结论

(1)绘制了研究区富县组和延10地层累计厚度等值线图,恢复了该地区的古地貌特征,并将其分为侵蚀河谷、侵蚀斜坡和侵蚀残丘3种古地貌单元。

图7 研究区延10油藏剖面Fig.7 Reservoir profile of Yan 10 in the studied area

(2)研究区的主要烃源岩长7黑页岩厚度大,有机质丰度高,油源充足。异常压力与浮力是油气运移主要的动力。渗透性砂体,尤其是富县下切河谷的巨厚砂体,微裂缝是油气运移的主要通道。延10的厚层砂体为储集空间,上覆的泥岩层为其主要盖层。

(3)古地貌的相对高部位、砂顶构造中的鼻状隆起、河道厚砂体是油气富集主要控制因素,而延10顶部的旋回性泥岩层、致密层、水动力是其良好的封盖条件。

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