天環(huán)坳陷區(qū)沉積特點(diǎn)及成藏控制因素淺析—以環(huán)江油田長8油藏為例

劉軍全，冷 福，李 曉，劉曉東

（中國石油長慶油田分公司第七采油廠，甘肅環(huán)縣 745708）

鄂爾多斯盆地按照構(gòu)造演化史及現(xiàn)構(gòu)造形態(tài)，可劃分為伊盟隆起、渭北隆起、西緣沖斷帶、天環(huán)坳陷帶、伊陜斜坡帶、晉西撓褶帶6個一級構(gòu)造單元[1]。其中陜北斜坡以簡單、平緩的西傾構(gòu)造與三角洲前緣構(gòu)成立體的配置，形成了以靖安、安塞、姬塬等油田為代表一批大油田，極大的推動了鄂爾多斯盆地油氣儲量的快速增長。緊鄰它的天環(huán)坳陷帶，在平面上呈南北向帶狀分布，夾持于陜北斜坡和西緣斷裂帶之間，不僅受到了兩大構(gòu)造單元的影響，而且處在盆地的“鍋底”，成油藏條件相對復(fù)雜，長期得不到開發(fā)者的重視。近年來，隨著勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)展和油氣開發(fā)逐漸向西延伸，在坳陷南部成功開發(fā)了鎮(zhèn)涇、鎮(zhèn)北等油田，說明了天環(huán)坳陷區(qū)也具備了油藏形成的有利條件。環(huán)江油田位于天環(huán)坳陷中段，東與姬塬油田緊鄰，南與隴東油田相接。2008年投入開發(fā)，在三疊系延長組中下部多個儲層發(fā)現(xiàn)了油藏，探明地質(zhì)儲量超億噸，生產(chǎn)規(guī)模接近百萬噸，顯示出巨大的開發(fā)前景。筆者以三疊系長8儲層作為研究對象，對沉積特點(diǎn)和成藏控制因素進(jìn)行研究和總結(jié)，以幫助下一步的油氣勘探部署和滾動建產(chǎn)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個古生代穩(wěn)定沉降、中生代坳陷遷移、新生代周邊扭動、斷陷的多旋回疊合盆地。天環(huán)坳陷區(qū)是西緣掩沖構(gòu)造帶推覆、東遷、隆升與坳陷的對立統(tǒng)一體，是白堊統(tǒng)沉積的前淵，構(gòu)造面貌為一平緩的呈俯沖插于沖斷帶之下的斜坡[1]。晚三疊系延長組為一套大型內(nèi)陸三角洲沉積體系，形成多個有利的生儲蓋成藏組合，發(fā)育多個重要的含油層系。在三疊世沉積時，鄂爾多斯盆地受到周緣多物源供給[2-4],形成了巨大的三角洲前緣儲集砂體。環(huán)江長8屬于西北的鹽池-麻黃山沉積體系，受到北西、北東、西南三種物源的影響，主要以西北物源為主，對研究區(qū)內(nèi)長8的成藏有決定性的作用。

2 沉積特征

2.1 沉積相特征

眾多研究成果[5,6]表明鄂爾多斯盆地延長期氣候以亞熱帶潮濕型為主,主要為湖泊沉積環(huán)境,以淺湖—半深湖為主,湖底坡度平緩,在大型河流入湖的地區(qū)極易形成特殊的淺水三角洲沉積體系。長8沉積期,研究區(qū)周邊地形十分平緩,傾角很小,大的構(gòu)造背景處于基底整體一致下降的坳陷時期,沉積環(huán)境主要表現(xiàn)為淺水湖泊,湖平面升、降和湖平面波動頻繁,由此引起岸線擺動幅度大而迅速,在河流入湖處發(fā)育淺水三角洲。巖芯中發(fā)育垂直蟲孔、碳化植物碎片等指相標(biāo)志，同時砂巖中常見沖刷面構(gòu)造及滑塌構(gòu)造，主要層理有塊狀層理、交錯層理、平行層理、斜層理、波狀層理及變形層理等，綜合反映為三角洲前緣淺水沉積環(huán)境。

湖岸線[5]在鹽池-定邊-馮地坑一線，研究區(qū)發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，共發(fā)育5種微相類型。其中水下分流河道以淺灰色、灰綠色中細(xì)粒砂巖、粉細(xì)砂巖和粉砂巖為主，夾泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖，垂向上呈多層正韻律砂層疊加成向上變細(xì)的正粒序剖面結(jié)構(gòu)。電測曲線特征為箱狀、鐘狀，自然伽瑪曲線幅度較低，齒化較少，視電阻率幅度起伏不大。河口壩多位于自然電位曲線負(fù)偏最大幅度的下方，曲線幅度低于其上部的水下分流河道，高于下部的席狀砂或遠(yuǎn)砂壩，在25 mV附近，以漏斗形或臺階狀漏斗形為主。分流間灣為深灰色泥巖和泥質(zhì)粉砂巖的韻律薄互層組合。在剖面結(jié)構(gòu)上，該微相往往位于水下天然堤之上，自然電位和伽瑪曲線形態(tài)呈低幅度微齒或線狀。

2.2 巖石特征

儲層巖性為細(xì)～中粒巖屑長石砂巖，碎屑成份占83.56%，其中石英含量27.01%，長石含量31.82%，各類巖屑含量24.53%；填隙物成份占15.96%，主要為云母（5.49%）、水云母（5.27%）、鐵方解石（2.73%）、高嶺石（1%）、和硅質(zhì)（1.41%）。巖石結(jié)構(gòu)成熟度低，磨圓度為次棱角狀，顆粒支撐，線性接觸，膠結(jié)類型為薄膜～孔隙式膠結(jié)。

2.3 儲層特征

孔隙類型以粒間孔、長石溶孔為主，發(fā)育少量巖屑溶孔、晶間孔及微裂隙，以小孔細(xì)喉型和細(xì)小孔微細(xì)喉型為主，層孔隙結(jié)構(gòu)相對較差，以小孔微細(xì)喉為主,排驅(qū)壓力較高，平均為2.57 MPa，中值喉道半徑為0.06 μm，平均孔隙度為 8.41%，平均為 0.41×10-3μm2，以超低滲透儲層為主，但存在局部相對高孔高滲區(qū)。通過巖石類型、孔隙類型、壓汞參數(shù)及物性分析可以看出，本區(qū)長8儲層物性相對較差，為Ⅲ、Ⅳ類儲層（見表1）。

圖1 研究區(qū)長6、長8測井相特征Fig.1 Ordos basin of Chang 7 hydrocarbonsource rocks distribution

表1 長8低滲透油層分類評價表Table1 Chang8 low permeability reservoir classification evaluation form

3 成藏控制因素分析

3.1 緊鄰次一級的生烴中心保證了充足的油源

鄂爾多斯盆地油氣勘探實(shí)踐說明[6,8]，烴源巖的分布決定了油氣田的分布。據(jù)對盆地內(nèi)長7高阻泥巖厚度的研究[19]，湖盆沉積坳陷呈北西-南東向展布,湖盆底部形態(tài)具明顯的分割性,以馬嶺-白豹和兩個陸梁（高阻泥巖薄帶），北部姬塬一帶出現(xiàn)兩個次一級的沉積坳陷。研究區(qū)位于西部沉積坳陷區(qū)，烴源巖分布厚度在10～50 m不等。平均厚度大于30 m，已發(fā)現(xiàn)的長8油藏均處于厚度40 m左右的區(qū)域內(nèi)，表現(xiàn)了明顯的“源控成藏”特征。高阻泥巖有機(jī)質(zhì)豐度高，有機(jī)碳大于15%，泥巖的總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均達(dá)2.7%,氯仿瀝青“A”質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均達(dá)0.35%,干酪根主要為Ⅰ2ⅡA型,鏡質(zhì)體反射率Ro在0.8%～1.2%,其有機(jī)質(zhì)處于中等成熟階段,為很好的烴源巖。長8油層組大套水下分流河道砂體頂部發(fā)育厚度較大的烴源巖（長7段），上部的烴源巖既是生油層,又是良好的蓋層，在燕山運(yùn)動影響下，構(gòu)造發(fā)生反轉(zhuǎn)，區(qū)域地層西傾而形成了上傾尖滅型巖性圈閉。根據(jù)楊華等人的研究[7]，緊部長7生烴坳陷的過剩壓力相對低值區(qū)往往是油氣運(yùn)移的有利指向。從長7過剩壓力等值線可以看出，大水坑一帶是盆地內(nèi)過剩壓力幅度最高的地方，過剩壓力值達(dá)到10～12 MPa以上，周邊的姬塬和環(huán)江一帶是過剩壓力的低值區(qū)，油氣一般由高勢、高強(qiáng)度區(qū)向低勢、低強(qiáng)度區(qū)運(yùn)移，是造成了環(huán)江地區(qū)長8比較富集的主要原因。

3.2 多支前緣水下河道砂體奠定了成藏的基礎(chǔ)

從沉積相帶分析，三疊系延長組長8廣泛發(fā)育的三角洲前緣水下分流河道砂體是研究區(qū)油藏富集的關(guān)鍵因素。在三角洲前緣砂體中，水下分流河道砂體體儲層物性較好，孔隙類型以晶間[7]、粒內(nèi)和雜基內(nèi)的微孔為主，具有顆粒較粗、分選較好、砂體連片性強(qiáng)、填隙物含量低等特點(diǎn),物性明顯好于河道邊部。而在主砂體展布帶內(nèi)，砂體中心部位儲層物性相對好，向兩邊儲層物性逐漸變差。與分流河道砂體有關(guān)的油氣藏富集于多期河道砂體疊加部位、分流河道轉(zhuǎn)彎部位、及河道分叉向下部位。同時側(cè)向上分流河道間灣、水下分流河道間灣及湖相泥質(zhì)沉積對油氣聚集起到遮擋作用。區(qū)內(nèi)共發(fā)育了8條水下分流河道，砂體規(guī)模相對較大，河道寬約4～8 km,主體帶的厚度在10～20 m之間,砂體厚度大部分處于5～15m之間,反映了三角洲前緣水下分流河道沉積作用為主體的沉積特征,分別呈北西、南西及北東向展布。

圖2 鄂爾多斯盆地長7烴源巖分布圖Fig.2 Ordos basin of Chang 7 hydrocarbon source rocks distribution

3.3 天環(huán)坳陷對油氣運(yùn)聚的重要條件

盆地沉積-構(gòu)造演化特征表明，侏羅紀(jì)以前，環(huán)江油田處于隴東“西高東低”斜坡的高部位。而烴源巖長7生、排烴高峰發(fā)生在中侏羅世，來自鄰近生油坳陷的油氣向上傾方向聚集成藏，形成巖性油藏或構(gòu)造-巖性油藏。侏羅紀(jì)末期以后，隴東地區(qū)構(gòu)造發(fā)生反轉(zhuǎn)，形成現(xiàn)今“東高西低”的構(gòu)造格局。這就徹底改變了油氣運(yùn)聚條件，原先物源體系形成的向湖心“下傾”的前緣水下分流河道砂體因構(gòu)造格局改變而普遍具有“上傾尖滅”現(xiàn)象，這種“早隆晚凹”的構(gòu)造背景有利于油氣藏的形成與保存[8]。這就能解釋為什么在天環(huán)坳陷區(qū)雖處于鍋底，而仍舊能夠成藏的原因。

圖3 鄂爾多斯盆地長7油層組過剩壓力等值線圖Fig.3 Erdos basin in Chang 7 formation of excess pressure contour map

根據(jù)長8頂界凝灰?guī)r標(biāo)志層（高伽馬、高聲速、低電阻）易于識別，且發(fā)育穩(wěn)定的特點(diǎn)，通過繪制長8頂部構(gòu)造圖,可以研究該區(qū)構(gòu)造特點(diǎn)：（1）局部構(gòu)造具有明顯的分區(qū)性，在平面上明顯分出二個區(qū)帶，即東部斜坡和西部坳陷。（2）東部斜坡與陜北斜坡構(gòu)造趨勢一致,為一西傾單斜構(gòu)造,坡降小，構(gòu)造緩，在單斜景下從南至北發(fā)育有9條近東西向展布鼻隆，鼻隆貫穿全區(qū)，鼻隆寬約2～4 km不等，隆起幅度10～20 m不等，目前已發(fā)現(xiàn)油藏均位于東斜坡上，受到了鼻隆構(gòu)造的控制。（3）西部顯示坳陷的特征，構(gòu)造降低到盆地的最低點(diǎn)，為-1 260 m，坳陷內(nèi)目前未發(fā)現(xiàn)大的構(gòu)造變化，向斜軸心位于山城-洪德一線，分布面積僅占天環(huán)坳陷區(qū)的一小部分。（4）開發(fā)實(shí)踐證實(shí)，天環(huán)坳陷區(qū)油藏主要發(fā)育在東斜坡上，說明了本區(qū)主要形成以以巖性為主的巖性-構(gòu)造復(fù)合型油藏,鼻狀樞紐近垂直于砂體延伸方向并控制了圈閉的范圍,上傾方向?yàn)閹r性尖滅圈閉帶。這些鼻狀構(gòu)造形成于延長組烴源巖大量排烴之前,成因可能與印支運(yùn)動期-燕山運(yùn)動期盆地周緣構(gòu)造山系的逆沖作用,特別是盆地東部的逆沖隆升有關(guān)[9,10]。

3.4 裂縫是油氣運(yùn)移的主要通道

盆地燕山期構(gòu)造應(yīng)力場具有盆緣四周向盆內(nèi)擠壓的特點(diǎn),主壓應(yīng)力方向?yàn)楸蔽?南東向,喜馬拉雅期,盆地處于北東-南西向擠壓應(yīng)力場及太平洋板塊向北西俯沖右旋剪切應(yīng)力場作用。研究區(qū)燕山期形成東西向擴(kuò)張裂縫和南西向剪切裂縫，喜馬拉雅期形成北東向擴(kuò)張裂縫和近南北向剪切裂縫[1,10,12,13]。這是造成本地區(qū)裂縫發(fā)育的根本原因。大量的取芯資料顯示了研究區(qū)地層裂縫較為發(fā)育,其一多為高角度縫或豎直縫（傾角大于 70°），斜交縫（傾角介于 30°～70°）次之，低角度縫（傾角小于30°）少見；其二以高導(dǎo)縫居多，高阻縫數(shù)量少甚至沒有；其三是裂縫方位集中在北東東或近東西向、北東向、北西向、北北西或近南北向以及北北東向，尤以北東東或近東西向最為發(fā)育。

大量成像測井資料反映,這些裂縫為油氣垂向運(yùn)移提供了通道[11]，在浮力和異常壓力的驅(qū)動下使得來自下部生油巖的油氣,沿蓋層尖滅點(diǎn)或裂縫系統(tǒng)向上發(fā)生垂向運(yùn)移,直到遇到合適的圈閉而聚集成藏,當(dāng)遇到優(yōu)質(zhì)區(qū)域蓋層時,油氣的垂向運(yùn)移便受到限制,而可能轉(zhuǎn)為側(cè)向運(yùn)移為主。

4 認(rèn)識及結(jié)論

研究區(qū)長8油藏受西北沉積物源控制，發(fā)育淺水臺三角洲前緣亞相沉積環(huán)境，以水下分流河道微相沉積為主，物性相對較差，為Ⅲ、Ⅳ類儲層為主。

油藏處在次一級的生烴中心，且又緊鄰高剩余壓力低值區(qū)，是油氣運(yùn)移的長期指向。構(gòu)造上緊鄰西緣斷裂帶，有明細(xì)的分區(qū)性，東斜坡在西傾單斜構(gòu)造背景下以發(fā)育多條近東西向展布的鼻隆微構(gòu)造，控制了油氣的聚集。平面上發(fā)育多條水下分流河道，與鼻隆構(gòu)造的合理匹配點(diǎn)。燕山期擠壓活動劇烈，在研究區(qū)形成了北東東和近東西向裂縫，不僅為油氣運(yùn)移提供了通道，而且造成物性的規(guī)律性分布。

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