鄂爾多斯盆地彭陽油田侏羅系延安組油藏成藏規(guī)律

蘭朝利，王建國，周曉峰，代金友，楊明慧，崔志員

（1.中國石油大學（北京）石油工程教育部重點實驗室，北京102249；2.中國石油大學（北京）

油氣資源與探測國家重點實驗室，北京102249；3.中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京100029）

彭陽油田位于鄂爾多斯盆地西緣天環(huán)凹陷西南部，西側毗鄰西緣逆沖帶［1-3］。該區(qū)油氣勘探始于20世紀80年代初，未取得突破。2000年以來，受隴東延長組石油勘探成功的影響，研究區(qū)石油勘探得以重啟，借助前期地震勘探成果，優(yōu)選有利構造部署探井，自2007年以來相繼發(fā)現(xiàn)了侏羅系延安組延7、延8、延9段和三疊系延長組長3段油藏，并陸續(xù)投入開發(fā)。至2010年，彭陽油田原油產(chǎn)量已達10×104t，投產(chǎn)層位主要為延安組，表明該區(qū)延安組具有較大的石油勘探開發(fā)潛力。然而，彭陽油田延安組分布受沉積期古地貌控制，平面變化較大，構造展布受西緣逆沖帶影響相對復雜，這些均影響了對延安組油藏成藏規(guī)律的認識，導致已實施的探井和評價井成功率低。為此，有必要開展彭陽油田延安組油藏成藏規(guī)律研究，以指導延安組下步勘探方向與井位部署。

1 區(qū)域地質特征

彭陽油田延安組為一套延長組差異抬升剝蝕后沉積的砂泥巖互層含煤巖系，自下而上可劃分為延9、延8、延7和延6段，延6段頂部與上覆直羅組礫巖呈不整合接觸。油層主要發(fā)育在下部的延9—延7段，各段間以普遍發(fā)育的煤層相隔，延8段和延72亞段砂體最為發(fā)育。延9段主要分布在研究區(qū)東、北部，延8和延7段逐漸向南西超覆，至延6段沉積時期基本覆蓋全區(qū)。

受天環(huán)坳陷總體構造格局控制［4-10］，彭陽油田延安組為一復雜向斜構造，具有“東西高、南北低、中亙隆”的特征，構造形態(tài)垂向上繼承性較好，東、西兩翼斜坡上發(fā)育低幅度背斜或鼻狀構造。但由于各層段分布范圍差異、側向構造擠壓與地層滑動等影響，導致各層段低幅度背斜或鼻狀構造數(shù)量存在差異，其垂向位置也并不完全重疊。

區(qū)域古地理格局［11-12］與沉積相標志反映延9—延7段砂體分布受潮濕氣候條件下的砂質辮狀河河道帶控制，心灘和河道充填砂體發(fā)育，厚度大，粒度粗，橫向連續(xù)性好，側向疊置且相互連通，形成拼合板狀結構；砂體儲層巖性以巖屑長石砂巖、長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，成巖作用較弱，孔隙類型以殘余粒間孔為主，物性較好，孔隙度普遍大于10%，滲透率普遍大于50×10-3μm2。

2 成藏地質條件

2.1 烴源巖

彭陽油田延安組可能烴源巖包括侏羅系尤其是延安組煤層、炭質泥巖與延長組長4+5、長6段炭質泥巖及長7段炭質泥巖和（或）油頁巖。其中，延安組煤層、炭質泥巖與延安組砂巖儲層組成互層，而長4+5、長6、長7段炭質泥巖和（或）油頁巖垂向上遠離延安組砂巖儲層。根據(jù)延安組原油與延安組、延長組烴源巖生物標志物參數(shù)（如伽馬蠟烷、C30藿烷等）的對比結果，結合研究區(qū)延安組區(qū)域烴源巖分析［13-18］，認為彭陽油田延安組有效烴源巖主要為長6、長7段炭質泥巖或油頁巖。平面上，彭陽油田距離長6、長7段生烴中心較遠，位于有效烴源巖層分布區(qū)邊緣［15-16，18］，油氣運移成藏需要較長距離。

2.2 儲層和蓋層

彭陽油田延安組油藏儲層為延9—延7段辮狀河沉積砂體，普遍具有較好的物性。延9—延7段內與油層互層接觸的炭質泥巖、煤層構成了儲層的直接蓋層，其中，延9—延7段煤層局部厚度達12 m，由于這些煤層也具有生烴能力，因此具有較強的烴濃度封蓋能力；延6段上部的炭質泥巖夾煤線構成了延安組油藏的區(qū)域性蓋層。延6段砂巖普遍不發(fā)育，炭質泥巖厚度較大，橫向分布穩(wěn)定，封蓋能力相對較強，但其在研究區(qū)西南部被剝蝕厚度較大，封蓋能力下降。

2.3 運移通道

斷層、裂縫和不整合面是延安組圈閉能否聚集油氣的關鍵因素之一［13-16］。巖心觀察發(fā)現(xiàn)，在延9—延7段內部，裂縫為有效的油氣運移通道，其穿過的砂巖富含油。垂向上，延9—延7段距長6、長7段烴源巖層較遠，尤其是中間相隔長4+5段致密生烴層，這意味著必須借助斷層或裂縫穿透長4+5段厚層致密層以及長3段內致密夾層，才有可能使得長6、長7段烴源巖排出的油氣到達延9—延7段圈閉成藏。

橫向上，彭陽油田距離長6、長7段主力生烴層的生烴中心較遠，烴源巖厚度較薄，近源成藏的幾率較小，大量油氣聚集必須依靠穿過長4+5致密層之后的水平運移才可實現(xiàn)，因此與鄂爾多斯盆地其他地區(qū)更靠近烴源巖生烴中心的延安組油藏相比［19-25］，延長組頂部不整合面對延9—延7段油氣聚集起著更為關鍵的作用。另外，在延9—延7段內部，側向疊置、連通的高滲透砂層也可構成良好的運移通道，有助于油氣的水平運移。

2.4 聚集條件

晚侏羅世末期，受古太平洋板塊與歐亞板塊斜向碰撞所產(chǎn)生的區(qū)域構造效應和特提斯構造動力體系遠程構造效應共同影響，北東—南西向構造擠壓作用奠定了彭陽油田延安組圈閉構造基本形態(tài)［7-10］。長6、長7段烴源巖于侏羅紀末期開始成熟，在早白堊世末期達到生油高峰（圖1），與盆地主生烴期相同［26-28］，因此彭陽油田延安組油藏生烴期晚于圈閉形成時期，有利于油氣聚集。

圖1 彭陽油田Y22井埋藏史

2.5 保存條件

晚白堊世以來，研究區(qū)延安組遭受了再次擠壓與抬升［3，7，10］，并形成相關裂縫或斷層。盡管其構造活動強度不大，但形成的斷層或裂縫必然會導致油氣發(fā)生垂向運移，從而造成早期油藏不同程度的破壞，尤其是在彭陽油田西南部，延安組地層水為NaHCO3型，礦化度普遍低于10 g/L，遠低于研究區(qū)北東部地層水礦化度（北東部地層水還見Na2SO4型和CaCl2型，后者反映了封閉的成巖流體環(huán)境［29］）（表1），反映其后期曾遭受淺層低礦化度地層水水淹，部分油藏遭到破壞，保存條件變差，而新生代構造擠壓形成的斷層或裂縫溝通是造成其破壞的最可能機制。在Y25井區(qū)，淺層低礦化度地層水水洗導致延安組水層電阻率升高，甚至高于油層電阻率。

表1 彭陽油田延9—延7段地層水礦化度統(tǒng)計

3 成藏規(guī)律

構造是控制油氣成藏的最重要因素 延9—延7段砂體孔隙度、滲透率普遍較好，且具有拼合板狀結構，側向連通性好，因此難以發(fā)育物性封閉的巖性油藏。彭陽油田延安組已開發(fā)油藏多為低幅度背斜構造油藏（圖2）；且長6、長7段烴源巖生成的油氣必須依靠斷層、裂縫才能向上運移到延安組，因此構造是控制彭陽油田延安組油氣成藏的最重要因素。

北東向砂體與東西向斜坡配置形成構造-巖性油藏 研究區(qū)延安組具有向斜形態(tài)，在向斜兩翼的東傾、西傾斜坡上，延9—延7段砂體呈北東向展布，向上尖滅砂體受上部與側向致密炭質泥巖、煤層遮擋，可聚集油氣，發(fā)育構造-巖性油藏（圖3）。但是，受井控程度影響，準確預測延安組砂體平面分布范圍存在一定難度，導致對這種巖性-構造油藏分布的預測精度較低。

圖2 彭陽油田延安組典型構造油藏剖面

圖3 彭陽油田延安組典型地層不整合與構造-巖性油藏剖面

局部砂體向上超覆尖滅形成地層超覆油藏 研究區(qū)延安組砂體自延9段到延7段逐漸向南西超覆，在延長組之上，形成地層超覆圈閉；并且，研究區(qū)西南部自沉積后始終處于構造高部位，有利于長6、長7段油氣沿延長組頂部不整合面向上運移進入延安組砂體內，形成地層超覆油藏（圖3）。

北、東部低幅度背斜和鼻狀構造處于最有利成藏位置 從保存條件來看，彭陽油田北、東部埋藏深，地層封閉性好，油藏保存條件更好，而向西南部，油藏埋藏淺，存在斷層或裂縫與淺層地層水溝通，油藏易被破壞。從延安組已發(fā)現(xiàn)油藏的分布情況來看，主要分布在Y34—Y25—Y27—Z354一線以北和以東地區(qū)，而這些地區(qū)地層水礦化度較高，即具有較好的保存條件。這些地區(qū)的低幅度背斜、鼻狀構造是有利油氣聚集位置，斜坡部位砂體上傾尖滅可形成構造-巖性油藏。

4 結束語

根據(jù)對彭陽油田延安組石油地質特征與成藏條件的分析可知，延安組發(fā)育構造、構造-巖性和地層超覆油藏；構造是控制延安組油藏成藏的最重要因素，其次為砂體分布與保存條件。研究區(qū)北、東部延安組保存條件好，其內部的低幅度背斜、鼻狀構造處于最有利成藏位置，是井位部署的優(yōu)選目標；研究區(qū)東傾、西傾斜坡上發(fā)育構造-巖性油藏，而西南部可能殘存地層超覆油藏。

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