鄂尔多斯盆地三叠系延长组油田成藏地质特征及油藏类型

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油田成藏地质特征及油藏类型

摘要：盆地的地势特点为其带来了藏油可能性，其中鄂尔多斯盆地在勘查结果中具有较好的前景，拥有较高的勘探价值。本文总结了鄂尔多斯盆地在沉积相、储油层以及烃源岩等角度的表现特征，并根据该地区中生界延长组多年的结果，分析了其油藏的分布特点，然后总结了藏油种类，最后根据结果分析了油田形成的特点及主要因素，旨在为该地区的藏油勘查和开采提供借鉴，并促进我国能源事业的发展。

关键词：鄂尔多斯盆地；三叠系；延长组；地质特征；油藏类型 引言：

鄂尔多斯盆地是由典型的三角洲沉积体系形成的沉积盆地，一共有两个较大的物源，分别是东北方向和西南方向。在盆地的形成过程中，因为沉积、成岩以及地质构造等相互作用，逐渐形成了丰富的油藏，并且在沉积旋回的过程中，体现出了湖盆的发展过程，不同的特征反映了不同的发展时期，一共有10个油层组。长9、长4和5、长7是湖侵期，逐渐形成了丰富的烃源岩。而长8、长6和长3则是主要的岸进时期，形成了大量的三角洲群，并且因为大量的前缘砂体为大型油田的成型奠定了基础。

1 沉积体系形成优秀藏地

在晚三叠时期，鄂尔多斯地区的基底逐渐向下，在弯曲和下沉的过程中就逐渐形成了胡泊，而且在下沉过程中，西部的速度明显要比东部的快，于是出现了向西部方向倾斜的现象，东北和西南两个地区则是主要的沉降源地，因此在地质发展过程中形成了对应方向的两大体系。

1.1扇三角洲

该类型的三角洲主要存在西部的边缘地区，具有以下的两个特点，一是上文提到的下沉速度较快，二是距离源区地理位置较近，比较容易出现近岸堆积。在长10期，该地区盆地的下降与整体下降速度较慢导致床底的表现特点极为不对称。到了长9期，则因为西南地区的下沉，出现了扇三角洲。在长8期，则来到了岸进期，出现了大量的三角洲群，在该地区分布着较多正向的粒级递变。在勘察结果中，湖心出现了一些植物或瓣鳃类的痕迹，这是因为在水道沉积中，出现了反回旋。在长7期，则出现了坡度的减小，长6期主要是前部边缘地区的沉积。

这些沉积活动在形成三角洲的同时，也因为地质的变化带来了丰富的油藏。

1.2东北三角洲

在长10期，该地区的基底较为对称，也因为沉降初期，有丰富的物源，形成了较多的大型三角洲，大多沿着胡泊岸边发育成型。在长9到7期，因为速度的加快，形成了横山—桃利庙—红石头井等沿线的湖岸线。到了长6以及4和5的时期，则因为沉降的加强巩固了三角洲的成型地位，此时的沉降物仍然主要来自东北方向[1]。另外，在勘查中，得出该时期的基地出现了较多的砂岩，独立的湖盆已经成型。到了长3到长1时期，则进一步加强了上升的发展变化，出现了大量的沼泽地带，深湖相的区域已经极小，且最终因为物源的不足导致沉降逐渐停止。

通过分析不同期的三角洲变化特点，能够为勘查方向提供指导意义，根据其藏油特征形成的原因确定其位置。根据结果，在西南地区的长9期到长6期勘查和东北地区的长10到长2地区勘查（发育过程长，砂体的厚度较大），当前已经发现了较多藏油地，不乏亿吨级的规模。

2 烃源岩形成大量油源

我国在该地区的烃源岩研究已经取得了较为丰富的结果，目前普遍认为在鄂尔多斯盆地只有一套油源，主要在三叠系延长组的第三和第二段，是一种混合型母质油岩。

2.1烃源岩特征

在沉降过程中纵方向的差异带来了成油地区的不同，在一系列研究中，发现该地区的藏油基本分布在长9以及长4和5期的深湖相区域，也有部分存在与半深湖相区。在第二段和第三段是湖盆发展到最大的时期[2]，形成了大量的有机物油泥或油页岩，是含油量丰富的优质生油岩。在勘察结果中，暗色的泥层厚度普遍在60m以上，有的地区达到了140m。单单在第二段的勘察结果中，就出现了80000平方千米的湖盆。在第三段，湖盆的面积更大，达到了90000平方千米，而且因为胡泊的深度更大，有机物的含量也更多，为生油的形成提供了丰富的原材料。在此地段暗色的泥层厚度普遍在60m以上，最高为100m，主要是腐泥型，便于开采，是长7之后的优质的生油期。

2.2有机质特征

在类型上，有机质主要表现为以下的特征，即没有腐泥型干酪根，大多属于泥岩沥青，主要是陆生植物的元素组成，一般表现为贫烃、低碳以及氮硫含量较高。经过较多的勘查和分析论证，发现在长7时期，主要是腐殖为主、腐泥为辅的混合型；而在长8和长6则主要是腐泥为主、腐殖为辅的混合型；长4和5以及长9则更多的是腐殖型，整体表现为混合型；在其他层则表现为腐殖型干酪根。在丰富程度上，则主要表现为中间段的有机质更多，顶部和底部的含量则较少，这与其类型的分布有较高的相似度。在第一段、第四段、第五段，主要是陆生腐殖的特点，有机碳的含量普遍小于1.0%，氯仿沥青的含量则大于0.05%；烃的含量大于0.0003。在第二段。第三段的油层含量指标则有所好转，氯仿沥青的含量在0.1%到0.3%之间，烃的含量普遍大于0.001，有机碳的含量普遍大于2.0%[3]。尤其是在长7区的半深水湖中，其生油的各项指标已经与其他世界范围内的油田盆地相似，有机碳的含量在2.0%到5.0%之间，氯仿沥青的含量则处于0.3%到0.5%至今，烃的含量在0.001833到0.003505之间。有机质的成熟时期在早白垩世时期，最大的深度能够达到1100m到1500m之间，大部分都表现为“层位控制”。研究结果显示，在第一段、第二段、第三段是成熟较高的阶段，排烃时间则大约在早白垩世时到第三纪之间。

2.3生油量

根据资料，利用热解法、烃系数法以及沥青法、盆地模拟等计算泥岩中的含油量，得出：该地区的中生界延长组烃量为2600×108t，排烃量的总数大约为1250×108t，资源含量总数为（40-60）×108t[4]。

3 储层分布面积大 3.1储层特征

根据上述的储藏地区分布，储层也相应的分为两种，第一种是西南部地区的扇形三角洲，第二种是东北三角洲。在西南部，主要的储油层在长8到长6期，分布在石沟驿—环县—烃川和渭北地区。在上扇地区，已经基本露出；在中扇主要是粗砂岩，藏油性能较好；在下扇主要是污浊物较多的砂岩，藏油性能较差。长7和长8是主要的层段，一般是细粒岩屑类型的砂岩，厚度已经达到了20到30m，平均为12%到15%。渗透率达到了（0.1-0.6）×10-3μm2，最高达到了（0.4-1.0）×10-3μm2。另外，研究分析得出长8的储油性能比长7高[5]。该地区的沉积环境

导致其成熟度很低，岩屑的含量很高，主要是细粒砂岩和粉砂岩。铁白石和铁方解石是主要的胶结物。空隙的类型主要有次生、微型空隙、粒间空隙以及少数的微裂缝。

在东北地区的三角洲则主要是河道砂体或前缘砂体，主要分布在子州到安塞的地区、盐池到定边的地区、延安到甘泉的地区等。砂体主要是中细长石砂岩。该类型的岩层单层厚度能够达到20m左右，藏油性能较好，孔隙度的平均值达到了15.69%，平均渗透率为（30-50）×10-3μm2。而前缘砂体的的单层厚度能够达到15到20m，储油能力较差，平均孔隙度为12.8%，渗透率较低，为（3-5）×10-3μm2[6]。

3.2成岩作用

延长组的砂岩已经到了成熟期，主要的成岩作用有以下的几种：第一种是机械压实，主要分布在西部地区长6和长7的砂岩，厚度达到了10到40m，粒度比较细，杂质的含量比较高。原始的空隙度大约是30%，经过了压实后，丢失大约在16.2%，部分胶结物再次填充，又会减少2.9%，部分微孔隙可以去除，最终的孔隙度为2.1%。这种孔隙度的减小基本是因为压实作用。第二种是在上述的基础上增加了胶结作用，主要分布在三角洲的平原河道中，原始的孔隙度是35%，进过压实后减小了13.6%，矿物填充再次减小了8.9%，最终的孔隙度为12.5%。此类的砂岩特征是因为机械压实和胶结两种作用共同形成的。第三种是溶蚀作用，主要是因为干酪根在分解过程中出现了CO2，形成了碳酸等酸性物质，导致砂体的化学性质变化，就会出现溶蚀的现象，这类空隙改变了岩层的储油性能，对其性能有所提升。

3.3储层变化

储层的沉降和成岩对其特性影响最明显，沉积的控制主要表现在以下几个方面：第一，在纵向的方向上以长7为界限，向上和向下的方向都表现为储油性能的上升，在长7时期以前，发展趋势是湖盆范围的缩减，水体也在加深。经过一段时间的沉积作用后，范围的进一步缩减和深度的减少逐渐导致湖盆发展消亡。在此时期，三角洲群体的沙粒较粗，厚度比较大，对储油性能的提升有明显的作用。在湖进时期，沉积作用比较弱，就会出现较多的粉细砂岩或者泥岩，储油性能较弱。沉积作用的强弱交替变化使得储层的的性能也出现了好—坏交替的现象。