馬國良

(中國石化勝利油田分公司物探研究院，山東 東營 257022)

馬家灘油田局部構(gòu)造發(fā)育，存在多種類型、多種性質(zhì)的油氣圈閉，由于斷層破壞嚴(yán)重，油氣成藏條件和保存條件復(fù)雜多樣，油氣成藏控制因素多樣。近年來的鉆探實踐表明，利用傳統(tǒng)的地質(zhì)研究方法難以揭示成藏規(guī)律和指導(dǎo)勘探工作，有必要在前期研究和勘探工作基礎(chǔ)上，充分應(yīng)用目前新的油氣成藏理論和研究手段，開展油氣運聚與構(gòu)造運動配置關(guān)系研究，以期分析油氣成藏期次和主控因素，從而有效地指導(dǎo)油氣勘探工作。

1 馬家灘油田特征

1.1 概況

馬家灘油田位于鄂爾多斯盆地西緣沖斷帶馬家灘段的北端，處于相對穩(wěn)定的阿拉善地塊、鄂爾多斯地塊與多期活動的秦祁褶皺帶和六盤山弧形構(gòu)造帶的復(fù)合交匯部位［1］(圖1)。在馬家灘背斜中高點，不同級別和規(guī)模的斷裂和褶皺構(gòu)造十分發(fā)育。構(gòu)造軸向近南北，長6.0km，寬2.0km，閉合高度170m，閉合面積約11 km2。背斜構(gòu)造呈北窄南寬、西陡東緩、西翼傾角4°～5°，斷層發(fā)育，背斜構(gòu)造被3組斷層切割成10個斷塊。

圖1 馬家灘油田構(gòu)造位置圖Fig.1 Tectonic setting of the Majiatan Oil Field

1.2 馬家灘油田地層發(fā)育

根據(jù)巖性組合與沉積旋回特征，結(jié)合勘探過程中的傳統(tǒng)習(xí)慣劃分，鄂爾多斯盆地延長組自上而下劃分為長1～長10 10個油層組(表1)。

晚三疊世原型盆地經(jīng)受了多次構(gòu)造運動影響，包括印支末期的抬升剝蝕改造作用、燕山中期的擠壓造山作用、燕山晚期的褶皺逆沖作用和喜馬拉雅期的斷陷與推覆改造作用，使鄂爾多斯盆地西緣沖斷帶上的延長組不同程度地被剝蝕改造，殘存的延長組地層厚度和分布變化較大。

馬家灘油田延長組與上覆地層延安組呈微角度或平行不整合接觸，與下伏中三疊統(tǒng)紙坊組呈整合接觸。延長組自上而下劃分出長3～長10 7個油層組，其中大部分地區(qū)的長1～長2地層被剝蝕而缺失［1］。

表1 鄂爾多斯盆地三疊系延長組地層簡表Table 1 Stratigraphic division for the Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin

2 烴源巖

鄂爾多斯盆地延長組發(fā)育有長7和長9兩套烴源巖，其中長7烴源巖全盆地發(fā)育，為中生界最重要的烴源巖，控制了主要油藏的形成和分布;長9烴源巖分布范圍有限，在馬家灘油田發(fā)育不好。鄂爾多斯盆地延長組長7烴源巖分布范圍廣、厚度大，為石油的大量生成提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.1 長7烴源巖特征

長7為湖盆發(fā)展全盛期的沉積，暗色泥巖分布廣泛，厚度相對穩(wěn)定，在湖盆中部一般厚60～80m，在盆地邊緣區(qū)沉積厚度減小，僅30m左右。在盆地西北姬塬至湖盆中部華池地區(qū)，長7油層組底部普遍發(fā)育一套灰褐色油頁巖、泥巖沉積，測井曲線表現(xiàn)為高電阻、高伽瑪、低電位的特征。地球化學(xué)分析結(jié)果表明，這套烴源巖生油效率最高。

平面分布上，湖盆中部地區(qū)有效烴源巖厚度變化小，20～40m厚的烴源巖覆蓋了大部分地區(qū)，厚度10～20m的烴源巖分布范圍較窄，厚度小于10m的烴源巖分布局限。

干酪根分析結(jié)果顯示，這套烴源巖主要為靜水還原環(huán)境中形成的暗色泥巖烴源巖，其生油母質(zhì)主要來源于低等水生生物及其降解產(chǎn)物，烴源巖類型較好。

長7油層組主要為一套半深湖-淺湖相沉積的暗色泥巖夾細(xì)砂巖、粉砂巖，巖性主要以黑色泥巖為主體，為深灰色、灰黑色泥、頁巖與灰色、灰綠色粉砂巖、細(xì)砂巖互層，在鄂爾多斯盆地范圍內(nèi)均有分布，在盆地內(nèi)部有油頁巖發(fā)育。馬家灘油田雖然有厚層黑色泥巖，但是沒有見到典型的厚層油頁巖。長7油層組在測井曲線上表現(xiàn)為特征明顯的高自然伽瑪、高電阻率、高聲波時差等特點，是區(qū)域?qū)Ρ鹊臉?biāo)志層。

根據(jù)長慶油田研究成果，長7暗色泥巖有機質(zhì)豐度普遍較高，有機碳、氯仿瀝青“A”、總烴含量等指標(biāo)普遍達(dá)到好生油巖的標(biāo)準(zhǔn);生烴潛力大，普遍大于6kg/t，個別樣品甚至超過100kg/t;鏡質(zhì)體反射率Ro值為0.7% ～0.95%，表明烴源巖已進(jìn)入了成熟階段，局部向高成熟過渡［2］(圖2)。

盆地模擬結(jié)果表明，鄂爾多斯盆地從早白堊世開始進(jìn)入生排油高峰期，并在早白堊世末期達(dá)到最大生排烴范圍，總生排烴量基本與現(xiàn)今一致，生烴強度以紅井子-定邊-吳旗-富縣為中心向盆地邊部呈環(huán)帶狀減小。盆地最大生烴強度可達(dá)600×104t/km2以上，生烴中心最大排烴強度可達(dá)260×104t/km2以上，排烴中心與生烴中心基本一致。生排烴強度平面分布趨勢與半深湖-深湖范圍基本一致，其中生烴強度大于200×104t/km2的有效烴源巖生油量占總生油量的70%以上，面積僅占生油巖分布面積的36%，說明生烴中心比較集中，有利于油氣的運聚成藏。

如圖2所示，馬家灘油田所在地區(qū)長7烴源巖幾乎全部進(jìn)入生烴門限，處于大量生油階段，生烴條件良好［3］。

圖2 馬家灘油田長7烴源巖Ro等值線圖Fig.2 Contour diagram of the vitrinite reflectances(Ro)for the Chang-7 oil measures in the Majiatan Oil Field

2.2 長9烴源巖特征

如圖3所示，無論從厚度還是范圍上看，在馬家灘油田長7油層組都比長9油層組更有利于形成主力烴源巖層。

長9油層組是一套以砂巖夾泥巖為主，由灰白色中砂巖、灰黑色泥巖、灰色粉砂巖、灰白色粗砂巖不等厚互層組成的長石砂巖或巖屑質(zhì)長石砂巖類。碎屑顆粒呈半棱角狀、分選中等。

長9油層組是一套廣泛湖侵背景下形成的產(chǎn)物。在長9油層組的上部發(fā)育黑色頁巖，在盆地內(nèi)部同時還有油頁巖發(fā)育，也是具有一定生烴潛力的烴源巖。長9油層組在區(qū)域上為生油層之一，但在馬家灘油田并非作為主要烴源巖［4］。

圖3 長7、長9烴源巖等厚圖Fig.3 Contour diagram for the Chang-7 and Chang-9 oil measures in the Majiatan Oil Field

3 儲蓋條件

馬家灘油田是上生下儲型組合的典型代表，以長7泥巖為生油巖，長10、長8三角洲分流河道砂巖為儲層，以長7、長10頂部的泥巖為蓋層的成藏組合。含油層位為延長組的長8和長10油層組，以長10油層組為主，埋藏深度720～870m。

3.1 儲蓋組合

3.1.1 長8～長7儲蓋組合

長8油層組為上細(xì)下粗的正旋回沉積，厚12m左右，分為3個小層，厚分別為3～6m，分布穩(wěn)定，連通較好。巖性系巖屑質(zhì)長石砂巖或長石砂巖，以細(xì)粒為主，分選好，以粘土質(zhì)孔隙膠結(jié)為主，部分方解石和綠泥石充填。油層平均孔隙度為15.6%，滲透率為15.2×10-3μm2，原始含油飽和度為54%，自然產(chǎn)能低［5］。

如前所述，長7油層組為一套半深湖-淺湖相沉積的暗色泥巖夾細(xì)砂巖、粉砂巖，巖性主要以黑色泥巖為主體，為深灰色/灰黑色泥、頁巖與灰色/灰綠色粉砂巖、細(xì)砂巖互層。在馬家灘油田地區(qū)可作為低孔低滲的良好的長8儲集層的蓋層條件。

3.1.2 長10～長10頂儲蓋組合

長10油層組由3層大塊狀砂巖組成，厚110m左右，砂層間有厚5～13m的泥巖相隔，屬湖泊相上細(xì)下粗的正旋回沉積。巖性為中細(xì)粒塊狀長石砂巖，以泥質(zhì)孔隙型膠結(jié)為主，含云母、綠泥石和方解石等。砂層厚40m，砂體層理發(fā)育，以單斜層理為主，次為細(xì)波狀層理，南部斷裂附近裂隙比較發(fā)育。平均孔隙度13%，滲透率42.5×10-3μm2，原始含油飽和度54.0%，油層親水，殘余油飽和度30% ～35%，水驅(qū)油效率 42%［6］。

馬家灘油田長10砂巖屬三角洲平原分流河道砂體。僅就長10晚期而言，研究區(qū)發(fā)育三角洲平原分流河道砂體，砂體呈北西南東向展布。由于分流河道擺動頻繁，河道寬度大約為8～20km，寬處達(dá)50km，厚度大，單層砂厚往往大于20m(圖4)。平均孔隙度16.2%，最高達(dá)18.3%，最低 12.6%;平均滲透率83.5 ×10-3μm2，最高達(dá) 255 ×10-3μm2。在該井錄井過程中見3層均勻-飽和含油顯示，共厚12m，解釋為油層。

圖4 長10地層分層砂厚等值線Fig.4 Contour diagram for the sandstone thickness of the Chang-10 oil measures

在馬家灘油田南偏東約2～3km完鉆的馬23井、馬30井，砂巖物性也比較好，平均孔隙度均在11%以上，平均滲透率(1.1 ～3.35)×10-3μm2。

馬9-1井的長10樣品的壓汞分析表明，其孔隙度最大為20.2%，最小為10.2%，平均孔隙度為14.35%;最大滲透率為51.8 ×10-3μm2，滲透率平均為(9.32 ～51.8)×10-3μm2。綜合分析認(rèn)為，該層儲集條件好，具有較好的成藏條件，在馬9-1井長10錄井過程中見到較好的含油顯示。

長10頂部具一層較厚的泥巖層，可作為長10儲層的有利蓋層。

3.2 儲層物性影響因素分析

3.2.1 儲層孔隙類型

鄂爾多斯盆地三疊系延長組下組合砂巖儲層主要發(fā)育有原生孔隙、次生孔隙和微裂隙孔隙等3種孔隙類型。其中，原生孔隙以原生粒間孔為主，次生孔隙以長石溶孔、巖屑溶孔、晶間溶孔為主。

延長組砂巖由于強烈的壓實和膠結(jié)作用而發(fā)生致密化，原生孔隙已基本消失殆盡，屬低滲透-特低滲透儲集層，這對于該區(qū)油氣資源的富集是極其不利的。然而，實踐證明，低滲透致密砂巖若伴有次生孔隙，其儲集物性的滲透率可得到極大改觀。區(qū)內(nèi)延長組部分層段砂巖中，膠結(jié)物富含濁沸石及方解石，含量可高達(dá)20% ～30%。一方面，砂巖中的方解石和濁沸石通過對長石及巖屑的交代，增大了其所占體積空間;另一方面，由于濁沸石和方解石的解理均很發(fā)育，易被壓碎而形成次生裂隙，而長石及巖屑又極易遭受到生烴過程中產(chǎn)生的有機酸的溶蝕而形成次生溶孔，這樣可使砂巖物性得以極大改善，從而成為良好的油氣儲集巖。濁沸石在馬家灘-鹽池地區(qū)長8油層組砂巖膠結(jié)物中較為普遍。溶孔是由于鉀長石、斜長石或交代長石的碳酸鹽經(jīng)淋濾而成的。因此，研究區(qū)延長組在低孔滲背景上尋找高孔滲油氣聚集地區(qū)是有一定物質(zhì)基礎(chǔ)的。此外，碎屑巖會隨其埋藏壓力、溫度的升高，壓實、膠結(jié)、顆粒次生加大等成巖作用相應(yīng)加強，脆性會更加明顯，裂縫與低滲透儲集體往往形影相隨。鄂爾多斯盆地西緣在地質(zhì)歷史上因多期次、多類型構(gòu)造活動疊加，斷裂裂縫及成巖微裂隙都極為發(fā)育，這為油氣的運移和聚集提供了大量通道和儲集空間。

3.2.2 延長組湖盆演化-沉積環(huán)境

鄂爾多斯盆地延長組為一個由湖進(jìn)-湖退序列構(gòu)成的完整沉積旋回，長8～長7為湖進(jìn)階段沉積，湖盆逐漸擴大，水體逐漸加深，縱向上沉積物由粗變細(xì)，其中長7期達(dá)到最大。長6～長1為湖退階段沉積，雖有反復(fù)，但總體上水體逐漸變淺，湖盆逐漸縮小直至消亡。后經(jīng)長6期萎縮、長4+5期再擴展、長3、長2期再萎縮的演變過程。

4 圈閉類型及油氣藏類型

馬家灘油田斷裂發(fā)育，逆沖斷層發(fā)育良好(圖5)。受此影響，油氣藏類型具有斷層油氣藏的特點。

4.1 油氣藏類型

馬家灘油田主要為斷層油氣藏。長8油氣界面海拔629～658m，油水界面海拔540～643m。原始地層壓力為6.4MPa，壓力系數(shù)為0.87，地飽壓差為2.2MPa。具有原生氣頂和不活躍邊水，斷層、裂隙發(fā)育，以溶解氣驅(qū)動為主，長10油氣界面海拔556m，油水界面海拔 523m。原始地層壓力為7.4MPa，與長8油層組屬同一壓力系統(tǒng)，地飽壓差為2.9MPa［7］。具底水和原生氣頂，斷層、裂隙發(fā)育，也以溶解氣驅(qū)動為主。

4.2 排烴的主要動力

圖5 馬家灘油田構(gòu)造圖Fig.5 Geological structures in the Majiatan Oil Field

對于優(yōu)質(zhì)烴源巖而言，由于生烴作用強，生烴膨脹形成的超壓對于石油初次運移有著更為重要的意義。對此，可以通過計算生烴作用產(chǎn)生的體積膨脹予以說明。如果長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖的累計產(chǎn)油率取400kg/t，巖石密度取2.5g/cm。，干酪根密度取1.2g/cm，地層狀態(tài)下的原油密度為0.75g/cm(長6段至長8段原油高壓物性分析實測平均值)，烴源巖的TOC按主要分布區(qū)間(6～14)取值，則計算得出1m3烴源巖累計生成的原油體積為0.08～0.187m3。即累計生成的原油體積是巖石體積的8% ～18.7%，甚至更高［8］?？梢姡L7段優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴作用產(chǎn)生的體積膨脹十分可觀。另外，如果假定干酪根熱降解過程中體積收縮產(chǎn)生的空間完全被石油所占據(jù)，那么干酪根生烴過程產(chǎn)生的體積膨脹率也可達(dá)3～7，該數(shù)值也遠(yuǎn)大于烴源巖的孔隙度。實際上，烴源巖的低孔隙度特征表明，干酪根熱降解收縮產(chǎn)生的空間難以完整地保存下來。因此，第一種方法計算的數(shù)值可看作最大值(不考慮干酪根熱降解收縮產(chǎn)生的空間)，而后一種方法計算的數(shù)值應(yīng)是最小值。雖然以上計算比較粗略，但無疑有助于對生烴作用可能產(chǎn)生的體積膨脹和超壓的認(rèn)識。顯然，長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴作用產(chǎn)生的超壓是巨大的，完全有可能成為石油初次運移(排烴)的最主要動力，甚至對低滲透儲集層中的油氣二次運移產(chǎn)生重要影響。

4.3 長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖的主要排烴方式

長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖有機質(zhì)豐度高、累計生油強度大。如前所述，其累計生成原油的體積可達(dá)巖石體積的8% ～18.7%，甚至更高。因此，可以推斷，連續(xù)油相運移是長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖的主要排烴方式。該烴源巖能以連續(xù)油相運移為儲集巖直接提供“富烴優(yōu)質(zhì)流體”，從而為特低滲－超低滲儲集層的石油富集提供極為有利的條件。另一方面，由于長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖的有機質(zhì)豐度高，因而干酪根在巖石體積中所占的比例高(約為15% ～35%)，具備形成“干酪根網(wǎng)絡(luò)”的物質(zhì)條件。干酪根具有親油性，因此石油通過干酪根網(wǎng)絡(luò)運移所需克服的阻力降低，有利于石油的初次運移(排烴)。前文述及的長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖瀝青“A”的低飽/芳值，較高的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量，以及飽/芳值隨TOC增高而降低的特征可能與干酪根網(wǎng)絡(luò)對極性分子的吸附作用有關(guān)。優(yōu)質(zhì)烴源巖中的干酪根網(wǎng)絡(luò)與微縫隙構(gòu)成了石油初次運移的立體網(wǎng)絡(luò)。另外，從長7段油頁巖、薄層凝灰?guī)r、泥質(zhì)粉砂巖夾層的熒光薄片觀察到的微孔隙中富含油及網(wǎng)絡(luò)狀油質(zhì)熒光的現(xiàn)象，從一個側(cè)面佐證了連續(xù)油相運移和干酪根網(wǎng)絡(luò)運移是排烴的主要方式。誠然，通過微裂縫的幕式排烴也是不可忽視的重要排烴方式之一。

4.4 油氣運移通道

滲透性砂體是油氣垂向和側(cè)向運移的通道。馬家灘油田沉積體系主要為三角洲前緣砂體，連片發(fā)育的三角洲砂體與前三角洲發(fā)育的烴源巖側(cè)向聯(lián)通構(gòu)成了很好的源儲配置，十分有利于油氣發(fā)生側(cè)向運移［9］。由于馬家灘油田地處斷裂發(fā)育地帶，該地區(qū)的斷層成為油氣垂向運移的主要通道。

從平面展布上看，研究區(qū)兩個高勢“脊”流體運移的分割槽將馬家灘油田劃分為3個相對獨立的二級流體運聚單元，即馬家灘-郭莊子二級流體運聚單元、古峰莊二級流體運聚單元和于家梁-大水坑二級流體運聚單元。其中古峰莊和于家梁-大水坑二級流體運聚單元分別有形態(tài)明顯的低勢“谷”帶，即古峰莊低勢“谷”帶和于家梁-大水坑低勢“谷”帶，二者是油氣運移的優(yōu)勢通道;而馬家灘-郭莊子二級流體運聚單元缺少明顯的低勢“谷”帶，說明該二級流體運聚單元沒有明顯的油氣運移的優(yōu)勢通道(圖6)。

圖6 馬家灘油田現(xiàn)今流體勢分布圖Fig.6 Flow regimes in the Majiatan Oil Field

對于研究區(qū)，古峰莊低勢帶具有匯聚型流體勢分布特點，因此，古峰莊運聚單元的油氣最具有利的運移聚集條件，其次于家梁-大水坑流體運聚單元也具有匯聚型流體勢分布特點，也有較好的油氣運移聚集條件。而馬家灘-郭莊子運聚單元缺少匯聚型流體勢特征，運聚條件相對較差。

5 成藏模式及有利勘探目標(biāo)

5.1 成藏模式

馬家灘長7巖層位于湖盆邊緣(圖7)，為半深湖-淺湖相泥巖夾粉、細(xì)砂巖，構(gòu)成了良好的烴源巖。

圖7 長7巖相古地理Fig.7 Sedimentary facies and palaeogeographic map of the Chang-7 oil measures

馬家灘油田的油氣來自其東部天環(huán)向斜。晚侏羅世沉積前，所在地區(qū)雖然表現(xiàn)為低隆起，但區(qū)域上延長組烴源巖未能進(jìn)入大量生排烴期，故沒有有意義的油氣運移事件發(fā)生;之后地殼迅速沉降，晚白堊世油氣開始大量排出并向西側(cè)的馬家灘油田運移。隨著后期大規(guī)模的構(gòu)造運動［10］，一方面使馬家灘油田抬升隆起，成為油氣向西運移的有利指向。同時產(chǎn)生大量的斷裂，如馬家灘走滑斷裂體系，成為來自東部油氣垂向運移的優(yōu)勢通道，這些沿斷裂運移上來的油氣便聚集在馬家灘斷塊構(gòu)造之中，形成馬家灘斷塊構(gòu)造油氣藏。斷裂既是油氣運移的重要通道，又是控制圈閉的主要地質(zhì)因素，其成藏過程可總結(jié)為輸導(dǎo)層-斷裂輸導(dǎo)系輸導(dǎo)-斷塊構(gòu)造圈閉聚集-源外油氣藏成藏模式。

馬家灘油田不同構(gòu)造部位具有不同的構(gòu)造變形特征和油氣運移成藏條件。結(jié)合區(qū)域油氣運移條件和典型油氣藏成藏過程研究，認(rèn)為馬家灘油田油氣運聚成藏具有明顯的規(guī)律性，即主要受斷裂控制，在不同構(gòu)造部位具有不同的運移聚集成藏特征與成藏模式。馬家灘油田斷裂控藏基本模式如圖8。

圖8 馬家灘油田斷裂控藏基本模式圖Fig.8 Model for the fault-controlled oil reservoirs in the Majiatan Oil Field

(1)馬家灘-馬兒莊斷褶帶北段(橫1斷裂以北)表現(xiàn)為斷裂-輸導(dǎo)層運移體系輸導(dǎo)-斷塊構(gòu)造圈閉聚集-源外油氣成藏模式:油源來自東部-東南部天環(huán)向斜，首先通過輸導(dǎo)層運移到馬家灘油田，再沿馬家灘斷裂及其分枝斷裂向上作垂向運移，聚集在斷裂構(gòu)成的構(gòu)造圈閉之中，形成馬家灘油氣藏，成藏期為白堊紀(jì)末。之后的構(gòu)造運動將其進(jìn)一步分割、破壞和調(diào)整，斷裂起著決定圈閉形成、輸導(dǎo)油氣運移，調(diào)整油氣藏的重要作用［11］。

(2)馬家灘-馬兒莊沖斷帶中南段(橫1斷裂以南)地區(qū)油氣運聚成藏特點是:①形成的構(gòu)造圈閉具有斷裂反轉(zhuǎn)構(gòu)造特征，即沿馬家灘斷裂和東1斷裂、東2斷裂形成一系列斷層反轉(zhuǎn)構(gòu)造，這些反轉(zhuǎn)構(gòu)造被次一級斷裂分割，形成X型、Y型或反入型斷塊圈閉;②油氣運聚深淺層不同，淺層中生界油氣來自東部，油氣可直接沿輸導(dǎo)層進(jìn)入反轉(zhuǎn)構(gòu)造，斷裂是垂向運移通道，連接油氣運移的輸導(dǎo)層和上部圈閉，促進(jìn)中生界圈閉聚集油氣成藏。

(3)馬家灘油田西部地區(qū)表現(xiàn)為斷層-輸導(dǎo)層運移體系輸導(dǎo)-逆掩斷層背斜(斷鼻)構(gòu)造聚集-源外油氣藏成藏模式:沈家莊-海子井?dāng)囫迬Ъ耙晕?，屬于疊瓦-沖斷斷裂系統(tǒng)，由一系列西傾東沖的底板沖斷層及其所控制的斷層背斜、斷滑背斜構(gòu)造組成。淺層以油藏為主，油氣源來自西側(cè)的石溝驛向斜，延長組暗色泥巖生排出的成熟油氣沿西傾斜坡向東部的馬家灘油田運移。運移輸導(dǎo)體系為疏導(dǎo)層-斷層構(gòu)成的運移網(wǎng)絡(luò)體系，聚集空間為逆掩斷展背斜、斷鼻、斷塊等構(gòu)造圈閉。成藏期為晚白堊世及以后，淺層油氣運聚成藏可進(jìn)一步總結(jié)為輸導(dǎo)層-斷層橫向輸導(dǎo)-逆掩斷展構(gòu)造(背斜、斷鼻、斷塊)［12］。

5.2 油氣成藏時期及特點

根據(jù)前人分析，鄂爾多斯盆地的西南部、東北部和南部-東南部地區(qū)延長組主要發(fā)生過兩次大規(guī)模的油氣運移，分別對應(yīng)中－晚侏羅世和早白堊世末期，其中第二次油氣運移是延長組油氣成藏的重要時刻。結(jié)合延長組下組合的成巖作用分析結(jié)果，這兩個油氣運聚期分別對應(yīng)于早成巖B期成巖階段和晚成巖A期成巖階段，油氣成藏與成巖演化表現(xiàn)為邊致密、邊成藏的特點。

受區(qū)域構(gòu)造背景和構(gòu)造活動的控制，鄂爾多斯盆地西緣的成藏時期滯后，主要發(fā)生于晚白堊世末期和古近紀(jì)末期(圖9)。

圖9 烴源巖埋藏史圖Fig.9 Burial history of the source rocks in the study area

盆地西緣馬家灘-于家梁地區(qū)延長組下組合油氣包裹體的測試分析結(jié)果表明，該區(qū)早成巖階段中的早期裂隙、早期膠結(jié)物不發(fā)育，其中沒有油氣包裹體，說明缺少晚侏羅世－早白堊世成藏事件(圖10)。但是晚成巖階段的兩期裂隙中存在兩期油氣包裹體。其中早期油氣包裹體多為隨機分布，形態(tài)不規(guī)則，包裹體中油氣有機質(zhì)含量高，而鹽水含量相對少，油氣/鹽水比大于50%。油呈深褐色，在熒光下液態(tài)油發(fā)黃色熒光，氣和鹽水不發(fā)熒光，表明第一次油氣成藏時含油飽和度高;晚期油氣包裹體形態(tài)以橢圓型為主，多定向分布，分布在愈合的裂隙或次生加大邊。包裹體中油氣有機質(zhì)含量相對較低，而鹽水含量相對多，油氣/鹽水比小于50%，反映第二次油氣成藏時油氣流體中含油飽和度相對較低［13］。

結(jié)合構(gòu)造演化史分析，該區(qū)油氣成藏事件發(fā)生在盆地構(gòu)造動力學(xué)背景發(fā)生改變過程中。其中，晚白堊世末期的成藏事件(R2)發(fā)生于擠壓、逆沖的構(gòu)造背景下(圖10);而古近紀(jì)末期的成藏事件(R3)，則是在拉張背景下，大量張性斷裂發(fā)生，使R2油層遭受破壞和重新定位。

圖10 鄂爾多斯盆地西緣馬家灘-于家梁地區(qū)成巖作用與油氣成藏事件序列Fig.10 Diagenesis and hydrocarbon accumulation events in the Majiatan-Yujialiang region，Ordos Basin

5.3 有利勘探區(qū)塊預(yù)測

5.3.1 馬家灘油田現(xiàn)今流體勢分布

研究表明，如果將油氣流體等勢線看作為地形等高線的話，那么其中的高勢“脊”相當(dāng)于“山脊”，就是油氣運移的分隔槽，相當(dāng)于地表流水的分水嶺;而低勢“谷”相當(dāng)于“山谷”，就是油氣運移的主要流向，相當(dāng)于山間河流。由多個高勢“脊”所包圍的“流域”范圍就是一個相對獨立的油氣運聚單元，也是油氣流體運移的通道［14］。

5.3.2 馬家灘油氣勘探有利區(qū)塊

根據(jù)前人研究，利用現(xiàn)今流體勢和包裹體記錄的古流體勢分析油氣運移通道和聚集趨勢。研究區(qū)西緣斷褶帶馬家灘-馬兒莊一帶古、今流體勢都低，是一個長期區(qū)域性低流體勢區(qū)。油氣運移期間的古油氣流體總的運移方向是由東向西、由南向北，即區(qū)域上是向西北運移。馬家灘-馬兒莊低勢區(qū)的形成與縱橫交錯的各種斷裂有關(guān)，這里是地下水與地表水交換和排泄區(qū)，對油氣成藏不利。研究區(qū)存在古峰莊和于家梁-大水坑低勢兩個優(yōu)勢油氣運移通道，現(xiàn)今油氣流體從馬家灘斷裂以東的天環(huán)坳陷向西緣斷褶帶低勢區(qū)運移聚集。

綜合油氣成藏條件進(jìn)行分析，優(yōu)選出了以下3個油氣有利勘探區(qū)塊，即馬家灘、古峰莊、馬兒莊-于家梁有利勘探區(qū)塊。

(1)馬家灘有利勘探區(qū)塊

位于馬家灘-郭莊子一帶，其東西一級邊界都是逆沖斷裂，屬于封閉斷裂。但是中部和南界發(fā)育有多條東西向平移走滑二級橫斷裂，橫跨西緣逆沖帶和盆地天環(huán)坳陷兩大構(gòu)造單元，延伸穿過不同含油砂體和油氣運聚單元，是連通盆地天環(huán)坳陷大型生烴凹陷、馬家灘小型生烴凹陷和西緣逆沖帶油氣運移與聚集的主要運移通道(圖11)。

(2)古峰莊有利勘探區(qū)塊

古峰莊有利勘探區(qū)塊以古峰莊為中心，東邊緊鄰天環(huán)坳陷長7烴源巖坳陷中心，油源條件好。西以馬家灘大斷裂南段為界，南、北以分別為油氣運移分隔槽。該區(qū)塊位于古峰莊低勢帶，具有非常明顯的油氣運移通道。因此，該單元具有良好的成藏特征，是研究區(qū)最有利的成藏區(qū)［15］。

(3)馬兒莊-于家梁有利勘探區(qū)塊

位于馬兒莊-于家梁一帶處于烴源巖發(fā)育區(qū)，油源條件較好。該單元位于于家梁-大水坑低勢帶的低勢區(qū)，處于油氣運移指向區(qū)。由于構(gòu)造斷裂的影響，油氣從長7烴源巖層初次運移后，二次運移方式主要是是沿斷層面運移進(jìn)入延長組上部或侏羅系延安組，所以該單元油氣具有側(cè)向和垂向兩個方向的運移，具有多層系成藏特征，延長組上部和延安組也具有成藏的條件。

圖11 馬家灘油田油氣成藏有利區(qū)塊Fig.11 Prospect areas in the Majiatan Oil Field

6 結(jié)論

(1)馬家灘油田延長組發(fā)育長7和長9兩套烴源巖，其中長7烴源巖全盆地發(fā)育，作為馬家灘油田主要烴源巖;長9烴源巖分布范圍有限，在馬家灘油田地區(qū)發(fā)育不好。

(2)馬家灘油田是上生下儲型組合的典型代表，成藏組合是以長10、長8三角洲分流河道砂巖為儲層，以長7、長10頂部的泥巖為蓋層。含油層位為延長組的長8和長10油層組，并以長10油層組為主。

(3)馬家灘油田斷層發(fā)育，該地區(qū)圈閉大多為斷塊圈閉。油氣藏類型主要為斷塊油氣藏，斷層為油氣運移提供了良好的通道，同時作為很好的遮擋條件。

(4)通過分析該地區(qū)現(xiàn)今流體勢的分布，預(yù)測馬家灘油田具3個有利勘探區(qū)塊，分別是:馬家灘、古峰莊、馬兒莊-于家梁有利勘探區(qū)塊。

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