王國壯，梁承春，聶小創(chuàng)，吳云飛，吉園園

(中國石化華北油氣分公司，甘肅 慶陽 745000)

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鎮(zhèn)涇地區(qū)侏羅紀(jì)古地貌與延安組成藏關(guān)系

王國壯，梁承春，聶小創(chuàng)，吳云飛，吉園園

(中國石化華北油氣分公司，甘肅 慶陽 745000)

為探明鎮(zhèn)涇地區(qū)延安組油氣成藏規(guī)律及確定下一步勘探方向，開展了不整合面上覆及下伏地層厚度特征研究。采用地層厚度印模法恢復(fù)了紅河油田鎮(zhèn)涇地區(qū)侏羅紀(jì)古地貌形態(tài)，發(fā)現(xiàn)工區(qū)存在2條呈60 °夾角的古沖溝，且區(qū)域內(nèi)具有上覆地層厚度大而殘留地層厚度薄的特征。在此基礎(chǔ)上分析了古地貌對延安組成藏的有利條件為：古沖溝及河道砂體是油氣運移的良好通道，古地貌斜坡區(qū)砂體為油氣的有利儲集體，受古地形影響的微幅構(gòu)造和巖性圈閉是油氣有利聚集區(qū)。研究結(jié)果為該地區(qū)延安組油氣富集潛力區(qū)的預(yù)測提供了有效指導(dǎo)。

古地貌；成藏關(guān)系；侏羅系；紅河油田；延安組

0 引 言

鄂爾多斯盆地是中國大中型多層系含油氣盆地之一，具有烴源巖發(fā)育穩(wěn)定、生儲蓋組合配套、勘探區(qū)域廣、潛力大的特點，但由于主要為巖性油氣藏，勘探難度較大[1-7]。鎮(zhèn)涇地區(qū)位于鄂爾多斯盆地天環(huán)拗陷南段，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)侏羅系延安組、三疊系延長組等多個含油層系，建成了紅河油田。其中儲層物性好、產(chǎn)能高的延安組油藏發(fā)現(xiàn)HH60、ZJ3區(qū)塊，探明石油地質(zhì)儲量占油田總儲量的1%，目前對該類油藏的油氣成藏條件及成藏模式認(rèn)識不清，影響了勘探開發(fā)的進程。針對該類“小而肥”的油藏，通過恢復(fù)研究區(qū)侏羅系古地貌形態(tài)，探討了古地貌對油氣成藏的控制作用及延安組油藏成藏模式[8-14]，并綜合研究區(qū)延安組成藏主控因素，預(yù)測出2種類型的油藏有利富集區(qū)，指導(dǎo)該區(qū)進一步勘探。

1 前侏羅紀(jì)古地貌恢復(fù)

三疊紀(jì)末的印支運動迫使鄂爾多斯盆地整體抬升，延長組頂部遭受河道沖刷及風(fēng)化剝蝕作用，形成了溝壑交錯的古地形。在此古地貌背景下，沉積了具有河道充填特征的延10地層以及廣覆型補償沉積的延9地層，至延9層沉積末期演化為泛濫平原煤層沉積[15-17]。在分析了不整合面上下地層厚度特征基礎(chǔ)上，采用印模法恢復(fù)了侏羅系古地貌形態(tài)[18]。

1.1 下伏殘留地層厚度特征

下伏殘留地層厚度表示不整合的下伏巖層在形成后，由于地殼運動，接受沉積、剝蝕后的厚度，是不整合面以下長7底部張家灘頁巖之上的地層厚度。殘余厚度的大小可粗略地反映上覆地層沉積時地貌相對隆起和坳陷的位置。

長7底部張家灘頁巖全區(qū)分布，為穩(wěn)定的沉積環(huán)境沉積物，易于識別。通過編制長7底界至不整合面地層厚度可知：①工區(qū)南部—西南部殘留地層厚度基本小于100 m，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造演化背景分析，印支運動造成盆地西南部抬升，風(fēng)化剝蝕作用強造成殘留地層較??；②中南部存在2條呈60 °夾角的區(qū)域，殘留厚度基本上不大于120 m，與相鄰區(qū)域差異明顯，若單純考慮風(fēng)化剝蝕作用，則可認(rèn)為是相對隆起區(qū)。

由于剝蝕作用和河道下切作用均可導(dǎo)致地層厚度變化，因此，單純根據(jù)下伏殘留地層厚度無法確定是風(fēng)化剝蝕造成的地層變薄還是古沖溝下切作用造成殘留地層薄。

1.2 上覆沉積地層厚度特征

1.3 不整合面上下地層變化規(guī)律

采取層拉平手段，分別選取長7底界張家灘頁巖和延9頂界煤層作為標(biāo)志層，分析不整合面上下地層在剖面上變化規(guī)律。根據(jù)剖面頂拉平后地層變化特征，總結(jié)出3種對應(yīng)關(guān)系，并建立剝蝕作用與古河道下切作用模式圖(圖1)。HH128井代表上覆厚度及下伏殘留地層厚度均較薄，反映古地形為高地，剝蝕作用強而沉積作用弱；HH164井代表上覆厚度及下伏殘留地層厚度均較厚，表明剝蝕作用較弱而沉積作用強，反映古地形為洼地；HH105井代表上覆沉積厚度大而下伏殘留地層薄，表明沉積作用、剝蝕作用均較強，應(yīng)為古河道強烈下切造成下伏地層缺失，對應(yīng)古沖溝區(qū)域。

圖1 剝蝕作用與古河道下切作用模式

1.4 古地貌分布特征

單純依靠上覆厚度圖或者下伏厚度圖無法明確刻畫出高山、洼地和斜坡區(qū)。研究過程中計算出兩者厚度差值，通過編制上覆厚度與下伏厚度、上覆厚度與差值、下伏厚度與差值的交會圖，確定上覆厚度小于210 m且差值大于-80 m為剝蝕區(qū)和古沖溝區(qū)劃分界限，上覆厚度100 m作為剝蝕區(qū)和沖溝區(qū)劃分界限。

分析延安組沉積前古地貌圖(圖2)可知：①工區(qū)存在2條呈60 °夾角的古沖溝(分別為南西—北東向，北西—南東向展布)，區(qū)域內(nèi)具有上覆地層厚度大而殘留地層厚度薄的特征；②古沖溝級別越高，河道下切作用越強，下伏出露地層越老，反之亦然；相對而言，工區(qū)近南西—北東向古沖溝級別較高；③古地貌越高，剝蝕程度越強，下伏出露層位越新，相反古地貌越低，延長組出露層位越老。

2 古地貌在油氣成藏中的作用

2.1 古沖溝及河道砂體為油氣運移的良好通道

延安組油源主要為長7底界的張家灘頁巖，油藏的平面分布受控于該套烴源巖的展布范圍，生烴結(jié)束后油氣以垂向運移為主在延安組成藏，為典型的“源控油藏”。

油氣運移受古沖溝影響明顯，印支運動迫使盆地抬升造成各地剝蝕程度差異，形成溝壑縱橫的古地貌形態(tài)，加上2條呈60 °古沖溝的河道下切作用導(dǎo)致延9、延10層直接與長4+5、長6層接觸。該接觸縮短了油氣垂向運移距離，降低了油氣運移所需動力，形成延長組油氣壓力釋放的有利區(qū)域，從而使油氣通過古沖溝發(fā)生垂向運移[19]。此外，河道砂體具有橫向上相互連接、縱向上相互疊置、厚度大、物性好等特點，易捕獲下伏砂體或者不整合面運移上來的油氣，進而發(fā)生側(cè)向運移，在具有良好儲集體和圈閉的地方聚集成藏[20-24]。

男性貧血率、生長遲緩率及低體質(zhì)量率均高于女性，這與國內(nèi)報道結(jié)果基本一致?；刈鍕胗變贺氀省⑸L遲緩率均高于漢族，除遺傳因素外，可能與回族特殊的飲食習(xí)慣、喂養(yǎng)習(xí)慣有關(guān)。目前回、漢族的營養(yǎng)不良差異研究較少，有待于進一步探討。6～11月齡嬰幼兒貧血發(fā)生率最高，18～24月齡最低，主要為嬰幼兒6月齡時，隨母體帶來的鐵幾乎消耗完，必需從體外攝入。18～24月嬰幼兒的生長遲緩發(fā)生率和低體質(zhì)量發(fā)生率均為最高，這與國內(nèi)研究一致，6月齡后兒童生長發(fā)育不良發(fā)生率會逐漸上升，生長遲緩和低體質(zhì)量發(fā)生率在1～2歲達到最高[5-6]。

圖2 延安組古地貌

2.2 古地貌斜坡區(qū)砂體為油氣有利儲集體

目前鎮(zhèn)涇地區(qū)已探明的延安組油藏均分布在古地貌斜坡區(qū)，古沖溝區(qū)域及其他低洼區(qū)均無油藏發(fā)現(xiàn)。對比古沖溝河道滯留砂體與斜坡區(qū)的三角洲前緣砂體，河道滯留砂體由于水動力強，僅保留下河流中粒度最粗的部分，巖性基本上以含礫粗砂巖及中砂巖為主，同時多與泥礫混雜堆積，分選差，降低了儲集空間及滲透能力，非均質(zhì)性較強，不利于油藏的形成。古沖溝下游，坡度變緩，水動力減弱，發(fā)育了三角洲前緣沉積物，巖性相對較細，以中細砂巖為主，分選較好，非均質(zhì)性較弱，孔滲特性相對河道滯留砂體明顯較好。處在斜坡區(qū)的三角洲前緣砂體，靠近古沖溝邊緣，在捕獲沿古沖溝及河道砂體運移油氣具有先天優(yōu)勢，只要具備良好的圈閉保存條件即可成藏。

2.3 微幅構(gòu)造及巖性圈閉是油氣聚集的有利區(qū)

延安組微幅構(gòu)造受古地貌影響明顯，延9、延10層圈閉是在前侏羅系古地貌背景上形成的壓實披覆構(gòu)造。延長組頂界構(gòu)造形態(tài)和前侏羅紀(jì)古地形具有較好的繼承性，在古沖溝邊緣有多個局部微幅構(gòu)造圈閉，這些局部微幅構(gòu)造圈閉與已探明的延安組油藏有較好的對應(yīng)性。ZJ1、ZJ2、ZJ3微幅背斜均位于沖溝邊緣斜坡區(qū)，均與差異壓實作用有關(guān)，而不是構(gòu)造成因。若是構(gòu)造成因，則延長組構(gòu)造圈閉應(yīng)該更為發(fā)育，但事實并非如此。

HH60區(qū)塊的延安組油藏開發(fā)也取得較好的效果，其圈閉受壓實構(gòu)造和巖性上傾尖滅雙重因素控制，早期砂體沿古沖溝方向向深湖區(qū)尖滅，后期中生界構(gòu)造翻轉(zhuǎn)導(dǎo)致該湖相尖滅砂巖變?yōu)楸睎|向即上傾方向尖滅，形成有利遮擋條件。構(gòu)造圈閉與巖性遮擋有機結(jié)合，再輔以斷層切割油源或者捕獲來自古沖溝的油氣則易形成油藏。

2.4 延安組油藏成藏模式分析

根據(jù)已探明延安組油藏特征，結(jié)合古地貌對油氣運移、砂體展布、微幅圈閉的作用分析認(rèn)為，延安組油藏主要為微幅構(gòu)造油藏和上傾尖滅油藏或者兩者復(fù)合油藏，并建立成藏模式圖(圖3)。

圖3 延安組成藏模式

油藏分布在古地貌斜坡區(qū)，三角洲前緣砂體為主要的儲集體，在斷層切割油源的前提下油氣通過古沖溝垂向運移、河道砂體側(cè)向運移。緩坡區(qū)由于中生界構(gòu)造翻轉(zhuǎn)易形成巖性上傾尖滅圈閉，而在陡坡區(qū)由于差異壓實作用易形成微幅背斜構(gòu)造，當(dāng)圈閉處在油氣運移通道上時便容易成藏。

3 油氣富集潛力區(qū)預(yù)測

在油藏主控因素分析及產(chǎn)能影響因素總結(jié)基礎(chǔ)上，結(jié)合古地貌、儲層、構(gòu)造、斷層等因素，預(yù)測2種類型的有利富集區(qū)(圖4)。

(1) 古地貌斜坡區(qū)、構(gòu)造圈閉、河道交匯處儲層厚度大。理論依據(jù)為侵蝕古沖溝有效溝通烴源巖，油氣運移距離短；不整合面作為運移通道溝通縱向孤立砂體；構(gòu)造圈閉幅度大及河道交匯處儲層厚度大、物性好，均為良好儲集空間。以ZJ1、ZJ3油藏為例，尋找類似構(gòu)造為主要油藏潛力區(qū)。

圖4 有利富集區(qū)平面圖

(2) 古地貌斜坡區(qū)、巖性上傾尖滅圈閉儲層厚度大。依據(jù)為運移距離短、河道砂體及不整合面良好運移通道、網(wǎng)狀河道交匯處儲層厚度大及物性好等因素，古地貌斜坡區(qū)巖性上傾尖滅圈閉位于油氣運移上傾方向，利于成藏。以HH60油藏為例，尋找類似巖性油藏潛力區(qū)。

4 結(jié) 論

(1) 古地貌恢復(fù)可通過下伏殘留地層厚度圖、上覆沉積地層厚度圖及兩者的差值圖綜合得出，單純依靠上覆地層厚度無法精確刻畫出古沖溝分布范圍。

(2) 前侏羅系古地貌形態(tài)主要由高地、古沖溝及斜坡構(gòu)成，區(qū)內(nèi)存在2條呈60 °夾角的古沖溝，分別呈南西—北東向、北西—南東向展布，區(qū)域內(nèi)具有上覆地層厚度大而殘留地層厚度薄的特征。

(3) 延安組油藏類型主要有微幅構(gòu)造油藏、巖性上傾尖滅油藏及兩者復(fù)合油藏，油藏均分布在古地貌斜坡區(qū)。

(4) 古地貌對延安組成藏影響是多方面的：古沖溝及河道砂體為油氣運移提供了良好通道，古地貌斜坡區(qū)砂體為油氣的有利儲集體，受古地形影響的微幅構(gòu)造和巖性圈閉是油氣聚集的有利指向區(qū)。

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編輯 王 昱

20160104；改回日期：20160512

中國石油化工集團油田部開發(fā)先導(dǎo)項目“紅河油田延安組低幅度構(gòu)造油藏評價與目標(biāo)優(yōu)選”(YTKF-2012-02)

王國壯(1970-)，男，高級工程師，1992年畢業(yè)于石油大學(xué)(華東)油藏工程專業(yè)，2004年畢業(yè)于該校石油與天然氣工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，長期從事油田地質(zhì)及開發(fā)生產(chǎn)研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.04.010

TE122.1

A

1006-6535(2016)04-0046-05