鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式_李相博

石油勘探与开发

172 2012年4月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.2 文章编号：1000-0747(2012)02-0172-09

鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式

李相博1，刘显阳2，周世新3，刘化清1，陈启林1，王菁1，廖建波1，黄军平1

（1. 中国石油勘探开发研究院西北分院；2. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；

3. 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究重点实验室）

基金项目：国家自然科学基金项目（41172131）；中国科学院重要方向项目（KZCXZ-EW-104-02）；

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2008ZX05044-2-8-2）

摘要：通过生物标志化合物对比、流体包裹体分析及盆地模拟研究，对鄂尔多斯盆地延长组长9与长10油层组的油源、成藏期次及成藏模式进行了探讨。陇东与姬塬地区长9油层组的原油分为2种类型，第Ⅰ类来源于长7烃源岩，第Ⅱ类来源于长9烃源岩；陕北地区长10油层组的原油主要来源于长9烃源岩。陇东与姬塬地区长9油藏均发生过2期油气充注，但前者在第1期（中侏罗统直罗组沉积期）就达到了油气充注的高峰期，而后者在第2期（下白垩统志丹组沉积期）才达到油气充注高峰期；陕北长10油层组也存在2期成藏，但2期油气呈连续充注，大致从中侏罗统直罗组沉积早期一直持续到下白垩统志丹组沉积中后期。长9与长10油藏有“上生下储”、“侧生旁储”及“自生自储”3种成藏模式。图10参22 关键词：油源对比；成藏主控因素；成藏模式；长9油层组；长10油层组；鄂尔多斯盆地

中图分类号：TE122 文献标识码：A

Hydrocarbon origin and reservoir forming model of the Lower Yanchang

Formation, Ordos Basin

Li Xiangbo1, Liu Xianyang2, Zhou Shixin3, Liu Huaqing1, Chen Qilin1, Wang Jing1, Liao Jianbo1, Huang Junping1

(1. Northwest Branch, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Lanzhou 730020, China; 2.

Exploration and Development Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 3. Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Geology and Geophysics Institute, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China) Abstract:According to the comparison of biomarkers in source rocks and crude oil, fluid inclusion analysis, and basin modeling, this paper discusses the oil source, hydrocarbon accumulation period and reservoir forming model of the Chang 9 and Chang 10 oil-bearing formations, Yanchang Formation, Ordos Basin. The crude oil of Chang 9 in the Longdong and Jiyuan areas can be divided into two types, type crude oil originated from the source rocks within Chang 7, while type crude oil came from the source rocks within Chang 9.

ⅠⅡ

The crude oil of Chang 10 in Northern Shaanxi originated mainly from the source rocks of Chang 9. The Chang 9 oil reservoirs in both the Longdong and Jiyuan areas experienced two periods of hydrocarbon injection. The former reached the peak period of hydrocarbon injection in the first period (the depositional period of Middle Jurassic Zhiluo Formation), while the latter in the second period (the depositional period of Lower Cretaceous Zhidan Formation). There are two periods of continuous hydrocarbon injection in Chang 10 of Northern Shaanxi, generally from the early depositional period of the Middle Jurassic Zhiluo Formation to the middle-late depositional period of the Cretaceous Zhidan Formation. There are three types of hydrocarbon accumulation models in Chang 9 and Chang 10, i.e.

“upper generation and lower storage”, “adjacent generation and lateral storage” and “self-generation and self-storage”.

Key words:oil-source correlation; reservoir controlling factor; reservoir forming model; Chang 9 oil-bearing formation; Chang 10 oil-bearing formation; Ordos Basin

0 引言

鄂尔多斯盆地是中国陆上重要的含油气沉积盆地，三叠系延长组为其主要含油层位。前人根据沉积旋回特征，将延长组自上而下划分为长1—长10共10个油层组[1]（长1—长6为延长组上组合，长7—长8为延长组中组合，长9—长10为延长组下组合）。由于以往的油气勘探主要集中在长8油层组以上，所以对长9 油层组与长10油层组的认识程度较低，且存在争议。在油气来源方面，段毅等[2]与张文正等[3]认为鄂尔多斯盆地长9原油主要来自长7段烃源岩，只有志丹地区长9原油来自于长9段烃源岩，但笔者认为陇东地区长9原油明显存在自身油源的贡献。杨华等[4]认为陕北地区长10 原油来自长7段烃源岩，但李士祥等[5]认为这一地区长10

2012年4月李相博等：鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式 173

原油可能主要来自长9段烃源岩。在油气充注方面，李元昊等[6]认为鄂尔多斯湖盆西北部长9油藏发生了2次大规模的幕式充注，主要成藏时期为早白垩世早期—早白垩世中期，而王传远等[7]认为鄂尔多斯盆地长9油藏只经历了1期油气充注，时间为早中白垩世。

本文在充分总结前人研究成果的基础上，通过地球化学特征研究、流体包裹体分析及盆地模拟，对长9和长10油藏的油气来源、成藏期次、成藏主控因素、成藏模式等重新进行了研究，提出了新的认识，以期为长9与长10的油气勘探部署提供依据。

1 样品采集与分析

本次研究在鄂尔多斯盆地内系统采集了21个烃源岩样品、11个原油样品和14口井（共计384个测试点）的包裹体样品，此外，还收集了前人部分烃源岩和原油样品的分析资料（其中烃源岩样品7个、原油样品15个），样品分布见图1。样品分析在中国科学院兰州地质研究所气体地球化学重点实验室、中国石油大学（北京）重质油国家重点实验室及长安大学流体包裹体测试中心进行。

图1 研究区及样品位置分布

2 油气来源分析

2.1 长9原油来源

2.1.1 原油类型划分

通过对研究区原油地球化学特征的研究，将长9原油划分为2类。

第Ⅰ类原油的姥植比（Pr/Ph）值为0.99～1.21；C3017α(H)-重排藿烷含量很低，远小于C30藿烷（见图2a），C3017α(H)-重排藿烷与C29降藿烷的比值小于1；C20、C21、C23三环萜烷分布大多呈“上升型”，也有的呈“山峰型”；新藿烷Ts和Tm含量较低，Ts/Tm值为1左右；重排甾烷和升孕甾烷含量较低，孕甾烷含量中等，孕甾烷+升孕甾烷与规则甾烷的比值为0.04～0.09；ααα20R C27、C28、C29甾烷（图中简称C27、C28、C29）呈“L”型分布（见图2b）。这类原油包括定86、安44、安75、白227、西62和镇150井原油，主要分布在姬塬和陇东地区。

第Ⅱ类原油的Pr/Ph值为0.84～1.24；C3017α(H)-重排藿烷含量高（见图2c），C3017α(H)-重排藿烷与C29降藿烷的比值大于1；C20、C21、C23三环萜烷呈“上升型”分布；Ts和孕甾烷含量很高，且Ts含量远大于Tm；升孕甾烷含量较低，孕甾烷+升孕甾烷与规则甾烷的比值为0.11～0.18，重排甾烷含量较高；ααα20R C27、C28、C29甾烷呈“L”型分布特征，且ααα20R C27甾烷略占优势（见图2d）。这类原油包括白257、庄14和元427井原油，主要分布在陇东地区。

2.1.2 长9油源对比

由于长7与长9烃源岩的沉积、成岩氧化还原环境存在明显差异[3]，因此，可以利用生物标志化合物进行油源对比分析。

对比原油与烃源岩生物标志化合物谱图（见图2、图3）发现，长9第Ⅰ类原油与长7烃源岩（泥质烃源岩或油页岩）具有相似性，均以C3017α(H)-重排藿烷含量较低（或异常低）、C30藿烷含量高（见图2a、3a、3c）、重排甾烷含量较低为特征（见图2b、3b、3d），而与长9烃源岩存在明显的差别（见图3e、3f）。

长9第Ⅱ类原油与长9段烃源岩表现出很好的相似性：C3017α(H)-重排藿烷含量高，重排甾烷、C30藿烷含量较高，Ts含量高且Ts含量远大于Tm（见图2c、2d、3e、3f）。

这些认识与前人[2-3, 8]对延长组烃源岩和原油的研究成果基本一致，所不同的是，在陇东地区部分长9原油中检测出了很高含量的C3017α(H)-重排藿烷。这一发现说明陇东地区存在长9烃源岩的油源贡献。

原油与烃源岩C30重排藿烷/C30藿烷-Ts/Tm相关性、ααα20R C28/C29-ααα20R C27/C29相关性及Pr/Ph-Ts/（Ts+Tm）相关性（见图4）也反映出，长9第Ⅰ类原油和长7暗色泥岩或油页岩特征相似，而第Ⅱ类原油与长9

174 石油勘探与开发·油气勘探Vol. 39 No.2

图2 鄂尔多斯盆地长9油层组2类原油中部分钻井甾、萜烷烃质量色谱图

图3 鄂尔多斯盆地长7与长9烃源岩抽提物中甾、萜烷烃质量色谱图

2012年4月 李相博 等：鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式 175

图4 鄂尔多斯盆地长9油层组2类原油与烃源岩生物标志化合物参数对比

泥质烃源岩特征相似。综上分析认为长9第Ⅰ类原油主要来自长7烃源岩，而第Ⅱ类原油主要来源于长9烃源岩。 2.2 陕北地区长10原油来源

陕北地区王519、高31、高52和高44井长

10原

油中甾、萜烷烃系列生物标志化合物分析结果表明，这些原油Ts 和C 3017α(H)-重排藿烷含量高，C 30藿烷含量较高，且Pr/Ph 值均大于1（见图5a 、5b 、5c ）。这些特征与该地区长

9

段烃源岩具有相似性（见图5d 、

3e ），而与长7段烃源岩可比性小（见图3a 、3c ）。上述长10原油分析结果与张文正等人[3]对该地区长9烃源岩的分析结果一致。

图5 陕北地区长10原油与长9烃源岩

生物标志物参数对比（m/z=191）

对上述4个原油样品及高44井3块烃源岩（黑色泥岩）样品进行碳同位素组成测定发现，烃源岩干酪根碳同位素组成平均值为?30.0‰，原油碳同位素组成平均值为?32.0‰，烃源岩碳同位素组成平均值略重于原油，指示了油气的近距离运移和同位素分馏效应，这与油源对比结果相吻合。

综上分析，笔者认为陕北地区长10

原油主要来自

长9烃源岩，考虑到其他学者的研究证据[4]，也不排除

有少部分长7油源贡献的可能。

3 成藏期次分析

3.1 长9油藏成藏期次 3.1.1 流体包裹体研究

油气包裹体分析是研究油气成藏期次的一种有效手段[9-10]。根据次生矿物形成序列及包裹体产状，可以在陇东和姬塬地区长9石英颗粒、长石解理缝充填物、胶结物中识别出早、晚2期与油气运移有关的包裹体，其中以石英颗粒中的2期包裹体最为常见。早期包裹体主要分布在石英颗粒的早期裂隙（颗粒内部裂隙，未切穿颗粒）或溶蚀孔中，一般为浅色，直径0～14 μm 不等，形状多为椭圆形、不规则形；但也有例外情况，如陇东地区有些钻井中（如环56井）早期石英颗粒溶蚀孔中的包裹体颜色较深，为深灰—灰色，相态为气液2相，直径一般大于10 μm （见图6a ）。晚期包裹体主要分布在石英颗粒的晚期裂隙（切穿颗粒的裂隙）或胶结物中，颜色为浅灰色—灰褐色，有荧光，直径大多为0～16 μm ，少量达到24 μm ，形状多为椭圆形（见图6b 、6c ）。

从2期包裹体均一温度统计看，陇东和姬塬地区特征明显不同：前者早期包裹体均一温度主频在80～140 ℃，晚期包裹体均一温度主频在100～140 ℃，2

期包裹体均一温度分布有交叉重叠现象（见图7a ）；后者早期包裹体均一温度主频在70～100 ℃，晚期包裹体均一温度主频在110～140 ℃，2期包裹体均一温度

176 石油勘探与开发·油气勘探

Vol. 39 No.2

图6 鄂尔多斯盆地长9油层组流体包裹体显微照片

图7 鄂尔多斯盆地长9和长10油层组流体包裹体均一温度分布

峰值分布截然分开（见图7b ）。从2期包裹体数量看，陇东地区第1期包裹体数量略占优势，而姬塬地区第2期包裹体数量占明显优势（见图7a 、7b ）。上述情况说明陇东地区很可能在第1期就达到了油气充注的高峰期，而姬塬地区第2期为油气充注高峰期。 3.1.2 沉积埋藏-热演化史分析

将烃源岩埋藏史、地层温度与包裹体均一温度数据3者结合即可确定油气成藏时间[9]。以姬塬、陇东和陕北地区3口烃源岩埋深较大的胡148井、午64井及王519井为例，参考了前人在鄂尔多斯盆地古地温[11-17]和地层剥蚀厚度[18]方面的研究结果，以长

9

或长

10

底

为底界，利用BasinMod-1D 盆地模拟软件分别对3口井所在地区的沉积埋藏-热演化史进行了分析。

姬塬长9油藏第1期低成熟油气充注从中侏罗统直罗组沉积早期持续到侏罗纪末期（距今约为179～151 Ma ），后来由于侏罗纪末期鄂尔多斯盆地的构造抬升事件[11-12]，在早白垩世初中断；第2期油气充注从下白垩统沉积初期持续到下白垩统志丹组沉积末期（距今约136～103 Ma ），为主成藏期，油气充注高峰期在志丹组沉积期，油气成藏时间与长7烃源岩的主要生、排烃史一致（见图8a ）。

陇东地区长9油藏油气充注历史与姬塬地区有明显

不同（见图8b ）。该地区第1期油气充注（直罗组沉积时期）就达到了油气充注的高峰期（包裹体温度可达140 ℃），这显然与该地区地层埋藏史及正常地热梯度相矛盾，究其原因，可能与中侏罗世陇东地区的异常高地热事件有关。据陈瑞银等[17]最近研究报道，在中、晚侏罗世，盆地大部分地区中生界地热梯度为 4.3～4.6 ℃/100 m ，但在庆阳、西峰及其西南部分地区，由于地壳减薄和局部地区隐伏岩浆体加热，地热梯度达到了5.7 ℃/100 m ，这可能是该地区烃源岩率先生烃、第1期油气充注就达到高峰期的原因。第2期油气充注从中侏罗统安定组沉积初期持续到下白垩统志丹组沉积末期（距今约159～103 Ma ），开始时间明显早于姬塬地区。 3.2 陕北地区长10油藏成藏期次 3.2.1 流体包裹体研究

陕北地区长

10油藏中同样分布

2期流体包裹体：

早期含烃包裹体呈串珠状分布在石英颗粒中（见图9a ），或者呈不规则形状、椭圆形分布在石英溶蚀孔隙中，其个体直径一般为0～14 μm ，大多数无荧光，以液相、气液2相为主；晚期包裹体主要分布在石英颗粒晚期裂隙中（见图9b ），颜色为浅灰色—灰色，有荧光（见图9c ），个体直径大多为0～10 μm ，少量为20 μm ，形状多为椭圆形，以液相、气液2相为主。

2012年4月李相博等：鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式 177

J2a—中侏罗统安定组；J2z—中侏罗统直罗组；J1y—下侏罗统延安组；

J1f—下侏罗统富县组；K1z—下白垩统志丹群图8 鄂尔多斯盆地中生界延长组埋藏史与油气充注史

测试结果表明，第1期包裹体均一温度主要分布在80～110 ℃，第2期包裹体均一温度主要分布在110～140 ℃，2期包裹体代表的2次油气充注之间没有明显的时间间断，而且2期包裹体数目相当（见图7c）。

这一结果与长7烃源岩排烃史相矛盾。目前普遍认为长7烃源岩发生过至少2次明显的生排烃作用（西缘马家滩等局部地区由于受喜马拉雅构造运动影响而存在第3次生烃成藏作用），而且由于构造抬升作用，2次生排烃作用之间存在明显间断。同时，上述结果也与由长7供烃的储集层包裹体均一温度分布特征明显不同，如李荣西等[10]在陇东油田长3油层组（由长7供烃）识别出2期油气包裹体，早期均一温度峰值在110～120 ℃，晚期均一温度峰值在140～150 ℃，早期和晚期均一温度之间存在明显不连续。以上均说明陕北地区长10原油并非来源于长7烃源岩。

3.2.2 沉积埋藏-热演化史分析

通过恢复陕北地区中生界埋藏史、热史和生烃史（见图8c），可推算出第1期油气充注深度为1 615～1 840 m，第2期油气充注深度为1 840～2 507 m。第1期油气充注发生在距今约170～151 Ma，即从中侏罗统直罗组沉积早期持续到早白垩世志丹组沉积早中期，第2期油气充注发生在距今约151～100 Ma，相当于志丹组沉积中后期，前后2期油气连续充注。这一油气充注特征虽然与长7烃源岩排烃史相矛盾，但恰好与该地区长9烃源岩埋藏史、排烃史相一致，其合理的解释是：侏罗纪末期的构造运动导致研究区地层抬升，长7烃源岩生排烃史一度中断，但由于长9烃源岩比长7烃源岩埋深大（深度差超过100 m），因此，在构造抬升过程中长9烃源岩始终处于门限深度内而持续排烃。以上均进一步证实了前述“陕北地区长10原油主要来源于长9烃源岩”的结论是可信的。

4 成藏主控因素分析

延长组下组合中不同油层组油气成藏的主要控制因素不同，即使同一油层组在不同地区成藏主控因素也存在差异。目前对鄂尔多斯盆地东南部志丹—洛川地区长9油藏成藏规律已有了基本一致的认识[2-3]，因此本文重点对姬塬和陇东地区长9油藏及陕北地区长10油藏的主控因素进行剖析。

4.1 陇东地区长9油气成藏

沉积-构造演化特征表明[19-20]，侏罗纪以前，陇东地区总体为“西高东低”的东倾斜坡；侏罗纪末期以后，盆地东部慢慢抬升，加上天环坳陷向东的逐步迁移，陇东地区发生构造反转，形成现今“东高西低”的构造格局。这种“早隆晚凹”的构造反转史使得陇东地区长9油藏油气运聚成藏具有特殊性。

就早期成藏而言，生、排烃高峰发生在中侏罗世，即在构造反转期之前。由此推测，在早期烃源岩生排烃时，陇东地区总体处于油气运移上倾方向，直接来自于东部长9生烃中心的油气（不排除长7油气向下倒

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图9 鄂尔多斯盆地长10油层组流体包裹体显微照片

灌的可能）在烃源岩以西的构造高部位聚集成藏（岩性油藏或构造-岩性油藏），但后期区域“东高西低”构造面貌的形成则彻底改变了油气运聚条件，原先西南物源体系形成的向湖盆中心“下倾”的三角洲分流河道砂体因构造格局改变而普遍具有“上倾尖灭”现象，虽然后期构造转变一般伴随着早期油气藏的调整甚至破坏，但对陇东地区长9原始沉积格局来说，这种“早隆晚凹”的构造背景反而有利于油气藏的形成与保存。

就晚期成藏而言，由于其生、排烃高峰在早白垩世中后期，此时，陇东地区“东高西低”的构造背景与“上倾尖灭”的岩性圈闭雏形已经开始形成，更加有利于由长7供烃的油气藏形成和保存（此时，长9烃源岩位于陕北斜坡的构造高部位，不再向陇东地区供烃）。其成藏过程很可能是：来自长7构造相对低部位的油气在异常压力作用下[2]

，首先沿构造裂缝向下倒灌，然后再侧向经分流河道砂体的输导作用向上运移至“上倾尖灭”砂体中聚集成藏。 4.2 姬塬地区长9油气成藏

如前所述，姬塬地区长9原油来自长7烃源岩，但长7烃源岩顶部与长9储集层之间的纵向距离为180～200 m ，来自长7烃源岩的油气是如何进入长9储集层中聚集成藏的呢？在对典型油藏进行解剖之后，认为控制该地区长9油气成藏的关键因素有：①油气运移的动力。许多学者[2, 21-22]认为研究区长7烃源岩的过剩压力远远大于长9油层组，它们之间相差14 MPa 以上，这个差值足以克服油水密度差产生的浮力，使得油气向下倒灌。②沟通源-储的裂缝通道。通过对研究区胡148井区附近一些钻井岩心的详细观察及地震剖面的构造解释，发现该地区发育一系列垂直裂缝，它们直接沟通了长7生油层与长

9储集层。③构造特征。“构

造低部位产量低且含水、构造高部位产量高且为纯油”

的现象在研究区具有一定普遍性。 4.3 陕北地区长10油气成藏

长10油藏以构造-岩性复合型为主，且长10原油主要来自于上覆长9烃源岩，

因此影响油气成藏的关键因素包括有利沉积相带、低幅度构造及垂向运移通道（如断裂、裂缝等）。其成藏过程可以概括为垂向倒灌进入、侧向运聚成藏[4]，即油气在构造相对低部位垂向注入长10

储集层，然后向构造高部位运移，最终在有利圈闭中

聚集成藏。

5 成藏模式探讨

在油源对比及成藏主控因素分析的基础上，结合张文正、段毅及吴保祥等[2-3, 21]的研究结果，可将延长组下部长9与长10成藏组合划分为“上生下储”、“自生自储”及“侧生旁储”3类，与此对应，存在3种成藏模式（见图10）。

①“上生下储”型：以长7或长9为生油层，以长9

或长10为储油层，陕北地区长10油藏（如高52油藏）、姬塬地区长9油藏（如胡148油藏）等均属此类。其油藏类型以纯构造或构造-岩性油藏为主。该成藏模式在盆地中发育较普遍，在长7或长9烃源岩分布范围内均可能出现。

②“自生自储”型：以长9为生油层，油气在烃源岩范围内的长9有利砂体中直接“浸染成藏”。其油藏类型以岩性油藏为主（如丹49井长9油藏）。该成藏模式主要分布在长9烃源岩发育的志丹—洛川地区。

③“侧生旁储”型：以长9为生油层，油气早期依靠流体势与浮力作用运移到烃源岩范围外的长

9

储集

层中而成藏。其油藏类型以构造-岩性油藏为主（如华池地区白257井长9油藏）。这类成藏模式主要分布在长9烃源岩发育地区西侧的陇东地区。

2012年4月 李相博 等：鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式 179

图10 鄂尔多斯盆地长9和长10油藏成藏模式图

6 结论

鄂尔多斯盆地长9油藏存在2类原油，第Ⅰ类原油来源于长7段烃源岩，主要分布在陇东和姬塬地区；第Ⅱ类原油来源于长9段烃源岩，主要分布在陇东地区。陕北地区长10原油主要来源于长9段烃源岩。陇东和姬塬地区长9油藏在地质历史时期发生过2期不同特征的油气充注，前者由于地热梯度异常在第1期（中侏罗世）就达到了油气充注的高峰期，而后者在第2期（下白垩统志丹组沉积期）达到油气充注高峰期。陕北长10油层组也存在2期成藏，但2期油气呈连续充注，大致从中侏罗统直罗组沉积早期一直持续到下白垩统志丹组沉积中后期。不同地区因油气来源和其他石油地质条件不同，成藏主控因素也有差异。油气运移的动力、沟通源-储的裂缝及构造特征等因素是姬塬地区长9油气成藏的主控因素；“早隆晚凹”的构造反转史使得陇东地区长9

油气成藏有其特殊性；而影响陕北地区

长

10

油气成藏的关键因素为有利沉积相带、低幅度构

造及垂向运移通道等。延长组下部长9与长10成藏组合可分为“上生下储”、“侧生旁储”及“自生自储”3类，与此对应的3种成藏模式分别发育在盆地的不同地区。

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第一作者简介：李相博（1965-），男，甘肃环县人，博士，中国石油勘

探开发研究院西北分院高级工程师，主要从事石油地质综合研究工作。地址：甘肃省兰州市城关区雁儿湾路535号，中国石油勘探开发研究院西北分院

油气战略规划研究所，邮政编码：730020。E-mail: lixiangbo911@https://www.360docs.net/doc/d31133535.html, 收稿日期：2011-06-25修回日期：2011-12-18

（编辑胡媛绘图刘方方）