范文一:鄂尔多斯盆地地质特征
鄂尔多斯盆地地质特征
鄂尔多斯盆地,北起阴山、大青山,南抵秦岭,西至贺兰山、六盘山,东达吕梁山、太行山,总面积37万平方公里,是我国第二大沉积盆地。
鄂尔多斯盆地是地质学上的名称,也称陕甘宁盆地,行政区域横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省(区)。“鄂尔多斯”意为“宫殿部落群”和“水草肥美的地方”。权威的解释,“鄂尔多斯”是蒙语“官帐”的意思。由蒙语翰尔朵(官帐的意思)的复数演变而来。但也有人把成吉思汗死后,其使用过的物品被安放在八个白室中供奉,专门的护陵人繁衍并逐渐形成了一个新的蒙古部落鄂尔多斯部落。其后几百年间,鄂尔多斯部落的蒙古人按时祭奠成吉思汗陵,一直没有离开此地。这样久而久之,这一地区就叫做鄂尔多斯了。历史上的鄂尔多斯地区包括今日伊克昭盟全境,还包括巴彦淖尔盟的河套及宁夏和陕北的一部分地区。鄂尔多斯地区西、北、东三面环水,南与古长城相接,形成一个巨大的套子,因此也被称为“河套”。
从所跨地域
鄂尔多斯盆地,其地域跨蒙汉广大地域,而且绝大部分地域是汉族居住区,为什么把该“盆地”叫蒙语“鄂尔多斯”盆地,而不叫汉
语名称。据传说1905年前后,英国人到此地域勘探石油,最早进入现在的伊克昭盟,鄂尔多斯大草原就是最先踏入的立足地,另外在西方人眼里,亚洲人都是属于蒙古人种序列。所以,自然而然地就把该盆地称之为鄂尔多斯盆地,但也无法考证。
“陕甘宁”盆地在长庆油田会战初期叫得比较响,但随着市场经济的缘故,人们都喜欢“新奇”,“陕甘宁”盆地叫的人越来越少了,加上赶时髦,伊克昭盟改为“鄂尔多斯”市,叫“陕甘宁”盆地的人就更少了。“陕甘宁”也不确切,因为“盆地”跨陕、甘、宁、蒙、晋五省(区)地域。总之,这也不是个什么大问题,在中国民族和谐的今天,叫什么都无所谓。
从地质特性看,鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地,基底为太古界及下元古界变质岩系,沉积盖层有长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系、第四系等,总厚5000—10000m 。主要油气产层是三叠系、侏罗系和奥陶系上古升界和下古生界。
从盆地构造特征看
鄂尔多斯盆地石油开发示意图
从盆地构造特征看,西降东升,东高西低,非常平缓,每公里坡降不足1°。从盆地油气聚集特征讲是半盆油,满盆气,南油北气、上油下气。具体讲,面积大、分布广、复合连片、多层系。纵向说含油层系有“四层楼”之说,因此,这个盆地有聚宝盆之誉。
鄂尔多斯盆地地形模型
鄂尔多斯盆地位于中国中西部地区,为中国第二大沉积盆地,其天然气、煤层气、煤炭三种资源探明储量均居全国首位,石油资源居全国第四位。此外,还含有水资源、地热、岩盐、水泥灰岩、天然碱、铝土矿、油页岩、褐铁矿等其他矿产资源。
盆地具有地域面积大、资源分布广、能源矿种齐全、资源潜力大、储量规模大等特点。盆地内石油总资源量约为86亿吨,主要分布于盆地南部10万平方公里的范围内,其中陕西占总储量78.7%,甘肃占总储量19.2%,宁夏占总储量2.1%。天然气总资源量约11万亿立方米,储量超过千亿立方米的天然气大气田就有5个。埋深2000米以内的煤炭总资源量约为4万亿吨;埋深1500米以内的煤炭资源量达到2.4万亿吨。盆地内分布7个含煤区,隶属的5个省区均有分布。在煤层埋深2000米以内煤层气资源量约11万亿立方米;埋深1500米以内煤层气资源量约8万亿立方米。铀矿预测资源量约86万吨,
中国已探明的铀矿床即在此。
鄂尔多斯盆地资源规划图
盆地的石油、天然气、煤炭探明储量分别占全国近6%、13%和20%,对保障中国能源需求、加强战略能源储备、实现可持续发展具有非常重要的战略意义。”鹿爱莉说。交通、水、电等条件的逐渐完善,为鄂尔多斯盆地能源开发提供了越来越广泛的空间。据了解,盆地区域内已初步形成铁路、公路、水运、空运衔接的立体交通网络。主要铁路包括包神铁路、陇海铁路、神黄铁路、神延铁路等,形成四方交接、纵横贯通的格局。其中,神黄线、京包线、陇海线和包神线是煤炭东向运输的主要依靠。此外,中卫—太原线、西安—南京线正处于规划论证当中。铁路网及区内公路、水运建设的不断发展,为鄂尔多斯盆地的能源输出提供了便利。盆地原油外输管线主要有靖咸线、马惠宁线、中银线以及附属支线网络。已建成天然气输送管道陕京一线、靖边—西安、靖边—银川线,此外还包括西气东输、长—呼管线、陕京二线、靖边—西安复线等在建和拟建项目。盆地地下水资源较丰富,且水质良好,基本可满足各种用水要求。盆地内完成装机容量约2000
万千瓦,生产煤炭和石油仅占五省区发电量的1.2%,能源开发所需电源基本可以满足。
鄂尔多斯盆地,现代地貌上的表现为盆地,它的发生发展历史,依然可以追溯到早在35亿年的地质历史时期,它和地球上所有大陆一样,都经历了复杂的沧海桑田的发展历史,以下简述之。 地台基底雏形阶段
(一)早太古代(35亿年)至晚太古代(25亿年)——地台基底雏形阶段
这是华北地台基底发育时期,35亿年,整个华北地区尚处在较深的海洋环境,早太古代,因当时地壳较薄和地幔物质上涌,火山活动十分频繁活跃。造成大量拉斑玄武岩、钙碱质火山岩、火山碎屑岩等中基性——中酸性火山岩建造。
在强烈的造山运动影响下,这些沉积物不断地一次又一次的褶皱隆起增厚,在高热流的作用下发生了高温变质。多期变质和变形作用的叠加,使这些古老的岩石以花岗——片麻岩穹隆构造形式出现,并和深成混合花岗岩相伴,晚太古代则是一套绿岩建造,并有科马提岩。 经过早太古代集宁旋回的火山——沉积作用,变质作用和晚太古代乌拉山旋回的火山——沉积作用、变质作用,终于使几个互不相连的初始陆核——岛链状硅镁质、硅铝质陆块增生、扩大并焊接成一个整体,奠定了华北地台基底的雏形。
华北地台形成
地质卫星云图
(二)、早元古代——华北地台形成
这一时期的火山——沉积作用发生在鄂尔多斯高原以北的现今的乌拉山,大青山和色尔腾山一带,主要是一套海相的镁铁质拉斑玄武岩系列,钙碱性的火山熔岩和正常碎屑岩及碳酸盐岩,具典型的绿岩建造。同一时代沉积作用还发生在太古代古陆边缘区,为一套海相火山岩、碎屑岩和碳酸盐岩建造。
早元古代末期的色尔腾山运动,导致地壳增厚、固结、克拉通化,构造运动伴随的岩浆活动,使华北地台基本固结和稳定,华北地台形成,地台范围向西包括阿拉善台隆,向东包括山西台隆,向北达白云鄂博一带,甚至更远。
盖层发展阶段
(三)中、晚元古代——盖层发展阶段
盖层沉积是指地台的古老结晶基底形成以后,其上沉积了一套比较稳定的正常陆源碎屑建造,火山活动不发育。到为止,鄂尔多斯陆块,由于古生代地层和巨厚的中、新生代地层的覆盖,其深部有无中、晚元古代的盖层沉积,尚不得而知。但从贺兰山地区的中晚元古代黄
旗口群和王全口群、渣尔泰山地区的渣尔泰山群、白云鄂博地区的白云鄂博群的展布特点分析,这一时期的盖层沉积只限于这些地区,故推测鄂尔多斯陆块之下,可能不存在中、晚元古代的沉积。 陆表海沉积
(四) 古生代——陆表海沉积
本期鄂尔多斯陆块为陆表海沉积环境,海水来自华北海和祁连海。本区自早元古代末形成古陆后,经长期剥蚀,地貌已准平原化,陆壳稳定。古生代初期,本区下降成为浅海盆地并接受沉积。早寒武世,相当于华北馒头期的龙王庙期沉积了碎屑岩建造,在东胜一带有东胜隆起(即乌兰格尔隆起)。当时气候干燥、炎热,海水较浅,盐度较高,沉积物形成了紫色砂岩、页岩,白云岩中常含有石膏和石盐假晶。中寒武世,海侵扩大,形成了碳酸盐建造。晚寒武世海退,形成了潮坪相碳酸盐建造。本区陆表海的沉积岩相,构成了一完整的海进——海退沉积旋回,系典型的地台盖层沉积。中——晚寒武世良好的生态环境,使大量的三叶虫和腕足动物繁衍生殖。在晚寒武世发生了短暂的海退之后,早奥陶世全区又发生大面积的海侵。
初期海水较浅,气候炎热,形成蒸发环境;晚期海水较深,生物开始繁盛,主要有头足类、腹足类和腕足类等华北型海相生物。早奥陶世晚期,华北海和祁连海在本区沟通。早奥陶世马家沟末期发生了中加里东运动第I 幕(早期),使鄂尔多斯陆块抬升,形成海退,造成本区中奥陶统的缺失。中奥陶世末期,区内发生了中加里东运动第II 幕(晚期),华北地台大面积抬升,造成大面积海退,全区成为剥
蚀区,从而使华北地台缺失晚奥陶世、志留纪、泥盆纪、早石炭世的沉积。中石炭世,鄂尔多斯地区经过长期剥蚀后,又有海水侵入,形成中石炭统本溪组浅海相碎屑岩——碳酸盐建造,本溪组底部往往有山西式铁矿和高铝粘土。晚石炭世,区内海水时侵时退,形成了上石炭统海陆交互相的沉积建造。早二叠世,鄂尔多斯陆块为近海平原的沉积环境,发育有平原上的河流、湖泊和沼泽相的含煤沉积建造。 坳陷盆地
(五)中——新生代发展阶段——坳陷盆地
鄂尔多斯盆地
中生代早期——鄂尔多斯盆地开始发育
鄂尔多斯地区的早三叠世为气候干燥、炎热,植被不发育的沉积环境,主要为河湖相的红色细碎屑岩建造,沉积物主要为砂岩、泥岩,此间爬行动物繁盛,主要为前棱蜥类、鄂尔多斯兽、哈镇兽等四足行走的爬行类。中三叠世,盆地东缘沉积了红色砾岩、泥岩;中部沉积了灰绿色泥岩,局部夹煤层,植物日渐繁茂,主要为肋木、优脂杉等。爬行动物以中国肯氏兽为代表。中三叠世末发生了印支运动第II 幕,造成中晚三叠世地层间断。盆地北部抬升,晚三叠世地层缺失,而西缘坳陷继续下陷,盆地中心也开始下陷,鄂尔多斯地区开始全面地进
入了典型的内陆盆地发展期。晚三叠世,除北部外,其它地区沉积了灰绿色泥岩,局部夹煤层,盆地边缘区沉积厚度不过百米,盆地中部最大沉积厚度可达300米,而西部桌子山地区沉积厚度最大可达1800米,可见盆地坳陷中心在西部区。晚三叠世区内植物发育,形成了以延长植物群为代表的区域性植物群落。晚三叠世末发生了印支运动第III 幕,盆地一度抬升,造成上三叠统部分地层被剥蚀。
2 中生代晚期——鄂尔多斯盆地鼎盛时期恐龙由繁盛到灭绝 早、中侏罗世,鄂尔多斯盆地为一套陆相沉积物。早侏罗世中晚期,仅在准格尔旗南部沉积了一套百余米厚的陆相碎屑沉积——富县组。中侏罗世,盆地处于温暖潮湿的亚热带气候环境,植被发育,沉积了一套从西向东逐渐变薄的含煤层砂质沉积物。早、中侏罗世植被繁茂,早侏罗世为网格蕨——格子蕨植物群,中侏罗世为锥叶蕨——拟刺蕨植物群,此外还有银杏类、松柏类和苏铁类植物。动物界可见有鱼类、瓣腮类和叶肢介等生活在河湖之中。
中侏罗世末期发生了燕山运动的第II 幕,使中下侏罗世发生了强烈的褶皱和断裂,并使鄂尔多斯台坳上升成为剥蚀区。白垩纪初,鄂尔多斯盆地下降,全区大部分地区接受了早白垩世沉积,形成了早白垩统沉积地层志丹群(现称伊金霍洛组),早期沉积物为河湖相红色碎屑,晚期为湖泊相砂泥质,总厚度可达千余米,沉积中心在盆地北部临河一线,为南北向延伸的箕状盆地,盆地东部已退缩到东胜一带。早白垩世中期盆地开始萎缩,沉积的东胜组为红色碎屑沉积建造。早白垩世晚期,鄂尔多斯盆地整体抬升,湖水退出,湖地干涸。晚白
垩世,盆地成为剥蚀区。早白垩世,鄂尔多斯盆地以湖、河环境为主,植物繁茂,动物界生物种群多样,爬行动物以恐龙及龟鳖类为主,鱼类、水生软体动物、叶肢介、介形类等也十分繁盛。
现代地貌形成
(六)新生代——现代地貌形成
古近纪本区主要为河、湖相含石膏红色砂泥质碎屑建造。鄂尔多斯盆地是始新世初开始下降,渐新世盆地西部沉积物分布广泛,主要为一套红色含石膏的沉积建造,新进系不甚发育。渐新统动物群丰富,主要为种类繁多的哺乳动物——大角雷兽、巨犀、两栖犀等。盆地东部缺失古近系,仅见有上新统的沉积地层,其岩性为红色泥岩、砂质泥岩夹泥灰岩及灰质结核,底部为厚度不大的底砾岩,厚50-100米,为湖泊相和河流相沉积物,哺乳动物主要为大唇犀、独角犀、叉角鹿和三趾马。古近纪和新近纪也是被子植物繁茂时期,以杨、柳、榆、木兰、胡桃等为代表。
第四纪主要是人类的出现并有多期冰期。鄂尔多斯南端的萨拉乌苏地区,晚更新世为河湖相的粉砂、粘土沉积,其中可见人类化石、旧石器与大量相伴生的哺乳动物化石和鸟类化石。人类化石命名为“河套人”,哺乳动物群命名为“萨拉乌苏动物群”,主要有纳玛象、斑鬃狗、狼、鹿、披毛犀、野马、野驴、河套大角鹿等。
综上所述,鄂尔多斯陆块的地质发展史经历了几个主要时期,自太古代以来的各期构造活动对陆块的发生和发展都产生了不同程度的影响。从该陆块的发生、发展的整个历史过程来看,鄂尔多斯陆块
经历古老结晶基底岩系发育和古生代盖层沉积阶段,到中新生代坳陷盆地阶段,最终由于喜马拉雅运动的影响,陆块整体抬升,铸就了的高原地貌形态。
从地质特性看
从地质特性看,鄂尔多斯盆地是一个整体升降、坳陷迁移、构造简单的大型多旋回克拉通盆地,基底为太古界及下元古界变质岩系,沉积盖层有长城系、蓟县系、震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系、第四系等,总厚5000—10000m 。主要油气产层是三叠系、侏罗系和奥陶系上古升界和下古生界。
从构造特征看
从盆地构造特征看,西降东升,东高西低,非常平缓,每公里坡降不足1°。从盆地油气聚集特征讲是半盆油,满盆气,南油北气、上油下气。具体讲,面积大、分布广、复合连片、多层系。纵向说含油层系有“四层楼”之说,因此,这个盆地有聚宝盆之誉。鄂尔多斯盆地关于石油的记载,可追溯到公元前。西汉末年的王莽时期,史书记就有“高奴出脂水”之说。东汉班固《汉书? 地理志》:“高奴有洧水可燃”。北宋沈括《梦溪笔谈? 杂志》:“鄜延境内有石油,旧说高奴出脂水,即此也”。《元一统志》:“延长县南凿开石油一井,其油可燃”。 石油勘探未果
鄂尔多斯盆地石油勘探开发早在二十世纪初就开始了。清光绪二十九年(1903年),陕西于彦彪、郑明德与德国商人汉纳根合约开采
延长石油。清光绪三十二年(1906年),创办延长石油官厂。次年钻成中国陆上第一口井———延一井(井深81m )。民国三年(1914年),北洋军阀政府与美国美孚石油公司签订《中美合办油矿条约》。油量甚微,无重大发现。
长庆油田在鄂尔多斯盆地的石油勘探始于1950年。历经筹划启蒙时期(二十世纪50年代)、起步时期(二十世纪60年代)、创业时期(二十世纪70年代)、调整时期(二十世纪80年代)、大发展时期几个阶段(二十世纪90年代至今)。
有微小发现
鄂尔多斯盆地
1950年,组建陕北勘探大队,开展石油地质调查与钻探。在北起延安、延长,南至铜川、韩城一带进行地质调查,在中生界地层发现了20多个构造和40多出油苗,筛选3个重点构造提供钻探。1951年,扩大勘探范围至内蒙及贺兰山地区。1954年,在永坪、枣园见低产油流。1958年,勘探区由陕北地区转向内蒙的伊克昭盟和西部宁夏灵武、盐池一带;同时开展盆地构造和含油岩系岩相比那湖研究,寻找新的含油有利地区,在盆地西部断褶带发现三叠系和侏罗系油层,但未获工业性油流。
20世纪60年代,在宁夏灵武境内李庄子、马家滩钻探发现低产油流,第一次采用压裂技术改造低渗透油层获得工业性油流。李庄子、马家滩钻探发现,拉开了长庆油田会战前的序幕,虽然达不到奠基的作用,起码起到了引领的作用。
开辟油田
20世纪70年代,在总结盆地油藏分布特点基础上,建立了侏罗系古地貌成藏模式,首次提出沿古河道两侧寻找被盖压实圈闭的部署思路,从而发现马岭油田,迎来盆地第一次储量增长高峰期。从此,拉开了盆地大规模石油勘探开发的帷幕。组织石油大会战,加强低渗透油藏改造技术攻关,开辟油田开发试验区。1979年,建成马岭、城壕、华池、红井子、吴旗、直罗、下寺湾等9个油田15个试采开发区,形成年产原油135万吨规模。
全国推广
20世纪80年代,侏罗系油田综合调整,开展特低渗透油藏开发试验和科研攻关,推广新工艺、新技术。由侏罗系找油转向三叠系找油。1983年12月,中生界三迭系延长统塞一井出油,日产六十四点四五吨。至此,陕北勘探,石破天惊,安塞油田八年科技攻关成功,解长庆倒悬之急,挽长庆徘徊之势,有拨云见日之功,指点山河之力,开低渗油田之先河。为此,安塞油田被誉为“安塞模式”,在全国推广。
20世纪90年代,鄂尔多斯盆地石油开发生产稳步增长。90年代中期,制定了陕北石油二次勘探的部署思路,5年内新增石油储量4
亿吨。在盆地内发现并高效开发了三叠系油藏为主的大型特低渗透油田———靖安油田。侏罗系滚动勘探开发取得成功,原油储量、产量连续突破历史最高水平。
突破新高
很长一段时间,长庆等于低渗透,低渗透等于长庆。“井井有油,井井不流”;是“破棉袄”,穿上太烂,不穿太冷;是鸡肋,“食之无味,弃之可惜”等,这些观念影响了鄂尔多斯盆地低渗透油田开发达70年。后来,又有“磨刀石”、“三低”、“四低”、“特低”、“超低”油气藏,“边际油气田”、“难动用”、“贫矿”、“穷折腾”等帽子戴在头上,一戴又是30年。进入二十一世纪,鄂尔多斯盆地石油勘探开发步入大发展的快车道。地质上提出辫状河三角洲成藏理论,认识上提出“三个重新认识”、找油“原点论”、“宏观找油论”、“自然能量开发压差论”、“低渗透相对均质论”和“开发经济界限论”,实现勘探开发领域向新领域转移,2001年,第三次挺进董志塬,发现西峰油田,经过3年勘探,三级储量超4亿吨,被誉为中国石油近10年来最大发现。接着提出再上姬塬的部署,2002年初上就获得了一批高产油流井,揭开了姬原勘探开发的序幕。姬塬勘探六上五下,终获大发现。不到3年时间,初步落实了3个亿吨级有利目标,为盆地石油储量稳定增长提供了新的接替区。
发展乐观
鄂尔多斯盆地石油开发从无到有。解放前,人们用了约50年的时间,将鄂尔多斯盆地的石油产量才搞到2000吨;解放后的50年代
—60年代的20年间,年产量也没有突破2万吨;70年代—90年代,人们再用24年时间,年产量终于上升到了200万吨;1994年东部会议提出33551目标后的6年间,盆地产量平均以年增长近100万吨的速度上升,到2000年产量水平已达750万吨(其中长庆占500万吨);到2003年,原油产量突破1000万吨(其中长庆占701万吨);2007年,原油产量突破2000万吨(其中长庆占1201万吨),累计生产原油超1亿吨。
鄂尔多斯盆地石油总资源量超过100亿吨,实际比这数还大。截至2007年底,已探明石油地质储量16.67亿吨,占总资源量的19%。建国以来,中国先后进行了三次油气资源评价。1987年,对鄂尔多斯盆地石油资源评估只有40亿吨,1994年的评估结果是85.88亿吨,2006年的评估结果是100亿吨。但从盆地侏罗系11套油层,延长统10套油层的实际看,对储量资源量的认识还有巨大空间。曾有一位专家计算,光是延长统10万平方公里,就已大面积稳定分布着石油,按一平方公里石油丰度40万吨的常规蕴藏,意味着400亿吨的石油埋藏量,除去一半折扣,也有200亿吨石油资源量。所以,石油勘探开发的前景不可限量。
鄂尔多斯盆地探明石油地质储量、石油产量年均增长速度均居中国第一位,每年新增石油地质探明储量均超过1亿吨以上。是建立石油生产基地的最有利地区,也是最现实的地区。2002年整个盆地生产的石油超过了1200万吨,2007年2000万吨(包括延长)。
范文二:鄂尔多斯盆地地质概况
鄂尔多斯盆地区域地质概况
一、概况
鄂尔多斯盆地的广义地理界线:北起阴山,南到秦岭,东自吕梁山,西至贺兰山,六盘山一线。
盆地含油气地层主要为侏罗系的延安组合三叠系富含延长植物群的一套地层。
盆地内出露的地层包括:太古界至奥陶系,石炭系至白垩系,第三系和第四系,以陆相中生代地层和第四系黄土最为发育且广泛分布,缺失志留系和泥盆系。
二、区域地质构造,构造演化(鄂尔多斯盆地天然气地质) 独立成盆时间应为中侏罗纪末。
太古代—早元古代基底形成阶段:基底岩系由两部分组成:下部为太古界和下元古界下部的结晶岩系,上部为下元古界上部的褶皱岩系,这使得基底具备结晶—褶皱的双重构造。对基地形成起重要作用的构造事件是早元古代早期的五台运动和早元古代晚期的吕梁—中条运动。
中晚元古代坳拉槽发育阶段:这个时期形成了向北收敛向南敞开的贺兰坳拉槽和向北东方向收敛,南西方向敞开的彬县临县坳拉槽,二者时间夹峙着向南倾伏的乌审旗庆阳槽间台地。
早古生代克拉通坳陷阶段:
寒武纪的构造面貌是:初始继承中、晚元古代构造格局,表现为北高南低,中隆(乌审旗一庆阳巾央古隆起带) 东、西凹;晚期(晚寒武世) 变为南北高、中间低,中凹(盐池、米脂凹陷) 南北隆(坏县一庆阳隆起、乌兰格尔隆起) 的形态。后者是新的构造体制控制下的构造变形。
奥防纪初始,克拉通整体台升成陆,海水进一步退缩,冶里—亮甲山组仅分布在古陆四周,为厚度数十米至200m 的含隧石结核或条带的深灰色白云岩夹灰岩。
早奥陶世的古构造面貌,基本继承晚寒武世的构造轮廓。由于内蒙海槽活动性增强的影响,克拉通北部的乌兰格尔古隆起带仍保持古陆形式,而南部环县一庆阳古隆起则表现为相对校低的水下隆起。
综上所述,早古生代构造格局的发育特点是:继承和新生构造的复合,在两期隆起复合部位仍保持险起状态(乌兰格尔隆起、坏县一庆阳隆起) ,在隆起与凹陷的复合部位形成鞍部(抉池凹陷与米脂凹陷间的鞍部) ,在两期凹陷复合部位仍保持为凹陷状态(昂苏庙一接池凹陷、米脂凹陷) 。
晚古生代一早、中三叠世:
从上述可以看出,该阶段的构造特点是:初期(即石炭纪) 以继承早古生代的构造格局为主,表现为南北隆、东西凹、中间行一鞍部。东西两凹的沉降幅度和构造活动性差异很大,在中石炭世呈明显的分割状态,仅在晚石炭世初期两凹的海水才与中间鞍部连通。西缘凹陷是早古生代剪切—张性裂谷基础上发育起来的、由于南北边缘不均衡俯冲和碰撞所形成的楔形张性裂谷,而东部凹陷是克拉通内的坳陷。后期,即二叠纪以后,由于南、北边缘的俯冲和碰撞造山,以及相应于南北方向上的收缩挤压作用,致使该区自二叠系以后形成统一的克拉通坳陷.并同时强化了克拉通内东西走向的次级隆起(北部乌兰格尔隆起带、南部麟游隆起带) 和凹陷(中部盐池-米脂凹陷带) 以及定边-吴堡区域东西向构造。
晚三叠世-白至纪:
印支运动在鄂尔多斯盆地的地史发展个是一次重大变革。在沉积上实现由侮相、过渡相向大陆相的转变,使盆地自晚三叠世以来发育完整和具典型的陆相碎屑岩沉积体系。盆地演化进入了大型内陆差异沉降盆地的形成和发展时期,结束和取代了古生代以来克拉通坳陷的发展历史。其构造活动性亦明显增强,并在燕山期达到高峰,围绕盆缘形成平行盆地边缘的褶皱冲断、逆冲推覆镶边。因此我们认为该阶段的鄂尔多斯盆地是处于特殊围压挤压构造环境内,盆地的形成机制已由南北方向陆块拉张、洋壳俯冲与陆块碰撞造山构造体制转化为由印度陆块对欧亚古陆块的俯冲碰撞和太平洋洋壳对中国古陆块的俯冲作用形成的远效应所控制的陆内变形体制。
新生代:
新生代以来,东亚濒太平洋边缘海盆的扩张及印度陆块对欧亚大陆块的碰撞造山作用使盆地及周缘地区出现总体张性、局部挤压性的构造环境。
三、鄂尔多斯盆地构造演化的总体特征
1.鄂尔多斯盆地构造演化,基本经历了3个构造体制,即前古生代深部热
体制、古生代克拉通与南北相邻海域所组成的类似于现代板块扩张、俯冲、碰撞造山体制及中新生代东西部现代板块远源控制的陆内变形体制。由此可见,热作用的深与浅、南北向的扩张-俯冲与俯冲-碰撞造山、陆内构造环境的挤压与拉张是盆地构造演化6大阶段的形成和发展的主要控制因素.
2.盆地内部在地质历史时期中依次发育了中、晚元古代裂陷槽,早古生代边缘沉降的克拉通坳陷,晚古生代边缘碰撞的克拉通坳陷,中生代大型内陆场陷及新生代周缘断陷等不同类型的原始盆地。这些原型盆地是本区现今评价和寻找天然气的五大领域。
3.盆地边缘的演化经历是,从中、晚元古代裂陷转化为早古生代古活动大陆边缘、晚古生代造山的碰撞边缘、中生代逆冲推覆边缘和新生代周缘断陷及断块隆升边缘。
4.盆地内次级隆起、凹陷及其它构造现象所指示的各阶段主体构造线方向的变化规律性是;太古代-早元古代为东西向;中、晚元古代为近南北向;早古生代为前期南北向 (继承) 与后期东西向(新生) 的复合形式;晚古生代在继承早古生代的复合形式基础上,后期演变为东西向;中生代由东西向(继承) 逐步转变为北北东一南北向;新生代为总体的拉张背景和逐步显示为北西向。上述变化,与地史上本区深部热动力机制及不同形式的边缘动力学机制的演变具有良好的对应关系。
四、各沉积期地层发育特征(鄂尔多斯盆地天然气地质)
中晚元古代地层:
由长城系、蓟县系和震旦系组成,厚800—2770m ,岩性分别以石英砂岩、碳酸盐岩和冰碛岩为主。
早古生代地层:
早古生代地层总厚度为350-6450m ,与下伏地层多呈假整合接触。从地层层序、岩石组合和古生物群来看,本区早古生代地层基本可以划为3个地层分区,即鄂尔多斯分区、西缘分区和南缘分区。主要由碳酸盐岩组成。盆地及其东缘早古生代地层的沉积特点与华北类似,缺失中、晚奥陶世沉积,但在盆地西缘和南缘,因毗邻秦祁海槽而具过渡型沉积特征,其特点是地层发育全、沉积厚度巨大、有大量碎屑岩和火山凝灰岩出现,并在早奥陶世开始出现华南型古生物群分子。
晚古生代—中三叠世地层:
基本由碎屑岩组成,仅石炭系存在少量碳酸盐岩。特点是:下二叠统及其以下地层为暗色含煤碎屑岩建造,以上地层为红色碎屑岩建造。全区地层分异不大,仅石炭系存在祁连和华北两种沉积类型。前者的持点是地层沉积早、发育全、厚度大(167.0—1400m) ,泻湖相发育;后者则以地层沉积晚、厚度小(57.0—200m) ,潮坪相发育为特征。
晚三叠世—白垩纪地层:
主要由内陆河湖相碎屑岩组成.在安定组和环河—华池组内见淡水碳酸垃岩,在延长组和环河—华池组内见火山凝灰岩。沉积的主要特征 :纵向上红黑分明,黑色地层主要分布于晚三叠世延长组和早侏罗世延安组(煤层和煤线发育) ,红色地层主要集中在中上侏罗统。平面上存在补偿和非补偿两种沉积类型。补偿性沉积分布于盆地西缘安口窑、石沟驿、汝箕构一带,特点是砂岩、砾岩发育,沉积厚度大,如延安组厚度为2000—3000m ;非补偿性沉积分布于补偿沉积以东,特点是沉积厚度薄(延长组厚度为1700M 左右) ,岩性较细。
新生代地层:
鄂尔多斯盆地自白垩纪后期隆起之后,除盆地西及西北线有渐新统超覆之外,盆内广大地区仅有新第三系沉积。渐新统为杂色砂泥岩夹石膏层,厚20一360m ,新第三系为一套红土层,厚2—8m 。第四纪地层在盆地内部基本以北纬38度为界,北部是砂砾层,南部是黄土,厚度70一300m 。它们与下伏地层的接触关系均为不整合。该区的新生代地层主要发育于周缘断陷盆地之中,在渭河断陷盆地内厚度可达7000m 左右,在河套断陷盆地内厚度近于9000m ,在银川断陷盆地中厚度为5000m 左右。
(中国石油地质志 )
7
范文三:鄂尔多斯盆地地质简况
Page 1of 13
第二章 地质构造与矿产资源? 第一节 地质构造? ?
第一节 地质构造 ?
? 鄂尔多斯台拗是中朝准地台上的一个大型拗陷,除南与秦岭褶皱系相接外,其它三面均与中朝准地台的几个二级构造单元相连:北为内蒙地轴,东为山西台隆,西为鄂尔多斯台缘褶带等。该台拗即通常所说的鄂尔多斯盆地或陕甘宁盆地,大体位于秦岭以北,阴山以南,吕梁山以西,贺兰山——六盘山断陷以东,呈长方形。跨陕西、山西、甘肃、内蒙古、宁夏等省(区),面积约30万平方公里。陕西黄土高原正好位于鄂尔多斯盆地的中部,是该盆地的主体部分(图2.1)。
图2.1? 鄂尔多斯盆地构造示意图 ? 一、区域地层系统
? 鄂多斯盆地内部主要为单斜构造,这一构造特点在陕西黄土高原内部尤为明显。陕西黄土高原的东南部为铜川复背斜的一翼,地层大体向北西缓倾;而在陕西黄土高原的中部和北部,地层由东向西
缓倾,被石油地质部门称之为陕北斜坡带。
? 陕西黄土高原属华北地层区,跨两个地层分区:陕甘宁盆地地层分区和陕甘宁盆缘地层分区,区内出露的地层有奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、第三系及第四系。以陆相中生代地层及第四纪黄土最为发育,缺失志留系和泥盆系。区内大部分地区被厚层黄土所覆盖,只有在南部的一些山地、东北部的府谷、神木一带和区内的一些深切沟谷中,出露着不同时期的地层。奥陶系仅出露中统海相灰岩。石炭系有中、上统,为海陆交互相沉积之灰岩、砂页岩,含煤、铁、铝土矿等。二叠系及三叠系下统为湖泊、沼泽相含煤砂泥岩沉积,及河湖相红色碎屑岩。三叠系中、上统至白垩系在区内的一些地段连续出露,以内陆河湖相为主,部分为内陆盆地边缘山麓堆积。三叠系中、上统为红色砂泥岩及灰绿色含煤、油页岩及少量火山碎屑之砂泥岩。侏罗系由红色砂泥岩、煤系地层,过渡为含泥灰岩、油页岩的红色砂泥岩及砾岩。白垩系仅有下统志丹群,为红色砂岩、砾岩、泥岩及少量泥灰岩,第三系为河湖相含石膏的红色碎屑沉积。第四系以黄土为主,另有零星的河流、仲积、洪积、湖相等沉积。
? 按照由老到新的时间顺序将该区地表出露的各时代地层分述如下:
? (一)古生界(Pz)
? 1.奥陶系(O)
? (1)上马家沟组(02m)
? 主要出露在府谷北海子庙一带,沿黄河河谷分布。岩性主要为深灰色中厚层至块状灰岩和灰黄色泥质灰岩。未见下界。
? (2)桃曲坡群(Q2-3,tq)
? 仅分布在本区南部的铜川、耀县一带。为混合相沉积。岩性为灰黑、深灰色,局部为黄褐色的灰岩、礁状灰岩、泥质灰岩及钙质页岩,富含头足、笔石、珊瑚、腕足、腹足等化石,厚435米,横向变化不明,目前将此套地层暂定为中、上奥陶统。
? 2.石炭系(C)
? (1)本溪组(C2 b)
? 仅在府谷上马家沟组灰岩之上有小面积出露;另外,在延长、富县地区井下也可见到,岩性为海陆交互相的砂岩、泥岩及铝土质页岩,厚13~23米。本溪组与下伏的马家沟组灰岩之间,为假整合接触。
? (2)太原群(C3,ty)
? 在府谷上马家沟组灰岩出露的地段,太原群沿黄河两岸成条带状分布。岩性主要为海陆交互相的煤系地层,由灰白色砂岩、深灰色页岩、煤层、油页岩和炭质页岩组成,中夹二层海相灰岩和一层海相页岩,底部为厚约5~9米铁铝岩。含动物及植物化石。当缺失本溪组时,直接假整合于奥陶系之上,总厚124.5~128.5米。
? 铜川、耀县一带,太原群直接假整合于桃曲坡群之上。太原群是渭北煤田的主要含煤地层之一,为海陆交互相沉积。岩性主要有灰黑、黑色泥岩、砂质泥岩及石英砂岩,夹可采煤层及海相灰岩、钙
质泥岩。在泥质岩中含大量植物化石。灰岩及灰质泥岩中含较丰富的蜒及腕足动物化石。铜川漆水河边,太原群的厚度为21米。
? 3.二叠系(P)
? (1)下统(P1)
? 二叠系下统由山西组和下石盒子组组成。
? 山西组(P1S)
? 本区东北部,该组主要分布在府谷及其以北的柳林碛海子湾至黄甫川一带。岩性主要为灰黑、灰色泥岩、页岩、砂质页岩,夹煤线、可采煤层及灰白色砂岩,普遍含菱铁矿扁豆体,含植物化石,属湖泊沼泽相沉积,厚81米。
? 本区南部,该组主要出露在铜川一带,是铜川一带重要的含煤岩系之一。为陆相沼泽沉积,主要为灰、褐灰色砂岩、煤线及煤层,偶夹粘土岩,普遍含菱铁矿结核,产丰富的植物化石,厚度约30米,从南向北,山西组沉积物的颗粒有逐渐变细的趋势。
? 下石盆子组(P1sh)
? 本区东北部,该组的分布范围大体与山西组一致。岩性主要为黄绿、灰绿色块状砂岩、含砾石砂岩,与暗紫棕、黄绿、蓝绿、蓝灰色块状砂质泥岩、粉砂质泥岩、泥岩不等厚互层,属河流相沉积,含植物化石。厚77.5米。
? 本区南部的铜川、耀县、永寿等地,该组呈条带状出露,为纯陆相之灰、黄绿色砂岩、粉砂岩、砂质泥岩,局部有紫杂色泥质岩,中下部夹黑色泥岩、粘土岩及煤线,富含植物化石。在铜川漆水河一带,该组厚24米。
? (2)上统(P2)
? 二叠系上统由上石盆子组和石千峰组构成。
? 上石盆子组(P2sh)
? 本区东北部,该组在府谷以北和吴堡附近的黄河两岸呈条带状出露,下部为黄灰、灰绿色厚层至块状含砾石细~中粒砂岩与杂色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩成不等厚互层;中部为褐紫色块状泥岩、砂质泥岩,夹紫色厚层至块状含砾石中粒砂岩及煤线,上部为紫红,褐紫色厚层至块状泥岩,与灰白、灰绿色层至块状含砾石砂岩互层。属河流相沉积。在府谷一带厚268米。
? 本区南部该组大体紧邻下石盒子组北缘呈带状分布。属于干燥氧化环境下河湖相杂色碎屑岩沉积,以紫杂色、黄绿、灰绿色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩互层为主,夹厚层、透镜状中、细砂岩及含砾砂岩,偶夹黑色页岩,泥岩中富含植物化石。铜川漆水河一带厚198米。
? 石千峰组(P2S)
? 本区东北部,该组在府谷、吴堡等地沿黄河两岸呈南北条带出露,岩性可分为上、下两个部分。下部为浅灰绿、蓝绿或紫红色的厚层至块状中至细粒富长石砂岩、长石砂岩、长石质砂岩,夹暗紫、紫红色粉砂质泥岩,主要为河流相沉积;上部为鲜红、紫红、棕红色粉砂质泥岩、泥岩、含粉砂质页岩,夹浅灰、灰绿、灰紫色中一厚层细砂岩,灰质结核层及薄层石膏,可能为河、湖相沉积。厚184~
196米。
? 本区南部,石千峰组厚度增大,其岩性与本区东北部出露的石千峰组相似,也分上、下两个部分,自组成一个下粗上细的旋回。下部以黄绿色、灰绿色、紫灰色、暗紫色细粒砂岩为主,与暗紫红色粉砂质泥岩、灰绿色泥质粉砂地岩互层,含瓣鳃及叶肢介与植物化石;上部为棕红、紫红、暗紫红色粉砂质页岩,黄绿、灰绿或蓝灰色泥岩为主,夹浅灰绿、紫红色细砂岩及泥灰岩,砂质页岩,含灰质结核,含软体、叶肢介及腕足等化石。在耀县石川河一带,该组的厚度达313米。
? (二)中生界(M2)
? 1.三叠系(T)
? (1)下统(T1)
? 三叠系下统由刘家沟组与和尚沟组组成。
? 刘家沟组(T1e)
? 本区东北部,该组出露于吴堡、府谷等地。岩性以灰紫、紫灰、灰白色块状交错层砂岩为主,夹砾岩及棕红、紫红色泥岩、粉砂岩、砂质泥岩等。厚381米。
? 本区南部的铜川、耀县、淳化、永寿、以及黄龙等地,该组均有出露。为紫红、浅紫红、灰紫色中厚层交错层细砂岩,夹粉砂岩、泥质粉砂岩与棕红、暗紫红、紫红色含粉砂质页岩、泥岩及同生中一细砾岩。泥岩中普遍含有泥灰质结核,偶含铁质结核。在耀县石川河该组厚160米。
? 本区东北部和南部出露的刘家沟组,岩性十分相似,这说明,进入早第三纪初期,陕西黄土高原范围内的地理环境相似,区域分异不太明显。
? 和尚沟组(T1h)
? 本区东北部,该组出露于吴堡、府谷等地,岩性以棕红、桔红、紫红色泥岩为主,富含灰质结核,夹紫红、紫灰色粉、细砂岩及含砾砂岩。含脊椎动物、叶肢介等化石。在吴堡县宋家川—清水河剖面,该组厚111米。
? 本区南部的铜川、耀县一带,该组呈条带状出露。为棕红色粉砂质泥岩、泥岩、夹紫灰、灰紫、灰绿色细砂岩、粉砂岩,富含钙质结核,偶夹灰绿色泥页岩条带,含较丰富的叶肢介、介形、瓣鳃化石,该组在耀县石川河厚65米。
? 和尚沟组岩性稳定,在陕西黄土高原范围内,岩性变化不大。
? (2)中统(T2)
? 三叠系中统为纸坊组(T2Z)与下统之间为假整合。
? 纸坊组出露于本区南部的淳化、铜川纸坊一带和本区东北部的吴堡清水河、神木窟野河、府谷河下游及哈拉寨等地。取名于铜川市纸坊镇。岩性以紫红、紫灰色为主的砂泥岩互层。下粗上细,含脊椎动物、植物、介形、瓣鳃、叶肢介等化石。脊椎动物化石多产自吴堡以北。吴堡、府谷一带岩性较粗,厚330~530米。向西南至铜川、泾河一带,岩性变细,灰绿色层增多,厚度千余米。纸坊组分两段:
? 第一段:(T2Z1):以灰绿、黄绿色砂岩为主,夹紫红、紫灰色泥岩、粉砂岩和砾岩。在府谷一带
常含灰质砂岩结核及铁锰质结核。厚度比较稳定,一般在250米上下。
? 第二段:(T2Z2):为暗紫红、灰绿色泥岩、砂质泥岩、夹砂质页岩,富含灰质结核结核或灰质砂岩结核。厚度变化较大,158~587米。
? 在铜川剖面顶部发现有火山碎屑岩薄层。
? (3)上统(T3)
? 三叠系上统为延长群(T3Yn),划分为四个组,自下而上为铜川组、胡家村组、永坪组、瓦窑堡组。
? 延长群广泛分布于陕甘宁盆地。是以灰绿、黄绿色砂泥岩为主。夹油页岩、煤层及少量火山碎屑岩的陆相地层。岩性纵横变化均较大,下部及该区东北部岩性粗,长石含量高,颜色浅,砂岩常成肉红色;上部及该区西南部、南部变细,长石含量减少,颜色变深,多为灰绿及深灰绿色。横向大致以北纬38度为界,分为南部和北部两个相区。厚度由东北向西南变厚,在佳芦河、窟野河一带500~600米。子长清涧河、延河地区1341米,铜川地区1638米。各组地质特征如下:
? 铜川组(T3t)
? 该组相当于原T3Y1+2竹出露于铜川金锁关、宜川、佳县、神木秃尾河、窟野河等地。底部从块状中、粗粒砂岩开始,至顶部为黑、深灰绿色页岩、油页岩等。自下而上由粗变细,自成一旋回。剖面以铜川最完整,化石最丰富而命名,厚580米。向北至延河地区岩性变粗,厚447米。佳县往北,厚度显著变薄,岩性变粗变红,至窟野河剖面,厚仅百米,油页岩已不存在,黑色页岩也少见。含植物、瓣鳃、叶肢介、介形、昆虫等化石。岩性分两段。
? 第一段(T3t1):以灰绿、浅红、肉红色块状中、粗粒砂岩为主,夹砂质泥岩、粉砂岩、泥岩及少量炭质页岩。砂岩长石含量较高,麻斑构造明显,斜层理发育。
? 第二段(T3t2):由细砂岩、泥岩、油页岩、炭质页岩组成,分两个“带”。下“带”:灰绿、紫红色砂质泥岩、泥岩、夹肉红、浅黄绿色块状长石砂岩。顶部有1~3米灰黑色页岩、或砂质页岩,在宜川仕望河以北至佳县间普遍存在,称为“李家畔页岩层”。上“带”:灰绿、肉红色砂岩,及灰绿色粉砂岩、砂质泥岩、黑色页岩、油页岩等。顶部油页岩、黑色页岩、粉砂岩互层,称“张家滩页岩层”。在铜川地区最发育,油页岩厚二三十米。北至延河以南黑色页岩普遍存在。油页岩夹层中,及其上下层位,在本区南部普遍夹有多层薄层火山碎屑岩或含火山碎屑岩之砂泥岩。本“带”底部在佳县以北常夹“彩色粘土层”薄层,属火山碎屑岩。
? 胡家村组(T3h)
? 该组相当于原T3Y3,出露于铜川、黄龙、延长、绥德、神木窟野河下游,府谷等地。取名于延长县胡家村,为延长油矿主要含油层,岩性为浅灰绿、肉红色块状中、细粒砂岩,与深灰色泥岩互层,夹黑色页岩及煤线。南厚北薄,南细北粗,由耀县走马湾往西遭受剥蚀,至彬县一带残留厚度已很薄。铜川一带厚547米,延河地区厚328米,窟野河一带厚210米。
? 该组按岩性粗细,从下往上可分为三段,岩性为细—粗—细。以铜川剖面为例:第一段为灰黄、灰绿色泥页岩、黑色页岩、油页岩,夹黄绿色细砂岩、粉砂岩及少量火山碎屑岩,砂岩单层较薄,第
二段以灰绿、黄绿色厚层或块状中一细粒砂岩为主,夹黄灰、黑色页岩及油页岩;第三段为黄绿、灰黄色粉砂岩、泥岩、粉砂质泥岩,夹少量薄层细砂岩。
? 永坪组(T3Y)
? 该组相当于原T3Y4,出露于铜川柳林沟、黄陵及延长、清涧、米脂等县城以西,佳县佳芦河、神木秃尾河、窟野河等地。在耀县衣食村以西全部遭受剥蚀。岩性单调,为灰白、灰绿色中—细粒厚块状砂岩,夹灰黑、蓝灰色泥岩、粉砂质泥岩。砂岩含黄铁矿结核。厚度铜川100米,子长188米。神木窟野河95米。因产油而得名,含植物、介形、瓣鳃、叶肢介等化石。
? 瓦窑堡组(T3W)
? 该组相当于原T3Y5,出露于宜君、富县、子长、榆林榆河堡至神木、府谷一线。取名于子长县城瓦窑堡。厚度186~412米。含植物、瓣鳃、介形、叶肢介、鱼等化石。以子长清涧河剖面为代表可分为如下五个段。
? 第一段(T3W1):为含煤层、炭质泥岩的砂泥岩互层,夹泥灰岩透镜体,厚117米。
? 第二、三段(T3W2+3):浅灰色中厚层粉、细砂岩,与深灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩互层,夹煤线及薄煤层,中下部夹泥灰岩,厚99米。
? 第四段(T3W4):灰白色块状细、中粒长石砂岩,与深灰色一黄绿色砂泥岩互层,夹煤层及煤线,厚82米。
? 第五段(T3W5):底部油页岩、黑色页岩、向上砂页岩互层,中上部浅灰色厚层块状砂岩,厚80米。
? 2.侏罗系(J)
? 仅有下统和中统,上统缺失。
? (1)下统为富县组(J1f)
? 富县组分布在府谷、神木、子长、延安、富县一带,富县以南地区只在井下零星见及。其岩性、岩相和厚度变化都较大,在神木县以北,主要为浅湖相沉积,在子长、富县一带,主要为河流相的紫红、黄绿色砂泥岩。其它地区一般为残积,保存极薄。厚度0~142米。含鱼类、叶肢介、瓣鳃类、植物等化石。富县组与下伏三叠系呈假整合或角度不整合接触。
? (2)中下统—延安组(J1—2y)
? 延安组分布在府谷、神木、榆林、子长、富县、旬邑、麟游一带。在大理河以南,葫芦河以北为无煤沉积,其余各地均为煤系。从下住上可分为宝塔山段、枣园段。厚度变化较大,14~277米。葫芦河以南,由于后期剥蚀,地层有缺失。
? 宝塔山段:主要分布在富县以北、子长以南地区。岩性主要为河流相的灰黄、灰白色巨厚一块状中至粗粒含长石砂岩,夹含砾砂岩,底部为灰绿色含砂砾岩和砾岩透镜体,上部含透镜状泥岩,其中偶夹煤线或炭屑,发育大型斜层理,含丰富的植物化石。厚度变化较大,吴旗、志丹、延安一带最厚88~98米,向南、向北均变薄,洛河以南缺失。
? 枣园段:主要为湖泊沼泽或河流后沼泽相沉积。岩性为灰白色长石砂岩,含长石砂岩及灰黑色页
岩,粉砂质泥岩不等厚互层,夹粉砂岩,顶部为蓝绿色(局部为紫红色)砂泥岩互层。含油或夹煤层。富含植物或瓣鳃化石。厚度较稳定,无定河一带为227米,洛河为147米,沮水为98米,铜川沙窑子为14米。枣园段到铜川焦坪一带只剩下煤层和顶底的灰绿、绿黄色泥岩。
? 延安组与下伏富县组之间呈假整合或角度不整合接触。
? (3)中统由下向上分两个组,即直罗组(J2z)和安定组(J2a)。
? 直罗组(J2Z)
? 该组主要分布在神木七概沟、横山、富县直罗镇、旬邑一带。岩性可分为两个旋回:下旋回的下部为黄绿色块状中一粗粒长石砂岩,区域上较稳定,习称“七里镇砂岩”。底部往往含砾石,冲刷现象明显,含硅化木;上部为黄绿、灰绿、蓝灰色及少量暗紫杂色泥岩、粉砂质泥岩与细一粉砂岩互层。上旋回的下部为黄绿、黄灰色块状中、细粒长石砂岩,习称“高桥砂岩”,底部有冲刷现象,含泥砾、硅化木。横向不稳定,上部为黄绿、灰绿、红色泥岩、粉砂质泥岩与粉砂岩、细砂岩夹泥质砂岩互层。该组在延安西杏子河局部夹石膏层。在黄陵以南、以西地区,其上部的泥质岩全变为紫红色,砂质岩变为灰白色,且岩性变粗,砾状砂岩、含砾砂岩增多。该组厚度为82~141米。与下伏延安组呈假整合接触。
? 安定组(T2a)
? 分布在榆林县刀兔、横山、安塞县砖窑湾、富县黑水寺一带,呈北北东—南南西的带状出露。无定河最厚为128米,往北、往南均变薄。黄陵沮水以南地区缺失。主要为炎热干旱条件下的内陆湖泊沉积。岩性变化较大,北部粗,南部细,在延安、延长、延川一带最细。在无定河以北为紫红、暗紫、紫色砂岩,夹灰绿色砂岩、棕黄、浅灰绿、紫红色泥岩、泥质砂岩,夹一薄层土黄色泥灰岩,砂岩中普遍含灰质团块。在无定河以南,下部为灰黑色页岩、油页岩,夹粉砂质页岩及粉砂岩;中部为以紫色为主的砂岩和灰质泥岩互层;上部为紫色薄一中层泥灰岩夹灰黄色灰质泥岩及砂岩。含方鳞鱼碎片、腹足、介形类及植物化石碎片。
? 3.白垩系(K)
? 白垩系仅有下统—志丹群(K1zh)
? 志丹群丰要分布在榆林、延安、宜君以西;宜君、彬县,从下往上分为六个组:宜君组、洛河组、环河组、华池组、罗汉洞组、泾川组。
? 宜君组(K1y)
? 主要分布在黄陵沮水、宜君、旬邑、彬县一带。主要为沉积相或河流相的砾岩,向陕甘宁盆地内部成楔状体迅速变薄、尖灭或相变为砾状砂岩,未发现化石。从东北往西南变厚,0~65米。与下伏侏罗系呈假整合接触。
? 洛河组(K.)
? 分布在神木、榆林、靖边、志丹、黄陵、宜君、旬邑、彬县的广大面积内,为河流相的紫红、桔红、灰紫色块状、发育巨型斜层理的粗一中粒长石砂岩。大约在黄陵沮水以南一带夹较多的砾岩、砾状砂岩。从西南往东北变厚,130~348米。含介形类、鱼类化石。本组在黄陵沮水以南与宜君组为连
续沉积;在沮水以北,宜君组缺失,假整合于侏罗系之上。
? 环河、华池组(K1hn+h)
? 环河组和华池组为两个组,由于它们之间的分界各地划分不一。故合称环河、华池组。这两组主要分布在定边、靖边、吴旗、宜君、彬县、长武等县的广大面积内。下部为以紫红色为主的块状中至细砂岩夹泥岩;中部为以紫红色为主的块状细砂岩与灰紫、灰绿、蓝灰暗紫红色粉砂岩及粉砂质泥岩不等厚互层,中夹凝灰岩;上部为杂色页岩、泥岩、粉砂岩,夹细砂岩、泥灰岩及凝灰质砂岩。岩性从西南往东北变细,厚度增大,厚329~538米。含鱼、介形及叶肢介化石。
? 罗汉洞组(K1h)
? 主要分布在旬邑、黄陵与甘肃正宁交界的子午岭最高处及陕西与甘肃、宁夏交界的元城川、北洛河的上游及定边的姬原等地。主要为河流相的砂泥岩沉积。下部为以紫红色为主的泥岩底部为发育巨大斜层理的黄色中至粗粒长石砂岩;中部为以紫红色为主的泥岩及泥质粉砂岩,夹发育斜层理的细粒长石砂岩;上部为发育巨大斜层理的红色细至粗粒长石砂岩,含细砾和泥砾。厚106~233米。 ? 泾川组(K1j)
? 该组仅见于陕西黄土高原区西南侧的千阳、陇县一带。为灰、红色泥岩、泥质粉砂岩,中夹蓝灰、灰绿、灰白色细砾岩、含砾粗砂岩、细砂岩及灰色薄板状至厚层泥灰岩,中上部泥质岩中含较多的灰质结核,为湖相沉积,厚178米。
? (三)新生界(K2)
? 1.第三系(R)
? (1)下第三第系(E)
? 陕西黄土高原区的下第三系,仅有渐新统—清水营组(E3q),缺失古新统和始新统,与下伏中生界呈角度不整合接触。
? 清水营组(E3q)
? 仅零星出露于定边县。岩性为浅红色砂岩、砾状砂岩,夹棕红、灰色粘土及透镜状石膏层及薄层泥灰岩,含介形及腹足化石。
? (2)上第三系(N)
? 区内缺失中新统,仅有上新统—三趾马红土((N2s),与下第三系呈假整合接触。
? 三趾马红土(N2S)
? 零星出露在陕北沟谷两岸及分水岭处,榆林以西,长城以北很少见及。岩性为深红、紫红、棕红色之粘土或砂质粘土,富含不规则的灰质结核。有时结核成层,底部有砾石层。厚19~70米。 ? 2.第四系(Q)
? 区内第四系相当发育,厚层黄土分布很广,在洛川原区形成厚约130米的典型黄土地层剖面。第四系与下伏地层呈不整合接触。目前,一般将第四系由下向上划分为:下更新统、中更新统、上更新统和全新统。
? (1)下更新统—三门组(Q1S)
? 零星出露在榆林、洛川、彬县等地。一般分布在河谷,与一级、二级阶地高度相当的地方。本组横向变化较大,一般在原区为石质黄土层,这是一套胶结较硬的浅红黄色黄土状重亚粘土,被称做“午城黄土”;在榆林一带之河谷发育河流冲积而成的砾石层、砂层和含砾砂层;在吴旗县城以南的宁寨川、三道川、洛河等地,有一套湖沼相沉积,厚5~20米。岩性为浅黄绿色粘土,局部呈浅灰绿及浅红色,夹薄层灰白色泥岩,这些河流湖沼相沉积为三门组。由于午城黄土与三门组为同期异相,故一般将下更新统统称为三门组。
? 在淳化到彬县一带之泾河流域,下更新统出现冰碛层,岩性为棕红、棕黄色亚粘土、粘土与砂、砾石互层。砾石有擦痕及黑斑。厚82米。
? (2)中更新统—离石组(Q2e)
? 分布在榆林县鱼河堡、靖边、定边一线以南地区,各沟谷或分水岭大量出露。岩性为浅灰黄、淡红灰色黄土,夹不等厚的红褐色古土壤层,底部为亚砂土或砂层,含丰富的脊椎动物化石。本组从西北向东南,岩石粒度相对变细,粘土质含量增加,古土壤层数减少,厚度亦渐薄。在靖边狄青原厚103米,彬县大佛寺土沟48米左右。与下伏三门组呈假整合接触。
? (3)上更新统—萨拉乌苏组(Q3S)和马兰组(Q3m)
? 萨拉乌苏组和马兰组可能属于同期异相。
? 萨拉乌苏组(Q3S)
? 分布于陕北榆林县鱼河堡以西,鱼河堡、靖边、定边一线以北之沟谷中,岩性为土黄、灰褐色细粉砂土,亚砂土的河湖相堆积。各处厚度不一,一般30米左右,大体东从向西,从北向南增厚,最厚143米。在横山县石马坬剖面发现河套人化石及哺乳动物化石。
? 马兰组(Q3m)
? 分布于榆林县鱼河堡以东,鱼河堡、靖边、定边以南广大地区。为浅灰黄色黄土的风尘堆积物,厚度5~30米。
? (4)全新统(Q4)
? 全新统分布广泛,在榆林县鱼河堡以西,无定河、芦河以北为现代风成堆积和现代河流冲积、洪积物。其南广大陕北地区为黑垆土和现代耕作层。在较大的河沟中,还有河漫滩的土状沉积及其下河床相砂卵石层。它们一般与下伏地层呈不整合接触。
Page 10of 13
Page 11of 13
二、大地构造及其演化 ? 陕西黄土高原是中朝准地台的一部分。中朝准地台的范围很大,它包括秦岭以北的整个华北、东北南部,渤海、北黄海以及朝鲜北部。一般将中朝准地台的中国部分称做华北地台。鄂尔多斯台拗就是中朝准地台西部的一个拗陷区,陕西黄土高原正是在这一地质构造背景之下逐步形成的。
? 华北地台的基底是由太古代和早元古代的变质岩系组成的,其盖层由晚元古代以来广泛发育的沉积岩系所组成。盖层和基底之间呈明显的角度不整合接触。
? 古生代是华北地台相对稳定发展阶段,内部构造活动差异性小,地台以整体升降为特征,从寒武纪到中奥陶世地壳缓慢下沉,引起广泛海侵。在这广阔的浅海盆地中,由于地形平坦,物理风化微
弱,化学风化占主导地位,因而沉积物以碳酸盐类化学沉积为主。所以,华北地台的寒武系和奥陶系以浅海碳酸盐建造为主,分布广泛,岩相、厚度稳定,一般在1500米上下,是盖层中发育最好的一套地层。自晚奥陶世到早石炭世,由于主要受加里东运动的影响,因而除地台西缘贺兰山、六盘山地区外,地台整体上隆成陆。长期遭受剥蚀,普遍缺失上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统,沉积间断长达一亿三千多万年,这是华北地台的一分十分重要的特征。从中石炭世开始,华北地台重新下降接受沉积。此时,地表已起伏不大,趋于准平原化。中、晚石炭纪。在地壳缓慢的交替升降运动中,时而海侵,时而海退,于是便形成了广阔的滨海低地,再加上当时气候湿润,植物繁茂,因而森林沼泽密布。这种短期的海侵,海退,形成海陆交互相沉积,并形成一系列煤层。所以,石炭纪是华北重要成煤期之一。华北地台在二叠纪基本脱离海洋环境,故二叠系一般为陆相地层,早二叠世主要为内陆沼泽和近海沼泽含煤沉积,尤其是下二叠统下部的山西组是华北又一套重要的含煤地层。上述古生代地层在陕西黄土高原的南缘和东北部的府谷一带有不同程度的出露。晚二叠世—中三叠世,由于海西运动影响,华北地台内出现明显的差异性上升。在吕梁以东,形成一些零散的小型内陆盆地;在吕梁山以西形成一个大型内陆盆地—鄂尔多斯台拗。
? 中生代是鄂尔多斯这一大型内陆拗陷盆地的大发展时期,内陆河湖相沉积极为发育,岩相、厚度相当稳定。地壳运动以整体升降运动为主,仅在侏罗纪末与早白垩世末的燕山运动中,地台盖层才发生轻微褶皱,形成宽缓的向斜。鄂尔多斯盆地是我国中生代陆相地层分布广泛、发育较好的地区之一,也是世界上中生代陆相地层发育少有的地区,特别是在该盆地的晚三叠世和早侏罗世晚期与中侏罗世早期地层中常夹有丰富的煤层和石油等沉积矿产。早白垩世晚期,盆地开始差异上升,东南部较高,遭受剥蚀;而西北部相对下降,成为沉积中心。当时地面由东南向西北倾斜,正好与现在相反。白垩纪末,全区缓慢上升,至中新世被剥蚀夷平,成为准平原,正因如此,盆地内普遍缺失古新统和始新统。在中新世末或上新世初,由于构造运动的影响,这一准平原北隆南降,长城以北继续处在剥蚀环境,而在长城以南广泛堆积了上新世早期的三趾马红土。此时,全区地势已转为西北高而东南低,地面总的倾斜方向与现在一致。大约在始新世晚期—上新世晚期,由于喜马拉雅运动影响,盆地南部断陷,形成渭河地堑,这是一个差异性下降持续至今的特殊的沉降区,它构成汾渭地堑张裂系的西段。在上新世晚期到更新世初期的构造变动中,除边缘断陷盆地继续沉陷外,其余部分的广大面积却发生了由西北向东南的掀斜式的整体抬升,并加大了长城以南地面的斜度。与此同时,流水的侵蚀切割,使第四纪黄土堆积前的地面已呈现出比较复杂的形态。区内不同地段,构造运动的特点与地表形态的演变往往有很大差异。像陕西黄土高原南缘的渭河北山,西部的子午岭、西北部的白于山等分水岭地区,多自上新世以来,一直在上升,遭受剥蚀、侵蚀。鄂尔多斯盆地第四纪的构造运动,表现为差异性和节奏性上升。从更新世到全新世,地壳经历了由节奏性上升到较强烈上升的发展过程,所以在前第四纪古地貌基础上,不同程度地发生着侵蚀和堆积作用。同一地段在不同时期以及不同地段在同一时期形成的黄土堆积和河湖相沉积,构成了本区第四系的主要内容。特别是中更新世黄土,分布广,厚度大,构成塬、梁、峁的物质主体。所以,该区现代的黄土地貌正是在这样的基础之上演化而来的。从地貌总体发展过程来看,黄土高原可以近似的看作是由大型古盆地—高平原—高原,这样
逐步抬高而成的。目前,鄂尔多斯台拗的北部以发育风沙地貌为特征,习称鄂尔多斯高原;南部以发育着典型的黄土地貌为特征,成为黄土高原的中心地带。此中心地带的主体部分就是陕西黄土高原。在区内,深断裂不多,构造运动比较绥和,大地震少见,目前尚属被汾渭地堑、贺兰山—六盘山东麓等大地震带所包围的地震空白区。 ?
范文四:鄂尔多斯盆地地质报告
一、油田地理概况
吴起油沟油田位于陕西省吴旗起县白豹乡境内, 属黄土源地貌。 地表 为 100~250米厚的第四系黄土覆盖,因长期流水侵蚀切割,形成沟谷纵 横、梁峁相间的地貌景观,地面海拨 1360~1670米,地表高差较大,约 140~270m 。 当地气温变化大, 四季分明, 干旱少雨, 年平均降水量 400~ 600mm ,属内陆干旱型气候。目前油区矿山公路沿山梁而行,区内交通 较为方便。
二、勘探开发现状
油沟地区经过几年的滚动勘探开发,截止 2006年 7月,已钻井 170多口。主要目的层为延长组长 4+51油层,该层具有连片性好,油层分布 范围广、产量较稳定等特点;侏罗系富县组、侏罗系延安组的延 10、延 9油层,虽然分布范围较小,仅在油田南部分布,而且油藏控制因素复杂, 但产量高,投资回报明显,也是该油田重要的开发层系之一;长 2、长 3油层呈零星分布;长 6、长 7、长 8以及长 9油层,目前评价程度较低, 从区域上看都有进一步勘探的潜力。
目前,试采主力层长 4+51的井为 82口,其中试采 1年以上的井有 12口, 9个月以上的为 38口, 6个月以上的井 40口, 3个月以上的井 66口,试采在 3个月以下的井为 17口;开采延 8层、延 9层、延 10层、富 县层和长 61层的井分别为 1口、 6口、 6口、 9口和 5口; 开采长 2、 长 3、 长 62~长 64、长 7、长 8、长 9的井共有 22口井;还有一批井未投产。
1
开采主力层长 4+51的井基本全部连片,形成了井距一般在 220~350米左右的基本规则的开发井网, 控制了 14.8km 2的含油面积, 探明地质储 量 563.13×104t ,溶解气储量 7.04×108m 3。所有油井都进行了压裂改造, 并且都采用自然能量开采。 投产初期平均单井日产油 5.1t , 目前平均单井 日产油 2.75t (附图2—1) ,综合含水 18.2%。从产量变化情况看,采用 自然能量开采产量下降快, 一般井在一年内产量下降 40%左右。 截至 2006年 7月底,油沟油田开采长 4+51的井总计产液 7.2 万 m 3,其中油 6.23万 m 3,水 0.97万 m 3,采出程度为 0.94%,地下亏空体积约为 9.3万 m 3。 本区长 4+51油层没有实测的原始油藏压力、油层温度和高压物性资料, 在试采过程中也没有测流压资料。
侏罗系延安组延 9油层分布局限,单个油藏的含油面积较小, 6个油 藏共控制了 1.21km 2的含油面积,控制地质储量 88.59×104t 。储量丰度高 和单井产量较高, 目前试采的 6口井平均单井日产油 10.5t (附图2-3) ; 侏罗系延安组延 10单个油藏的含有油面积较小, 10个油藏共 1.66km 2的 含油面积,控制地质储量 57.28×104t 。目前平均单井日产油 6.0t (附图2—4) ;侏罗系富县组单个油藏的含油面积和储量规模较延 9、延 10油藏 大,两个油藏共 1.8km 2的含油面积,控制地质储量 75.46×104t 。 试采 9口井平均单井日产油 4.1t ,单井产量较低(附图2—2) 。
三、油田地质研究
(一)基本地质概况
2
3
鄂尔多斯盆地是一个构造变形弱、 多旋回演化、 多沉积类型的大型沉 积盆地,盆地本部面积约 25万平方千米。盆地底部由太古界和中下元古 界变质岩、 结晶岩所组成, 沉积盖层大体经历了中晚元古代拗拉谷、 早古 生代陆表海、 晚古生代海陆过渡、 中生代内陆湖盆地以及新生代周边断陷 五个发展演化阶段, 形成了下古生界碳酸盐岩、 上古生界海陆过渡相煤系 碎屑岩以及中新生界
内陆碎屑岩沉积的三
层构造。盆地主体除
缺失中上奥陶统、志
留系、泥盆系及下石
炭统外,地层基本齐
全 , 沉 积 岩 厚 度 约
6000米。 目前在盆地
地内共发现了下古生
界、上古生界及中生
界三套含油气层系,
其中,上三迭系延长
组和侏罗系延安组是
盆地目前所发现的主
要含油层组。
3-1 鄂尔多斯盆地构造分区图
鄂尔多斯盆地的大地构造位置处于我国东部构造域与西部构造域的 结合部位, 古生代时属于华北盆地的一部分; 中生代后期逐渐与华北盆地 分离, 并逐渐演化为一大型内陆拗陷盆地。 根据现今盆地构造形态, 结合 盆地演化历史,盆地内共划分为西缘逆冲带、天环拗陷、 陕北斜坡、晋西 挠褶带、伊盟隆起以及渭北隆起六大构造单元(图 3-1) 。
油沟油田位于陕北斜坡中南部,晚三迭世沉积环境总体上属于延长 组沉积拗陷的中心部位, 物源受盆地东北和西南物源控制, 以东北物源为 主,西南物源为辅。盆地东北部以河流三角洲沉积体系最发育。由安塞、 志靖、 安边等多个三角洲组成。 油沟油田的沉积受志靖三角影响较大; 盆 地西南以辫状河三角洲为主,其中西峰—庆阳辫状河三角洲沉积规模较 大,其前端可达华池一带。 油沟油田的沉积物也受其影响。因此,该油田 沉积物(尤其是长 8—长 4+5)具有混源区特征。
油田钻孔资料提示,该地区经历了湖盆的形成、发展、全盛、稳定、 萎缩以及消亡的全过程。湖盆的形成阶段沉积了长 10、长 9油组,由早 期的河流相沉积 (长 10) ,逐渐演化到湖泊沉积 (长 9) , 鄂尔多斯内陆湖 盆开始形成; 从长 8至长 7期, 湖盆开始发展直至达到全盛时期, 其主要 标志是长 7油组沉积了一套厚约 50-100米的灰黑色泥岩和油页岩,其间 夹有褐色含油细砂岩, 此时湖盆分布范围最大、 水体最深, 是盆地烃源岩 形成的主要时期, 有效烃源岩分布面积约 40000平方千米。 油沟油田则处 于烃源岩分布区的中部,为该油田的形成提供了充足的油源条件;长 6
4
至长 4+5时期, 是湖盆发展的稳定时期, 盆地周边三角洲发育与退缩相间 出现、 纵向上形成有利的储盖组合, 为盆地中生界延长组油藏的形成提供 了有利的地质条件, 是盆地中生界重要的油气勘探目的层之一; 长 3至长 2时期是鄂尔多斯盆地开始逐步萎缩的时期, 三角洲平原的范围从盆地的 老山地区逐步向湖盆中心地区推进, 湖盆范围日趋缩小, 三角洲平原地区 沉积了一套以粗碎屑为主的碎屑岩地层。 此段时期因为油沟地区处在湖盆 中心地区, 所以, 油沟油田仍处于湖盆的水下部位, 水下分流河道砂体与 湖湾相粉砂质泥岩在纵向上相间出现; 长 1期是鄂尔多斯盆地逐渐消亡的 时期。 为一套粉砂质泥岩与粉砂岩夹煤线为主的地层。 由于油沟油田处于 甘陕古河道之上, 长 1地层受印支未期构造运动影响而被剥失殆尽, 钻井 剖面上无法见到。
(二)地层对比与小层划分
1、地层对比
通过对油沟油田钻井资料、测井资料分析,结合盆地中生界构造演 化及地层分布特征, 油沟油田中生界主要油气勘探目的层自上而下有侏罗 系延安组、侏罗系富县组和三迭系延长组组成。
(1)油田地层特征及纵向演化
延安组与富县组以及延长组地层有不同的岩电特征。延安组为一套 河湖相沉积的碎屑岩煤系地层, 早期属河流相粗碎屑沉积, 岩性为含砾粗 砂岩, 电性上自然电位偏负明显,具箱形特征,自然伽玛呈低值,电阻通
5
常偏低(顶部油层电阻偏高除外) ,地层厚度横向变化大。通常为 50-100米。 反映了古河道在平面上下切深度的差异及水道的变迁。 这套地层通称 为延 10。油沟油田处于盆地甘陕古河与宁陕古河的交汇处,因此,油区 内所有地层几乎都揭示出了这套河流相粗碎屑地层。 延安组中、 晚期地层 为一套灰黑色泥岩与灰白色中细砂岩夹煤系地层, 地层厚 200余米。 煤系 地层多出现在该套地层下部,由两至三套煤层(局部地区仅一套)组成, 分布范围较广, 横向较稳定, 表明该区由河流相逐渐演化到湖泊, 开始出 现早期的滨湖沼泽。煤系地层厚约 30余米,具有高电阻、高声速、低伽 玛特征, 是油区地层对比的重要标志之一。 煤系地层之上的延安组地层为 一套灰黑色泥岩与灰白色中细砂岩间互层。 地层厚约 180-200余米, 与上 覆直罗组地层呈假整合接触, 该套地层中上部以高电阻为特征与其下部低 电阻相区别,延安组地层纵向上经历了从河流向湖泊的演化过程。 富县组在盆地区域上同延安组一样也经历了从河流向湖泊演化过程, 所不同的是,由于富县组沉积之后,受燕山运动的影响,盆地整体抬升, 遭受剥蚀, 加之延安早期河流的下切、 充填, 使得富县组上部较细的湖相 沉积地层保存极不完整, 仅在盆地的中、 北部局部地区保存少量的湖泊地 层。油沟油田富县组为一套含砾粗砂岩,顶部见厚约 20余米灰黑色、杂 色泥岩, 略显二元结构特征, 属典型的河流相沉积, 富县组河道砂岩与延 安组早期延 10砂岩的区别在于前者分选差、粒度较粗,电性上前者的电 阻、 自然伽码均略高于后者, 这种电性、 岩性上的差异正好是两者在环境
6
上的区别所致。 油沟油田的富县组地层厚 30~120余米, 由于它沉积在印 支末期谷沟地貌的背景上,深谷地带地层堆积较厚,斜坡地带沉积较薄, 而后, 延安组早期的河道又发育在富县组期古水系之上, 对下伏富县组地 层又开始新的一轮侵蚀。 致使富县组残留地层横向上变化很大, 横向上追 踪比较困难, 给地层对比沉积相环境恢复、 油藏形成条件研究增加了不少 难度。 对比和划分出富县组地层, 研究其平面分布, 为寻找富县组油藏无 疑是十分有意义的。
延长组属内陆湖盆沉积,经历了湖盆的形成、发展、全盛、稳定、 萎缩直至消亡的全过程。 岩性组合为粗一细一粗旋回组合。 盆地全盛时期 沉积的长 7高阻泥岩,由一套黑色泥岩、油页岩、凝灰岩夹浊积岩组成, 属半深湖、 深湖相沉积, 最厚约 80~100余米。分布范围广,北到陕西的 定边县附近, 南到铜川的金锁关, 西起宁夏自治区的马家滩, 东到山西省 的永河县。 这套地层在井下或地表都有分布, 地球化学资料分析表明, 这 套地层是盆地中生界最主要的烃源岩, 具有烃源岩厚度大、 丰度高、 母质 类型好,属腐泥型、 混合型干酪根,且已达到成熟阶段。 长 7烃源岩生烃 拗陷主要分布在盆地南部,面积约 40000平方千米,长 7油组地层厚约 120-130米,具有高电阻、高声速、高自然伽玛、页岩自然电位偏负等特 征。这套地层是盆地中生界最重要的区域性标准层之一。
油沟油田的延长组地层为一套灰黑色泥岩、 粉砂质泥岩夹灰绿色细砂 岩、 粉细砂岩、 泥质粉砂岩, 表明油沟油田三迭系沉积时地处湖盆中心位
7
置, 水动力条件总体上偏弱, 岩性偏细。 延长组地层与上覆侏罗系地层无 论岩性、电性上都存在明显的差别,前者岩性偏细,砂岩以灰绿色为主, 具有电阻基值偏高、 高自然伽码、 低声速特征; 后者岩性偏粗, 砂岩以灰 白色为主,较低的自然伽码、高声速等特征。
两次全区性构造运动,使得盆地及油区延安组与富县组、富县组与 延长组地层呈平行不整合接触。晚三迭世,鄂尔多斯内陆湖盆形成,盆 地范围涉及陕、甘、宁、蒙、晋五省区,盆地基底由太古界、元古界变 质岩、结晶岩组成,属克拉通刚性基底,历次构造运动表现在盆地内部 以升降运动为主。因而,地层平缓、构造单一为盆地沉积盖层的重要特 征之一。晚三叠世末期受印支运动影响,鄂尔多斯盆地整体抬升,遭受 剥蚀,形成沟谷纵横的古地貌景观。其后,随着盆地的下沉,接受了富 县组沉积,富县期河流的粗碎屑,首先充填于印支末期由于侵蚀作用形 成的沟谷之中,横亘于鄂尔多斯盆地南部中央地区,东西向展布的甘陕 古河正是富县组早期沉积,它与下伏延长组地层呈平行不整合接触。油 沟油田正处于盆地甘陕古河之上,所有钻孔均揭示有富县组地层存在, 但横向欠稳定,厚度变化大,这与盆地印支末期构造运动关系密切。 燕山运动Ⅰ幕是发生在侏罗系延安组与富县组地层沉积之间的构造 运动。 早侏罗世沉积末, 盆地又一次整体抬升,遭受剥蚀,形成了谷沟纵 横的古地貌景观, 通过对现有的地层厚度分析, 燕山Ⅰ幕形成的古地貌起 伏规模远比印支末期的古地貌景观规模小, 但具有较好的继承性, 如盆地
8
南部东西向展布的甘陕古河, 即是富县早期的河流也有延安早期河道分布 地区。 需要指出的是, 富县期切割最深的河道区, 并非一定是延安组早期 河道沉积最厚的地区, 也就是说, 富县早期河道与延安早期河道在宏观上 具有明显的继承性, 而在具体的河道演变历史上仍存在明显的差异, 两套 地层呈平行不整合关系。 油沟油田的钻孔中揭示了延安组早期河道广泛存 在,其厚度变化与平面分布能为分析河道的变迁提供依据。
构造背景、 沉积环境是导致油区地层纵横向变化的因素。 油田各地层 单元的变化包括岩性的变化与地层厚度的变化两个方面。 岩性的变化受沉 积环境制约。以油区钻孔资料为例,纵向上延长组地层属湖相沉积环境, 岩性总体偏细,以粉砂质泥岩、灰黑色泥岩夹灰绿色细砂岩、粉细砂岩、 泥质粉砂岩,电性上的高电阻,高自然伽玛、低声速为特征(附图 3) 。 其上的富县组地层为河流相沉积、 岩性粗、 分选差, 与下伏延长组地层呈 现明显的差异, 电性上微电极呈低平, 自然电位偏负呈箱状, 且有较高声 速的电性特征显而易见。 延安组地层属河湖沉积环境, 纵向上岩性呈现下 粗上细的二元结构, 灰白色细砂岩与灰褐色泥岩夹煤层的岩性特征明显有 别于下伏富县组与延长组地层, 在此特别需要指出的是油区内延安组早期 的河道砂岩与富县组河道砂岩电性上的差异是划分地层的重要根据, 实质 上也反映出两套砂岩在岩性上是有区别的(附图 3) 。另外,横向上岩性 的变化在同一地层同一油组中的变化也十分明显, 这与陆相地层岩性变化 大这一基本特征有关, 油区中延安组与延长组地层邻井间的岩性变化与其
9
微相环境有关。
地层厚度的变化与构造运动有关。 前己述及, 鄂尔多斯盆地是一个在 克拉通稳定基底上形成的中生界内陆拗陷湖盆。 盆地区域内地层厚度的分 布相对稳定, 变化较小, 这是盆地基底及拗陷性质所决定的。 面积仅三十 余平方千米的油沟油田, 其中中生界地层厚度在横向上的变化显然与沉积 因素无关, 而是构造运动导致河流下切填充所致。 油区内长 7以上延长组 地层厚度变化较大, 这主要是富县期河道下切所致, 富县期河流的下切作 用越深,延长组厚度越小,而河流下切深度较小,延长组地层保存较厚。 同样, 富县组地层在油沟油田各井孔间的厚度变化也是非常大 (附图 4— 1~附图 4— 5、 附图 3) 。 这也是与富县河道的下切强弱有关外。 燕山期Ⅰ 幕的构造运动, 使延安组早期河道的下切对富县组地层厚度大小的影响也 是非常大的。 尽管延安组早期的河道与富县期河道在宏观上具有明显的继 承性(附图 6— 3~附图 6— 4、 ) ,但延安组早期发育的主河道(即主砂集 带)与富县早期发育的主河道(即主砂集带)在平面上并非完全重合,因 为延安早期的河道是在富县期准平原化基础上, 重新发育而形成的, 存在 差异就不难理解了。
(2)地层对比原则
以盆地构造、 沉积背景为依据, 结合油沟油田实际资料开展了地层对 比工作,工作中主要遵循以下原则。
A 、标志层对比原则。标志层是指沉积范围广,横向可追踪对比,具
10
有特殊岩性、 电性的地层, 陆相地层由于受沉积环境因素影响, 选择标准 层的难度往往比海相地层大, 鄂尔多斯盆地中生界延长组地层中的 “张家 滩”页岩具有被确定为标志层的地质条件。 首先,分布范围极广,盆地南 部近 10×104 平方千米石油探区范围内,约 7×104平方千米都能见到, 横向也能追踪对比;其次“张家滩”页岩岩性特殊,它由黑色泥岩、油页 岩、凝灰岩等岩性组成,在延长组纵向地层剖面上,其有明显的特殊性; 第三 “张家滩” 页岩其电性特征十分明显, 高电阻、 高自然伽玛、 高声速, 油页岩自然电位呈偏负特征,在测井曲线上一目了然; 第四“张家滩” 页 岩在横向上追踪对比十分清楚。 鉴于以上条件 “张家滩” 页岩被确定为鄂 尔多斯盆地中生界延长组区域性标志层已成为所有石油地质工作者的共 识, 除此之外, 目前在盆地中生界延安组、 富县组和延长组地层中要确定 第二个区域性标准层还十分困难, 也可以说几乎不可能。 但在局部地区或 油田地层对比研究中引入地区性辅助标准层,对开展小区与地层对比研 究, 也是行之有效的办法。 如在安塞地区的石油勘查开发过程中, 将延长 组标定出 K 1—— K 99个辅助标准层在勘探开发地层对比中发挥了重要的作 用; 二十世纪七十年代早中期, 在马岭油田的勘探开发实践中, 将延安组 煤系地层中的 B 1、 B 2、 B 3煤层定为地区性标准层,也是地层对比研究中成 功地范例。 因此, 地层对比在尽量确保选用区域性标志层的前提下, 注重 研究,引用地区性辅助标准层,也不失为解决地层对比的有效方法。 油沟油田钻孔较深, 有较多的井钻达到了 “张家滩” 页岩, 这为油田
11
地层对比研究提供了可靠的基础资料。 “张家滩”页岩是油沟油田地层对 比中最重要的标志层; 另为, 油田钻井资料揭示, 油沟油田延安组地层中 有一套煤系地层, 约 30余米, 由 1— 3层单层厚约 1— 2米的薄层煤组成, 煤系地层的广泛出现, 表明油沟地区延安组早期的河流充填已基本结束而 进入准平原化沼泽沉积时期, 因此, 油沟油田延安组煤层具有作为该油田 地层对比辅助标准层的条件。
B 、岩性、电性综合对比原则。不同时代地层岩性自然是众所周知的 事实。 鄂尔多斯盆地侏罗系延安组是一套灰黑色泥岩、 灰白色细中砂岩夹 煤系地层, 富县组为一套以粗碎屑为主的河道砂岩与黑色、 杂色泥岩组成, 盆地内部分布局限, 但下粗上细的二元结构特征明显; 延长组是一套内陆 湖泊沉积,由灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰绿色细砂岩、粉细砂岩、泥质 粉砂岩构成。 上述三组地层岩性特征无论在地表露头或钻井剖面上都表现 得十分清晰。 因此, 地层对比首先应抓住各地层组岩性上的差别, 认清地 层时代, 在同一时代地层中展开对比, 这是地层对比的基础和出发点。 盆 地中生界延安组、富县组、延长组地层岩性特征的差异性,为地层对比、 研究奠定了可靠基础。
地层的岩性特征在地表条件下非常直观,容易判别,而钻孔中地层岩 性受取芯资料局限, 只能通过电测资料来分析判别。 通过几十年石油地质 工作者的不懈努力, 基本上解决了鄂尔多斯盆地中生界的岩性、 电性关系 问题, 当前运用测井曲线资料, 结合岩心岩屑、 钻时等录井资料综合判识 地层,已成为开展地层对比、分析、研究油田基本地质问题的重要手段。 油沟油田侏罗系延安组、 富县组地层的岩性特征明显有别于三迭系延
12
长组,电阻曲线上前者基值低,但峰值高,其峰值由煤层、含砾砂岩、钙 质砂岩引起(含油砂岩除外) ;后者电阻曲线基值普遍名偏高,峰值除“ 张家滩” 页岩外一般较侏罗系低。 延安组具有高声速、 低伽玛的普遍特征 。相反,延长组地层通常为低声速、高伽玛电性特征。延安组早期河道砂 岩与富县组河道砂体在电性上的差异,已在前面谈到了,这里不再重复。 因此,使用岩性、电性综合分析开展地层对比是一项重要的原则。 2、地层划分
根据上述地层对比原则,即标志层对比原则,岩性电性综合对比原则 , 结合鄂尔多斯盆地石油勘探历年来的划分方案, 再考虑到油沟油田生产 实际和油田勘探开发的需要, 对油沟油田中生界延安组、 富县组、 延长组 地层进行了小层划分,具体划分方案如下:
(1) 侏 罗系延安组、富县组小层划分
延安组小层的划分按照盆地传统的划分方案,即从下到上划分为延 10—延 1十个油层组。
延 10油组:为延安组河道砂岩沉积,油沟油田所钻井孔都有厚度 60— 130余米,为一套灰白色含砾中粗砂岩,局部夹灰黑色河漫滩泥岩,厚 4— 10米,其电性以微电极低平,自然电位偏负呈箱状,在延安组地层中 特别突出,易于划分。
延 9油组:岩性为灰黑色泥岩夹煤层或炭质泥岩、 灰白色细砂岩, 厚 30— 45余米,煤层单层厚 1— 2米,由 1— 3层煤组成,属 滨湖 沼泽相沉 积。 该套地层以 4米电阻峰值高为特征与上、 下地层相区别。 考虑到煤系 地层在平面上的不稳定性, 有时以炭质泥岩出现并参考区域上延 9地层厚 度, 将延 9油层组的顶界选定为顶部煤层之顶, 以此为界进行邻井追踪对
13
比,划分出延 9地层。
延 8油组:岩性为灰黑色泥岩夹薄层细砂岩组合,厚 30余米,电性 上电阻低平,缺少峰值,没有煤系地层或钙质砂岩(或合砾砂)地层,自 然伽玛略呈高位。 该组地层顶界无明显电性特征, 其具体界位是以该组地 层总的岩电特征为标志的前提下, 结合辅助标准层 (即延 9顶煤) 采用邻 井等厚原则划分延 8地层。
延 7油组:岩性电性特征总体上与延 8油组相似, 仅向上有略变粗趋 势,地层厚度 30— 40余米,其顶界通常以一高阻地层作为延 7与延 6油 组的分界, 在具体划分小层时通常结合辅助标准层 (即延 9顶煤) 采用邻 近井等厚划分延 7地层。
延 6油组:岩性为灰白色含砾砂岩、 钙质砂岩与灰黑色泥岩呈等厚互 层,油组地层厚度约 40余米。电性以高电阻、低声速、低自然伽玛特征 与下覆地层相区别。 其顶界多以一高阻为分界, 在具体划分小层时通常结 合辅助标准层(即延 9顶煤)采用邻近等厚划分延 7地层
延 4+5油组:岩性为灰白色中粗砂岩与灰黑色泥岩、泥质粉砂岩间 互层。 延 4+5以上油层组在区域上油藏极少, 油沟油田所钻井孔也是如此 ,通常延 4+5以上油层都不细分,统称为延 4+5油组,厚度 60— 80余米 ,与上覆直罗组地层呈平行不整合接触。
富县组上、下地层均为平行不整合接触,残余厚度一般 30— 170余米 。另外,油沟油田所揭示地层均为粗碎屑、分选较差的河道砂岩沉积,其 电性特征与上覆延 10河道砂岩的区别在于有较高自然伽玛值。
(2) 三 选系延长组小层划分
油沟油田地处盆地甘陕古河地区, 由于富县期河道的下切与充填使得
14
油田区内长 1地层基本剥蚀殆尽, 有些地区长 2甚至长 3地层也遭受了不 同程度的剥蚀。 根据传统的小层划分方案并结合油沟油田生产需要, 将延 长组从“张家滩”页岩底界向上划分为长 7、长 6、长 4+51、长 4+52、长 2+长 3油层组。
长 7油层组:以 “张家滩” 页岩为标志, 划分长 7油组, 厚 120— 130余米,由一套灰黑色泥岩、油页岩、凝灰岩夹灰褐色含油细砂岩(通常具 沉积性质)组成,区域上分布广,横向较稳定,向湖盆边缘有逐渐变薄趋 势。长 7油层组电性特征明显,具有高电阻、高自然伽玛特征。油页岩自 然电位偏负,同时声波时差、自然伽玛、电阻呈高值与灰黑色泥岩、凝灰 岩相区别,以旗胜 38— 80、旗胜 38— 44井为例(附图 3) ,在典型的油页 岩段, 自然电位明显偏负。 长 7油层组中所夹砂岩通常是灰褐色含油, 粒 级偏细,以细砂岩为主,分选较差,属沉积成因砂岩。
长 6油层组:厚 160余米, 为一套灰黑色泥岩、 粉砂质泥岩夹灰绿色 细砂岩、泥质粉细砂岩、粉砂岩组成。长 6油层组自上而下细分为长 61、长 62、长 63、长 64四个小层。长 61岩性偏粗,以细粒为主,局部为中 细粒砂岩,其电性特征非常明显,具有低电阻、高时差的电性特征,在油 区内能进行横向追踪对比,厚度 30~35米。 长 62—长 64油组,岩性偏 细,泥质含量增多,电性具有微电极低平、电阻基值偏低,自然伽玛、声 波时差呈低位,自然电位偏负不明显等特征。
长 4+5油层组:厚 45— 50余米,根据岩性组合、电性特征以及油田 勘探生产的需要, 可细分为长 4+51与长 4+52两个小层。 长 4+51为油沟油 田主要生产层位,厚 15— 20余米,以砂岩沉积为主,由灰褐色厚层含油 中细砂岩夹少量薄层灰绿色泥质粉砂岩、 粉砂质泥岩组成。 砂岩连片性较
15
好,为低时差、高电阻的电性特征在测井剖面图上十分突出;长 4+52小 层以泥岩沉积为主, 由薄层状灰绿色细砂岩、 粉细砂岩、 泥质粉砂岩与灰 黑色粉砂质泥岩、 泥岩呈间互层, 厚约 30余米, 砂岩在横向上不稳定。 其 电性特征不明显,但可以与上覆高电阻低时差的长 4+51以及下覆低电阻 、高时差的长 61小层相区别。
16
长 2+长 3油层组:受富县期河谷下切作用,使得长 2+长 3油层组地 层厚度在油沟地区变化较大,一般为 150— 180米。由灰黑色泥岩、粉砂 质泥岩与灰绿色细砂岩、粉细砂岩呈约等厚互层。长 2+长 3油层组下部 地层偏细,由下向上砂岩增多,有层状加厚的趋势。具较高电阻,较低时 差与上覆富县组地层相区别(表 3-1) 。
(三)构造特征
鄂 尔
多 斯 盆 地
可 划 分 为
六 大 一 级
构造单元,
即 北 部 的
伊盟隆起、
南 部 的 渭
北隆起、 东
部 的 晋 西
挠褶带、 西
部 的 西 缘
逆 冲 构 造
带 和 天 环
坳陷、中部的陕北斜坡。陕北斜坡为一平缓的西倾单斜,构造运动微弱,
17
区域构造极为单一,倾角不足 1度,平均坡降小于 10米 /千米。在单斜背 景上由于差异压实作用, 在局部形成起伏较小轴向近东西或北东向的鼻状 隆起。
吴旗油沟油田所处的区域构造单元属鄂尔多斯沉积盆地陕北斜坡, 由于构造运动的不均衡性和差异压实作用,长 4+51砂顶起伏形成了一个 大的鼻状隆起。 主轴线呈北东西南向, 长轴 5000米、 鼻隆高度 30米左右, 长 4+5油藏就发育在这个鼻状隆起上,它对油沟长 4+51油田的形成起到 了决定性作用。 同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造, 为油气 的相对富集起到了一定的控制作用。 分析认为, 在鼻状隆起上小的局部隆 起发育区, 同时砂体发育, 就能形成相对高产区, 试油产量和投产后的试 采产量较高,稳产时间较长。相反,在鼻状隆起上的局部隆起不发育区, 即使砂体发育, 只能形成相对低产区, 试油产量和投产后的试采产量相对 较低, 稳产时间短。 如东部地区处在油区构造的最高位置, 分流河道砂体 发育, 试油产量和投产后的试采产量高, 稳定产时间长, 形成了本区最高 产地区(图 3-2) ;旗胜 38-102—旗胜 38-104—旗胜 38-141—旗胜 38-137一线, 为一局部隆起带, 尽管砂层相对不发育,但油井产量相对较高,这 除了上倾方向上有好的遮挡条件外, 这一局部构造隆起带起到了非常重要 的作用;旗胜 38-92、旗胜 38-32等高产井点,都处在鼻状隆起上的局部 高位, 试油试采产量高, 稳产时间长。 因此, 油沟地区的三叠系延长组长 4+51油气藏的形成,是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配,
18
形成的构造岩性油藏(附图 7-1) 。构造对本区油藏的形成起到了非常重 要的作用。
油沟地区延安组延 10、富县油藏发育在甘陕古河和宁陕古河交汇的 三角地带古残丘上。从富县组砂岩顶起伏图(附图 7-2)可以看到,本区 的砂顶起伏呈东北 -西南走向, 发育两条起伏带, 一条在旗胜 38-72—旗胜
19
38-127—旗胜 38-140—旗胜 38-210一线,另一条在旗胜 38-51—旗胜 38-112—旗胜 38-180—旗胜 38-90一线,而且,两条高带的相对高位都在 西南部,油富县油藏就分布在这两条起伏带上的相对高位区(图 3-3) 。 油藏严格受构造控制,属于古地貌残丘上的披盖压实构造油藏。
延 10砂岩顶起伏图基本继承了富县组砂顶起伏的形态(附图 7-3) 。 砂顶起伏呈东北 -西南走向,发育两条砂顶起伏带,一条在旗延胜 38-72
20
—旗胜 38-128—旗胜 38-171—旗胜 38-67一线,另一条在旗胜 38-54—旗 胜 38-40—旗胜 38-121—旗胜 38-176—旗胜 38-92一线,而且,两条高带 的相对高位都在西南部。延 10油藏就分布在这两条起伏带上的相对高位 区(图 3-4) ,油藏主要分布在西南部,严格受构造控制,也属于古地貌 残丘上的披盖压实构造油藏,为边底水驱动类型。
(四)沉积相研究
1、长 4+5油层组沉积相及特征
油沟地区长 4+5油层组在吴起地区属于河控型湖泊三角洲前缘沉积, 主要发育水下分流河道、 分流间湾微相, 河口坝不发育。 其中水下分流河 道沉积作为其骨架相较发育。
水下分流河道微相:水下分流河道砂体以绿色细砂岩、 中细砂岩为主, 夹粉细砂岩和粉砂岩。 岩性以长石砂岩为主, 分选中等—好, 磨圆度较高, 颗粒次棱—次园, 隙物常见绿泥石等, 胶结物类型以孔隙式为主, 少量接 触式胶结,颗粒接触方式呈线状。砂岩中发育平行层理、板状交错层理、 槽状交错层理、 变形层及冲刷构造等。 粉砂岩中发育水平层理、 透镜状层 理、 沙纹层理。 水下分流河道砂体与一般河道类似, 砂体形态为近于对称 的上平下凸透镜体, 具侧向加积或填积序列。 砂体形态平面上呈带状, 当 其向湖盆进一步延伸时, 将变浅、 变宽,直到消失。三角洲前缘水下分流 河道自然电位曲线多为钟型, 偶而也出现箱状和漏斗状。 水下分流河道是 陆上分流河道的水下延伸部分,其沉积与三角洲平原分流河道是继承性
21
的, 砂岩粒度分布以跳跃总体发育为特征。 由于水下分流河流道受湖水阻
缘水下分流河道微相沉积。
分流间湾微相:位于三角洲前缘水下分流河道砂体之间的滨浅湖区, 其水体与前三角洲开阔湖水相通。 岩性为厚层状灰黑色粉砂质泥岩、 泥质 粉砂岩、粉砂岩夹灰色、灰绿色细砂岩。岩性总体上偏细,砂地比低。粉 砂质泥岩、 泥岩中发育植物叶片化石。 砂岩及粉砂岩中发育水平层理、 沙
22
纹层理及变形层理。 其电性特征表现自然电位和微电极曲线呈低平, 电阻 略显高值, 声波时差较高, 自然伽玛曲线表现为中高值,呈齿形。油沟油 田长 4+52泥岩为典型的三角洲前缘分流间湾微相沉积。
油沟油田长 4+5期属于三角洲前缘亚相沉积, 经历了一个完整的湖进 -湖退过程,分流河道微相主要发育在长 4+51地层中。分流间湾微相主 要发育在长 4+52地层中(图 3-5、图 3-6) 。在平面上,本区长 4+5发育 两支三角洲前缘水下分流河道,东部河道在旗胜 38-92—旗胜 38-17—旗 胜 38— 29—旗胜 38— 42一线,北部呈东北—西南向,在南部呈北西—东 南向,河道规模较大,呈带状分布,宽度 2km 左右,砂地比 40-60%(附 图 5) 。西部河道在旗胜 38-68—旗胜 38-103—旗胜 38-163—旗胜 38-47—
23
旗胜 38-204一线,该支河道宽度约 1~2km,砂地比 30-50%,呈东北—西 南向, 河道发育规模较东部小。 在研究区东部分流河道和西部分流河道之 间的旗胜 38-10—旗胜 38-36—旗胜 38-149一线发育一条砂地比较低的分 流间湾微相带。 同时在旗胜 38-191—旗胜 38-48—旗胜 38-57—旗胜 38-117以南的广大地区都为分流间湾微相带。 目前油沟地区所发现的油田主要分 布在长 4+5东西两条分流河道微相带上,这说明该区长 4+5层的分流河 道微相带是油沟油田的主要储集相带。而且,旗胜 38-10—旗胜 38-36— 旗胜 38-149一线发育的分流间湾微相带为西部分流河道微相带的成藏在 宏观上起到了积极的遮挡作用(附图 5) 。
2、富县油层组沉积相及特征
油沟油田残存的富县组地层沉积环境相对简单, 由辫状河流中的河道 微相与河漫滩微相组成。
辫状河河道微相:辫状河流中通常河道微相占绝对优势, 在有滞留沉 积的河道基底冲刷面之上, 通常为粒度较粗的大型交错层, 而在较浅的河 道中则主要沉积的是规模较小的槽状交错层。 主河道砂体是由多个沙坝纵 向加积而形成的。 一个沙坝代表一个生长期, 因此河道砂体内部构造都发 育大型交错层, 辫状河沉积由于河漫滩沉积不发育, 所以在垂向剖面上通 常呈不完整旋回彼此叠置的巨厚砂层产出。以油沟油田旗胜 38— 28为例 (图 3-7) ,富县组中间夹三段河漫滩沉积外,其余全是巨厚的含砾粗砂 岩,为辫状河河道微相沉积。
24
河漫滩微相:辫状河
通常只在泛滥平原上发育
一两个主河道。只有在特
大洪水期,河水才能从河
道溢出,把河道中较细的
沉积物流向周围的泛滥平
原。由于河岸易于侵蚀导
致河道经常改道,泛滥平
原很不稳定。因此,在辫
状河沉积中,其河漫滩沉
积微相极其有限,其岩性
主要是砂、粉砂与泥质岩
沉积的薄互层(图 3-7) 。
盆地富县期经历了一
个从河流演化为湖泊直至
消亡的过程,但由于燕山
Ⅰ幕的构造运动,使盆地
富县组地层遭到剥蚀以及
延 10期河道的下切、 充填
导致富县组地层在保存残缺不全。 油沟油田残存的富县组地层只反映盆地
25
富县早期辫状河道沉积, 晚期湖相沉积地层已剥蚀殆尽。 主要发育河道微 相, 河漫滩微相不发育。 油沟地区富县组油藏形成在河道下切较浅、 沉积 厚度较薄的古残丘上(图 3-8)
图 3-8油沟地区富县组沉积砂岩厚度与油藏关系
26
3、延 10、延 9油层组沉积相及特征
油沟油田延安组延 10、延 9沉积相类型如表 3-2
表 3-2 延安组沉积微相分类表
河道微相:延安组河道微相与富县组河道微相不同, 前者早期属辫状 河道微相, 晚期已是曲流河道微相, 这是由于河道的不断充填, 导致地形 日趋平缓,从辫状河演变成曲流河。曲流河道砂以中细粒为主,分选好, 自然电位曲线呈钟形, 辫状河道砂以中粗粒为主, 局部含砾, 自然电位呈 箱状。 油沟油田延 10下部发育辫状河道微相, 延 10上部以及延 9局部地 区发育曲流河道微相。以旗胜 38— 28为例(图 3-7) ,延 10下部为辫状 河道微相,延 10上部为曲流河道微相(图 3-7) 。
河漫滩微相:指冲积平原上除河道以外的广大地区的沉积均属河漫滩 微相。 河漫滩沉积主要由溢岸洪水引起的垂向加枳单元, 河漫滩可以分为 天然堤, 决上扇和泛滥盆地三个沉积单元, 但上述沉积在取芯有限的钻孔 中要进行细分有一定的难度。
27
28
滨湖沼泽泥坪微相:滨湖是指湖泊沉积中除三角洲以外的滨岸带的沉 积物, 而滨岸带的地形特征, 又可形成不同的沉积体。 滨湖沼泽泥坪微相 通常出现在地形平缓的泥质湖岸带, 常有泥滩沼泽或风潮坪发育, 主要岩 性为粉砂质泥岩和泥质粉砂岩夹煤层(线) 、碳质泥岩,具水平纹层、透 镜状层理、 韵律层理等。 油沟油田延 9段地层中的煤系地层属滨湖沼泽泥 坪微相沉积。
滨 湖砂滩 微 相:邻近有河流供 屑的滨岸带则可 沉积形成滨湖砂 滩, 它的形成主要 是受湖水波浪作 用的结果, 而非牵 引流作用形成。 其 岩性以细砂岩为 主, 发育多种形态 的波痕, 小型交错 层以及冲洗交错 层等。 油沟油田延
9地层中的薄层砂岩均属滨湖砂滩微相沉积。
图 3-9油沟地区延 10沉积砂岩厚度与油藏关系图
油沟地区延 10河道基本继承富县组河道的方向。 延 10油层组下部为 辩状河道与河漫滩微相, 表明延安组早期河流积时古地形坡度较大, 以发 育辫状河为特征。沉积物以中粒砂岩为主,局部含砾。延 10上部为曲流 河道与河漫滩微相, 砂岩以中细粒为主, 分造好, 泥岩为灰黑色, 质较纯, 表明延 10晚期古地形坡度已趋平坦。 延 10主要发育河道微相, 河漫滩微 相不发育,油藏分布在河道下切较浅、沉积厚度较薄的古残丘之上(图 3-10) 。
油沟地区延 9主要发育滨湖沼泽泥坪微相,沿旗胜 38-70—旗胜 38-191—旗胜 38-48
—旗胜 38-29—旗胜
38-11—旗胜 38-180
发育一条河流,其方
向基本继承了延 10
河道河道的方向(图
3-10) ,但河道非常
小,表明油沟地区的
古地理环境在延 9期
已发生了大的变化,
由河流环境已演化为
湖泊环境,区域研究 图 3-10 油沟地区延 9河流与油藏关系图
29
表明,油沟油田以东的地区已开始汇水成湖。与延 10不同的是,延 9油 藏沿主河道河道砂体最厚的地区分布(图 3-10) ,而延 10油藏在河道砂 体相对较薄的地区分布。
(五)储层
1、集层分布及砂体特征
研究区延安组延 9砂体形成于三角洲平原相, 发育一条河流, 沿旗胜 38-70—旗胜 38-191—旗胜 38-48—旗胜 38-29—旗胜 38-11—旗胜 38-180, 在西部近东西向分布, 在东部呈南北向分布。 累计砂体厚度变化大, 变化 范围一般在 5-30m ,最大达 33.3m 。整体上西南部和东北部砂体厚度大, 分布相对集中; 其它地区砂体厚度相对较小。 延 9油藏主要分布在西南部 的厚带砂体地区(附图 6-2) 。
研究区延安组延 10砂体为河流相沉积,本区处在甘陕古河道北侧, 河流呈东北—西南向。 旗胜 38-81—旗胜 38-117以南地区为主河道, 沉积 厚度大,厚度大于 80m ,在旗胜 38-68以北为古高地,沉积厚度小,一般 小于 50m ,沿旗胜 38-79— 旗胜 38-130— 旗胜 38-158— 旗胜 38-64— 旗胜 38-61— 旗胜 38-122— 旗胜 38-99形成了一个环行沉积薄带, 是延 10油藏 富集的主要地区(附图 6-4) 。
富县组储层也是河流相沉积,河流近南北向,研究区西北和东部沉积 较厚,西北最大厚度 130m 以上,东部最大厚度达 140m 以上,西南部厚 度最小,最薄为 14.5m ,沿旗胜 38-81— 旗胜 38-48— 旗胜 38-173— 旗胜 38-32形成了一条沉积薄带,富县组油藏就富集在这条沉积厚度小而构造 相对高带上(附图 6-3) 。
30
研究区长 4+51储层为三角洲前缘水下分流河道沉积。 发育两条河道, 且都是近东北 — 西南分布,东部砂体沿旗胜 38-92— 旗胜 38-17— 旗胜 38-40一线分布,厚度大,沉积稳定。厚度一般在 10-15m ,最大厚度近
20m ;西部砂体沿旗胜 38-68— 旗 胜 38-120— 旗胜 38-204一线分 布,厚度较东部砂体厚度薄,一 般厚度 9-12m ,最大厚度 17.3m 。 沿旗胜 38-48— 旗胜 38-22— 旗胜 38-115一线接近分流间弯地带物 性变差,砂体变薄,储层物性变 差(附图 6-1) 。
2、岩石学特征
(1) 、岩石类型
根据石油天然气行业 标准 (SY/T 5368— 2000) 对 储集砂岩进行的分类,按砂 岩颗粒组分构成把储集砂岩 分为石英砂岩、长石石英砂 岩、岩屑石英砂岩、长石砂 岩、岩屑长石砂岩、长石岩 屑砂岩和岩屑砂岩七大类型 (表 3-2) 。这种成因-成分
表3-1 砂岩分类表 表 3-2 砂岩分类表
31
分类的石英一端指单晶石英加燧石; 长石一端指各种类型的长石; 岩屑一 端则包括石英质岩屑、岩浆岩屑、变质岩屑、沉积岩屑及碎屑云母、绿泥 石等(图 3-11) 。
依据上述分类标准,长 4+51的岩石类型为细粒长石砂岩;磨圆度以 次棱角状为主, 分选较好; 接触关系以点~线状为主; 胶结类型以孔隙— 薄膜型;成份成熟度偏低,结构成熟度为中等;延安组延 9、延 10和富 县岩石类型以长石岩屑砂岩为主, 其次是岩屑长石砂岩, 磨圆度以次棱角 状为主,胶结类型以孔隙—加大型。
(2)填隙物组合特征
吴旗油沟地区延安组延 9、 延 10和富县砂岩填隙物成份以高岭石、 水 云母、方解石和白云石为主,占填隙物总量的 85%以上;硅质、长石质 少量,填隙物总量都小于 10%, 填隙物含量相对较低,为比较理想的储 层;长 4+51油层填隙物主要由绿泥石、高岭石、硅质、水云母、方解石 等组成,填隙物总量为 13.83%,其中,绿泥石含量较高,其次为高岭石。 长 4+51砂层填隙物总量大于延安组延 9、延 10和富县储层砂岩。
(3)碎屑矿物组合特征
长 4+51砂岩储层以石英含量较低,长石含量较高,岩屑含量中等为 特点。 石英含量为 18.0~22.5%, 长石含量 38.1~44.7%, 岩屑含量 16.8%~ 20.6%,主要为变质岩屑和云母类。延安组延 9、延 10和富县砂岩石英含 量 45~55%, 长石含量 15~17.8%, 岩屑含量 16.8%~19.1%。 延安组延 9、 延 10和富县砂岩的石英含量明显高于长 4+51砂岩,而长石含量低于长
32
4+51砂岩,岩屑含量基本相当。
(4)储集物性特征
长 4+51砂岩孔隙度主要分布在 8%~14.5%之间, 平均 13.7%, 平均渗 透 2..3×10-3μm 2, 平均面孔率 7.4% ,在延长组储层中为相对较好的储层。 延安组延 9、延 10和富县砂岩孔隙度平均孔隙度 16.8%,平均渗透率为 87.7×10-3μm 2,平均面孔率 12.4%。
(5)孔隙类型及孔隙结构特征
延安组延 9、延 10和富县组孔隙类型有原生粒间孔、长石溶孔、岩 屑溶孔、晶间孔、 杂基溶孔、 碳酸盐溶孔和微裂隙; 粒间孔是最主要的孔 隙类型,占总面孔率的 56.4%, 其次是长石溶孔、 晶间孔、岩屑溶孔和杂 基溶孔,碳酸盐溶孔和微裂隙所占比例较少。研究区长 4+51储层砂岩孔 隙类型以粒间孔为主,其次为长石和岩屑溶孔。
(6)孔隙结构特征
孔隙结构特征是指从微观上研究储集岩孔隙与喉道的几何形态、大 小、 分布及相互连通情况的物理性质, 比常规物性更全面地反映储层的渗 流能力、储集性能以及产能。通常选用平均喉道半径、歪度、分选系数、 中值半径、 排驱压力、 最大进汞饱和度、 退汞效率等参数对孔隙结构进行 研究 。
压汞资料分析表明, 长 4+51油层排驱压力为 0.22-0.4MPa , 喉道中值 半径平均为 0.55μm , 喉道分选好, 分选系数 2.79, 孔隙直径 10 μm--100 μm ,平均 55.7μm ,属中孔细喉型孔喉组合。延安组延 9、延 10和富县
33
组排驱压力为 0.037MPa — 0.067MPa ,喉道中值半径平均为 1.98μm ,喉 道分选好,分选系数 2.91, 中值压力 0.66 MPa(图 3-11、图 3-12) 。
34
(六)油藏类型及驱动类型
油沟地区长 4+51油层为三角洲水下分流河道沉积,呈条带状分布, 形成了泥岩和砂岩相间的沉积格局, 这些砂泥岩条带和发育的鼻状隆起共 同形成了构造岩性圈闭, 上倾方向的泥岩对下倾方向的油藏起到了遮挡作 用。所以,吴起油沟油田长 4+51油藏受岩性和构造双重控制,为构造— 岩性油藏,油藏未见边底水,原始气油比高,为 125m 3/t,原始驱动类型 为弹性溶解气驱。油藏平均埋深 1960m ,油层压力 13.3MPa ,油藏饱和 压力 11.3MPa ,地饱压差 2MPa ,属于未饱和油藏。
油沟地区延安组延 10和富县组油层为河流相沉积,油藏为古地貌残 丘上的披盖压实构造油藏, 油层连通性好, 一般上部为油层, 下部为巨厚 水层, 部分油层和水层直接接触, 部分油层和水层之间有致密夹层, 油藏 驱动类型为边底水驱动。
油沟地区延安组延 9油层为曲流河流沉积, 河流规模小, 砂体相对小, 形成的油藏为岩性油藏,一些延 9油藏局部有边底水,油藏驱动类型弹 性溶解气驱动,局部为边底水驱动。
(七)储量计算
油沟地区已钻井 170多口, 延安组和延长组均投入了开发。 目前, 开 采主力层长 4+51的井为 82口 , 其中试采 1年以上的井有 12口, 9个月以 上的为 38口, 6个月以上的井 40口, 3个月以上的井 66口,试采在 3个月以下井仅为 17口; ,开采延 9层的井为 6口;开采延 10层的井为 6
35
口, 开采富县层的井为 9口, 还有一些开采长 2、 长 3、 长 6、 长 7、 长 8、 长 9油层的井。
开采主力层长 4+51的井全部连片, 形成了井距一般在 220~350米左 右的基本规则的开发井网,控制了 14.8km 2的含油面积,从井的密度、试 油试采资料以及对油藏的研究程度看, 已完全具备了计算探明地质储量的 地质条件。尽管缺少一些化验分析资料,如岩芯分析、高压物性等资料, 但借用其他油田地质背景与油沟油田类似, 油藏特征与油沟油田相同的油 田储量参数计算长 4+51地质储量完全可行。为了计算长 4+51探明储量, 本次对全油田 160多口井长 4+51层进行了有效厚度解释,并借用了类似 油田的储量参数,对油沟油田长 4+51进行了探明储量计算。
延安组延 8、延 9、延 10和富县组油藏,目前试采井连片性较差, 计算探明储量的参数不全, 加之对油藏研究程度还不够, 特别是油水边界 不清,计算探明储量的条件不成熟,在目前情况下,只能计算控制储量。 1、储量参数
(1)含油面积
长 4+51含油面积:长 4+51油层在南部和北部尖灭,在圈定含油时以 有效厚度 2米线为边界圈定南部和北部边界,在东部和西部油层未尖灭 区,外推一个开发井距圈定含油面积。
延安组延 8、延 9、延 10和富县组含油面积:延 10和富县组油藏属 于边底水驱动的构造油藏, 同一个油藏的油水界面一致, 含油面积应该根 据油藏油水界面以及油藏构造线圈定。但在本次研究中发现,延 10和富 县组油藏油水界面相对复杂, 还需进一步分析研究。 本次在圈定含油面积
36
时,在油层尖灭区,按有效厚度零线圈定含油边界,在油层未尖灭区,外 推半个开发井距圈定含油面积。
按上述圈定的长 4+51含油面积为 14.8km 2 ;延 8共一个区块(旗胜 38-78) , 含油面积为 0.39km 2; 延 9共 6个区块 (旗胜 38-129、 胜 38-180、 胜 38-32、胜 38-148、胜 38-56和旗胜 38-29) ,累计含油面积 1.21km 2; 延 10共 11个区块(旗胜 38-170、胜 38-54、胜 38-44、胜 38-132、胜 38-185、胜 38-69、胜 38-79、胜 38-78、旗胜 38-102、旗胜 38-136和旗 胜 38-60) ,累计含油面积 1.632km 2;富县组共 2个区块(旗胜 38-149和 胜 38-48) ,累计含油面积 1.855km 2(表 3-3) 。
(2)有效厚度
根据岩性、 物性、 含油性及电性标准, 结合试油和试采资料对研究区 内所有油井的延 8、延 9、延 10、富县组和长 4+51油层进行了有效厚度 解释。长 4+51渗透率和孔隙度下限值分别为 0.1×10-3μm 2和 10.5%;延 安组组延 8、 延 9、 延 10和富县组油层渗透率和孔隙度下限值分别为 8.5×10-3μm 2和 12.8%;根据现有测井曲线的分辨能力,夹层扣除以声波时 差曲线为主, 有效厚度的起算厚度确定为 0.4m , 夹层的起扣厚度为 0.2m 。 并根据单井解释结果, 采用井点算术平均法计算油藏平均有效厚度值, 油 水层有效厚度按 0.8折算,差油层有效厚度按 0.75折算。
计算结果长 4+51平均有效厚度为 7.69米 , 延安组延 8、延 9、延 10和富县组各区块有效厚度见表 3-4、表 3-5、表 3-6。
(3)有效孔隙度、含油饱和度、原油密度和地层原油体积系数 研究区长 4+51计算地质储量的孔隙度取 14%,原始含油饱和度取
37
55%,地面原油密度 0.854, 地层原油体积系数取 1.329; 延安组延 8、延 9、 延 10和富县组油层计算地质储量的孔隙度 17%, 原始含油饱和度延 9取 60%,延 8、延 10和富县组油层取 50%,地面原油密度 0.861, 地层原油 体积系数取 1.03。
(4)原始气油比
油沟地区长 4+51油藏原始气油比较高,达 125m 3/t,延安组延 8、延 9、延 10和富县组油藏原始气油比较低,为 2.2m 3/t。
2、石油地质储量和溶解气储量计算
以油藏为计算单元,用容积法计算,公式如下:
N=100A×h ×φ×S oi ×ρo /Boi
式中:N ——原油地质储量, 104t ;
A ——含油面积, km 2;
h ——油层平均有效厚度, m;
φ——平均有效孔隙度, f ;
S oi ——平均原始含油饱和度, f ;
ρo ——平均地面原油密度, t/m3;
B oi ——平均地层原油体积系数。
溶解气储量的计算公式为:
Gs=10-4×NR si
Gs ——溶解气地质储量, 108m 3;
R si ——平均地面原油密度, t/m3;
根据以上确定的储量计算参数用容积法计算的油沟油田 4+51石油探
38
明地质储量为 563.13×104t, 溶解气地质储量为 7.04×108m 3; 延 8、 延 9、 延 10和富县组油控制地质储量分别为 8.13×104t 、 88.59×104t 、 55.45×104t 和 76.73×104t ,各层各区块地质储量计算结果见表 3-3。
表 3-4 油沟油田长 4+51有效厚度表
39
表 3-3 油沟油田延 8、延 8、延 10、富县组以及长 4+51储量计算表
40
表 3-5 油沟油田长 4+51有效厚度表(续)
表 3-6 油沟油田延 8、延 8、延 10、富县组有效厚度表
A 、水驱油效率法
驱油效率是利用人工注水驱替油之后,当综合含水达到 98%时, 地层可动油饱和度与原始含油饱和度之比值, 它反映了水驱开发的效 果。
利用驱油效率计算采收率的公式为
E R =Ed 。 E V
式中:E R —水驱采收率
E d —— 驱油效率;
E v —— 波及系数 ;
B 、经验公式法。
多年的生产实践证明, 下列经验公式在预测陕北地区特低渗透油 田勘探评价阶段或开发早期阶段的水驱采收率,效果较好。
①俞启泰公式
E R =0.274-0.1116lg μR +0.09746lgK-0.0001802hoe f-0.06741V k +0.0001675T 式中:E R —水驱采收率
μR —油层条件下油水粘度比;
K —平均渗透率, 10-3μm 2;
K a —空气渗透率, 10-3μm 2;
h oe —平均有效厚度, m ;
f —井网密度,井 /km2;
V k —对数正态分布渗透率变异系数;
T —油层平均温度,℃,地温梯度和井深之积;
μR =μo /μw
式中:μw —地层条件下地层水粘度;
μo —地层原油粘度, mPa·s ,
②陈元千公式
E R =0.214289(K/μo ) 0.1316
式中:E R —水驱采收率
K —平均渗透率, 10-3μm 2
μo —地层原油粘度, mPa·s ,
C 、同类油藏类比
根据油沟地区长 4+51的油藏类型、储集层岩石及流体性质、井 网密度以及储集层的非均质性, 同已开发邻近油藏相类比, 油沟油田 注水开发最终采收率可达到 20%。
D 、数值模拟法
对长 4+51特低渗透油田,使用菱形反九点井网,进行数值模拟 计算,结果水驱采收率为 23.1%。
考虑到油沟油田油层物性较好,井网不规则,井网完善程度差, 注水时机较晚等
因素,所以,长
4+51油藏的水驱
采 收 率 确 定 为
23%较合适。
根据以上确定的采收率和地质储量计算结果,由公式:
N R =NER
式中:N R —— 可采储量, 104t ;
ER —采收率, f 。
计算的油沟油田长 4+51可采储量为 129.52×104t 。
4、长 4+51储量 可靠性评价
油沟长 4+51油藏经过几年的勘探开发, 目前井网密度已为开发井 网,井距为 220-350m ,平均 291m, 已有 82口井试采,已取得了大量 的钻井、测井、试油、试采、化验分析等基础资料。通过研究,对储 层特征、 油藏特征认识清楚。 油沟长 4+51油藏和邻近的其它油藏属于 同一沉积砂体,储层特征、 油藏特征完全相同,储量计算的各项参数 的取值基本一致,同时又有试采资料验证,取值合理。含油面积的圈 定只向外推了一个开发井距,远小于常规标准,结果可靠;对研究区 全部长 4+51油层按计算探明储量的行业标准都严格地进行了有效厚 度解释,平均有效厚度的计算采用井点算术平均值,在目前井距下, 比较合理; 各项参数取值符合储量规范要求, 储量计算结果是可靠的,
达到了探明探明储量的精度要求。
依据储量分级标准, 采用地质储量、 储量丰度、 千米井深日产油、 油藏深度等参数对油沟长 4+51油藏进行地质评价,评价结果属中产、 中浅层、特低丰度的小型油田。
(八)流体性质
1、原油性质
油沟油田地面原油性质具有低密度、 低粘度、 低凝固点以及不含 硫等特征。油沟长 4+51油藏地面原油密度、粘度、凝固点分别取为 0.850 g/cm3、 7.40 mPa.s、 16.9℃ ; 油延安组延 8、延 9、延 10和 富县组油藏地面原油密度、 粘度、 凝固点分别取为 0.860 g/cm3、 10.33 mPa.s 、 14.3℃;油沟长 4+51油藏地层原油密度、粘度、溶解气油比 分别取为 0.783 g/cm3、 1.13 mPa.s 、 125m 3/t, 饱和压力为 11.3MPa; 油延安组延 8、延 9、延 10和富县组油藏地层原油密度、粘度、溶解 气油比分别取为 0.810 g/cm3、 4.3 mPa.s、 2.2 m3/t, 饱和压力为 2.3MPa 。
2、地层水性质
油沟油田延 9地层水总矿化度为 27. 2g/L,为 Na 2SO 4水型;长 4 +51油藏总矿化度为 102g/L,为 CaCl 2水型;长 61油藏总矿化度为 134g/L,为 CaCl 2水型(表 3-9、表 3-10、表 3-11) 。从化验分析结 果看,油沟地区地层水从浅层到深层总矿化度增高,水型从 Na 2SO 4型变为 CaCl 2水型 , 特别是钡离子含量从浅层到深层明显增大, 表现为 延 9地层水不含钡离子,长 4+51为 218mg/L,长 61为 1910 mg/L。
(九)岩石表面润湿性和水驱油特征
油沟地区长 4+51岩石润湿性以弱亲水为主;无水期驱油效率 37.5~39%,含水 95%时为 47.1~48.5%,含水 98%时为 50~52%,最 终为 58~59%,驱油效率较高。
(十)储层敏感性分析
研究表明, 油沟油田长 4+51储层敏感性矿物主要为绿泥石, 其次 为伊利石和的伊 /蒙间层,含量分别为 92.11%、 6.87%,伊 /蒙间层含 量为 1.02%。敏感性试验结果为,长 4+51储层为无~中等偏弱盐敏、 中等~弱酸敏、弱~无速敏、无~偏弱水敏、中等碱敏。
(十一)注入水和地层水配伍性试验
表 3-12 水源旗胜 38-11井洛河水分析表
范文五:鄂尔多斯盆地地质特征概述
在地理上, 鄂尔多斯盆地是指河套以南, 长城以北的内蒙古自治区伊可昭盟地区。而地质学中的鄂尔多斯盆地范围则广阔, 它东起吕梁山, 西抵桌子山~贺兰山~六盘山一线, 南起秦岭山坡, 北达阴山南麓。包括宁夏东部, 甘肃陇东, 内蒙古伊可昭盟、巴彦单尔盟南部、阿拉善盟东部,陕北地区,山西河东地区。面积约37万K ㎡。(长庆油田勘探开发的鄂尔多斯盆地总面积约25万K ㎡。)
黄土高原是盆地主要地貌特征,著名的毛乌素沙漠位于盆地北部,周边山系海拔1500~3800m ,平均2500m 左右。盆地内部西北高,东南低,海拔800~1800m 左右;西北部的银川平原、北部的河套平原、南缘的关中平原,地势相对较低(前二者海拔高度1600m 左右,关中平原仅300~600m )。
中华民族的摇篮——黄河沿盆地周缘流过。盆地内部发育有十几条河流,多数集中在中南部,在东南角汇入黄河,属黄河中游水系;像著名的无定河、延河、洛河、泾河、渭河流域都是我们中华民族的发祥地之一。
盆地内油气勘探始于上世纪初,1907年在地面油苗出露的陕北地区,用日本技术钻了我国大陆第一口油井。大规模油气勘探 、开发始于1970年。到目前,不但在石油、天然气开采上取得了辉煌成果,而且在地质理论研究、钻采工艺技术等方面取得了重大突破,为世界特低渗透油田开发提供了成功经验。
第一讲 盆地构造特征
一、区域构造单元划分
地质学上讲的鄂尔多斯盆地是一个周边隆起,中部下陷,内部西低东高,不对称的地史时期的沉积盆地;并非现今的地貌盆地。按地层的分布形态划分为:(盆地一级构造单元)
1 、(北部)伊盟隆起
2 、(南部)渭北隆起
3 、(西部)西缘断褶带 、天环坳陷(天环向斜)
4 、(东部)晋西挠褶带
5 、(中部)陕北斜坡 (西倾单斜构造)
陕北斜坡是目前我们研究时间最长、认识比较清楚的一个一级构造单元。由于它的存在,盆地内同一个时期的地层(同一套储层),在西部埋藏深度大,东部埋藏浅。例如:马岭油田主力含油层延10在庆阳埋深1400m 左右,在延安出露地表,西峰油田的长8油层在陇东埋深2200多米,在陕北延河入黄河口处则高悬在山崖上。为什么会出现这种现象?下面来讲构造成因。
二、 区域构造成因
鄂尔多斯盆地是在古生代地台基础上产生和发展的大型内陆坳陷,形成于中生代的印支运动和燕山运动。
三迭世盆地还是华北地台上的一个西部坳陷,晚三叠世的印支运动,基底稳定下沉,盆地开始发育。燕山运动早中期(侏罗纪~白垩纪),坳陷内发生了强烈的水平运动,形成了西缘断褶带及南缘渭北构造带。燕山运动中晚期(白垩纪中、晚期)东部的吕梁山升起形成晋西挠褶带,坳陷遂与华北地台分离,形成了独立的鄂尔多斯盆地。
盆地沉积史和构造史的特点是:随着历史的推演,沉积和沉陷的中心不断向西推移。三叠纪盆地发育早期,沉积沉降中心位于盆地中部的直罗,吴旗,定边一带;白垩纪末盆地生长晚期,沉积沉降中心移到盆地西部边缘。吕梁山的崛起使盆地东部抬升,在此过程中,西部一直处于下沉状态,出现了天环坳陷,在盆地本部形成了西低东高的大型西斜单斜——中部斜坡。至此,地史时期不对称的向斜型沉积盆地发育结束,构造特征保持至今。
盆地内大小近百余个油田,除马家滩、摆宴井等个别油田位于西缘断褶带上,其余油田均分布在陕北斜坡上。
三、构造和油气的关系
鄂尔多斯盆地含油气构造的成因有三类:
1、区域构造运动形成的鼻隆带
燕山运动使盆地四周持续上升,中间振荡性下沉。构造应力在西部表现的最为剧烈和集中(构造类型也较典型),使该区地层大起大落,高耸入云的六盘山脚下是深达数百米的天环向斜,从天环向斜到吕梁山的晋西挠褶带之间地层处于一个平缓而稳定的倾斜状态,平均坡降为每公里10米左右,倾角小于一度,多数为0.4度,这个斜坡面积约12万平方公里,占据了盆地总面积的二分之一。
斜坡由于受到南北方向挤压应力和东西方向拉伸应力的作用(南北挤压应力来自西伯利亚板块和华南板块的南北相向运动。东西方向的拉伸应力来自西部天环坳陷下沉,东部吕梁山升起),使地层波浪起伏,形成了一系列向西倾伏(重心向下)向东开口的鼻状隆起带。这些鼻状隆起大多成行排列,相邻相伴,规模较大,上下地层间具有良好的继承性和稳定性。此类鼻状隆起带是盆地内延长统油气大面积聚集的主要场所。
2、差异压实作用形成的局部隆起
所谓的差异压实作用是指地史时期的沉积物,由于沉积环境不同和沉积作用的非均一性,存在着岩性、粒度、成分等差别,导致同一时期的地层成岩后,厚度不同的现象。
在上覆地层压力相等的情况下,抗压强度砂岩大,而泥岩小,粗砂岩不易被压实,而细、粉砂岩则容易被压实(这也是粒度细时物性较差的原因)。所以相同沉积厚度的地层,成岩后砂岩厚度较大,而泥岩厚度较小;在砂岩发育部位形成海拔相对较高的顶凸构造叫差异压实构造。此类构造多沿河道和砂体方向延伸,随砂体尖灭而消失,规模相对较小。陇东地区延安组地层中此类油藏较多,如:马岭的延7、延6、延4+5等油藏。
3、复合鼻状构造
复合鼻状构造是由区域构造运动和差异压实作用共同形成的局部高点或平缓台阶区。长2、长1、延
9、延8等岩性构造油藏多属此类。
这三种构造是鄂尔多斯盆地油气聚集的最有利场所。
四、构造分析技术
鄂尔多斯盆地含油气构造的研究方法有三种:
1、采用广泛分布、特征明显的油层顶部标志层,研究区域构造分布规律。
勘探初期,通过地震剖面在纵向上追踪标志层起伏变化形态、高点范围;确定探井位置。
详探~开发阶段,以完钻井标志层的海拔高度做平面等值线图,确定构造的闭合高度、闭合面积、走向、倾向、分布范围。
2、根据岩性的压实率计算压实程度,预测压实构造的分布规律;再结合出油井点的构造特征,预测其它油气藏。
3、 在井眼较稀的地方,可根据钻井程度较高的区块的构造特征,类比预测油藏分布情况。
第二讲 盆地地层特征
一、盆地沉积演化阶段划分
鄂尔多斯盆地是在古生代华北地台的西缘上发育起来的中新生代内陆坳陷型盆地,地层沉积演化的过程实际上是区域构造运动的演化过程。根据大量的岩芯资料,野外露头及地层特征研究,盆地的沉积演化大体可划分为五个阶段:
第一阶段:上三叠系延长组,潮湿型淡水湖泊三角洲沉积阶段。
晚三叠世的印支运动,盆地开始发育,基底稳定下沉,接受了800~1400m的内陆湖泊三角洲沉积,形成了盆地中主要的生油岩和储集层。
第二阶段:下侏罗系富县组、延安组,湿暖型湖沼河流相煤系地层沉积阶段。
延长统沉积后,三叠纪末期的晚印支运动使盆地整体抬升,延长组顶遭受不同程度的风化剥蚀,形成了高差达300m 的高地和沟谷交织的波状丘陵地形。细划出了一幅沟谷纵横,丘陵起伏,阶地层叠的古地貌景观。三叠系延长组与上覆侏罗系富县组地层之间存在一个不稳定的平行不整合面。
因盆地的西南部抬升幅度较其他地区大,使陇东地区延长统遭受了强烈的风化剥蚀。所以陇东的测井剖面上普遍缺失长1、长2地层,个别井长3甚至长4+5顶都不复存在。
到侏罗纪延长统顶侵蚀完成,盆地再度整体下沉,在此基础上开始了早侏罗世湿暖型湖沼河流相煤系地层沉积。
在延长统顶部的风化剥蚀面上,侏罗纪早期富县、延10期厚0—250米的河流相粗碎屑砂、砾岩,以填平补齐的方式沉积,地层超覆于古残丘周围。延10期末,侵蚀面基本填平,盆地逐渐准平原化,气候转向温暖潮湿,从而雨量充沛,植被茂盛,出现了广阔的湖沼环境,沉积了延9~延4+5厚度250~300m的煤系地层。经差异压实作用形成了与延长顶古残丘,古潜山基本一致具继承性的披盖差异压实构造,成为中生界的主要储集层及次要生油层。
第三阶段:中侏罗系直罗组、安定组,干旱型河流浅湖地层沉积阶段。
延安期末的燕山运动第一幕,盆地又一度上升造成侵蚀,使盆地中部的大部分地区缺失了延1~延3地层,延安组(延4+5)与上覆的直罗层之间存在一平行不整合面。
中侏罗世盆地第三次下沉,沉积了干旱(氧化)气候条件下的直罗组大套红色河流相砂岩,进而又沉积了上部安定组浅湖相杂色泥灰岩,之后盆地又再度上升。
第四阶段:下白垩系志丹统,干旱型湖泊沉积阶段。
第三阶段安定组杂色泥灰岩沉积之后,燕山运动第二幕开始,盆地再度上升,并在周边发生了强烈的印度板块和太平洋板块的联合作用,褶皱断裂造山运动开始,形成了盆地格局。
此后盆地第四次下沉,沉积了厚达千米的志丹统棕红色砂砾河流冲积相和杂色砂泥岩互层干旱型湖泊碎屑物。其顶部的环河组地层在庆城东西两河床上都可看到。
第五阶段:下第三系的河流和咸化湖泊沉积阶段。
第四阶段的下白垩系志丹统沉积后,燕山运动第三幕使区域构造得到定型,基本面貌保持迄今。下第三系的河流和咸化湖泊沉积,分布局限,仅见于盆地整体抬升后残留的局部低洼之处,多数地区缺失第三系地层。第四系黄土在陇东地区直接覆盖在白垩系志丹统的环河组地层上;安塞地区,黄土层下部就是中侏罗系安定组的地层。
综上所述,在地史上的印支、燕山运动中,鄂尔多斯盆地中生代经过四次升降过程,气候经过三次冷暖转换,最终由潮湿温暖变为干旱寒冷,形成了三个平行不整合面,接受了三千多米的河、湖相碎屑岩沉积。晚三叠世及早侏罗世是盆地成油体系最重要的沉积阶段,是主要的生油层和储集层形成发育期。
二、三叠系延长组地层特征
三叠系延长统的湖泊相泥岩和三角洲相砂岩沉积,乃我国内陆坳陷型湖泊沉积盆地之典型。具有沉降中心与沉积中心基本一致,发育时间长,沉积层序全、演化完整有序、厚度大、分布广等特点。也是本盆地的主要生油岩和大面积多期叠加的储集层。按照湖盆的扩大~缩小~消亡过程,可划分为五个层段十个油层组,是一个完整的湖进湖退反旋回序列。五个层段沉积特征为:
长一段(T 3Y 1)(长10油组):湖盆开始发育期,以河流相和滨浅湖相为主,广布大型交错层理砂岩。 长二段(T 3Y 2)(长8、长9油组):湖盆扩张期。沉积范围逐渐增大,陇东地区出现浅水到半深水河控三角洲和水下扇沉积。
长三段(T 3Y 3)(长7、长6、长4+5油组):湖盆由最大到开始收缩期。
长7是湖盆最大扩张期,湖水覆盖面积8万平方千米,最大水深60米,发育了70—120米的灰黑色泥岩,油页岩厚30—100米;是盆地内主要的生油岩形成期。
长6湖泊开始收缩,是陕北三角洲群发育期。三角洲总面积达1、2万平方千米,厚度50米左右。 长4+5期是区域湖盆总体收缩中一次短暂的湖浸期。湖浸范围保持长6时的基本格局,在陕北三角洲砂体上覆盖了湖沼相泥岩,是长7烃源岩的区域性盖层。由于沉积的非均一性,在吴旗、靖边等地区有三角洲存在。
长三段陇东地区为深水湖泊沉积区。
长四段(T 3Y 4)(长3、长2油组):湖盆进一步收缩期。原来的三角洲沉积区已平原沼泽化,盆地内主要分布滨浅湖泊相,仅在华池等局部地区有中、小型三角洲存在。
长五段(T 3Y 5)(长1油组): 湖盆枯竭期,大面积的沼泽化,主要岩性为泥岩夹煤层与砂岩互层,在陕北分布有著名的瓦窑堡煤系。
三、侏罗系富县组、延安组地层特征
侏罗系下部湖沼河流相煤系地层按成因可划分为三种沉积体系:
1、 形成于古地貌丘陵中的粗碎屑河流相体系:
富县期:盆地由上升趋于稳定,气候干旱。河流沿延长统古地貌沟谷填平补齐式沉积,水动力较强,地质作用以侵蚀氧化为主;所以粗碎屑的河道砂多呈红色,砂泥岩互层呈杂色。由于不同地区有不同的物源和地形条件,所以沉积作用具有明显的差异,地层厚度变化较大,地层厚0~160m ,一般70~110m ,基本不含油。
延10期:地壳运动稳定,气候转入半潮湿状态。沉积环境:先期为古地貌限制性河谷充填沉积,形成了东西向展布并嵌入三叠系油源层之上,成为油气向上运移通道的甘陕古河。后期随着沟谷填平补齐,转入泛滥平原到沼泽相沉积;河流水动力由强变弱。所以延10中、下部大套灰色中砂岩厚度差异较大,顶部的一套煤系地层(部分地区为炭质泥岩)分布较稳定。一般厚70~90m. ,划分为延10~延10八个小层,延
10、延10含油性较好。发育了河流相的6个亚相带,油气主要分布在河床亚相中。
2、 形成于湖沼盆地的三角洲泛滥平原河道中、细粒砂岩体系:
延9期:盆地开始下沉,在延10期末泛滥平原的基础上逐渐形成了泛滥盆地中边积水变发育的泥砂型三角洲,沉积了一套中、细砂岩与泥岩及煤层的交互层。地层厚30~40m ,划分为延9、延9、延9三个小层。储层为三角洲平原相的分流河道砂体。 1231218
延8期:盆地处于继续下沉阶段,湖泊水体不断扩大,河流的沉积作用减弱,三角洲分流平原河道的规模远远小于延9期,所以延8的砂层厚度小,分布零星。地层厚30~50m ,划分为延81、延82、延83、延84四个小层,多数情况下依据中部的泥岩隔层划分为延81+2,延83+4两小段。
3、形成于静水环境的浅湖、沼泽泥页岩体系。
延7、延6、延4+5期:盆地处于湖泊静水沉积环境中,沉积物以浅湖泥岩为主,河流的分布范围狭小,局部地区发育泛滥平原河道砂体,地层厚50~70m 。仅在马岭南区形成了油气藏,多数地区为非储层。
第三讲 油藏形成条件与油气分布规律
一、油藏形成条件
鄂尔多斯盆地作为一个相对长期稳定的沉积坳陷,经历了较为完整的构造演化史,沉积发育史和烃类成熟史。构成自身的沉积模式,成油组合类型,成烃模式和油气圈闭模式。从而形成了我国独具特色的非背斜型隐蔽性特低渗油藏,即侏罗系古地貌河道砂岩油藏和三迭系河控型湖泊三角洲油藏模式和序列。
油气藏为什么会集中分布在陕北斜坡上?
地史时期,盆地沉积和沉降中心不断向西推移,最终盆地本部成为大型西斜单斜的这种构造格局,极有利于油气大量的向高处运移和聚集。
这是因为上三叠统生油岩在早白垩世时进入成油门限,早白垩世末~第三纪进入成熟~高成熟阶段并大量排烃,随即沿着早已形成的西倾斜坡持续向东运移,为油藏群形成准备了富足的物质基础。水压头始终在盆地的西部,盆地东部则为大面积的泄压区,是油气运移的指向;处在这个过渡带上,伸入生油坳陷中心的大型三角洲、河流相砂体,极有利于油气的运移聚集,成为油气的归宿。当砂岩东部相变为泥岩时,形成上倾方向岩性遮挡,即可聚集为丰度较高的整装油气田。
下部浅湖泥岩为生油层,油源岩质量优、分布广,油气供给充分;中部大型三角洲前缘砂体、河流相砂体叠覆于最有利的生油区(层)之上,油气运移距离短;上部湖沼泥岩为盖层(有些泥岩层,如:长
7、长4+5、延8既是生油层又是盖层)。生油层与储集层在纵向上互相叠覆,形成最佳生储盖组合,保存条件好,是本盆地含油的重要条件之一。
盆地单一的沉降构造运动使延长组湖泊的水退水进、三角洲的迁移变化稳定有序,延安组湖沼河流频繁交替,形成了数千米厚的砂泥岩间互剖面。纵向岩相的多变和沉积的多旋回性是本盆地含油面积大、油层多、油藏叠合连片的重要条件之二。
(本盆地中,三角洲的底积层,前积层,顶积层一般都分布在一个二级旋回中,与一个大型油藏的生储盖层没有一一对应的关系。)
二、油藏分布规律
1、三迭系内陆湖泊三角洲油藏
鄂尔多斯盆地延长统的大型油气藏均为三角洲岩性油藏,油气圈闭受沉积和成岩双重因素控制。沉积相带决定油藏分布范围和边界,油藏随三角洲前缘和三角洲平原分流河道砂体的发育程度而存在。油藏的聚油面积完全受三角洲前缘核心部位骨架砂体的控制,油气富集于三角洲前缘河口坝,分流河道砂体之中;三角洲前缘渗砂层尖灭线也就是油藏的边界线。
油层含油饱和度的大小、产量的高低主要受物性的影响,一般砂岩主体带内孔隙度,渗透率较高,含水饱和度与泥质含量较低。
延长统的岩性油藏,均分布在区域鼻隆带上,局部构造对其影响较小。油气勘探主要是利用现有的资料和成功经验,采用最先进的技术,分析、预测、寻找大型三角洲发育区;在三角洲发育区再筛选、追踪砂岩主体带和三角洲前缘核心部位。
2、侏罗系古地貌油藏
受前侏罗纪古地形控制,延安组油藏群集于低山潜丘带及其坡缘和河间砂咀地区。延10深切的古河谷及支流河谷是三迭系油气垂直上溢的天窗和通道。古河谷两侧发育的延10期滨河边滩相砂岩,古河谷的河间丘、斜坡前缘残丘、指状残丘、丘嘴、滨河节地、河漫台地等与之相匹配的差异压实构造是油气富集的有利圈闭。
次级支流岔沟的岩性变化带及储层内部的非均质性,使河道砂岩形成岩性尖灭、致密遮挡,是油藏形成的重要因素。
另外,延9期河道主体带分布的河道砂岩,也是有利的油气储集场所。发育的延8及其以上河湖沼泽相煤系地层是延10、延9油藏的良好盖层。
综上所述,侏罗系延安组古地貌油田主要分布在临近古河的次级正向古地貌单元高点部位。所以目前人们经常用反推法来寻找侏罗系古地貌油藏,即首先确定一、二级河谷,在一、二级河谷垂直或斜交的方向上确定三、四级河谷;三、四级河谷所挟持的滨河边滩相带内就是勘探追踪的有利区。
三、侏罗系早期古地貌图的编制方法
1、侵蚀面到上覆地层顶(延10+富县)厚度分析法
在延长统顶部的风化剥蚀面上,富县、延10早期河流相碎屑物,以填平补齐的方式沿沟谷沉积,地层超覆于古残丘周围,延10末转入泛滥平原沼泽相沉积。由于,富县组和延安组地层厚度反映了侏罗纪初期的古地形起伏特征,所以,富县组加延安组地层厚度分布图,是我们恢复侏罗纪早期古地貌的重要依据之一。
做图方法:
第一步 对研究区内所有的完钻井进行地层对比划分,在校深测井图上找出延长统顶界(富县组底)、延10顶标志层(煤线),统计出各井的延10+富县地层厚度。
第二步 以 20m 左右一条等厚线, 编制延10+富县地层等厚图。
第三步 分析、划分古地貌单元:
(1) 河谷
一级河谷 甘陕古河(160m 地层等厚线所圈闭的范围)。地层厚度>150m (马岭最厚达290m ),宽10~30㎞,以东西走向为主,长250㎞。
二级河谷 宁陕古河、蒙陕古河、庆西古河(100~150m 地层等厚线所圈闭的范围)。地层厚度100~150m ,宽10~20㎞,长100㎞。呈南北向汇入一级甘陕古河。
三级河谷 合水古河(40~90m 地层等厚线所圈闭的范围)。地层厚40~100m ,多呈锐角汇入二级河谷。
三级河谷有些图上也叫支沟;分布在斜坡上,是高地到一、二级主河谷的通道。
四级河谷 在斜坡带上树枝状分布的支流河谷。呈“似等距”发育在三级河谷两侧,地层厚度40 m左右。
(2)高地
0—5米等厚线圈闭的面积,剥蚀面海拔最高处,缺失延10+富县地层。
(3)斜坡
高地到主河谷过渡地带,5—40米等厚线所圈闭的范围。有些图上也叫:残坡、滨河阶地。
(4)丘陵
水系中的高地。位于水系之间,地层厚度小于相邻的水系。根据被水系分割的形态或与主河谷的位置又进一步细分为:残丘、丘咀、指状丘咀、河间残丘(甘陕古河中<160m>160m>
2、侵蚀面等高线图分析法
延长统顶部地层海拔高度变化趋势,代表了侏罗纪初期的古地形起伏形态。延长统顶界(或侏罗系底界)海拔等高线分布图,是我们恢复侏罗纪早期古地貌的重要依据之二。
做图方法:
第一步 对研究区内所有的完钻井进行地层对比划分,在校深测井图上找出延长统顶界(富县组底或延10底),统计出海拔高度数据。
第二步 做延长统顶(或富县组、延安组底)地层分层界限海拔等高线图(等高线间距20米左右)。 第三步 分析:等高线相对数值较小且密度较大处即为低洼的河谷分布区;等高线相对数值较大处为高地;二者之间等高线稀疏的地方为斜坡带。
一般情况下,将上述两图结合起来分析定夺。
第四讲 油藏地质研究方法
一、研究区内相关资料的收集
1、钻井资料:完钻井数、井号,完钻时间、层位、深度、地面坐标、中靶坐标。
2、试油资料:试油井段、层位、日产油量、水量。
通过上述资料,编汇井位图、做基础数据表
3、取芯资料:井号、取心层位、取心井物性分析数据(钻井处化验室分析报告,主要内容有:孔隙度、渗透率、含油饱和度、含水饱和度)。
4、取芯井全分析资料(研究院化验室分析报告):
岩矿薄片(矿物成分、含量、胶结物成分含量、类型)、铸体薄片、粒度分析、压汞、水驱油、相渗、敏感性分析等。
5、前人研究成果(报告、图件)。
二、地层对比与划分地层是区域构造运动和地史演化的产物,是油气藏的载体。同一时期、同一构造运动中形成的地层,具有相同的沉积特点和储渗特性。地层对比的目的就是将具有相同岩性、电性、成因、上下接触关系的地层归为一类,追踪它们在时间、空间上的变化规律,研究与油气藏有关的地层。
地层对比划分可分为岩芯对比和测井曲线对比两种,常用的是测井曲线对比法。
(一) 地层对比划分依据
地层对比划分依据有标志层和标准层两个。
1、标志层:
标志层是大层(1~3级旋回),对比划分的依据。
标志层的确定原则:岩性典型,电性特征明显,易识别,分布稳定,易与追踪。 鄂尔多斯盆地经过近四十年的实践摸索,将温暖潮湿气候条件下的沼泽沉积--煤层(炭质泥岩)和凝灰质泥岩作为地层对比划分的标志层。
它们是特定气候条件下区域性的沉积产物,全盆地内普遍发育,代表性强,覆盖面广。
当煤层或凝灰岩标志层不发育,电性特征不明显时,参考与标志层位置相当的泥页岩特征划分。
2、标准层:
用标志层将大层确定之后还必须选定一些标准层作为细分小层的依据。这些标准层多数是在油层附近且分布稳定的泥岩。
标准层是小层(四级旋回),对比划分的主要依据。
(二) 地层对比划分的原则与方法
地层对比划分的原则:“旋回对比,分级控制”。
地层对比划分的方法:先追踪标志层,后确定标准层,再找含油层段。即:先定大层后分小层。
1、 旋回级别的分类:
一级旋回:延安组、 延长组
一级旋回受区域构造运动控制。在全区分布稳定,含有一套生储组合或储盖组合。
二级旋回:延10、 延9,长3、长2 ??
二级旋回是一级旋回中的次级旋回;每个旋回都有大体相同的沉积特征。
三级旋回:长81 、长82、长31 、长32 。
三级旋回受局部构造运动控制,由几个沙泥岩段组成。
四级旋回:长811、延812、延813
四级旋回受水动力条件及局部沉积作用控制,由单一岩性或由粗到细(从砂岩开始到泥岩结束)、由细到粗的一个周期组成。四级旋回是地层对比划分中的最小级别,也叫沉积单元,如果再细分就叫油砂体。
一级~三级旋回一般叫大层划分,四级和四级以下的一般叫小层对比划分。开发系统大多数开
展的都是四级旋回的追踪对比。
2、延长组地层划分方法
延长统十个油层组的划分依据主要是凝灰质泥岩,次为泥页岩。
凝灰质泥岩在岩屑中为白色片状,手摸有滑腻感,在荧光灯下发橘红色强光。在测井剖面上具有尖刀状低感应、高声速、大井径、高伽玛的电性特征;厚2米左右。
延长统地层依据岩性组合和十个标志层,划分为十个油层组。十个标志层代码为:k0~k9,自下而上为:
k0:位于长10底。
k1:位于长7底,是长7与长8的分界线,厚20m左右。底部有2m厚的凝灰岩,中上部是15~20m厚的油页岩。因其在陕北延河流域的张家滩地区出露,所以人们常称为“张家滩页岩”。
油页岩在电测图上以自然电位曲线负偏幅度较高(甚至高过砂岩),区别于泥页岩。
k2:位于长63底,是长7与长63的分界线。
k3:位于长62底。
k4:位于长4+5底,是长4+5与长61的分界线。在陕北地区较发育,陇东地区基本上是泥岩。 k5:位于长4+5中部,是长4+51与长4+52的分界线,厚度6~8m,在声速曲线上表现出4个一组的齿状尖子,感应曲线特征不明显。
k6:位于长3底,是长3与长4+5的分界线。
k7:位于长2底,是长2与长3分界线。
k8:位于长2中部,是长21与长22的分界线。
k9:位于长1底,是长1与长2的分界线。
3、延安组地层划分方法
煤线是延安组地层对比的主要标志层。煤线在测井图上具有:低伽玛、大井径、高声速、高电阻(4m )高感应的特征。低伽玛是测井图上区分煤线与泥岩的主要标志。
延安组地层沉积时区域气候由干冷~暖湿进行周期性循环,干冷时沉积河湖砂泥岩,暖湿时沉积沼泽煤系地层;两个煤系之间的地层代表了一个完整的旋回和气候周期,周而复始使延安组地层韵律性极强。分层时把二个煤层之间的一套地层作为一个二级旋回(煤层归下伏地层,煤顶为分层界限)。
延4+5~延10地层顶部普遍发育煤线,若有些区块、有些层位煤线不发育时,可借用邻区邻井作参考。具体方法是:从本区与邻区最接近的一边开始,根据地层厚度和砂岩旋回性,以泥岩为分界线逐井向内推。
三、常用图件的编制
1、油层综合柱状图
用途:反映一个油田的油层纵向分布状况。包括区内全部出油层位,由一口或几口取芯井的油层段叠加而成。
图件内容:地层年代(系、统、组、层、小层)、岩芯描述(岩性、含油性)、电性特征(取芯井段的自然电位、四米电阻曲线)。
比例尺:1:200
2. 油藏剖面图
油藏剖面图用途:了解一个油藏在纵向上的变化起伏形态,砂层、油层、隔层分布特征,油水关系,物性特征。
平行砂体走向的叫油藏纵剖面图,垂直砂体走向的叫油藏横剖面图。
做图方法:
① 选择测井曲线
定性反映油藏特征:选择两条测井曲线。左:自然电位曲线,右:四米电阻曲线。
精细油藏描述:定量的反映油藏形态时选择四条曲线。左:自然电位曲线、 自然伽玛曲线,右:感应曲线、微电极曲线。
② 确定剖面线
根据作图目的在平面井位图上划出剖面线。南北走向的剖面线顺时针旋转投影在剖面图上,北西~南东走向的剖面线逆时针旋转投影在剖面图上。在剖面图的右上角用箭头向右标出剖面线方向。
③ 计算比例尺
左右(横向):在平面图上将剖面线附近的井垂直投影到剖面线上,按顺序依次量出井间距离,再按相同的倍数放大到剖面图上,(倍数根据图的长短而定,开发区一般要让两井之间能放下四条曲线,勘探区井距则较宽)。平面图的比例尺除以放大的倍数,就是剖面图的比例尺。
上下(纵向):在测井图上计算出各井油层顶底海拔高度,(补心海拔-油层的垂直深度)以最高最低两个点为界取整数,以测井图上1:200的比例在剖面图上的两边立上海拔高度标尺。
④ 连接海拔高度标尺上端同一高度的点,以该线为参照,投影每口井校深综合图上的测井曲线,并标出小层分界线。
⑤ 连接同一层段的顶底界线,画出砂体、油层、干层延伸距离和形态,油水界面;标出射孔位置、试油产量。
⑥ 在图的上方写上图名、比例尺(需要缩放时用线型,墙上挂时用数字) ;图的下方画上图例,编绘、审核、时间。
3、地层对比剖面图
地层对比剖面图用途:了解一个地区在标志层控制下含油段的地层厚度、砂层厚度及其电性特征的分布变化情况。
做图方法:
①对比剖面测井曲线选用: 自然电位曲线、自然咖玛曲线、感应曲线、声速曲线,后三者能清楚的反映分层标志。(左:自然电位、自然咖玛, 右:感应、微电极。)
②地层对比剖面图上剖面线的确定方法与油藏剖面图相似。
③对比剖面图不考虑比例尺大小,左右井间以能容下测井曲线(校深综合图)为原则。上下将目的层顶的标志层与剖面线对齐,画完所研究的地层段即可。
④把分层界限连接起来。
4. 标志层构造图
砂层顶部起伏图
用途:标志层构造图反映的是区域地层起伏形态,多用于分析油藏与区域构造的关系。勘探阶段以及开发区的延长组或延10等大型油藏必备图件。
砂层顶部起伏图反映的是含油砂体的起伏变化形态和油水关系,多用于分析油藏构造特征。油田开发地质研究的必备图件,也是构造、边底水油藏圈定含油面积的依据。
做图方法:
① 在井位图上标出井口坐标、中靶坐标、井组连线。
② 统计出距离油层顶最近的标志层和油层所在的砂层顶部海拔高度。
③开发区内一般都选用1:1万的大比例尺,以5m (勘探区内10m 或20m )为间距用三角形内插法做等值线。
延长组三角洲控制的岩性油藏面积大,一般由东向西(或由西向东)逐渐下推,也可以由井位密集处向井稀处外扩,但不能脱离西倾单斜这个大的构造背景。
延安组河流控制的中、小型岩性构造油藏面积较小,在井少、高低变化不大的井区,也可用2m 一条等值线作图。先从最高点(数据最大的地方),向四周(低点)滚动外推;中心闭合,南北两翼与区域单斜构造线相接。
④用箭头和线段指示鼻隆带走向和倾向。用“+”、 “-”标出隆起和凹陷位置。在图名下方注明标志层的名称、比例尺。
5、 砂体展布图
用途:反映砂体、油层的延伸方向、横向宽度、分布面积、厚度变化等平面非均质特征。
做图方法:
①. 一般以2m 、4m 或8m 一条等值线,由井网密集、数据最大的地方开始内插。
②. 油区外围井点稀少的地方,等值线间的距离参照密井点处宽度推测。推测的地方用虚线表示。 ③. 砂体图等值线参照区域沉积背景,三角洲相上游厚带开口,下游闭合;河流相上、下游开口,中间厚带闭合。
④. 油层等值线走向与砂体一致,油区内部厚,边缘薄。
⑤. 油层图上试油未出油的油层按零线处理。
6、 油层孔隙度分布图
油层渗透率分布图
用途:反映油层宏观物性变化及平面非均质特征。
做图方法:
①. 孔隙度、渗透率一般选用主要油层段的测井解释数据。如遇几个小油层段时可选一个中间值。孔隙度、渗透率必须是同一油层数据。
②. 等值线的差值,依据数据大小而定。
③. 岩性油藏一般都是内部物性好,外部物性差;所以孔隙度、渗透率分布图的变化趋势要与油层图对应。
7、 油层含水饱和度分布图
油层泥质含量分布图
用途:反映油层宏观物性变化及平面非均质特征。
做图方法:
① 含水饱和度、 泥质含量是油区内部低,外围高,因此,等值线是内部小数据闭合,外围大数据收边。
② 所选用的数据必须和上述孔隙度、渗透率相对应(同一层段的数据)。
8、油层综合成果图
用途:从平面、纵向、横向三个角度反映油藏地质特征及生产能力。
做图方法:
油层综合成果图由油层综合柱状图、油藏剖面图、油层平面图等单因素图拼合而成,平面图井位旁再配上试油柱子和油层数据十字架。
平面图的内容根据油藏特征或需要决定。一般是延长组等大油藏:砂体展布图上套上含油面积;延安组小油藏:砂岩尖灭线内套上砂顶起伏图、含油面积。
试油柱子:试油日产水量在下方,日产油量在上方。1mm =1t 。 十字架: 油层厚度油层渗透率
砂层厚度砂顶海拔高度
油层厚度:油层、(油水层)、[致密油层]。
油层渗透率:取主要油层段的中间值。
四、地质研究报告的内容及编写方法
地质研究的内容在不同的开发阶段侧重点不同,不同的油藏研究方法也有所区别,开发地质研究报告的编写大体上可归纳为:
1、 油田概况
① 油田自然地理位置
② 油田勘探开发历程
③ 开采现状(层系、储量、井数、产量??)
① 区域构造背景
② 区内构造特点
③ 构造与油气的关系
3、地质特征
① 地层对比划分的依据及结果
② 油层沉积相特征
③ 岩性、粒度、碎屑颗粒、胶结物成分
4、油藏特征
① 油藏的控制因素、成藏条件、油藏类型、驱动能量
② 油层厚度、物性、电性及分布特征
③ 油、气、水性质及地层压力特征
5、储层特征
① 孔隙类型、孔隙结构特征
② 润湿性及敏感性的特征
③ 相渗及水驱油特征
6、油层开发特征及油水运动规律
7、有利区筛选评价及开发调整意见
第五讲 沉积相研究方法
一、勘探阶段区域沉积相研究方法简介
区域沉积相研究常用的一些划相标志和图件有:地球化学标志、微体古生物标志(水生、陆生、植物、动物分布特征)、岩矿标志,稳定和不稳定重矿物百分含量分布图、地层等厚图、砂层等厚图、砂泥岩比值图(%),以及用数理统计方法表现的碎屑颗粒粒度结构特征,如:CM 图、概率图、结构参数散点图等。自然电位测井曲线形态特征只作为一种辅助参考资料。
用以上手段划分出大相、亚相,找出油藏与相带的关系,确定下一步的追踪方向。
在油田或区块这一有限范围内,以上的方法不能很好的反映沉积相清晰面貌和相带变化规律。原因有:一是由岩心获得的地化、古生物、岩矿资料有限,而且在同一油区(小范围内)数值很接近;二是砂层等厚、砂地比图太粗、太简单而且差异不大;三是勘探阶段划相多以油层组或油层段为对象,对研究注水开发中的油水运动规律指导意义不大。
二、油田开发阶段沉积相研究
油田开发阶段沉积相研究的主要目的是通过油藏精细描述,提高开发效果。所以,研究范围着重于油田本身并且要以单砂体的几何形态,规模、稳定性、连通状况及内部结构等平面非均质性和纵向非均质性的详细研究为核心。
其基本思路是根据区域上已经建立的沉积模式、沉积理论和概念,细分含油层系和沉积单元;以将今论古的方法,利用油田密井网的大量岩心和测井资料所反映的各种指相标志,恢复古代砂体的形成环境,摸清沉积特征、变化规律;并依据开发动态资料“动静结合”,逐步探讨各类砂体在油田注水开发过程中的各种表现和油水运动特点,为油田稳产措施的实施提供科学依据和指导意见。
根据本人实践经验,油田开发阶段沉积相研究方法和程序可归纳为:
1. 踏勘野外地层露头,加深区域地质认识。
了解盆地区域沉积背景,熟悉构造、地层演化过程和沉积特征,增强对油藏的宏观认识。延长统地层在盆地东部边缘出露比较完整,延河剖面、潼川剖面最为典型。
依据勘探阶段的区域研究成果,掌握油田所处的构造位置、沉积体系、一般特征和大的变化趋势及规律。
2. 研究区内油层岩芯的观察描述
判断古代沉积环境的关键在于如何认识各种沉积特征的指相意义,以及如何选择好研究区内有代表性的能清楚反映各种相变的有效特征和标志。获得这些信息的途径有两个,一个是岩芯资料,一个是测井图资料。地层是油藏的载体,岩芯是油层的实物,是确定沉积环境的主要依据。
通过区内油层岩芯的观察,了解本区沉积物特征,分析每个岩性段所处的环境和代表的沉积微相;并进行详细的文字描述,对着实物自下而上绘制岩石相剖面图(1:50~1:200的岩性剖面);依据岩芯观察结果,结合区域沉积背景确定出本区各类沉积砂体的微相特征。
岩芯观察、描述的主要内容有(也就是定相的依据):
① 颜色
砂岩的颜色一般反映的是碎屑成分、胶结物的成分,而泥岩的颜色则是沉积环境的指示剂。本盆地内含油层段,砂岩以灰色、绿灰色和褐灰色为主,泥岩均为灰黑色或黑色,甚至灰色泥岩也很少见,表明碎屑物沉积时位于水下环境。
因为,一般排水畅通,地下水位较低、植被少的陆上平原和滨浅湖地区处于氧化~还原界面上,易于形成和保存赤铁矿而使泥岩变成红色;紫红色及杂色泥岩,常位于湖岸线附近的湖盆边缘过渡带内。水下则为还原条件,二价铁较多时泥岩染成绿色,硫化铁和有机质大量增加时则使泥质变成灰-黑色。
② 粒度、分选
判断水体携带沉积物的能力,确定搬运的距离、水体性质、迁移搬动频率、稳定性。一般上游沉积物的粒度较粗,分选差;下游粒度细,分选好。河道底部或砂岩主体带粒度较粗,分选较差;河道顶部或砂体边缘粒度较细,分选较好。正旋回的下部,反旋回的上部粒度较粗。
③ 层理类型
层理是水流方向、速度、水体深度的直接产物,层理的多样性及叠加规律,是水流动荡变化的反映。层理类型比较丰富,是河湖交汇区三角洲前缘的沉积特征;层理类型较少或单一,说明水动力变化少、沉积环境稳定。
河流快速卸载时形成块状层理,牵引流形成的是大型高角度交错层理,三角洲前缘水下分流河道易形成低角度交错层理,湖浪往复振荡形成的是波状层理,河湖两种水流共同作用时形成各类波纹~微型斜层理,静水中则形成水平层理;生物潜穴及生物搅动构造则是气候温暖、水体较浅且稳定的前三角洲的沉积现象,包卷~变形层理代表了斜坡的滑塌、挤压现象。
④ 生物化石和遗迹化石
本盆地中生代地层中生物化石稀少。在延长组未见典型的湖泊深水相沉积及咸水半咸水生物化石,说明湖盆是开口的较淡化水体,边缘具有明显的泄水通道。泥岩、粉砂质泥岩界面见到较多的由河流带来的炭化植物茎干、枝叶和碎片;在部分井的泥岩中可见1~2厘米厚的煤线,煤线零星且局限,未见大面积煤层分布,表明区内未曾出现过区域性沼泽。
延安组地层中的煤块质轻、光亮、层厚,各井岩心中普遍发育,是区域性沼泽的沉积物。
⑤ 观察砂岩的成分,碎屑颗粒间的胶结物、胶结强度;泥质、钙质夹层的厚度,分布规律。分析成岩作用及对含油性的影响。
⑥ 观察不同类型砂岩的物性特征及含油性,定出各类砂岩的含油级别。(油浸、油办、油迹)划分出储层和非储层。
⑦ 观察岩性组合与旋回性
通过观察砂岩的厚度与粒度、沉积构造与层理类型的分布变化规律,冲刷面的粒度与厚度的分布变化规律,泥岩厚度的分布变化规律;分析水动力的变化趋势,确定是正、反旋回还是复合旋回等沉积序列。
3、进行四性关系研究
测井曲线是平面定相的主要依据。测井曲线它不但全面反映了井眼的地层组成,而且定量反映了各类岩性的特征,便于快速直观的进行岩性识别和地层对比划分。特别是自然电位测井曲线形态,综合反映了油层沉积层序、物性、旋回性的变化规律,是目前长庆油田开发区块单井划相的主要依据。另外,自然
伽玛测井曲线定量的反映了泥质含量及变化特征,是划相的辅助依据。
将观察的岩芯做成1:200的岩性剖面柱子,与该段的综合测井曲线对应(要进行岩电误差校对),确定出本区每个微相的电性特征及典型曲线。再将上述岩性剖面配上对应深度的岩芯分析孔隙度、渗透率剖面和含油级别,组成一些典型井的四性关系图。
4. 细分含油层段的沉积单元
由于陆相砂、泥岩沉积具有明显的多旋回性,一般选择在研究区内能够连续追溯的最小沉积单元(一次河流或三角洲旋回),为基本做图单位。盆地各处沉积单元的发育状况不总是一致的,往往从边缘向中心沉积单元数目逐渐增多,同一油层在不同的地区沉积单元(最小旋回)不一样,应按具体情况而定。
5、划分单井沉积微相(砂体类型)
用取芯井测井曲线所代表的微相类型的典型测井曲线,与未取芯井测井曲线对比,依据每口井测井曲线形态所反映的砂体发育程度、旋回性,在选定的做图单元内(小层),确定出单井沉积微相类型。并用一定的符号标注在平面井位图上。将每口井的划相依据—自然电位测井曲线形态缩小,粘贴在井位旁。
6、 绘制平面相图
① 将上述单井相符号归类,参考砂体厚度、夹层个数勾绘出不同沉积类型砂体的平面分布界限、范围。
② 根据区域沉积背景及研究成果,参照现代沉积中相的组合与演变关系,结合本区地层特征,在图上划出大相和亚相的界限及物源方向。
③ 根据测井曲线形态所绘制的同一旋回砂体的分布位置、几何形态、方向性、连续性和分布组合特征,按相序定律对各类砂体分别命名。如:湖岸线以下是三角洲内、外前缘及前三角洲相和浅湖相,三角洲侧翼是湖湾。三角洲前缘相内再细分出水下分流河道、(主河道、河道侧翼)河口坝、河口末端砂坝,河口侧翼砂坝、远砂坝、席状砂等。
④ 用文字符号、颜色或岩性符合把各微相标示出来,使人一目了然。
7、 绘制沉积相剖面图
① 在已完成的平面相图上,选择几条能够全面反映区内沉积特征的剖面线(平行、垂直物源方向)。 ② 按实际井距定准比例尺,将标志层作为沉积基准面(地层沉积时处于同一水平面),选择最能反映岩性特征的自然电位、自然伽玛、声速、微电极测井曲线,投影到剖面线上。层号标注在剖面两端。
③ 依照典型曲线特征,划分出剖面上各类微相的砂体形态、接触关系、演变规律、分布特征,并用不同的岩性符号将剖面形象、直观化。
8、确定砂体成因类型,探讨内部结构特点,研究各类砂体的储层特征
① 参考现代沉积砂体的各种特征,依据岩芯、测井曲线探讨各类砂体的内部结构、沉积方式、成因类型、储集能力及夹层分布状况。
② 根据岩芯分析资料,研究不同类型砂体的粒度、物性、孔隙结构、水驱油等特点。
③ 研究砂体成因与物性,物性与孔隙结构之间的关系。
9、总结砂体组合分布特征,建立沉积模式
根据各相带不同成因砂体在纵、横向上的组合方式和发育状况,把各种沉积现象有机的联系起来,结合区域沉积相建立本区砂体沉积模式;从理论上对本区沉积相进行高度概括总结。这有助于邻近新区砂体的预测工作。
也可以从现代沉积中得出的经验公式、经验数据,对砂体的发育规模,内部结构进行定量描述,建立各类砂体的三维非均质模式。
10、研究各类砂体的开发特点,提出稳产措施意见
应用油田分层动态资料,研究不同开发阶段各类砂体的吸水、见效、水淹及剩余油分布特点;研究油井产能与相带的关系及地质因素对油田开发效果的影响,研究各类砂体的储量比例及可采储量等。研究各类砂体的开发效果及油水运动规律,提出接近地层特点的注水、采油方式和思路。为油田开发提供各种地质依据和下一步的稳产措施意见。
11、按以上工作程序编写沉积相研究报告 重点描述内容:① 沉积环境分析 ② 沉积微相类型及纵向非均质特征 ③ 相带展布及平面非均质特征
④ 不同类型砂体的物性、孔隙结构特征
转载请注明出处范文大全网 » 鄂尔多斯盆地地质特征