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”话题很是火热，小编也是针对与油气勘探开发关系密切寻找了一些与之相关的一些信息进行分析 ，如果能碰巧解决你现在面临的问题
，希望能够帮助到您
。

（1）油气藏形成和分布与断裂活动关系密切

断裂构造是多种构造类型中最常见的一种，有时它不仅控制了盆地的构造 ，而且还控制了盆地内沉积建造和层序发育特征
，直接或间接地控制着盆地内烃源岩
、储集层、圈闭发育特征和油气的运移 、聚集及油气藏的分布。只是不同级别
、不同性质的断裂在时空上对油气藏的形成和分布的控制作用不相同 。

通过世界众多含油气盆地的对比研究发现，尽管每个盆地的构造发展演化历史 ，生储盖特征和油气聚集带特征存在着非常明显的差别
，但它们都遵循一条规律，即油气主要赋存在各种大地构造单元相交叉的部位 ，其中与断裂有关的构造交会点占相当大的比例
。特别是我国东部和西部含油气盆地由于受多期构造运动影响
，在拉张、挤压 、走滑
、重力和塑性底辟作用等多种构造应力作用下，形成多期、多组断裂构造 ，它们相互叠加，改造并丰富了含油气盆地构造面貌
，影响了盆地内油气藏的形成与分布。

从世界和中国含油气盆地油气分布看，盆地中油气储量的90％以上都与断裂有关 ，表明断裂对油气运聚成藏和分布具有重要的控制作用 。勘探结果表明
，含油气盆地内多数构造油气藏形成和分布与断裂有关
。在平面上，主要含油气带都沿断裂带分布。如我国塔里木盆地塔北隆起轮台-亚南断裂控制的断凸区与断裂活动有关的圈闭沿断裂带附近呈带状或串珠状分布 ，圈闭的长轴方向与断裂带走向基本一致 。准噶尔盆地内已发现油气藏绝大多数（95％）与断裂活动有关
，在平面上，表现为油气沿断裂走向侧向运移至烃源区外数十千米聚集成藏 ，盆地内主要油气聚集带沿断裂带分布（图1.1）
。在纵向上表现为“断裂断到哪里
，油气就走到哪里”，断裂是深部烃源层生成的油气或深层油气藏向浅层储层运移的主要通道（图1.2）；反映了盆地内油气藏的形成与分布与断裂活动关系密切 ，即断裂是控制含油气盆地油气运移 、聚集
、保存和分布的主要因素。断裂对油气的控制主要有直接控制与间接控制和宏观控制与微观控制作用（罗群等
，1999） 。其中断裂对油气的宏观控制作用和间接控制作用，前人论述较多 ，大的规律性认识比较一致
。但在断裂对油气聚集带油气藏形成与分布的控制作用分析上，目前还不够系统和深入。

（2）可正确认识油气运移、聚集过程和分布规律

图1.1 准噶尔盆地油气藏分布与断裂关系图（据新疆油田分公司
，1999）

图1.2 准噶尔盆地油气藏形成与断裂关系图（据新疆油田分公司，1999）

断裂对油气聚集带或油气藏控制作用 ，主要表现在断裂对油气的运移和聚集过程及油气分布的控制作用 。其实质是对油气运移的控制问题。其中断裂的开启性（通道）与封闭性（遮挡）对油气运移 、聚集成藏和油气藏破坏起着重要作用
。由此可见
，要研究盆地内断裂控制油气规律，首先要研究和分析断裂在油气运聚过程中所起的作用 ，断裂是起通道作用
，还是起封堵作用？这个问题是近十几年来国内外学者们研究的热点。断裂到底起通道作用还是封堵作用，曾有过激烈的争论 ，但在生产实践中
，断裂起通道作用和断裂起封堵作用的证据都存在 。目前，认识趋于一致的是 ，无论断裂的性质如何
，在断裂活动期起通道作用，在断裂静止期起封堵作用
。以往国内外有关断层封闭性的研究对象主要偏重于拉张环境的正断层 ，且讨论较多的是断层封闭性问题。而对于像我国西部以挤压作用为主的含油气盆地，在许多油气藏形成过程中
，断裂不仅具有遮挡作用，而且油气沿断裂的垂向和侧向运移特征也十分明显 。由此可见 ，断裂既可成为油气运移的通道
，也可成为油气聚集的遮挡条件
。不过对于挤压性盆地来说，由于压扭性断裂易形成封闭 ，因此
，这类盆地中研究断裂的开启性比封闭性显得更加重要。

对于断层封闭性及封闭史的研究，结合区内油气排运史的恢复 ，可了解断层封闭与开启历史及与油气排运史的匹配关系
，根据断层分布规律和油气二次运移路线等研究，可了解油气在时间上和空间上的运移聚集过程与分布规律 。油气从生油气层排出以后 ，往往在盖层之下的储集层中分散或整体运移
，在适当的构造中形成聚集
。但在运移途中或聚集后遇开启性断层，油气则沿断层作垂向运移至上部储集层 ，若断层通天，则可能难以保存油气
，除非断层后来由开启转为封闭。断层封闭时间若早于油气二次运移时间，断层则成为油气运移的屏障 ，起遮挡作用
，在适当的位置可形成与断层有关的圈闭及油气藏 。

因此，研究油气运移聚集过程 ，不仅仅要研究储集层物性的变化规律
、盖层的分布及构造变动和流体势等
，还必须对断层封闭性及封闭史进行详细研究
。实践证明，断层在油气运聚过程中起着至关重要的作用。在同一层段内 ，有的断层可能是开启的
，成为油气运移的通道；有的则可能是封闭的，成为油气运移的遮挡物 。有的断层目前可能是封闭的 ，但在地质历史时期则可能是开启的
，有的断层可能经历了多次封闭与开启历史。断层开启时，尤其断层的垂向开启 ，因其垂向渗透能力远好于储集层，可完全改变油气运移的方向
，致使油气由原来的侧向为主的运移改变为垂向为主的运移
。断层的垂向开启与侧向封闭，均可造成储集层内流体势能场的变化 ，由此造成了油气运移聚集和分布规律的复杂化
，所以，只有正确认识了断层封闭性及封闭史 ，结合断层其他相关方面的研究
，才能全面正确地认识油气运移聚集过程与分布规律，预测有利的油气勘探区带和目标。

（3）可预测断层圈闭有效性、降低油气勘探风险

在正确认识了油气运移聚集过程和分布规律之后 ，可以确定出预探构造中是否可能有油气的来源
，在此前提下，研究与预探构造内有关断层的封闭性及封闭史；分析该构造富集油气的可能性 ，若该构造内断层目前是开启的
，尤其具垂向开启性，则构造内储集油气的可能性就小；若断层是封闭的 ，继而确定其封闭时间，如果断层是在油气运移之前或同时
，圈闭内有油气的可能性大；若在油气运移之后断层才形成封闭，预探构造内富集油气的可能性就小 ，由此可预测出预探圈闭的有效性
，降低钻探风险 。

（4）可有助于开发井网的合理布置

当油田进入了开发阶段后，开发区内断层的封闭与开启 ，直接影响着注采措施及开发效果
，搞清楚断层的封闭性，有助于开发井网的布置合理；注水开发后断层活化的预测 ，可有效地减小套管损失
。因此
，开发阶段对断层封闭性的研究也是非常重要的。

构造体系控制油气成藏及分布

一 、烃源岩条件

川东北地区发育泥质岩、碳酸盐岩和煤岩等三大类烃源岩 。层系上主要有5套烃源岩：中
、下寒武统黑色页岩、灰色碳酸盐岩；下二叠统深色碳酸盐岩黑色泥质岩；上二叠统黑色泥质岩 、深灰色石灰岩以及上三叠统黑色泥质岩
、煤岩（表8-2）
。

表8-2　川北地区生油层统计表

续表

上述5套烃源岩的生油指标统计数据见表8-3。以二叠系和上三叠统烃源岩有机碳丰度为最高，为0.511%～6.75%；其次为中寒武统石灰岩和中侏罗统黑色页岩 ，有机碳丰度分别为0.77%和0.88% 。总体看来
，Ⅰ级生油岩主要分布在中、下寒武统 、二叠系
、上三叠统，而灯影组、中下志留统和嘉陵江组雷口坡组生油岩为Ⅱ级生油岩
。下三叠统飞仙关组石灰岩有机碳丰度仅0.05%～0.11% ，氯仿沥青“A ”丰度仅0.0041%～0.006%，为非生油岩
，基本无生油能力，但其储集层可捕集下伏烃源层向上纵向运移的大量油气。从成烃演化看 ，下二叠统烃源岩有机质在印支晚期开始成熟
，燕山早期进入成熟早期，至燕山中期进入高成熟期 ，为油气大量生成期；在燕山晚期进入过成熟期（图84） 。现今Ro为2.5%～3.3%
，已进入过成熟中 、晚期；早期生成的液态烃已全部热裂解为天然气
。上二叠统烃源岩有机质在印支晚期Ro小于0.6%，尚未成熟 ，在燕山早期进入成熟早期
，在燕山中期进入高成熟期，为油气大量生成期；在燕山晚期进入过成熟期；现今Ro为2.2%～3.3% ，早期生成的液态烃已全部热裂解为天然气。上三叠统烃源岩有机质在燕山中期进入成熟期
，在燕山晚期进入成熟中晚期；现今Ro为1.30%～1.80%，尚有气体生成 。由此可见 ，燕山中
、晚期（即晚侏罗世至白垩纪）是川北地区主要烃源层的油气大量生成期，即油气初次运移和二次运移期
，该时期晚于局部构造形成期（印支期）、早于局部构造定形期（喜马拉雅期）。

二 、飞仙关鲕滩气藏特征与成藏模式探讨

近几年来在川东北部开江地区已陆续发现铁山
、渡口河、铁山坡 、罗家寨等飞仙关组鲕滩气藏
。根据现有资料的分析，飞仙关组鲕滩气藏的基本特征概括为：

（1）鲕滩气藏以构造－岩性圈闭气藏为主 ，也有岩性圈闭气藏。

（2）天然气成熟度高
，H2S和CO2含量高 。

（3）储层为孔隙性的鲕粒白云岩，物性好；裂缝发育时仍可成为裂缝－孔隙型储层
。

表8-3　川北地区烃源岩生油指标平均值统计表

图8-4　川东罐12井上二叠统—三叠系埋藏史图（据刘划一 ，1998）

（4）气藏压力变化范围较礁气藏小
，压力系数变化范围在1.03～1.37之间，为常压气藏和高压气藏。

（5）气藏充满度变化大 。在构造圈闭中气藏充满度在50%～大于100% ，而在构造－岩性复合圈闭中
，由于复合圈闭范围较构造圈闭大，则充满度仅25%～91%
。

（6）气藏一般都有边水 ，地层水为Na2SO4型
，矿化度低。区内无统一气水界面 。

1.鲕滩气藏圈闭特征

根据地震和钻井对鲕滩的预测，川东北部地区飞仙关组储集体呈极不规则的席状、透镜状展布 ，单个储集体面积大的近100km2，明显较长兴组生物礁储集体大
。鲕滩储集体与区内构造相配合
，往往能形成圈闭面积较大的构造－岩性或岩性－构造复合圈闭，成为形成鲕滩大中型气田的基础。当大型储集体与构造叠合形成复合圈闭时 ，其闭合高度和闭合面积将明显大于构造圈闭本身 。如渡口河飞仙关组顶界构造形态为温21号断层切割的断上盘穹隆背斜
，长轴北东向，长12km ，短轴4.8km
，闭合面积49.11km2，闭合高度330m
。地震解释渡口河鲕滩储集体面积88.2km2 ，它覆盖了渡口河构造北西翼南半部和南东翼并延展到向斜中
，向北一直延续到与渡口河构造正鞍相接的五宝场背斜。储层虽然未能完全覆盖渡口河背斜的北西翼和南端，但形成的构造－岩性圈闭面积达到69.53km2 ，从储层顶到溢出点的闭合高度达到530m
，较构造圈闭扩大了30% 。

2.鲕滩气藏压力特征

区内与背斜构造伴生的大断层都是在挤压应力场中形成的逆断层。从已钻获的气藏如铁山气藏
、铁山坡气藏和罗家寨气藏看，与这些气藏有关的逆断层都是封闭的 ，其中有的气藏的压力梯度达到1.24～1.40，表明有较好的封闭能力
。

川东北地区飞仙关组气藏压力情况汇总于表8-4。这些气藏中以渡口河气藏压力系数最低
，仅在1.07～1.08，属常压气藏 。渡5井为产水井 ，气藏压力近于静水柱压力
。罗家2井
，坡1井和铁山8井压力系数大于1.20，属高压气藏。影响气藏压力的具体原因因缺乏有关资料而未做进一步工作 。但现有资料显示除坡1井偏离较大外 ，气藏埋深与压力系数间存在较明显的负相关关系
。这种关系在川东地区长兴组礁气藏中不存在。它表明飞仙关组气藏形成时的地质条件大致相同
，而后期的构造运动的抬升和剥蚀作用并未明显改变气藏的封存条件，气藏压力状况保持较好 ，造成压力梯度与现今气藏埋深间的这种负相关关系 。

表8-4　川东飞仙关鲕滩气藏压力系数统计表

渡口河气藏4口气井的压力系数很一致
。将各井压力折算至平均产层中部海拔－3918m处
，地层折算压力范围在45.46～46.22MPa，表明它们属同一气藏。铁山飞仙关组鲕滩气藏在试采过程中压力的变化也表明各产气井之间有较好的连通性 。

3.气水界面

研究区内飞仙关组气藏无统一气水界面
。龙门场气藏由两个独立的鲕滩储层构成 ，南部高部位的气藏有边水（天东5井日产纯气42.07×104m3
，天东55井日产气2×104m3，水624m3） ，北部低部位的气藏产纯气（天东56井日产气4.05×104m3），为岩性圈闭气藏。钻井较多的铁山和渡口河飞仙关组鲕滩气藏都存在边水 。渡口河鲕滩气藏现有探井5口
，在高点的4口井获气，测试产纯气（16.90～54.18）×104m3/d。在鞍部的渡5井测试产水见微气（高含H2S）
。渡5井产层中部海拔与气井中部海拔最大相差522m。测井解释渡5井产层4784.5～4795.5m段含水饱和度65%～90% ，为气水层
，4781～4832m段含水饱和度27%～58%，为水层 。岩心观察4796m以下储层翻盐霜
。测井解释气水界面海拔为－4407.82m（井深4796m）。

铁山气藏测试结果低部位的铁山8井产水 ，高部位的铁山5井、铁山11井 、铁山13井产气 。从勘探阶段划到试采阶段数次进行过气水界面的估算
，先后计算认为气藏气水界面海拔为－2419m（1993）
、－2580m（1995）和－2560m（1997）
。高点位置的铁山5井储层顶面海拔－2129.61m，由此起算至－2450m得气柱高度320.4m ，而构造闭合高度（自储层顶算）为518.5m
，充满度为61.8%。这表明铁山飞仙关组气藏是以构造圈闭为主的气藏 。

4.地层水特征

飞仙关鲕滩气藏的边水或水层的地层水为低矿化度的Na2SO4型水
。从铁山气田石炭系气藏、三叠系飞仙关组气藏和嘉陵江组气藏的关系和地层水分析资料比较来看，飞仙关组气藏边水或水层的特征并不代表气藏的封闭状况。铁山气田的石炭系气藏 ，飞仙关组气藏和嘉陵江组气藏的构造圈闭条件相同
，为同一背斜轴部被两条大的逆断层夹持的断垒 。这3个气藏地层水性质差异十分明显（表8-5）：石炭系为低矿化度CaCl2型水，嘉陵江组为高矿化度CaCl2型水 ，而夹于其间的飞仙关组为低矿化度Na2SO4型水
。这种情况反映各地层水封存条件良好。飞仙关组地层水的特征可能与其封存的沉积水受大气水影响较大有关 。

表8-5　铁山气田地层水特征对比

5.成藏模式探讨

飞仙关组鲕滩气藏类型多样，但在研究区内的大型鲕滩气藏如渡口河气藏 、铁山气藏都是岩性－构造复合型气藏。

（1）储层孔隙演化与油气圈闭的发展过程

岩性圈闭的形成过程主要是与储层孔隙演化相关
。飞仙关组鲕滩气藏储层孔隙发育过程相对应可以划分为4个阶段
，即原生粒间孔阶段
、白云石晶间孔阶段、前期埋藏溶解孔阶段和后期埋藏溶解孔阶段。

鲕粒岩中原生粒间孔全为方解石胶结物充填，表明原生粒间孔发育时期尚未发生烃类运聚 。薄片研究特别是显微发光研究表明白云岩储层中大量多面体晶间孔都因白云石晶粒的逐渐生长而缩小至消失 ，只有少量残存的四面体孔内见到沥青充填
。这说明储层晶间孔发育时期仍未发生液烃聚集。前期埋藏溶解孔主要是晶粒溶孔 、粒间溶孔
、溶缝
，孔径—般较小，但也有一些较大的超大溶孔和鲕内模孔 。这些孔隙中常见到全充填、半充填及微充填的沥青 ，表明这些孔隙发育时期发生过液烃聚集
，而成为古油藏
。在开江地区的渡口河鲕滩气藏 、铁山坡鲕滩气藏和铁山鲕滩气藏的储层前期埋藏溶解孔中都不同程度地见到焦沥青，它们可能是古油藏的残留物。

古油藏深埋热解破坏后 ，在储层内被沥青充填后剩余的孔隙系统的基础上发育了后期埋藏溶解孔洞 。后期埋藏溶解孔有时明显较前期的大
，它们可能扩大前期的孔隙
、裂缝并切割前期的孔渗系统，其内没有充填沥青或包含有原前期溶孔内的沥青 ，有时甚至有在储层孔隙系统内经过短距离移动或搬运过的沥青
。后期埋藏溶解孔是现今鲕滩气藏储层中的主要储集孔隙
，说明它们形成时期与区内气态烃成藏期一致，与之相关的圈闭是形成气藏的有效圈闭 ，从时间上看，以前期埋藏溶解孔为主的圈闭存在于早侏罗世晚期至中侏罗世。以后期埋藏溶解孔为主的圈闭始于晚侏罗世并一直保存下来
，燕山运动和喜马拉雅运动对它们进行改造以至发生破坏，那些非含气层的储层中的孔隙会因此被晚期的方解石或其他矿物充填 。

（2）油气圈闭的构造发展过程分析

从飞仙关组鲕滩气藏的储层孔隙发展过程及其与层内烃类运聚演化关系来看 ，在鲕滩油、气藏发展过程中
，印支运动 、燕山运动及喜马拉雅运动都应该对圈闭的形成及油气藏的形成过程有影响，特别是那些与构造有密切关系的圈闭中的油气藏
。

经钻探证实渡口河鲕滩气藏位于构造西南部构造高点的渡1、渡2
、渡3、渡4四口井均为高产气井 ，而位于构造北东部构造低位置轴线附近的渡5井产水。储层岩石薄片研究发现渡5井储层中沥青全充填储层前期埋藏溶解孔现象常见（量可达到10%）
，而构造高部位的四口井的储层中储层沥青含量相对要少，且少有出现沥青全充填前期埋藏溶解孔的现象 。对这种情况可以提出若干种可能的解释。后期构造运动的改造便是一种 ，即在前期
，北东—南西向的渡口河背斜是北东高 、南西低，渡5井位于靠近油藏主体部位（图8.5）
。后期的改造使南西抬高造成了现今的情况。

图8-5　渡河飞仙关组鲕滩气藏平面图（引自西南油气田分公司）

三
、飞仙关鲕滩气藏勘探新领域预测

根据上述飞仙关鲕滩形成的地质背景、天然气地质条件以及成藏条件的分析 ，作者认为以鲕粒白云岩为主要储集层的鲕滩勘探应围绕开江－广旺海槽两侧开展
，目前的勘探活动主要集中在北侧的开江地区，并已取得良好成效 。在该区块以西仍有约2×104km2的可供勘探面积 ，是今后一段时间勘探的重点
。同时，在海槽的南侧推测鲕滩分布面积超过4×104km2
，是潜在的勘探领域（图8.6）。

图8-6　川北地区飞仙关鲕滩有利勘探领域预测图

从整个川北地区来看，发育两种走向的构造圈闭 。一类是川东高陡构造带NE向构造圈闭；另一类是NW向构造圈闭 ，主要分布在华蓥山以西广大地区及大巴山山前地带
。由于所处构造位置不同
，构造圈闭形态有所差异。

川东北部渡口河—黄金口一带，地震勘探与成图已证实构造复杂 ，断层发育
，在马头寨—老鹰岩一带因靠近大巴山前，以NEE向为主 ，构造圈闭呈紧闭状排列
，向南的盆地方向逐渐宽缓；在罗家寨一带发育NE正向断层和紧闭褶皱为特征，两者之间的“三角
”带的五宝场构造 ，由于受两个方向的挤压作用
，构造形态呈椭圆形，构造圈闭形态宽缓 。从地震预测的鲕滩分布看 ，鲕滩分布面积往往超过构造圈闭范围，两者构成岩性－构造复合型圈闭
。钻探已证实
，川东北部的鲕滩气藏除受构造控制外，还受岩性控制 ，表现出复合型气藏特征。如渡口河飞仙关鲕滩气藏；其构造最低圈闭线海拔为－3950m
，而已钻的渡2 、3井其含气有效储层的最低界面分别为海拔－3966m
、－3978m，低于最低构造圈闭线 。

华蓥山以西的川北—川西北地区（包括广元－开江海槽两侧） ，勘探程度很低
，地震仅普查，局部为详查 ，为此鲕滩分布预测只能根据地质认识推测
，构造圈闭也难以落实
。但从地面地质看，该地区发育成排的地表构造 ，表现为NW走向
，靠近山前构造紧闭狭长状，往盆地内部构造变缓、变小。从构造变形机制分析 ，该区已处于川北前陆盆地褶皱－冲断带的前缘，以断滑褶皱作用为主
，滑脱层可能是志留系泥页岩，由此推测该地区地表构造和地腹构造在纵向上有很好的一致性 ，地表构造基本上代表了地腹构造 。因此
，作为主要目的层的飞仙关组在该地区发育良好的圈闭条件。

　勘探现状与勘探成果分析

鄂尔多斯盆地自古生代以来到三叠纪主要受控于华夏系 、纬向构造体系及贺兰“山”字型体系，形成了相应的古隆起和坳陷带 ，这些隆起和坳陷对油气成藏和分布有明显的控制作用
。

4.2.1 奥陶系成藏特征与分布

在华夏构造体系和纬向构造体系及贺兰“山 ”字型东翼及东翼反射弧控制下
，该区奥陶系处在长期稳定的克拉通盆地内，古构造
、古沉积体系、古侵蚀面 、古岩溶以及多期多种类型的成岩作用控制着盆地下古生界天然气的生成
、运移和聚集。

图4-39 鄂尔多斯盆地中—古生界含油气系统评价图（SN向及EW向剖面）

表4-15 鄂尔多斯盆地含油气系统表

4.2.1.1 发育有丰富优质的平凉组海相烃源岩

盆地西、南缘广布的台缘深水斜坡相平凉组烃源岩有机质类型好 、有机质丰度高 ，生烃潜力大
，自晚三叠世末开始进入生油窗，晚侏罗世—早白垩世达到生烃高峰阶段 ，为形成古油藏和气藏提供了物质基础（图4-40） 。

4.2.1.2 古构造格局及其演化长期控制着天然气的汇聚

晚侏罗世以前
，在NE向华夏系控制下，盆地中央古隆起具有长期的稳定性 ，为盆地西、南缘平凉组烃源岩生成的原油向古隆起及其周围运聚形成古油藏创造了条件，晚侏罗世—早白垩世期间
，随着古地温的增加，在古油藏内 ，逐步完成了古油藏向古气藏的转化
。早白垩世末至今
，随着盆地西倾大单斜的形成及中央古隆起的渐趋消失，古油藏内的热裂解气逐渐向盆地的东北方向实现二次运移 ，最终到达了靖边风化壳而聚集成大气田
，甚至部分天然气继续向北东方向到达塔巴庙地区风化壳中成藏。自早白垩世末以来盆地主体呈现的西倾大单斜具有长期性和稳定性，构造活动微弱 ，控制了天然气的汇聚过程 。

4.2.1.3 古风化壳岩溶作用程度是成藏的主要因素

在古风化壳的岩溶高地及斜坡部位
，岩溶作用与物理风化作用并存，产生多种类型孔隙发育
、物性良好的储渗体 ，为大中型气田的形成奠定了良好的储集和圈闭条件
。同时由于物理风化剥蚀作用的不均一性
，造成沟壑纵横，为天然气的运聚创造了良好的通道。其上区域性的铝土岩盖层及上古生界泥岩起到了良好的封盖作用 。因此古岩溶高地及斜坡部位的储渗体直接控制着下古生界气藏的分布 ，靖边气田就位于岩溶作用最为发育的岩溶斜坡地带（图4-40 至图4-42）
。

4.2.1.4 白云化作用是成藏和高产的决定因素

对于鄂尔多斯盆地下古生界白云岩，多期、多种成岩作用使其形成多种类型孔隙发育的储渗体。同生期白云岩主要形成晶间孔
，早同生期形成选择性溶蚀的铸模孔 、膏溶角砾孔及晶间溶蚀孔，表生期加里东末期大气淡水淋滤形成大量溶蚀孔
、洞、缝 ，是该区风化壳储层次生溶蚀孔 、洞
、缝发育的关键阶段；晚成岩期
，沿缝合线形成压溶缝、脱羧作用形成溶蚀孔洞和角砾间缝 。经过上述成岩和古岩溶作用，提高了储层的储集性能 ，形成了低孔背景下具有较高孔 、渗层段的非均质储层
。勘探实践证明：加里东期风化壳普遍含气
，但产能差别较大，有的高产井产能很高（>100×104m3/d） ，而有的则产能微弱
，表明成岩作用对下古生界奥陶系的成藏和高产起着决定性的作用。

图4-40 鄂尔多斯盆地奥陶系气田与烃源岩关系图

4.2.1.5 上覆石炭系盖层与气层上倾方向膏盐岩性封堵是成藏关键

就靖边气田而言，不但有上覆石炭系底部的本溪组铁铝质泥岩封盖 ，也有顺层上倾方向的马家沟组膏盐提供的封堵作用
，从气田探明和控制的含气面积来看，基本分布在本溪组地层尖灭线以东和马家沟组膏盐尖灭线以西所夹持的范围内 。

图4-41 鄂尔多斯盆地奥陶系气田与储层关系图

4.2.2 上古生界成藏特征及分布

上古生界以石炭系本溪组
、太原组、二叠系山西组为气源岩（图 4-43） ，以太原组 、山西组
、石盒子组砂岩为储层，以山西组上部泥岩和石盒子中上部泥岩为盖层
，组成下生上储型、自生自储型含油气系统，总体分布为NE向。

图4-42 鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳气藏图

a—鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳气藏剖面图；b—鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳层位图

4.2.2.1 成藏组合

1）山 1-下石盒子组含气组合：成藏期较晚（晚白垩世） ，以溶蚀孔隙为主
，主要分布于中西部的苏里格 、乌审旗气田
。

2）太原、山2 含气组合：成藏期早（早白垩世），粒间孔隙为主 ，分布于东部榆林和米脂地区。

3）本溪-太原组含气组合：为自生自储式
，成藏期早，太原组二段砂岩
、灰岩为储层 ，其上泥岩为盖层 。分布局限
，见工业气流井仅分布在盆地东部榆林南北，子洲及镇川地区
。

4）上部石盒子、石千峰组次生成藏组合：成藏期晚 ，储层以溶蚀孔隙为主
，物性较好，储层为盒2 、盒3 和千 5 砂岩 ，气藏主要分布于盆地东北部的神木—榆东几个井区，气藏规模较小。气源对比发现碳同位素由深到浅变轻
，表明天然气是由下向上运移造成的 。

4.2.2.2 天然气成藏与分布规律

（1）不同地区
、不同天然气成藏组合的主控因素

上古生界为同一个含油气系统，具有相同的岩性圈闭类型 ，因而厚度、物性好与差及泥岩隔层厚度
，就成为成藏组合的主要控制因素（图4-44）
。

石盒子组泥岩厚度自西向东减薄，苏里格地区泥岩发育 ，盒 7 以上成为盒8 气层的主要盖层
，形成了苏里格大气田，而其下山西组（山2 段）在此地区沉积地层厚度变薄 ，砂岩不发育
，单层厚度小（3～5 m），平面上多为不连续分布 ，物性也差
，砂岩多为干层，没形成山2 气藏。其东乌审旗气田也因其盒8 段储层之上有好盖层 ，形成气田，山2 仅在其南部陕参 1 等几口井见工业气流 。

在榆林地区山西组沉积了较厚的砂泥岩地层
，砂岩发育，厚度一般为 10～15m ，SN 向呈条带状分布
，其上山 1 泥岩相对发育成为盖层，形成了山2 大气田
。

本溪-太原组气藏 ，气藏受储层物性 、局部构造
、东侧水动力封闭等多因素控制
，形成自生自储型障壁岛砂体气藏，太原组上部泥岩为盖层 ，其下太2 砂岩储集天然气。

图4-43 鄂尔多斯盆地上古生界气田与烃源岩关系图

东部神木-子洲区（带）
，气藏形成条件较复杂，有储盖条件因素 ，也有砂体分布差异影响
，如在南部镇川、子洲等地区则受局部鼻状构造和岩性遮挡因素共同控制而形成气藏 。另外区（带）内裂缝发育程度远大于其西部地区，因此有人认为千 5 气藏是次生的就缘于此
。此外由于东侧为盆地边界大断层 ，与周边水体可能有牵连，是区（带）上气井产水多的一个影响因素。

（2）纬向构造体系的伊盟古隆起控制了上古生界砂体展布和天然气聚集

晚古生代
，与内蒙古地轴拼接形成大型古陆，成为鄂尔多斯盆地的主要物源区 ，宽度超过200km
，面积大，物源供给充分（图4-45） 。

盆地北部的伊盟隆起形成于晚古生代早期 ，在其控制下
，下古生界奥陶纪地层由南向北剥蚀尖灭，上古生界石炭二叠系向北超覆尖灭。古隆起西高东低 ，构造轴线 NNE 向（东胜—苏 6 井—盟 6方向）
。早白垩世东部强烈抬升
，形成现今构造面貌。

图4-44 鄂尔多斯盆地上古生界运聚单元图

受北部伊盟隆起的影响，晚石炭世太原期到二叠纪中晚期下石盒子期 ，形成上古生界山西组 、石盒子组
、石千峰组多期次、多条曲流河-三角洲砂体
，由北向南延伸远，厚度大 ，分布面积广 。

海相三角洲砂体：分布于太原组和山 2 段，石英砂岩发育
，以山 2 段砂体规模最大，呈带状分布 ，向南延伸
，累计厚度20～30m
。

湖泊相三角洲砂体：山 1 段湖泊相三角洲砂体以岩屑石英砂岩为主，砂体呈带状向南延伸 ，厚度15～20m
，主体带主要分布于盆地北部，北高南低与斜坡走向呈小角度相交 ，造成主砂体部分自南向北逐渐抬高
，这就形成了烃类由南向北运移的大载体，也是烃类储集的有利场所。

在储层发育的下石盒子组盒8 和山西组山2 、山 1 沉积时 ，从北部物源区沉积开始
，砂体向南西方向延伸，厚度变薄 ，宽度变窄，主河道东西方向呈透镜状 。多期次的沉积
，使得砂体在空间上相互叠置，构成复合连片分布
。在山西组
、下石盒子组砂岩等厚图上可以划分出几个砂岩发育条带 ，均为河道沉积多期叠加的结果。

古生界的砂体主要受三角洲体系中的分流河道沉积相带的控制
，以山西组山2 段为例，很好地展现了砂体的分布和厚度特征受山2 段底界岩相古地理环境的控制（图4-46） 。

图4-45 鄂尔多斯盆地上古生界气田与储层关系图

河流相砂体主要分布在石盒子组至石千峰组
。其中盒8 段—盒 6 段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主 ，石千峰组砂岩以长石砂岩为主
，各层段砂岩厚度 15～30m，砂体规模变化较大 ，成为气藏的主要储层。

这些条带状的砂体
，有的处于烃源岩之中（山西组），有的位于上方（下石盒子组） ，其东南部临近生烃中心
，气源充足，使山西组、石盒子组成为上古生界二套重要的含气层系 。

同时 ，古隆起斜坡部位为三角洲平原的水下部分，受动荡的水体淘洗使储层物性较均一
，成为优质储层，使山西组气藏主要分布于此 ，向南到三角洲前缘砂层厚度变薄
，物性不如前者
。

目前在山西组，石盒子组探明的天然气储量已占鄂尔多斯天然气探明储量的 70%以上。

图4-46 鄂尔多斯盆地上古生界山 2 段砂岩厚度图

a—山2段砂岩厚度等值线图；b—山2段底界岩相古地理图

（3）盆地中北部上古生界砂体为天然气运移的指向区

在华夏构造体系控制下 ，伊陕斜坡为一向西南方向倾斜的平缓斜坡
，在侏罗纪已具雏形，早白垩世东部强烈抬升 ，伊盟古隆起形成现今的构造面貌 。使盆地东北部成为流体运动时的低势区域。生气中心位于榆林至延安一线
，具有较高的流体势，东北部低流体势区成为上古生界天然气运移指向 ，对上古生界砂体聚集成藏起关键性的作用
，而盆地东及东北方上古生界天然气藏的形成是一聚气驱水的过程，具有深盆气水体封闭特征
。气源岩在中侏罗世晚期—早白垩纪末期进入最大生气高峰期 ，生成大量烃类气体，这些气体首先在源岩中的砂岩聚集
，随着气量增多，在压实和膨胀作用下产生压差驱动 ，进入相邻的主河道砂体中聚集
，并以南北向的砂岩体为输导体，再向北部高部位低流体势区运移聚集 ，形成多种类型气藏。

（4）广覆型生气及成藏

上古生界本溪-山西组煤系烃源岩
，分布面积大，生烃广泛 。生烃的范围大 ，占勘探面积的72%
。总生烃量大
，区内有东 、西两个相对的生气中心。近距离运聚成藏的结果，东部形成了大气田 。已发现的大型气田均分布在生气强度大的地区
。

西缘地区生气强度较小 ，由于在燕山期构造活动强烈
，区域断裂发育，天然气散失量较大 ，保存条件不佳。目前发现的小气藏均分布于乌达和韦洲两个小生气中心的周围 。伊盟北部和渭北隆起一直未能发现大型天然气田，远离生气中心是原因之一
。

纵向上
，太原、山西组气源层内部及其邻近石炭-二叠系储集层发育，成为天然气聚集的主要场所。钻井统计结果显示：本溪
、太原、山西组气源层内部砂岩气层 、含气层钻遇率最高
、其次为下石盒子组 ，上石盒子组和石千峰组最差 。

（5）高效储层是天然气富集高产的主要场所

鄂尔多斯盆地上古生界碎屑岩基本上是一套低孔、低渗致密性的储集层
，但在低孔 、低渗的背景上仍然有相对高孔
、高渗储集层的存在，统称为高效储层
。勘探实践证明 ，高效储层主要分布在苏里格庙、榆林和横山堡等地区的三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体沉积地区
，岩性以石英砂岩 、纯石英砂岩为主体，储层物性较好。为天然气富集提供了有利的储集空间 。

（6）斜坡背景上的鼻状构造与条带状的砂体良好的配置形成天然气的富集区

在榆林陕 118 井区为典型的箱状鼻状构造 ，其上是山 2 段地震预测砂体比较厚的地区（20～25m）
，计算储量的有效厚度大于 15m。最厚为 23.8m（陕 141 井），陕 205 井区砂岩厚度大于 15m
。长2 井和陕 9 井区块属于上述二者间的宽缓鼻子 ，砂体发育程度变化大
，长 2 井有效厚度 25m 以上，而陕 9 井只有 7.5m ，但二者产气量均大于 10×104m3/d。

榆林南陕217—209 区块山2 已成为开发区，开发效果很好
，砂岩有效厚度约 10m，也处在鼻状构造背景上 。

（7）区域斜坡为天然气保存创造了条件

盆地在早白垩世末期形成的东高西低的区域斜坡 ，其后构造断裂活动很弱
，为岩性圈闭中天然气的保存创造了条件
。

在盆地上古生界各层系的构造图上，在简单的斜坡上仅发育了一些局部的鼻状构造 ，尚未发现切割上古生界各层系砂岩体的断层
，从而减少了天然气向上沿断层运移扩散，因而有利于气藏的保存。从含气层位相对稳定上可证实这点 ，如苏里格气田主要为盒8 下局部山 1 含气
，其上无气藏 。榆林气田为山2 含气，盒8 等层位基本不含气 ，但是在盆地东部神木一带可能存在局部的小断层和裂缝
，天然气上窜到盒 6
、石千峰组等
。盆地北部由于晚期抬升保存条件较差。

东西方向上由于砂体多相变为河湾泥质沉积，砂岩尖灭或物性遮挡 ，从而阻止了天然气向东侧构造高部位的散失 。

4.2.2.3 成藏主控因素

盆地北部上古生界在华夏系和纬向构造体系联合控制下，天然气藏主要为水动力和岩性双因素控制的复合型的天然气藏
。

由水动力或与非渗透层联合封闭
，使无构造圈闭条件下不能形成圈闭的地方形成了聚集油气的圈闭，称为水动力圈闭 ，其商业性油气藏称为水动力油气藏。

该类油气藏形成于地层产状发生轻度变化的构造鼻、挠曲带 、单斜砂岩储层岩性不均一和厚度变化带及地层不整合附近 。

盆地北缘盒8
、山2 等大型天然气藏就属于这种圈闭
，其依据：

1）不同层系的河流-三角洲沉积的带状砂体控制天然气的聚集，其砂体中气-水分布倒置 ，北部物源方向构造位置高
，但水多气少，气层含水饱和度高（盟 4—盟 8—盟 5 以北） ，试气见水层井多
，出水井普遍
。

2）伊盟隆起低台阶为单斜（西倾）背景上发育鼻状构造及挠曲等，无完整构造圈闭 ，只能在与砂岩尖灭匹配后方可形成圈闭成藏（图4-47）。

3）不同层系的砂体（尤其是山 2、盒 8）发育致密储层为主
，非工业性储层占砂岩总厚度的73.3%（226 口井统计结果3720 层砂岩，干层 2727 层） ，有效储层约占 30%，纵 、横向上分布有较强的非均质性和局限性（据长庆油田） 。

4）气藏压力系统多变
，在不同层位和不同地区有较大差别，并非是统一压力系统 ，常见有低压、超低压和正常压力
，也见高异常压力，具有多变性。盆地中地层压力变化较大 ，如周边淡水属于正常压力系统
，盆地内各层位的气藏有着不同的压力系统，如苏里格盒 8
、山 1 为低压异常；榆林区山 2为正常压力局部低压
。神木石千峰气藏各含气点压力均不同 ，压力系数波动范围大
，从 1～0.3 不等。

图4-47 鄂尔多斯盆地上古生界圈闭条件图

5）上古生界烃源岩具有广覆型生气特点，盆地面积 25×104km2 ，烃源岩分布面积达 23×104km2
，生烃强度大于10×108m3/km2的范围占烃源岩面积的78.3%，占勘探总面积的72% ，总生烃量大 。但在广覆型生烃的基础上，盆地东、西各具有相对的生气中心
。烃源岩多期生烃
，至今仍有供气能力，这就是为什么北部天然气不断散失仍可成藏 ，并有较高产能的原因之一。

4.2.3 中生界成藏特征及分布

全盆地总体在华夏构造体系和新华夏系及“山
”字型东侧盾地控制下
，西缘“山”字型脊柱参与了控制作用 。鄂尔多斯盆地中生界已发现多个油气藏，并在安塞 、西峰
、姬原等地区发现几个亿吨储量区
。综合分析 ，认为鄂尔多斯盆地中生界油气成藏主要受三角洲前缘砂体、烃源岩 、区域背景下的低幅度构造及古构造等多种因素的控制。延长组油层分布面积大；含油层段多
，生储盖组合多；以低孔低渗为主
、岩性油藏为主、低压低产为主 。

因此，表现出中南部沉积相展布总体为NE 向 ，西缘中生界展布又受控于“山 ”字型脊柱构造
，其砂体走向近SN向至NNW向，盆地南缘受渭北隆起所阻拦
。

4.2.3.1 烃源岩控制了油田的分布

三叠系延长组发育半深湖—深湖相烃源岩 ，暗色泥岩厚 300～500m。有机质类型为腐殖—腐泥型
，有机质演化目前处于成熟阶段，早白垩世大量生烃 、排烃 ，油源十分充足 。

平面上，生油区范围内的砂体
，具有最先聚集石油的优势
。目前发现的志靖-安塞油田
、西峰油田、姬原油田以及外围地区。另外，延长组烃源岩于早白垩世大量排烃 ，在此期间及在此之后
，盆地南部的广大地区始终为一平缓的西倾单斜，陕北地区长期处于低势区及运移的主要方向 ，对石油聚集十分有利（图4-48） 。

同时
，纵向上油气的分布与烃源岩亦具有一定的关系。

4.2.3.2 三角洲前缘砂体是油气聚集的良好部位

鄂尔多斯盆地中生界延长组沉积时期，盆地主要发育了三大沉积体系 ，即西南部的辫状河三角洲沉积体系 、东北部的河流-三角洲沉积体系和西北部的辫状河三角洲沉积体系
。三角洲沉积体系的各个亚相
，由于其距离油源的远近不同，在捕获油气的优先程度上存在着明显的差异。在三角洲平原
、三角洲前缘、前三角洲等亚相中 ，三角洲前缘亚相具有砂体发育
，储集性能良好，距离油源近等特征 ，是油气聚集的最有利相带（图4-49） 。

图4-48 鄂尔多斯盆地中生界油田与烃源岩关系图

盆地东北部的延长组三角洲相砂体以长 10 、长 6、长3 期最为发育，厚度大
，范围广，以三角洲平原及前缘相砂体为主 ，单层厚20m上下
，平均孔隙度为 12%～15%，渗透率为（1～10）×10-3μm2 ，岩性以中细粒长石砂岩为主
，储集空间为原生粒间孔及次生溶蚀孔，有利于石油储集
。

志靖-安塞地区经过二十几年的勘探开发 ，发现了安塞
、志靖等 5 个油田
，为盆地石油资源最丰富的地区。另外，富县地区和旬邑-宜君地区油田亦属该沉积体系 。

盆地西南部的辫状河三角洲前缘砂体主要发育在下部长8 期至长 6 期 ，上部长2 期至长3 期砂体大面积缺失
。下部长8 期至长 6 期砂体分布于石沟驿一环县一庆阳—泾川及渭北地区
，单层厚 10～20m，平均孔隙度为 10%～12% ，渗透率为（0.2～5）×10-3μm2，对石油储集也很有利。在该三角洲沉积体系上
，发现了西峰油田以及镇泾的曙光油田 。

图4-49 鄂尔多斯盆地中生界油田与储层关系图

4.2.3.3 大型岩性圈闭是石油聚集的有利场所

盆地东北及西南发育两大三角洲沉积体系，主要有盐池三角洲、定边三角洲 、安边三角洲
、志靖—安塞三角洲、延安三角洲 、富县三角洲
、黄陵三角洲、西峰三角洲 ，呈裙带状沿湖盆周边分布
。砂体呈NE向带状或透镜状展布
，单个砂体长 50～80km，宽 10～30km ，面积 500～2000km2。与上倾方向及顶部的泥岩组合成大型岩性圈闭
，是石油聚集的良好场所（图4-50） 。

大型岩性圈闭是伊陕斜坡和渭北隆起北部最主要的勘探目标
。

图4-50 鄂尔多斯盆地延长组长8 、长9
、长10沉积相与油气分布

a—长8沉积相与油田分布；b—长9沉积相与油田分布；c—长10沉积相与油田分布

4.2.3.4 盆地西缘逆冲带油气聚集的主要部位

该油气聚集带主要表现为断层和背斜的控制，发育地区主要在盆地的西部边缘。西缘逆冲带 ，形成大量断层及背斜构造
，两者共生形成断背斜，油气富集 。如侏罗系构造 ，是一个断背斜
，其长轴走向NNE，延伸长约2.8km ，轴部被走向NNE的逆断层切割，对侏罗系油气藏的形成有决定性作用。

马家滩油田北侧的李庄子油田为一NW—SE向短轴背斜
，内部发育 4 条断层
。油藏严格受构造控制，背斜分为南北两个高点 ，北高点高
，油层分布在构造高部位，高部位油气明显富集且单井产量高 ，构造低部位单井产量低。同时
，断裂对油气的控制作用也比较明显，断裂附近单井产量较高 ，远离断裂
，产量逐渐降低 。

因此，盆地西缘以寻找构造圈闭为主
。

4.2.3.5 区域背景下的低幅度鼻褶构造

延长组地层在平缓西倾的大单斜背景上 ，由于岩性差异压实作用形成了一系列的低幅度鼻褶
，两翼近对称，倾角小于2° ，幅度一般 10～20m，不超过 30m
，闭合面积小于 10km2，上倾方向或由于剥蚀被上覆侏罗系泥岩遮挡 ，或由致密砂岩形成遮挡
，低部位及侧翼以泥岩形成封堵，岩性的遮挡作用与鼻褶的控制作用相配合而形成圈团。这类微构造平面分布规律性差 ，构造形态和相对幅度主要受砂体发育程度的控制 。在无明显的圈闭构造情况下
，差异压实鼻褶构造控制着油气相对富集的程度
。实际上，迄今为止在陕北地区找到的三叠系油气藏均处于这种低幅鼻褶之中。

陕北直罗油田主要目的层为长2 段 ，是一个相对幅度 15～20m 的微型鼻褶
，其上倾方向与下侏罗统富县组泥岩相接触形成封堵，侧翼相变为泥岩而形成圈闭 ，由于鼻褶的幅度小于油柱高度
，油水分异差，整个油藏均处油水过渡带 ，但不同的构造部位含油丰度有差异，高部位的原始含水饱和度相对较低
，一般在 50%～75%之间，而侧翼原始含水饱和度一般大于80% ，甚至超过 90% 。

图4-51 姬塬地区油气分布与低幅度鼻褶图

（据长庆油田）

在姬塬油田
，从长4+52顶面构造图上可以看出，目前所有已发现的长4+52油藏多处于构造高部位 ，即呈近EW向展布的鼻隆部位（图4-51
，图4-52）
。因此，姬塬地区长4+52油藏是在岩性圈闭背景上受构造控制的典型的构造-岩性油藏。在剖面上 ，沿构造线方向
，形成由东向西，构造一次抬高并在局部地区形成低幅度构造 ，在区域背景下形成不同的水下分流河道砂体储层聚集成藏 。垂直构造线方向
，形成多个隆坳相间的格局，在凸起部位形成油气的聚集
。

图4-52 姬塬地区平行构造线油藏剖面图

（据长庆油田）

该规律表现也比较明显。在川口油田 ，长62油藏顶界面局部发育低幅度鼻状隆起，构造幅度10～15m
，高点位于剖14井—曙开2 井区，钻探和测试成果显示 ，沿构造上倾方向及局部隆起部位油气富集程度逐渐提高
，饱和度增大 。富县探区中富18井区也为NW—SE向低幅度鼻状构造，是油气富集区。

因此 ，鄂尔多斯盆地南部延长组区域背景下的低幅度鼻状构造是油气聚集的有利部位
，是盆地南部、镇-泾 、富县地区油气勘探的重要目标之一（图4-53，图4-54）
。

图4-53 鄂尔多斯盆地镇-泾地区三叠系延长组长 9 段油田分布图

4.2.3.6 前侏罗纪古地貌控制油藏分布

延安组油藏主要分布在其下部的延 10 和延 9 油层组 ，二者储量约占侏罗系总储量的 90%以上
，而延 10 油层组下部底砾岩中的油气占侏罗系总储量的 50%左右。侏罗系泥岩及煤系研究表明，侏罗系暗色泥岩和煤层不具有大量生成石油的能力 。油源对比成果为上述认识提供了依据：侏罗系底部原油与延长组原油性质相近 ，均有低黏度
、低含硫
，比重、凝固点及含蜡量中等的特点
。碳同位素比值（C12/C13）相近，分别为 91.51 及 91.52 ，仅差 1‰。侏罗系原油普遍具有下富上贫，下轻上重
，向上氧化程度增强，比重增大 ，轻质馏分减少
，较下伏延长组原油性质更好的趋势 。这些特点说明其来源为下伏的延长组烃源岩
。

图4-54 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组（长 62 段）岩性油藏图

侏罗系沉积前，印支运动使盆地整体抬升 ，形成西南高
，东北低的平缓斜坡，延长组顶面遭受剥蚀 ，河流发育
，甘陕古河横贯盆地中部，呈EW向展布 ，宁陕 、蒙陕、庆西3 条二级古河近 SN 向展布
，在白豹一带汇入甘陕古河。这几条大河将盆地切割为姬塬
、演武、子午岭 、靖边四大高地 。古河谷两侧发育一系列次级河谷，呈树枝状分布 ，间距3～5 km形成沟谷纵横的古地貌景观，控制了侏罗纪早期沉积及延安组砂体展布
。

侏罗纪早期下切的古河道沟通油源
，为油气向延安组运移提供了通道。富县组和延 10 层是在古地貌基础上填平补齐式沉积，造成侏罗系底砂岩与长 1 至长3 地层的广泛接触 ，延长组生成的油气沿侵蚀面向河谷两侧的延安组砂体运移
，如遇圈闭就可聚集成藏 。古河道两岸的斜坡带处于沉积相带及石油运移的有利区域，因而也是石油聚集的最有利部位
。

侵蚀面上覆地层的局部构造面貌与侵蚀面起伏形态完全一致 ，主要分布于古河挟持的残丘阶地及汇水三角洲地区。这是一种以古地貌起伏为基础
，以上覆沉积差异压实为主导的差异压实构造，具有早期形成及继承性发展的特点 ，为石油运移的指向区 。其成因与侵蚀面起伏及河流砂体展布有关
，因而这种构造总是与侵蚀残丘及河流相砂体相伴随，并且成群成带分布。这些地区还处于油气运移的最有利区 ，因而形成广泛分布的压实构造油藏
。

勘探经验

一
、勘探现状

截至1999年底
，四川盆地经历了油气勘探46年的历程，累计完成二维地震200980.392km ，三维地震3125.819km2，累计完成井3769口（其中探井2940口）
，获工业气井1489口（其中探井1059口），工业油井509口（其中探井319口）。发现地面构造259个和潜伏构造428个；已钻探地面构造153个和潜伏构造224个 ，圈闭钻探率54.88%；钻探获油气的地面构造98个和潜伏构造167个
，圈闭钻探成功率70.29%；获气田97个和油田13个，发现含气构造60个和含油构造6个；获工业油气层19层 。截至1999年底（表10-1） ，获剩余预测储量2070.37×108m3
，剩余控制储量1238.19×108m3，累计探明天然气储量5787.07×108m3 ，三级储量合计9095.63×108m3
，天然气资源发现率12.66%，探明率8%
。

表10-1　四川盆地勘探成果表

（资料截至1999年底）

四川盆地勘探程度不均 ，总体达到中等程度。从钻井密度和圈闭钻探率两项主要指标衡量
，钻井密度最大的是川南地区，其次是川西南地区 ，而川东、川中 、川西北三个地区钻井密度都很低 。

四川盆地已发现地面背斜构造圈闭和潜伏构造圈闭钻探率均比较高
。截至1999年底，在已发现地面背斜构造圈闭259个
，已钻探153个，钻探率为59.34% ，其中川南地区和川西南地区分别高达75.47%和80.00%。川东地区相对较低
，潜伏构造428个，已钻224个 ，钻探率52% 。钻探率较低的地区是川中和川西北地区
，未钻探的潜伏构造多为埋藏深
、圈闭小、圈闭资源量少
。而非构造圈闭的勘探还刚开始，并且获得了一些好的成果。上述情况表明 ，四川盆地的待勘探领域是广阔的
，但是勘探的难度和风险将会越来越大 。

二 、勘探成果分析

1.气田个数多，大中型气田少；裂缝性气田储量小 ，层状孔隙型气田储量大

截至1999年底
，四川盆地共获气田97个，获得天然气探明地质储量5787.07×108m3
。以气田为单元计 ，其中气田探明地质储量大于300×108m3的大型气田5个（即卧龙河
、五百梯、沙坪场 、威远及磨溪气田），累计探明地质储量2149.67×108m3
，占全盆地探明地质储量的37.15%；探明地质储量介于（50～300）×108m3的中型气田22个，其探明地质储量合计2450.95×108m3 ，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的22.68%和42.35%；探明地质储量小于50×108m3的小型气田70个
，其探明地质储量合计1186.45×108m3，分别占四川盆地气田总数和总探明地质储量的72.17%和20.50%。从上述已探明气田储量分布情况可以看出 ，四川盆地目前天然气探明地质储量主要集中在少数大中型气田中
，这为气田的高效开发创造了很好的先决条件 。在已探明天然气地质储量中，裂缝性气田47个 ，累计探明储量为1440×108m3
，只占总探明储量的1/4。

上述勘探成果表明，今后一段时间内四川盆地天然气勘探仍以寻找层状孔隙型储层为特征的大中型气田为主要勘探方向
。

2.天然气资源大且分布不均 ，资源探明程度低

四川盆地油气资源主要分布在震旦系到侏罗系8个层系（Z
、 —O、C 、P1、P2
、T1—2、T3 、J）。根据第二轮油气资源评价结果
，总资源量为83.203×108t（油当量），其中天然气资源量为71851×108m3 ，占总资源量的86%，石油资源量为11.351×108t
，占总资源量的14% 。可见，四川盆地天然气资源占主导地位
。

油气资源分布不均 ，天然气在上述8个层系中均有分布
，但石油只分布在侏罗系。从层系上看，天然气资源主要分布在下古生界（包括震旦系）
、C以及T3 ，分别占总资源量的29.8%、18.8% 、15.9% 。从地区上看
，川东地区油气资源最丰富，占全盆地总资源量的34%；其次是川中占24%；再其次川北占14%
。再从不同地区不同层系资源分布看 ，川东地区石炭系资源占主导地位
，其次是下古生界和三叠系，川南
、川西南均以下古生界和三叠系占主导地位 ，川中以侏罗系石油和上三叠统天然气为主；川西主要以上三叠统天然气为主
，川北主要以三叠系和侏罗系为主。

油气分布格局与盆地的形成、演变分不开，盆地演化的有序性决定了盆地油气资源分布的有序性 。早古生代四川盆地作为上扬子克拉通的组成部分 ，大面积分布巨厚的烃源岩形成了丰富的油气资源
。就川东地区而言，巨厚的志留系烃源岩为石炭系天然气成藏提供了资源保障
，上三叠统坳陷生烃中心和沉降中心相吻合，主要分布在川西坳陷带。侏罗系湖盆区主要分布川中 ，适中的有机质热演化使得川中石油资源丰富 。

值得说明的是油气资源评价结果受当时的勘探程度 、地质认识限制
。随着勘探程度和地质认识的提高
，早期油气资源评价结果可能与勘探成果不匹配，甚至出现矛盾。因此 ，油气资源的评价必须以动态的观点来看待 。“八五
”以来的勘探实践
，尤其是“九五”以来的勘探证实，四川盆地油气资源预测与勘探实践结果相佐 ，表现在以下几方面。①资源量巨大
，探明程度很低
。如下古生界（包括震旦系）资源量巨大，占全盆地总资源量近1/3 ，但截至到目前下古生界勘探只发现了威远气田以及一些含气构造
，资源探明率很低，小于2%。另外 ，川西的上三叠统探明率也不到5% 。②资源量过低，已发现的圈闭资源量
、储量超过资源量
。如川西侏罗系在二轮资源计算石油资源量折算成天然气资源仅有11.4×108m3
，目前已探明三级储量远大于资源量。川东的下三叠统飞仙关组预测鲕滩圈闭资源量已近7000×108m3，也远大于资源量 。因此有必要对四川盆地油气资源量进行重新计算
。

目前 ，四川盆地在六个层系获得天然气探明地质储量（见表10-2）
，从新到老分别为侏罗系、三叠系 、二叠系
、石炭系、奥陶系及震旦系。天然气探明地质储量主要集中在石炭系 、三叠系和二叠系气藏中，三层探明地质储量合计达5352.99×108m3 ，占整个四川盆地探明地质储量的92.50%
，剩余可采储量合计为2226.55×108m3，占整个四川盆地探明剩余可采储量的99.34% ，其中石炭系（全部分布在川东地区）天然气探明地质储量及剩余可采储量分别为2639.60×108m3和1486.68×108m3
，分别占四川盆地天然气探明地质储量及剩余可采储量的45.61%和66.33% 。因此，石炭系、三叠系
、二叠系气藏 ，特别是石炭系气藏还有很大的开采潜力
。

表10-2　四川盆地各层系天然气探明地质储量统计表

（资料截至1999年底）

从地区来看（见表10-3）
，目前四川盆地天然气探明地质储量主要分布在川东地区，探明地质储量达3511.72×108m3 ，占整个四川盆地探明地质储量的60.68%，探明可采储量为2582.86×108m3
，占整个四川盆地探明可采储量的63.67%，其次为川西南、川南地区 ，而川西北 、川中地区天然气探明地质储量及可采储量较少
，均不到500×108m3。

表10-3　四川盆地各地区天然气探明地质储量统计表

3.天然气勘探实现了两个大的转折

（1）1977年发现相国寺石炭系孔隙性气藏，是四川盆地勘探发生重大转变时期 ，首先是以勘探裂缝性气藏为主
，转变到以勘探孔隙性气藏为主；在勘探指导思想和决策方面，明确提出以孔隙性储层为对象 ，以大中型气田为目标
，大力甩开勘探，争取较大的新发现；在勘探技术方面 ，由模拟地震发展到数字地震
，形成了高陡复杂构造处理解释技术
、储层横向预测技术、侧钻中靶技术等 。由于指导思想 、决策正确和技术进步，取得了重大的勘探成果 ，获得了五百梯
、沙坪场、大池干井 、高峰场等一批大中型气田，实现了四川盆地储量高速增长
，累计获石炭系天然气探明地质储量为2639.6×108m3
。

（2）“九五 ”期间川东北部三叠系飞仙关组鲕滩勘探的突破以及川西地区侏罗系次生气藏勘探的突破，实现了川东石炭系的接替以及勘探领域由川东向川北
、川西北的转变 ，勘探层系由石炭系向二叠系、中生界的转变。

位于开江－梁平海槽区南侧已发现有铁山南 、双家坝飞仙关组鲕滩气藏
，在海槽北侧地区有“九五
”期间发现的飞仙关组鲕滩气藏，即渡口河
、罗家寨构造带和铁山坡等 ，这一发现是继川东石炭系发现之后的又一重大发现 。现已发现铁山、渡口河 、铁山坡等飞仙关组鲕滩气藏10个
，获探明地质储量为319.69×108m3、控制储量为35.19×108m3，预测储量为365.54×108m3 ，三级储量合计为720.42×108m3（不含高桥
、罗家寨储量）
，在川东地区排名第二，勘探成效十分显著。在海槽北侧地区即渡口河—五宝场地区预测飞仙关组鲕滩圈闭22个 ，面积达795.81km2
，圈闭资源量达6764×108m3
。飞仙关组鲕滩为岩性－构造复合圈闭气藏，储层主要为溶孔鲕粒云岩、溶孔云岩和溶孔鲕粒灰岩。

川西白马—松华地区地震勘探始于1967年 ，先后在该区共作6轮地震工作（线距0.7～1.2km）及油气综合化探 。钻探始于1995年，于1995年7月在白马庙潜伏构造钻探的白马1井
，在侏罗系蓬莱镇组获工业气流，从而揭开了该区浅层侏罗系天然气勘探的序幕
。到2000年3月底为止 ，以蓬莱镇组为目的层已钻探46口
，测试获工业气井25口，钻探成功率为54.35% ，获天然气控制储量为391.76×108m3。此外
，在川西地区的观音寺 、三皇庙
、苏码头等构造也发现了侏罗系浅层气藏 。

4.3.4.1 理论创新是实现重大发现的基础

塔河油田勘探的不断发展依赖于正确的理论指导
。勘探对象的变化，迫切需要新的理论。在塔河油田长期的攻关研究、勘探实践与油气发现过程中 ，逐步建立起有中国特色的塔里木盆地古生界碳酸盐岩海相油气地质理论
，丰富和完善了碳酸盐岩成油理论 、碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏成藏理论
、叠合盆地多期成藏理论及复式油气藏成藏理论 。

（1）丰富和完善了碳酸盐岩成油理论

其核心内容为：①古岩溶储集体提供了有利储集空间；②古隆起及古斜坡控制油气运移、聚集与成藏；③非构造圈闭为主要的圈闭类型；④长期的低地温背景是长期生烃 、多期成藏的重要条件；⑤成藏封闭系统的演化控制了成藏聚集特征
。不仅对塔里木盆地油气勘探具有重要的指导意义，对我国广大的古生界海相碳酸盐岩沉积区的油气勘探也具有借鉴意义。

（2）初步创立了碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏成藏理论

碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏是受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制
、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏 ，具有独立的油气水系统和不规则的形态 。单个油气藏（缝洞单元）在空间上以不同方式叠加
，形成叠合连片含油、不均匀富集的特征
。

塔河地区奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏埋藏深度大，储层非均质性极强 ，油气藏特征 、形成机理和控制因素复杂，对这种复杂油气藏的勘探是一个世界性的难题
，需要全新的理论
、研究思路和勘探方法支持。

（3）丰富了叠合盆地多期成藏理论

多期构造运动、多期油气成藏是塔里木盆地的重要特征 。塔河油田紧邻阿-满生油坳陷，是一个由奥陶系裂缝-溶蚀孔洞型储集体 、志留系砂岩、泥盆系东河塘组砂岩
、石炭系巴楚组底部砂泥岩互层段致密砂岩储层及石炭系卡拉沙依组、中二叠统火山岩 、三叠系砂岩储层组成的多层系
、多领域含油的典型复式油气藏。在叠合盆地成藏理论的指导下 ，西北分公司“十五”以来勘探工作突飞猛进
，在多个新领域获得突破与发现，进一步拓展了塔河油田纵横向油气勘探空间 ，形成了多层系、多领域含油的立体勘探格局
，表明塔河油田立体勘探具有巨大的潜力，提出了立体勘探 、整体评价塔河油田的勘探思路
。

1）塔里木盆地是一个由古生代克拉通盆地与中新生代前陆盆地叠合而成的大型叠合盆地。在长期的发展演化过程中 ，具有多期成盆
、多期成烃、多期成藏 、多期调整和多期破坏的特征 。通过深入的勘探实践和研究
，丰富了叠合盆地多期成藏理论体系
。

●指出环古生代大型克拉通生油坳陷的古隆起
、古斜坡是油气聚集成藏的有利部位。巨厚的古生界烃源岩、长期生烃是多期成藏的资源基础 。不整合面上下均分布有众多类型的圈闭
。古生界非构造圈闭是大型油气田的主要圈闭类型。多期构造运动引起的抬升与溶蚀形成的岩溶缝洞是最有利的储集空间 。

●对于古生代克拉通盆地基础上叠合的中新生代前陆沉积，其勘探方向应是以早期油气藏后期调整形成的次生油气藏和后期陆相烃源形成的油气藏为主 ，圈闭类型以与挤压构造应力环境形成构造型圈闭为主
。

●多期构造运动引起的抬升与剥蚀形成的构造面及断裂是不同时代 、不同部位和不同类型生储油岩系相互联系的有利通道。靠近大型断裂
、大型不整合面是寻找大型油气田的有利部位 。

在叠合盆地多期成藏理论的指导下
，中国石化西北分公司形成了“逼近主力烃源岩，以大型古隆起、古斜坡为勘探目标 ，靠近大型断裂 、大型不整合面寻找大型油气田 ”的勘探思路，一举发现和探明了塔河油田
。同时
，在库车前陆盆地南缘斜坡发现和落实了一批圈闭和圈闭线索，坚定了中国石化在前陆盆地前缘天然气勘探的信心 ，对我国“稳定东部、发展西部”资源战略的实现具有重大意义。

2）在上述理论创立过程中
，实现了4个创新，带来了油气勘探实践的4个跨越 。

●系统研究了阿克库勒凸起的形成过程和动力学机制 ，确定了古岩溶发育的主要期次和规模
，建立了岩溶发育的模式，查明了古岩溶储集体的发育与分布规律 ，实现了勘探部署由“单一缝洞储集体
”到“整体评价和有规律整带部署”的跨越。

●系统研究了油气成藏的动态过程
，建立了碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的成藏模式，高效地指导了该类型油藏的勘探部署 ，实现了碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏勘探部署由“全面开花 ”到“整体控制
，先轻后重
”的跨越，产生更大的经济效益
。

●深入研究了奥陶系地层沉积特征和古岩溶储层的形成机理 ，新发现了塔河油田南部广泛发育的奥陶系一间房组生物滩相裂缝-孔隙型储层和上奥陶统良里塔格组裂缝-孔洞型储层，增加塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏的勘探领域与层位
，实现了岩溶缝洞型油藏勘探由“单一风化壳找油”到“多层位立体勘探 ”的跨越。

●形成了一套适合于塔北碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏勘探的方法技术系列，实现了奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏勘探由“残丘高点找油
”到“整体评价
、全面部署”的跨越 。

地质理论的突破 ，必然带来油气储量和产量增长的高峰
。在奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏成藏理论的指导下
，塔河油田勘探井成功率达到60%以上，达到世界同类型油藏勘探的领先水平。塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油藏含油气面积由“九五 ”末期的630km2扩大到2840km2 ，共提交探明储量7.0586×108t油当量
，三级储量合计14.6884×108t油当量，基本探明了塔河特大型油气田 ，取得了显著的经济效益和社会效益 。

同时
，该理论对塔里木盆地雅克拉、沙西 、巴楚
、塔中等地区奥陶系碳酸盐岩油气勘探具有重要的指导作用；并且对国内外类似含油气盆地的勘探也有重要参考价值
。碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏成藏理论的创立，是我国油气勘探里程中的又一次重大突破。

4.3.4.2 勘探技术进步是油气突破和跨越发展的重要保障

油气勘探是一个需要多兵种、多学科联合作战的行业 。塔河地区1995年以前就已经在奥陶系碳酸盐岩发现油气 ，并且获不稳定的油气流
，但由于勘探技术与勘探对象不适应，未形成规模 ，亦未进行全面评价 、开发
。随着“八五
”
、“九五”、“十五 ”以来，塔里木盆地油气勘探科技攻关的加强
，勘探评价预测技术的综合配套和集成，强化和提升了复杂目标的勘探本领 ，从而在取得重大油气突破的同时
，也形成了一套适合于塔北碳酸盐岩古岩溶缝洞型油藏勘探的方法技术系列，取得了很好的应用效果和显著的经济效益。

4.3.4.3 转变思路 、不断开拓油气勘探新地区
、新领域是实现持续发展的基础

对于一个老的、勘探程度较高的层系或地区 ，当应用新的思路和技术去做工作时
，往往也能获得较大的突破 。所以，我们在工作中应经常转换思路和思考角度 ，尽力摆脱僵化的思维模式
。

“十五
”初期
，塔河油田主体区——海西早期岩溶发育区已基本探明，勘探工作面临着向何处去的抉择 ，在此情况
，西北分公司的勘探工作者转变思路，在充分的研究和论证基础上 ，提出针对加里东中期岩溶发育区开展勘探的思路，大胆向塔河油田外围甩开部署
，相继发现和探明了8 、9
、10、11区奥陶系油气藏，取得丰硕的成果 ，为塔河油田进一步的发展奠定了基础。

对于塔河油田碎屑岩勘探
，早期在三叠系发现和探明的一批油气田藏均以背斜型常规油藏为主 。2004年，通过加强综合研究和技术攻关 ，在碎屑岩领域确定了一大批非背斜
，使我们认识到非背斜是重要的勘探领域，在塔河油田西南部针对奥陶系同时兼顾石炭系岩性-构造复合型圈闭部署S112-2井 、在志留系岩性-构造复合型圈闭获得高产工业油气流。2005年以来 ，针对塔河油田东南部三叠系受岩性上倾尖灭非背斜圈闭部署的THN1井和受岩性上倾尖灭+断裂控制的非背斜圈闭部署AT2井
，测试获工业油流，开拓了塔河南三叠系辫状三角洲河道、河口坝油气勘探的新领域 ，2005年已提交控制储量1318×104t油当量
。非背斜领域的突破
，发现了新的圈闭类型，开拓了新的勘探领域 ，进一步说明塔河油田碎屑岩勘探领域具有较好的勘探前景。同时启发我们，对于天山南地区也应注意对非背斜圈闭的勘探工作 。

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