鄂尔多斯盆地西缘南段古生界油藏地质特征及其构造演化与成藏耦合关系

Geological Characteristics and Their Coupling Relationship between Structural Evolution and Reservoir Formation of Paleozoic Oil Reservoirs in the Southern Section of the Western Edge of the Ordos Basin

摘要

基于鄂尔多斯盆地西缘冲断带南段古生界油藏勘探取得的地质、地震和分析化验资料，以2022年发现的首口古生界工业油流井YT3井为依据，结合乌拉力克组、羊虎沟组两套含油层系构造‒沉积背景，开展油源对比，定量恢复构造演化过程，系统分析古生界油藏成因与成藏‒构造耦合关系，构建非常规油藏成藏模式，预测评价勘探有利区.结果表明：（1）下古生界乌拉力克组原油是“单源”的，来自于同层位的泥质烃源岩，上古生界羊虎沟组油砂是“双源”的，为乌拉力克组泥质烃源岩和羊虎沟组煤系烃源岩共同贡献，两套烃源岩均具有生油能力，相比之下乌拉力克组烃源岩生油潜力较大；（2）构造平衡剖面法定量恢复揭示，“海西‒印支期差异沉降作用”是导致银洞子、沙井子冲断席乌拉力克组烃源岩“西高东低”成熟度差异以及油气相态有所不同的根本原因；（3）源储配置构建非常规油藏“双源双储”立体成藏模式，乌拉力克组发育“自生自储式”油藏，羊虎沟组发育“下生上储式”+“源内”油藏；（4）地质‒地震多属性融合预测区内乌拉力克组泥页岩有利勘探面积400 km²、羊虎沟组有利勘探面积300 km²，体积法估算西缘南段上、下古生界油藏总资源潜力1.0×10⁸ t，是古生界油藏勘探的现实目标接替区.

Abstract

Based on the geological, seismic, and analytical data obtained from the exploration of Paleozoic oil reservoirs in the southern section of the western margin thrust belt in the Ordos basin and based on the first Paleozoic industrial oil flow Well YT3 discovered in 2022, combined with the tectonic sedimentary background of the Wulalike Formation and Yanghugou Formation oil-bearing series, this study conducts a comparison of Paleozoic oil sources, quantitatively restores the structural evolution process, systematically analyzes the genesis and reservoir-structure coupling relationship of Paleozoic oil reservoirs, constructs unconventional oil reservoir accumulation models, predicts and evaluates favorable exploration areas.The study shows follows. (1) The crude oil of the Lower Paleozoic Wulalike Formation is “single source” from the same layer of mudstone source rocks, and the oil sand of the Upper Paleozoic Yanghugou Formation is “dual source”, contributing to the joint contribution of the Wulalike Formation mudstone source rocks and the Yanghugou Formation coal⁃bearing source rocks. Both sets of source rocks have the ability to generate oil, and in comparison, the Wulalike Formation source rocks have a greater potential for oil generation. (2) The construction quantitative restoration of the balanced profile method reveals that the differential settlement effect during the Hercynian-Indosinian period is the fundamental reason for the differences in maturity of the source rocks of the Wulalike Formation in the Yindongzi and Shajingzi thrust faults, which is high in the west and low in the east, as well as the differences in oil and gas phases. (3) A “dual source and dual storage” stereoscopic reservoir formation model of unconventional oil reservoirs is constructed through the study of source and reservoir configuration relationship. The Wulalike Formation has developed “self generating and self storing” oil reservoirs, while the Yanghugou Formation has developed “bottom generating and upper storing” and “source in” oil reservoirs. (4) The geological seismic multi-attribute fusion prediction area has a favorable exploration area of 400 km² for the Wulalike Formation shale and 300 km² for the Yanghugou Formation.The volume method estimates the total resource potential of the Upper and Lower Paleozoic oil reservoirs in the southern section of the western margin to be 1.0×10⁸ t, which is a realistic target replacement area for Paleozoic reservoir exploration.

Graphical abstract

关键词

鄂尔多斯盆地 / 古生界油藏 / 乌拉力克组原油 / 羊虎沟组油砂 / 定量构造演化 / 双源双储 / 构造地质 / 油气地质.

Key words

Ordos basin / Paleozoic oil reservoirs / Wulalike Formation crude oil / Yanghugou Formation oil sand / quantitative structural evolution / dual source and dual storage / tectonics / petroleum geology

0 引言

面对中国油气资源日益增长的需求和勘探开发长期稳产的压力，以及油气勘探从常规向非常规扩展的形势（邹才能等，2015，2018；杨智和邹才能，2019，2022），非常规油气的重要性日益凸显（贾承造等，2012；杨智等，2015；邹才能等，2023）.鄂尔多斯盆地作为我国第二大含油气盆地，蕴藏着丰富的油气资源（刘池洋等，2021），是目前中国最大的油气生产基地，勘探开发对象主要以非常规型的低渗透‒致密油气为主（牛小兵等，2013）.鄂尔多斯盆地已发现的油气资源中，天然气集中分布在上、下古生界，而原油主要分布在中生界三叠系和侏罗系中（杨华等，2016a， 2016b），且原油成因均为陆相原油，在海相页岩油领域迟迟未有勘探进展.西缘冲断带由于构造类型多样、油气成藏条件复杂（魏嘉怡等，2023），长期以来成为油气勘探和地质研究的焦点地区.西缘冲断带既是鄂尔多斯盆地最先取得油气勘探突破的地区，也是储量接替的重点探区（刘友民和孔志平，1984），对鄂尔多斯盆地下一步油气勘探及增储上产具有至关重要的战略价值.

近年来，中国石油长庆油田公司积极推进鄂尔多斯盆地西缘复杂构造区油气勘探，在古生界多领域持续攻坚，其中在鄂尔多斯盆地西缘冲断带南段取得了重大进展.2022年，盆地西缘冲断带南段实施的YT3井在乌拉力克组首次钻遇古生界油藏（席胜利等，2023），试油获5.3 t/d工业油流，并在羊虎沟组钻遇油斑砂岩，成为鄂尔多斯盆地乃至中国华北古陆首口古生界产油井，丰富了油藏类型，开拓了页岩油勘探新层系.2023年，为了落实西缘南段古生界油藏规模，巩固YT3井勘探成效、向南甩开勘探部署的YT6井在乌拉力克组获油1.0 t/d，在羊虎沟组钻遇油迹、油斑砂岩共11 m，再次证实盆地西缘南段是上、下古生界油藏叠合发育的重要区带，勘探意义重大.

鄂尔多斯盆地西缘南段古生界油藏作为一个勘探新领域，存在着冲断席内构造复杂、前期地震资料品质差、研究程度低等制约勘探的关键问题，具体表现在：原油来源不详、不同冲断席油气成因差异不清、原油有机地化特征与成藏机理不明等.本文基于岩心、录井、测井、试气、分析化验资料和近几年新采集的三维地震资料，通过定性、定量多方法油源对比明确原油来源，利用平衡剖面演化手段首次定量恢复西缘南段构造演化过程，明确银洞子、沙井子冲断席乌拉力克组烃源岩“西高东低”成熟度差异，系统分析古生界油藏成因与成藏耦合机理，源储配置构建非常规油藏成藏模式，并预测古生界油藏勘探潜力及有利勘探区带，以期为进一步扩大盆地西缘古生界油藏勘探范围、评价资源前景提供指导，同时也可对华北古陆类似海相页岩油区的勘探开发提供借鉴.

1 工区古生界油藏基本特征

1.1　含油层系构造‒沉积背景

西缘冲断带属于鄂尔多斯盆地二级构造单元（杨华等，2011）（图1a），南北延伸近600 km，东西宽为100~160 km.向东紧邻天环坳陷，向北没入河套地堑，向南与渭河地堑相邻，向西大体以贺兰山、六盘山为界，其构造‒沉积演化受多期次拉张、闭合的秦‒祁褶皱带、贺兰褶皱带以及兴蒙海槽和鄂尔多斯地块的共同影响（包洪平等，2018），地质面貌极为复杂（赵红格等，2006）.研究工区隶属盆地西缘冲断带南段，自西向东发育青铜峡‒固原、韦州‒安国、青龙山‒平凉、惠安堡‒沙井子4条西倾东冲的主干冲断层（图1b）.其中YT1井位于韦州‒安国断裂和青龙山‒平凉断裂夹持的银洞子冲断席上，YT2、YT3、YT6井位于青龙山‒平凉断裂和惠安堡‒沙井子断裂夹持的沙井子冲断席上.钻井揭示盆地西缘南段乌拉力克组现今的地层厚度为10~150 m，局部因受断裂影响而重复，厚度可达365 m（图1b）.地层厚度整体呈“西厚东薄、北厚南薄”的特征.

本次研究工区西缘冲断带南段发育上、下古生界两套生储盖组合（图1c），源储配置关系良好，其中下古生界乌拉力克组、上古生界羊虎沟组是油气勘探的主力层系.古生代贺兰裂陷槽多次开裂闭合，在裂陷槽发展期间，盆地西缘处于伸展环境，地表迅速沉降，与盆地内部相比表现为明显的负地形，总体沿近南北方向呈条带状展布，为古生界烃源岩的发育创造了良好的构造条件.鄂尔多斯盆地西缘在早古生代属于祁连海沉积体系，乌拉力克期盆地西缘则发生断陷并持续接受沉积，其水体自东向西逐渐加深（马占荣等，2013），发育一套以斜坡‒广海陆棚相为主的海相地层，缺氧、还原的沉积环境利于烃源岩形成.乌拉力克组岩性以深灰、灰黑色泥页岩、灰质泥岩夹褐灰色含泥灰岩为主（图1c），灰黑色泥页岩是古生界油藏最主要的生油层，其上覆的厚层拉什仲组常作为盖层.钻探表明银洞子冲断席乌拉力克组以生气为主，沙井子冲断席乌拉力克组以生油为主.羊虎沟期沉积水体较浅，主要发育海陆交互相沉积，以潮坪‒泻湖和障壁岛相为主.岩性以深灰色、灰黑色泥岩和灰色砂岩互层为主（图1c），夹黑色煤层，其中暗色泥岩与煤层为主要烃源岩层，分布于沙井子冲断席上，灰色砂岩主要作为储层，YT2、YT3、YT6井均钻遇羊虎沟组含油砂岩层.

1.2　古生界油藏特征

原油的物理性质，包括密度、粘度、凝固点等，是其原始化学成分和经历一系列地质作用等后生改造之后的综合反应（苏鹏等，2023）.盆地西缘南段乌拉力克组原油密度为0.80~0.82 g/cm³，粘度为2.65~3.76 mm²/s，凝固点为3.20~11.00 t/℃，与鄂尔多斯盆地中生界延长组原油物性特征相比均明显偏低，具有低密度、低粘度、低凝固点的特点，属于轻质油.

正构烷烃参数是评价原油成熟度的常用手段.盆地西缘南段乌拉力克组原油的正构烷烃分布平稳，已基本没有奇偶优势，碳优势指数（CPI）为1.07~1.13，奇偶优势比（OEP）为1.01~1.09，二者均接近于1，反映古生界原油的演化程度高，属于成熟原油.前人研究证实，甾烷异构化参数C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）、C₂₉甾烷20S/（20S+20R）也可以有效反映原油成熟度（Volkman et al.， 1999；Peters et al.， 2005；Kodner et al.， 2008），它们随成熟度的增加，异构化程度明显，比值逐渐增大.通常认为C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）和C₂₉甾烷20S/（20S+20R）指标小于0.25为未成熟原油，0.25~0.40为低成熟原油，大于0.40为成熟原油.鄂尔多斯盆地西缘南段古生界乌拉力克组原油的C₂₉甾烷ββ/（αα+ββ）指标为0.43~0.64，C₂₉甾烷20S/（20S+20R）指标为0.40~0.59，指示其为成熟原油.

1.3　油源对比结果

针对该区乌拉力克组海相沉积和羊虎沟组海陆过渡相沉积特征，重点采用Ts、Tm生标交会图、C₂₇⁃C₂₈⁃C₂₉规则甾烷三角图定性对比方法与成熟度指数、聚类多元统计定量方法开展油‒油对比和油‒源对比，取得了客观合理的认识.

1.3.1　定性生标参数对比

Ts/Tm生标图上显示鄂尔多斯盆地西缘南段乌拉力克组原油与乌拉力克组泥岩对比关系较好（图2a），羊虎沟组油砂大部分和乌拉力克组泥岩对比关系好，少部分和羊虎沟组煤系烃源岩对比关系好.C₂₇⁃C₂₈⁃C₂₉规则甾烷三角图（图2b）同样显示乌拉力克组原油与乌拉力克组泥岩具有良好的对应性，大都处于VII区，反映了母质来源以海相浮游植物为主.羊虎沟组油砂样品落在III区，反应油砂中的油属于混合来源.考虑到常规定性油源对比时采用的生标化合物比较单一，得出的结果会有局限性，因此本文又采用两种多元统计方法进行定量油源对比.

1.3.2　定量多元统计分析

成熟度指数（MI）与实测镜质体反射率Ro具有很好的相关性，这一综合指标已经在鄂尔多斯盆地延长组获得了理想的应用效果（图3a），两者相关系数R²高达0.95.根据大量生物标志化合物参数敏感性，利用大数据处理拟合出来的归一化后的成熟度指数运算公式为MI=0.22×C₃₀*/C₃₀ αβ+0.22×C₃₀*/C₂₉Ts+0.23×Ts/C₃₀ αβ+0.21×Ts/（Ts+Tm）-0.19×C₃₁ αβ 22S/（22S+22R）+0.19×C₂₉20S/（20R+20S）.利用上述公式对盆地西缘南段乌拉力克组原油、羊虎沟组油砂及潜在烃源岩的成熟度指数进行计算，由各样品成熟度指数直方图可以看出（图3b），乌拉力克组原油成熟度指数与乌拉力克组泥岩成熟度指数相似程度高，羊虎沟组油砂样品成熟度指数处在乌拉力克组泥岩与羊虎沟组煤/泥岩这两套烃源岩成熟度之间，但更倾向于乌拉力克组烃源岩特征.这一结果表明乌拉力克组原油是单源的，而羊虎沟组油砂可能为羊虎沟组煤系烃源岩和乌拉力克组泥岩共同贡献，具有双源特征.

谱系聚类多元统计法是将全体数据样品经过组织形成一些相似组，这些相似组便被称作聚类（苏鹏等，2023）.处于相同聚类中的数据样品具备一定的相似性，处于不同聚类中的数据样品则具备一定的差异性.所得的谱系图能够直观反映聚类情况，谱系图的横坐标称为平方欧式距离，平方欧式距离数值大小反映各数据样品间的相似性和亲缘性，可有效判识油源，而且可以处理大量样品又能清楚界定其相关性，操作、实用性强.

本次研究采用多元统计学的思路使用SPSS软件开展原油生物标志物参数的聚类分析（杨帆等，2020；王元杰等，2021），研究中参与聚类分析的参数包括可以判识沉积环境、指示母质物源、揭示成熟度、分析原油运移和指示生物降解程度等各方面的生标参数30个（图4a）.选用乌拉力克组的4个原油样品和2个烃源岩样品、羊虎沟组的4个含油砂岩样品和8个烃源岩样品，另考虑到工区目标层位与延长组原油是否有潜在联系，本次研究也导入了工区邻近的环县区块L33、B45井长8油层组的含油砂岩样品，综上共计使用20个样品作为聚类分析的样本.从谱系聚类所得结果来看（图4b），乌拉力克组原油与乌拉力克组泥岩样品亲缘性最好.羊虎沟组含油砂岩样品呈现过渡特征，从平方欧式距离看，它与乌拉力克组泥岩和羊虎沟组煤系烃源岩都具备一定亲缘性，但与乌拉力克组泥岩亲缘性更近一些.延长组样品完全独立于乌拉力克组、羊虎沟组样品之外，表明它们与本工区样品无亲缘关系.综上而言，乌拉力克组原油是单源的，就是来自于同层位的乌拉力克组烃源岩，而羊虎沟组油砂是双源的，大部分来自乌拉力克组烃源岩，小部分来自自身源内煤系烃源岩，属于两套烃源岩的混合产物.

1.4　烃源岩特征

前文油源对比结果表明，乌拉力克组原油是单源的，羊虎沟组油砂是双源的，因此鄂尔多斯盆地西缘冲断带南段银洞子地区古生界油藏源自两套烃源岩，一套是下古生界奥陶系乌拉力克组海相泥页岩，一套是上古生界石炭系羊虎沟组海陆过渡相煤系烃源岩，上、下古生界两套优质烃源岩均具备规模生油能力.

1.4.1　乌拉力克组发育低丰度腐泥型海相泥页岩，热演化程度高，生油潜力大

中晚奥陶世乌拉力克组海相烃源岩是鄂尔多斯盆地西缘南段银洞子地区古生界油藏的主要烃源岩，烃源岩岩性以深灰色、灰黑色泥页岩为主，富含笔石，单井累计厚度大（20~ 40 m），生烃条件优越.泥页岩TOC主要分布于0.14%~1.24%，平均值为0.82%，生烃潜量S₁+S₂整体较低，为0.04~2.93 mg/g（表1），属“低丰度”的新型海相页岩.这套泥页岩虽然有机质丰度低，但实际勘探证实了它可以生烃，是一套有效的海相烃源岩.

分析测试资料表明，乌拉力克组泥页岩干酪根组分以腐泥组为主，含量为85.75%~96.31%，平均高达91.73%.泥页岩氯仿沥青“A”族组成中，饱和烃占比很大（57.46%~75.37%），指示腐泥型生油母质.T_max⁃降解率图揭示乌拉力克组烃源岩有机质类型主要为Ⅰ⁃Ⅱ₁型干酪根（图5a），以生油为主，生油母质主要为藻类等低等生物，高等植物未出现，具有典型的海相烃源岩特征.有机岩石学观察见到藻类发荧光，表明干酪根品质好，可以为油藏成藏提供丰富的物质来源.

乌拉力克组烃源岩Ro介于0.92%~1.15%，平均值为1.02%，表明烃源岩处于中等成熟阶段，以生油为主.有机质热演化程度整体较高，T_max值主要区间为440~470 ℃，指示其处于成熟‒高成熟的生油高峰期（图5b），可生成大量轻质油.研究中选取乌拉力克组2块泥岩样品开展热模拟实验，实验结果计算出乌拉力克组海相烃源岩累计产油率为130~150 kg/t·TOC（席胜利等，2023），生油潜力大.

1.4.2　羊虎沟组发育腐殖腐泥型与腐殖型海陆过渡相煤系烃源岩，有机质丰度高，热演化程度低

上古生界石炭系羊虎沟组发育海陆过渡相煤系烃源岩，岩性主要为灰黑色的泥岩和煤.暗色泥岩全段发育，单井累计厚度大（30~60 m），煤层总厚2~20 m，多为单层厚度2~5 m的薄层，有的井单层煤厚11.4 m.

羊虎沟组煤岩TOC为19.31%~85.97%，平均值为71.30%，生烃潜量S₁+S₂为1.65~264.31 mg/g，平均值为163.94 mg/g，其中S₁平均含量为 2.96 mg/g，氢指数HI普遍大于250 mg/g·TOC，根据煤成油评价标准及鄂尔多斯盆地煤成油及烃类排出基本条件（陈建平等，1997；罗霞等，2003；刘德汉等，2005），羊虎沟组煤岩生烃等级为中级，部分煤岩达到了液态烃排出标准.HI⁃T_max岩石热解参数图（图5c）表明煤岩有机质类型以Ⅱ₁⁃Ⅱ₂型为主，III型次之.III型腐殖型煤岩显微组分中镜质组和惰质组含量较高，平均占比为76.30%，壳质组分含量为2.30%~6.20%，平均值为3.80%，壳质组分中以孢子体、角质体、树脂体、荧光体最为常见.煤岩氯仿沥青“A”族组成中，非烃和沥青质占比大，平均占比为43.60%（表1），芳烃组分偏低，平均含量为17.71%，饱和烃组分含量变化大，占比为6.76%~46.60%，平均值为31.47%、饱/芳值平均值为2.06，按照我国烃源岩氯仿沥青“A”有机质类型划分标准，西缘南段羊虎沟组煤以腐殖腐泥型为主，也发育少量腐殖型的，由高等植物和低等植物遗体经成煤作用转变而成，反映了海陆过渡相沉积环境，氧化‒还原条件交替出现，影响着煤岩组分含量及含油气性.

羊虎沟组暗色泥岩TOC为0.09%~15.26%，平均值为6.06%，生烃潜量S₁+S₂为10.21~ 146.81 mg/g，平均值为35.48 mg/g.HI⁃T_max岩石热解参数图表明暗色泥岩有机质类型以Ⅱ₁型为主（图5c）.暗色泥岩氯仿沥青“A”族组成中，非烃和沥青质占比大，平均占比为43.17%（表1），饱和烃、芳烃组分偏低，平均含量分别为29.71%、20.68%，饱/芳值平均值为1.83，表明羊虎沟组泥岩生烃母质同样以腐殖腐泥型为主.工区内羊虎沟组煤系和泥质烃源岩饱和烃TIC图呈现双峰型分布，甾烷系列化合物以C₂₇、C₂₉共同优势，指示有机质属于水生生物和陆源植物混合成因.前人研究表明，C₁₉⁃C₂₃三环萜烷的相对含量和分布受热成熟度和生物降解等作用的影响较小，能够很好地作为有机质沉积环境的有效判识指标（肖洪等，2019）.工区内羊虎沟组暗色泥岩与煤的C₁₉₊₂₀⁃C₂₁⁃C₂₃三环萜烷三角图同样反映煤系烃源岩处于三角洲、沼泽相的海陆过渡相沉积环境（图5d）.

鄂尔多斯盆地西缘南段羊虎沟组烃源岩有机质热演化程度整体较低，煤岩样品Ro值最大为0.74%，其他烃源岩样品Ro值普遍大于0.50%小于0.70%，达到了煤系烃源岩的生油门限（邬立言和顾信章，1986）.煤系烃源岩最大岩石热解峰温T_max值介于409~552 ℃，大多低于455 ℃，总体处于未成熟‒成熟阶段（图5b），T_max在435~455 ℃成熟阶段的羊虎沟组煤系烃源岩具一定生油能力（马晖，1986）.

1.5　含油层系储层特征

1.5.1　乌拉力克组发育下斜坡相硅质页岩储层，属特低孔低渗储层

奥陶系乌拉力克期鄂尔多斯盆地西缘冲断带南段从东向西依次发育斜坡相‒广海陆棚相‒盆地相沉积体系（席胜利等，2023），沉积相带整体呈南北向展布，水体西深东浅.研究工区沙井子冲断席发育硅质下斜坡相有利沉积微相，这种沉积微相利于海相页岩的发育.下斜坡相岩性以灰黑色泥页岩为主（图6a），夹灰黑色含云泥岩、垮塌角砾状灰岩.除此之外，岩心上还见到滑塌现象（图6b）、摩擦镜面等斜坡相的典型相标志.选取19块乌拉力克组泥页岩样品开展全岩X射线衍射分析，并结合矿物三角组分图版（郭雯等，2021）进行岩相识别，结果显示工区内的泥页岩属于硅质页岩，硅质含量高达72%.硅质页岩中脆性矿物含量高，分布区间为69.4%~97.8%，平均可达79.2%.脆性矿物以石英、碳酸盐矿物为主，长石次之.脆性矿物含量高，有机质在成熟生烃时易于形成裂缝、孔隙等有效储集空间，也利于后期的压裂改造.

硅质页岩储层孔隙类型以粒内溶孔、晶间孔、有机质孔和残余孔缝为主，源储一体，具备形成区带自生自储油藏的勘探潜力.硅质页岩中常含石英、长石、方解石和白云石碎屑，碎屑一般较粗大，少部分碎屑经溶蚀后产生粒内溶孔（图6c），自生微晶石英中见晶间微孔（图6d），硅质页岩中可见有机质孔（图6e），部分硅质页岩中见莓球状黄铁矿，黄铁矿中发育残余微孔缝（图6f），有时也可见开启的微裂缝（图6g），部分裂缝后期被方解石等充填.鄂尔多斯盆地西缘南段乌拉力克组泥页岩的孔隙度为0.30%~2.69%，平均值为1.13%，渗透率为0.002 3~0.742 6 mD， 平均值为0.079 7 mD，属特低孔低渗储层.

工业油流井YT3井乌拉力克组厚 365.4 m，钻遇Ⅱ类储层49.1 m/9层，Ⅲ类层223.1 m/19层，Ⅱ⁃Ⅲ类泥页岩厚度大，占比74.5%.测井解释差油层84.6 m/14层，油气同层33.1 m/6层，差油层、油气同层含油饱和度为25.3%~73.0%，平均值为49.6%，含油显示好（图7a）.

1.5.2　羊虎沟组发育障壁岛相中粒石英砂岩优势储层，储层非均质性强

石炭系羊虎沟期鄂尔多斯盆地西缘属祁连海域，沉积水体较浅，主要发育潮坪‒泻湖‒障壁岛沉积体系（魏嘉怡等，2023）.砂岩以细‒中粒的石英砂岩为主，其次为岩屑石英砂岩，单井砂岩总厚12~18 m，以障壁岛相的中粒石英砂岩为其优势储层.实际钻探表明羊虎沟组普遍钻遇油层、差油层、油水同层，油层、差油层段岩心上见发荧光的褐灰色油斑、油迹细‒中砂岩（图6h）.

羊虎沟组砂岩储层孔隙类型以粒间孔（图6i）、粒内（间）溶孔（图6j）为主，其次为晶间孔缝（图6k、6l）、残余孔缝等，储层非均质性强.典型井YT3井羊虎沟组钻遇油层0.9 m/1层、差油层8.2 m/3层、油水同层3.4 m/1层（图7b），含油饱和度普遍在30%~55%，储层孔隙度为0.87%~10.62%，平均值为4.93%，渗透率为0.002 3~6.776 0 mD，平均值为0.230 6 mD，其中油层段平均孔隙度达10.23%，平均渗透率达4.826 7 mD，储集性能最好.YT6井在羊虎沟组上部钻遇差油层7.0 m/3层，储层平均孔隙度为2.96%，最大6.26%，平均渗透率值为0.061 6 mD，裂缝发育段渗透率最大达1.668 0 mD.总体上，含油砂岩储层孔隙度分布范围为0.50%~10.62%，渗透率普遍小于1.0 mD，油层、差油层物性差距大.

1.6　油藏圈闭类型

过YT3、YT6井的东西向地震剖面显示，YT3井乌拉力克组、羊虎沟组构造圈闭有效性较好、幅度较大（图8a），井点圈闭幅度300 m，发育断背斜，乌拉力克组试油获5.3 t/d工业油流.YT6井构造幅度相对较低（图8b），但圈闭形态完整，井点圈闭幅度 100 m，同样发育断背斜，试油获1.0 t/d低产油流.由此说明西缘南段古生界发育“构造+岩性”圈闭类型.

2 区内定量构造演化特征

鄂尔多斯盆地西缘冲断带作为秦岭、祁连、贺兰三大构造活动带构造结点的重要组成部分，自早古生代以来先后经历了不同构造阶段、构造体系的复合叠加，多期构造演化的叠加效应使得现今构造极为复杂.从过YT1、YT3井的地震叠前时间偏移剖面上可以看到（图9），工区内断裂发育，自西向东依次发育韦州‒安国断裂、青龙山‒平凉断裂和惠安堡‒沙井子断裂，以断面西倾的逆断层为主，尤其是青‒平断裂及惠‒沙断裂前展式发育，逆冲距离长，剖面上表现为上陡下缓坡坪形态.断裂对西缘南段的构造演化起着重要的控制和分隔作用，使得西缘南段在平面上具有显著的分区分带特征.受三条区域性深大逆冲断裂的控制，研究工区西缘冲断带南段可以分为严家湾冲断席、银洞子冲断席以及沙井子冲断席，不同冲断席之间由于冲断推覆强度的差异，地层横向变化快，各冲断片地层结构明显不同，地质条件复杂.沙井子冲断席内地层发育较全，银洞子冲断席内白垩系直接与奥陶系接触，石炭系、二叠系、三叠系和侏罗系由于逆冲推覆构造导致剥蚀缺失，严家湾冲断席内蓟县系抬升出露地表.

不同冲断席乌拉力克组烃源岩Ro、T_max值差异较大，导致油气相态有所不同.从西向东，YT1与YT2、YT3、YT6井分别位于银洞子、沙井子冲断席上，中奥陶统乌拉力克组底部埋深从1 520 m变到 4 425 m，地层厚度从147 m变到365 m，海相烃源岩成熟度由1.87%演变为0.9%~1.2%，烃源岩热解T_max平均值从519 ℃变到458 ℃，油气相态从以生气为主变到以生油为主，不管是从沉积还是到成藏演化两个冲断席均表现出较大的差异性.位于银洞子冲断席上的YT1井乌拉力克组埋深浅，烃源岩成熟度高，气测显示良好，而位于沙井子冲断席上的YT3井乌拉力克组埋深大，但烃源岩成熟度低，乌拉力克组见工业原油，很明显这个现象并不符合常规，弄清这两个冲断席地层发育及烃源岩成熟度差异的原因对于下一步勘探部署至关重要.因此，我们利用平衡剖面恢复技术首次恢复了鄂尔多斯盆地西缘南段银洞子‒沙井子冲断席构造演化剖面（图10），明确了海西‒印支期差异沉降作用是导致两个冲断席烃源岩“西高东低”成熟度差异的根本原因，燕山‒喜山期发生强烈逆冲推覆作用，地层大规模剥蚀，为现今构造的主定形期.在构造定量演化基础上我们又利用Petromod软件进行典型单井YT1、YT3井的烃源岩热演化模拟，热演化史分析同样表明（图11），在侏罗纪强烈逆冲推覆作用前，YT1井已达到最大埋深并且远深于YT3井，导致了YT1井更高的热演化程度，之后的逆冲推覆作用导致原本热演化程度高的YT1井现今埋深反而变浅，因而表现出成熟度异常的假象.

2.1　构造演化恢复方法及原理

目前常用的平衡剖面构造演化恢复手段为借助2D Move软件，利用地层体积守恒原理，通过地震剖面精细解释和时深转化刻画本地区地层的塑性变形量，然后再转化到沉积顶面为水平状态的地层守恒状态，并对地质格架剖面各地质时期的构造缩短量和缩短速率进行定量表征，据此进行构造变形的期次划分（陈竹新等，2005；张进铎，2007；周竹生等，2008）.本次研究采用2D Move软件，选择工区内H19XS5955二维地震剖面进行构造定量反演，主要操作分为剖面时深转换，点和线编辑，剥蚀量恢复、断距消除及层移动四个主要步骤，构造定量演化恢复结果再现了不同时期的区域构造活动.

2.2　不同构造期伸缩量及对烃源岩成熟度的影响

构造定量演化恢复结果表明，鄂尔多斯盆地西缘南段银洞子‒沙井子冲断席经历了4期构造运动（图10），从早到晚依次是早期断陷沉降期、加里东末挤压变形期、海西‒印支差异沉降期、燕山‒喜山逆冲推覆期，以燕山‒喜山期构造收缩量差异最为显著，影响地层埋深及烃源岩成熟度的变化.

具体来看，在中‒上奥陶统沉积之前，鄂尔多斯盆地西缘南段地区整体处于伸展环境，剖面长约40 km（图10a），以裂陷沉降为主，为典型的台地边缘海相.中、上奥陶统时，在拉伸作用下，构造剖面伸长至40.48 km，拉伸率为1.2%.在这一时期惠‒沙断裂以西拉张断陷，发育同沉积地层，地层埋深西深东浅（图10b）.

在石炭系沉积前至奥陶系沉积末，即加里东运动末期，受华北地台抬升剥蚀和西侧北祁连褶皱推挤，西缘银洞子‒沙井子冲断席又转化为挤压环境，该时期整个剖面构造缩短量约 0.33 km，缩短率为0.82%.在挤压作用下奥陶系地层局部发生变形，部分地层甚至发生褶皱与地层重复（图10c）.在这一时期，YT1、YT3井区乌拉力克组页岩埋深已经形成一定的高低差异.

在石炭系沉积末至三叠系沉积前，即海西期，银洞子‒沙井子冲断席构造表现为拉伸作用背景，这两个时期剖面构造伸张量分别为0.63 km和 0.48 km（图10d，10e），对应的伸张量分别为1.57%和1.18%.在侏罗系沉积前，受印支运动影响，银洞子‒沙井子冲断席又转换为挤压构造作用，该时期的地层构造缩短量为1.06 km（图10f），构造缩短率为2.57%.总体上，海西‒印支期发生差异沉降.位于青龙山‒平凉断裂以西的稳定沉降区不断接受沉积，YT1井区乌拉力克组页岩埋深持续加大，推测到侏罗系沉积前乌拉力克组地层埋深在4 000~ 5 500 m（图10f），对应的烃源岩热演化程度不断升高.而YT3井区进一步发生褶皱构造变形，推测其乌拉力克组页岩埋深在1 800~2 500 m，奥陶系地层因发生抬升热演化程度逐渐变小，两个井区乌拉力克组烃源岩成熟度差异因埋深差异的加大进一步增大.

三叠系沉积之后，即燕山‒喜山期，银洞子地区发生强烈的逆冲推覆构造作用，使得地层发生显著的构造抬升和局部剥蚀（图10g， 10h）.这一时期白垩系沉积前，构造缩短量为9.55 km，是发生挤压作用最强烈的构造时期，该时期的构造缩短率为23.76%，直至现今仍表现为持续的构造挤压作用，伸缩量为2.46 km（图10h），对应的构造缩短率为8.03%.从地层构造伸缩量和伸缩率可以明显看出，银洞子地区在侏罗系和白垩系沉积时期，由青龙山‒平凉断裂控制的地层伸缩量最大，在该逆冲断裂作用下中生界地层直接叠置于古生界地层之上，导致YT1井区热演化程度较高的乌拉力克地层现今埋深于1 000~2 000 m的构造高部位.而YT3井区仍然以挤压变形为主，井区内热演化程度较低的乌拉力克组地层现今埋深于约4 000 m的构造低部位.两井区乌拉力克组烃源岩成熟度基本保持印支期末的差异，后期燕山‒喜山期影响较小.

从整体构造演化特征来看，海西‒印支期差异沉降作用是导致银洞子、沙井子两个冲断席乌拉力克组烃源岩“西高东低”成熟度差异的根本原因，燕山‒喜山期发生强烈逆冲推覆作用，地层由西向东长距离的推覆与剥蚀，为现今构造的主定形期.

2.3　典型井热演化史分析

在上述H19XS5955二维地震解释图和构造演化恢复剖面图基础上，选取具有实测参数的单井YT1、YT3井，依据两口单井地层厚度和地层划分，并运用Petromod软件进行烃源岩热演化模拟.设置古水深、大地热流值（姜光政等，2016）及生烃动力学参数作为边界条件，并利用实测Ro值、温度值及压力值对模拟结果进行校正，最终得到这两口井的埋藏史‒热演化史图（图11）.

热演化结果表明，在侏罗纪强烈的逆冲推覆作用前，YT1井乌拉力克组地层已达到最大埋深（图11a），并且远深于YT3井，导致了YT1井乌拉力克组烃源岩实测结果具有更高的热演化程度.之后燕山‒喜山期逆冲推覆作用造成YT1井下部地层开始抬升，导致乌拉力克组地层埋深反而变浅，因其在逆冲推覆作用前就已经达到最大深度（最高热演化程度），因而YT1井表现出乌拉力克组现今埋深较浅，但成熟度很高的特点.目前，YT1井所处地区羊虎沟组地层已被剥蚀殆尽，但乌拉力克组烃源岩地质历史上（T‒J）基本达到了湿气阶段（1.3%<Ro<2.0%）.YT3井整体属于缓慢沉积，到后期经历了三期抬升剥蚀而后又正常沉积（图11b）.YT3井羊虎沟组烃源岩在距今245 Ma进入生烃门限（Ro=0.5%），并且到目前为止一直处于早成熟状态，Ro值小于0.7%，现今埋深在2 200~2 400 m；乌拉力克组烃源岩在早石炭世进入生烃门限（Ro=0.5%），现今处于成熟‒晚成熟状态，Ro在0.7%~1.3%，现今乌拉力克组整体埋深达到4 060~4 425 m.

3 构造与成藏耦合关系

3.1　成藏期次

油气包裹体分析是研究油气成藏期次的一种有效手段（Karlsen et al.，1993；陈红汉，2007）.目前研究认为，盐水包裹体（与烃类包裹体同期生成）的均一温度指示了油气成藏的温度（张钰等，2023）.参考前人在鄂尔多斯盆地古地温方面的研究成果，再结合恢复出的单井埋藏史，划定均一温度对应的地层，即可厘定研究区油气充注期次和充注时间.

YT2、YT3井乌拉力克组储层中见到发蓝绿色荧光的油包裹体，此外还检测到与油包裹体同期的盐水包裹体.对与油包裹体共生的盐水包裹体进行均一化温度测试并作直方图，从图上可以看到（图12a），均一温度从100~120 ℃连续分布，整体比较集中，存在一个主峰110~115 ℃，表明地层发生过一次油气充注.结合单井埋藏史图，投影得到此期油气充注时间为距今约184~ 195 Ma（图12b）.即YT3井乌拉力克组烃源岩主要发生过一次油气充注，油气充注时期为早侏罗世.

对YT3井羊虎沟组砂岩储层薄片进行包裹体镜下观察，包裹体从相态和荧光颜色等方面主要分为3类.第1类是在透射光下呈无色的盐水包裹体，第2类是在紫外光激发下发蓝白色荧光的气液两相包裹体，第3类是在紫外光激发下发绿白色荧光的以液相为主的气液两相包裹体.统计YT3井羊虎沟组储层中与气液两相包裹体共生的盐水包裹体均一温度并作直方图，从图上可以看到（图12c），均一温度分布范围广，从50~120 ℃均有分布，说明油气充注时间长、整体无明显间断.均一温度直方图总体呈现出两个明显的温度峰区，分别是60~70 ℃和90~100 ℃，表明羊虎沟组发生过两期油气充注.第一次充注时期是在晚三叠世‒早侏罗世（图12d），距今约193~203 Ma，第二次充注时期是在早白垩世晚期，距今约110~126 Ma.由于羊虎沟组第一期油气充注时间早于乌拉力克组油气充注时间，再结合图11b可以看出，羊虎沟组油气第一期充注时，自身烃源岩Ro在0.5%~0.7%，处于早成熟阶段、能供烃，因此羊虎沟组第一期充注时有羊虎沟组烃源充注，但没乌拉力克组烃源充注.羊虎沟组第二次充注时乌拉力克组烃源岩Ro在1.0%~1.3%（图11b），生烃能力和充注能力强，羊虎沟组烃源岩Ro仍处于0.5%~0.7%，生烃和充注能力有限，故羊虎沟组第二期充注时以乌拉力克组烃源供烃为主.

3.2　立体成藏模式

在前面油源对比、源储配置特征及成藏期次研究基础上，构建了鄂尔多斯盆地西缘南段古生界非常规油藏“双源双储”立体成藏模式（图13）.

下古生界奥陶系乌拉力克组海相烃源岩分布稳定，具一定的生油规模，源储一体，发育“自生自储式”油藏.乌拉力克组之上被中奥陶统拉什仲组泥岩覆盖，泥岩厚度可达200~420 m，封盖条件好，可作为良好的区域盖层.上古生界石炭系羊虎沟组发育双源供烃油藏，部分原油来自下部的乌拉力克组，通过断层向上运移到羊虎沟组砂岩储层中聚集，形成“下生上储式”油藏，部分原油来自自身的羊虎沟组煤系烃源岩，构成源内成藏，即羊虎沟组发育的是“下生上储式”+“源内”油藏.

3.3　生烃潜力评价及有利区预测

鄂尔多斯盆地西缘冲断带断裂发育，地表、地下条件双复杂，勘探及认识程度均较低.近两年，通过地震‒非地震（重、磁、电）联合攻关认为鄂尔多斯盆地西缘南段沙井子冲断席内古生界地层发育较全，局部发育近南北向展布的条带状“洼中隆” 构造，具备发育古生界油藏的有利地质条件.YT3、YT6井的成功实施已证实“洼中隆”的油气勘探潜力，突破了资源禁区，增加了资源类型，坚定了长庆油田在鄂尔多斯盆地西缘复杂构造区寻找古生界油藏资源的信心，开拓了油气勘探新区带.

利用2023年新部署的1 250 km²三维地震解释成果，在兼顾“海相页岩厚度大，生烃品质好”基础上，地质‒地震多属性融合预测乌拉力克组泥页岩有利勘探面积为400 km²（图14a）.上古生界石炭系羊虎沟组底部有油气显示的砂岩地层在40 Hz的地震剖面中表现为复波反射特征，与实钻地层对应程度较好.根据这一特点利用地震反演出西缘南段羊虎沟组砂体厚度预测图，砂厚分布范围为5~20 m.按照“砂体厚度大，储集性能至关重要”的原则优选羊虎沟组有利勘探面积为300 km²（图14b）.从图14可以看出，处于青龙山‒平凉断裂和惠安堡‒沙井子断裂间的沙井子冲断席是古生界油藏勘探的有利区带.

体积法主要通过对储层有效储集空间及其含油气程度的计算，估算有效储层内的油气资源量（王建等，2023），计算公式为Q＝S×H×φ×So×ρ/B.利用此公式我们估算盆地西缘南段上、下古生界油藏总资源潜力达1.0×10⁸ t（表2），是长庆油田下一步勘探的现实目标接替区.

4 结论

定性与定量多方法油源对比表明，鄂尔多斯盆地西缘冲断带南段乌拉力克组原油是“单源”的，来自于同层位的泥质烃源岩，羊虎沟组油砂是“双源”的，为乌拉力克组泥质烃源岩和羊虎沟组煤系烃源岩共同贡献.

上、下古生界两套烃源岩均具备生油能力，相比之下乌拉力克组烃源岩生油潜力较大.乌拉力克组发育“低丰度”腐泥型海相泥页岩，有机质类型以Ⅰ⁃Ⅱ₁型为主，热演化程度整体较高（Ro：0.92%~1.15%），T_max值主要区间为435~490 ℃，处于成熟‒高成熟的生油高峰期，生油潜力大.羊虎沟组发育腐殖腐泥型与腐殖型海陆过渡相煤系烃源岩，有机质丰度高，生烃潜量大，热演化程度低（Ro：0.40%~0.47%），T_max值在435~455 ℃成熟演化阶段的煤系烃源岩具一定生油能力.

从西边银洞子冲断席到东边沙井子冲断席，乌拉力克组底部埋深从1 520 m到4 425 m，海相烃源岩成熟度由1.87%演变为0.9%~1.2%，油气相态从以生气为主到以生油为主.构造平衡剖面法定量恢复揭示了“海西‒印支期差异沉降作用”是导致两个冲断席乌拉力克组烃源岩“西高东低”成熟度差异以及油气相态有所不同的根本原因.

乌拉力克组发育下斜坡相硅质页岩储层，孔隙类型以粒内溶孔、晶间孔、有机质孔和残余孔缝为主，源储一体.羊虎沟组发育障壁岛相中粒石英砂岩优势储层，孔隙类型以粒间孔、粒内（间）溶孔为主，储层非均质性强.源储配置构建非常规油藏“双源双储”立体成藏模式，乌拉力克组发育“自生自储式”油藏，羊虎沟组发育“下生上储式”+“源内”油藏.

地质‒地震多属性融合预测区内乌拉力克组泥页岩有利勘探面积为400 km²、羊虎沟组有利勘探面积为300 km²，体积法估算西缘南段上、下古生界油藏总资源潜力为1.0×10⁸ t.西缘南段沙井子冲断席是长庆油田古生界油藏勘探的现实目标接替区.

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基金资助

中国石油天然气股份有限公司重大专项(ZDZX2023⁃2)

油气与新能源分公司科技项目(2023YQXNCS001⁃05)