南泥灣八連溝地區長4+5、長6 油藏特征及石油富集規律

張穎倩，陳 岑，楊印華

（1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司油田開發處，陜西西安 710065）

南泥灣油田八連溝延長組油藏主要分布在三角洲平原分流河道和三角洲前緣水下分流河道砂體中，以巖性油藏為主。區域構造背景為平緩的西傾單斜，三疊系延長組主要油藏類型為受沉積相控制的巖性油藏。

1 油藏特征

1.1 圈閉及油藏類型

油藏整體上分布于帶狀砂體所在區，其含油性受控于巖性和物性。由于儲層的物性差，非均質性強，含油性的變化也整體較大，油和水的分異不十分明顯，沒有油水界面，可以歸為典型的彈性-溶解氣驅動的巖性油藏。研究區長4+5 油藏主要分布在長4+52，含油高度約573 m，油藏高點埋深636 m，中部海拔550 m，油層平均埋深約636~679 m；長6 油藏主要分布在長61和長62，含油高度約530 m，油藏高點埋深678 m，中部海拔500 m，油層平均埋深約678~749 m。

1.2 油藏特征

1.2.1 壓力和溫度 根據八連溝區資料（南45 井），地層壓力為5.637 MPa，滲透率為3.999 mD，地層系數為21.195，表皮系數為-1.611，流壓為2.375 MPa；壓力梯度為0.890 MPa/100m；地層溫度為33.98 ℃，地溫梯度為2.631 ℃/100m。與盆地平均地溫梯度（2.89 ℃/100m）一致。

1.2.2 流體性質 根據研究區4 口井4 個原油樣品的常規分析測試結果。本區延長組油層原油密度、粘度以及含蠟等變化均不大，具有低密度（20 ℃條件下平均0.834 g/cm3）、低粘（50 ℃條件下平均3.16 mPa·s）的特點（見表1）。

表1 八連溝長6 和長4+5 地面原油分析數據表

泉256 井地層水分析測試結果表明，地層水pH值為6.53，近中性；總礦化度17 867.61 mg/L，水型均為CaCl2型（見表2）。

1.2.3 儲層滲流特征 根據儲層油水相對滲透率曲線得出的相對滲透率分析數據表可以看出，由于束縛水飽和度較高，其等滲點的含水飽和度均大于50 %，平均為58.5 %；各樣品束縛水的飽和度全部大于35%，平均39.68 %；而殘余油的飽和度較低，殘余油時含水飽和度大于66 %，平均達67.03%（見表3）。根據常用的巖心潤濕性定量分析的方法，該區的儲層為親水儲層。隨含水飽和度的不斷增加，油相的滲透率很快下降，而水相滲透率增加的比較緩慢。水驅油實驗的無水期平均驅油效率為30.13%，含水95%時平均驅油效率43.05%，含水98%時的平均驅油效率為47.21 %，最終平均驅油效率為50.33 %，水驅采收率較高（見表4）。

表2 八連溝泉256 井油層地層水分析數據

表3 八連溝長6 儲層相對滲透率分析數據表

表4 八連溝長6 儲層水驅油實驗數據表

2 油藏富集規律

2.1 成藏模式

如前所述，烴源主要來自三疊系延長組長7 湖相烴源巖系，該烴源巖生烴中心圍繞鄂爾多斯盆地中部慶陽、富縣、吳旗呈環帶狀展布，面積大，生油能力強，研究區臨近該生烴中心。延長組發育的河流-三角洲砂體具有較好的儲集條件，尤其是長6 三角洲平原分流河道砂巖，以細粒為主，少量為中砂巖，縱向上砂巖累計厚度較大，孔隙度一般大于7 %，孔隙結構以小孔-微吼為主，儲層以Ⅱb、Ⅲa 儲層為主，其次部分地區發育了Ⅲb 類儲層，為特低滲-超低滲儲層，但大多為有效儲層?？v向上砂泥巖相互疊置，橫向上互為消長、交接，特別是河間沼澤、平原湖沼相泥巖及炭質泥巖是延長組油藏的蓋層，尤其是長4+5 區域蓋層較穩定的分布，防止了下伏地層中的油氣逸散。

長7 烴源層內部存在較大的過剩壓力，是油氣在垂向上運移的主要動力。油氣在地層中的運移一般都是遵循著流體勢場運動原理的，由高勢區向著低勢區運移，由勢力場強度較大的區域向較小的區域運移。根據盆地的模擬結果，鄂爾多斯盆地在早白堊世時開始進入生、排烴的高峰期，并且在早白堊世的末期達到最大的生、排烴范圍。此時研究區構造為一大致北傾的構造格局（見圖1），是油氣運移的優勢指向。延長組長7 最大埋深時過剩壓力等值線圖（見圖2）可看出研究區位于油氣運移的主要地區內。運移通道主要是橫向上連片、縱向上疊置的連通砂體和部分微裂隙（見圖3）。

圖1 早白堊世末延長組長7 頂面構造圖

圖2 長7 最大埋深時過剩壓力等值線圖

圖3 鄂爾多斯盆地延長組運聚模式圖

圖4 鄂爾多斯盆地生排烴期模擬圖

盆地生烴史的研究成果表明三疊系烴源巖于早白堊世進入生、排烴的高峰期（見圖4），此時，主要的巖性圈閉以及構造－巖性圈閉也已經形成；成巖作用已達到晚成巖階段，蓋層的封閉性好；同時據成巖作用及該地區的孔隙演化史研究，該時期砂巖已進入次生溶蝕孔隙的發育階段，為油氣創造了良好的儲存空間，在研究區形成了長6 油藏和長4+5 油藏的富集（見圖5）。

2.2 油藏富集規律

根據生、儲、蓋的空間配置關系，可將延長組的成藏組合分為上、中、下三種，研究區以主要發育中部成藏的組合，其儲集層主要為長6，其次為長4+5，三角洲平原分流河道和長64前緣水下分流河道為其主要的儲集體，主要的孔隙形式為殘余粒間孔，其次為次生的溶蝕孔隙，主要烴源巖為長7 張家灘油頁巖，直接蓋層為長4＋5 段的湖灣泥巖或沼澤相，生儲蓋組合主要為下生上儲型，圈閉主要為巖性圈閉，較為明顯地受成巖作用的控制，運聚主要為垂向上的近距離運聚成藏。

圖5 研究區中生界埋藏－熱史、成巖作用及含油系統事件圖

2.2.1 長62油層平面展布特征 長6 油層組中長62含油性較好，研究區長62普遍含油，油藏連片分布，油層厚度變化較大，介于3~27 m，主要分布在分流河道，油層厚度一般大于6 m。

研究區長62含油飽和度變化較大，分布于23 %~57 %，在砂體厚度大的分流河道中含油飽和度一般大于30 %。

2.2.2 長4+52油層平面展布特征 在長4+5 油層組中長4+52含油性較好，研究區普遍含油，油層厚度變化較大，介于2~15 m，在研究區北部油層厚度較大，在砂巖厚度大的分流河道中油層厚度大于6 m。

含油飽和度為16 %~60 %，在砂巖累計厚度較大的分流河道中含油飽和度一般大于35 %。

3 結論與認識

油藏為典型的彈性-溶解氣驅動巖性油藏，石油富集受沉積環境、成巖作用和鼻狀構造等因素的控制；地層壓力為5.637 MPa，地層溫度為33.98 ℃，油層具有低密度、低粘度特點；地層水pH 值為6.53，近中性；總礦化度17 867.61 mg/L，為CaCl2型；儲層束縛水飽和度高，其等滲點的含水飽和度平均為58.5 %，屬親水儲層。

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