鄂爾多斯盆地富縣地區長8 段油氣成藏主控因素研究

趙梅芳，吳 瑋，袁 瑋

（延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西延安 727500）

八卦寺地區位于富縣西北部，勘探開發面積約100 km2，區內共有油井500 余口，目前，主力開發層位為延長組長2 段油層組。近年來，在長8 段油層組也發現工業油流井，但平面分布不均，具有點狀含油的特點，勘探開發總體顯示出該區具有多層位含油、局部層位富集的特征[1-3]。三疊系延長組油水分布復雜，產量變化較大，產水井與產油井并存，油水分布主控因素與富集規律尚不清楚，從而制約了該區勘探開發工作的進一步深入。研究區長7 段至長9 段油層組的勘探始于2007 年，截至2020 年10 月，多口探井見到油氣顯示，共試油33 口42 層，獲工業油流18 口。2020 年完鉆的蘆228 井、蘆229 井在長71和長81均獲工業油流，長8 段油層組展現了巨大的勘探開發潛力。

1 油藏類型與油水分布規律

1.1 油藏類型

鄂爾多斯盆地中生界地層頂面構造形態較單一，總體為一平緩傾斜的大單斜，局部因差異壓實作用會形成低幅度隆起或斷鼻[4-7]。延長組下組合沉積主要為一套三角洲-湖泊碎屑巖沉積，橫向和縱向上巖性、巖相變化頻繁，縱向上具有不同的巖相組合特征，為巖性油氣藏的形成提供了有利條件[8-10]。根據巖性油藏的特點可分為上傾尖滅巖性油藏、透鏡狀巖性油藏和致密層遮擋巖性油藏[11-13]。

1.1.1 上傾尖滅巖性油藏 砂巖上傾尖滅圈閉是由于三角洲分流河道、水下分流河道及河口壩以及部分濁積砂體在延伸方向上沿上傾方向尖滅，尖滅處巖性變為泥巖，從而形成巖性圈閉。該類圈閉廣泛分布于三角洲前緣。石油進入該類圈閉后形成上傾尖滅巖性油藏，油藏邊界常與巖性邊界有著較好的一致性。該類油藏在研究區長6 段～長9 段均廣泛分布，也是長8 段最主要的油藏類型之一。

1.1.2 透鏡狀巖性油藏 砂巖透鏡狀巖性油藏是指透鏡體或其他不規則狀儲集層控制油氣的聚集，周圍被非滲透性泥巖所包圍。該類油藏廣泛分布于三角洲前緣的分流河道及點砂壩中，其規模一般不大，但數量較多，在長8 段油層組表現的最為典型。

1.1.3 致密層遮擋巖性油藏 由于砂巖儲層側向相變逐漸由滲透性好的儲層過渡到低滲透或非滲透致密砂巖（如粉砂巖），或由于成巖作用的選擇性膠結形成的致密砂巖（如鈣質砂巖）遮擋而形成的致密層遮擋巖性圈閉，石油進入該類圈閉中形成致密層遮擋巖性油藏。該類油藏往往也呈透鏡體狀，但油藏邊界往往不是砂巖巖性邊界，滲透性不好的部分可以被水充滿，也可以是干層。該類油藏一般具有油水分異較差，產水高，油藏預測難度較大的特點。

1.2 長8 段油水分布規律

研究區延長組長8 段油層組已發現的油氣在長81和長82均有分布（圖1），長82的油藏主要分布在研究區東南部，其他地區油藏不發育，目前總共試油7 口，均見到油流，其中日產油1.00 t 的有5 口，普遍含油性較好，產量最高的井為蘆242 井，試油后最高日產油7.65 t。長81的油藏分布范圍最大，試油層數18 口，其中日產油1.00 t 以上的有8 口，產量最高的為鄰區柳評172 井，試油后井噴100 t/d，本區產量最高井為蘆228井和蘆152 井，試油后最高日產油分別達到6.80 t 和5.19 t。整體初產變化較大，目前發現油藏主要呈北東南西條帶狀分布。根據研究區及鄰區36 個原油測試數據，上三疊統延長組原油密度為0.807～0.892 g/cm3，50 ℃時黏度為2.07～21.35 mPa·s，凝固點0～32 ℃，含硫量0.01%～2.82%，整體具有中-低密度、低黏度、低含硫量、中-低凝固點等特點，油性普遍較好。

圖1 研究區蘆152 井長8 段試油結果

2 長8 段油氣成藏主控因素分析

2.1 烴源巖平面展布

由已發現油藏和長91、長82、長73烴源巖疊合圖可見，長8 段已發現的油藏均分布于長91烴源巖、長82烴源巖和長73烴源巖疊合面積之內，具有充足的油源供應。區域上，長73烴源巖厚度大、有機質類型好，是研究區最主要的烴源巖。從長81和長82出油點與烴源巖疊合關系上可以看出，長81油藏與長82烴源巖具有一定的關系，說明長82烴源巖對長81油藏具有一定的供烴作用，由此推斷長73烴源巖和長82烴源巖對長81的油氣富集也起著非常重要的作用。從長82油藏與烴源巖疊合關系圖可以看出，長82油藏與長82烴源巖和長91烴源巖具有一定關系，長82烴源巖對長82油藏具有一定的側向封堵作用，長91烴源巖對長82油藏具有一定的供烴作用。因此，長91頂部及長82內部的烴源巖是研究區長82油氣成藏的重要控制因素。

2.2 儲層物性

對比研究區長8 段油層和水層/干層的物性可知，研究區長8 段油層的物性均明顯好于水層/干層的物性。研究區長8 段油層的孔隙度主要為7.0%～14.0%，峰值在8.0%～10.0%，平均10.5%；滲透率多數為0.14～0.61 mD，平均0.31 mD。研究區長8 段水層/干層的孔隙度主要為2.0%～11.0%，峰值小于6.0%，平均6.1%；滲透率多數小于0.60 mD，平均0.26 mD，明顯比油層的物性要差。由長8 段油層組不同油氣顯示級別的砂巖的物性統計結果可知，研究區長8 段油層組儲層總體隨著物性變好油氣顯示級別越高。由以上長8 段油水層物性及不同顯示級別砂巖物性的對比分析結果表明物性對儲層的含油性具有重要的影響。

2.3 砂體厚度與局部構造

由砂體厚度與試油結果疊合圖可知，長8 段油藏明顯受河道砂體的控制，在砂體較厚部位以及砂地比較大部位常是油藏富集的部位。研究區長8 段油層組一些砂體厚度較大，具有油跡及以上級別顯示，物性較好（孔隙度大于11.0%，滲透率大于0.40 mD），但試油結果為水層或含油水層，這表明在長8 段油層組內也發生了油氣側向運移，這些砂體是作為油氣運移輸導體運移油氣，本身未形成油氣聚集。在長82油組的含油面積與構造等值線疊合圖上，工業油流井和低產油流井主要分布于鼻狀構造的相對高部位，表明局部構造對油氣富集也具有一定的影響。

3 長8 段油氣成藏模式

研究區長8 段儲層上覆長7 段下部黑色頁巖，下伏長9 段黑色頁巖，長8 段儲層中局部還發育長81下部或長82內部的黑色頁巖（圖2）。長8 段的部分砂體與長7 段烴源巖、長8 段油組的部分砂體和長8 段、長9 段的烴源巖呈指狀、舌狀接觸關系，非常有利于油氣排入運移。侏羅紀晚期和早白堊世早期，長8 段儲層物性還相對較好，埋藏較深的長7 段下部烴源巖生成石油往下排入長81上部砂巖儲層中后就近富集成藏或側向運移后富集成藏，這些油主要富集在長81上部。長81下部的烴源巖往下排入長82上部的砂巖后就近富集成藏或側向運移后富集成藏，這些油主要富集在長82上部。長81下部的烴源巖往上排入長81儲層后往上垂向或側向運移，在長81儲層中富集成藏，部分石油運移到長81上部與長7 段下部烴源巖的石油混合后富集成藏。長9 段下部烴源巖生成的石油往上發生垂向或側向運移，在長82、長81砂巖儲層中富集成藏。長81油藏中可能既有來自長7 段下部烴源巖的石油，也有來自長8 段內部烴源巖或長9 段烴源巖的石油；長82油藏中的石油可能既有來自長8 段內部烴源巖的石油，也有來自長9 段烴源巖的石油。長8 段油氣成藏模式表現為典型的三明治型。

圖2 三明治型油氣成藏模式

4 結語

（1）研究區延長組長8 段油藏主要為巖性油藏，根據其特點可細分為上傾尖滅巖性油藏、透鏡狀巖性油藏和致密層遮擋巖性油藏。

（2）研究區長8 段油氣成藏受長7 段烴源巖、長8段烴源巖、長9 段烴源巖、儲層物性、砂體厚度和局部構造共同控制。

（3）根據研究區長8 段儲層與烴源巖的空間配置關系，長8 段油氣成藏模式為三明治型，該模式有利于致密油的形成與富集。