鄂尔多斯盆地富县地区长8 段油气成藏主控因素研究

赵梅芳，吴 玮，袁 玮

（延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安 727500）

八卦寺地区位于富县西北部，勘探开发面积约100 km2，区内共有油井500 余口，目前，主力开发层位为延长组长2 段油层组。近年来，在长8 段油层组也发现工业油流井，但平面分布不均，具有点状含油的特点，勘探开发总体显示出该区具有多层位含油、局部层位富集的特征[1-3]。三叠系延长组油水分布复杂，产量变化较大，产水井与产油井并存，油水分布主控因素与富集规律尚不清楚，从而制约了该区勘探开发工作的进一步深入。研究区长7 段至长9 段油层组的勘探始于2007 年，截至2020 年10 月，多口探井见到油气显示，共试油33 口42 层，获工业油流18 口。2020 年完钻的芦228 井、芦229 井在长71和长81均获工业油流，长8 段油层组展现了巨大的勘探开发潜力。

1 油藏类型与油水分布规律

1.1 油藏类型

鄂尔多斯盆地中生界地层顶面构造形态较单一，总体为一平缓倾斜的大单斜，局部因差异压实作用会形成低幅度隆起或断鼻[4-7]。延长组下组合沉积主要为一套三角洲-湖泊碎屑岩沉积，横向和纵向上岩性、岩相变化频繁，纵向上具有不同的岩相组合特征，为岩性油气藏的形成提供了有利条件[8-10]。根据岩性油藏的特点可分为上倾尖灭岩性油藏、透镜状岩性油藏和致密层遮挡岩性油藏[11-13]。

1.1.1 上倾尖灭岩性油藏 砂岩上倾尖灭圈闭是由于三角洲分流河道、水下分流河道及河口坝以及部分浊积砂体在延伸方向上沿上倾方向尖灭，尖灭处岩性变为泥岩，从而形成岩性圈闭。该类圈闭广泛分布于三角洲前缘。石油进入该类圈闭后形成上倾尖灭岩性油藏，油藏边界常与岩性边界有着较好的一致性。该类油藏在研究区长6 段～长9 段均广泛分布，也是长8 段最主要的油藏类型之一。

1.1.2 透镜状岩性油藏 砂岩透镜状岩性油藏是指透镜体或其他不规则状储集层控制油气的聚集，周围被非渗透性泥岩所包围。该类油藏广泛分布于三角洲前缘的分流河道及点砂坝中，其规模一般不大，但数量较多，在长8 段油层组表现的最为典型。

1.1.3 致密层遮挡岩性油藏 由于砂岩储层侧向相变逐渐由渗透性好的储层过渡到低渗透或非渗透致密砂岩（如粉砂岩），或由于成岩作用的选择性胶结形成的致密砂岩（如钙质砂岩）遮挡而形成的致密层遮挡岩性圈闭，石油进入该类圈闭中形成致密层遮挡岩性油藏。该类油藏往往也呈透镜体状，但油藏边界往往不是砂岩岩性边界，渗透性不好的部分可以被水充满，也可以是干层。该类油藏一般具有油水分异较差，产水高，油藏预测难度较大的特点。

1.2 长8 段油水分布规律

研究区延长组长8 段油层组已发现的油气在长81和长82均有分布（图1），长82的油藏主要分布在研究区东南部，其他地区油藏不发育，目前总共试油7 口，均见到油流，其中日产油1.00 t 的有5 口，普遍含油性较好，产量最高的井为芦242 井，试油后最高日产油7.65 t。长81的油藏分布范围最大，试油层数18 口，其中日产油1.00 t 以上的有8 口，产量最高的为邻区柳评172 井，试油后井喷100 t/d，本区产量最高井为芦228井和芦152 井，试油后最高日产油分别达到6.80 t 和5.19 t。整体初产变化较大，目前发现油藏主要呈北东南西条带状分布。根据研究区及邻区36 个原油测试数据，上三叠统延长组原油密度为0.807～0.892 g/cm3，50 ℃时黏度为2.07～21.35 mPa·s，凝固点0～32 ℃，含硫量0.01%～2.82%，整体具有中-低密度、低黏度、低含硫量、中-低凝固点等特点，油性普遍较好。

图1 研究区芦152 井长8 段试油结果

2 长8 段油气成藏主控因素分析

2.1 烃源岩平面展布

由已发现油藏和长91、长82、长73烃源岩叠合图可见，长8 段已发现的油藏均分布于长91烃源岩、长82烃源岩和长73烃源岩叠合面积之内，具有充足的油源供应。区域上，长73烃源岩厚度大、有机质类型好，是研究区最主要的烃源岩。从长81和长82出油点与烃源岩叠合关系上可以看出，长81油藏与长82烃源岩具有一定的关系，说明长82烃源岩对长81油藏具有一定的供烃作用，由此推断长73烃源岩和长82烃源岩对长81的油气富集也起着非常重要的作用。从长82油藏与烃源岩叠合关系图可以看出，长82油藏与长82烃源岩和长91烃源岩具有一定关系，长82烃源岩对长82油藏具有一定的侧向封堵作用，长91烃源岩对长82油藏具有一定的供烃作用。因此，长91顶部及长82内部的烃源岩是研究区长82油气成藏的重要控制因素。

2.2 储层物性

对比研究区长8 段油层和水层/干层的物性可知，研究区长8 段油层的物性均明显好于水层/干层的物性。研究区长8 段油层的孔隙度主要为7.0%～14.0%，峰值在8.0%～10.0%，平均10.5%；渗透率多数为0.14～0.61 mD，平均0.31 mD。研究区长8 段水层/干层的孔隙度主要为2.0%～11.0%，峰值小于6.0%，平均6.1%；渗透率多数小于0.60 mD，平均0.26 mD，明显比油层的物性要差。由长8 段油层组不同油气显示级别的砂岩的物性统计结果可知，研究区长8 段油层组储层总体随着物性变好油气显示级别越高。由以上长8 段油水层物性及不同显示级别砂岩物性的对比分析结果表明物性对储层的含油性具有重要的影响。

2.3 砂体厚度与局部构造

由砂体厚度与试油结果叠合图可知，长8 段油藏明显受河道砂体的控制，在砂体较厚部位以及砂地比较大部位常是油藏富集的部位。研究区长8 段油层组一些砂体厚度较大，具有油迹及以上级别显示，物性较好（孔隙度大于11.0%，渗透率大于0.40 mD），但试油结果为水层或含油水层，这表明在长8 段油层组内也发生了油气侧向运移，这些砂体是作为油气运移输导体运移油气，本身未形成油气聚集。在长82油组的含油面积与构造等值线叠合图上，工业油流井和低产油流井主要分布于鼻状构造的相对高部位，表明局部构造对油气富集也具有一定的影响。

3 长8 段油气成藏模式

研究区长8 段储层上覆长7 段下部黑色页岩，下伏长9 段黑色页岩，长8 段储层中局部还发育长81下部或长82内部的黑色页岩（图2）。长8 段的部分砂体与长7 段烃源岩、长8 段油组的部分砂体和长8 段、长9 段的烃源岩呈指状、舌状接触关系，非常有利于油气排入运移。侏罗纪晚期和早白垩世早期，长8 段储层物性还相对较好，埋藏较深的长7 段下部烃源岩生成石油往下排入长81上部砂岩储层中后就近富集成藏或侧向运移后富集成藏，这些油主要富集在长81上部。长81下部的烃源岩往下排入长82上部的砂岩后就近富集成藏或侧向运移后富集成藏，这些油主要富集在长82上部。长81下部的烃源岩往上排入长81储层后往上垂向或侧向运移，在长81储层中富集成藏，部分石油运移到长81上部与长7 段下部烃源岩的石油混合后富集成藏。长9 段下部烃源岩生成的石油往上发生垂向或侧向运移，在长82、长81砂岩储层中富集成藏。长81油藏中可能既有来自长7 段下部烃源岩的石油，也有来自长8 段内部烃源岩或长9 段烃源岩的石油；长82油藏中的石油可能既有来自长8 段内部烃源岩的石油，也有来自长9 段烃源岩的石油。长8 段油气成藏模式表现为典型的三明治型。

图2 三明治型油气成藏模式

4 结语

（1）研究区延长组长8 段油藏主要为岩性油藏，根据其特点可细分为上倾尖灭岩性油藏、透镜状岩性油藏和致密层遮挡岩性油藏。

（2）研究区长8 段油气成藏受长7 段烃源岩、长8段烃源岩、长9 段烃源岩、储层物性、砂体厚度和局部构造共同控制。

（3）根据研究区长8 段储层与烃源岩的空间配置关系，长8 段油气成藏模式为三明治型，该模式有利于致密油的形成与富集。