岩性油气藏论文格式

（一）成藏条件

1.油源丰富

富县地区延长组各层序 TST和早期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流间湾、浅湖、三角洲平原分流间湾和沼泽相暗色泥岩，尤以 SQ3-TST（长7油层组）半深湖亚相暗色泥岩、油页岩最为发育，累计暗色泥页岩厚度大，分布广，烃源岩具有有机质类型好、含量高、成熟度适中等特点，整体处于鄂尔多斯盆地延长组Ⅰ类和Ⅱ类生油区。该区延长组自身既具有良好的生油条件，又毗邻盆地延长组生油凹陷中心，油源供给充足，资源潜力巨大。根据长庆油田资料，富县地区石油资源量共计1.3×108 t。

2.储层较为发育

富县地区延长组各层序 LST和晚期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流河道和河口砂坝、三角洲平原分流河道储集砂体，累计厚度较大。尽管储层总体具有低孔渗物性、细小孔-细微喉型孔隙结构的致密砂岩储层特征，但在牛武地区（F30 井—ZF3 井—ZF4—ZF2井区）和直罗地区（F2 井—ZF22 井—ZF26 井区）仍发育物性相对较好的Ⅱ、Ⅲ类储层，尤其是长8、长5、长2油层组具有良好的储集物性条件。其中，长8 油层组单层厚度为5～15 m，平均孔隙度为10%～15%，渗透率1×10-3μm2 左右；长6 主力油层单层厚度10～25 m，平均孔隙度为11%～13%，渗透率为（1～2）×10-3μm2；长2油层组油层一般是多期分流河道叠加形成的厚层砂岩，孔隙度达 12%～18%，局部渗透率大达20×10-3μm2。因此，富县地区延长组具有较发育的储存油气的空间场所。

3.封盖保存条件良好

富县地区延长组各层序 TST和早期 HST都不同程度地发育三角洲前缘分流间湾、浅湖、三角洲平原分流间湾和沼泽相暗色泥岩，尤其是 SQ3-TST（长7油层组）半深湖亚相暗色泥岩、油页岩的大厚度区域性分布，为油气的储存提供了良好的封盖层条件。

同时，与其周边油田长6油层组地层水矿化度及油层埋深条件（表7-6）的对比表明，富县地区延长组油层埋深比延长油田、甘谷驿油田更大，地层矿化度略高，保存条件不存在问题。

4.生储盖组合发育且保存完整

富县地区延长组发育6个三级层序，有规律地、有机地形成了六大套有利的生储盖组合，但最具潜力的生储盖组合主要是以SQ6-LST（长2 油层组）、SQ4-LST（长6 油层组）、SQ2-HST（长8油层组）为主要储层的3套生储盖组合。除了以SQ6-LST（长2油层组）为主要储层的生储盖组合达到上部盖层长1油层组在局部遭受剥蚀而不完整外，其他两套生储盖组合[以SQ4-LST（长6油层组）主要储层和以 SQ2-HST（长8 油层组）为主要储层的生储盖组合]保存完整，最具勘探潜力。此外，以 SQ1、SQ5、SQ3 中 LST 和晚期 HST为主要储层的生储盖组合也具一定的油气勘探潜力。

5.油气运移条件有利

前人研究表明，延长组中大规模的油气运移主要发生在早白垩世，此时延长组西倾斜坡构造形态基本形成，有利于西部生油凹陷的油气向西倾斜坡区的储集砂体中运移，油气侧向运移距离短，一般小于40 km，最大为60 km（李国玉，2001）。

表7-6 陕北油田不同埋深地层水矿化度统计表

富县地区作为盆地西倾构造单元陕北斜坡东南部的一个地区，延长组也具有良好的油气运移条件。该区延长组本身既处于Ⅰ、Ⅱ类生烃区，又与盆地延长组生烃中心与毗邻，还处于西倾斜坡有利的油气运移指向区，储层与生油区油源具有良好的沟通条件。

同时，烃类向储集层运移及其在储层中的侧向顺层运移和纵向跨层运移取决于某一方向压差与渗透率的关系。富县地区延长组纵向剩余压力梯度远大于侧向梯度，但顺层渗透率又远大于纵向渗透率。纵向运移条件得天独厚，延长组河道砂体的切割叠合与局部发育的垂直裂缝也为油气的运移提供了有效的通道，主力含油层组长6得自下伏长7油层组生油岩的支持，长2+3油层组则源自长4+5油层组生油岩的油源供给，长7、长8 油层组为典型的自生自储；而且长7油层组过剩压力最高可大于 20×106 Pa，长 8 油层组为（10～15）×106 Pa，存在明显的压力差，垂向上油气具备从长7 油层组向下运移到长 8 油层组的动力条件。侧向上，油气运移主要发生在早白垩世，此时本区西倾斜坡构造形态基本形成，有利于西部生油凹陷的油气向本区的侧向运移，从靖边—富县一带为过剩压力低值区即可得到证明。此外，延长组油气藏具有典型的自生自储式，可从饱和烃色谱图形的相似性和碳同位素分析结果（图7-3）得到佐证。本区出现的丰富油气显示也说明了油气运移的条件不存在问题。因此，富县地区延长组具有有利的油气运移条件，为油藏的形成奠定了重要基础。

6.圈闭条件具备

富县地区与整个陕北斜坡一样，延长组中褶皱、断裂构造不发育，仅局部层位和地区存在一些低幅度的鼻状构造（差异压实成因或其他成因），构造圈闭不发育。但是，由于三角洲-湖泊相沉积相变频繁，三角洲沉积体是形成生、储、盖成油配置的良好地质框架，三角洲平原水上分流河道、前缘水下分流河道和河口砂坝砂体是油气富集的主要场所，而分流河道的多次迁移，河口砂坝、分流河道砂体之间为分流间湾、浅湖、沼泽微相暗色泥岩、粉砂质泥岩、页岩等致密岩石并存发育，加之区域性西倾斜坡（坡降6～8 m/km）的构造形态和局部的低幅度的鼻状构造，为以河口砂坝、分流河道砂体储层为中心的地层、岩性等隐蔽油气圈闭的发育奠定了重要的基础。因此，富县地区具有形成上倾遮挡岩性-地层圈闭、差异压实鼻状构造-岩性复合圈闭、透镜体型岩性圈闭等隐蔽油气圈闭的有利条件，为油气的聚集成藏的提供了有效的场所。

（二）主要油藏模式类型及特征

1.主要油藏类型

关于油气藏类型的划分，目前世界各油气田的划分方案达数种非常多。但归纳起来，一般把油气藏主要划分为构造、地层、岩性及其复合的油气藏四大类，其中地层、岩性油气藏基本上是都属于难以寻找的隐蔽油气藏。

关于油气隐蔽圈闭（subtle trap）一词最早于1964年由Levorsen在论文中提出，用以称呼构造、地层、流体（水动力）多要素综合控制的复合圈闭；到1972年Halbouty对这一称谓重新定义为“勘探难度较大和成功率较低的各种地层圈闭”。目前，对于隐蔽油气藏的具体定义尚不统一，有的认为，隐蔽油气藏是采用目前常规勘探技术方法不易找到的油气藏，将各种非背斜的岩性、地层及深层构造油气藏都包括在内，这种定义仅代表勘探技术水平所达到的阶段而缺乏确切的地质意义；而有的则认为，隐蔽油气藏是指非构造类型的油气藏，是沉积或成岩过程中形成的地层、岩性甚至是成岩油气藏，地层油气藏是地层间断所形成的油气藏，岩性油气藏专指岩石渗透性在侧向上发生变化而形成的油气藏。笔者对后者的定义较为推崇，它对隐蔽油气藏这一概念的定义具有确切的地质意义，既反映了隐蔽圈闭地质条件复杂、油层性质变化大的具体成因控制要素，也沿袭表达了隐蔽圈闭是目前的勘探手段难以获得准确的地下信息等特点，便于在油气勘探中的应用。

鄂尔多斯盆地延长组背斜、断裂等构造不甚发育，仅局部地区（盆地中南的东北部）和层段（长2等油层组）存在低幅度鼻状构造，地层总体为向西缓倾，受三角洲砂体储层和泥质岩盖层纵横向上的频繁交错叠置变化，主要发育受地层、岩性控制的隐蔽油藏，包括砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型（直罗油田长 2 油层组）、差异压实“构造”-岩性型（长2油层组）、上倾致密砂岩遮挡型（子长油田）、鼻状构造-岩性型（安塞油田长2油层组、延长油田长6油层组、青化砭油田长2、长6油层组、下寺湾油田长2 油层组）等多类地层、岩性油藏，仅在西缘局部发育断块-岩性型（马家滩油田长8、长10油层组）。

作为鄂尔多斯盆地陕北斜坡上构造活动稳定的富县地区，延长组油藏隐蔽性强，油气藏类型也主要为砂岩上倾尖灭型和砂岩透镜体型岩性油气藏、岩性-构造（低幅度鼻状构造）复合油气藏（图7-13）。

2.油气藏特征

富县地区延长组油藏的形成具备油源丰富、储层物性较好（长 2、长 6、长 8 油层组）、封盖条件良好、储层与生油区油源的沟通条件、岩性变化和区域西倾及局部低幅度鼻状构造形成圈闭的较好条件，储油砂体沿上倾侧变为致密砂质泥岩、泥岩层，因而发育以砂岩上倾尖灭型和砂岩透镜体型为主的岩性油气藏（图7-10），油藏的形成与分布基本受到延长组生油凹陷和三角洲沉积体系的双重控制。

富县地区油气藏具有低孔渗储层特征，低含油饱和度、低压等显著特征。

前已述及，由于砂岩压实、胶结作用强烈而溶蚀作用较弱，富县地区延长组油藏储层为典型的低孔渗致密储层，但长2、长6、长8油层组物性条件相对较好，并集中分布于牛武和直罗—张村驿两地的三角洲平原、前缘分流河道、河口砂坝微相带。

延长组油气藏含油饱和度低，油水分异不好。主要是由于储集空间为细小孔喉、岩石亲水润湿性强（含水饱和度多为40%～50%）、地层平缓、油藏为岩性油藏、圈闭闭合度等地质因素综合影响的结果。相对而言，长 8 油层组含油饱和度较高，含水饱和度小于40%，而长6油层组含水饱和增高，一般在50%左右。

图7-13 富县地区延长组主要油气藏类型及成藏

延长组油藏油层具有弱氧化的特征，从油层岩石不同程度偏黑色，镜下可见沥青充填于孔隙中，并见反映古风化壳淋滤作用产物的铝土矿。主要表现为延长组上部原油重质组分多、下部轻质组分多的特点。延长组下部长7、长8油层组中原油比重低（0.82 g/cm3）、黏度小；而长6、长4+5油层组油层呈褐黑色，原油普遍含蜡或沥青等重质成分较高，另具高电阻、湿照消光等特点，说明本区物延长组存在两类不同性质的原油。

油层埋藏浅、但总体上原油密度低。本区长8、长6含油层组埋深在600～1000 m，原油密度一般为0.82 g/cm3。尽管地层致密，但原油品质好，有利于在地层中流动，这也是在如此低孔渗条件下，仍有一定产能的原因之一。

后期构造作用对油藏有一定的影响。首先是延长组上部层序SQ6顶部遭受不同程度侵蚀和顶部区域性不整合面的形成，对以长2油层组为主要储层的生储盖组合和油藏的完整性保存有一定的破坏性影响，但对长2油层组储层物性的改善却有积极的作用；其次，岩层沥青等重质组分增加；再次是本区延长组长2+3、长6、长8油层组地层水矿化度平均分别为2.9×10-2、（1.2～1.6）×10-2、2.5×10-2，与区域上对比该区延长组地层水矿化度普遍偏低，表明印支运动之后的构造抬升引起该区延长组上部地层发生了多次水化学交替作用。该区局部油藏含气，是由于构造抬升（如本区长8油层组埋藏仅700～1000 m，而在盆地北部埋深1400～2000 m）、油藏压力降低，导致溶解天然气逐渐游离析出，局部形成气顶气，如ZF26井长8油层组获气无阻流量1664 m3/d，CH4含量为96%～98%，比重0.57 g/cm3；重新试油获气7200 m3/d，CH4含量88%，F6井延安组、H9井长1油层组、F5井长2油层组等已见到此类天然气。

总之，富县地区具有良好的成藏条件，主要发育砂岩上倾尖灭（遮挡）型、砂岩透镜体型两类主要的隐蔽油气藏，油藏的形成受到席状、交织状、朵状三角洲砂体和油源的双重控制，主要发育以长6、长2、长8油层组为储层的岩性油藏。其中，长6、长8油层组油气藏的形成与分布主要受储层沉积岩性、地层共同控制，油藏大面积叠合连片；长2油气藏的形成与分布主要受储层岩性、低幅度鼻状构造（差异压实形成）与地层共同控制。总体上，在储层集中发育区具有良好的油气勘探潜力。