泾河油田长8成藏主控因素分析

罗 凯

（中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，湖北 武汉430223）

泾河油田位于陕西省彬县、长武和甘肃省宁县、灵台等县内，面积3 011.8Km2。构造上位于鄂尔多斯盆地西南部、伊陕斜坡与渭北隆起的交汇处，整体由北西向南东抬升，局部发育鼻状隆起。由于整体抬升，地层遭受不同程度剥蚀，北东部较南西部保存完整，构造相对较平缓。

该区地层是三角洲前缘沉积，主要发育水下分流河道砂体，含油层位为长6、长7、长8油组（表1）。从目前研究的情况来看，泾河地区主力油层主要是位于长8油组。

表1 泾河油田延长组地层简表

1 油气成藏条件

1.1 生烃条件

鄂尔多斯盆地延长组发育多套烃源岩。从泾河油田地化指标研究结果来看，烃源岩中重排霍烷和补身烷，尤其是8β（H）－补身烷，含量的高低直接影响到烃源岩的有效性。

根据地化参数将烃源岩分为5类，其中A1、A2、A3类烃源岩有效性为优和好（表2）。泾河油田优质烃源岩主要分布在长7油组，岩性为油页岩。

表2 泾河油田烃源岩分类评价地化指标表

1.2 储层条件

长8油组在湖盆扩大初期，从工区西南边发育有三角洲，西南物源进入工区以后，呈条带状发育多条由西南向北东向的三角洲前缘水下分流河道，河道宽2～3km，延伸度48km，砂体厚度一般为4～8m，最厚厚度可达13m；长8储层孔隙度分布范围为0.1% ～18.5% ，平均值为6.4% ，孔隙度 ＜8% 的样品占总样品的78.1% ，渗透率值介于（0.01～20.77）×10－3μm2，平均值为0.40×10－3μm2，其中，渗透率≤0.3×10－3μm2的样品占总样品的70.3% ；长8各小层中，长832的孔隙度要高于其它小层。砂体的含油气性分布研究表明，油气聚集带分布于局部砂岩储层中，说明储层条件对油气成藏控制作用不大。

1.3 封盖及保存条件

研究区录井和测井资料和区域沉积演化表明长7油组沉积早期湖盆基底急剧下沉，为延长组最大湖侵期，湖岸线向西、向南退去，工区完成被深水淹没，发育以补偿为主的深灰色、灰黑色泥岩和油页岩，有机质富，是区内最得要的烃源岩。长7深湖相泥岩不但为长8油藏的形成提供了充足的烃源，而且为油气在长8油层中的聚集成藏起到了有利的封盖作用。

油田水的水型及其矿化度代表了油气成藏的地质环境，利用泾河油田25口井37块水样分析资料统计分析了该区长6至长10油组地层水的总矿化、氯根及水型等值（表3），地层水矿化度、氯根含量等变化大，表明地下水总体上处于封闭静止地质环境中，对油气成藏形成及保存有利。

表3 泾河油田地层水分析结果汇总表 （单位∶mg／l）

1.4 区域油气运移

油藏的形成除受烃源岩和沉积相带的控制外，还与储层物性的好坏有着较为密切的关系。油气运移遵循沿阻力最小的方向运移的原则，因此，喉道粗的储层中，如果盖层发育则聚集成藏。

从泾河油田三维地震资料解释的构造上可以了解到该区的断层以高角度断层为主，断层走向以南西－北东向为主，共发育有四组较大型断裂（横向延伸超过10Km）、多组小型断裂（横向延伸在6Km以下，延伸最短为1.0km）。

从T6c相干体与试油成果叠置图（图1）上可以看出，试油获油流井均位于断裂附近，而且特别是日产油大于5.0t的井均位于区内的四组较大断裂附近，表明泾河油田的断裂在油气成藏中起着主要疏导作用，是油气运移的主要通道。

图1 泾河油田裂缝区与试油成果叠置图

2 成藏主控因素分析

2.1 油气成藏模式

研究表明，泾河地区的石油主要来源于长7底部的生油岩后，在异常高压作用下，沿断裂或微裂缝向下倒灌进入长8油层。

泾河油田目前获得产能的井主要集中在断缝带和优质储层发育区，根据烃源岩、断裂和储层展布建立了泾河油田成藏模式图（图2）。从图2中可以看出，泾河油田长8油藏是以长7油组烃源岩为油源，长8油组优质储层和裂缝为储层、断裂为油气运移通道的上生下储式油气藏。

图2 泾河地区长8成藏组合剖面示意图

2.2 油气成藏主控因素

泾河地区长8油藏成藏模式研究表明，作为油气运移通道的断裂发育带及优质烃源岩的厚度是控制泾河地区油气藏形成及其分布的主要因素。在断裂带运移途径上，越靠近优质烃源岩的砂体，油气聚集成藏的可能性越大。

3 结论

1）泾河地区长8油层厚度大、储层物性差，属于典型的特低渗透一超低渗透油藏。

2）延长组油藏受纵向生、储、盖配置关系的控制，密集断裂带是油气运移的优势通道，在断裂带附近区域的砂体是油气聚集的有利地区。

3）研究区内聚集的油气主要来自于长8顶部的长7的油页岩，越靠近生烃的断裂密集带上，油气聚集成藏规模越大。

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