富县油田姜家川地区长8油层组 岩性油藏勘探

马芳侠，李晓路，张 庆，陈义国，段昕婷

(陕西延长石油(集团)有限责任公司，陕西 西安 710075)

0 引 言

鄂尔多斯盆地是中国重要的油气生产基地，已投入勘探开发的4套含油气系统均为地层-岩性油气藏[1]。其中，在上三叠统延长组含气系统中已发现特低渗、超低渗、致密等多种类型的岩性油藏，并取得较好的勘探效果及理论成果[2-4]。随着近年来勘探的不断深入，石油勘探工作者逐渐将工作重心转移到延长组下部层系，紧邻长7烃源岩的长8油层组成为勘探的重要层系，并在盆地的西南部、西北部、东北部已陆续发现多个长8油层组的油田[5-8]。

富县油田姜家川地区位于鄂尔多斯盆地的东南部。研究区长8油层组为灰绿色细砂岩、灰黑色泥岩互层，非均质性强，储层的物性普遍较差，导致该地区岩性油藏勘探程度较低且难度较大。早期勘探及研究表明，粒度细、成熟度低、大孔细喉型孔隙结构是导致长8储层物性差的主要因素[9-10]；同时认为，长8油藏的分布主要受烃源岩、沉积微相、低幅构造、优势储层等因素控制[11-13]。前人研究对象大多是东南部地区勘探较为成熟的区块，而姜家川地区勘探程度低，对油气的分布及主控因素仍缺乏系统认识，很大程度制约了该区岩性油藏的勘探进程。此次研究根据近年来钻井及测井资料，在深入分析长8油层组沉积特征、储层特征、油藏特征的基础上，探讨该地区岩性油藏的主控因素及油气成藏模式，明确研究区岩性油藏的勘探前景，以期对该区下一步的勘探工作提供依据。

1 基本地质特征

姜家川地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的南部富县范围内，晚三叠世延长组时期，研究区位于湖盆沉积中心的东南部，发育多套生、储、盖组合，三叠系延长组为已发现的主力含油层系，包括长2、长6、长7、长8多个油层组。其中，长8油层组是该区域近年来勘探的重要目的层，最新的油气资源评价结果显示，长8油层组的控制储量约占南部探区延长组的46%，且目前勘探程度较低，是该地区未来增储上产的主力层系。

1.1 沉积特征

鄂尔多斯盆地在晚三叠世延长组长8沉积时期，湖盆水体较浅，湖底地形平缓，以浅水湖泊三角洲为主要沉积类型[14-15]，研究区位于滨浅湖区，物源主要来自盆地东北部的物源区，形成进积型三角洲[11，16]。通过对区域内的岩心进行观察，同时结合前人的研究成果，认为研究区长8油层组主要发育三角洲前缘亚相，微相类型主要为水下分流河道、分流间湾、水下天然堤。

长82时期，由于长9段后期的湖盆扩张结束，三角洲进积速度较快，研究区发育三角洲前缘沉积，自北东向南西方向展布(图1)。该时期三角洲前缘水下分流河道较为发育，分布范围广，岩性以灰绿色细砂岩为主，砂体累计厚度普遍大于20 m，最大厚度可达30 m；其边部发育水下天然堤，岩性偏细，多为粉砂岩，砂体厚度偏薄；水下分流间湾微相发育较为局限，泥质沉积为主，岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩。

长81时期，湖盆重新开始扩张，水体上升，三角洲发生退积。研究区三角洲沉积范围比长82时期小，但整体具有一定的继承性，三角洲展布方向大致相同(图2)，水下分流河道微相的发育范围变小，砂体厚度小；水下分流间湾分布范围增加，整体沉积了一套砂泥岩互层的岩性组合。

图1 姜家川地区长82沉积相

图2 姜家川地区长81沉积相

1.2 储集层特征

研究区长8储层岩性主要为细粒长石砂岩，碎屑颗粒直径为0.03～0.12 mm，分选中等，磨圆为次棱角—次圆状。砂岩矿物成分中长石含量较高，占38.0%～65.0%，平均为51.4%；其次为石英，占11.0%～28.0%，平均为21.3%；岩屑含量为7.0%～13.0%，平均为9.7%。填隙物含量为4.0%～21.0%，平均为12.1%，主要为黏土杂基和碳酸盐岩胶结物、黏土矿物胶结物、硅质胶结物。胶结类型以孔隙为主，其他胶结类型不发育。

研究区薄片鉴定资料统计显示，长8储层孔隙类型主要为次生孔隙，包括长石溶孔、岩屑溶孔以及沸石溶孔，孔隙组合为溶蚀孔-粒间孔。其孔隙度最大为13.60%，最小为1.40%，平均为6.75%；渗透率最大为0.487×10-3μm2，最小为0.050×10-3μm2，平均为0.380×10-3μm2。根据低渗透砂岩储层的评价标准[17]认为，研究区长8储层为超低渗透储层。

1.3 油藏特征

研究区长8油层组的油藏类型以岩性油藏为主，埋深为1 200～1 400 m，平均地层温度为53.1 ℃，原始地层压力较低，压力系数为0.426 4，属于低压油藏。已发现的油藏一般不具有边底水，结合前文的物性分析，认为该地区长8油层为低压、差物性油藏，油井基本无自然产能。研究区原油密度和黏度较低，密度一般为0.807 8～0.831 8 g/cm3，黏度为2.33～5.29 mPa·s。油层段经过压裂改造后，单井试油最高日产油为3.825 t/d，平均日产油为1.150 t/d，具有较好的勘探潜力。

2 岩性油藏主控因素

岩性油藏是指储集层岩性变化所形成的圈闭，后期为油气充注成藏。储集层的岩性变化可以由沉积作用形成，也可以在后期成岩过程中形成。通过对长8油层组的沉积相、储层、油藏特征进行综合分析认为，研究区长8油层组岩性油藏主要受沉积相分布、烃源岩供给、成岩作用的影响。

2.1 有利的沉积相带控制油藏的分布

沉积相控制着储集体的形态、规模以及相互间的联系，同时也是岩性油藏形成的基础条件。研究区长8油层组主要为发育在浅湖环境中的三角洲前缘沉积，长82砂体自然伽马曲线呈钟形，多个砂体叠加时呈齿状箱形，夹有薄层深灰色泥岩；长81则为中厚层钟形砂体与中厚—厚层的深灰色泥岩互层。垂向上，砂泥岩互层的岩性特征可发育多个生储盖组合，利于多套油层的形成；平面上，分流间湾的细粒沉积分布于水下分流河道砂体之间，侧向上对油气形成遮挡，对岩性油藏的形成提供有利条件。长8水下分流河道砂体较为发育，其规模及物性较好，是研究区岩性油藏勘探的有利相带。

2.2 优质的烃源岩供给充足的油源

研究区位于湖盆边缘的东南部，发育长7中下部和长9顶部2套主要的烃源岩。其中，长7沉积时期发生最大湖泛，湖盆面积最大，水体较深，形成大面积的浅湖—半深湖暗色泥岩、油页岩组合[18-19]；长7中下部黑色页岩与暗色泥岩的厚度最大可达76.9 m，平均厚度为53.6 m，整体呈现东薄西厚的分布特征。长9顶部的黑色页岩主要形成于湖盆发展初期，发育范围及厚度较小，平均厚度为8.4 m，虽然发育规模远小于长7的烃源岩，但对于长8下部的油藏仍然起着重要作用。

长7与长92套烃源岩的分析结果显示，其烃源岩样品的有机质类型主要以Ⅰ型—Ⅱ1型为主，有机质丰度高，总生烃潜量较大；同时，根据泥岩压实曲线发现，这2套泥岩地层中存在欠压实带。烃源岩欠压实形成的异常高压可以促进流体的运移，并且在欠压实作用下，流体的运移方向是由烃源岩向邻近的储集层或运载层运移。长8油层组属于正常压实带，位于2个欠压实带之间，长7和长9烃源岩内的流体在异常压力的作用下优先进入长8的优势砂体中，直至被泥岩或物性较差的砂岩封闭成藏。

其次，长7中下部的厚层泥岩直接沉积于长8之上，通过毛细管压力封堵油气的物性封闭、欠压实带形成的异常高压造成的超压封闭以及烃浓度封闭3种方式封存油气。研究区域内已发现的长8工业油流井大多分布在水下分流河道砂体与长7烃源岩优势区(烃源岩厚度大于40 m)重叠的区域。由此可见，烃源岩与优势砂体的匹配关系也是油气成藏的关键。

2.3 强烈的溶蚀作用提高储层的储集性能

砂岩中的任何碎屑颗粒、杂基、自生矿物在一定的成岩环境中都可以发生不同程度的溶蚀作用。溶蚀作用形成了砂岩中的次生孔隙，进而提高砂岩储层的储集性能。研究区长8砂岩储层中长石和岩屑含量较高，二者含量之和约占61%，成分成熟度低；由于砂岩中含有的不稳定组分较高，容易发生酸性溶蚀作用，主要表现在各种易溶的砂岩组分发生部分、甚至全部溶蚀，并形成多种类型的次生孔隙。区内常见长石边缘溶蚀，颗粒内部沿解理缝溶蚀成蜂窝状，碳酸盐岩屑颗粒溶蚀以及粒间填隙物的溶蚀作用也较强烈(图3)。溶蚀作用可改善研究区储层的储集性能，为油气富集提供充足的空间。

图3 研究区长8储层微观特征

3 长8油层组岩性油藏勘探前景

3.1 成藏模式

研究区长8油层组主要受三角洲前缘砂体控制，具有良好的岩性油藏成藏基础。其上部的长7油层组底部的烃源岩，有机质含量较高，生烃潜力较好，不仅是长8油藏的主力烃源岩，而且还是有效封闭油气的盖层；下部为长9顶部的烃源岩，其发育规模及生烃强度虽不及上部的长7烃源岩，但是局部发育较好，上下2套烃源岩均为长8岩性油藏提供充足的油源。长8储集砂体主要为水下分流河道砂体，砂体相互叠置，厚度较大，与水下分流间湾泥质沉积形成岩性圈闭。后期发生强烈的溶蚀作用，使储层得到有效改善，为油气的运移及富集提供通道和空间。

优势砂体形成的储层既是油气储集的空间也是油气在致密储层中运移的主要通道，因此，优势砂体与烃源岩良好的匹配关系至关重要。上下2套烃源岩在内部压力的作用下均向长8油层组的储层供给油气，形成独有的“夹心式”充注、优势砂体储集的油气成藏模式(图4)，同时在研究区发育小型鼻状隆起，油气同时受到构造的控制，局部可形成构造-岩性油藏。

图4 长8油层组油藏成藏模式

3.2 有利区预测

在上述分析基础上，首先利用烃源岩分布规律、砂体分布特征以及顶面构造进行综合分析，进而对潜力区进行预测；然后结合近年来该地区长8油层组的勘探成果，对潜力区进行再次评估，优选出有利区；最终，研究区内共预测Ⅰ类有利区5个，Ⅱ类有利区2个(图5，h为砂体厚度)。下一步的勘探重点为姜家川地区的西北部，同时兼探南部区域，采取扩边勘探，逐步扩大勘探成果。

4 结 论

(1) 研究区长8油层组主要为三角洲前缘沉积，物性较差，为超低渗透储层，油藏类型主要为低压低密度的岩性油藏，经压裂改造后，具有较好的产能。

(2) 研究区岩性油藏主要受沉积微相分布、烃源岩供给以及成岩作用的控制，其中，三角洲前缘亚相形成良好的储集砂体，控制着油藏的分布规律；烃源岩供给及其与优势砂体的匹配关系是油气运移成藏的关键；强烈的溶蚀作用改善了储集条件，为油气的富集提供了空间。

(3) 建立了研究区长8油层组独有的“夹心式”充注、优势砂体储集的油气成藏模式，综合分析烃源岩分布规律、砂体分布特征以及顶面构造，预测出5个Ⅰ类有利区和2个Ⅱ类有利区。

图5研究区长8油层组有利区预测

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