鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组致密油成藏主控因素分析
致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段为例
致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段为例姚泾利;曾溅辉;罗安湘;杨智峰;邓秀芹【摘要】鄂尔多斯盆地长6～长8段致密油是中国典型的致密油分布区.源储紧密接触是致密油的典型特征与成藏条件.致密油层非均质性强,石油运移多以垂向短距离为主.已有研究表明,储层非均质性是影响鄂尔多斯盆地合水地区剩余油分布的重要因素,但是目前对合水地区储层含油性影响因素的研究很少.通过分析合水地区长6～长8段源储结构及其与含油性的关系,研究其对储层含油性的控制作用.结果表明:合水地区长6～长8段源储结构复杂,长7段为源储一体型岩性组合,可细分为源夹储型、源储互层型与储夹源型3种类型,长6与长8段为研究区主要储层,与烃源岩形成邻源型岩性组合,细分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种类型;长7段源夹储型岩性组合的含油性最好,长6与长8段源储接触型岩性组合的含油性最好,最有利于致密油聚集;长6～长8段形成干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种石油运移通道组合,为致密油充注提供有利的通道网络.【期刊名称】《地球科学与环境学报》【年(卷),期】2019(041)003【总页数】14页(P267-280)【关键词】源储结构;岩性组合;通道类型;含油性;致密储层;裂缝;合水地区;鄂尔多斯盆地【作者】姚泾利;曾溅辉;罗安湘;杨智峰;邓秀芹【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油新疆油田分公司博士后科研工作站,新疆克拉玛依834000;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】P618.130 引言致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点。
鄂尔多斯盆地樊学油区长8砂岩裂缝平面展布及控制因素
第57卷第3期2021年5月地质与勘探GEOLOGY AND EXPLORATIONVol. 57 No. 3May 2021［油礼「资煤£doi ： 10.12134/j. dzykt. 2021.03.020鄂尔多斯盆地樊学油区长8砂岩裂缝平面展布及控制因素赵希,张小莉，杨振,李亚军，卢俊辉,王晓琳，钟高润（西北大学地质学系/二氧化碳捕集与封存技术国家地方联合工程研究中心/大陆动力学国家重点实验室，陕西西安710069）［摘 要］裂缝发育程度及其平面展布是影响低孔特低渗储层有效、高效注水开发的关键。
鄂尔多 斯盆地樊学油区长8油藏及周边油藏投产油井存在砂岩裂缝发育区含水上升快、裂缝侧向油井水驱开 发效率低等问题。
本文基于岩心、声电成像测井资料标定常规测井资料，选取特征参数构建裂缝识别综 合指数，实现樊学油区长8储层中砂岩裂缝的识别。
依据识别结果绘制砂岩裂缝平面展布图，进而结合 区域构造应力场及沉积特征分析裂缝发育的控制因素及其对生产开发的影响研究表明，基底断裂中生代以来的重新活动控制了樊学油区裂缝的形成与展布，裂缝优势展布方位为北北西向和北东东向，砂岩裂缝的发育程度受区域构造应力场、砂体厚度以及岩层组合等因素影响,」裂缝发育区油井具有初产高、产量递减快的特1,因此，在实际生产开发中，需要选择合适的注采井网，尽量采用大井距、小排距的 方式提高驱油效率。
上述认识为油藏开发部署提供一定的参考［关键词］砂岩裂缝平面展布控制因素长8储层樊学油区鄂尔多斯盆地［中图分类号］P631.8 ［文献标志码］A ［文章编号］0495 -5331（2021）03 -0667 -09Zhao Xi , Zhang Xiaoli , Yang Zhen , Li Yajun , Lu Junhui , Wang Xiaolin , Zhong Gaorun. The planar distribution and controlling factors of sandstone cracks in the Chang 8 reservoir,Fanxue oil district ,Or-dos Basin ［J ］. Geology and Exploration ,2021,07（3） ：0667 - 0670.0引言裂缝是低渗透储层油气运移的重要通道,对油 田注水开发也f 较大影响。
鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组长8油层组油气成藏期次与时限
Advances in Geosciences 地球科学前沿, 2017, 7(2), 151-157 Published Online April 2017 in Hans. /journal/ag https:///10.12677/ag.2017.72016文章引用: 李娜, 丁超, 周永婷, 余晓, 乔泽宇. 鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组长8油层组油气成藏期次Timing and Stages of Oil-Gas Accumulation: A Case Study of Chang 8 Member of Triassic Yanchang Formation in Fuxian Area, Southern Ordos BasinNa Li, Chao Ding, Yongting Zhou, Xiao Yu, Zeyu QiaoShaanxi Key Lab of Petroleum Accumulation Geology, School of Earth Sciences and Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an ShaanxiReceived: Apr. 4th , 2017; accepted: Apr. 22nd , 2017; published: Apr. 27th , 2017AbstractTiming and stages of oil-gas accumulation (OGA) are hot spots and key frontier for petroleum ac-cumulation geology in multi-cycle superimposed basin. As the important deep oil-gas reservoir of exploration, timing and stages of OGA of Chang 8 member of Yanchang formation in Ordos Basin are rarely reported. According to the lithofacies and fluorescence analysis of hydrocarbon fluid inclusions (FI) from sandstone samples, there are two different occurrence fluid inclusions for Chang 8 member of Yanchang formation in the study area. The first occurrence of hydrocarbon FI is banded in the quartz plus side, quartz mineral early cracks, showing brown or light green fluo-rescence. The second occurrence of the hydrocarbon FI is distributed in the cut-off quartz and its increased fissures, or late calcite cements, showing light yellow or yellowish green fluorescence. According to the test analysis of the homogeneous temperature of the salt water FI with the hy-drocarbon FI, the early FI homogeneous temperature distribution is in a range of (85˚C - 135˚C) with the peak of 105˚C ; the late distribution is in a range of (135˚C - 155˚C) with the peak of 145˚C. Combined with the history of tectonic thermal evolution, it reveals that the Chang 8 reservoirs went through 2-stage OGA of 164Ma and 127 Ma, which provides a new understanding for the mechanism and process of hydrocarbon accumulation in the Yanchang Formation. KeywordsSouthern Ordos Basin, Triassic, Chang 8 Formation, Fluid Inclusion, Geochronology of OGA鄂尔多斯盆地南部富县地区三叠系延长组长8油层组油气成藏期次与时限李 娜，丁 超，周永婷，余 晓，乔泽宇李娜 等西安石油大学，地球科学与工程学院，陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安收稿日期：2017年4月4日；录用日期：2017年4月22日；发布日期：2017年4月27日摘 要多旋回叠合盆地的油气成藏期次与时限研究是成藏地质学研究热点及前缘领域。
鄂尔多斯盆地平凉北地区长8 油藏特征及成藏主控因素
第33卷第6期2021年12月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.33No.6Dec.2021收稿日期：2021-04-19；修回日期：2021-06-20；网络发表日期：2021-09-18基金项目：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2017ZX05001002）和“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）联合资助作者简介：邵晓州（1985—），男，成都理工大学在读博士研究生，研究方向为石油地质综合研究。
地址：（710018）陕西省西安市未央区凤城四路兴隆园小区。
Email ：**************通信作者：王苗苗（1986—），女，博士，讲师，主要从事工程地质方面的教学与科研工作。
Email ：***************。
文章编号：1673-8926（2021）06-0059-11DOI ：10.12108/yxyqc.20210607引用：邵晓州，王苗苗，齐亚林，等.鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏特征及成藏主控因素.岩性油气藏，2021，33（6）：59-69.Cite ：SHAO X Z ，W ANG M M ，QI Y L ，et al.Characteristics and main controlling factors of Chang 8reservoir in northern Pingliangarea ，Ordos Basin.Lithologic Reservoirs ，2021，33（6）：59-69.鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏特征及成藏主控因素邵晓州1，2，3，王苗苗4，齐亚林2，3，贺彤彤5，张晓磊2，3，庞锦莲2，3，郭懿萱2，3（1.成都理工大学能源学院，成都610059；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018；3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安710018；4.长安大学公路学院，西安710064；5.中国石油长庆油田分公司第九采油厂，银川750006）摘要：鄂尔多斯盆地平凉北地区延长组长8油层组是增储上产的重要层系，油水关系复杂，成藏控制因素多样。
鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律
鄂尔多斯盆地油气的分布特征及富集规律盆地基本概况，油气分布特征，构造特征、储层类型、烃源岩特征、油气藏类型及成藏主控因素分析。
鄂尔多斯盆地由于其具有与我国东、西部明显不同的地质构造背景，因而有着独特的油气聚集规律和分布特征。
主要表现在：①古生界以海相或海陆交互相沉积为主，烃源岩分布面积较广，且较稳定；②古生界以生气为主，而中生界以生油为主，油、气生成高峰时期趋于一致；③盆地主体部分地层平缓（地层倾角＜1°），构造简单，并少见断裂，储集岩物性较差，因此油气以短距离运移为主，而油藏以自生自储岩性----地层圈闭为主。
根据含油气系统的基本研究方法，结合鄂尔多斯盆地的地质特征，该盆地含油气系统研究的总体思路可以概括为定源（烃源岩评价）-定时（生烃高峰或关键时刻）-定灶（生烃中心或生油洼陷）-定向（油气运移方向）-定位（油气运聚单元），下面根据这一原则，对鄂尔多斯盆地含油气系统予以初步分析。
烃源岩基本特征鄂尔多斯盆地存在J2, T3, C—P，O2四套烃源岩，其中几湖相泥岩和C一P系煤系泥岩是两套主要的烃源岩。
1.下古生界气源岩下古生界碳酸盐岩残余有机质丰度一般在0.12 %—0.33 %之间，平均为0.21% —0.22 %。
泥岩、泥灰岩烃源岩主要产于中奥陶统平凉组和上奥陶统克里摩里组、桌子山组及乌拉力克组，分布于中央古隆起西缘或南缘。
泥岩有机碳含量一般为0.4%—0.5 % ;泥灰岩残余有机碳含量大多在0.2%—0.5 %，最高达1.11 %。
干酪根镜检、干酪根碳同位素及轻烃组成等研究表明，鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩原始有机质类型为海相腐泥型生烃母质，即以I—II ］型干酪根为主。
有机质成熟度大多已进人高成熟阶段，故以生气为主。
2.上古生界烃源岩石炭一二叠系气源岩主要是一套海陆过渡相及陆相含煤岩系，主要发育在下石炭统本溪组、上石炭统太原组、下二叠统山西组，总体上分布较广。
煤主要分布于太原组和山西组。
鄂尔多斯盆地马岭地区长8段油藏主控因素
鄂尔多斯盆地马岭地区长8段油藏主控因素叶博;宋娟;张居增;曹润荣;梁晓伟;王炯【摘要】探讨鄂尔多斯盆地马岭地区上三叠统延长组第8段石油富集的主要控制因素.通过大量的钻探、分析化验资料,对长81和长82亚段的沉积、储层、油藏特征进行了对比研究.结果表明长7段烃源岩控制了长8段油藏的分布范围;烃源岩在主要生烃期形成的过剩压力为石油运移到长8段储集层的主要动力;长81油藏富集于水下分流河道微相和长石溶蚀成岩作用形成的相对高渗砂体,长82油藏主要分布于滩坝微相和绿泥石膜胶结作用形成的相对高渗储集层.近源和优势砂体的有效组合是长81油藏大面积分布的主控因素,裂缝和相对高渗砂体配置是长82油藏富集的关键.针对该区长8油藏的勘探思路是:自东向西推进,长81亚段追踪优势砂体,长82亚段寻找高渗砂带.【期刊名称】《成都理工大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2018(045)005【总页数】10页(P529-538)【关键词】鄂尔多斯盆地;延长组;主控因素;成藏条件;成藏模式【作者】叶博;宋娟;张居增;曹润荣;梁晓伟;王炯【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE122.31鄂尔多斯盆地处于华北克拉通的西南部，是在华北地台基础上发展演化形成的一个大型中生代、新生代陆相沉积盆地，盆地内构造简单、地层平缓(倾角<1°)[1-2]。
鄂尔多斯盆地马岭油田延长组长8储层特征及影响因素分析
鄂尔多斯盆地马岭油田延长组长8储层特征及影响因素分析高淑梅;陈娟;胡剑;范绍雷;范希良【摘要】通过岩心、测井、铸体薄片、扫描电镜等相关资料,对马岭油田延长组长8储层特征及影响因素进行研究.结果表明:马岭油田长8储集岩主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,成分成熟度低；储层孔隙类型多样,以粒间孔、长石溶孔为最主要的储集空间；物性特征为典型的低孔低渗储层；储层性质明显受沉积相和成岩作用的综合影响,其中,沉积厚度大、粒度较粗的水下分流河道砂体的储集物性最优,其次为河口坝,三角洲内前缘席状砂最差；成岩作用对储层物性有明显的控制作用,压实作用、胶结作用导致储层物性变差,溶蚀作用使储层物性得到较好的改善.%This paper studies the Chang 8 reservoir of Yanchang formation in Maling oilfield of Ordos Basin by using relevant data of cores, logging, cast thin section, and scanning electron microscope. The result indicates that the Chang 8 reservoir is dominated by lithic arkose and feldspathic lithic sandstone, has low compositional maturity; the reservoir presents diverse pore types with the dominant intergranular pores and feldspathic dissolved pores as major reservoir spaces; it is a typical low porosity and low permeability reservoir; reservoir properties obviously subject to sedimentary facies and diagenesis. The best reservoir property is found in underwater distributary channels with thick deposition and coarse grain size, then in mouth bars, and the poorest property is in delta front sheet sands; diagenesis obviously controlled reservoir properties; compaction and cementation had deteriorated reservoir properties; and dissolution had improved reservoir properties.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2013(020)002【总页数】4页(P34-37)【关键词】储层特征;孔隙结构;成岩作用;延长组;马岭油田;鄂尔多斯盆地【作者】高淑梅;陈娟;胡剑;范绍雷;范希良【作者单位】中油长庆油田分公司,陕西西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE122.2引言马岭油田位于鄂尔多斯盆地天环坳陷一级构造单元内，行政区属于甘肃省环县、庆城县境内，含油层主要为中生界三叠系延长组和侏罗系延安组地层，20世纪80至90年代发现了侏罗系油藏并进行了规模开发。
鄂尔多斯盆地东南部延长组致密油成藏条件及主控因素
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烃源岩普遍进入成熟阶段，部分达到高成熟 阶段，有利于油气的生成和排出。
储层条件评价
01
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03
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岩石类型
储层岩石类型主要为长石 砂岩和岩屑质长石砂岩， 成分成熟度较低，结构成 熟度中等。
物性特征
储层物性较差，孔隙度和 渗透率普遍较低，属于致 密储层。
孔隙结构
孔隙类型以粒间孔和溶蚀 孔为主，喉道细小且连通 性差，导致储层渗流能力 较弱。
构造特征
02
东南部地区构造相对简单，主要表现为一系列鼻状构造和局部
低幅度背斜。
沉积相带
03
该区主要发育河流相、三角洲相和湖泊相等沉积相带，为油气
成藏提供了良好的储集条件。
延长组地层发育情况
地层厚度
延长组地层在东南部地区厚度较大，一般可达数百米至千余米。
岩性组合
延长组主要由砂岩、泥岩和煤层等岩性组成，其中砂岩是主要的 储集层。
开发技术优化与提高采收率途径探讨
水平井钻井技术
针对致密油藏储层物性差、渗透率低的特点，采用水平井钻井技 术，增加泄油面积，提高单井产量。
压裂增产技术
通过水力压裂、酸化压裂等压裂增产技术，改善储层渗透性，提高 致密油藏的产能。
注水开发技术
在致密油藏开发中，采用注水开发技术，补充地层能量，维持地层 压力，提高采收率。
03
成藏条件分析
生烃条件评价
烃源岩分布
有机质丰度
鄂尔多斯盆地东南部延长组烃源岩主要为 长7段和长9段的暗色泥岩和油页岩，具有 厚度大、分布广的特点。
烃源岩中有机质丰度较高，氯仿沥青“A” 和总烃含量普遍较高，为生油提供了良好 的-腐殖型为主，具有较好的 生油潜力。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。
鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。
延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。
研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。
本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。
通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。
结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。
在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。
总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。
通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。
二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。
盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。
这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。
在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。
这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。
鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。
鄂尔多斯盆地天环坳陷北段长8储层致密成因
东北石油大学学报第40卷第5期 2016年10月JOURNAL OF NORTHEAST PETROLEUM UNIVERSITY V ol.40 N o. 5 O c t2016DOI 10. 3969/j.issn.. 2095 —4107. 2016. 05. 005鄂尔多斯盆地天环坳陷北段长8储层致密成因刘广林h2,马爽h3,邵晓州h2,周新平h2,郭正权h2,王亚玲^(1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710018; 2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安710018; 3.中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西西安710018 )摘要：鄂尔多斯盆地天环坳陷北段与姬塬地区同属西北沉积体系，且比姬塬地区更靠近物源区，但是该区长8储 层物性较姬塬地区的差。
利用薄片观察、粒度和地层水分析、成像测井等资料，分析天环坳陷北段与姬塬地区长8储层成岩环境的差异性。
结果表明：自晚侏罗系以来，天环北段处于天环坳陷最低部位，压实作用强烈；研究区临近构造活动带，裂缝发育，目的层流体封闭性差，在构造应力的作用下，砂岩和泥岩流体交换作用强，成岩反应消耗的离子不断得到补充，导致铁方解石、高岭石胶结严重；强烈的压实和胶结作用是导致储层致密的主要原因。
该研究结果对鄂尔多斯盆地石油勘探开发具有参考意义。
关键词：天环坳陷北段；长8储层；储层致密；压实作用；胶结作用；鄂尔多斯盆地中图分类号：TE122. 2 文献标识码：A文章编号=2095 - 4107(2016)05 - 0038 - 08〇引百鄂尔多斯盆地延长组为低孔低渗储层，发育大型低渗一超低渗岩性油藏。
致密储层影响油藏分布，是 制约石油勘探开发的关键因素之一。
储层致密成因是储层研究的重点，目前人们认为沉积和成岩作用是 控制储层物性的重要因素[1_9]。
沉积条件决定储层岩石结构及空间展布特征，粒度粗、抗压实组分多、泥 质含量少、厚度大的储层后期压实及胶结作用相对较弱，保留较多的粒间孔[4’7]。
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油气藏评价与开发第9卷第1期2019年2月RESERVOIR EVALUATION AND DEVELOPMENT收稿日期：2018-06-06。
第一作者简介：刘秀婵（1985—），女，硕士，讲师，石油天然气勘探开发。
基金项目：国家自然科学基金“陆相页岩岩性非均质性及其对油气滞留的影响”（41702136）；延安大学2015年度校级青年项目（YDK2015-66）；延安大学2018年度校级青年项目（YDK2018-27）。
鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组致密油成藏主控因素分析刘秀婵1，陈西泮2（1.延安大学石油工程与环境工程学院，陕西延安716000；2.延长油田股份有限公司，陕西延安716000）摘要：基于大量岩心分析数据，从研究鄂尔多斯盆地富县地区延长组长8致密油性质、赋存空间入手，综合分析该区致密油成藏主控因素。
富县长8段细砂岩含低密度、低黏度可流动致密油，且多聚集在微米级孔喉中。
致密油成藏主要受控于广泛发育的长7、长9烃源岩，“源夹储、储内夹源”成藏模式，水下分流河道微相环境下形成的复合叠置沉积砂体优质储层三大因素。
根据上述致密油藏控制因素，结合目前勘探实践，预测出富县地区长8致密油6个潜力区块，为下一步勘探提供依据。
关键词：成藏主控因素；致密油；长8油层组；富县地区；鄂尔多斯盆地中图分类号：P512文献标识码：AAnalysis on main controlling factors of tight oil reservoirs in Chang-8reservoir of Fu County,Ordos BasinLiu Xiuchan 1and Chen Xipan 2（1.School of Petroleum Engineering and Environmental Engineering,Yan 'an University,Yan 'an,Shaanxi 716000,China;2.Shaanxi Yanchang Petroleum Co.,Ltd.,Yan 'an,Shaanxi 716000,China ）Abstract:Based on the massive analytical data of core,we comprehensively researched on the main controlling factors of the tight oil reservoir according to the property and the storage space of the tight oil formation in Chang-8reservoir of Fu County in Ordos Basin.Fine sandstone in Chang-8reservoir contained the movable tight oil with low density and low viscosity,and mostly concen⁃trated in micron-sized pore throats.The accumulation of tight oil was mainly controlled by three factors that were the source rocksof Chang-7and Chang-9reservoirs,the main accumulation mode of "the reservoir existed in the resource,and the resource existedin the reservoir ",and the high quality reservoir with composite superimposed sedimentary sand body formed in the underwater dis⁃tributary channel microfacies environment.Based on the controlling factors above,and combined with the current exploration re⁃sults,we predicted 6potential blocks of Chang-8tight oil reservoir in Fu County,and provided the basis for the further exploration.Key words:controlling factors of reservoir formation,tight oil,Chang-8reservoir,Fu County,Ordos Basin近年来致密油作为非常规油藏一大类型，成为国内外勘探和研究的热点[1]。
我国鄂尔多斯盆地三叠系延长组长6、长7、长8、长9油层组发育典型致密油藏，具有良好的油气资源前景，主要分布于定边—吴起—延安—富县—黄龙、环县—华池—庆城—合水—庆阳—正宁两大区域[2，3]。
目前，众多研究者主要集中对盆地长7致密油的地质认识、成藏特征、主控因素、微观特征及开发模式等方面[4-6]进行研究，并取得重要进展，但针对盆地南部长8致密油的认识程度相对较低，尤其对盆地南部（甘泉、富县、黄陵和旬邑地区）长8致密油藏研究仍存在致密油分布规律及主控因素和南部长8致密油与邻层长7、长9生储关油气藏评价与开发第9卷系不明确等显著问题。
从富县地区长8致密油地质特征出发，分析该区域长8致密油分布主控因素，以期为盆地南部致密油研究、为富县地区长8致密油下一步勘探部署提供借鉴。
1长8油层致密油分布富县地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部，呈与构造背景吻合的东高西低低角度单斜，自东向西发育3个鼻状隆起，勘探面积4182km 2。
研究区受渭北隆起、晋西挠褶带形成与演化的控制，白垩纪晚期大幅度抬升剥蚀[7]。
主力产油层有长2、长7及长8。
其中长8油层厚度最大、产能最强，地层平均埋深1030～1550m ，根据沉积旋回和岩性、电性特征，将长8油层组自下而上分为长82、长81两个亚组，地层总厚度约90～130m ，其中长81地层厚约38～64m ，长82地层厚约32～65m ，致密油多富集于长82亚组。
富县地区长8致密油勘探获得突破地区有姜家川油区、大东沟油区、水磨沟油区、钳二油区四个有利区块，探明面积约62km 2。
纵向上，长8致密油分布于覆盖盆地西南大部分区域的长7张家滩页岩与盆地中南部发育的长9李家畔页岩中间（图1），平面上，四个主力致密油区块均位于湖盆边界形成的三角洲前缘水下分流河道储集砂体中。
2长8致密油特征2.1地层原油性质依据富县地区6口长8油层原油高压物性分析结果，长8致密油地层原油性质如下（表1）：长8油层温度为53.12～60.92℃，平均56.89℃，地层原油密度为0.7388～0.8023g/cm 3，平均0.7674g/cm 3，地层原油黏度为0.954～6.810mPa·s ，平均3.171mPa·s ；在姜家川FX45井区，长82地层原油黏度相对略高，为6.810mPa·s ，气油比分布为18.48～47.88m 3/m 3，平均36.36m 3/m 3。
按照原油分类方案，属于高气油比、低黏度、低密度轻质原油，本区原油密度小于0.8251g/cm 3，在孔隙度大于7%条件下，轻质油可以相对达西流动状态自由流动[8]。
2.2赋存空间及状态低渗透储层中存在多样的孔隙类型，不同尺度孔隙中石油微观赋存状态是认识致密油特征的关键[9]。
富县油田长8油层组属典型的低—特低、特低—超低渗透油藏类型，储层内分布着复杂多样、迂回图1富县地区FX2井长8致密油层位分布Fig.1Chang-8tight oil stratum of well-FX2in Fu County井号L197FX45L77FX325L147LP163平均层位长81长82长82长82长82长82油藏中深/m 1535133314351421151516751486地层压力/MPa 6.6174.6505.68510.0458.2923.0006.382油层温度/℃60.4653.1256.6456.0560.9254.1456.89饱和压力/MPa 5.8093.5392.5314.2425.4942.6304.041气油比/(m 3·m -3)47.8818.4820.3542.7845.4243.2636.36气体平均溶解系数/(m 3·m -3·MPa -1)8.2425.2488.0699.1738.26719.2409.707体积系数1.2321.0951.1021.1391.2201.1261.152收缩率，%18.838.298.3514.4818.0411.0213.17原油密度/(g·cm -3)0.73890.80140.80230.78110.73880.74200.7674黏度/（mPa·s ）0.9836.8104.3852.7220.9543.171表1富县地区长8地层原油高压物性分析统计Table 1Statistic of physical properties of crude oil under high pressure of Chang-8formation in Fu County2第1期刘秀婵，等.鄂尔多斯盆地富县地区长8油层组致密油成藏主控因素分析曲折的孔喉类型，是制约油气运移、充注、成藏的一大因素。
2.2.1赋存状态因石油具有荧光特性，在荧光薄片下可直观石油在储层中的赋存状态。
选取富县地区三口井（HT1井、L136井、L199井）131个长8荧光薄片观察发现，富县长8油层组中致密油主要的赋存状态表现为以下两种：1）原油以零星状或不规则形状赋存在残余粒间孔、长石/岩屑溶孔、碳酸盐岩晶间孔中（图2a ）；2）部分岩屑被原油浸染，呈薄膜状表现出荧光（图2b ）。
整体上裂缝不发育，致密油荧光性表现为弱—中等。
2.2.2赋存空间多角度、多种技术可共同验证致密储层微观孔隙、喉道的定量、定性表现，富县地区长8致密储层孔喉研究主要采用常规高压压汞、岩心核磁共振T 2谱分析和CT 扫描技术来反应孔隙喉道大小及连通性。
1）高压压汞反映孔隙结构通过铸体薄片和扫描电镜观察发现，富县长8油层组主要发育原生残余粒间孔、次生粒内溶孔、粒间溶孔、晶间孔。