岩性油气藏期刊投稿

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开展油气成藏条件研究的主要内容和目的：一是总结研究区具体油气成藏模式及主控因素，抽提研究区评价中应考虑的地质因素，构建符合研究区实际情况的评价模型。二是弄清研究区成藏条件，为评价工作打好扎实的基础。

油气成藏条件研究是一个综合研究课题，要求研究领域全面、系统。概括起来，主要包括如下几个方面：

（1）盆地分析：盆地所处大地构造位置、地壳深部结构及盆地基底特征，盆地几何形态，盆地沉积充填及地层详细划分对比、盆地沉降沉积史与热史，主要构造运动期次、性质、方向及产物，局部构造样式、特征、成因及分布，断裂形成机制、性质及分布。

（2）含油气系统研究：主要生油岩空间分布，各生油岩的岩性、有机质丰度、类型、演化程度，有效生油岩分布面积、生油能力及生烃强度分布；主要生油区及供烃方向、运移通道，有利储集相带、储层岩性及其分布，储层物性特征、孔隙结构、次生孔隙发育带及储层非均质性，盖层岩性、分布及连续性，盖层物性及有效封盖能力，生储盖组合类型及特征，含油气系统划分及其综合研究与评价。

（3）圈闭描述：圈闭类型及其特征，各类圈闭分布规律，圈闭形成期，圈闭有效性和捕油能力。

（4）油气田（藏）研究：统计研究区已知油气田（藏）分布层位与部位、储盖层特征、圈闭规模及形成期、油气藏类型及规模、油气藏特征及形成机制，选择不同类型油气藏的典型实例，从成藏条件、成藏机制、保存与破坏各方面进行深入解剖，总结本区成藏模式及主控因素，总结油气藏分布规律。

（5）开展研究区与国内外标型区的对比研究和研究区内部高勘探部位（圈闭）与低勘探部位（圈闭）的对比研究，选择对比参数并进行取值论证。

（6）建立研究区勘探开发历史数据，分析勘探阶段，总结勘探发展规律，分析勘探前景。

当然，所有这些研究的内容很多，工作量很大，不可能均要求在资源评价中从头做起，但应该对前人已有的研究成果进行综合分析，并根据新资料、新勘探成果和认识进行修改与补充，根据评价目的进行高度总结。

由于裂谷盆地岩性、岩相变化迅速，因此岩性尖灭油气藏屡见不鲜，其规模有大有小。现以双河油田和木日格—苏布油藏为例，介绍其特点。

（一）双河油田岩性尖灭油气藏

双河油田位于河南省南部，其构造位置处于南襄盆地泌阳凹陷的西南边部。是一个以砂岩上倾尖灭岩性油气藏为主体的复式油气藏，探明叠加含油面积31.8km2，属亿吨级大油田（王寿庆等，1997）。

1.地层特征

泌阳凹陷钻遇最老地层为新生界古近系。推测基底地层为中新元古界和下古生界；沉积盖层主要为古近系、新近系和第四系。根据地震资料和区域资料推测存在上白垩统。主要发育有古近系古始新统玉皇顶组和大仓房组，为一套河湖相红色建造，不具备生油条件，厚3000～4000m。下部为棕红色砂砾岩与紫红色泥岩、砂质泥岩互层；上部为棕红色泥岩夹灰色泥岩和泥质白云岩，富含石膏。

古近系渐新统核桃园组，分为三段。核三段为深灰色泥岩与页岩及粉细砂岩、砂岩、砂砾岩，上部夹油页岩和天然碱，厚530～1550m。是区内主要烃源层段。核二段为灰色泥岩、白云质泥岩、泥质白云岩与白云岩互层，夹天然碱及少量砂岩，厚500～800m。核一段为发育一套灰色、灰绿色泥岩夹灰色粉砂岩和褐色劣质油页岩，以及少量粗砂岩，厚度＜500m。

古近系渐新统廖庄组，下段为棕红色泥岩、粉砂岩和灰黄、杂色砂砾岩。上段为灰绿色夹棕红色泥岩，含石膏层和石膏脉。厚度＜720m。

新近系凤凰镇组，为一套灰黄色、棕黄色泥岩、砂岩和砂砾岩，底部常有一层块状砂砾岩。厚度＜200m。其下为不整合接触。

图4-5 双河油田构造图

（据王寿庆等，1997）

2.构造特征

整个双河油田是一个由北西向南东平缓倾伏的鼻状构造，西北抬起为单斜（图4-5）。构造轴向315°～340°，两翼不对称，东北翼缓，3°～7.5°；西南翼稍陡，9°～15°，最大闭合高度450m，构造面积约50km2。构造南翼发育11条规模不大的正断层，其中5 条走向北西，倾向北东；4条走向北东，3条倾向北西，1条倾向南东，2条近东西向走向。长度为0.2～2.75km，落差为4～138m。这些断层对油层有一定的分割作用。

3.储层特征

储层主要为核三段扇三角洲砂体，由东南向西北方向呈扇形展开，减薄直至尖灭。砂体分布范围广，叠加面积较大，可达100km2。储层岩性主要为砂岩及少量砾岩。砂岩多为长石不等粒砂岩、岩屑长石砂岩等，砂岩单层厚度大，一般5～20m，多呈块状。

储集空间类型，主要有粒间残余孔、粒间溶孔、粒内溶孔、裂隙及微孔隙等，其中以次生粒间溶孔为主。

孔隙结构，孔喉半径大，孔喉半径均值为2～28.1 μm，最大连通孔喉半径可达75μm。且孔喉分布的主峰位与渗透率贡献值频率分布的峰位大体一致，表明大多数油层主要是由连通性好的大孔道组成的，具有很高的渗透能力。

储层物性中等，小层平均孔隙度为18.8%，平均渗透率716×10-3μm2，属中孔中高渗储层。由于沉积上的单砂层的厚度大，岩性粗而杂；加之成岩作用过程中的溶蚀、充填、胶结的不均质性等因素，使储层非均质严重，渗透率的级差较大，渗透率变化范围介于0.00001～6 μm2，但小层内变化较小。

4.油气藏特征

（1）油气藏类型：由于本区发育了自东南向西北扇三角洲砂体和由西北向东南倾伏的大型鼻状构造相配置的地质条件，形成以砂岩上倾尖灭圈闭为主体的多种圈闭类型和相应的油气藏类型。

砂岩上倾尖灭油藏占油田总储量的三分之二以上（图4-6）。而鼻状构造倾伏端的断鼻、断块油藏仅占油田总储量的30.4%。砂岩上倾尖灭圈闭的形成有赖于砂岩尖灭线与砂岩顶面构造等深线相交；或侧向断层遮挡；或分流河道间泥质岩形成遮挡；或成岩作用形成的致密带遮挡圈闭及相应的油气藏类型（图4-7，表4-1）。

图4-6 双河油田油藏纵向剖面图

（据王寿庆等，1997）

图4-7 双河油田圈闭类型图

（据王寿庆等，1997）

（2）油气藏压力与温度：原始地层压力高，平均为17.5Mpa，原始饱和压力低，平均为3.07Mpa，地饱压差大，平均为14.43Mpa，原始气油比低，平均为22.8m3/t，属未饱和条件下的特低饱和油藏。边水不活跃，弹性和溶解气驱能量都很弱，天然能量不足。

油藏在原始状态下纵向上属于同一压力系统，压力系数0.97～1.00。地温梯度高，平均为4.56℃/100m。

（3）油气水性质

原油性质在纵向上具有分带性，平面上具有分区性：

表4-1 双河油田油气藏圈闭类型统计表

三角洲平原相：埋藏较浅，原油性质具有六高特点，即含蜡量高，为37%～39%，析蜡温度高，为40～45℃，黏度较高，为10.4～15.6Mpa·s，含硫量较高，为0.10%～0.14%，含胶质沥青较高，为12.2%～14.7%，密度较高，为0.8658～0.8793 g/cm3。

三角洲前缘相：具有原生原油带的特点，含蜡量为25%～30%，凝固点为30～35℃。

边缘相：随着埋深增加，具有一高四低的特点，即轻质馏分高，为40%左右/320℃，密度低，平均为0.8392g/cm3，黏度低，为4Mpa·s，含硫量低，为0.07%，含胶质沥青低，为7%左右。

天然气性质：天然气密度高，为0.8075～0.9909 g/cm3，重烃含量高，为31.73%～45.88%，二氧化碳含量高，为1.04%～3.69%，甲烷含量低，为27.18%～58.75%。

地层水在纵向上具有一定的差异性，矿化度往下增高，由3146mg/L→16624mg/L，Cl-由520mg/L→7122mg/L。属NaHCO3水型。

5.油气藏形成条件

（1）极佳的生、储、盖配合是形成大油田的基础，古近纪渐新世核桃园期是湖盆发育的鼎盛时期，沉积了一套巨厚的烃源岩，有效烃源岩厚达1700m，分布面积500km2以上，占凹陷面积的50%以上。有机质丰度高，有机碳平均为1.66%，氯仿沥青“A”0.25%，总烃921mg/kg；母质类型好，以Ⅱ1型和Ⅰ型干酪根为主；地温梯度高，廖庄期末古地温梯度为4.48℃/100m，成熟门限深度浅，为1500m左右，具有很好的烃源条件，油气资源丰富。

同时，烃源层与储层在空间上有良好的配置关系。烃源层单位厚度为10～25m，砂岩单位厚度为5～10m，二者呈大面积交互式沉积，使烃源层排烃完善程度高。在核三段顶至核二段底发育了厚达100～200m区域性泥岩盖层，为小凹陷形成大油田提供了得天独厚的生、储、盖条件。

（2）扇三角洲砂体与鼻状构造相匹配和后期构造抬升是砂岩上倾尖灭油藏形成的关键，核三段自平氏入湖的扇三角洲复合砂体呈叠瓦状退复式沉积，形成了一系列自东南向西北方向尖灭的砂体。渐新世廖庄期后期，由于区域抬升，因西北斜坡受唐河凸起的影响抬升幅度最大，致使砂体由下倾尖灭变为上倾尖灭。当岩性尖灭线与鼻状构造等高线、或断层线、或岩性物性变化线在平面上相交形成圈闭，是砂岩上倾尖灭油藏形成的关键。

（3）成油期与成岩阶段次生孔隙发育期的有机配置是油气富集的重要因素，本区储层储集空间以次生粒间溶孔为主，次生孔隙发育带深度在1000～2000m；而生油门限深度为1500m。成油期与次生孔隙发育期的有机配置，使生成的大量油气源源不断地运移到砂岩次生孔隙中，是油气富集的重要因素。

（二）木日格上倾尖灭岩性油藏

木日格上倾尖灭岩性油藏位于二连盆地乌里雅斯太凹陷南洼槽东部缓坡带鼻状构造上。实际上，该油藏是以上倾尖灭岩性油藏为主，包括多种油藏类型的复式油藏。

1.地层特征

本区钻遇地层主要为第四系、第三系、下白垩统赛汉塔拉组、腾格尔组和阿尔善组、中下侏罗统，基底为古生界。其间缺失上白垩统、上侏罗统。其中以下白垩统最发育，腾格尔组和阿尔善组是主要勘探目的层。根据沉积特点，将腾一下亚段划分了5个砂组，阿尔善组划分了4个砂组。

2.构造特征

乌里雅斯太凹陷是一个西断东超的箕状凹陷。分为西部陡坡带、中央洼槽带（包括了南洼槽、中洼槽和北洼槽）和东部缓坡带。在南洼槽东部缓坡带上发育了2个鼻状构造，自北而南依次为苏布和木日格鼻状构造。构造轴向北西西，自东向西倾伏于洼槽中。在缓坡带上发育了多组小规模的断层，断层长度为1～18.5km，断距一般＜200m，并且中间断距大，向两端断距变小。断层走向有北北东—近南北向、北东向、北北西向和北西西向。多数为顺倾向断层，少数为反倾向断层。其中北北东向—近南北向断层最发育，这组断层与凹陷的走向相一致（图4-8）。这些断层大部分控制腾二段以下地层沉积，从而形成多级断层坡折带。其中在坡中部位从太45井—太47井—太13井—太25井一线以东发育了一条主要的坡折带，南部表现为断层坡折带，北部表现为侵蚀坡折带，控制了储层的分布和油藏的形成。

3.油藏特征

该油田主要为腾一段湖底扇岩性上倾尖灭油藏（图-9），其次有地层、构造和复合型油藏。控制含油面积24.2km2，控制储量2164×104t，预测含油面积44.5km2，预测储量3008×104t，合计51.4km2，控制+预测储量5172×104t。纵向上油层主要分布在腾一段Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂组和阿尔善组Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ砂组。油层单井最大厚度83.4m，一般12.0～18.2m，最大单层厚度45.4m，一般2.0～6.0m。

该油藏在上倾方向和侧翼均受岩性边界的控制，油层厚度与砂岩厚度不成比例。地层压力为14.61～21.65Mpa，压力系数0.89～1.18；地温梯度3.5～4.0℃/100m，属正常的温压系统。原始气油比26～99m3/t，饱和压力为2.7～10.6Mpa，为边底水不活跃的弱弹性驱低饱和油藏。

地面原油密度0.8290～0.8646 g/cm3，黏度2.33～20.04Mpa·s，凝固点23～35℃，含蜡量12.40%～26.1%，含硫量0.013%～0.147%，胶质沥青质4.2%～18.2%。地层原油密度0.73～0.7813 g/cm3，地层原油黏度1～4.3Mpa·s。

图4-8 乌里雅斯太凹陷南洼槽腾一段IV油组顶面构造图

图4-9 乌里雅斯太凹陷南洼槽木日格岩性油藏剖面图

地层水总矿化度2357～4911mg/L，水型为NaHCO3。

4.油藏形成条件

（1）湖底扇砂砾岩体夹持在生油岩中，油源丰富，腾一段底部为最大湖泛面，发育了一套优质的烃源层，上覆层向斜坡上超覆沉积，腾一段末期第二次湖泛期发育了一套泥岩成为良好的盖层，形成了理想的生储盖组合，为油藏的形成奠定了基础。

（2）坡折带控制了储层的发育和圈闭的形成，在简单的斜坡上发育了断层、褶皱和侵蚀等多种类型的多级坡折带，其中中坡折带对成藏的控制作用最明显。它控制了砂砾岩的发育，在下倾方向砂体发育、厚度大，上倾方向砂体变薄或尖灭，从而为形成岩性尖灭圈闭创造了条件。

（3）湖底扇、扇三角洲分流水道控制油气的富集，扇体内储层存在明显的非均质性。一般粒度较细的粉砂岩或粒度极粗的巨砾岩，分选差，杂基支撑，物性差，含油性极差或不含油。而扇体的主体部位、辫状水道，储层发育，单层厚度大，累计厚度大，岩性以砂砾岩为主，物性好，含油性好，如太43井等；扇体的侧翼岩性细，砂体薄，物性差，含油性差，如太101井等。