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【摘要】本文对南泥湾油田刘台区延长组长6油层油气成藏条件进行了研究，通过对区域沉积背景、储层特征、圈闭及油藏类型进行分析，得出了刘台区长6油层属典型的低渗—超低渗储层，油气富集主要受物性、岩性及岩相等因素影响。有利的沉积相带和储层物性共同控制了长6油藏的油气分布。
【关键词】沉积背景 储层特征 圈闭 物性
1 油田概况
南泥湾油田刘台区位于陕西省延安市宝塔区宝塔区麻洞川乡。面积约50km2。构造位置位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。本区开发层位为三叠系延长组长长61、长62油层，主要采用150m左右不规则三角形井网，射孔完井方式，水力压裂投产。该区各井钻遇油层厚度、含油级别差异较大，且油层横向、纵向变化剧烈，油水关系复杂，各井试油投产后，产量含水差异也较大。为掌握该区长6 油层地质特征及油水分布规律，笔者利用岩心、测井和多种分析测试资料，对长6 油层成藏条件进行了综合研究和评价。
2 区域沉积背景
本区主要含油层系～上三叠系延长组。根据油气层纵向分布规律自下而上将其划分为10个油层组；即长10～长1。晚三叠世早期是湖泊发育、发展时期（长10～长8），晚三叠世中期（长7），是湖泊发展的鼎盛时期，水体深、水域广，沉积的深湖～半深湖相泥页岩，厚度大、分布广、富含有机质，是鄂尔多斯盆地中生界的主要生油岩，为盆地中生界油气藏的形成提供了丰富的油源基础。在湖泊稳定沉降期（长6～长4+5前期），湖泊的东北缘发育形成了大型建设性三角洲沉积体，为陕北地区石油的富集成藏提供了良好的储集条件。湖盆衰退期（长4+5后期）广泛发育湖沼相泥岩，为本区石油的富集提供了良好区域性盖层。侧翼岩相变化形成的泥质岩类或成岩后生作用形成的致密砂岩带为石油的富集成藏提供了良好的遮挡。
3 储层特征及评价
3.1 岩石学特征
本区长6储层的岩性主要为灰色细粒长石砂岩，其次中粒及中～细粒，细～中粒长石砂岩，具有近似的岩石学特征。砂岩主要矿物成分为长石约55.28%，次为石英约31.6%，岩屑含量约为13.1%。岩屑主要为变质岩岩屑，其次是火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑。砂岩中含少量重矿物，包括稳定组分榍石、石榴子石等，也有稳定性差的绿帘石等。
本区三叠系延长组长6储层具有典型的低成分成熟度、高结构成熟度特征。这与整个陕北地区三叠系延长组储层的特征是一致的。由于沉积环境演变及成岩作用的差异不大，长6砂岩的矿物组分在纵向上变化较小。
3.2 主要成岩作用
本区长6储层成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及粘土矿物转化、重结晶作用等。对储层孔隙影响最大的成岩作用为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。
3.3 储层物性
根据本区4口井522块样品的岩心分析资料统计结果（表1）表明，刘台区长6储层为低、特低孔隙度，特低、超低渗透率储层，其形成原因比较复杂，是多种地质因素综合分析作用的結果。强烈的压实、压溶作用以及砂岩中高含量的抗压强度较低的岩屑和长石含量使砂岩变致密，是储层孔隙度、渗透率急剧下降的主要因素，但自生矿物充填和成岩晚期的溶解作用对储层物性的影响也很大。
3.4 目的层沉积微相分布特征
在平面上，将（水下）分流河道沉积发育（砂地比值>0.5）的区域，划分为（水下）分流河道；（水下）分流河道沉积较为发育（砂地比值0.5～0.3）的区域，划分为（水下）分流河道侧翼；（水下）分流河道沉积基本不发育，分流河道间（分流间湾）占主体的沉积区（砂地比值<0.3），划分为分流河道间（分流间湾）。3.4.1 长61油层展布特征
至长61沉积时期，由于进积作用使本区露出水面，转为三角洲平原沉积，并以水上分流河道沉积为主。本区西北部和东北～西南一带61砂体比较发育，西北部河道沿北东～南西向沿刘333-3～刘454井一线呈细长条状展布；河道宽约0.2～0.5km，砂地比在0.5～0.6之间。东北部有一处较厚砂体展布，砂地比0.5～0.6，砂厚为15-20m间，砂体向中、西南部延伸时，由于河道改道频繁，砂体厚度减小；砂地比多在0.3～0.5之间，砂厚大于10m，到西南部后沿南17-2～新447～新440井一线砂体较为发育，砂地比大于0.5。
三角洲平原分流河道间发育分流河道间沉积，以砂、泥岩互层及泥炭沼泽沉积为主，砂岩厚度小，一般小于15m，砂地比小于0.3，主要分布在刘56～刘157～刘243～刘251-7井一带，新504等井区零星分布。
3.4.2 长62 油层展布特征
长62属三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道规模较大。区内主要发育有2条水下分流主河道，其中西部一支呈北东～南西向展布，规模较大，主河道沿刘336～刘277～刘284井一线，宽约2.6～3.5km；砂厚一般在20m以上，局部可达25m以上；东部一支来自于北北东，沿刘30～刘53～刘252井一线延伸，主河道宽约0.8～1.2km，砂地比大多在0.5～0.7之间，局部达到0.8，砂厚一般在20m以上，局部可达25m以上，无论河道宽度还是砂岩厚度较西部分支都大。
水下分流河道之间为分流间湾沉积区，以泥质沉积为主，砂厚一般小于10m，砂地比0.2～0.3，主要在南部有零星分布。
水下分流河道与分流间湾之间的过渡带为分流河道侧翼，砂地比一般介于0.3～0.5间，砂层厚度10～15m，砂地比0.3～0.5，主要分布在西南部的刘243～刘251一带。
4 圈闭及油藏类型
圈闭是形成油气藏的基本要素，正确识别与优选有利圈闭是现代油气勘探的关键环节[1]。本区延长组沉积属延安三角洲的一部分。长6、长4+5期，随着湖盆的萎缩，广泛发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂体和三角洲平原分流河道砂体，是本油田的主要储集层段。其下伏的长7为半深湖相的泥岩、页岩，厚度大、分布广泛，是长 6油藏的直接油源岩。长4+5中、上部发育以泥质岩为主的砂泥岩互层沉积，为长6油层良好的区域盖层。这三者在纵向上形成良好的成藏组合。平面上，带状砂体两侧和上倾方向漫滩沼泽及分流间湾沉积的泥岩、致密砂岩，构成油藏的岩性遮挡。
通过油田地质研究，该区长6油藏分布在北东和北北东向的三角洲平原分流河道砂体和三角洲前缘水下分流河道砂体上，油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，油水分异不明显，无油水界面，为典型的弹性驱动岩性油藏。
5 结论
研究区长6油藏属低孔—特低孔、特低渗岩性油藏，油层分布受沉积微相控制，在水下分流河道及分流河道侧翼油层发育好，而在分流间湾及滨浅湖微相区，油层较薄甚至缺失。长61及长62是该区主要含油层，砂体发育，且在纵向上可对比追踪，平面上复合连片，油层面积大、分布广。储油砂体沿上倾侧变形成的岩性圈闭是成藏的主要圈闭，油气富集主要受物性、岩性及岩相等因素影响。有利的沉积相带和储层物性共同控制了长6 油藏的油气分布。
参考文献
[1] 丁超，郭兰，闫继福.子长油田安定地区延长组长6 油层成藏条件分析[J].岩性油气藏，2009（01）
【关键词】沉积背景 储层特征 圈闭 物性
1 油田概况
南泥湾油田刘台区位于陕西省延安市宝塔区宝塔区麻洞川乡。面积约50km2。构造位置位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中部，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为7～10m，内部构造简单，局部具有差异压实形成的低幅度鼻状隆起。本区开发层位为三叠系延长组长长61、长62油层，主要采用150m左右不规则三角形井网，射孔完井方式，水力压裂投产。该区各井钻遇油层厚度、含油级别差异较大，且油层横向、纵向变化剧烈，油水关系复杂，各井试油投产后，产量含水差异也较大。为掌握该区长6 油层地质特征及油水分布规律，笔者利用岩心、测井和多种分析测试资料，对长6 油层成藏条件进行了综合研究和评价。
2 区域沉积背景
本区主要含油层系～上三叠系延长组。根据油气层纵向分布规律自下而上将其划分为10个油层组；即长10～长1。晚三叠世早期是湖泊发育、发展时期（长10～长8），晚三叠世中期（长7），是湖泊发展的鼎盛时期，水体深、水域广，沉积的深湖～半深湖相泥页岩，厚度大、分布广、富含有机质，是鄂尔多斯盆地中生界的主要生油岩，为盆地中生界油气藏的形成提供了丰富的油源基础。在湖泊稳定沉降期（长6～长4+5前期），湖泊的东北缘发育形成了大型建设性三角洲沉积体，为陕北地区石油的富集成藏提供了良好的储集条件。湖盆衰退期（长4+5后期）广泛发育湖沼相泥岩，为本区石油的富集提供了良好区域性盖层。侧翼岩相变化形成的泥质岩类或成岩后生作用形成的致密砂岩带为石油的富集成藏提供了良好的遮挡。
3 储层特征及评价
3.1 岩石学特征
本区长6储层的岩性主要为灰色细粒长石砂岩，其次中粒及中～细粒，细～中粒长石砂岩，具有近似的岩石学特征。砂岩主要矿物成分为长石约55.28%，次为石英约31.6%，岩屑含量约为13.1%。岩屑主要为变质岩岩屑，其次是火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑。砂岩中含少量重矿物，包括稳定组分榍石、石榴子石等，也有稳定性差的绿帘石等。
本区三叠系延长组长6储层具有典型的低成分成熟度、高结构成熟度特征。这与整个陕北地区三叠系延长组储层的特征是一致的。由于沉积环境演变及成岩作用的差异不大，长6砂岩的矿物组分在纵向上变化较小。
3.2 主要成岩作用
本区长6储层成岩作用主要有压实作用、压溶作用、胶结作用、交代作用、溶蚀作用及粘土矿物转化、重结晶作用等。对储层孔隙影响最大的成岩作用为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。
3.3 储层物性
根据本区4口井522块样品的岩心分析资料统计结果（表1）表明，刘台区长6储层为低、特低孔隙度，特低、超低渗透率储层，其形成原因比较复杂，是多种地质因素综合分析作用的結果。强烈的压实、压溶作用以及砂岩中高含量的抗压强度较低的岩屑和长石含量使砂岩变致密，是储层孔隙度、渗透率急剧下降的主要因素，但自生矿物充填和成岩晚期的溶解作用对储层物性的影响也很大。
3.4 目的层沉积微相分布特征
在平面上，将（水下）分流河道沉积发育（砂地比值>0.5）的区域，划分为（水下）分流河道；（水下）分流河道沉积较为发育（砂地比值0.5～0.3）的区域，划分为（水下）分流河道侧翼；（水下）分流河道沉积基本不发育，分流河道间（分流间湾）占主体的沉积区（砂地比值<0.3），划分为分流河道间（分流间湾）。3.4.1 长61油层展布特征
至长61沉积时期，由于进积作用使本区露出水面，转为三角洲平原沉积，并以水上分流河道沉积为主。本区西北部和东北～西南一带61砂体比较发育，西北部河道沿北东～南西向沿刘333-3～刘454井一线呈细长条状展布；河道宽约0.2～0.5km，砂地比在0.5～0.6之间。东北部有一处较厚砂体展布，砂地比0.5～0.6，砂厚为15-20m间，砂体向中、西南部延伸时，由于河道改道频繁，砂体厚度减小；砂地比多在0.3～0.5之间，砂厚大于10m，到西南部后沿南17-2～新447～新440井一线砂体较为发育，砂地比大于0.5。
三角洲平原分流河道间发育分流河道间沉积，以砂、泥岩互层及泥炭沼泽沉积为主，砂岩厚度小，一般小于15m，砂地比小于0.3，主要分布在刘56～刘157～刘243～刘251-7井一带，新504等井区零星分布。
3.4.2 长62 油层展布特征
长62属三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道规模较大。区内主要发育有2条水下分流主河道，其中西部一支呈北东～南西向展布，规模较大，主河道沿刘336～刘277～刘284井一线，宽约2.6～3.5km；砂厚一般在20m以上，局部可达25m以上；东部一支来自于北北东，沿刘30～刘53～刘252井一线延伸，主河道宽约0.8～1.2km，砂地比大多在0.5～0.7之间，局部达到0.8，砂厚一般在20m以上，局部可达25m以上，无论河道宽度还是砂岩厚度较西部分支都大。
水下分流河道之间为分流间湾沉积区，以泥质沉积为主，砂厚一般小于10m，砂地比0.2～0.3，主要在南部有零星分布。
水下分流河道与分流间湾之间的过渡带为分流河道侧翼，砂地比一般介于0.3～0.5间，砂层厚度10～15m，砂地比0.3～0.5，主要分布在西南部的刘243～刘251一带。
4 圈闭及油藏类型
圈闭是形成油气藏的基本要素，正确识别与优选有利圈闭是现代油气勘探的关键环节[1]。本区延长组沉积属延安三角洲的一部分。长6、长4+5期，随着湖盆的萎缩，广泛发育三角洲前缘水下分流河道、河口坝砂体和三角洲平原分流河道砂体，是本油田的主要储集层段。其下伏的长7为半深湖相的泥岩、页岩，厚度大、分布广泛，是长 6油藏的直接油源岩。长4+5中、上部发育以泥质岩为主的砂泥岩互层沉积，为长6油层良好的区域盖层。这三者在纵向上形成良好的成藏组合。平面上，带状砂体两侧和上倾方向漫滩沼泽及分流间湾沉积的泥岩、致密砂岩，构成油藏的岩性遮挡。
通过油田地质研究，该区长6油藏分布在北东和北北东向的三角洲平原分流河道砂体和三角洲前缘水下分流河道砂体上，油藏受带状砂体控制，含油性受岩性、物性控制。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，油水分异不明显，无油水界面，为典型的弹性驱动岩性油藏。
5 结论
研究区长6油藏属低孔—特低孔、特低渗岩性油藏，油层分布受沉积微相控制，在水下分流河道及分流河道侧翼油层发育好，而在分流间湾及滨浅湖微相区，油层较薄甚至缺失。长61及长62是该区主要含油层，砂体发育，且在纵向上可对比追踪，平面上复合连片，油层面积大、分布广。储油砂体沿上倾侧变形成的岩性圈闭是成藏的主要圈闭，油气富集主要受物性、岩性及岩相等因素影响。有利的沉积相带和储层物性共同控制了长6 油藏的油气分布。
参考文献
[1] 丁超，郭兰，闫继福.子长油田安定地区延长组长6 油层成藏条件分析[J].岩性油气藏，2009（01）