紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組成藏模式及主控因素分析

吳艷艷，鄭榮才，梁曉偉，李浮萍，王海紅，侯長(zhǎng)冰

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組成藏模式及主控因素分析

吳艷艷1，鄭榮才1，梁曉偉2，李浮萍2，王海紅3，侯長(zhǎng)冰3

（1.成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院，成都610059；2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，西安710018；3.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司超低滲透油藏第四項(xiàng)目部，甘肅慶陽(yáng)745100）

鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組地層沉積厚度大、油氣資源豐富，是該盆地油氣勘探重要的目的層之一。通過(guò)對(duì)紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油藏地質(zhì)背景和油藏特征的研究，綜合分析了沉積相、砂體展布、油氣輸導(dǎo)通道及運(yùn)移路徑等。結(jié)果表明：該地區(qū)長(zhǎng)9油層組為典型的淺水三角洲沉積體系，整體以長(zhǎng)7油層組生烴有機(jī)質(zhì)油源為主；長(zhǎng)7烴源巖生成的油氣以流體過(guò)剩壓力為主要驅(qū)動(dòng)力，從孔隙和裂縫運(yùn)移至長(zhǎng)9油層組頂部構(gòu)造并成藏；油源、通道和壓差是控制該油層組油氣成藏的主要因素。

油藏特征；烴源巖；沉積相；油氣成藏；油氣輸導(dǎo)；紅井子地區(qū)

0 引言

上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組是鄂爾多斯盆地油氣勘探重要的目的層之一［1］。紅井子地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡與天環(huán)坳陷帶之間，毗鄰西緣逆沖帶（圖1）。該地區(qū)延長(zhǎng)組沉積體系和油氣藏分布主要受廣闊的伊陜斜坡構(gòu)造背景控制。為滿(mǎn)足油氣田勘探開(kāi)發(fā)的需要，根據(jù)巖性組合、沉積構(gòu)造、生物組合和電性特征，按10個(gè)標(biāo)志層（K0～K9）將延長(zhǎng)組自上而下細(xì)分為10個(gè)油層組，其中長(zhǎng)9油層組發(fā)育于延長(zhǎng)組的下部，是重要的油層組之一。長(zhǎng)9油層組發(fā)育于鄂爾多斯湖盆形成初期的湖侵階段，除其頂部發(fā)育有延長(zhǎng)組第一套兼具蓋層性質(zhì)的區(qū)域性烴源巖，即李家畔頁(yè)巖，其主體以發(fā)育砂巖儲(chǔ)層為主，因而具備良好的生、儲(chǔ)、蓋組合條件。筆者通過(guò)對(duì)紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油藏地質(zhì)背景和油藏特征的研究，綜合分析烴源巖、沉積相、砂體展布、油氣輸導(dǎo)通道及運(yùn)移路徑等，并得出該油層組的成藏主控因素，以期為該區(qū)油氣資源的勘探開(kāi)發(fā)提供地質(zhì)依據(jù)。

圖1 紅井子地區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 Tectonic location of Hongjingzi area

圖2 長(zhǎng)9油層組沉積相-層序綜合柱狀圖（峰202井）Fig.2 Comprehensive column of sedimentary facies and sequence stratigraphy of Chang 9 oil reservoir set

1 地質(zhì)背景

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組為一套淺灰色和灰綠色的中—厚層、中—粗粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，中—細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，粉—細(xì)粒石英長(zhǎng)石砂巖，深灰色和灰黑色泥巖及粉砂質(zhì)泥巖薄互層組合。通過(guò)單井剖面的沉積相和地層旋回分析，按照層序結(jié)構(gòu)，可將研究區(qū)長(zhǎng)9油層組當(dāng)作1個(gè)長(zhǎng)期旋回層序的湖侵-湖退序列［2-3］，包括2個(gè)中期旋回層序的次級(jí)湖侵-湖退旋回和6個(gè)短期旋回層序的韻律旋回（圖2）。紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖中的層理構(gòu)造類(lèi)型較多，其中以平行層理最為發(fā)育（圖版Ⅰ-1），其次為槽狀（圖版Ⅰ-2）、板狀（圖版Ⅰ-3）和楔狀交錯(cuò)層理，表明研究區(qū)普遍具備較強(qiáng)的水動(dòng)力條件。此外，反映水下弱動(dòng)蕩環(huán)境及快速堆積特征的浪成沙紋層理和變形構(gòu)造（圖版Ⅰ-4），以及反映間歇暴露特征的炭化蘆木化石、植物根跡化石、薄煤層和煤線，在研究區(qū)長(zhǎng)9油層組中也很常見(jiàn)。按照原生沉積構(gòu)造、古生物化石和剖面結(jié)構(gòu)等特征，可確定長(zhǎng)9油層組屬于淺水三角洲—湖泊沉積體系。紅井子地區(qū)主要位于三角洲平原和三角洲前緣亞相帶。不同期次的河道砂巖均以沖刷面接觸，垂向上的連續(xù)疊置厚度一般為20～30 m，最厚可達(dá)40 m以上，形成宏觀特征非常明顯的大砂體。長(zhǎng)9油層組砂巖的雜基含量較低，顆粒分選中等，但磨圓度較差，以次圓—次棱角狀為主，顯示近源和高能的辮狀河三角洲沉積特征；儲(chǔ)集砂體主要為水上—水下分流河道砂體，缺乏明顯的泥質(zhì)夾層。儲(chǔ)集砂巖在早成巖階段發(fā)育次生綠泥石環(huán)邊膠結(jié)物，砂體中大部分原生粒間孔隙保存良好，非常有利于儲(chǔ)層發(fā)育。砂體的自然伽馬曲線一般表現(xiàn)為大段的齒狀箱形和鐘形，除砂體底部泥礫發(fā)育帶外無(wú)明顯高值區(qū)，識(shí)別標(biāo)志明顯。

2 油藏特征

2.1油藏類(lèi)型

已有的研究成果表明，紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組以構(gòu)造型和巖性-構(gòu)造復(fù)合型油藏類(lèi)型為主［4-5］。從長(zhǎng)9油層組殘余油飽和度平面圖（圖3）可看出，該油層組的平均含油飽和度或原油充滿(mǎn)度大于25%，整體水平較高；單井油層平均厚度為8.6 m，平均試油產(chǎn)量為10.42 t/d。地層水測(cè)試結(jié)果顯示，其在化學(xué)組成上以Cl－，SO42-，Na+＋K+和Ca2+為主，其次為Mg2+，CO32-和HCO3－。按照蘇林分類(lèi)，該區(qū)地層水屬于CaCl2型，反映流體環(huán)境為偏封閉體系，地層流體活躍性不強(qiáng)，油藏保存條件相對(duì)較好［6］。研究區(qū)長(zhǎng)9油層組地層水礦化度和變質(zhì)系數(shù)［（K++Na+）/Cl-］較高，整體脫硫酸系數(shù)（SO42-/Cl-）較低，更能體現(xiàn)出流體的匯聚特征，是油氣聚集的有利場(chǎng)所。長(zhǎng)9油層組原油密度低、黏度小，流動(dòng)性好，有利于其在層內(nèi)遠(yuǎn)距離運(yùn)移成藏。該油層組原油的地球化學(xué)特征與長(zhǎng)7油層組烴源巖具有很大的相似性，表明原油主要來(lái)自上部的長(zhǎng)7烴源巖，從而構(gòu)成典型的“上生下儲(chǔ)”式成藏組合［7］。

圖3 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂體厚度及殘余油飽和度平面圖Fig.3 Sand thickness and residual oil saturation planar graph of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

2.2儲(chǔ)層特征

2.2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

據(jù)鑄體薄片分析，紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層主要為巖屑長(zhǎng)石砂巖，其次為長(zhǎng)石巖屑砂巖和長(zhǎng)石砂巖；碎屑組分以長(zhǎng)石為主，其次為石英和巖屑。巖石中長(zhǎng)石（以鉀長(zhǎng)石為主，其次為斜長(zhǎng)石）體積分?jǐn)?shù)大于40%，石英體積分?jǐn)?shù)平均小于34%，巖屑體積分?jǐn)?shù)平均為20%左右，總體上具有成分成熟度低的特點(diǎn)（圖版Ⅱ-1）。粒度以細(xì)—中粒為主，粒徑為0.1～0.8 mm，平均為0.32 mm，分選性和磨圓度中等，雜基體積分?jǐn)?shù)為1%～3%，總體上具有結(jié)構(gòu)成熟度中等偏高的特征（圖版Ⅱ-2）。砂巖中膠結(jié)物的體積分?jǐn)?shù)為6%～8%，成分以綠泥石、硅質(zhì)和濁沸石為主；膠結(jié)類(lèi)型以薄膜型和次生加大型為主（圖版Ⅱ-3～Ⅱ-5），次為孔隙式膠結(jié)（圖版Ⅱ-6），其中薄膜型等厚環(huán)邊的綠泥石體積分?jǐn)?shù)最高，占膠結(jié)物總體積分?jǐn)?shù)的60%。由綠泥石等厚環(huán)邊膠結(jié)作用提供的抗壓實(shí)結(jié)構(gòu)，為長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層中原生粒間孔隙的保存奠定了非常有利的物質(zhì)基礎(chǔ)。此外，濁沸石膠結(jié)物的含量也較高，但因其遭受強(qiáng)烈溶蝕，得以保存的部分較少，而該膠結(jié)物的溶蝕為砂巖儲(chǔ)層中次生粒間孔隙的發(fā)育提供了有利條件。

2.2.2 儲(chǔ)集空間特征

紅井子地區(qū)砂巖儲(chǔ)層的儲(chǔ)集空間主要為孔隙，見(jiàn)少量微裂縫。沉積期的原生孔隙體系，經(jīng)過(guò)沉積期后成巖作用的改造，形成了新的不同成因的孔隙類(lèi)型和組合。由鑄體薄片資料獲得的砂巖孔隙統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組主要包括3種儲(chǔ)集空間類(lèi)型：粒間孔（圖版Ⅲ-1、圖版Ⅲ-2）、粒內(nèi)孔（包括長(zhǎng)石和巖屑溶蝕孔隙）（圖版Ⅲ-3～Ⅲ-5）；裂縫（包括溶縫、微裂隙及粒緣縫）（圖版Ⅲ-6）。其中，粒間孔的面孔率約占總面孔率的83.4%。

2.2.3 物性特征

根據(jù)研究區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層中99塊樣品的物性分析結(jié)果可得出，該區(qū)砂巖儲(chǔ)層的孔隙度為8.0%～18.6%，平均為13.6%，滲透率為0.1～389.8mD，平均為24.7 mD。按碎屑巖天然氣藏儲(chǔ)層分類(lèi)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)［8］，長(zhǎng)9儲(chǔ)層屬于中—低孔、中—低滲型儲(chǔ)層。在已有的孔滲分析數(shù)據(jù)中，部分樣品的滲透率存在1～2個(gè)數(shù)量級(jí)差異，反映砂巖儲(chǔ)層中局部發(fā)育有連通孔隙的微裂縫，這與薄片及掃描電鏡的分析結(jié)果相一致（圖版Ⅲ-6），因此微裂縫對(duì)改善儲(chǔ)層孔滲性具有重要貢獻(xiàn)。

3 油氣成藏主控因素分析

3.1沉積相控制因素

3.1.1 沉積相平面展布特征

由研究區(qū)長(zhǎng)9油層組沉積相特征可得出，該油層組屬于典型的淺水三角洲沉積體系［7］。測(cè)井巖性解釋成果顯示，長(zhǎng)9油層組自下而上具有砂/泥值逐漸降低的趨勢(shì)，反映該油層組主要為一大的湖侵沉積序列，具有湖侵?jǐn)U大和水體加深的特征。根據(jù)沉積相類(lèi)型，可將長(zhǎng)9油層組劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲共3種亞相，并可進(jìn)一步細(xì)分為水上主河道、分流河道、分流間洼地、決口扇、水下分流河道、分流間灣、水下決口扇、河口壩、遠(yuǎn)砂壩及前三角洲泥等10種微相（表1）。

表1 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組沉積相劃分方案表Table 1 Sedimentary facies division of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層以分流河道和水下分流河道微相沉積為主，平面上沿北西—南東向發(fā)育多條同方向延伸的分流河道砂體［9-10］，其中長(zhǎng)91小層分流河道砂體的發(fā)育位置較穩(wěn)定，而且呈條狀分布，砂巖累計(jì)厚度為12～20 m；長(zhǎng)92小層分流河道砂體側(cè)向遷移頻繁，多呈側(cè)向連續(xù)疊置的連片狀分布，砂巖累計(jì)厚度普遍大于20 m，孔隙度和滲透率也都較高，而且相關(guān)性好。以黃158井長(zhǎng)91小層為例，三角洲平原分流河道微相砂體的孔隙度為16.0%～17.9%，平均為17.1%，滲透率為5.3～11.0mD，平均為8.8 mD；又如黃55井長(zhǎng)91小層，三角洲前緣水下分流河道微相砂體的孔隙度為10.7%～12.1%，平均為11.1%，滲透率為1.5～9.9mD，平均為6.8 mD。總體來(lái)看，研究區(qū)長(zhǎng)91小層砂體具有分布較廣、面積較大且橫向上厚度較穩(wěn)定的特征，可見(jiàn)明顯受控于分流河道砂體的展布，為油藏的形成提供了有利的儲(chǔ)集條件。

3.1.2 成巖作用與儲(chǔ)層發(fā)育關(guān)系

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層成巖作用類(lèi)型較多［11］，但以膠結(jié)作用為主。膠結(jié)作用成為影響該區(qū)儲(chǔ)層孔滲性的重要因素，具有建設(shè)性和破壞性2個(gè)方面的意義。

（1）次生黏土礦物膠結(jié)作用。該作用主要為早成巖階段次生綠泥石（圖版Ⅳ-1）和伊/蒙混層環(huán)邊（圖版Ⅳ-2）膠結(jié)作用。次生黏土礦物以孔隙襯邊或孔隙充填物方式存在于原生粒間孔中，使原生粒間孔隙和喉道減小，降低了儲(chǔ)層的孔滲性。同時(shí)，形成于成巖初期的綠泥石在一定程度上使巖石內(nèi)部顆粒的支撐性加強(qiáng)，對(duì)壓實(shí)作用有一定減緩，保留了部分原生孔隙。綠泥石薄膜的厚度大于5 μm時(shí)，可抑制石英碎屑的次生加大和成核生長(zhǎng)，因此對(duì)于晚成巖階段的孔隙起到了保護(hù)作用。

（2）濁沸石膠結(jié)作用。濁沸石充填于次生綠泥石環(huán)邊膠結(jié)后保存的剩余原生粒間孔中（圖版Ⅳ-3），使孔隙和喉道進(jìn)一步縮小，從而使儲(chǔ)層物性變差。由于濁沸石對(duì)流體酸度較敏感，當(dāng)pH值降低時(shí)，其比方解石更容易溶解，因此，濁沸石在中成巖階段更易被有機(jī)酸熱液溶蝕而產(chǎn)生豐富的溶孔，對(duì)提高儲(chǔ)層物性貢獻(xiàn)較大［12］。

（3）碳酸鹽膠結(jié)作用。碳酸鹽以早成巖階段的方解石（圖版Ⅳ-4）和中成巖階段的鐵方解石為主，常呈晶粒狀或連晶狀充填于粒間孔隙并進(jìn)行膠結(jié)。從方解石膠結(jié)物含量與孔隙度關(guān)系圖［圖4（a）］可看出，方解石含量與孔隙度呈負(fù)相關(guān)性。因此，碳酸鹽膠結(jié)物含量是造成長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層孔滲性變差和導(dǎo)致砂巖致密的主要因素之一，而少量（鐵）白云石膠結(jié)作用對(duì)儲(chǔ)層影響不大。

（4）硅質(zhì)膠結(jié)作用。該作用主要表現(xiàn)為碎屑石英的次生加大和充填孔隙的形式。由硅質(zhì)膠結(jié)物填塞孔隙和喉道（圖版Ⅳ-5、圖版Ⅳ-6），可使孔隙結(jié)構(gòu)明顯變差。從硅質(zhì)膠結(jié)物含量與孔隙度關(guān)系圖［圖4（b）］可看出，硅質(zhì)膠結(jié)物含量與孔隙度呈負(fù)相關(guān)性。由于次生石英數(shù)量有限，因此，石英加大邊的膠結(jié)作用并不強(qiáng)烈，不是造成儲(chǔ)層物性變差的主要因素。

（5）溶蝕作用。據(jù)鑄體薄片觀察分析，可確定長(zhǎng)9油層組砂巖儲(chǔ)層在早成巖階段的溶蝕作用很弱，對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育影響不大，可忽略不計(jì)。在中成巖階段，以長(zhǎng)石、火山巖屑和濁沸石膠結(jié)物等不穩(wěn)定組分為主要對(duì)象的溶蝕作用非常強(qiáng)烈（圖版Ⅳ-5），產(chǎn)物主要為各類(lèi)次生溶孔和對(duì)溶孔有不完全充填作用的次生熱液高嶺石。因此，在中成巖階段由有機(jī)酸熱液溶蝕形成的各類(lèi)次生孔隙和次生高嶺石的晶間微孔幾乎都是有效儲(chǔ)集空間，對(duì)提高儲(chǔ)層的孔滲性貢獻(xiàn)最大，是發(fā)育優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的關(guān)鍵。

圖4 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組碳酸鹽膠結(jié)物含量（a）和硅質(zhì)膠結(jié)物含量（b）與孔隙度關(guān)系圖Fig.4 Relations of porosity with carbonate cement content（a）and quartz cement content（b）of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.1.3 砂體分布特征

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組地層沿北西—南東向發(fā)育（圖5），測(cè)井曲線相似程度較高，可進(jìn)行砂體長(zhǎng)距離追蹤對(duì)比，同時(shí)砂/地值降低，呈現(xiàn)出順河道展布的特征，說(shuō)明砂體主要呈北西—南東向展布。從鹽51井—池45井砂體展布圖（圖5）可以看出，整個(gè)砂體在北西—南東向的連通性好，而且油藏物性好，有利于整體開(kāi)發(fā)。同時(shí)，沿南西—北東向的砂體具有呈透鏡狀側(cè)向尖滅的趨勢(shì)，油藏物性不及北西—南東向的砂體，總體反映出研究區(qū)長(zhǎng)9油層組的砂體展布具有沿垂直河道方向砂、泥巖相間和平行河道方向砂體連續(xù)延伸的毯狀分布特征。

圖5 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組砂體展布Fig.5 Sand body distribution of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

3.2油層分布特征及頂面構(gòu)造控藏作用

研究區(qū)各油藏主要呈孤立分散和小規(guī)模的分布形態(tài)，非均質(zhì)性和隱蔽性都很強(qiáng)，單井產(chǎn)量低，油氣富集豐度低，含油飽和度及原油充滿(mǎn)度均整體較低，約20%。

研究區(qū)長(zhǎng)9油層組測(cè)試成果及其相關(guān)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料顯示，長(zhǎng)91小層出油點(diǎn)及含油面積遠(yuǎn)比長(zhǎng)92小層富集，而且在垂向上呈現(xiàn)出一定的串珠狀疊置現(xiàn)象，但側(cè)向連通性較差。從黃153井—池207井南北向油藏剖面圖（圖6）可以看出，油層主要集中在長(zhǎng)91小層中上部，表現(xiàn)為由南向北逐漸變薄最終過(guò)渡到干層的特征；垂向上，隨著深度的增加，長(zhǎng)91小層表現(xiàn)為從油層過(guò)渡到油水同層的特征。長(zhǎng)91小層砂體連續(xù)性較差，致使油藏規(guī)模較小、隱蔽性較強(qiáng)，進(jìn)而導(dǎo)致油水關(guān)系復(fù)雜，試油結(jié)果差別大。

構(gòu)造頂面及裂縫展布對(duì)于研究區(qū)油氣輸導(dǎo)通道、油藏類(lèi)型及原油分布均具有一定的控制作用。通過(guò)構(gòu)造等值線圖（參見(jiàn)圖5）和研究區(qū)出油點(diǎn)及含油區(qū)的綜合研究，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)恰好處于鼻狀構(gòu)造及裂縫發(fā)育區(qū)，同時(shí)北部和中部等部分出油點(diǎn)也基本處于構(gòu)造的高部位。

圖6 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組黃153井—池207井油藏剖面圖Fig.6 Reservoir profile section of Chang 9 oil reservoir set of Huang 153-Chi 207 well in Hongjingzi area

3.3油氣輸導(dǎo)通道及運(yùn)移路徑

研究區(qū)受晚印支、燕山和喜山多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，主要發(fā)育北東和北西向的構(gòu)造裂縫以及微裂縫［12］。原油充注歷史分析表明，燕山中晚期運(yùn)動(dòng)的北東和北西向裂縫應(yīng)為原油主充注期的輸導(dǎo)通道，而喜山運(yùn)動(dòng)引起的活動(dòng)裂縫可能為后期原油的調(diào)整通道。

通過(guò)巖心觀察和顯微鏡鑒定，進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)研究區(qū)長(zhǎng)9油層組發(fā)育多組裂縫系統(tǒng)，主要延伸方向?yàn)楸蔽鳌蠔|和北東—南西向，裂縫面互相平行或呈雁列式排列，部分地區(qū)裂縫成對(duì)出現(xiàn)，而且產(chǎn)狀穩(wěn)定，裂縫面平直光滑，以開(kāi)啟縫為主。目前在長(zhǎng)9油層組發(fā)現(xiàn)的出油點(diǎn)及含油氣面積大多處于裂縫發(fā)育帶附近，進(jìn)一步證實(shí)了裂縫輸導(dǎo)體是研究區(qū)油氣運(yùn)移的主要通道［12］。通過(guò)流體勢(shì)分析，可確定研究區(qū)長(zhǎng)9油層組原油充注期的油氣運(yùn)移路徑呈現(xiàn)出短距離垂向匯聚的樣式，即以多中心式垂向串珠狀運(yùn)聚成藏為主、以側(cè)向運(yùn)移為輔［13］。

3.4成藏模式

紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油藏原油化學(xué)特征與長(zhǎng)7烴源巖特征較為一致，整體表現(xiàn)為以長(zhǎng)7烴源巖生烴有機(jī)質(zhì)貢獻(xiàn)為主的特征。由長(zhǎng)7油層組強(qiáng)超壓優(yōu)質(zhì)烴源巖提供的輕質(zhì)原油，在較大的源儲(chǔ)壓差動(dòng)力以及構(gòu)造裂縫和疊置砂體的高效輸導(dǎo)下，于長(zhǎng)9油層組致密化之前，以垂向串珠狀近源運(yùn)聚成藏。因此，長(zhǎng)7源巖貢獻(xiàn)、裂縫混合輸導(dǎo)、垂向壓差動(dòng)力驅(qū)動(dòng)以及巖性-構(gòu)造圈閉聚集是控制紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組油氣成藏的主要因素，使其形成了典型的“上生下儲(chǔ)”式倒灌模式（圖7）。

圖7 紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組成藏模式圖Fig.7 Accumulation model of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

4 結(jié)論

（1）紅井子地區(qū)長(zhǎng)9油層組為一套典型的淺水三角洲沉積體系；油源、通道和壓差是控制該油層組油氣成藏的主要因素；油源貢獻(xiàn)主要來(lái)自長(zhǎng)7油層組。

（2）紅井子地區(qū)具有源儲(chǔ)壓差強(qiáng)、裂縫發(fā)育、靠近烴源巖、砂體厚度大、儲(chǔ)層物性好、原油充滿(mǎn)度高、油層厚度大以及巖性-構(gòu)造型圈閉發(fā)育的特點(diǎn)，屬于油氣富集程度良好的地區(qū)。

［1］楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

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圖版Ⅰ

圖版Ⅱ

圖版Ⅲ

圖版Ⅳ

（本文編輯：涂曉燕）

Hydrocarbon accumulation model and main controlling factors of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area

WU Yanyan1，ZHENG Rongcai1，LIANG Xiaowei2，LI Fuping2，WANG Haihong3，HOU Changbing3
（1.Institute of Sedimentary Geology，Chengdu University of Technology，Chengdu 610059，China；2.Research Center of Sulige Gas Field，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China；3.The Fourth Section of Ultra-low Permeability Reservoirs，PetroChina Changqing Oilfield Company，Qingyang 745100，Gansu，China）

Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin is characterized by deep thickness of sedimentation and abundant oil and gas resources,which is one of the most important target zones for oil and gas exploration in the basin.According to the study of geologic background and reservoir characteristics of Chang 9 oil reservoir set in Hongjingzi area,this paper comprehensively analyzed the sedimentary facies,sand body distribution,hydrocarbon migration pathway and paths.The result shows that the Chang 9 oil reservoir set in the study area is typical shallow water delta sedimentary system,with Chang 7 organic material as the main oil sources.The excess fluid pressure is the main driving force for oil and gas generated by Chang 7 hydrocarbon source rocks,which migrated to the top structure of Chang 9 reservoir through the pores and fractures and accumulated.The main controlling factors of hydrocarbon accumulation are oil source,channel and pressure difference.

reservoir characteristics；source rocks；sedimentaryfacies；hydrocarbon accumulation；oil and gas transportation；Hongjingzi area

TE121.3

A

1673-8926（2014）02-0081-08

2013-12-20；

2014-01-13

國(guó)家“十二五”重大科技專(zhuān)項(xiàng)“鄂爾多斯盆地重點(diǎn)探區(qū)碎屑巖沉積體系、儲(chǔ)層特征與主控因素”（編號(hào)：2011ZX05002-001-001）部分研究成果

吳艷艷（1984-），女，成都理工大學(xué)在讀碩士研究生，研究方向?yàn)槌练e巖石學(xué)與儲(chǔ)層礦物巖石學(xué)。地址：（610059）四川省成都市成華區(qū)二仙橋東三路1號(hào)成都理工大學(xué)沉積地質(zhì)研究院。E-mail：wuyanyan_111@163.com。