鄂尔多斯盆地安塞地区长9致密油成藏机理与主控因素
白玉彬1，赵子龙1，赵靖舟1，刘鹏2，李树垚1
(1. 西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安，710065；
2. 中国石油集团 测井有限公司技术中心，陕西 西安，710018)
摘要：基于鄂尔多斯盆地安塞地区三叠系延长组长9致密油为近年来新发现的含油层位，认为其不具备形成大面积分布的准连续型致密砂岩油藏的形成条件，为此，以陕北斜坡中东部安塞地区长9油藏为例，探讨这种非准连续型致密砂岩油藏的形成机理与主控因素。研究结果表明：安塞地区长9油藏烃源岩质量较好、大面积分布但厚度较小，储层广泛分布，与烃源岩互层接触但非常致密，综合认为其成藏条件为较好—中等；早白垩世(120~100 Ma)时，长9暗色泥岩达到成熟阶段，油气生成并充注到长9致密砂岩储层中，近源运移并形成非常规油气聚集；长9油藏分布主要受控于烃源岩、储层和鼻状隆起背景控制，其中有效烃源岩分布范围控制油藏分布范围，储层展布及非均质性控制油气富集地区及含油层段，鼻状隆起背景对油气的富集高产具有重要的控制作用。
关键词：鄂尔多斯盆地；安塞地区；长9油层组；致密油；成藏机理；主控因素
中图分类号：TE122 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2014)09-3127-10
Oil reservoir forming mechanisms and main controlling factors of tight oil of Chang-9 member in Ansai area, Ordos Basin
BAI Yubin1, ZHAO Zilong1, ZHAO Jingzhou1, LIU Peng2, LI Shuyao1
(1. School of Earth Sciences and Engineering, Xi’an Petroleum University, Xi’an 710065, China;
2. Technology Center of CNPC Logging, Xi’an 710018, China)
Abstract: The Chang-9 member tight oil of Yanchang Formation of Triassic in Ordos Basin in Ansai area was discovered in recent years, and initial studies suggested that it does not possess the forming conditions to form a large area of distribution of the quasi-continuous tight sandstone reservoir. Taking the Chang-9 reservoir as an example of Ansai area in mid-eastern Shanbei slope, the non quasi-continuous tight sandstone reservoir forming mechanism and main controlling factors were discussed. The results show that Chang-9 reservoir source rock quality is good, and it has big area distribution but thinner thickness, widespread distribution reservoir and hydrocarbon source rocks interbedded touch but very compact, the integrated accumulation conditions are good—medium. In the early Cretaceous (120-100 Ma), the Chang-9 dark mudstone reaches the stage of maturity, and then a large scale of oil and gas generated and injected into the Chang-9 tight sandstone reservoir, finally migrates to nearby reservoir at a short distance and forms an unconventional oil & gas accumulation. The distribution of the Chang-9 oil reservoir is mainly controlled by its source rock, reservoir and the background of nose-shaped uplift. A distribution range of the effective hydrocarbon source rock controls the reservoir distribution, reservoir spreading and the heterogeneity control the enrichment area of oil and gas and the oil bearing intervals, and the background of nose-shaped uplift plays an important role in the control of the oil & gas accumulation and production.
Key words: Ordos Basin; Ansai area; Chang-9 member; tight oil; accumulation mechanism; main controlling factors
全球油气工业的发展主要经历了构造油气藏、岩性地层油气藏和非常规连续型油气藏3个勘探阶段[1]。目前全球非常规石油资源量达4 495×108 t，与常规石油资源量基本相当；2008年全球非常规石油产量已突破6 000×104 t[1]，显示出非常规油气资源在全球能源结构中所占的地位越来越重要。非常规油气包括页岩油气、致密砂岩油气、致密碳酸盐油气、煤层气、重油沥青、盆地中心气、天然气水合物等，属连续型矿产，指大面积连续分布、受水动力影响很小的油气聚集[2]。从世界非常规油气勘探开发进程来看，致密砂岩油气藏无疑是目前中国石油增储上产最现实的资源。鄂尔多斯盆地是我国油气资源最富集的含油气盆地之一，同时也是中国致密砂岩油气藏的典型代表。盆地本部面积约25×104 km2，主力产油层为中生界三叠系上统延长组的致密砂岩，其中以长6油层组石油最为富集。以往研究认为鄂尔多斯盆地的油气聚集主要以常规岩性油气藏为主，但近年来一些学者已逐渐认识到鄂尔多斯盆地已发现的油气藏并非以往认识的常规油气藏，而可能为连续型油气聚集，为非常规油气的一种[1, 3-4]；也有学者将其与国外的经典连续型(煤层气、页岩油气等自生自储的油气聚集)油气聚集进行比较，并结合鄂尔多斯盆地延长组石油勘探开发中油水分布的复杂格局，认为其并非为典型的连续型油气聚集，属于源外成藏，从而将其定义为准连续型油气聚集[5-8]，并对延长组长6油藏准连续分布的形成机制进行了探讨[9]。然而，无论是连续型还是准连续型油气聚集，其分布特征均为油气藏在平面上呈大面积连续或准连续状分布，圈闭界限模糊，这种特征以长6油层组最为典型，且人们对其研究也最深入。初步研究认为长7和长8油层组也基本具备形成准连续型油气聚集的地质条件[10]，主要是因为长7和长8油藏的油源均主要来自于长7油层组中下部的优质烃源岩(张家滩页岩)，具有生烃能力强且总量高、排烃动力足、效率高、运移距离短且聚集成藏散失少的特点。长9油层组为近年来勘探开发的新层位，其油源问题虽存在争议，但多数学者趋向于认为长9油藏原油并非来自于长7优质烃源岩，而是来自于长9顶部的有效烃源岩(李家畔页岩)[11-14]。初步研究表明，长9致密砂岩油藏在其烃源岩分布的最大外边界内并非呈准连续状，而主要是以斑块状或透镜状分布为特征，这与长6油藏大面积准连续分布特征有显著的差异，目前人们对这种油藏形成的机理和主控因素以及没有形成准连续型油气聚集的原因尚不了解。为此，本文作者以陕北斜坡中东部安塞地区勘探发现的长9油藏为例进行探讨。
1 研究区概况
安塞地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡一级构造单元的中东部，其石油的勘探与开发距今已有40多年的历史。目前的主力产油层为三叠系延长组长6油层组，其次为长2油层组，见图1。此外，在部分区域延安组、长4+5油层组和长10油层组也具有一定的产建规模。研究区位于安塞县西北部，勘探开发面积约1 000 km2。近年来，在延长组深层石油勘探逐渐被引起重视的大背景下，安塞地区长9油层组石油勘探也获得突破，发现坪北产油区。但试油效果不甚理想，其日产油量除极少数井刚刚达到工业油流标准外，其他探井试油日产量主要以低产油流、油花和纯产水为特征，在坪北区外兼探长9储层的探井均告失利，从而使该区长9油层组的石油勘探陷入困境。究其原因主要是对该区长9致密砂岩储层中油藏的形成机理以及分布规律认识不清。该区长9油藏层位上分布于长91储集体中，长92储集体不含油。本文作者在前人研究的基础上，通过对已发现的长9油藏的精细解剖，查明控制长9油藏分布的地质因素，可以为具有相似地质条件的其他地区长9油藏的勘探起到一定的指导和借鉴。
图1 研究区地理位置
Fig. 1 Location map of study area
2 成藏基本要素
2.1 烃源岩特征
安塞地区延长组主要发育2套烃源岩，即长7段中下部的张家滩页岩和长9顶部的李家畔页岩。油源对比证实，本区长9油藏油源为本地李家畔页岩所贡献[14]。长9李家畔页岩顶部埋藏深度为1 251.9~1 724.7 m，平均埋深为1 538.7 m；一般发育3~5套烃源岩，单层厚度分布于0.9~6.8 m，平均为2.5 m；单井总厚度分布于1.9~13.9 m，平均厚度为8.6 m。观察岩心发现李家畔页岩主要为一套黑色、灰黑色泥岩及粉砂质泥岩，岩心含油性较差，有淡淡的油味。岩心薄片鉴定及X线衍射全岩分析表明：李家畔页岩黏土质量分数为51.0%~61.7%，平均为56.2%，成分以伊利石为主，粉砂质量分数一般为20%~35%。碎屑颗粒成分中石英质量分数为20.5%~30.0%(平均为25.2%)，斜长石质量分数为9.1%~15.8%)(平均为13.3%)，钾长石质量分数为1.3%~6.5%(平均为3.4%)，黄铁矿质量分数为0.5%~3.8%(平均为1.8%)。李家畔页岩在电测曲线上很容易识别，主要表现为“三高—低”特征，即：高自然电位、高自然伽马、高声波时差、中—低电阻。
3口井11块长9李家畔页岩地球化学分析结果见表1。从表1可见：本区长9烃源岩有机碳质量分数为1.07%~5.07%(平均为2.66%)；生烃潜量(S1+S2)为2.40~20.95 mg/g(平均为10.16 mg/g)；氯仿沥青“A”质量分数为0.132%~2.472%(平均为0.465%)；总烃质量分数为(666.0~8748.4)×10-6(平均为2119.0×10-6)。根据SY/T 5735—1995[15]，长9烃源岩总体达到最好烃源岩标准。长9烃源岩镜下鉴定主要以腐泥组为主，计算的有机质类型指数分布于21.8~67.0，平均为48.6，表现为Ⅱ1型干酪跟性质；干酪根碳同位素分布于-28.05‰~ 29.76‰，亦为Ⅱ1型干酪根。长9烃源岩最高热解峰温(tmax)分布于445~456 ℃，平均为450 ℃；生物标志化合物三降藿烷Ts与Tm的质量分数之比为3.35~11.07，平均为5.81，说明长9烃源岩已达到成熟演化阶段。综合评价烃源岩有机质丰度、类型和成熟度等地化指标认为，长9烃源岩为好的油源岩。
2.2 储盖层特征
长9油层组沉积时期，研究区主要为三角洲前缘亚相，主要发育水下分流河道储集体，以长91砂层组最为发育，长92砂层组储集体厚度与规模均有所减小。长9储集体岩石类型主要以长石砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩，填隙物成分以发育较高的浊沸石(平均质量分数为9.63%)和方解石(平均质量分数为2.12%)为特征。长9储层孔隙度分布于0.80%~15.50%，平均为6.84%，中值为7.10%；渗透率分布于(0.019~13.062)× 10-3 μm2，平均为1.590×10-3 μm2，中值为0.418×10-3 μm2(见图2)，为典型的致密砂岩储层[1, 8-9]。长9储层孔隙类型主要以粒间溶孔和长石溶孔(孔隙率平均为68%)为主，其次为残余粒间孔隙(孔隙率平均为29%)；平均孔隙半径为21.19 μm，平均喉道半径为0.459 μm，为小孔—微细喉道孔隙结构；面孔率较低，平均为3.22%。砂岩中黏土矿物主要为绿泥石、伊/蒙混层和伊利石为主，不含高岭石，伊利石与蒙脱石质量分数之比≤15%。根据石油行业碎屑岩成岩阶段划分标准(SY/T 5477—2003)[16]，长9储层已普遍达到中成岩A期演化阶段。李家畔页岩既是好的生油岩，也是好的盖层。烃源岩和储集层为典型的互层结构(见图3)，这种结构中石油经过初次运移即可成藏，运移过程中散失量少，聚集效率高。
表1 安塞地区长9烃源岩有机质地化参数
Table 1 Geochemical parameters of Chang-9 source rocks in Ansai area
图2 安塞地区长9储层孔隙度与渗透率关系图
Fig. 2 Plot of porosity vs permeability of Chang-9 reservoir in Ansai area
2.3 圈闭特征
以往研究认为，三叠系延长组油藏类型主要为常规岩性油藏，包括岩性上倾尖灭、透镜体和成岩遮挡等油藏类型。但在实际勘探开发及研究过程中，对于延长组长4+5及其以下层位的油藏并未发现明显的油水界面，这使研究者逐渐认识到这类油藏可能并非为常规的岩性油藏。准连续型油气聚集理论提出以后，认为鄂尔多斯盆地的致密砂岩中发育无数个圈闭，圈闭介于有形与无形之间，没有明显的圈闭界限，为非常规油气聚集。研究认为，安塞地区长91油藏的圈闭类型可能主要为“动力圈闭”，这一新的圈闭类型最早为李明诚等[17]针对低渗透致密储层于2010年提出，指出超压是低渗透致密储层中油气运移的主要动力，而传统上油气运移的主要动力-浮力并不是主要动力。安塞地区长91烃源岩单层厚度较小，欠压实作用较弱，其油气排出烃源岩的主要动力为生烃作用形成的异常压力，由于储层致密，源储压差小，油气排出的烃源岩动力较弱，致使油气排出量少，在储层中运移动力不足，经过初次运移后在致密储层中聚集成藏。
图3 安塞地区长9储盖组合
Fig. 3 Reservoir and seal combination of Chang-9 member
3 长9致密油成藏机理
3.1 成藏期次与时间
安塞地区长9储层流体包裹体类型主要包括盐水包裹体和含液态烃包裹体。在成岩自生矿物序次分析的基础上，选取与油气包裹体相伴生的盐水包裹体和含烃盐水包裹体测定其均一温度，以判别不同充注期次形成的包裹体。测试得到研究区长9内流体包裹体分析数据130点，并制作直方图。从长9储层观察到的盐水包裹体均一温度显示为单峰，包裹体均一温度分布于95~125 ℃，其峰值介于100~110 ℃(图4)，说明该地区地层中的液态烃为连续充注一期成藏。结合研究区长9地层埋藏-热演化史图，推测长9储层包裹体形成时间距今120~100 Ma，对应的地质时间为早白垩世末期。石油的生成遵循干酪根晚期热降解生烃理论，随着埋藏深度的增加、地层温度升高。当达到生烃门限时，油气生成并首先满足自生吸附和充满源内孔隙后多余的油气才能排出来，在地层埋深持续增加的条件下，油气不断生成并排出；当达到生烃高峰时排烃量最大，捕获的烃类包裹体数量也最多。研究区长9储层当其温度增加至100~110 ℃时达到生排烃高峰期，但此时地层并没有达到最大埋深(对应温度约120 ℃)，随埋深增加生排烃过程仍在进行，但生排烃量减少。自早白垩世末期以来受喜山运动的影响，鄂尔多斯盆地整体抬升，当其温度降低到100~110 ℃时，经历过生油高峰的烃源岩生排烃能力有限，因此，此时捕获的包裹体数量较少，不是主要的成藏期。
3.2 致密储层形成时间
致密砂岩油藏成藏机理研究的一个核心问题为致密储层的形成时间问题。若储层致密时间早于成藏时间，则形成的油藏可能为深盆油藏，也可能为准连续型油藏，具体还要取决于储层上倾方向物性是否有变好的趋势。研究区不具有这样的储层性质，因此，其应主要为非常规致密岩性油藏。若储层致密时间晚于成藏时间，则形成的油藏应为常规油藏。但现今发现的长9油藏其油水分布复杂，没有明显的油水界面，这种非常规油藏到底是储层致密在前成藏在后、或者二者同步、或者储层致密晚于成藏时期，关键还是取决非于致密储层形成时间问题。通过研究，认为安塞地区长9致密储层的形成主要受控于成岩作用，其中压实作用是最主要的因素，胶结作用是形成致密储层的关键，特别是分布广泛的成岩晚期铁方解石为最重要的胶结物之一(图5(a))。此外，长9储层中普遍发育浊沸石胶结物，其质量分数较高且溶蚀作用较弱，充填了一部分孔隙空间。其他成岩作用如黏土胶结和石英次生加大虽也比较常见，但其含量较低，对孔喉系统总体影响较小。通过系统测定方解石胶结物中成岩包裹体的均一温度，其主要分布于110~120 ℃，晚于主要成藏时间。陕北地区浊沸石主要形成温度小于 80 ℃[18-20]，为早成岩阶段的产物。浊沸石的形成起到了填充堵塞孔隙和喉道的作用，且本区浊沸石溶蚀较弱，其强烈的胶结作用使长9储层演变为致密储集体。经综合分析认为：在油气大规模运移时期致密储层已经形成(图5(b))，成岩晚期的铁方解石胶结加剧了储层的致密化进程。
图4 安塞地区长9地层埋藏-热演化史及成藏时间
Fig. 4 Burial history and geothermal evolution of Chang-9 member in Ansai area
3.3 成藏机理与成藏模式
传统石油地质理论认为油气二次运移的动力主要为浮力，当浮力小于毛细管阻力时油气形成聚集。浮力与油气柱高度有关，而油气柱高度又取决于油气层的长度与倾斜角度[21]。安塞地区长9地层厚度变化稳定，构造平缓，总体为东高西低、倾角为0.43°的单斜形态，局部发育低幅度鼻状构造。
根据本区长9储层7口井15个砂岩样品压汞数据和流体分析测试结果对浮力和毛细管力进行定量评价，计算静水条件浮力作用下的临界油柱高度，其计算公式为
Zh=2σ[(1/rt)-(1/rp)]/(ρw-ρo)g
式中：Zh为圈闭中最大含油高度，m；ρw为水的密度，t/m3，本区取值1.003 t/m3；ρo为油的地下密度，t/m3，本区取值0.76 t/m3；σ为界面张力，N/m，研究区取值0.012 N/m；rt为喉半径，μm；rp为孔隙半径，μm；g为重力加速度，9.8 m/s2。
图5 安塞地区长9储层成岩演化
Fig. 5 Diagenetic evolution of Chang-9 reservoir in Ansai area
研究区长9储层孔喉非均质性较强，平均孔喉半径为0.026 9~0.362 4 μm，平均孔隙半径为13.93~ 18.19 μm；计算的临界油柱高度为25~375 m(平均为57 m)，远远大于长9油层组砂体厚度与单个油层厚度。本区长9单个油藏油柱高度最大为5~10 m，单位油柱高度产生的最大浮力为0.1 MPa。实际上，该区阻流层的排驱压力平均大于0.2 MPa，最大可达0.9 MPa；油层和阻流层之间的排驱压力差大于0.1 MPa。可见，油柱产生的浮力不足以克服毛细管力而使油层连通性变差。
油气在横向上和纵向上运移受源储压差控制，长7及以下地层烃源岩由于生烃作用普遍发育超压，特别是长91顶部异常压力明显增大，为油气初次运移提供动力。总体来看，长82储层物性比长91物性差，因此石油向长82储层运移量少。
互层式为长9油藏主要的生储盖组合类型(图6)。长91顶部李家畔页岩一般具有3~4套，单套厚度一般小于4 m，各套烃源岩之间发育物性相对好的储层，在源储压差作用下，石油就进运移至长91顶部各套李家畔页岩之间的储层中成藏。由于运移动力较弱，油气向下运移还要克服自身浮力和储层毛细管力，且长92储层物性比长91的更差，沉积微相类型主要为分流间湾泥岩沉积，水下分流河道规模小，长92地层本区未见效烃源岩，因此，长92砂层组没有石油运聚成藏。分析认为该地区长9油藏之所以未形成大面积分布的场面，主要与长9烃源岩排烃动力弱和储层致密有关。
图6 安塞地区长9油藏成藏模式
Fig. 6 Accumulation pattern of Chang-9 reservoir
“生、储、盖、圈、运、保”为油气成藏的六大地质要素，对于某一个具体的地区来说，并不是每个要素都是关键的和必需的。从现今安塞地区长9油藏分布看，其石油的聚集主要受控于3大地质要素的综合影响：烃源岩、储集层和鼻状构造背景。
4 长9致密油成藏主控因素
4.1 主力烃源岩分布范围控制油藏分布范围及富集程度
鄂尔多斯盆地延长组油藏分布具有近源运移聚集特征，有效烃源岩分布层位控制了石油聚集层位，其平面分布最大外边界基本控制了油藏分布范围[22]。安塞地区长9烃源岩分布厚度最大为杏2001—星28井区，平均厚度在10 m以上；向东南部和南部地区烃源岩厚度逐渐变薄(图7)。长91试油产量在烃源岩厚度大的星28井区具有相对较高的石油产量，而产水量较低，如星28井烃源岩厚度13.9 m，试油日产油2.14 m3，日产水0.19 m3；坪260井烃源岩厚度7.2m，试油日产油0.60 m3，日产水1.50 m3。仅从烃源岩厚度考虑，则烃源岩累积厚度大于7 m地区为石油聚集的有利区，石油具有近源运移、聚集特征。但并不是所有烃源岩累计厚度大于7 m地区钻的井均产油，有些井仅见少量油花，而有些井产纯水，且产水量较高。由此可以说明，烃源岩仅是控制油水分布的主控因素之一，但并不是唯一因素。
图7 安塞地区长91烃源岩厚度与试油产量关系
Fig. 7 Correlation of source rocks thickness and testing production of Chang-91 in Ansai area
随着李家畔页岩厚度增加，长91试油产量有增加的趋势，而烃源岩厚度变薄及质量变差地区，石油产量降低，甚至未发现油气显示，仅产大量的油田水，说明烃源岩厚度与试油产量具有重要的关系(图8)。如杏3008井日产油0 m3，日产水高达12.08 m3；此外，王28井、杏3023井、杏2002井等之所以未有石油聚集，主要是因为烃源岩质量差，未达到中等以上烃源岩标准，生油量少，除了自身吸附外几乎未有多余的油气排出烃源岩。由于长9储层致密和构造平缓，虽然星28井区烃源岩达到成熟生成并排出了石油，但侧向运移动力较弱，因此，未能进行较长距离运移。
图8 安塞地区长91烃源岩厚度与试油产量关系
Fig. 8 Relationship between Chang-91 source rocks thickness and testing production
安塞地区已发现的石油主要聚集在长91顶部砂体中，长9顶部李家畔页岩既是生油层，亦是有效的盖层。长8油层组、长92油层亚组甚至长91油层亚组下部砂体未发现石油聚集，部分井仅见到油花显示，主要是因为油源不足以及运移动力弱，使得石油垂向运移距离短。
4.2 有利的沉积相带和优质储层展布控制油藏富集高产部位
长91沉积末期研究区为三角洲前缘亚相沉积，水下分流河道砂体砂体非常发育，单层厚度大且顺河道方向连续性好，储层物性好，为石油聚集创造了优越的条件。河口坝砂体具有下细上粗的反粒序沉积，上部物性好，有利于上覆烃源岩油气向下运移，因此，河口坝和水下分流河道砂体石油最为富集。长91砂组石油分布与砂体厚度具有很好的相关性，目前发现的产油井均分布在砂体厚度大于15 m的区域内(图9)。事实上，长91石油主要分布在长91砂组顶部砂体中，而长91底部砂体中未见好的油气显示，说明长9油藏以近源运聚成藏为主要特征。
观察岩心发现：长91储集层具有很强的非均质性，砂岩中并不是均含油，含油部分在砂岩中条带状分布(图10(a))，明显受到储层非质性的控制作用。实测分析化验结果也表明，同一套砂体纵向上物性差别较大。
在安塞地区长9储层，无论是井下取心还是显微镜下观察均发现了大量的裂缝，这些裂缝主要赋存于长91顶部砂体中，为石油在储层中运移提供了良好的通道。裂缝大部分不含油(图10(b))，少部分含油，裂缝面平直，主要为高角度(＞80°)裂缝，部分裂缝面充填方解石，裂缝延伸长度最大可达1 m以上，最小长度约10 cm，观察岩心发现宏观裂缝主要在砂岩中发育，泥岩中未见裂缝。显微镜下在粉砂质泥岩中以及泥质含量较多的砂岩中见到裂缝宽度小于10 μm的近水平和垂直裂缝；砂岩中裂缝呈网络状分布，见近垂直裂缝，裂缝面宽度约20 μm，裂缝主要围绕颗粒分布，未见切穿颗粒裂缝；在方解石胶结物发育的部位，孔隙和裂缝均少见(图10(c)和(d))。
4.3 鼻状隆起构造对油藏富集的控制作用
研究认为鄂尔多斯盆地延安组为构造油藏，延长组长2、长3为构造—岩性复合油藏，长4+5及其以下油藏为岩性油藏[23-25]。本次通过绘制长9油藏现今顶面构造与试油产量叠合图发现鼻状构造对长9油藏分布具有一定的控制作用，形成的油藏类型为构造—岩性复合油藏(非常规油藏)。坪北区自东而西发育3排鼻状构造，轴向近东西向，岩层向西倾伏，鼻状构造幅度一般为3~8 m。目前发现的产油井分布在南部鼻状构造幅度较大的圈闭中，而北部2个构造幅度较小的鼻状构造仅见油花显示(图9)。鼻状构造侧翼为石油最有利聚集位置，而其顶部和低部位油气聚集量少。如位于鼻状构造侧翼的星28井日产油2.14 m3，日产水0.19 m3；其下倾方向的星32井日产油0.80 m3，日产水1.45 m3；鼻状构造顶部的星30井日产油0.76 m3，日产水0.53 m3，星31井日产油0.28 m3，日产水2.24 m3；而位于鼻状构造低部位的坪260井日产油0.60 m3，日产水1.50 m3。
图9 安塞地区长91段砂体展布与试油产量关系
Fig. 9 Correlation of sand body distribution and testing production of Chang-91 in Ansai area
图10 安塞地区长91段岩心和显微照片
Fig. 10 Cores and micrographs of Chang-91 member in Ansai area
5 结论
1) 安塞地区长9油层组具有较好的石油成藏地质条件。研究区烃源岩大面积分布，与大面积分布的致密砂岩储层互层式接触，生油层同时也是好的盖层，生储盖组合配置好。
2) 长9油藏成藏时间主要为早白垩世末期，此时砂岩储层已完成致密化过程，油气运移的动力主要为生烃形成的异常压力，浮力基本不起作用，石油经过初次运移即可成藏，生储盖三明治结构有利于石油的运聚。
3) 长9油藏的形成主要受控于烃源岩、致密储层和鼻状构造背景三大地质因素的综合影响。其中油源是第一位的，排烃动力不足且滞留烃量多为制约本区下一步有效勘探的瓶颈；其次，储层的质量与油气分布关系密切，砂体累积厚度大于14 m地区石油富集程度高；鼻状构造对油气的富集具有一定的控制作用，在构造的侧翼部位油井产油量高，高部位和低部位产油量均较低。
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(编辑 陈灿华)
收稿日期：2013-09-10；修回日期：2013-11-22
基金项目：陕西省自然科学基础研究计划项目(2013JM5007)；陕西省教育厅专项科研计划项目(12JK0491)；西安石油大学博士科研启动项目(2014BS38)；中国石油科技创新基金资助项目(2011D-5006-0103)
通信作者：白玉彬(1981-)，男，辽宁北票人，讲师，从事致密油气成藏机理及分布规律方向研究；电话：13709114625；E-mail: baiyubin@xsyu.edu.cn
