屈雪峰，溫德順，張龍，崔爭鋒，張瀚丹，馬靜

1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018 3.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)處，西安 710018 4.中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶城 745100

鄂爾多斯盆地延長組超低滲透油藏形成過程分析
——以古峰莊—麻黃山地區(qū)為例

屈雪峰1,2，溫德順1,2，張龍3，崔爭鋒4，張瀚丹1,2，馬靜1,2

1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018 3.中國石油長慶油田分公司油田開發(fā)處，西安 710018 4.中國石油長慶油田分公司第十采油廠，甘肅慶城 745100

鄂爾多斯盆地古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8超低滲透油藏具有典型性和代表性。通過流體包裹體均一溫度與沉積埋藏史—熱史綜合分析表明，古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8油藏為一期成藏，成藏時間為早白堊世。成藏過程中，長7油源成藏早期向長8單向充注，成藏中期向長6、長8雙向充注，成藏后期則向長6單向充注。成藏過程的這種動態(tài)變化主要由源儲距離及其垂向組合關(guān)系、油源巖生烴高峰、儲層邊致密邊成藏等成藏要素聯(lián)合作用控制。

成藏過程；超低滲透油藏；延長組；古峰莊—麻黃山地區(qū)；鄂爾多斯盆地

0 引言

低滲透砂巖油藏是鄂爾多斯盆地石油勘探的主要對象。根據(jù)李道品等[1]提出的分類方案，低滲透砂巖油藏包括三類：儲層平均滲透率(10～50)×10-3μm2的油藏為一般低滲透油藏，儲層平均滲透率(1～10)×10-3μm2的油藏為特低滲透油藏，儲層平均滲透率(0.1～1)×10-3μm2的油藏為超低滲透油藏。歷經(jīng)幾十年的勘探開發(fā)，鄂爾多斯盆地一般低滲透油藏、特低滲透油藏和超低滲透油藏已經(jīng)成為了中國低滲透油藏的典型代表，尤其是近年新增的石油儲量和產(chǎn)量大多來自三疊系延長組超低滲透油藏[2-5]。三疊系延長組自上而下劃分為長1—長10共10個油層組，總體反映了大型坳陷湖盆形成、發(fā)展和消亡的全過程[6]。其中，長8沉積時期盆地充填已由河流沉積體系演化為大型三角洲沉積體系，緊隨其后的長7沉積時期湖盆達到鼎盛階段，發(fā)育了厚達40 m的優(yōu)質(zhì)烴源巖，而長6沉積期是長7最大湖泛事件之后的大型三角洲主要建設(shè)時期。對油氣勘探來說，長7烴源巖與相鄰的長6、長8三角洲砂巖具有最佳的成藏組合關(guān)系，新發(fā)現(xiàn)的億噸級整裝大油田(西峰油田、環(huán)江油田、鎮(zhèn)涇油田、姬塬油田、華慶油田)集中分布在延長組長6和長8超低滲透砂巖中。

近年來，許多學(xué)者對鄂爾多斯盆地低滲透油藏的成藏規(guī)律開展了大量的研究工作，闡述了優(yōu)質(zhì)烴源生排烴特征[7-10]、油源關(guān)系[11-14]、成藏動力學(xué)系統(tǒng)特征[15-16]、裂縫與成藏關(guān)系[17-19]、成藏期次[20-23]、儲層致密化與成藏史[24-26]、成藏機理與成藏模式[27-32]等，但在成藏過程定量化分析方面的研究鮮見報道。以鄂爾多斯盆地古峰莊—麻黃山地區(qū)延長組長6、長8超低滲透油藏為例，從成藏條件解剖入手，利用流體包裹體均一化溫度測試結(jié)果，對定量分析石油從長7油源向長6、長8地層中雙向充注的動態(tài)過程進行了嘗試性探索，以期為鄂爾多斯盆地延長組低滲透油藏勘探開發(fā)提供可靠的地質(zhì)科學(xué)依據(jù)，并進一步豐富陸相石油成藏理論。

研究區(qū)古峰莊—麻黃山地區(qū)隸屬于寧夏回族自治區(qū)鹽池縣，構(gòu)造位置處于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷中部(圖1)。隨著石油勘探開發(fā)程度的提高，該區(qū)延長組中取得了良好的勘探成果，長6、長8油藏已經(jīng)規(guī)模開發(fā)。巖芯物性測試結(jié)果統(tǒng)計分析，長6、長8砂巖的平均孔隙度為10%，滲透率集中分布在(0.1～0.5)×10-3μm2，屬于典型的超低滲透油藏。

圖1 研究區(qū)古峰莊—麻黃山地區(qū)位置圖Fig.1 The location of Gufengzhuang-Mahuangshan area, Ordos Basin

1 超低滲透油藏成藏條件分析

1.1 源巖生烴增壓是石油運移的動力

鄂爾多斯盆地在大型坳陷湖盆背景上形成了延長組長7優(yōu)質(zhì)烴源巖[7-10]。長7沉積期為延長期鄂爾多斯湖的最大湖泛期，湖水覆蓋面積達10×104km2，水體深度達60 m，在半深湖—深湖環(huán)境下沉積的長7泥頁巖厚度大(40 m以上)，分布面積廣(5×104km2)，有機質(zhì)豐度高(有機碳含量大于2%)，干酪根類型好(Ⅰ型或Ⅱ型)，普遍達到成熟(泥巖干酪根鏡質(zhì)體反射率為 0.74%～1.10%)，生油強度高達(330～400)×104t/km2，是中生界低滲透油藏最主要的烴源巖[11-14,33]。研究區(qū)古峰莊—麻黃山地區(qū)長7沉積期為半深湖—深湖環(huán)境，沉積的優(yōu)質(zhì)烴源巖厚度普遍大于40 m(圖2)，為長6、長8油藏的成藏提供了豐厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

生烴模擬實驗結(jié)果[10]表明，長7油源巖累計生成的石油體積占巖石體積的8.0%～18.7%，由此增加了4.5～312.4 MPa的孔隙壓力，導(dǎo)致產(chǎn)生強大的超壓，成為超低滲透油藏形成過程中石油運移的主要動力[15-16,28]。在強大的超壓作用下，形成的天然水力微裂縫“接通”了處于異常高壓的油源和處于常壓的超低滲透儲層，在源儲壓差控制下石油涌入儲層[34-35]。可見，厚層優(yōu)質(zhì)油源巖生烴增壓不僅為超低滲透油藏的形成提供了動力，也為石油運移提供了良好的通道。

圖2 古峰莊—麻黃山地區(qū)長7泥頁巖厚度分布Fig.2 Thickness distribution of Chang 7 source rock in Gufengzhuang-Mahuangshan area

1.2 源儲廣覆式接觸是石油成藏的基礎(chǔ)

延長組沉積時期，研究區(qū)位于當(dāng)時湖盆的西北岸，沉積物源來自西北方向，流入湖后形成三角洲沉積。其中，長8、長6沉積期是大型三角洲主要建設(shè)時期，在古峰莊—麻黃山地區(qū)形成了大面積疊合連片的儲集砂體。長7沉積期形成的厚層優(yōu)質(zhì)烴源巖夾持于長8、長6儲集砂體之間，呈現(xiàn)出上下為儲層、中間夾源巖的接觸關(guān)系。由于烴源巖與儲層均穩(wěn)定分布，源儲大面積廣覆式接觸，形成了超低滲透油藏“三明治”式源儲組合(圖3)。

1.3 儲層超低滲透率是油藏保存的關(guān)鍵

根據(jù)古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8油層組200多個樣品的壓汞測試數(shù)據(jù)，分別建立了長6、長8滲透率與排驅(qū)壓力之間的關(guān)系(圖4)，可以看出滲透率與排驅(qū)壓力具有較好的冪函數(shù)關(guān)系，隨著滲透率降低，砂巖排驅(qū)壓力增加。由圖4中分別讀取不同滲透率的排驅(qū)壓力值，經(jīng)換算得到地層條件下的毛細管阻力(表1)。在砂巖滲透率小于0.1×10-3μm2情況下，排驅(qū)壓力一般超過2 MPa，在地層狀態(tài)下毛細管阻力超過0.5 MPa。當(dāng)砂巖滲透率減小時，排驅(qū)壓力增加，地層狀態(tài)下所受毛細管阻力也明顯增加。

圖3 古峰莊—麻黃山地區(qū)長6—長8超低滲透油藏剖面Fig.3 Ultra-low permeability reservoir section of Chang 6 and Chang 8 member in Gufengzhuang-Mahuangshan area

圖4 古峰莊—麻黃山地區(qū)長6(上)、長8(下)排驅(qū)壓力與滲透率關(guān)系Fig.4 The relationship of displacement pressure and permeability in Chang 6 member(upper) and Chang 8 member(lower) of Gufengzhuang-Mahuangshan area, Ordos Basin

表1 古峰莊—麻黃山地區(qū)超低滲透油藏浮力驅(qū)動石油運移的臨界油柱高度

石油在砂巖中運移要求浮力大于毛細管阻力。古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8地層傾角一般不足1°，在計算石油橫向運移時，以1°作為地層傾角，求取浮力作用下石油運移的臨界油柱高度(表1)。由表1可知，當(dāng)砂巖滲透率為0.1×10-3μm2時，石油發(fā)生垂向運移的臨界高度為479 m，側(cè)向運移的臨界高度為27 420 m。古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8超低滲透油藏呈透鏡狀，圍巖一般是粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和鈣質(zhì)砂巖，強烈的壓實和膠結(jié)作用導(dǎo)致圍巖滲透率急劇減小到0.1×10-3μm2以下。透鏡體油藏面積一般小于20 km2(長度一般不足6 km，寬度不超過4 km，厚度小于10 m)，難以達到石油運移的臨界油柱高度。因此，石油不可能在浮力作用下突破圍巖而發(fā)生橫向運移和垂向運移是超低滲透油藏得以保存的關(guān)鍵。

2 超低滲透油藏成藏期次分析

流體包裹體分析是研究油氣成藏期次的一種有效手段[36-38]。根據(jù)成巖礦物生長序列及流體包裹體產(chǎn)狀，在古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8石英、長石顆粒及方解石膠結(jié)物中識別出1期與油氣充注有關(guān)的包裹體。其中以石英顆粒中的包裹體為主，多沿切穿顆粒的微裂隙或溶蝕孔成條帶狀分布，單個包裹體直徑3～15 μm，形狀多為橢圓形、不規(guī)則形，一般為淡黃色—灰色，相態(tài)為氣液兩相(圖5a)；熒光顯示黃綠色、綠色(圖5b)；從與其伴生的鹽水包裹體均一溫度統(tǒng)計(圖5c)看，長6、長8包裹體均一溫度的主頻均在80℃～120℃。

將沉積埋藏史、熱史與包裹體均一溫度數(shù)據(jù)結(jié)合可確定石油成藏時間[20-23,36-38]。參考前人在鄂爾多斯盆地地層剝蝕厚度[6]和古地溫[39-41]方面的研究結(jié)果，編制了研究區(qū)長6、長8的沉積埋藏史—熱史剖面圖，將包裹體均一溫度投影到埋藏史—熱史剖面圖上，求取石油的充注時間(圖6)。由圖6可以看出，古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8石油充注時間發(fā)生在138.5～100.0 Ma，即從早白堊世早期到早白堊世晚期。

當(dāng)含烴流體充注入長6、長8時，便開始了石油聚集成藏的過程。

3 超低滲透油藏成藏過程分析

由圖5c可知，雖然古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8包裹體均一溫度主頻均在80℃～120℃，但二者特征明顯不同：長8包裹體均一溫度表現(xiàn)為“前峰型漸變式”，地層溫度70℃～80℃時石油開始充注，80℃～90℃期間充注量激增至最大，爾后90℃～120℃時充注量逐漸降低；而長6包裹體均一溫度表現(xiàn)為“中峰型階梯式”，70℃～80℃時少量(不足2%)油氣充注，80℃～90℃時充注量(約20%)階梯式增大，90℃～100℃時充注量(約40%)達到最大，隨后100℃～110℃、110℃～120℃時充注量均為約20%，120℃～130℃時降低至2%。

圖5 古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8流體包裹體顯微照片及其均一溫度分布a.池107井，長8，2 789.7 m，石英顆粒溶蝕孔中氣液2相包裹體，透射光下淡黃色—無色；b.同a，熒光下顯示黃綠色；c.長6、長8與烴類包裹體伴生的鹽水包裹體均一溫度分布直方圖。Fig.5 The fluid inclusion microscope photos and homogenous temperatures of Chang 6 and Chang 8 reservoirs in Gufengzhuang-Mahuangshan area, Ordos Basin

圖6 古峰莊—麻黃山地區(qū)長6—長8埋藏史—熱史與油氣充注史Fig.6 Diagram showing hydrocarbon charging ages by fluid inclusion homogenization temperatures projecting on geothermal-burial historical chart of Gufengzhuang-Mahuangshan area, Ordos Basin

圖7 古峰莊—麻黃山地區(qū)長6—長8油藏石油充注時間定量分析Fig.7 Quantitative analysis of oil charging time in Chang 6 and Chang 8 reservoir of Gufengzhuang-Mahuangshan area, Ordos Basin

在埋藏史—熱史剖面投影包裹體均一溫度確定油氣充注時間(圖6)的約束下，確定出10℃間隔的石油充注時間和地層埋藏深度，然后將長6、長8的石油充注時間分別標(biāo)注在同一時間軸上(圖7)。研究區(qū)長8地層厚度80～100 m，長7地層厚度90～100 m，長6地層厚度100～120 m；早白堊世古地溫梯度為3.3℃ /100 m，由此推算，長6、長8地層中部的溫度差約7℃，長6頂部與長8底部溫度差約10℃。在實際編制圖7時，為了便于對比長6、長8成藏特征的差異，將二者成藏期的溫度差近似為10℃。由圖7可見，石油充注始于長8，結(jié)束于長6，充注高峰長8早于長6。

根據(jù)上述超低滲透油藏成藏條件及成藏過程的分析，恢復(fù)了鄂爾多斯盆地古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8油藏成藏過程，該過程可以分為7個連續(xù)的成藏階段(圖8)。下面就成藏過程的各個階段給予簡要文字說明。

第一階段為長8石油充注開始階段 長8地層埋藏深度為1 660～1 970 m，溫度為70℃～80℃，石油充注時間為138.5～133.0 Ma。該階段長7優(yōu)質(zhì)烴源巖開始生烴，生烴增壓提供了流體運移的動力和通道，石油近距離充注入長8砂巖儲層。此時，生烴增壓產(chǎn)生的裂縫尚未擴展至長6地層。

第二階段為長8石油充注高峰階段 石油充注時間為133.0～127.5 Ma，長8地層溫度為80℃～90℃，長6地層溫度為70℃～80℃。此階段長8石油充注已達高峰，而天然水力裂縫才擴展到長6地層，充注量很少。

第三階段為長8石油充注減弱階段 石油充注時間段為127.5～122.0 Ma，長8、長6地層溫度分別為90℃～100℃和80℃～90℃。這一時期，大量裂縫已發(fā)展至長6，長8石油充注量開始減弱，而長6石油充注呈階梯狀增加。

第四階段為長8石油充注大幅衰退階段 石油充注時間為122.0～116.5 Ma，長8、長6地層溫度分別為100℃～110℃和90℃～100℃，裂縫已基本貫穿長6。此階段表現(xiàn)為長8石油充注量急劇下降，而長6石油充注達到高峰期。

第五階段為長8石油充注結(jié)束階段 時間為116.5～111.0 Ma，長8、長6地層溫度分別為110℃～120℃和100℃～110℃。此階段長8石油充注期結(jié)束，而長6石油充注量階梯式驟減。

第六階段為長6石油充注維持階段 時間為111.0～105.5 Ma，長8、長6地層溫度分別為120℃～130℃和110℃～120℃。該階段表現(xiàn)為長6石油充注量與第五階段持平。

第七階段為石油充注結(jié)束階段 時間為105.5～100.0 Ma，長8、長6地層溫度分別為130℃～140℃和120℃～130℃。長6石油充注量階梯式減少至徹底結(jié)束。

綜上可知，研究區(qū)長8、長6超低滲透油藏的成藏過程發(fā)生著動態(tài)變化：長8石油充注達高峰時，長7油源向長8單向充注；長6發(fā)生石油充注及達到高峰時，長7油源向長6、長8雙向充注；成藏后期則向長6單向充注。

4 成藏過程動態(tài)變化的控制因素分析

4.1 源儲距離控制著石油充注的起始時間

由古峰莊—麻黃山地區(qū)延長組地層發(fā)育特征可知，長8儲層與長7優(yōu)質(zhì)源巖間隔10～20 m的泥巖，而長6儲層與長7源巖間隔超過60 m，長8儲層有著 “近水樓臺先得月”的成藏優(yōu)勢。

長8儲層緊鄰長7源巖，生烴增壓產(chǎn)生的水力裂縫率先擴展至長8儲層，溝通了油源與儲層。在裂縫尚未到達長6之際，長8石油充注量很快達到高峰。隨著水力裂縫擴展到長6，長6的石油充注量階梯式上升，相應(yīng)地長8的石油充注量逐漸下降。這種現(xiàn)象充分說明了源儲的距離對成藏過程有著重要影響，尤其是在石油充注的起始時間上起著控制作用，表現(xiàn)為近距離優(yōu)先充注。

4.2 生烴高峰控制著石油充注高峰

綜合分析圖5c、圖6、圖7、圖8可知，長7烴源巖生烴高峰期時古地溫為80℃～110℃。生烴高峰伊始(80℃～90℃)，緊鄰烴源巖的長8石油充注即刻達到生烴高峰；生烴高峰中期(90℃～100℃)，生烴增壓形成的水力裂縫擴展到距離烴源巖較遠的長6，長6石油充注量階梯式激增，導(dǎo)致長8石油充注量減弱；生烴高峰晚期(100℃～110℃)，水力裂縫貫穿長6，長6石油充注達到高峰，相應(yīng)地引起長8石油充注量驟減?？傮w上看，長7生烴高峰期控制著長6、長8石油充注的高峰期，但長6、 長8充注高峰期有著此消彼長的特點。

由此得到提示，對于鄂爾多斯盆地延長組低滲透油藏而言，某一層位的包裹體均一溫度特征僅能反映石油的充注過程，不能完全反映烴源巖的生、排烴過程；若同時考慮烴源巖的上覆和下伏油藏，則能夠動態(tài)揭示石油的生、排、聚過程。

4.3 源儲垂向組合關(guān)系控制著石油充注的發(fā)展方向

石油在親水介質(zhì)中依靠油、水流體勢差運移[42]。綜合分析鄂爾多斯盆地延長組的石油地質(zhì)條件，石油向長6、長8運移的流體勢差可能由生烴增壓、油的浮力和毛細管阻力的聯(lián)合作用決定。生烴增壓(雙向排烴)是石油運移的動力；油的浮力對長6而言是動力，但對長8就是阻力；生烴增壓形成的裂縫比較平直，直徑變化不大，一般為0.003～0.01 μm，毛細管阻力較小[42]，可忽略不計。這種情況下的流體勢差主要由生烴增加的壓力與油的浮力二者共同決定。

在水力裂縫未擴展至長6時，長7烴源巖生成的石油尚處在向長8單向排烴的過程，生烴增加的壓力轉(zhuǎn)化為石油向長8運移的動力，運移動力強勁，遠大于石油所受到的浮力(阻力)，使大量石油充注入長8。當(dāng)水力裂縫擴展至長6時，石油雙向充注，生烴增加的壓力一分為二，那么向長8運移的動力強度減弱，在浮力作用下，石油運移受阻，充注量減弱；而對長6而言，浮力是動力，與生烴增加的壓力疊加，動力強度較大，石油源源不斷地進入長6。隨著烴源巖生烴強度減弱(110℃以后)，生烴增加的壓力減弱，浮力的作用明顯增強，導(dǎo)致長8石油充注衰落，而長6仍然持續(xù)充注。

4.4 邊致密邊成藏對石油聚集成藏有著重要影響

鄂爾多斯盆地延長組砂巖儲層的質(zhì)量與成巖作用密切相關(guān)[24-25]。對古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8砂巖儲層質(zhì)量與成巖作用關(guān)系的研究表明*顧岱鴻，周曉峰，王建國，等. 姬塬西北部長6油藏建產(chǎn)潛力研究，長慶油田勘探開發(fā)研究院內(nèi)部資料，2014.*何順利，周曉峰，王建國，等. 鹽池地區(qū)成藏規(guī)律及開發(fā)潛力研究，長慶油田勘探開發(fā)研究院內(nèi)部資料，2014.，早期的膠結(jié)作用(高嶺石、方解石)和壓實作用引起孔隙度損失率達70%，導(dǎo)致早成巖階段末期砂巖物性已較差，孔隙度約為12%，滲透率約為1.0×10-3μm2；中成巖階段石油充注過程中，長石溶蝕產(chǎn)生的次生孔隙雖然對物性有一定改善，但晚期高嶺石和方解石膠結(jié)導(dǎo)致儲層質(zhì)量進一步變差，目前砂巖平均孔隙度為10%，平均滲透率為0.24×10-3μm2，這說明在中成巖階段石油充注的過程中砂巖儲層邊致密邊成藏。

在聚集階段初期，石油首先進入喉道較粗的孔隙中，隨著石油的持續(xù)充注，較粗喉道對應(yīng)的孔隙中充滿時，將繼續(xù)向喉道較細的孔隙中充注，此時毛細管阻力增大，石油難以進入，導(dǎo)致部分孔隙中仍幾乎被水飽和。同時，毛細管阻力大，油的浮力難以將水向下排驅(qū)?？傊?，超低滲透儲層孔喉細微，毛細管阻力大，石油僅占據(jù)了部分孔隙，而部分與小喉道連接的孔隙中仍飽含水，表現(xiàn)為超低滲透油藏含油飽和度低(圖9)，油水分異不清，開采初期含水率就高達40%。

5 結(jié)論

(1) 流體包裹體均一溫度與沉積埋藏史—熱史綜合分析表明，古峰莊—麻黃山地區(qū)長6、長8油藏具有一期成藏的特點，成藏溫度為70℃～130℃，成藏時間為138.5～100.0 Ma，對應(yīng)地質(zhì)時代為早白堊世。

(2) 成藏過程定量分析表明，成藏早期(138.5～127.5 Ma)長7油源向長8單向充注直至成藏高峰；成藏中期(127.5～111.0 Ma)向長6、長8雙向充注，這一時期長6達到成藏高峰，而長8充注量逐漸減少；成藏后期(111.0～100.0 Ma)則向長6單向充注。

(3) 長6、長8超低滲透油藏成藏過程的差異性主要由源儲距離及垂向組合關(guān)系、生烴高峰、儲層邊致密邊成藏等成藏要素聯(lián)合作用控制著。源儲距離近者優(yōu)先充注，生烴高峰期控制著充注高峰期，在浮力作用下石油總是有著向上運移的趨勢，邊致密邊成藏導(dǎo)致形成的油藏含水飽和度高，油水分異不清。

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Accumulation Process of Ultra-low Permeability Reservoirs in Yanchang Formation Ordos Basin: A case from Gufengzhuang-Mahuangshan area

QU XueFeng1,2,WEN DeShun1,2,ZHANG Long3,CUI ZhengFeng4,ZHANG HanDan1,2,MA Jing1,2

1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China 2. National Engineering Laboratory for Low Permeability Petroleum Exploration and Development, Xi’an 710018, China 3. Oilfield Development Department of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China 4. The Tenth Oil Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Qingcheng, Gansu 745100, China

Oil reservoirs in Chang 6 and Chang 8 members of Yanchang Formation in Gufengzhuang-Mahuangshan area of Ordos Basin are typical ultra-low permeability reservoirs. Comprehensive analysis of homogenous temperatures of fluid inclusions and geothermal and burial history shows that oil accumulation of Chang 6 and Chang 8 members happened in early Cretaceous. During the oil accumulation petroleum generating from Chang 7 source rock only charged into Chang 8 reservoir at the early stage, then charged up and down into Chang 6 and Chang 8 at the middle stage, and only filled into Chang 6 reservoir at the late stage. The difference of accumulation process was controlled by the relationship between source and reservoir, and the peak time of hydrocarbon generation, and the reservoir tightness prior to the accumulation.

accumulation process; ultra-low permeability reservoir; Yanchang Formation; Gufengzhuang-Mahuangshan area; Ordos Basin

1000-0550(2017)02-0383-10

10.14027/j.cnki.cjxb.2017.02.015

2015-08-26； 收修改稿日期： 2016-04-22

中國石油天然氣集團公司重大攻關(guān)項目(2011E-13)[Foundation: Major research projects of China National Petroleum Corporation, No.2011E-13]

屈雪峰，女，1972年出生，高級工程師，石油開發(fā)地質(zhì)，E-mail: qxf_cq@petrochina.com.cn

P618.13

A