葉 博,宋 娟,張居增,曹潤榮,梁曉偉,王 炯

(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(shí)驗(yàn)室，西安 710018)

鄂爾多斯盆地處于華北克拉通的西南部，是在華北地臺基礎(chǔ)上發(fā)展演化形成的一個(gè)大型中生代、新生代陸相沉積盆地，盆地內(nèi)構(gòu)造簡單、地層平緩(傾角<1°)[1-2]。馬嶺地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部，橫跨天環(huán)拗陷與伊陜斜坡，主要含油層系為侏羅系延安組第9段、第10段(分別簡稱“延9”、“延10”)及上三疊統(tǒng)延長組第3段、第4+5段、第8段(分別簡稱“長3”、“長4+5”和“長8”)，其中長8為近年勘探開發(fā)的主力油層。馬嶺地區(qū)長8段地層厚度為70～90 m，根據(jù)沉積旋回進(jìn)一步分為長81和長82兩套油層。這2套油層分布特征不同：長81亞段油藏順砂體大面積連片分布，而長82亞段油藏呈若干朵葉狀分布，含油面積小。因此，分析長81和長82亞段石油富集主控因素，從而針對這2套油層采取不同的勘探思路就顯得尤為重要。前人對馬嶺地區(qū)長8的研究主要集中于物源、沉積相[3-6]及儲層特征上[7-9]，對長81和長82亞段油藏分布規(guī)律差異及主要原因還未涉及。隨著長8勘探程度的不斷提高，大量鉆探、分析測試資料為長81與長82油藏對比研究奠定了基礎(chǔ)。本文從長81和長82亞段的沉積、儲層、油藏特征差異著手，分析成藏差異及石油富集主控因素，為該區(qū)油藏勘探提供地質(zhì)理論依據(jù)。

1 沉積相特征

鄂爾多斯盆地晚三疊世時(shí)為一個(gè)大型淡水內(nèi)陸湖泊，沉積了一套完整的陸相河流-三角洲-湖泊碎屑巖建造，延長組自下而上分為10個(gè)油層組。由長10至長1，湖盆經(jīng)歷了一個(gè)形成、擴(kuò)張、發(fā)展、消亡的沉積演化過程。其中：長8早期繼承了長9期初次湖泛范圍，沉積了一套三角洲-灘壩儲集砂體，成為馬嶺地區(qū)長82亞段主要的石油儲集層；長8晚期，湖盆開始逐漸擴(kuò)張，在此背景上馬嶺地區(qū)沉積了一套三角洲前緣亞相砂體，為長81重要的石油儲集體(圖1)。到了長7期，盆地在較短時(shí)間段內(nèi)發(fā)生了一次大規(guī)模沉降，湖盆范圍達(dá)到最大，沉積了一套暗色泥巖和油頁巖，成為長8油藏的良好生油巖。

1.1 長82亞段沉積相特征

長82期鄂爾多斯盆地湖盆水體較淺，湖岸線的位置相對固定，馬嶺地區(qū)的平均湖岸線位于堵后灘-木缽-賀旗一線(圖2-A)，湖岸線以西主要為水上三角洲平原沉積，以東為三角洲前緣沉積區(qū)，入湖河流攜帶的碎屑物質(zhì)受到湖泊水體的阻力，在三角洲前緣快速卸載沉積，或形成充填水下分流河道的砂體和堆積在河口的河口壩-遠(yuǎn)砂壩砂體，或經(jīng)過湖浪改造與再搬運(yùn)，形成與湖岸平行的灘壩砂體[5]。其中灘壩砂體由于受到波浪簸選和淘洗，分選較好且泥質(zhì)含量低，儲集物性較好，為長82亞段油藏重要的儲集砂體。

長82沉積期物源主要來自盆地西南部的隴西古陸，因此入湖的三角洲分流河道砂體平面上整體呈南西-北東向網(wǎng)狀展布，順西南物源方向的砂體連續(xù)性較差；灘壩砂主要呈朵葉狀分布于湖岸線附近，與湖岸線平行或斜交，單個(gè)灘壩砂分布面積為60～120 km2，如環(huán)縣以東、賀旗以西、馬嶺以東等地區(qū)長82亞段均為灘壩砂沉積區(qū)(圖2-A)?？v向上灘壩砂表現(xiàn)為底平頂凸或雙凸?fàn)钔哥R體，累計(jì)砂體厚度為5～20 m，如馬嶺地區(qū)L144井區(qū)長82油藏儲集體為典型的灘壩砂，平面分布面積約為120 km2，中部疊置砂體厚度達(dá)25 m，向兩側(cè)砂體厚度減薄(圖3)。

1.2 長81亞段沉積特征

長81亞段沉積時(shí)鄂爾多斯晚三疊世湖盆開始逐漸擴(kuò)張，湖岸線向盆地外圍大范圍遷移，湖水仍較淺，馬嶺地區(qū)長81期平均湖岸線在肖關(guān)-西川-合道一線(圖2-B)，湖岸線以西和以東分別為三角洲平原和三角洲前緣沉積區(qū)。其中三角洲前緣亞相以廣泛發(fā)育水下分流河道微相為主要特征，水動力相對強(qiáng)烈，水下分流河道分叉、改道、交匯頻繁，河道砂體順物源方向連續(xù)性好，向湖盆中心延伸較遠(yuǎn)；但在河口不易形成河口壩沉積，或早期沉積的河口壩被后期分流河道侵蝕改造而不易保存[10-12]。單個(gè)河道砂層厚度較薄，剖面上一般表現(xiàn)為多個(gè)頂平底凸?fàn)畹纳绑w連續(xù)疊置狀，平面上砂體亦呈網(wǎng)狀延伸分布。

圖1 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8段地層綜合柱狀圖(L237井)Fig.1 Stratigraphic column of Yanchang Formation Chang 8 Member in the Maling area,Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8段砂體平面形態(tài)Fig.2 Plane shape of sand bodies of the Chang 82 and Chang 81 of Yanchang Formation in Maling area

圖3 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)L144井區(qū)長82亞段砂體對比剖面Fig.3 Stratigraphic column illustrating correlation of sand body for Chang 82 Section in Maling area,Ordos Basin

馬嶺地區(qū)長81沉積期物源仍主要來自西南部的隴西古陸，因而砂體仍呈南西-北東向網(wǎng)狀展布，西部三角洲平原砂體規(guī)模較大，平面上疊合河道砂體寬度可達(dá)10 km以上(圖2-B)，縱向上累計(jì)砂體厚度一般大于20 m；中東部三角洲前緣砂體沉積規(guī)模相對小些，平面上表現(xiàn)為河道分叉、匯合頻繁的網(wǎng)狀砂體，砂體寬度一般為4～8 km，交匯處寬度可達(dá)12 km以上(圖2-B)。縱向上長81亞段具有多套砂層，單砂層厚度一般為5～10 m，多套砂層累計(jì)厚度>15 m，連續(xù)性好、延伸遠(yuǎn)(圖4)。

1.3 與西峰油田沉積特征的差異性對比

馬嶺地區(qū)與其南部的西峰油田都屬于鄂爾多斯盆地西南部的辮狀河三角洲沉積體系，但受不同的物源區(qū)和湖盆底形控制，馬嶺地區(qū)與西峰油田長8段，特別是長81亞段的沉積相特征存在很大的差異性(圖5)。西峰油田是在盆地內(nèi)長8段中發(fā)現(xiàn)的第一個(gè)億噸級大油田，其長81亞段屬于長軸緩坡型辮狀河三角洲沉積體系，物源主要來自更偏南一些的秦嶺，碎屑供應(yīng)充足，水上→水下分流河道沉積微相非常發(fā)育，匯聚后入湖的分流河道在三角洲前緣形成分布穩(wěn)定、厚度大、延伸距離遠(yuǎn)、以水下分流河道為優(yōu)勢的主砂帶，構(gòu)成西峰油田優(yōu)質(zhì)儲集層分布區(qū)。而馬嶺地區(qū)長81亞段屬于短軸陡坡型辮狀河三角洲沉積，物源主要來自西南部相對較近的隴西古陸，沉積相變化較快，具有近源多水道注入的優(yōu)勢，以發(fā)育頻繁分流交匯的水下分流河道微相為主，單期砂體厚度較薄，但具有多期疊置、平面復(fù)合連片分布的特點(diǎn)，成為馬嶺地區(qū)長81油藏良好的儲集層分布區(qū)。

圖4 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)M28井區(qū)長81小層砂體對比剖面Fig.4 Stratigraphic column illustrating correlation of sand body for Chang 81 Section in Maling area,Ordos Basin

圖5 鄂爾多斯盆地西南部延長組長81亞段砂體沉積模式Fig.5 Depositional model of Chang 81 of Yanchang Formation in southwestern Ordos Basin

2 儲層特征與控制因素

2.1 儲層基本特征

2.1.1 巖性

薄片鑒定和圖像粒度分析統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，馬嶺地區(qū)長8段儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖。砂巖結(jié)構(gòu)主體以細(xì)粒砂巖為主，約占儲集巖的70.8%～74.9%；次為中粒砂巖，約占12.2%～18.5%。長82亞段的儲集砂巖粒度相對較粗一些。

2.1.2 孔隙類型

馬嶺地區(qū)長8段儲集砂巖的孔隙類型以粒間孔和長石溶孔為主，含有少量的巖屑溶孔和微裂隙等(表1)。其中長81儲集砂巖的粒間孔平均為1.56%， 溶蝕孔平均為1.46%，微裂隙平均為0.04%，面孔率平均為3.13%，與總孔隙率基本一致；長82儲集砂巖的粒間孔平均為2.47%，溶蝕孔平均為1.08%，微裂隙平均僅為0.01%，面孔率平均為3.59%，也與總孔隙率基本一致。從總體上看，長82儲集砂巖的孔隙更發(fā)育一些。

2.1.3 物性

根據(jù)4 068塊巖心物性分析統(tǒng)計(jì)結(jié)果(表2、表3)，長81儲集砂巖孔隙度(q)主要為6%～12%，平均為8.3%；滲透率(K)一般為(0.06～0.5)×10-3μm2，平均為0.40×10-3μm2。長82儲集砂巖孔隙度主要為6%～10%，平均為7.6%；滲透率一般為(0.03～0.3)×10-3μm2，平均為0.17×10-3μm2?？傮w上屬于低孔、特低滲儲集層。

恒速壓汞試驗(yàn)結(jié)果顯示，馬嶺地區(qū)長8砂巖樣品喉道半徑一般為0.2～4.0 μm，孔隙半徑一般為100～200 μm，孔喉半徑比為40～400，孔隙結(jié)構(gòu)整體較好。且樣品滲透率越高，其排驅(qū)壓力越低，喉道進(jìn)汞飽和度和總進(jìn)汞飽和度越高，平均喉道半徑越大，砂巖孔隙結(jié)構(gòu)越好(表4)。滲透率高的樣品喉道半徑分布范圍大，且大喉道數(shù)量多，可以達(dá)到4～10 μm；滲透率低的樣品喉道半徑分布范圍窄，主要為小喉道，喉道半徑一般小于2 μm。而不同滲透率樣品其孔隙半徑分布基本一致(圖6)，可見喉道半徑?jīng)Q定了砂巖滲透率的高低。

表1 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8儲集砂巖孔隙類型Table 1 Statistics of pore types for Chang 8 reservoirs in Maling area,Ordos Basin

表2 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8砂巖孔隙度分布Table 2 Statistics of porosity data of Chang 8 reservoir in Maling area,Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8砂巖滲透率分布Table 3 Statistics of permeability data of Chang 8 reservoir in Maling area,Ordos Basin

表4 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8砂巖樣品恒速壓汞試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Testing result of rate-controlled mercury penetration of Chang 8 sandstone samples in Maling area,Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8砂巖樣品喉道半徑、孔隙半徑分布Fig.6 Throat radius,pore radius distribution of frequency curve of Chang 8 sandstone samples in Maling area,Ordos Basin

2.2 沉積-成巖作用對儲層發(fā)育的控制

馬嶺地區(qū)長8段儲層發(fā)育主要受沉積相與成巖作用控制。由于長81與82亞段沉積相與成巖作用的差異，致使此2個(gè)亞段的儲層分布和物性有較大差異，特別是在普遍發(fā)育低孔低滲儲層的背景條件下，局部發(fā)育的相對高孔高滲帶的差異性更大且儲層非均質(zhì)性的平面分布差異性更強(qiáng)。

2.2.1 長82亞段

長82亞段沉積期，馬嶺地區(qū)在湖岸線附近沉積了朵葉狀灘壩砂體，單砂體厚度普遍較大，碎屑顆粒經(jīng)過湖浪改造后原始粒間孔隙較發(fā)育，儲集物性較好。由于河流攜帶的鐵鎂溶解物質(zhì)在湖岸線附近與湖水交匯處發(fā)生凝絮沉淀，為自生綠泥石膠結(jié)膜的形成提供了充足的物質(zhì)來源，因而灘壩微相的砂巖中綠泥石膜膠結(jié)作用相對較發(fā)育，這也有利于剩余原生粒間孔的發(fā)育與保存。因此，在灘壩沉積微相和綠泥石膜膠結(jié)的共同作用下，形成了長82亞段相對高孔高滲砂體，其孔隙度一般大于8%，滲透率在0.3×10-3μm2以上。由此可見，沉積-成巖作用的差異性，使得低孔低滲儲層背景上局部發(fā)育了相對高孔高滲帶，也是優(yōu)質(zhì)儲層平面分布具有很強(qiáng)非均質(zhì)性的主要原因。

2.2.2 長81亞段

長81亞段沉積期，馬嶺地區(qū)三角洲前緣水下分流河道微相發(fā)育，沉積規(guī)模較大，由水下分流河道的頻繁分叉、交匯和沖刷、充填和垂向加積作用形成了連續(xù)疊置和連片分布的水下分流河道砂體，砂體巖性以細(xì)-中粒砂巖為主，分選較好，泥質(zhì)含量低，原始粒間孔隙發(fā)育且滲流性較好。特別是上覆長7烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟過程中生成的有機(jī)酸進(jìn)入長81亞段儲集砂巖后，可造成長石、巖屑等不穩(wěn)定碎屑顆粒普遍發(fā)生溶蝕。溶蝕作用造成次生孔隙擴(kuò)大，從而增加了孔、喉儲集空間，改善了砂巖儲集性能，孔隙度一般為8%～12%，滲透率>0.5×10-3μm2。長81亞段的砂體發(fā)育規(guī)模和儲層物性優(yōu)于長82亞段，不僅在溶蝕作用較為強(qiáng)烈的部位形成了相對高孔高滲砂體，而且平面非均質(zhì)性明顯弱于長82亞段。因此，研究區(qū)中東部的長81水下分流河道砂體非常有利于成藏且普遍含油。

3 油藏特征

3.1 油藏基本特征

馬嶺地區(qū)發(fā)育長81和長82兩套油層，油藏主要受沉積微相和巖性復(fù)合控制，為典型的巖性油藏。

3.1.1 長82油藏基本特征

長82主要為致密砂巖遮擋巖性油藏，這類油藏圈閉的遮擋條件主要是由于沉積或成巖作用所形成的致密砂巖，而非泥質(zhì)巖類，油氣主要在物性較好的灘壩砂部位聚集成藏，物性較差的致密砂巖形成側(cè)向封堵。長82油藏規(guī)模相對較小，主要呈朵葉狀分布于湖岸線附近的灘壩砂中(圖7-A)，油層厚度>2 m的油藏含油面積約為1 400 km2，平均油層厚度為12.3 m；縱向上灘壩砂巖中部油層厚度大，向兩側(cè)迅速變薄。

3.1.2 長81油藏基本特征

長81油藏主要為泥巖遮擋巖性油藏，水下分流河道砂體與上覆及側(cè)向的分流間灣泥巖相互配置，構(gòu)成了良好的圈閉條件，油氣在砂巖中普遍聚集而形成大型巖性油藏。研究區(qū)中東部長81亞段縱向上發(fā)育多套砂體，因此，縱向上也表現(xiàn)為多套油層。平面上長81油藏順砂體呈南西-北東向展布，連片性好(圖7-B)，油層厚度>2 m的油藏含油面積約為2 500 km2，平均油層厚度為9.5 m；河道中部砂巖油層厚度大，一般為6～10 m，向邊部逐漸減薄。而研究區(qū)西部長81砂巖含油性差或不含油，與研究區(qū)西部上覆的長7烴源巖不發(fā)育有直接的關(guān)系。

圖7 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8油藏平面分布Fig.7 Reservoir distribution of Chang 82 and Chang 81 of Yanchang Formation in Maling area,Ordos Basin

3.2 油藏控制因素

3.2.1 烴源巖條件

晚三疊世長7期，鄂爾多斯盆地在較短的時(shí)間段內(nèi)發(fā)生了一次大規(guī)模沉降，湖盆范圍達(dá)到最大，沉積了一套暗色泥巖和油頁巖。該套暗色泥巖或油頁巖有機(jī)質(zhì)豐度普遍很高，有機(jī)質(zhì)類型屬腐植-腐泥型，TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)(wTOC)主要為6%～14%，最高達(dá)30%以上[13]，為良好的烴源巖。

鄂爾多斯盆地長8段已發(fā)現(xiàn)的油藏均位于長7優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)及鄰近地區(qū)，研究區(qū)中東部長7烴源巖的分布面積廣，厚度大，一般為10～30 m，為下伏的長8儲集砂體提供了充足油源。長81亞段砂體緊鄰長7油頁巖，垂向距離一般為0～20 m，長7油頁巖在排烴期生成的油氣主要作垂向運(yùn)移，通過近源疊置砂體或裂縫向下運(yùn)移到長81亞段，在長81多套砂體中普遍成藏，這是研究區(qū)中東部長81油藏大面積連片分布的重要原因。

長82亞段砂體與長7油頁巖垂向距離相對較遠(yuǎn)，一般為50～70 m。長7油頁巖生成的油氣先在長81多套砂體中成藏，在油源充足的地區(qū)可以沿裂縫繼續(xù)向下運(yùn)移到長82亞段，在長82儲集物性較好的灘壩砂中成藏。通過對長82油藏與長7油頁巖平面疊合關(guān)系分析發(fā)現(xiàn)，長82油藏上覆的長7油頁巖的厚度較大，一般大于20 m，油源供給充足。

研究區(qū)西部長8段砂巖厚度大，儲集物性較好(平均滲透率可大于0.7×10-3μm2)；但是砂巖含油性差或不含油，測井解釋多為水層和干層。主要原因是該區(qū)長8段砂巖上覆的長7烴源巖不發(fā)育，位于長7優(yōu)質(zhì)烴源巖排烴范圍之外，導(dǎo)致運(yùn)移到該區(qū)長8砂巖的烴類少，難以聚集成藏。可見，長7烴源巖控制了馬嶺地區(qū)長8油藏的分布范圍。

3.2.2 成藏動力學(xué)條件

鄂爾多斯盆地中生界儲集層主要為低滲透儲集層，通過對不同運(yùn)移動力類型及發(fā)育特點(diǎn)研究，發(fā)現(xiàn)影響油氣大規(guī)模成藏的主要動力類型為由于泥巖欠壓實(shí)而形成的過剩壓力[14-16]。

本次研究利用泥巖聲波時(shí)差平衡深度法對地層過剩壓力進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果表明，馬嶺地區(qū)長7段地層過剩壓力最高，可達(dá)12 MPa以上；相鄰層位長6、長8過剩壓力較小，一般小于5 MPa：因而在縱向上形成了較大的過剩壓力梯度。平衡深度法計(jì)算的過剩異常壓力更接近盆地欠補(bǔ)償以前的地層流體壓力，即在早白堊世達(dá)到最大古埋深時(shí)的流體壓力分布。早白堊世的最大埋深期也是油氣的主要運(yùn)聚成藏期[17]，因此，過剩壓力成為油氣初次運(yùn)移的主要動力。馬嶺地區(qū)毗鄰盆地西緣沖斷帶，受到邊界斷裂活動的影響強(qiáng)烈，延長組發(fā)育近垂直裂縫。在此基礎(chǔ)上，長7烴源巖生成的油氣在過剩壓力的驅(qū)動下，通過近源疊置砂體和近垂直裂縫向下運(yùn)移到長81亞段儲集層成藏；在源儲壓差較高的地區(qū)，油氣可以向下運(yùn)移到長82亞段儲集層成藏。

3.2.3 儲集條件

如前所述，馬嶺地區(qū)長82期在湖岸線附近沉積了朵葉狀灘壩砂，且灘壩砂巖在成巖過程中綠泥石膜膠結(jié)作用相對發(fā)育。灘壩沉積微相和綠泥石膜膠結(jié)共同作用形成了長82亞段的相對高孔高滲砂體(孔隙度>8%，滲透率>0.3×10-3μm2)，為長82油藏的主要儲集體。勘探實(shí)踐證實(shí)，長82油藏主要分布于這些相對高滲砂體中，其余儲集砂巖含油性差或不含油。

研究區(qū)長81期水下分流河道微相發(fā)育，水下分流河道分叉交匯形成了連片分布的儲集砂體，且在成巖過程中溶蝕作用相對發(fā)育，改善了砂巖儲集性能。水下分流河道沉積微相和長石溶蝕共同作用形成了長81亞段的相對高孔高滲砂體(孔隙度為8%～12%，滲透率>0.5×10-3μm2)，為石油富集的良好場所。實(shí)踐表明，研究區(qū)中東部長81水下分流河道砂體普遍含油，且在相對高滲砂巖中石油更為富集。

3.3 成藏模式

在分析成藏特征和條件的基礎(chǔ)上(表5)，建立了馬嶺地區(qū)長8段成藏模式(圖8)。該模式表明研究區(qū)中東部伊陜斜坡帶的區(qū)域長7烴源巖發(fā)育，在早白堊世末進(jìn)入生、排烴高峰期，生成的油氣在過剩壓力差驅(qū)動下，通過近源疊置砂體和近垂向裂縫向下運(yùn)移，在長81亞段多期水下分流河道砂體中普遍成藏，因此長81油藏具有大面積連片分布的顯著特點(diǎn)；在油源充足、源儲壓差較高的地區(qū)，長7生成的油氣主要沿近垂直裂縫繼續(xù)向下運(yùn)移，在長82亞段相對高孔高滲的灘壩砂中聚集成藏，因而長82油藏具有呈小面積朵葉狀分布的特點(diǎn)。

表5 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長81與長82油藏成藏特征和條件對比Table 5 Contrast of accumulation conditions for Chang 81 and Chang 82 of Yanchang Formation in Maling area

圖8 鄂爾多斯盆地馬嶺地區(qū)長8段油藏成藏模式Fig.8 Accumulation pattern of Chang 8 Member in Maling area,Ordos Basin

需要指出的是，研究區(qū)西部天環(huán)拗陷構(gòu)造帶長7烴源巖不發(fā)育，長8段砂巖距離中東部長7優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育區(qū)較遠(yuǎn)，油氣以近垂向運(yùn)移為主，因此，該區(qū)長8砂巖難以成藏。而在馬嶺地區(qū)中東部，近源和優(yōu)勢砂體的有效組合是長81油藏大面積分布的主控因素，裂縫和相對高滲灘壩砂體配置是長82亞段油藏富集的關(guān)鍵。在上述理論指導(dǎo)下，馬嶺地區(qū)自東向西針對長81亞段水下分流河道主河道優(yōu)勢相帶和長82亞段湖岸線附近高滲灘壩砂體開展的勘探取得了成功。

4 結(jié) 論

a.馬嶺地區(qū)中東部長81亞段油藏順砂體大面積連片分布；長82亞段油藏主要呈朵葉狀分布在湖岸線附近，含油面積小。長7烴源巖控制了馬嶺地區(qū)長8油藏的分布范圍。

b.長7烴源巖在主要生烴期形成的過剩壓力為石油運(yùn)移到長8儲集層的主要動力。長81油藏富集于水下分流河道微相和長石溶蝕共同作用形成的相對高滲砂體，長82油藏主要分布于灘壩微相和綠泥石膜膠結(jié)共同作用形成的相對高滲儲集層。

c.馬嶺地區(qū)長8段成藏模式表明：長7烴源巖在主要生烴期生成的油氣在過剩壓力差的驅(qū)動下，通過近源疊置砂體和近垂向裂縫向下運(yùn)移，在長81亞段多期水下分流河道砂體中普遍成藏；在油源充足、源儲壓差較高的地區(qū)，油氣可沿裂縫繼續(xù)向下運(yùn)移，在長82亞段相對高孔高滲的灘壩砂聚集成藏。近源和優(yōu)勢砂體的有效組合是長81油藏大面積分布的主控因素，裂縫和相對高滲砂體配置是長82油藏富集的關(guān)鍵。

d.根據(jù)該區(qū)長81和長82油藏成藏特征和條件的差異性，認(rèn)為在長81亞段應(yīng)以追蹤優(yōu)勢砂體分布范圍為目標(biāo)，在長82亞段應(yīng)以尋找高滲砂帶為關(guān)鍵。