劉廣林，王亞玲 ，馬爽，韓天佑，陳璐 ，楚美娟 ，時(shí)志強(qiáng)

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)慶油田公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，西安 710018

3.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018

4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司第一采油廠地質(zhì)所，西安 710018

5.中國(guó)石油集團(tuán)測(cè)井有限公司測(cè)井應(yīng)用研究院，西安 710018

0 引言

鄂爾多斯盆地位于中國(guó)中西部，蘊(yùn)含豐富的石油資源，集中在盆地的中南部。長(zhǎng)6油層作為盆地主力勘探目的層之一，油藏主要分布在東北沉積體系的陜北地區(qū)和湖盆中部的華慶地區(qū)。近年來(lái)隨著地質(zhì)研究的不斷深入，發(fā)現(xiàn)西北體系的姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層發(fā)育大面積連片的三角洲相砂體[1-3]，儲(chǔ)集條件有利，勘探潛力大。

前人從烴源巖、生烴強(qiáng)度、成藏動(dòng)力，成藏期次，運(yùn)移通道，成藏模式等方面對(duì)鄂爾多斯盆地中生界石油成藏做了大量研究工作，取得了一定的認(rèn)識(shí)：長(zhǎng)7湖相泥巖為中生界油藏的主要烴源巖[4-5]，泥巖在埋藏過(guò)程中的欠壓實(shí)和生烴增壓作用產(chǎn)生的異常高壓是石油運(yùn)移的主要?jiǎng)恿6-9]，孔隙性砂體、裂縫網(wǎng)絡(luò)及不整合面是中生界石油運(yùn)移的主要通道[10-13]，大面積發(fā)育的三角洲砂體為有利的儲(chǔ)集體[14-21]，埋藏史、熱史及包裹體研究表明長(zhǎng)7烴源巖在晚侏羅世進(jìn)入生烴門(mén)限[22-23]，石油呈幕式排烴，連續(xù)充注，在早白堊世發(fā)生大規(guī)模充注[24]，源儲(chǔ)大面積廣泛接觸奠定了低滲透砂巖儲(chǔ)層石油富集的基礎(chǔ)，主要成藏模式為“上生下儲(chǔ)”、“下生上儲(chǔ)”、“側(cè)生旁?xún)?chǔ)”及“自生自?xún)?chǔ)”[5]。

勘探實(shí)踐表明，姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油藏在平面富集程度差異較大，西部和東部都發(fā)現(xiàn)大規(guī)模巖性油藏，中部只發(fā)現(xiàn)了零星的出油井點(diǎn)，出水井較多。前人研究認(rèn)為該區(qū)長(zhǎng)6油藏油水分布復(fù)雜[25-27]，油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，但對(duì)油藏差異性富集成因的研究目前未見(jiàn)報(bào)道。本文從烴源巖、運(yùn)移動(dòng)力、輸導(dǎo)條件、成藏期次，充注程度等多方面，探討了姬塬西部、中部、東部長(zhǎng)6油層成藏條件和成藏機(jī)理的差異性，總結(jié)了不同地區(qū)的石油充注模式，為石油勘探選區(qū)提供指導(dǎo)依據(jù)。

圖1 姬塬地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置圖Fig.1 Tectonic map of the Jiyuan area

1 地質(zhì)概況

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部（圖1），行政區(qū)劃包含陜西省定邊縣、吳起縣、寧夏回族自治區(qū)鹽池縣東部及甘肅省環(huán)縣北部，面積約12 500 km2，區(qū)域構(gòu)造橫跨伊陜斜坡和天環(huán)坳陷。姬塬地區(qū)位于三疊紀(jì)長(zhǎng)7期湖盆中心，生烴條件有利，長(zhǎng)7烴源巖雙向排烴[15]，多層系復(fù)合成藏，在三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)10—長(zhǎng)1十個(gè)油層組、侏羅系富縣組和延安組均發(fā)育油藏。通過(guò)近幾年勘探，發(fā)現(xiàn)了多個(gè)億噸級(jí)油田，顯示出較大的勘探潛力。

長(zhǎng)6油層是姬塬地區(qū)主力勘探層系，地層厚度為110～130 m，按照沉積旋回，可分為長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)63三個(gè)小層，從長(zhǎng)63到長(zhǎng)61，砂體規(guī)模逐漸變大，油藏規(guī)模也逐漸變大，長(zhǎng)61油藏規(guī)模和儲(chǔ)量潛力最大，是本次研究的重點(diǎn)層位。

2 成藏條件

2.1 烴源巖條件

鄂爾多斯盆地在晚三疊世中期，由于區(qū)域構(gòu)造活動(dòng)及氣候變化，長(zhǎng)7早期發(fā)生大規(guī)模湖泛，湖盆進(jìn)入內(nèi)陸湖盆的鼎盛發(fā)育期，范圍最大，水體深度大，深湖亞相、半深湖亞相發(fā)育。由于氣候暖熱濕潤(rùn)，同時(shí)伴有火山噴發(fā)，促進(jìn)了富營(yíng)養(yǎng)湖盆的形成，繁殖了大量的水生生物和浮游生物，因此長(zhǎng)7發(fā)育了巨厚的湖相富有機(jī)質(zhì)暗色泥質(zhì)沉積。黑色頁(yè)巖、暗色泥巖是主力烴源巖，發(fā)育層理或紋層結(jié)構(gòu)，有機(jī)質(zhì)豐度高，分布面積廣。

姬塬地區(qū)不同區(qū)塊，烴源巖發(fā)育程度不同。西部紅井子—姬塬一帶為長(zhǎng)7段生烴中心區(qū)，烴源巖厚度一般大于40 m，最厚處超過(guò)100 m，巖性主要為黑色頁(yè)巖，干酪根主要為Ⅱ和Ⅰ型，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型比較好，有機(jī)碳含量平均為10.8%，生烴強(qiáng)度為（200～400）×104t/km2；東部安邊—吳起一帶，烴源巖厚度小于20 m，TOC平均為2.8%，生烴強(qiáng)度為（100～400）×104t/km2（圖2）。

2.2 儲(chǔ)層特征

鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組長(zhǎng)6沉積期，由于盆地下沉作用漸趨減緩，從長(zhǎng)63期到長(zhǎng)61期，湖盆逐漸收縮。姬塬地區(qū)物源來(lái)自西北阿拉善古陸和東北部陰山古陸，發(fā)育三角洲沉積體系，水下分流河道及河口壩砂體發(fā)育。

圖2 姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7生烴強(qiáng)度等值線(xiàn)圖Fig.2 Contour map of hydrocarbon generation intensity for Chang 7 in the Jiyuan area

圖3 碳酸鹽充填裂縫及其中的烴類(lèi)包裹體(a)方解石充填裂縫，H241井，2 440.62 m，長(zhǎng)6；(b)方解石充填物中烴類(lèi)熒光包裹體Fig.3 Carbonate filled cracks and hydrocarbon inclusions

姬塬西北部受西北沉積體系影響，砂體厚度為5～15 m，呈透鏡狀分布。粒度以細(xì)砂和極細(xì)砂為主，二者占比大于80%?？紫兑粤ｉg孔和長(zhǎng)石溶孔為主，面孔率3.43%，平均孔隙度10.9%，平均滲透率0.52×10-3μm2；東部受東北沉積體系影響，多套砂體疊加發(fā)育，砂體厚度10～25 m。粒度以細(xì)砂為主，占比大于70%，細(xì)粒成分較少?？紫兑粤ｉg孔為主，面孔率4.13%，平均孔隙度11.4%，平均滲透率0.78×10-3μm2，多套砂體間非均質(zhì)性較強(qiáng)；中部受東北沉積體系影響，砂體厚度10～30 m，粒度以細(xì)砂為主，占比67.7%，細(xì)粒成分較少?？紫兑粤ｉg孔為主，面孔率3.86%，平均孔隙度11.4%，平均滲透率0.92×10-3μm2。中部地區(qū)砂體規(guī)模大，物性最好，東部和西部地區(qū)儲(chǔ)層物性依次變差。

2.3 輸導(dǎo)條件

石油從烴源巖到儲(chǔ)層所通過(guò)的路徑被認(rèn)為是輸導(dǎo)體系，研究認(rèn)為輸導(dǎo)體系包括孔隙性砂體、不整合、裂縫或斷裂。鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組油藏的主要運(yùn)移通道為孔隙型砂體及裂縫[10]。裂縫是石油運(yùn)移的高速通道，使姬塬地區(qū)具有獨(dú)特的裂縫型垂向多點(diǎn)式充注運(yùn)聚模式，垂向多油層疊合、平而上發(fā)育多個(gè)油藏[11]。

姬源地區(qū)延長(zhǎng)組主要發(fā)育近東西向和北西—南東向、南北向和北東—南西向兩組共扼張性裂縫。通過(guò)鏡下透射光、熒光薄片觀察（圖3），發(fā)現(xiàn)裂縫碳酸鹽充填物中發(fā)育大量黃白色熒光的烴類(lèi)包裹體，說(shuō)明裂縫在被膠結(jié)充填過(guò)程中伴有油氣充注，印證了裂縫是石油運(yùn)移的通道。

根據(jù)巖芯觀察，結(jié)合成像測(cè)井等資料分析，查明姬塬地區(qū)長(zhǎng)6裂縫在平面上的分布規(guī)律（圖4）：研究區(qū)西部和東部多發(fā)育高角度裂縫，主方位為60°～75°，中部裂縫發(fā)育頻率低，偶爾局部發(fā)育，表明中部裂縫輸導(dǎo)條件較差。

2.4 遮擋條件

巖性圈閉是指由儲(chǔ)集體巖性、巖相、物性的縱橫向變化或縱向沉積連續(xù)性中斷而形成的圈閉，油氣聚集其中形成巖性油氣藏。除了具備良好的頂板條件和底板條件，還必須具備良好側(cè)向封堵性，以確保沒(méi)有閉合度要素的儲(chǔ)集體圈閉油氣[28]。

圖4 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層裂縫分布圖Fig.4 Fracture distribution map of the Chang 6 oil layer,Jiyuan

鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7期發(fā)育大套厚層烴源巖，長(zhǎng)4+5期湖盆發(fā)生短暫的湖侵，沉積了一套大范圍的泥巖，厚度10～15 m，長(zhǎng)6油層位于長(zhǎng)7和長(zhǎng)4+5油層之間，圈閉頂板和底板條件好，能夠較好地封擋石油，因此側(cè)向封擋條件成為長(zhǎng)6油藏成藏的關(guān)鍵因素。

姬塬地區(qū)主體位于陜北斜坡，構(gòu)造為西低東高的單斜，上傾方向巖性或物性變化封堵形成巖性圈閉。西部地區(qū)長(zhǎng)6期物源供屑能力較弱，多發(fā)育透鏡狀砂體，上傾方向泥巖相變遮擋形成油藏；東部多套單砂體垂向疊加，厚度大，砂體間物性差異大，平面上非均質(zhì)性強(qiáng)，容易形成物性變化遮擋；中部地區(qū)砂體厚度大，在10～30 m之間，孔隙以粒間孔為主，平均孔隙度11.4%，平均滲透率0.92×10-3μm2，是姬塬物性最好的地區(qū)，砂體規(guī)模大，連通性好，造成該區(qū)遮擋條件差（圖5），只有在局部上傾方向泥巖相變或致密層遮擋的部位發(fā)育油藏。

3 成藏機(jī)理

3.1 成藏動(dòng)力

異常高壓是驅(qū)動(dòng)石油從烴源巖進(jìn)入儲(chǔ)層的動(dòng)力，流體在生油層和儲(chǔ)集層中總是遵循從高壓力區(qū)向低壓力區(qū)流動(dòng)的規(guī)律。通常條件下泥巖欠壓實(shí)和生烴增壓可形成異常高壓[10]。長(zhǎng)6油層位于長(zhǎng)7烴源巖上部，符合源上成藏勢(shì)差驅(qū)動(dòng)的成藏動(dòng)力機(jī)制。

利用聲波時(shí)差數(shù)據(jù)，通過(guò)平衡深度法，可以計(jì)算過(guò)剩壓力，研究其平面分布特征。該方法原始數(shù)據(jù)容易獲取，計(jì)算方法成熟，可操作性強(qiáng)，已經(jīng)得到了廣大學(xué)者的普遍認(rèn)可和應(yīng)用[7]。本次研究將長(zhǎng)7與長(zhǎng)6油層的過(guò)剩壓力差等值線(xiàn)圖與長(zhǎng)6油藏相疊合（圖6），可見(jiàn)長(zhǎng)6油藏主要分布在過(guò)剩壓力差大的區(qū)域，并得出以下認(rèn)識(shí)：姬塬地區(qū)長(zhǎng)7與長(zhǎng)6過(guò)剩壓力差主要在4～18 MPa，平面上具有隆凹相間的分布格局，與長(zhǎng)7段烴源巖厚度分布具有較好的一致性。成藏模擬實(shí)驗(yàn)表明，油氣排烴充注壓力大于7 MPa時(shí)，更利于上生下儲(chǔ)式成藏，充注壓力為5～7 MPa時(shí)，下生上儲(chǔ)式成藏與上生下儲(chǔ)式成藏效率相當(dāng)，成藏過(guò)程差別??；充注壓力小于5 MPa時(shí)，更利于下生上儲(chǔ)式成藏[29]。姬塬地區(qū)長(zhǎng)7與長(zhǎng)6段過(guò)剩壓力差一般大于6 MPa，原油可以突破阻力向上運(yùn)移進(jìn)入長(zhǎng)6油層。

圖5 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油藏成藏模式圖（剖面圖位置見(jiàn)圖9）Fig.5 A diagram of the formation pattern from the Chang 6 oil reservoir in the Jiyuan area

早白堊世末長(zhǎng)7與長(zhǎng)6過(guò)剩壓力差在姬塬西部最高，普遍在8～18 MPa，古壓力系數(shù)一般為1.1～1.3，屬于超壓。強(qiáng)的壓力系統(tǒng)有利于產(chǎn)生大量的生烴增壓縫，石油沿縫網(wǎng)系統(tǒng)，突破毛管壓力，進(jìn)入儲(chǔ)層。東部安邊—吳起一帶過(guò)剩壓力差較大，在4～12 MPa之間，高值區(qū)分布范圍較西部小，壓力系數(shù)大于1.1，屬于超壓。中部定邊—王洼子一帶，過(guò)剩壓力差較低，在2～6 MPa之間，成藏動(dòng)力弱。

3.2 成藏期次

選取姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層26口井33塊砂巖樣品進(jìn)行流體包裹體研究。根據(jù)流體包裹體類(lèi)型和產(chǎn)狀，可進(jìn)一步分為2類(lèi)。一類(lèi)產(chǎn)出于石英次生加大邊內(nèi)，以鹽水包裹體為主，液態(tài)烴包裹體相對(duì)較少，反映該時(shí)期儲(chǔ)層內(nèi)水—巖作用活躍，油氣充注強(qiáng)度較弱。

另一類(lèi)產(chǎn)出于石英愈合微裂隙內(nèi)，代表后期構(gòu)造作用過(guò)程中產(chǎn)生的微裂隙捕獲的包裹體，以數(shù)量較多的鹽水和液態(tài)烴包裹體為特征。

對(duì)產(chǎn)出于石英愈合微裂隙內(nèi)的鹽水包裹體進(jìn)行均一溫度測(cè)試，結(jié)果表明（圖7），姬塬地區(qū)西部、中部、東部包裹體均一溫度分布差異性較小，分布范圍在95℃～130℃，分布較連續(xù)，存在一個(gè)峰值，在105℃～115℃之間。與前人對(duì)姬塬地區(qū)延長(zhǎng)組埋藏史研究結(jié)果[29]對(duì)比表明，姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油藏成藏期為早白堊世，為一期連續(xù)成藏。分區(qū)來(lái)看，東部地區(qū)峰值在100℃～115℃之間，較其他地區(qū)偏左，均一溫度在100℃～105℃之間包裹體的所占比例較高，表明早期石油充注強(qiáng)度較大。西部和中部地區(qū)的峰值在105℃～115℃之間，表明中后期石油充注強(qiáng)度大。

圖6 姬塬地區(qū)早白堊世末長(zhǎng)7與長(zhǎng)6過(guò)剩壓力差等值線(xiàn)圖Fig.6 Contour map of excess pressure difference between Chang 7 and Chang 6 at the end of Early Cretaceous in Jiyuan

圖7 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6鹽水包裹體均一溫度直方圖Fig.7 Histogram of uniform temperature from saline inclusions in Chang 6

3.3 石油充注

3.3.1 烴類(lèi)包裹體拉曼特征

采用“拉曼定量因子測(cè)定法”確定氣液包裹體中各類(lèi)組分的相對(duì)摩爾濃度（mol/mol），可以定量—半定量分析單個(gè)流體包裹體主要化學(xué)組分[30]。

本次研究重點(diǎn)選取產(chǎn)出于石英顆粒愈合微裂隙內(nèi)的流體包裹體，采用ZEISSAxio Scope.A1顯微鏡，開(kāi)展鏡下觀察（透射光和熒光）。單個(gè)包裹體激光拉曼光譜分析在北京核工業(yè)地質(zhì)研究所實(shí)驗(yàn)室完成，采用研究級(jí)顯微激光拉曼光譜儀，檢測(cè)儀器型號(hào)為L(zhǎng)ABHR-VIS。實(shí)驗(yàn)條件：Ar+激光器波長(zhǎng)為532 nm，實(shí)驗(yàn)室溫度25℃，濕度20%。

測(cè)試結(jié)果（圖8）表明，拉曼光譜多在2 700～2 970 cm-1顯示拉曼隆起，個(gè)別包裹體在914 cm-1顯示甲烷特征峰，同時(shí)在1 360 cm-1和±1 620 cm-1處顯示成對(duì)的瀝青拉曼特征峰。研究區(qū)中部單個(gè)包裹體激光拉曼在±1 620 cm-1及2 700～2 970 cm-1檢測(cè)到特征峰，表明包裹體組分為飽和烴及瀝青質(zhì)物質(zhì)，反映了包裹體烴類(lèi)成熟度較高。

3.3.2 含油包裹體豐度指數(shù)

含油包裹體豐度指數(shù)（GOI）是指巖石樣品中，含油包裹體的格架礦物顆粒占總礦物顆粒的百分比。GOI可用來(lái)判斷古油層、油水界面、氣層及干層，推測(cè)古油柱高度與油水界面變化，從側(cè)面反映石油在成藏期充注的程度。其基本原理是，當(dāng)大量油氣沿運(yùn)移通道持續(xù)運(yùn)移并在圈閉中聚集成藏時(shí)，在運(yùn)移路徑上和圈閉內(nèi)的礦物和石油大量接觸，就可以捕獲大量的含油包裹體，其GOI指標(biāo)值較大，反之則小。所以在有油氣運(yùn)聚的層位與非油氣運(yùn)聚的層位，GOI數(shù)值存在明顯數(shù)量級(jí)差別。

圖8 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6烴類(lèi)包裹體拉曼光譜圖Fig.8 Raman spectra of hydrocarbon inclusions for Chang 6 reservoirs in Jiyuan

O′Brienet al.[31]通過(guò)統(tǒng)計(jì)方法，得出目前判別油氣運(yùn)聚的GOI指標(biāo)值，認(rèn)為GOI大于5%為油藏，大于1%小于5%代表油氣運(yùn)移通道，而小于1就沒(méi)有任何代表意義。

測(cè)試結(jié)果（表1）表明：姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層含油包裹體顆粒指數(shù)GOI主要分布在3%～16%范圍內(nèi)，平均8.6%，其中油層、油水層、水層平均值分別為11%、9.4%、8.7%，可見(jiàn)現(xiàn)今油藏的含油飽和度與GOI值具有正相關(guān)性。平面上各區(qū)塊GOI值差異性較大，西部最大值16%，最小值3%，主要分布在8%～13%范圍內(nèi)，平均值為10%；東部最大值14%，最小值5%，主要分布在8%～12%范圍內(nèi)，平均值為9.5%；中部最大值11%，最小值2%，主要分布在6%～8%范圍內(nèi)，平均值為6.5%。由此反映西部和東部成藏期石油發(fā)生大規(guī)模充注，充注程度高，中部也發(fā)生石油充注，但充注規(guī)模較小，充注程度較弱。

表1 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層含油包裹體豐度指數(shù)（GOI）統(tǒng)計(jì)表Table 1 Grains with oil inclusions(GOI)statistics of oil-bearing inclusions in the Chang 6 oil reservoir in Jiyuan

4 充注模式

石油成藏受控于多種因素，主要包含烴源巖，運(yùn)移動(dòng)力，輸導(dǎo)體系，儲(chǔ)層物性，源儲(chǔ)組合，圈閉條件，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及保存條件等，現(xiàn)今油藏是這些因素共同作用的綜合結(jié)果。姬塬地區(qū)長(zhǎng)6不同區(qū)塊含油差異性較大，導(dǎo)致這種差異性的原因就是成藏條件不同。綜合上述研究，將姬塬地區(qū)西部、中部、東部長(zhǎng)6油藏總結(jié)為三種充注模式（圖9、表2）：西部飽和充注型、東部欠飽和充注型、中部欠充注型。

西部飽和充注型：位于長(zhǎng)7湖盆中心，烴源巖厚度大，生烴強(qiáng)度高，早白堊世，長(zhǎng)7烴源巖生成的石油在較高的過(guò)剩壓力驅(qū)動(dòng)下，沿構(gòu)造裂縫和生烴增壓縫，向上運(yùn)移至長(zhǎng)6油層，由于油源充足、運(yùn)移動(dòng)力強(qiáng)、輸導(dǎo)條件好，石油充注程度高，平均殘余含油飽和度大于30%，試油多出純油。

圖9 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層殘余含油飽和度等值線(xiàn)圖Fig.9 Contour map of residual oil saturation for the Chang 6 oil layer in Jiyuan

東部欠飽和充注型：烴源巖厚度較薄，生烴強(qiáng)度低，石油在較高的過(guò)剩壓力下，沿砂體和構(gòu)造裂縫側(cè)向運(yùn)移，在儲(chǔ)層物性好、上傾方向致密層遮擋處成藏，平均殘余含油飽和度20%～30%，試油多油水同出。

中部欠充注型：烴源巖厚度較薄，生烴強(qiáng)度低，運(yùn)移動(dòng)力小，輸導(dǎo)條件差，上傾方向遮擋條件差，成藏條件不利，石油充注規(guī)模小，充注程度較低，平均殘余含油飽和度小于20%，多為出水井。只有在上傾方向遮擋條件好處局部富集，油藏規(guī)模較小。

5 結(jié)論

（1）姬塬地區(qū)西部成藏條件優(yōu)越，烴源巖厚大，生烴強(qiáng)度大，裂縫發(fā)育，遮擋條件好，東部次之，中部較差。

（2）西部地區(qū)長(zhǎng)7與長(zhǎng)6的過(guò)剩壓差普遍在8～18 MPa，強(qiáng)的壓力系統(tǒng)有利于產(chǎn)生大量的生烴增壓縫，石油沿縫網(wǎng)系統(tǒng)，突破毛管壓力，進(jìn)入儲(chǔ)層。東部安邊—吳起一帶過(guò)剩壓力差較大，在4～12 MPa之間，高值區(qū)分布范圍較西部小，中部過(guò)剩壓力差較低，在2～6 MPa之間，成藏動(dòng)力弱。

（3）姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油藏成藏期為早白堊世，為一期連續(xù)成藏。西部和東部成藏期石油發(fā)生大規(guī)模充注，充注程度高，中部也發(fā)生石油充注，但充注規(guī)模較小，充注程度較弱。

（4）姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油層各地區(qū)成藏條件和成藏機(jī)理不同，導(dǎo)致含油性差異大?？煞譃槿N充注模式：西部為飽和充注型，東部為欠飽和充注型，中部為欠充注型。

表2 姬塬地區(qū)長(zhǎng)6油藏成藏條件和成藏機(jī)理一欄表Table 2 Summary of reservoir forming conditions and accumulation mechanisms for the Chang 6 oil reservoir in Jiyuan