陳世加，雷俊杰，劉春，姚涇利，李勇，李士祥，蘇愷明，肖正錄

（1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，成都 610500；2.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；3.延長油田股份有限公司，延安 716000；4.中國石油杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；5.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710004）

0 引言

鄂爾多斯盆地三疊系延長組優(yōu)質(zhì)烴源巖與厚層儲(chǔ)集砂體廣泛分布，共同控制了延長組大面積致密油的形成[1-9]。姬塬—吳起地區(qū)三疊系延長組6段（后文簡稱“長6段”）現(xiàn)今整體為一寬緩的西傾單斜坡，早期發(fā)育東北和西北兩大物源[10-11]。沉積相為三角洲-淺湖沉積體系，砂體大面積發(fā)育，且下伏延長組 7段（后文簡稱“長 7段”）烴源巖供烴能力強(qiáng)，上覆延長組4—5段可以作為良好的蓋層；受構(gòu)造應(yīng)力和差異壓實(shí)作用，長 6段發(fā)育一系列低幅度構(gòu)造，具備形成大面積-連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)型油氣藏的有利條件，目前已在長 6段發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模油藏[12-17]。但是，姬塬—吳起地區(qū)長6段為一典型的雙物源沉積體系，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性較強(qiáng)，源儲(chǔ)接觸關(guān)系復(fù)雜多變，油水分布復(fù)雜，成藏規(guī)律認(rèn)識(shí)不清，嚴(yán)重制約了該區(qū)下一步的勘探與開發(fā)。分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)目前主要存在以下幾個(gè)問題：①研究區(qū)長 6段油層組緊鄰長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源充足，按照近源-連續(xù)性致密油成藏理論[18-20]，油氣應(yīng)大規(guī)模連片聚集，然而其油藏主要分布在斜坡區(qū)低部位堡子灣—馬家山（西部區(qū)塊）和斜坡區(qū)高部位新安邊—安邊北（東部區(qū)塊），斜坡區(qū)中部位卻出水；②長6段油層組劃分為長63、長62、長61共3個(gè)亞段，但長61亞段油氣富集程度卻明顯高于與烴源巖更近的長 62亞段和長 63亞段；③研究區(qū)主要存在東北和西北兩大物源體系，中部區(qū)塊為雙物源沉積交匯區(qū)，砂體累計(jì)厚度大，儲(chǔ)集層物性與東西部含油區(qū)差異不明顯，下伏同樣存在優(yōu)質(zhì)烴源巖，但其油氣富集程度低。

前人對(duì)該區(qū)也做了大量的研究工作，但主要集中于沉積環(huán)境[21-22]、砂體成因及展布[23-25]、沉積儲(chǔ)集層[26-28]等基本地質(zhì)特征方面，對(duì)其復(fù)雜的油水分布和成藏富集規(guī)律研究較少，上述幾個(gè)問題有待解決?；诖?，本文以長 6段為例，重點(diǎn)通過東西部含油區(qū)和中部出水區(qū)的砂體發(fā)育規(guī)模、儲(chǔ)集層物性、源儲(chǔ)間泥質(zhì)紋層以及裂縫發(fā)育情況的對(duì)比分析，總結(jié)該區(qū)油氣富集差異的控制因素，建立雙物源沉積體系下油氣運(yùn)移模式，以期為研究區(qū)及類似地區(qū)油氣富集帶及甜點(diǎn)預(yù)測(cè)提供借鑒、指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

姬塬—吳起地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部，地質(zhì)構(gòu)造橫跨天環(huán)坳陷和陜北斜坡兩個(gè)構(gòu)造單元[29]（見圖1）。長 6段整體為一個(gè)寬緩的西傾單斜坡，構(gòu)造相對(duì)簡單，局部發(fā)育鼻隆，隆起幅度為10～20 m不等[30]。

圖1 研究區(qū)位置圖

姬塬—吳起地區(qū)上三疊統(tǒng)延長組為一套內(nèi)陸湖盆的碎屑巖沉積，自上而下劃分為10段（長1段—長10段）。長7段沉積時(shí)湖盆進(jìn)入全盛時(shí)期，長6段沉積時(shí)湖盆開始收縮，整個(gè)盆地進(jìn)入填平補(bǔ)齊、收斂的沉積過程，其最為突出的特征是東北的物源豐富，深湖區(qū)明顯收縮[31]。長6段厚約120～125 m，巖性以灰色細(xì)—中粒長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，與下伏長 7段烴源巖整合接觸。長6段自上而下劃分為3個(gè)亞段，即長61、長62、長63亞段，其地層厚度分別約42～44，39～41，38～40 m。

2 油藏分布特征

姬塬—吳起地區(qū)長6段在平面和縱向上油水分布均存在較大差異，油水分布十分復(fù)雜，其具體特征如下：

東部和西部是研究區(qū)長 6段兩大主要含油富集區(qū)，而中部區(qū)塊以產(chǎn)水為主，零星出油，油氣富集程度低，未形成規(guī)模油藏（見圖2）。縱向上，研究區(qū)長61、長62和長63等亞段油氣富集程度具有明顯差異，長 61亞段的油氣富集程度明顯好于長 62亞段和長 63亞段，長63亞段和長62亞段油氣富集程度相似。各小層平面上油藏分布也極其復(fù)雜，尤其是長61亞段，其油氣富集程度整體而言相對(duì)較高，但平面上油水分布十分復(fù)雜。

圖2 姬塬—吳起地區(qū)長6段各亞段油水分布圖（據(jù)參考文獻(xiàn)[32]修改）

根據(jù)東、中、西3個(gè)地區(qū)長6段690個(gè)生產(chǎn)試油資料以及503口井測(cè)井解釋含油飽和度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表明，東、西部地區(qū)砂體含油性好，油氣富集程度高，主要以油層為主，而中部區(qū)塊含油性差，油氣富集程度低，主要以水層為主。西部地區(qū)油層和油水同層比例高達(dá)74.86%，水層和干層比例僅為25.14%，砂體含油飽和度大于30%的比例高達(dá)64.76%；東部地區(qū)油層和油水同層比例為66.73%，水層和干層比例為33.27%，砂體含油飽和度大于30%的比例高達(dá)55.13%；而中部地區(qū)油層和油水同層比例為 31.25%，水層和干層高達(dá)68.75%，砂體含油飽和度大于30%的比例僅為31.24%。

3 原油來源

姥鮫烷和植烷與沉積環(huán)境有關(guān)，是最為常用的生物標(biāo)志化合物，通常是油-油對(duì)比、油-源對(duì)比的常用指標(biāo)[33]。一般而言，隨著姥植比（Pr/Ph）的增大，沉積環(huán)境氧化性逐漸增強(qiáng)[34]。目前最為常用的姥植比（Pr/Ph）判識(shí)沉積環(huán)境是Didyk等提出的指標(biāo)參數(shù)，Pr/Ph小于1反映還原性的沉積環(huán)境，而Pr/Ph大于3則反映氧化性的沉積環(huán)境[35]。在實(shí)際生產(chǎn)應(yīng)用中，由于中國陸相沉積環(huán)境的復(fù)雜性，同一沉積盆地同一層位不同區(qū)塊烴源巖生成的油氣往往姥植比也存在一定的差異。尤其是對(duì)于較大的沉積湖盆而言，湖盆中心（深湖相）氧氣供給及交換比更靠近河流入口處的盆地邊緣更為困難。而湖盆邊部由于靠近河流入口處，受陸源高等植物的混入，而與湖盆中心烴源巖具有一定的差異，導(dǎo)致湖盆邊部烴源巖生成的原油姥植比略微偏高。

分析姬塬—吳起地區(qū)長 6段原油姥植比，研究區(qū)不同區(qū)塊姥植比具有較為明顯的差異（見圖3a）。東部區(qū)塊長6段原油的Pr/Ph值分布在1.17～1.39，均值為1.30，與東部區(qū)塊下伏長 7段烴源巖相似，東部長 7段烴源巖 Pr/Ph值分布在 1.06～1.65，均值為 1.43；西部區(qū)塊長6段原油Pr/Ph值分布在0.76～1.06，均值為0.95，與西部區(qū)塊下伏長7段烴源巖相似，西部長7段烴源巖Pr/Ph值分布在0.70～1.19，均值為0.96。研究區(qū)東西部長 6段原油姥植比存在差異，分別與原地下伏烴源巖相似，表明長 6段油氣主要以垂向運(yùn)移為主，不存在大規(guī)模側(cè)向運(yùn)移。東部區(qū)塊原油姥植比明顯高于西部區(qū)塊，表明東部區(qū)塊原油來源有機(jī)質(zhì)沉積環(huán)境比西部油區(qū)更偏氧化性。根據(jù)姥植比并結(jié)合Pr/nC17與 Ph/nC18參數(shù)來看（見圖3b），西部區(qū)塊長 6段原油母質(zhì)主要是在還原環(huán)境中形成，而東部長 6段原油母質(zhì)為弱氧化-弱還原的混合型為主，存在著一定的陸源高等植物的混入。

圖3 姬塬—吳起地區(qū)長6段不同區(qū)塊姥植比以及原油Pr/nC17與Ph/nC18交會(huì)圖

長7段沉積期，鄂爾多斯湖盆發(fā)育湖泊-三角洲沉積體系，其中湖泊可以劃分為深湖—半深湖、淺湖亞相，三角洲相可以劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲亞相[36]。不同的沉積環(huán)境形成的烴源巖在分布、有機(jī)質(zhì)豐度和類型上存在差異，其中湖盆中心深湖—半深湖主要以油頁巖為主，厚度較大；而湖盆邊部淺湖與前三角洲則主要以暗色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖為主，油頁巖厚度相對(duì)較薄[37]。尤其是對(duì)于如鄂爾多斯這類較大的沉積盆地而言，湖盆邊緣存在大量的陸源水系注入，導(dǎo)致凹陷邊緣水體相對(duì)于凹陷中心水體氧化性略強(qiáng)。因此，研究區(qū)東、西部區(qū)塊原油雖同是來自下伏長 7段烴源巖，但湖盆不同部位烴源巖沉積環(huán)境有所差異，形成的烴源巖存在一些微小差異。由此推斷，西部地區(qū)長6段原油來自原地湖盆中心長7段烴源巖，而東部區(qū)塊原油則主要來自原地湖盆邊緣長7段烴源巖。

此外，研究區(qū)東、西部長 7段烴源巖規(guī)則甾烷也存在差異（見圖4a、圖4b）。西部長 7段烴源巖規(guī)則甾烷中 C27相對(duì)含量較高，ααα20RC27/C29主要分布在0.90～1.67，平均值為 1.32，甾烷的分布多以“L”型為主，表明該區(qū)烴源巖母質(zhì)來源主要以低等水生生物為主。東部長7段烴源巖規(guī)則甾烷中C29相對(duì)含量較高，ααα20RC27/C29主要分布在 0.41～0.73，平均值為 0.58，甾烷分布主要以反“L”型為主，說明相對(duì)于西部烴源巖而言，東部烴源巖中陸源高等植物有機(jī)質(zhì)輸入較多。

圖4 姬塬—吳起地區(qū)東、西部長7段烴源巖與長6段砂巖甾烷分布特征圖

長 6段儲(chǔ)集層抽提物的規(guī)則甾烷分布特征也存在微小差異（見圖4c、圖4d）。東部區(qū)塊長 6段砂巖抽提物規(guī)則甾烷呈現(xiàn)C29＞C27＞C28的分布特征，與東部烴源巖相似。而西部區(qū)塊長 6段砂巖抽提物規(guī)則甾烷則呈現(xiàn)C27＞C29＞C28的分布特征，與西部烴源巖相似。姬塬—吳起地區(qū)東、西部甾烷的分布特征表明，研究區(qū)東部區(qū)塊和西部區(qū)塊原油來源具有一定的差異。東部區(qū)塊主要來源于湖盆邊部的東部烴源巖，而西部區(qū)塊主要來源于湖盆中心的西部烴源巖，也進(jìn)一步揭示東部區(qū)塊原油不是西部區(qū)塊原油沿西斜坡側(cè)向運(yùn)移聚集成藏的結(jié)果。

4 成藏控制因素

4.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖

姬塬—吳起地區(qū)長7段主要為湖泊-三角洲沉積[38]，研究區(qū)西、中和東部烴源巖厚度雖然存在一定的差異（見圖5），但整體上都達(dá)到了優(yōu)質(zhì)烴源巖標(biāo)準(zhǔn)，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，有機(jī)質(zhì)含量較高，平均有機(jī)碳含量高達(dá)4.40%，平均鏡質(zhì)體反射率為0.88%，累計(jì)生油強(qiáng)度為（60～600）×104t/km2，累計(jì)排油強(qiáng)度（2～18）×104t/km2，屬于較好的烴源巖，具備形成大面積連續(xù)型致密油的地質(zhì)條件[39]。此外，上覆長 4+5段發(fā)育的區(qū)域性泥巖，可作為良好的蓋層，形成有利的生儲(chǔ)蓋組合[39-40]。研究區(qū)長6段均處于優(yōu)質(zhì)烴源巖范圍內(nèi)，但從目前勘探效果來看，平面上油藏富集程度卻存在差異，東、西部油藏大規(guī)模發(fā)育，而中部卻主要出水。由此看來，烴源巖并不是引起研究區(qū)東、中西部長6油藏富集差異的主要原因，還需結(jié)合砂體發(fā)育規(guī)模、儲(chǔ)集層物性、源儲(chǔ)接觸關(guān)系以及裂縫發(fā)育等綜合分析。

圖5 姬塬—吳起地區(qū)長7段烴源巖與長6段油井分布疊合圖

4.2 優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層

4.2.1 砂體規(guī)模

長6段沉積時(shí)期開始，鄂爾多斯盆地基底抬升，沉積速率高于沉降速率，湖盆進(jìn)入萎縮階段[29]。姬塬—吳起地區(qū)長6段主要存在西北和東北兩大物源，東北物源供屑能力相對(duì)較強(qiáng)，從長63亞段至長61亞段沉積期，湖岸線逐漸向南推進(jìn)，南部半深湖—深湖范圍逐漸縮小，北部三角洲平原逐漸擴(kuò)大，是一個(gè)湖退砂進(jìn)的三角洲建設(shè)時(shí)期[12-14,27,29]。受控于湖盆的沉積演化[38]，研究區(qū)長 6段自下而上砂體厚度逐漸增大，連通性逐漸增強(qiáng)，砂體發(fā)育規(guī)?？刂屏丝v向上油氣富集差異。根據(jù)研究區(qū)砂體連井剖面分析（見圖6），自下而上，從長63亞段到長61亞段，單砂體厚度逐漸增加，砂體發(fā)育規(guī)模與油氣富集程度具有一致性，長61亞段砂體厚度最大，油氣富集程度也相應(yīng)最高。根據(jù)研究區(qū)長6段179口井砂體測(cè)井解釋數(shù)據(jù)分析，長 61亞段單砂體厚度主要為4～8 m，平均單砂體厚度為4.87 m，生產(chǎn)測(cè)試為油層和油水同層頻率高達(dá)70%；長62亞段單砂體厚度主要為3～6 m，平均單砂體厚度為3.86 m，生產(chǎn)測(cè)試為油層和油水同層頻率高達(dá)48%；而長63亞段砂體發(fā)育規(guī)模差，單砂體厚度小，主要為2～4 m，平均單砂體厚度為3.05 m，生產(chǎn)測(cè)試為油層和油水同層頻率僅為26%。再從單井來看，砂體發(fā)育規(guī)模與油氣富集程度具有較好的相關(guān)性，砂體發(fā)育規(guī)模越大，油氣富集程度越高。以東部區(qū)塊的A36井為例，長63亞段厚約45 m，砂體不連續(xù)，單砂體薄而多，平均單砂體厚度為 2.97 m，砂泥巖互層較為頻繁，生產(chǎn)測(cè)試為水層；長 62亞段厚約38 m，平均單砂體厚度為3.63 m，生產(chǎn)測(cè)試為水層；而長61亞段厚約49 m，砂體發(fā)育規(guī)模大，平均單砂體厚度為4.74 m，生產(chǎn)測(cè)試為油層，日產(chǎn)油8.75 t。

從巖心照片來看，研究區(qū)長 6段儲(chǔ)集層不同區(qū)塊砂體發(fā)育規(guī)模也明顯存在差異（見圖7），砂體發(fā)育規(guī)?？刂屏擞蜌飧患潭?。例如，西部區(qū)塊H246井和東部區(qū)塊A36井長61亞段砂體連續(xù)且厚度大，砂質(zhì)純，泥質(zhì)含量低，巖心富含油。而中部區(qū)塊的C57井和L108井長61亞段砂體薄且不連續(xù)，砂體泥質(zhì)含量高，泥質(zhì)紋層發(fā)育，巖心不含油。根據(jù)研究區(qū) 179口井測(cè)井解釋統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)（見圖8），東部區(qū)塊單砂體平均厚度高達(dá)6.5 m，砂質(zhì)純，泥質(zhì)含量低（11.7%），勘探效果好；西部區(qū)塊砂體單砂體平均厚度為4.1 m，砂質(zhì)純，泥質(zhì)含量低（13.4%），油藏大面積發(fā)育；中部區(qū)塊單砂體厚度小，平均厚度為 3.8 m，泥質(zhì)含量高（16.0%），泥質(zhì)紋層發(fā)育，主要以水井為主。

此外，根據(jù)研究區(qū)3個(gè)區(qū)塊隔夾層統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)（見表1），東、西區(qū)塊隔夾層頻率低，而中部物源沉積交匯區(qū)分層系數(shù)大、隔夾層頻率高，砂體垂向非均質(zhì)性強(qiáng)。西部區(qū)塊平均分層系數(shù)為10.80，單井隔夾層頻率為0.097條/m；東部地區(qū)平均分層系數(shù)9.78，單井隔夾層頻率為0.094條/m；中部地區(qū)平均分層系數(shù)為13.20，單井隔夾層頻率為0.131條/m。

4.2.2 儲(chǔ)集層物性

圖6 研究區(qū)長6段不同區(qū)塊砂體連井剖面圖（GR—自然伽馬，API；Δt—聲波時(shí)差，μs/m）

圖7 研究區(qū)長61亞段不同區(qū)塊巖心照片

低滲透-致密油具有大面積含油、局部富集、非均質(zhì)強(qiáng)等特征[41]?？v向上，分別對(duì)長63、長62、長61這3個(gè)亞段共計(jì)1 028塊巖心物性實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，從長63亞段到長61亞段儲(chǔ)集層物性逐漸變好。研究區(qū)長61亞段的孔隙度主要分布在9%～18%，平均為15.04%；滲透率主要分布在（0.5～3.0）×10-3μm2，平均為 1.12×10-3μm2。長62亞段孔隙度主要分布在9%～15%，平均孔隙度為13.12%；滲透率主要分布在（0.5～1.0）× 10-3μm2，平均為 0.85×10-3μm2。長 63亞段孔隙度主要分布在6%～12%，平均孔隙度為11.86%；滲透率主要分布在（0.1～1.0）×10-3μm2，平均 0.78×10-3μm2。儲(chǔ)集層物性縱向上的差異與含油性具有較好的一致性，長61亞段儲(chǔ)集層物性最好，油氣富集程度最高。以西部區(qū)塊的H76井為例，該井長61亞段、長62亞段和長63亞段砂體發(fā)育規(guī)模相差不大，但生產(chǎn)測(cè)試結(jié)果卻完全不同，長61亞段為油層，長62亞段為水層，而長63亞段為干層。對(duì)該井3個(gè)層段儲(chǔ)集層物性分析發(fā)現(xiàn)，生產(chǎn)測(cè)試為油層的長61亞段儲(chǔ)集層物性最好，平均孔隙度為14.38%，平均滲透率為1.26×10-3μm2；生產(chǎn)測(cè)試為水層的長62亞段儲(chǔ)集層物性次之，平均孔隙度為12.63%，平均滲透率為0.57×10-3μm2；而生產(chǎn)測(cè)試為干層的長63亞段儲(chǔ)集層物性最差，平均孔隙度為8.52%，平均滲透率為0.13×10-3μm2，儲(chǔ)集層物性控制了油氣縱向上的富集差異。

圖8 姬塬—吳起地區(qū)不同區(qū)塊單砂體厚度與泥質(zhì)含量分布直方圖（N—樣品數(shù)量，個(gè)）

表1 姬塬—吳起地區(qū)長6段不同區(qū)塊隔夾層發(fā)育程度

圖9 H246井長61亞段儲(chǔ)集層巖心與鏡下熒光照片

從平面上來看，同一層位不同區(qū)塊儲(chǔ)集層物性也具有一定的差異。對(duì)研究區(qū)長 61亞段儲(chǔ)集層物性分析發(fā)現(xiàn)，儲(chǔ)集層物性和非均質(zhì)性與含油飽和度呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)，不同區(qū)塊儲(chǔ)集層物性與非均質(zhì)性的差異與油藏平面分區(qū)性具有良好的一致性。東部區(qū)塊平均孔隙度為15.47%，平均滲透率為1.23×10-3μm2，變異系數(shù)為 0.26，突進(jìn)系數(shù)為 1.80，級(jí)差為 3.24，儲(chǔ)集層物性好，非均質(zhì)性弱，含油飽和度高；西部區(qū)塊平均孔隙度為15.18%，平均滲透率為0.96×10-3μm2，變異系數(shù)為0.22，突進(jìn)系數(shù)為1.67，級(jí)差為2.71，儲(chǔ)集層物性好，非均質(zhì)性弱，同樣含油飽和度高；而中部物源沉積交匯區(qū)平均孔隙度為 14.54%，平均滲透率為 0.84×10-3μm2，變異系數(shù)為0.56，突進(jìn)系數(shù)為2.28，級(jí)差為32.74，儲(chǔ)集層物性稍差，非均質(zhì)性強(qiáng)，含油飽和度低。

此外，同一井段儲(chǔ)集層物性差異也控制了砂體含油性差異。以H246井2 084.60～2 085.75 m井段為例（見圖9），砂體含油性具有明顯的差異，含油段巖心為灰黑色，而不含油段的巖心呈灰白色。分別選取灰白色和灰黑色砂巖進(jìn)行鏡下熒光薄片和物性分析，灰白色砂巖鏡下熒光顯示較差，幾乎不發(fā)熒光，含油性差，相應(yīng)孔隙度和滲透率低（孔隙度為 9.2%，滲透率為0.06×10-3μm2）。而灰黑色砂巖鏡下熒光顯示好，呈黃綠色均勻分布于孔隙中，含油性好，儲(chǔ)集層孔滲相應(yīng)較高（孔隙度為14.16%，滲透率為0.98×10-3μm2）。

姬塬—吳起地區(qū)位于盆地西北部，屬于湖泊三角洲沉積，東、西部含油區(qū)分別位于東北和西北兩大沉積物源體系，而中部出水區(qū)則主要位于兩大物源體系交匯處，砂體發(fā)育規(guī)模、砂體連通性、儲(chǔ)集層物性以及垂向非均質(zhì)性均存在一定差異。東、西部地區(qū)靠近物源體系，主要以水下分流河道砂體為主，縱向上河道的多期疊置，砂體純且厚度較大，泥質(zhì)含量低，隔夾層不發(fā)育，儲(chǔ)集層物性好，油氣富集程度高；而中部地區(qū)，處于兩大沉積物源末端的交匯區(qū)，水動(dòng)力急劇減小，導(dǎo)致泥質(zhì)含量增高，隔夾層發(fā)育，砂體層數(shù)多且厚度薄，巖性變化快，垂向非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)集層物性差，不利于油氣聚集[42]。因此，優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集層對(duì)于研究區(qū)長6段致密油成藏具有重要的控制作用，東、西部單砂體厚度大、連通性好，油藏富集程度高，中部物源沉積交匯區(qū)泥質(zhì)紋層發(fā)育、單砂體薄、連通性差，主要以產(chǎn)水井為主。

4.3 源儲(chǔ)接觸關(guān)系

由前文原油來源研究所知，研究區(qū)東、西部含油區(qū)塊原油來源有所差異，主要以原地下伏烴源巖垂向運(yùn)聚成藏為主，不存在大規(guī)模的側(cè)向運(yùn)移成藏。對(duì)于低孔-低滲致密儲(chǔ)集層，充注動(dòng)力是油氣富集高產(chǎn)的關(guān)鍵因素。作者團(tuán)隊(duì)在對(duì)鄂爾多斯盆地延長組以及四川盆地涼高山組等陸相致密油成藏主控因素研究分析發(fā)現(xiàn)，陸相地層縱、橫向均具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性，在湖盆逐漸變淺砂體沉積的過程中，會(huì)形成一系列的泥質(zhì)含量偏高的致密紋層砂巖。致密紋層砂巖儲(chǔ)集層物性極差，加之排替壓力高，若無裂縫的溝通，會(huì)嚴(yán)重阻礙油氣的垂向運(yùn)聚成藏[43]。研究區(qū)中部地區(qū)為東北、西北兩大物源沉積交匯區(qū)，物源沉積交匯時(shí)水動(dòng)力急劇減小，泥質(zhì)沉淀增加，中部區(qū)塊長7段源巖與長6段儲(chǔ)集層之間形成了大范圍泥質(zhì)紋層發(fā)育的致密砂巖（見圖10）。

圖10 中部區(qū)塊長61亞段泥質(zhì)紋層致密砂巖段巖心照片

泥質(zhì)紋層的形成是由于沉積環(huán)境的快速變化，它的存在無疑會(huì)影響砂體的儲(chǔ)滲性能，阻礙油氣的運(yùn)移與富集。以C71井2 270.77～2 274.50 m段砂體為例（見圖11），其上半段2 270.77～2 272.64 m砂體較純，泥質(zhì)紋層不發(fā)育，儲(chǔ)集層物性較好，平均孔隙度為14.87%，平均滲透率為 0.97×10-3μm2；而下半段2 272.64～2 274.50 m砂體泥質(zhì)含量較高，泥質(zhì)紋層發(fā)育，儲(chǔ)集層物性差，平均孔隙度為4.95%，平均滲透率為0.12×10-3μm2。對(duì)該井段物性較好的上半段砂體熒光分析發(fā)現(xiàn)，鏡下熒光含油性差，表明油氣幾乎難以突破泥質(zhì)紋層發(fā)育的致密砂巖層段，導(dǎo)致上覆物性較好的砂巖含油性較差。

通過純砂體和泥質(zhì)紋層段壓汞實(shí)驗(yàn)和鏡下熒光薄片分析發(fā)現(xiàn)（見圖12），純砂巖進(jìn)汞飽和度大，中值壓力和排驅(qū)壓力相對(duì)較低，儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)好，有利于油氣充注，鏡下熒光強(qiáng)，油氣富集程度高；而泥質(zhì)紋層段進(jìn)汞飽和度小，排驅(qū)壓力明顯偏高，儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)差，不利于油氣充注，鏡下熒光弱。泥質(zhì)紋層段儲(chǔ)集層致密，排驅(qū)壓力高，在無裂縫溝通的情況下，下伏油氣很難突破該致密段，嚴(yán)重阻礙油氣垂向運(yùn)移，導(dǎo)致研究區(qū)中部物源沉積交匯區(qū)油氣富集程度低，主要以出水為主。

圖11 C71井長61亞段巖心與熒光照片（紅色圈代表熒光照片取樣點(diǎn)的位置）

4.4 裂縫發(fā)育

鄂爾多斯盆地延長組內(nèi)區(qū)域裂縫發(fā)育，是盆地內(nèi)石油運(yùn)移聚集的最主要的輸導(dǎo)通道和控制油藏分布的主要因素[44]。通過巖心觀察和鏡下熒光薄片分析發(fā)現(xiàn)（見圖13），姬塬—吳起地區(qū)長6段裂縫發(fā)育，主要以高角度裂縫為主，低角度和水平裂縫幾乎不發(fā)育。裂縫走向主要呈北東東—南西西走向和北東—南西走向，部分裂縫表面被方解石充填，裂縫表面含油，鏡下熒光發(fā)光強(qiáng)，證實(shí)了裂縫對(duì)原油具有運(yùn)移輸導(dǎo)能力。

通過巖心（33口井）和成像測(cè)井（11口井）平面統(tǒng)計(jì)分析發(fā)現(xiàn)（見圖14），研究區(qū)東部和西部地區(qū)裂縫較為發(fā)育，而中部地區(qū)裂縫發(fā)育程度低。東部地區(qū)裂縫線密度主要為0.20～0.35，平均線密度為0.24條/m；西部地區(qū)裂縫線密度主要為0.15～0.25，平均線密度為0.18條/m；而中部物源沉積交匯區(qū)裂縫不發(fā)育，裂縫線密度較低，平均為0.04條/m。裂縫的發(fā)育程度與已知油藏分布情況相互吻合，東、西部區(qū)塊裂縫發(fā)育，油藏規(guī)模較大，油氣富集程度高，而中部區(qū)塊裂縫不發(fā)育，油氣富集程度低，主要以產(chǎn)水為主，裂縫的發(fā)育明顯控制了油藏的分布。例如西部區(qū)塊的C269井，該井長61亞段（2 420.1～2 450.0 m處）砂體不純，泥質(zhì)含量高，但巖心中發(fā)育高角度的垂直裂縫（見圖13d），裂縫未充填，鏡下熒光顯示裂縫含油（見圖13f、圖13g），裂縫的發(fā)育為油氣運(yùn)移提供了有效的輸導(dǎo)條件，使得該井段油氣富集程度高，鏡下熒光顯示好。東部區(qū)塊同樣發(fā)育高角度的裂縫，如Y116井、A126井（見圖13a、圖13c），鏡下熒光顯示裂縫含油，油氣富集程度高，鉆探效果好。而中部區(qū)塊的C105井、Y128井、Y112井等裂縫不發(fā)育，加之該區(qū)塊源儲(chǔ)間泥質(zhì)紋層發(fā)育，嚴(yán)重阻礙了油氣垂向運(yùn)移，導(dǎo)致中部區(qū)塊鉆探效果差，生產(chǎn)測(cè)試以水井為主。

圖12 純砂巖與紋層致密砂巖壓汞曲線、熒光薄片

圖13 姬塬—吳起地區(qū)長6段巖心裂縫與鏡下熒光薄片

研究區(qū)長 6段發(fā)育雙物源沉積體系，砂體發(fā)育，且緊鄰長 7段優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源充足，然而卻出現(xiàn)東西部出油、中部出水的成藏差異現(xiàn)象。綜合以上分析，雙物源沉積體系下油氣差異聚集主要受以下幾點(diǎn)因素控制：①東西部原油地球化學(xué)特征存在微小差異，油氣主要以垂向運(yùn)移為主；②東、西部區(qū)塊受控于東北和西北單一物源，單砂體厚度大，源儲(chǔ)間泥質(zhì)紋層少，加之裂縫發(fā)育，有利于油氣垂向運(yùn)移，油氣富集程度高，勘探效果好；③中部區(qū)塊位于雙物源沉積交匯區(qū)，砂體薄而多，巖性、物性變化快，砂體橫向連通性差，不利于油氣側(cè)向運(yùn)移，且源儲(chǔ)間泥質(zhì)紋層發(fā)育，裂縫不發(fā)育，嚴(yán)重阻礙了油氣垂向運(yùn)移，導(dǎo)致該區(qū)塊油氣富集程度低，鉆探效果差，主要以產(chǎn)水為主（見圖15）。

圖14 姬塬—吳起地區(qū)長61亞段裂縫發(fā)育與油井疊合圖

圖15 姬塬—吳起地區(qū)長61亞段雙物源沉積體系油氣運(yùn)移示意圖

對(duì)于陸相沉積湖盆而言，“湖退砂進(jìn)”過程中，水動(dòng)力逐漸變強(qiáng)，在烴源巖與儲(chǔ)集層之間易形成泥質(zhì)紋層發(fā)育的致密砂巖漸變段，該漸變段排替壓力高，在無裂縫溝通的情況下，嚴(yán)重阻礙了下伏油氣的垂向運(yùn)移。加之陸相沉積砂體非均質(zhì)性較強(qiáng)，因此很難形成類似國外海相地層典型的大面積-連續(xù)型油氣藏。尤其是對(duì)于多物源沉積體系而言，巖性、物性變化快，平面上與垂向上儲(chǔ)集層非均質(zhì)性均較強(qiáng)，導(dǎo)致油藏分布極其復(fù)雜。

5 結(jié)論

姬塬—吳起地區(qū)東、西部長 6段儲(chǔ)集層原油地球化學(xué)特征存在一定的差異。東部區(qū)塊原油姥植比略高，規(guī)則甾烷中C29含量略高于C27，原油主要來自下伏湖盆邊部烴源巖；西部區(qū)塊原油姥植比略低，規(guī)則甾烷中C27含量略高于C29，原油主要來自下伏湖盆中心烴源巖，表明東部區(qū)塊原油不是從西部沿斜坡大規(guī)模側(cè)向運(yùn)移的結(jié)果。

姬塬—吳起地區(qū)長6段沉積期為湖退砂進(jìn)的時(shí)期，從長63亞段至長61亞段沉積期，砂體發(fā)育規(guī)模越來越大、儲(chǔ)集層物性越來越好，導(dǎo)致油氣富集程度自下而上逐漸變高。平面上，東西部含油區(qū)分別位于東北和西北兩大物源沉積體系，單砂體厚度大，儲(chǔ)集層物性好，連通性強(qiáng)，砂質(zhì)純，泥質(zhì)紋層少，加之裂縫發(fā)育，有利于下伏油氣垂向運(yùn)移至長 6段聚集成藏，油氣富集程度高。中部區(qū)塊位于兩大物源沉積交匯區(qū)，砂體累計(jì)厚度雖較大，但單砂體薄而多，巖性、物性變化較快，儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，橫向連通性差，不利于油氣大范圍的側(cè)向運(yùn)移；同時(shí)，中部區(qū)塊源儲(chǔ)間泥質(zhì)紋層發(fā)育，且排替壓力高，加之裂縫不發(fā)育，嚴(yán)重阻礙了油氣的垂向運(yùn)移，油氣富集程度低，導(dǎo)致中部區(qū)塊主要以出水為主。

對(duì)于陸相復(fù)雜致密儲(chǔ)集層而言，源儲(chǔ)之間接觸關(guān)系以及裂縫的發(fā)育程度是影響該區(qū)能否大規(guī)模成藏的關(guān)鍵因素。尤其是對(duì)于陸相多物源沉積體系而言，多物源的交匯導(dǎo)致儲(chǔ)集層橫向與縱向非均質(zhì)性增強(qiáng)，甜點(diǎn)及有利區(qū)預(yù)測(cè)不僅僅只考慮優(yōu)質(zhì)烴源巖和優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層，更需要考慮源儲(chǔ)接觸關(guān)系、裂縫等運(yùn)移條件對(duì)油氣聚集的影響。