鄂爾多斯盆地姬塬—吳起地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組6段成藏控制因素

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(guó)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(zhǎng)油田股份有限公司，延安 716000；4.中國(guó)石油杭州地質(zhì)研究院，浙江杭州 310023；5.中國(guó)石油長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)組大面積致密油的形成[1-9]。姬塬—吳起地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組6段（后文簡(jiǎn)稱“長(zhǎng)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(zhǎng)組 7段（后文簡(jiǎn)稱“長(zhǎng) 7段”）烴源巖供烴能力強(qiáng)，上覆延長(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng) 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(zhǎng)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(wèn)題：①研究區(qū)長(zhǎng) 6段油層組緊鄰長(zhǎng)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(zhǎng)6段油層組劃分為長(zhǎng)63、長(zhǎng)62、長(zhǎng)61共3個(gè)亞段，但長(zhǎng)61亞段油氣富集程度卻明顯高于與烴源巖更近的長(zhǎng) 62亞段和長(zhǎng) 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(wèn)題有待解決?；诖?，本文以長(zhǎng) 6段為例，重點(diǎn)通過(guò)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(zhǎng) 6段整體為一個(gè)寬緩的西傾單斜坡，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)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(zhǎng)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(zhǎng)1段—長(zhǎng)10段）。長(zhǎng)7段沉積時(shí)湖盆進(jìn)入全盛時(shí)期，長(zhǎng)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(guò)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(zhǎng)6段厚約120～125 m，巖性以灰色細(xì)—中粒長(zhǎng)石砂巖、巖屑長(zhǎng)石砂巖為主，與下伏長(zhǎng) 7段烴源巖整合接觸。長(zhǎng)6段自上而下劃分為3個(gè)亞段，即長(zhǎng)61、長(zhǎng)62、長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng)61、長(zhǎng)62和長(zhǎng)63等亞段油氣富集程度具有明顯差異，長(zhǎng) 61亞段的油氣富集程度明顯好于長(zhǎng) 62亞段和長(zhǎng) 63亞段，長(zhǎng)63亞段和長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(lái)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(guó)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(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng) 7段烴源巖相似，東部長(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng)7段烴源巖相似，西部長(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng) 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(lái)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(lái)看（見圖3b），西部區(qū)塊長(zhǎng) 6段原油母質(zhì)主要是在還原環(huán)境中形成，而東部長(zhǎng) 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(zhǎng)6段不同區(qū)塊姥植比以及原油Pr/nC17與Ph/nC18交會(huì)圖

長(zhǎng)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(yè)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(yè)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(lái)自下伏長(zhǎng) 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(zhǎng)6段原油來(lái)自原地湖盆中心長(zhǎng)7段烴源巖，而東部區(qū)塊原油則主要來(lái)自原地湖盆邊緣長(zhǎng)7段烴源巖。

此外，研究區(qū)東、西部長(zhǎng) 7段烴源巖規(guī)則甾烷也存在差異（見圖4a、圖4b）。西部長(zhǎng) 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(lái)源主要以低等水生生物為主。東部長(zhǎng)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(shuō)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(zhǎng)7段烴源巖與長(zhǎng)6段砂巖甾烷分布特征圖

長(zhǎng) 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(zhǎng) 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(zhǎng) 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(lái)源具有一定的差異。東部區(qū)塊主要來(lái)源于湖盆邊部的東部烴源巖，而西部區(qū)塊主要來(lái)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(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng)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(lái)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(lái)，烴源巖并不是引起研究區(qū)東、中西部長(zhǎng)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(zhǎng)7段烴源巖與長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)63亞段至長(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng)63亞段到長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)6段179口井砂體測(cè)井解釋數(shù)據(jù)分析，長(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng)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?gòu)膯尉畞?lái)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(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng)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(lái)看，研究區(qū)長(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)63、長(zhǎng)62、長(zhǎng)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(zhǎng)63亞段到長(zhǎng)61亞段儲(chǔ)集層物性逐漸變好。研究區(qū)長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng) 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(zhǎng)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(zhǎng)61亞段、長(zhǎng)62亞段和長(zhǎng)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(zhǎng)61亞段為油層，長(zhǎng)62亞段為水層，而長(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)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(zhǎng)6段不同區(qū)塊隔夾層發(fā)育程度

圖9 H246井長(zhǎng)61亞段儲(chǔ)集層巖心與鏡下熒光照片

從平面上來(lái)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(zhǎng) 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(zhǎng)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(lái)源研究所知，研究區(qū)東、西部含油區(qū)塊原油來(lái)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(zhǎng)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(guò)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(wú)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(zhǎng)7段源巖與長(zhǎng)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(zhǎng)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(wú)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(guò)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(wú)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(zhǎng)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(zhǎng)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(guò)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(zhǎng)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(guò)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(zhǎng)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(zhǎng)6段巖心裂縫與鏡下熒光薄片

研究區(qū)長(zhǎng) 6段發(fā)育雙物源沉積體系，砂體發(fā)育，且緊鄰長(zhǎng) 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(zhǎng)61亞段裂縫發(fā)育與油井疊合圖

圖15 姬塬—吳起地區(qū)長(zhǎng)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(guò)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(wú)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(guó)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(zhǎng) 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(lái)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(lái)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(zhǎng)6段沉積期為湖退砂進(jìn)的時(shí)期，從長(zhǎng)63亞段至長(zhǎng)61亞段沉積期，砂體發(fā)育規(guī)模越來(lái)越大、儲(chǔ)集層物性越來(lái)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(zhǎng) 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。