鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)延長組6段油藏差異成藏因素

時(shí)保宏，秦馨雨，張才利，劉 文，劉 剛，史嬋媛，張雷，勇子樹

(1．西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安 710065; 2．陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710065;3．中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 4.中國石油 長慶油田分公司 勘探事業(yè)部，陜西 西安 710018)

鄂爾多斯盆地延長組6段(長6段)具有優(yōu)質(zhì)的烴源巖條件和廣泛發(fā)育的厚層儲(chǔ)集體，是盆地中生界石油勘探的主力目的層之一[1]。姬塬地區(qū)三疊系長6期沉積相類型以三角洲前緣沉積為主，砂體發(fā)育，目前已發(fā)現(xiàn)大規(guī)模油藏[2]。但是，隨著勘探的深入，發(fā)現(xiàn)姬塬地區(qū)長6段油藏油-水分布關(guān)系復(fù)雜，油藏富集程度差異明顯。主要表現(xiàn)在：①縱向上長6段上部長61亞段油藏相對(duì)富集，而臨近烴源巖的中、下部長62亞段和長63亞段油藏富集程度較低；②姬塬西部和東部區(qū)塊油藏較為富集，而中部油藏富集程度較低，以產(chǎn)水井為主。針對(duì)姬塬地區(qū)長6段油藏富集控制因素，前人做了較多研究，且取得了豐碩成果。但前期研究多側(cè)重于沉積體系、儲(chǔ)層和地層水等單一基礎(chǔ)地質(zhì)研究[3-6]，未對(duì)長6段油藏差異富集主控因素開展綜合和系統(tǒng)的對(duì)比分析。鑒此，本文在大量鉆井巖心觀察和測(cè)井資料整理基礎(chǔ)上，結(jié)合常規(guī)地質(zhì)分析、包裹體和原油生標(biāo)化合物等地球化學(xué)測(cè)試資料，對(duì)姬塬地區(qū)長 6段油藏地質(zhì)特征進(jìn)行對(duì)比分析，深入剖析了油藏差異富集影響關(guān)鍵因素，以期為該區(qū)下一步油氣勘探提供地質(zhì)理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

受印支運(yùn)動(dòng)影響，晚三疊世鄂爾多斯盆地在沉積上實(shí)現(xiàn)了由海相和海-陸過渡相向陸相的根本性轉(zhuǎn)變，使盆地自晚三疊世以來發(fā)育了一套完整和典型的陸相碎屑巖沉積體系[7]。三疊系延長組沉積是在拗陷持續(xù)發(fā)展和穩(wěn)定沉降過程中堆積的以河流-湖泊相為特征的陸源碎屑巖系，根據(jù)沉積巖性旋回特征，自下而上分為長10段—長1段 共10個(gè)油層組[8]。長7段油層組沉積期，鄂爾多斯湖盆進(jìn)入鼎盛時(shí)期，深湖-半深湖范圍最大，沉積了中生界最好的一套生油巖[9]，為上覆長6段油藏的形成提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。長6段油層組沉積期，湖盆開始收縮，沉積作用漸趨增強(qiáng)，三角洲建設(shè)作用活躍，為長6段油藏的形成提供了有利場(chǎng)所[10-12]。

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中西部，橫跨伊陜斜坡和天環(huán)坳陷兩大構(gòu)造單元(圖 1)，是盆地主要的油氣富集區(qū)之一[13-15]。該區(qū)長6段厚度約為120～130 m，儲(chǔ)集體巖性以細(xì)砂巖為主。依據(jù)沉積及旋回特征，自下而上分為長63亞段、長62亞段和長61亞段共3個(gè)亞段。根據(jù)區(qū)內(nèi)300余口井長6段試油資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果，長6段油藏在縱向及平面上的分布差異性較大：縱向上，3個(gè)亞段均見工業(yè)油流井，其中上部長61亞段含油性最好，工業(yè)油流井最多；平面上，研究區(qū)中部儲(chǔ)集體含油性較西、東部差，只發(fā)現(xiàn)零星的出油井點(diǎn)，多為出水井。為了突出研究對(duì)象的差異性，依據(jù)平面上長6段出油井和出水井的分布趨勢(shì)，本文將研究區(qū)自西向東劃分為西部、中部和東部3個(gè)區(qū)塊進(jìn)行對(duì)比分析研究(圖1)。

2 油藏基本地質(zhì)特征

2.1 油源特征

鄂爾多斯盆地中生界主力烴源巖主要為長7段和長9段的油頁巖及暗色泥巖，張文正和楊華等[16-19]已對(duì)其特征的差異性做了較多分析，本文不在贅述。通過對(duì)姬塬地區(qū)長6段14塊含油砂巖的質(zhì)譜和色譜測(cè)試資料分析發(fā)現(xiàn)，其均具有與長7段烴源巖相近的甾萜生標(biāo)特征，說明長6段原油來自下伏長7段烴源巖，無長9段源巖供烴。但甾烷質(zhì)譜圖分布特征存在細(xì)微的變化。差異性主要體現(xiàn)在規(guī)則甾烷C27，C28和C29含量分布特征上。東部樣品規(guī)則甾烷含量特征表現(xiàn)為C29>C27>C28，呈反“L”型分布特征，與東部長7段烴源巖特征一致；西部樣品規(guī)則甾烷含量特征與原地下伏長7段烴源巖特征一致，表現(xiàn)為C27>C29>C28，呈“L”型分布特征(圖2)。由于C27甾烷主要來源于低等水生藻類，C29甾烷主要來自高等植物，因此，分析認(rèn)為具有C27甾烷優(yōu)勢(shì)的西部原油藻類生源的貢獻(xiàn)較大，而具有C29甾烷優(yōu)勢(shì)的東部原油的油源中高等植物的貢獻(xiàn)較多。這種差異說明姬塬地區(qū)長6段原油雖來自下伏的長7段烴源巖，但原油母質(zhì)組成并非完全一致，原油在平面上未發(fā)生大規(guī)模的側(cè)向運(yùn)移，以垂向運(yùn)移為主。

圖1 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)位置Fig.1 Tectonic location of Jiyuan area,Ordos Basin

羅麗榮[20]等就鄂爾多斯盆地長7段烴源巖的生物標(biāo)志化合物特征做過對(duì)比分析研究，認(rèn)為不同類型烴源巖其生物標(biāo)志化合物特征存在一定的差別：油頁巖的17α(H)重排藿烷、Ts相對(duì)豐度較低，而長7段黑色泥巖17α(H)重排藿烷、Ts相對(duì)豐度則較高。本研究姬塬地區(qū)東部和西部長6段砂巖、長7段泥巖質(zhì)量色譜圖特征也顯示出這種差異性。東部樣品的17α(H)重排藿烷、Ts相對(duì)豐度較西部低，說明研究區(qū)西部、東部烴源巖類型具有差異，東部烴源巖主要為黑色泥巖，西部烴源巖為油頁巖，進(jìn)一步佐證了研究區(qū)東、西部原油母質(zhì)間存在著差異。

植烷系列是烴源巖沉積環(huán)境的一個(gè)表征值，常用其來判識(shí)沉積環(huán)境。通常，姥植比(Pr/Ph)小于1指示缺氧環(huán)境，值越小，還原程度越強(qiáng)，古環(huán)境水體越深；姥植比(Pr/Ph)大于1反映為富氧環(huán)境，值越大，氧化程度越高，水體越淺[21-25]。本研究選取東部和西部區(qū)塊的18口井長6段原油做飽和烴色譜測(cè)試分析，測(cè)試數(shù)據(jù)顯示姬塬地區(qū)東部和西部區(qū)塊長6段原油Pr/Ph存在差異。西部區(qū)塊Pr/Ph值偏小，分布范圍在0.758～1.150，均值為0.980，具有植烷優(yōu)勢(shì)；東部區(qū)塊Pr/Ph值偏大，分布范圍在1.170～1.390，均值為1.310，具姥鮫烷優(yōu)勢(shì)。這種差異說明東、西部區(qū)塊長7烴源巖沉積環(huán)境存在差別，西部處于弱還原，東部處于弱氧化環(huán)境，再次說明了姬塬地區(qū)東部和西部長6段油藏母質(zhì)不同，原油在平面上未發(fā)生大規(guī)模運(yùn)移。

分析認(rèn)為，造成這些差異性的主要原因與長7段烴源巖所處沉積環(huán)境有關(guān)。長7期，鄂爾多斯盆地進(jìn)入鼎盛期，水體深度及沉積范圍達(dá)到最大，發(fā)育湖泊-三角洲沉積[26-27]。研究區(qū)受東北和西北兩大物源影響[5,28]，西部距西北物源區(qū)近，為沉積中心，水體深，氧氣供給較為困難，發(fā)育半深湖-深湖、還原-缺氧環(huán)境下沉積的厚層油頁巖。有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型-Ⅱ1型為主[20]；東部受東北物源控制，距物源區(qū)較遠(yuǎn)，處于半深湖-淺湖沉積環(huán)境，水體較淺，為亞氧化環(huán)境，沉積了一套厚度較厚的黑色泥巖，油頁巖較少發(fā)育[20]，有機(jī)質(zhì)類型與油頁巖相似，以Ⅰ型-Ⅱ1型為主。

2.2 儲(chǔ)層特征

姬塬地區(qū)長6段儲(chǔ)層的巖石類型以細(xì)粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。填隙物主要為高嶺石、綠泥石和鐵方解石，總量平均為14.7%?？紫额愋鸵栽ｉg孔及次生溶孔為主，儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)整體較好，排驅(qū)壓力平均1.37 MPa，中值半徑0.16 μm。儲(chǔ)層物性總體較低，孔隙度平均9.8%，滲透率平均0.39×10-3μm2，平面和垂向上差異性較大：垂向上，從長63亞段—長61亞段，喉道半徑逐漸變大，儲(chǔ)層物性逐漸變好(長63亞段儲(chǔ)層平均孔隙度8.6%，滲透率0.28×10-3μm2，長62亞段儲(chǔ)層平均孔隙度10.3%，滲透率0.54×10-3μm2，長61亞段儲(chǔ)層平均孔隙度11.2%，滲透率0.71×10-3μm2)；同一層位物性在平面上也表現(xiàn)出一定的差異性，長61亞段儲(chǔ)層物性差異最為明顯。長61亞段西部區(qū)塊儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度10.9%，滲透率0.52×10-3μm2。中部和東部物性最好(中部平均孔隙度11.4%，滲透率0.92×10-3μm2，東部平均孔隙度11.6%，滲透率0.78×10-3μm2)；長62亞段和長63亞段儲(chǔ)層物性在平面上的表現(xiàn)與長61亞段相反，西部物性好于東部和中部，而中部和東部相差不大(圖3)。

圖2 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段萜烷和甾烷分布特征Fig.2 Distribution of terpane and sterane in Chang 6 Member,Jiyuan area,Ordos Basin

2.3 油藏充注時(shí)間

偏光-熒光鏡下觀察，研究區(qū)17口井22塊砂巖樣品中油氣包裹體主要沿切穿石英或長石顆粒的晚期微裂隙或沿石英加大邊內(nèi)側(cè)成線(帶)狀分布，包裹體中液烴呈褐色、深褐色及淡黃色(圖4a—d)，顯示淺黃綠色和淺綠色熒光(圖4e，f)。

由于與烴類共生的鹽水包裹體均一溫度的穩(wěn)定性較高，常用其分布特征作為判斷油藏流體運(yùn)移及充注的證據(jù)之一[29-31]。本研究22塊樣品共測(cè)得均一溫度點(diǎn)297個(gè)。測(cè)試結(jié)果表明，長6段包裹體均一溫度分布范圍較寬，存在一個(gè)明顯的峰值區(qū)間(100～115 ℃)，分布連續(xù)，古地溫在105～110 ℃油氣大量充注(圖5)。本研究利用Petromod軟件對(duì)姬塬地區(qū)長6段熱埋藏史圖進(jìn)行了模擬恢復(fù)?；謴?fù)所需的地層剝蝕量、古地溫梯度和剝蝕發(fā)生時(shí)間等數(shù)據(jù)引自文獻(xiàn)[32-34]。將包裹體均一溫度值段投影到長6段埋藏-熱演化史圖(圖6)，從圖中可看出，姬塬地區(qū)長6油藏的成藏時(shí)間約在早白堊世中、晚期。受分析樣品限制，本研究未對(duì)研究區(qū)不同區(qū)塊的主要充注時(shí)間進(jìn)行分類統(tǒng)計(jì)分析。

圖3 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段儲(chǔ)層孔隙度(a)和滲透率(b)統(tǒng)計(jì)Fig.3 Statistics of porosity (a) and permeability (b) of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin

圖4 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長61亞段儲(chǔ)層流體包裹體特征Fig.4 Micrographs showing fluid inclusions of Chang 61 submember reservoir in Jiyuan area,Ordos Basina.沿微裂隙成帶分布的油和水包裹體，F(xiàn)7井，埋深2 210.7 m，包裹體薄片，單偏光； b.長石加大邊內(nèi)側(cè)中的褐色油包裹體， F7井，埋深2 210.7 m，包裹體薄片，單偏光；c.石英顆粒內(nèi)見發(fā)黃色熒光的單一液相的油包裹體，A104井，埋深1 968.0 m，包裹體薄片，熒光； d.沿石英顆粒邊部分布的水和烴類包裹體，Y63井，埋深2 024.1 m，包裹體薄片，單偏光；e.石英顆粒邊部顯示藍(lán)綠色熒光包裹體，視域同d，包裹體薄片，熒光；f.沿切穿石英顆粒的微裂隙呈線狀分布亮黃色液態(tài)烴類包裹體，C269井，埋深2 321.1 m，包裹體薄片，熒光

2.4 油藏特征及分布

通過對(duì)研究區(qū)現(xiàn)有長6段油藏精細(xì)解剖，姬塬地區(qū)長6段油藏總體表現(xiàn)為油藏規(guī)模小和油-水關(guān)系復(fù)雜的特征。油藏在垂向和平面分布差異性較大。

1) 垂向分布特征

長 61亞段、長62亞段和長63亞段均有不同程度的油氣富集，從下部長63亞段到上部長61亞段，油藏規(guī)模逐漸增大?，F(xiàn)有500多井段試油數(shù)據(jù)顯示，長61亞段出油井段占到62%，其油氣富集程度在3個(gè)亞段中最高。

2) 平面分布特征

長6段油藏主要集中分布在西部和東部，呈帶狀分布，單井產(chǎn)量相對(duì)較高。西部油藏砂體發(fā)育(5～10 m)，物性好，孔隙類型以次生溶蝕孔為主。油藏多為砂巖透鏡體，橫向上泥巖相變遮擋，試油多出純油(圖7)；東部油藏砂體發(fā)育，疊加厚度大，儲(chǔ)層物性較好，孔隙度為8.0%～14.0%，平均孔隙度為11.4%，滲透率為(0.10～0.90)×10-3μm2，平均滲透率為0.78×10-3μm2，多為上傾方向泥巖相變遮擋或儲(chǔ)層致密遮擋形成巖性油藏，試油多為油水同出(圖7)；中部區(qū)塊為雙物源交匯區(qū)，砂體總厚度較大，但縱向隔層多，連通性差，孔隙類型以粒間孔為主。油藏規(guī)模小，橫向變化快，試油多為出水井(圖7)。

圖5 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段儲(chǔ)層均一溫度分布Fig.5 Histogram showing homogeneous temperatures of Chang 6 Member,Jiyuan area,Ordos Basin

3 油藏差異富集影響關(guān)鍵因素

3.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖橫向展布控制了油藏的平面分布

晚三疊世延長期，鄂爾多斯盆地受區(qū)域印支運(yùn)動(dòng)影響，湖盆快速擴(kuò)張，形成了盆地中生界較大范圍的深湖-半深湖相的優(yōu)質(zhì)暗色長7段泥巖，為盆地中生界油藏提供了豐富的烴源條件。姬塬地區(qū)位于湖盆深水區(qū)，烴源巖厚度大，有機(jī)質(zhì)豐度高，平均有機(jī)碳含量(TOC)達(dá)5.79%，平均鏡質(zhì)體反射率(Ro)值為0.93%，有機(jī)質(zhì)類型好，為Ⅰ—Ⅱ1型，氯仿瀝青“A”含量為(0.04～1.17)×10-6，平均0.52×10-6。研究區(qū)烴源巖雖整體較好，但在區(qū)域分布上存在明顯的差異性。西部烴源巖品質(zhì)明顯優(yōu)于東部和中部。西部烴源巖厚度大，普遍大于40 m，TOC平均達(dá)10.80%；中部和東部烴源巖厚度薄，TOC較低(東部為2.80%，中部為3.80%)。結(jié)合目前勘探成果(圖8)分析，優(yōu)質(zhì)烴源巖橫向展布在一定程度上控制了研究區(qū)長6段油藏的平面展布。

圖6 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段儲(chǔ)層埋藏?zé)嵫莼芳坝蜌獬渥⑵诖蜦ig.6 Burial-thermal evolution and hydrocarbon charging periods of the Chang 6 reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basin

圖7 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長61亞段油藏剖面Fig.7 Reservoir profile of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

3.2 優(yōu)勢(shì)砂體控制了油藏的展布

通過精細(xì)砂體解剖，研究區(qū)長6段砂體受沉積類型控制，砂體結(jié)構(gòu)呈多樣組合發(fā)育特征，砂體垂向結(jié)構(gòu)主要發(fā)育3種類型，其電性特征和砂體組合特征(圖9)。

長6期鄂爾多斯湖盆逐漸開始萎縮，自下部長63亞段—上部長61亞段，深湖-半深湖范圍逐漸向南退卻，三角洲沉積作用逐漸增強(qiáng)，砂體厚度及橫向分布規(guī)模逐漸增大。研究區(qū)為雙物源控制區(qū)，西部區(qū)塊距西部物源近，長6期表現(xiàn)為進(jìn)積型沉積，下部長63亞段和長62亞段主要處于三角洲前緣沉積環(huán)境，發(fā)育河口壩和水下分流河道砂體，砂體規(guī)模小，單砂體厚度3～8 m，多期疊置厚度10～20 m，泥質(zhì)夾層較發(fā)育，砂體類型主要為Ⅱ類，橫向連通性差。至長61亞段，湖岸線向南推進(jìn)，沉積環(huán)境為三角洲平原及三角洲前緣，水下分流河道砂體尤為發(fā)育，縱向上表現(xiàn)為多期砂體疊置，單砂體厚度5～10 m，砂體類型以Ⅰ類為主，橫向分布穩(wěn)定，延伸較遠(yuǎn)(圖10a)；東部區(qū)塊隸屬于陜北復(fù)合三角洲，處于三角洲前緣亞相的中前段沉積環(huán)境，水下分流河道大面積發(fā)育，從長63亞段—長61亞段，隨著湖盆的不斷縮小，三角洲不斷進(jìn)積，縱向砂體疊置較好，厚度較大，砂體類型主要為Ⅰ類和Ⅱ類，橫向規(guī)模大，連片性好，Ⅰ類砂大面積發(fā)育(圖10b)；中部區(qū)塊為雙物源沉積交匯區(qū)，河口壩和遠(yuǎn)砂壩砂體較發(fā)育，砂體總厚度雖較大，但縱向單砂體厚度薄、層數(shù)多，隔夾層發(fā)育，橫向連續(xù)性差，砂體比較孤立，多為Ⅱ類及Ⅲ類砂(圖10c)?？碧匠晒C實(shí)，姬塬地區(qū)長6段油藏展布受優(yōu)勢(shì)砂體控制明顯，砂體結(jié)構(gòu)和油藏具有良好配置關(guān)系。Ⅰ類、Ⅱ類砂體厚度大，橫向砂體規(guī)模大，連通性好，利于石油的富集成藏，Ⅲ類砂體規(guī)模較小，連片性差，不利于石油富集成藏。

圖8 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段油井分布與長7段烴源巖疊合圖Fig.8 Source rock isopach of Chang 7 Member with production test results of wells in Chang 6 Member overlaid,Jiyuan area,Ordos Basin

圖9 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段砂體結(jié)構(gòu)Fig.9 Sand body structures of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin(Ⅰ類:多期砂疊置厚層型；Ⅱ類:厚砂、薄砂與泥巖互層型；Ⅲ類:薄砂與泥巖互層型。)

3.3 相對(duì)高滲區(qū)控制了油藏高產(chǎn)富集區(qū)的分布

姬塬地區(qū)長6段儲(chǔ)層總體表現(xiàn)為低孔、低滲特征。由于不同沉積環(huán)境形成的砂體結(jié)構(gòu)不同，具有差異的孔隙結(jié)構(gòu)及物性特征，在低滲背景下局部發(fā)育相對(duì)高滲區(qū)?？碧綄?shí)踐證實(shí)，儲(chǔ)層物性對(duì)砂體的含油性具有一定的控制作用，石油高產(chǎn)富集區(qū)主要發(fā)育在相對(duì)高滲區(qū)帶。

鏡下熒光薄片和物性分析，物性差的砂巖含油性差，熒光強(qiáng)度弱(圖11e，f)。反之，物性相對(duì)較好的儲(chǔ)集體含油性好，鏡下觀察熒光顯示好，呈較強(qiáng)的黃綠色分布在孔隙中(圖11g)。

以試油井段較多的長61亞段為例，長61亞段儲(chǔ)集體物性與試油產(chǎn)量具有較好的正相關(guān)性，物性好的儲(chǔ)層含油飽和度較高，高產(chǎn)井段的物性較低產(chǎn)井段的物性好，產(chǎn)油井的物性好于產(chǎn)水井(表1)。

為了更詳細(xì)的說明儲(chǔ)層物性與含油性的關(guān)系，本研究以西部區(qū)塊H116井區(qū)及H55井為實(shí)例進(jìn)行說明。H116井區(qū)中H116和H196井試油井段為同一層砂，砂厚及砂體結(jié)構(gòu)差異不大，試油結(jié)果卻存在明顯的差異。試油產(chǎn)量低的井段物性相對(duì)較差(H196井，孔隙度為 13.1% ，滲透率為0.78×10-3μm2)，而產(chǎn)量高的井段物性相對(duì)較好(H116井孔隙度為14.8% ，滲透率為0.82 ×10-3μm2)(圖12)。

H55井位于姬塬地區(qū)西部，其長61亞段2 333.0～2 343.0 m井段和長62亞段2 364.2～2 371.5 m井段砂體結(jié)構(gòu)及規(guī)模差別不大，都為Ⅰ類砂，測(cè)井解釋均為油層，但長61亞段試油產(chǎn)量為26.44 t/d，長62亞段試油產(chǎn)量為16.15 t/d，差異較大。對(duì)這兩個(gè)井段的物性統(tǒng)計(jì)分析，長61亞段試油段物性(平均孔隙度11.1%，滲透率0.62×10-3μm2)較長62亞段試油段(平均孔隙度10.2%，滲透率0.42×10-3μm2)好。長61亞段和長62亞段內(nèi)含油性好的砂巖物性好于不含油砂巖。依據(jù)目前勘探成果(圖13)分析，儲(chǔ)層物性好的區(qū)域?yàn)橛欣刹貐^(qū)帶，物性在一定程度上控制油藏展布。需要說明一點(diǎn)，研究區(qū)中部區(qū)塊物性雖較好，但受烴源條件及砂體條件影響，其含油性較東部、西部區(qū)塊差。

圖10 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段砂體剖面Fig.10 Sand body profiles of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basina.Y50井—G219井長6段砂體剖面；b.Y295井—D27井長6段砂體剖面；c.A128井—G71井長6段砂體剖面；d.剖面位置(Ⅰ類：多期砂疊置厚層型；Ⅱ類：厚砂、薄砂與泥巖互層型；Ⅲ類：薄砂與泥巖互層型。)

表1 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長61亞段各類油井與物性、含油飽和度對(duì)比Table 1 Comparison of various oil wells in terms of oil saturation and physical property in Chang 61 submember in Jiyuan Area,Ordos Basin

圖11 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長61亞段儲(chǔ)集體含油性與熒光特征Fig.11 Oil-bearing property and fluorescence of Chang 61 submember，reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basina.G271井，孔隙度13.2%，滲透率0.16×10-3 μm2，含油性：油斑，埋深2 271.48 m，巖心；b.H246井，孔隙度12.3%，滲透率0.47×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，不均勻狀含油，埋深2 085.30 m，巖心；c.C136井，孔隙度13.7%，滲透率0.64×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，斑塊狀含油，埋深2 505.07 m，巖心；d.視域a，中等強(qiáng)度黃綠色熒光薄片，熒光；e.視域b，中等強(qiáng)度黃綠色熒光薄片，熒光；f.視域c，較強(qiáng)的黃色熒光薄片，熒光

圖13 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長61亞段孔隙度(a)、滲透率(b)與試油柱疊合圖Fig.13 Porosity (a) and permeability (b) maps with production test results overlaid of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

4 結(jié)論

1) 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段巖石類型以細(xì)粒長石砂巖和巖屑長石砂巖為主。儲(chǔ)層填隙物含量高，孔喉結(jié)構(gòu)好，孔隙類型以原生粒間孔及次生溶孔為主。儲(chǔ)層物性總體較低，在平面和垂向上表現(xiàn)出較大的差異性：垂向上，長61亞段喉道半徑較大，儲(chǔ)層物性最好；平面上東部、西部和中部整體物性差別不大，但同一亞段儲(chǔ)層物性在平面上的差異性較大。

2) 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段原油來自下伏長7段烴源巖，但東部和西部原油甾烷質(zhì)譜圖分布特征存在細(xì)微差異，原油母質(zhì)組成不同。具有C27甾烷優(yōu)勢(shì)的西部原油的油源主要以低等水生藻類為主，而具有C29甾烷優(yōu)勢(shì)的東部原油的油源中高等植物的貢獻(xiàn)較多，說明原油在平面上未發(fā)生大規(guī)模的運(yùn)移。西部烴源厚度和TOC值明顯優(yōu)于中部和東部。

3) 鄂爾多斯盆地長6期為鄂爾多斯湖盆萎縮期，從長63亞段—長61亞段沉積期，深湖-半深湖范圍逐漸向南退卻，三角洲沉積作用逐漸增強(qiáng)，砂體厚度及橫向分布規(guī)模逐漸增大，儲(chǔ)層物性逐漸變好，其含油性也隨之變好。研究區(qū)東部和西部單砂層厚度大，砂體類型好，泥質(zhì)夾層少，縱向及橫向連通性好，是有利成藏區(qū)塊；中部砂體總厚度較大，但單砂層厚度小且多，砂體類型較差，泥質(zhì)夾層較多，儲(chǔ)層非均質(zhì)性差，不利于油氣聚集成藏。