曹 跃，刘延哲，段昕婷，付明义，张 庆

0 引言

鄂尔多斯盆地是国家实现“西气东输”战略的重要研究领域。与国外大型克拉通盆地不同，鄂尔多斯盆地是一个稳定沉降、坳陷迁移的多旋回沉积盆地。盆地在上三叠系延长组持续拗陷并逐渐沉降，发育了河流 －湖泊相陆源碎屑岩岩系［1－2］。以往主要研究对象为延长组上部组合，延长组下部组合研究认识程度较低，存在一系列问题急需要解决，如物源多变、岩性变化复杂、储层致密、油气聚集关键要素认识不清等，甚至认为下部组合资源潜力不大［3－4］。因此，深化研究延长组下部组合沉积储层及成藏关键要素等显得十分必要，寻找油气资源的后备接替层系迫在眉睫。

近年来，随着延长组下组合勘探开发实物工作量的投入，部分地区在沉积、储层、成藏要素等方面取得了初步研究成果，延长组下组合具有储层规模小、类型多、物性差，背斜圈闭少、经历多旋回构造改造等特点，油气藏复杂多样，勘探开发难度大。邓秀芹等认为鄂尔多斯盆地延长组受来自5个物源的影响，发育冲积扇、河流、三角洲、湖泊等沉积相［4］;王变阳、齐亚林、宋平等认为盆地西部为多物源沉积，岩石类型多为岩屑长石砂岩，物性条件差，控制因素主要受沉积微相和成岩作用的影响［5－7］;段昕婷、王香增等认为盆地中西部延长组下部长7，长9烃源岩为主要贡献者［8－9］;蒲仁海、高胜利等认为古构造及其演化具有十分重要的研究价值，可以指示烃类聚集［10－11］。以上成果认识为延长组下部组合深入研究积累了初步理论认识基础，然而针对延长组下部致密储层沉积及油气聚集关键要素等复杂多变等特点，目前取得的这些成果认识还很肤浅，仍需要持续深化研究，提供更加丰富的理论指导。

定边地区区域构造位于陕北斜坡西部边缘，紧邻天环坳陷。长期以来重点研究延长组长6以上地层，长7以下研究工作几乎一片空白。文中利用15口地质资源井、10余口普通薄片、铸体薄片和岩心分析等资料，应用致密储层地质学理论为指导，从沉积微相、砂体分布、储层岩石学、构造和烃源岩特征等方面开展了定边地区延长组下部长7～长9地质特征研究，并结合大量测试资料提升总结了延长组下部储层的沉积地质意义，为指导延长组下部长7～长9有利目标区优选提供了依据及方向。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地油气资源十分丰富，现今盆地可划分为伊盟隆起、西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起等6个一级构造单元，上三叠系延长组沉积了一套以河湖相沉积为主的陆源碎屑岩系［1－2］，发育长1～长10共10个油层组，本次研究主要目的层为长7，长8，长9等3个油层组。首先在地层划分与对比的基础上，整理了87口地质资料井数据，编制了定边地区长7底面、长8底面构造图2张(图1(a)、图1(b))，现今构造形态为一简单的西倾单斜，各层具有良好的继承性，研究区中北部发育4排鼻状挠区构造带，分别位于A62－A53－A51－A52井一带、A37－A36－A25－A29井一带、A48－A20－A26－A58－A57井一带、A16－A42井一带，这些鼻隆构造带有利于形成多种生储盖组合的油气聚集，是十分重要的研究领域，值得关注与重视［10－11］。

研究区发育长7张家滩油页岩、长91李家畔油页岩2套重要烃源岩。长7张家滩油页岩为延长组第一套分布广、厚度大、有机质丰度高、烃类转化效率高的烃源岩［12－15］，纵向上发育上、中、下3 套油页岩(底部一套最为稳定且厚度较大)，厚度20～50 m，整体上呈由西南向东北逐渐变薄的趋势(图2)。长91李家畔油页岩为为延长组第二套局部分布、质量较好的烃源岩［13，16］，主要发育长9上部，厚度2～15 m，也呈由西南向东北逐渐变薄的趋势。

图1 定边区块长7底面构造Fig．1 Structural map of the bottom of Chang7 in Dingbian Block

2 沉积储层特征

2.1 沉积微相展布特征及地质意义

依据大量岩心观察描述，借鉴前人沉积相研究中相标志识别标准［17－18］，建立了定边地区岩性、层理构造、测井曲线特征等相标志特征，应用30～50口测井资料对定边地区延长组长7，长8，长9进行沉积微相进行划分，识别出水下分流河道、分流间湾、湖湘等微相。依据岩心、测井相标志，结合砂地比平面分布及区域沉积相展布特征，编制了定边地区长11，长81，长7沉积微相平面图(图3(a)～图3(c))。

图2 定边区块长7烃源岩平面等厚图Fig．2 Source rocks contour map of Chang7 in Dingbian Block

从长91，长81，长7沉积相平面图上可以看出，该区物源主要为继承性发育的来自北西及北东方向的物源，与区域物源方向一致，北西方向与北东方向物源交汇于研究区的中南部，研究区南部主要为东北物源的贡献。从长91至长81沉积时期，随着湖盆面积的增大，三角洲发育规模有逐渐缩小的趋势，至长7沉积时期，三角洲发育规模比长8沉积时期又有一定程度的削弱。

从沉积相分布研究的地质意义分析，大量文献证实，三角洲前缘水下分流河道微相是控制油气富集的重要相带［4］。然而通过对定边地区长7～长9测试资料分析，长7、长81，长9新发现的17个油气藏，除过7个(占41%)分布在水下分流河道微相外，还有10个(占59%)分布于研究区中南部北西向与北东向三角洲前缘水下分流河道微相交汇区域，说明三角洲前缘水下分流河道微相有利于油气聚集外，更重要的是不同方向三角洲前缘水下分流河道微相交汇区域更有利于油气聚集。分析其原因，与多物源、多相带(水下分流河道微相、水下分流间湾微相、湖相等)不均衡叠置连片分布有关，易于形成各种类型砂岩透镜体岩性圈闭、成岩岩性圈闭及致密砂岩岩性圈闭等，值得地质研究工作者给予足够重视与关注。

图3 定边区块长91，长81，长7沉积相平面分布Fig．3 Sedimentary facies of Chang91，Chang8 1 and Chang7 in Dingbian Block

2.2 砂岩分布特征及地质意义

按照砂质含量＞80%的录取标准，在综合测井图上对定边地区66口地质资料井读取了砂岩数据，并整理了砂岩厚度数据，结合物源方向、区域沉积相展布特征，编制了定边地区延长组长91，长81，长7砂体等厚图 3张(图 4(a)，图 4(b)，图 4(c))。

伴随着鄂尔多斯盆地区域的沉积环境的演化，湖盆的形成、发展和萎缩的过程，从砂体的发育规模和沉积微相的演化过程来看:长9期湖盆快速下沉，湖区迅速扩大。该区长91期发育来自近南北方向和北东方向的三角洲前缘水下分流河道砂体，汇源区在研究区中南部，其中研究区西部以近南北方向物源为主，研究区东部主要为北东方向物源的贡献，砂体分布范围大，连续性较好，砂体厚度主要在13～28 m之间，向南西方向呈条带或朵状延伸(图4(a))。

长8期盆地下降速率减缓，湖盆面积继续增大，深湖区比长9期面积增大。该区长8期发育来自北西方向和北东方向的三角洲前缘水下分流河道砂体，汇源区在研究区中南部，其中以北西方向物源为主，研究区南部主要为北东方向物源的贡献，砂体分布范围较大，连续性较好，长81砂体厚度主要在5～15 m之间，向南西方向呈条带或朵状延伸(图4(b))。

长7期湖泊范围扩大，盆地西部及南部湖水进一步加深，湖水规模达到最大，湖盆中心位于志丹－吴起－定边以南。该区长7期发育来自北西方向和北东方向的三角洲前缘水下分流河道砂体，汇源区在研究区中南部，其中以北西方向物源为主，研究区南部主要为北东方向物源的贡献，砂体分布范围较大，连续性较好，长7砂岩厚度主要在15～40 m之间，向南西方向呈条带或朵状延伸(图4(c))。

从砂岩储层分布研究的地质意义分析，传统观点认为，水下分流河道砂岩储层孔渗条件好，有利于油气富集高产［19－22］。然而通过对定边地区长7～长9砂体分布与测试资料分析，发现水下分流河道高孔渗砂体控制油气藏富集高产外，更重要发现是2大物源混合交汇区域岩性复杂多变，发育高孔渗砂岩、致密砂岩、砂质泥岩、泥岩等复杂岩性，由于不同时期砂岩、泥岩周期变迁演化，导致纵向上砂岩与泥岩频繁互层、平面上高孔渗砂岩、致密砂岩、优质泥岩不均衡叠加连片分布，生储盖配置关系好，储层非均质性强，十分有利于形成各种类型岩性油气藏。

图4 定边区块长91，长81，长7砂体厚度平面分布Fig．4 Sand body of Chang91，Chang81 and Chang7 in Dingbian Block

2.3 储层岩石学特征及储集性能

依据6口井岩石薄片鉴定资料分析，延长组长7～长9岩石颗粒矿物组成为石英含量50．6% ～69．1%，均值 55．9%;长石含量 20．2% ～41．2%，均值为33．4%;岩屑含量7．5% ～15．0%，均值为10．7%，表明研究区长7～长9储层岩性以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主(图5)。颗粒粒径分布范围为0．05 ～0．5 mm，主体分布在 0．1 ～0．5 mm范围内，主要为细砂岩。颗粒分选中等～好，磨圆较差，多为次棱角状。砂岩结构类型多呈颗粒支撑，胶结类型以薄膜－孔隙式为主，少量为基底式及孔隙式。

研究区长7～长9储层填隙物成分组成中，水云母、高岭石、绿泥石等粘土矿物占填隙物总含量约50．4%;方解石、白云石、铁方解石等碳酸盐矿物占填隙物总含量约33．7%;硅质矿物占填隙物总含量约10．6%．填隙物结构类型以胶结物－杂基混合填隙为主，含量为4% ～40%，均值21%．

图5 定边区块长7～长9储层孔隙类型特征Fig．5 Characteristics of reservoir pore types of Chang7～Chang9 in Dingbian Block

依据6口井铸体薄片资料分析，长7～长9砂岩储集空间主要是孔隙，主要孔隙类型有粒间孔(图5(a))、粒内溶孔(图5(b))和填隙物组分内溶孔(图5(c))，其中粒间孔是主要的储集空间，约占总孔隙的56%，粒内溶孔约占总孔隙的40．7%，填隙物组分内溶孔约占总孔隙的3．3%．储层面孔率1% ～12%，均值为8．7%，平均孔径为 0．02 ～0．12 mm，均值为0．07 mm．

通过研究区11口井长7～长9储层岩心样品测试数据统计，长7～长9砂岩储层隙度分布范围为0．8% ～21．2%，平均值为 8．4%;渗透率分布范围0．034 ～58．11 mD，均值为2．99 mD，属于特低孔 －特低渗储层(图6)。孔隙度与渗透率关系研究表明，研究区长7～长9砂岩有超过80%岩心样品点具有随孔隙度增大渗透率也相应增大，储层为孔隙性类型。

图6 定边区块长7～长9储层孔隙度、渗透率频率Fig．6 Frequency distribution of reservoir porosity and permeability of Chang7～Chang9 in Dingbian Block

综合以上分析，定边地区延长组长7～长9成分成熟度(岩屑质长石砂岩)和结构成熟度(分选中等～好，磨圆较差、粘土矿物含量较高)较低，为近源高能沉积环境下的产物。储集性能影响因素之一与粘土矿物含量(50．4%)及碳酸盐矿物含量(33．7%)关系值密切，值得进一步深入研究。孔系类型主要为粒间孔(占56%)和粒内溶孔(占40．7%)，孔径为中小孔道(均值 0．07 mm)，物性条件差(孔隙度均值 8．4%，渗透率均值 2．99 mD)，为特低孔－特低渗储层。随着孔隙度增大渗透率也相应增大，表现为孔隙性类型的特点(呈颗粒支撑)。以上成果认识与前人大多数观点相一致［23－26］。

3 结论

1)现今构造面貌为相对简单的西倾单斜，研究区中北部发育4排鼻状挠曲构造带，应该引起足够重视;长7烃源岩是延长组下部油藏的主要贡献者，建议围绕长7及长8上部寻找具有一定规模的岩性圈闭目标;

2)发育北西向、东北向2大物源控制的三角洲前缘水下分流河道微相，在研究区中南部2大物源控制的水下分流河道混源交汇区域，砂岩与泥岩纵向上频繁互层，平面上不均衡叠加连片，生储盖配置关系好，易于形成各种类型岩性油气藏;

3)岩石类型以长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主，填隙物中黏土矿物和碳酸盐矿物占30%以上，储层岩性主要为细砂岩，孔隙类型中粒间孔和粒内溶孔占40%以上，孔隙度均值8．4%;渗透率均值2．99 mD，为典型近源高能沉积环境控制下，整体上具有特低孔－特低渗的孔隙型储集层，局部发育优质储层带，易于形成各种类型的成岩圈闭。

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