时保宏，秦馨雨，张才利，刘 文，刘 刚，史婵媛，张雷，勇子树

(1．西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安 710065; 2．陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西 西安 710065;3．中国石油 长庆油田分公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 4.中国石油 长庆油田分公司 勘探事业部，陕西 西安 710018)

鄂尔多斯盆地延长组6段(长6段)具有优质的烃源岩条件和广泛发育的厚层储集体，是盆地中生界石油勘探的主力目的层之一[1]。姬塬地区三叠系长6期沉积相类型以三角洲前缘沉积为主，砂体发育，目前已发现大规模油藏[2]。但是，随着勘探的深入，发现姬塬地区长6段油藏油-水分布关系复杂，油藏富集程度差异明显。主要表现在：①纵向上长6段上部长61亚段油藏相对富集，而临近烃源岩的中、下部长62亚段和长63亚段油藏富集程度较低；②姬塬西部和东部区块油藏较为富集，而中部油藏富集程度较低，以产水井为主。针对姬塬地区长6段油藏富集控制因素，前人做了较多研究，且取得了丰硕成果。但前期研究多侧重于沉积体系、储层和地层水等单一基础地质研究[3-6]，未对长6段油藏差异富集主控因素开展综合和系统的对比分析。鉴此，本文在大量钻井岩心观察和测井资料整理基础上，结合常规地质分析、包裹体和原油生标化合物等地球化学测试资料，对姬塬地区长 6段油藏地质特征进行对比分析，深入剖析了油藏差异富集影响关键因素，以期为该区下一步油气勘探提供地质理论依据。

1 区域地质概况

受印支运动影响，晚三叠世鄂尔多斯盆地在沉积上实现了由海相和海-陆过渡相向陆相的根本性转变，使盆地自晚三叠世以来发育了一套完整和典型的陆相碎屑岩沉积体系[7]。三叠系延长组沉积是在拗陷持续发展和稳定沉降过程中堆积的以河流-湖泊相为特征的陆源碎屑岩系，根据沉积岩性旋回特征，自下而上分为长10段—长1段 共10个油层组[8]。长7段油层组沉积期，鄂尔多斯湖盆进入鼎盛时期，深湖-半深湖范围最大，沉积了中生界最好的一套生油岩[9]，为上覆长6段油藏的形成提供了良好的物质基础。长6段油层组沉积期，湖盆开始收缩，沉积作用渐趋增强，三角洲建设作用活跃，为长6段油藏的形成提供了有利场所[10-12]。

姬塬地区位于鄂尔多斯盆地中西部，横跨伊陕斜坡和天环坳陷两大构造单元(图 1)，是盆地主要的油气富集区之一[13-15]。该区长6段厚度约为120～130 m，储集体岩性以细砂岩为主。依据沉积及旋回特征，自下而上分为长63亚段、长62亚段和长61亚段共3个亚段。根据区内300余口井长6段试油资料统计结果，长6段油藏在纵向及平面上的分布差异性较大：纵向上，3个亚段均见工业油流井，其中上部长61亚段含油性最好，工业油流井最多；平面上，研究区中部储集体含油性较西、东部差，只发现零星的出油井点，多为出水井。为了突出研究对象的差异性，依据平面上长6段出油井和出水井的分布趋势，本文将研究区自西向东划分为西部、中部和东部3个区块进行对比分析研究(图1)。

2 油藏基本地质特征

2.1 油源特征

鄂尔多斯盆地中生界主力烃源岩主要为长7段和长9段的油页岩及暗色泥岩，张文正和杨华等[16-19]已对其特征的差异性做了较多分析，本文不在赘述。通过对姬塬地区长6段14块含油砂岩的质谱和色谱测试资料分析发现，其均具有与长7段烃源岩相近的甾萜生标特征，说明长6段原油来自下伏长7段烃源岩，无长9段源岩供烃。但甾烷质谱图分布特征存在细微的变化。差异性主要体现在规则甾烷C27，C28和C29含量分布特征上。东部样品规则甾烷含量特征表现为C29>C27>C28，呈反“L”型分布特征，与东部长7段烃源岩特征一致；西部样品规则甾烷含量特征与原地下伏长7段烃源岩特征一致，表现为C27>C29>C28，呈“L”型分布特征(图2)。由于C27甾烷主要来源于低等水生藻类，C29甾烷主要来自高等植物，因此，分析认为具有C27甾烷优势的西部原油藻类生源的贡献较大，而具有C29甾烷优势的东部原油的油源中高等植物的贡献较多。这种差异说明姬塬地区长6段原油虽来自下伏的长7段烃源岩，但原油母质组成并非完全一致，原油在平面上未发生大规模的侧向运移，以垂向运移为主。

图1 鄂尔多斯盆地姬塬地区位置Fig.1 Tectonic location of Jiyuan area,Ordos Basin

罗丽荣[20]等就鄂尔多斯盆地长7段烃源岩的生物标志化合物特征做过对比分析研究，认为不同类型烃源岩其生物标志化合物特征存在一定的差别：油页岩的17α(H)重排藿烷、Ts相对丰度较低，而长7段黑色泥岩17α(H)重排藿烷、Ts相对丰度则较高。本研究姬塬地区东部和西部长6段砂岩、长7段泥岩质量色谱图特征也显示出这种差异性。东部样品的17α(H)重排藿烷、Ts相对丰度较西部低，说明研究区西部、东部烃源岩类型具有差异，东部烃源岩主要为黑色泥岩，西部烃源岩为油页岩，进一步佐证了研究区东、西部原油母质间存在着差异。

植烷系列是烃源岩沉积环境的一个表征值，常用其来判识沉积环境。通常，姥植比(Pr/Ph)小于1指示缺氧环境，值越小，还原程度越强，古环境水体越深；姥植比(Pr/Ph)大于1反映为富氧环境，值越大，氧化程度越高，水体越浅[21-25]。本研究选取东部和西部区块的18口井长6段原油做饱和烃色谱测试分析，测试数据显示姬塬地区东部和西部区块长6段原油Pr/Ph存在差异。西部区块Pr/Ph值偏小，分布范围在0.758～1.150，均值为0.980，具有植烷优势；东部区块Pr/Ph值偏大，分布范围在1.170～1.390，均值为1.310，具姥鲛烷优势。这种差异说明东、西部区块长7烃源岩沉积环境存在差别，西部处于弱还原，东部处于弱氧化环境，再次说明了姬塬地区东部和西部长6段油藏母质不同，原油在平面上未发生大规模运移。

分析认为，造成这些差异性的主要原因与长7段烃源岩所处沉积环境有关。长7期，鄂尔多斯盆地进入鼎盛期，水体深度及沉积范围达到最大，发育湖泊-三角洲沉积[26-27]。研究区受东北和西北两大物源影响[5,28]，西部距西北物源区近，为沉积中心，水体深，氧气供给较为困难，发育半深湖-深湖、还原-缺氧环境下沉积的厚层油页岩。有机质类型以Ⅰ型-Ⅱ1型为主[20]；东部受东北物源控制，距物源区较远，处于半深湖-浅湖沉积环境，水体较浅，为亚氧化环境，沉积了一套厚度较厚的黑色泥岩，油页岩较少发育[20]，有机质类型与油页岩相似，以Ⅰ型-Ⅱ1型为主。

2.2 储层特征

姬塬地区长6段储层的岩石类型以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。填隙物主要为高岭石、绿泥石和铁方解石，总量平均为14.7%。孔隙类型以原生粒间孔及次生溶孔为主，储层孔喉结构整体较好，排驱压力平均1.37 MPa，中值半径0.16 μm。储层物性总体较低，孔隙度平均9.8%，渗透率平均0.39×10-3μm2，平面和垂向上差异性较大：垂向上，从长63亚段—长61亚段，喉道半径逐渐变大，储层物性逐渐变好(长63亚段储层平均孔隙度8.6%，渗透率0.28×10-3μm2，长62亚段储层平均孔隙度10.3%，渗透率0.54×10-3μm2，长61亚段储层平均孔隙度11.2%，渗透率0.71×10-3μm2)；同一层位物性在平面上也表现出一定的差异性，长61亚段储层物性差异最为明显。长61亚段西部区块储层物性较好，平均孔隙度10.9%，渗透率0.52×10-3μm2。中部和东部物性最好(中部平均孔隙度11.4%，渗透率0.92×10-3μm2，东部平均孔隙度11.6%，渗透率0.78×10-3μm2)；长62亚段和长63亚段储层物性在平面上的表现与长61亚段相反，西部物性好于东部和中部，而中部和东部相差不大(图3)。

图2 鄂尔多斯盆地姬塬地区长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 油藏充注时间

偏光-荧光镜下观察，研究区17口井22块砂岩样品中油气包裹体主要沿切穿石英或长石颗粒的晚期微裂隙或沿石英加大边内侧成线(带)状分布，包裹体中液烃呈褐色、深褐色及淡黄色(图4a—d)，显示浅黄绿色和浅绿色荧光(图4e，f)。

由于与烃类共生的盐水包裹体均一温度的稳定性较高，常用其分布特征作为判断油藏流体运移及充注的证据之一[29-31]。本研究22块样品共测得均一温度点297个。测试结果表明，长6段包裹体均一温度分布范围较宽，存在一个明显的峰值区间(100～115 ℃)，分布连续，古地温在105～110 ℃油气大量充注(图5)。本研究利用Petromod软件对姬塬地区长6段热埋藏史图进行了模拟恢复。恢复所需的地层剥蚀量、古地温梯度和剥蚀发生时间等数据引自文献[32-34]。将包裹体均一温度值段投影到长6段埋藏-热演化史图(图6)，从图中可看出，姬塬地区长6油藏的成藏时间约在早白垩世中、晚期。受分析样品限制，本研究未对研究区不同区块的主要充注时间进行分类统计分析。

图3 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段储层孔隙度(a)和渗透率(b)统计Fig.3 Statistics of porosity (a) and permeability (b) of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地姬塬地区长61亚段储层流体包裹体特征Fig.4 Micrographs showing fluid inclusions of Chang 61 submember reservoir in Jiyuan area,Ordos Basina.沿微裂隙成带分布的油和水包裹体，F7井，埋深2 210.7 m，包裹体薄片，单偏光； b.长石加大边内侧中的褐色油包裹体， F7井，埋深2 210.7 m，包裹体薄片，单偏光；c.石英颗粒内见发黄色荧光的单一液相的油包裹体，A104井，埋深1 968.0 m，包裹体薄片，荧光； d.沿石英颗粒边部分布的水和烃类包裹体，Y63井，埋深2 024.1 m，包裹体薄片，单偏光；e.石英颗粒边部显示蓝绿色荧光包裹体，视域同d，包裹体薄片，荧光；f.沿切穿石英颗粒的微裂隙呈线状分布亮黄色液态烃类包裹体，C269井，埋深2 321.1 m，包裹体薄片，荧光

2.4 油藏特征及分布

通过对研究区现有长6段油藏精细解剖，姬塬地区长6段油藏总体表现为油藏规模小和油-水关系复杂的特征。油藏在垂向和平面分布差异性较大。

1) 垂向分布特征

长 61亚段、长62亚段和长63亚段均有不同程度的油气富集，从下部长63亚段到上部长61亚段，油藏规模逐渐增大。现有500多井段试油数据显示，长61亚段出油井段占到62%，其油气富集程度在3个亚段中最高。

2) 平面分布特征

长6段油藏主要集中分布在西部和东部，呈带状分布，单井产量相对较高。西部油藏砂体发育(5～10 m)，物性好，孔隙类型以次生溶蚀孔为主。油藏多为砂岩透镜体，横向上泥岩相变遮挡，试油多出纯油(图7)；东部油藏砂体发育，叠加厚度大，储层物性较好，孔隙度为8.0%～14.0%，平均孔隙度为11.4%，渗透率为(0.10～0.90)×10-3μm2，平均渗透率为0.78×10-3μm2，多为上倾方向泥岩相变遮挡或储层致密遮挡形成岩性油藏，试油多为油水同出(图7)；中部区块为双物源交汇区，砂体总厚度较大，但纵向隔层多，连通性差，孔隙类型以粒间孔为主。油藏规模小，横向变化快，试油多为出水井(图7)。

图5 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段储层均一温度分布Fig.5 Histogram showing homogeneous temperatures of Chang 6 Member,Jiyuan area,Ordos Basin

3 油藏差异富集影响关键因素

3.1 优质烃源岩横向展布控制了油藏的平面分布

晚三叠世延长期，鄂尔多斯盆地受区域印支运动影响，湖盆快速扩张，形成了盆地中生界较大范围的深湖-半深湖相的优质暗色长7段泥岩，为盆地中生界油藏提供了丰富的烃源条件。姬塬地区位于湖盆深水区，烃源岩厚度大，有机质丰度高，平均有机碳含量(TOC)达5.79%，平均镜质体反射率(Ro)值为0.93%，有机质类型好，为Ⅰ—Ⅱ1型，氯仿沥青“A”含量为(0.04～1.17)×10-6，平均0.52×10-6。研究区烃源岩虽整体较好，但在区域分布上存在明显的差异性。西部烃源岩品质明显优于东部和中部。西部烃源岩厚度大，普遍大于40 m，TOC平均达10.80%；中部和东部烃源岩厚度薄，TOC较低(东部为2.80%，中部为3.80%)。结合目前勘探成果(图8)分析，优质烃源岩横向展布在一定程度上控制了研究区长6段油藏的平面展布。

图6 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段储层埋藏热演化史及油气充注期次Fig.6 Burial-thermal evolution and hydrocarbon charging periods of the Chang 6 reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basin

图7 鄂尔多斯盆地姬塬地区长61亚段油藏剖面Fig.7 Reservoir profile of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

3.2 优势砂体控制了油藏的展布

通过精细砂体解剖，研究区长6段砂体受沉积类型控制，砂体结构呈多样组合发育特征，砂体垂向结构主要发育3种类型，其电性特征和砂体组合特征(图9)。

长6期鄂尔多斯湖盆逐渐开始萎缩，自下部长63亚段—上部长61亚段，深湖-半深湖范围逐渐向南退却，三角洲沉积作用逐渐增强，砂体厚度及横向分布规模逐渐增大。研究区为双物源控制区，西部区块距西部物源近，长6期表现为进积型沉积，下部长63亚段和长62亚段主要处于三角洲前缘沉积环境，发育河口坝和水下分流河道砂体，砂体规模小，单砂体厚度3～8 m，多期叠置厚度10～20 m，泥质夹层较发育，砂体类型主要为Ⅱ类，横向连通性差。至长61亚段，湖岸线向南推进，沉积环境为三角洲平原及三角洲前缘，水下分流河道砂体尤为发育，纵向上表现为多期砂体叠置，单砂体厚度5～10 m，砂体类型以Ⅰ类为主，横向分布稳定，延伸较远(图10a)；东部区块隶属于陕北复合三角洲，处于三角洲前缘亚相的中前段沉积环境，水下分流河道大面积发育，从长63亚段—长61亚段，随着湖盆的不断缩小，三角洲不断进积，纵向砂体叠置较好，厚度较大，砂体类型主要为Ⅰ类和Ⅱ类，横向规模大，连片性好，Ⅰ类砂大面积发育(图10b)；中部区块为双物源沉积交汇区，河口坝和远砂坝砂体较发育，砂体总厚度虽较大，但纵向单砂体厚度薄、层数多，隔夹层发育，横向连续性差，砂体比较孤立，多为Ⅱ类及Ⅲ类砂(图10c)。勘探成果证实，姬塬地区长6段油藏展布受优势砂体控制明显，砂体结构和油藏具有良好配置关系。Ⅰ类、Ⅱ类砂体厚度大，横向砂体规模大，连通性好，利于石油的富集成藏，Ⅲ类砂体规模较小，连片性差，不利于石油富集成藏。

图8 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段油井分布与长7段烃源岩叠合图Fig.8 Source rock isopach of Chang 7 Member with production test results of wells in Chang 6 Member overlaid,Jiyuan area,Ordos Basin

图9 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段砂体结构Fig.9 Sand body structures of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basin(Ⅰ类:多期砂叠置厚层型；Ⅱ类:厚砂、薄砂与泥岩互层型；Ⅲ类:薄砂与泥岩互层型。)

3.3 相对高渗区控制了油藏高产富集区的分布

姬塬地区长6段储层总体表现为低孔、低渗特征。由于不同沉积环境形成的砂体结构不同，具有差异的孔隙结构及物性特征，在低渗背景下局部发育相对高渗区。勘探实践证实，储层物性对砂体的含油性具有一定的控制作用，石油高产富集区主要发育在相对高渗区带。

镜下荧光薄片和物性分析，物性差的砂岩含油性差，荧光强度弱(图11e，f)。反之，物性相对较好的储集体含油性好，镜下观察荧光显示好，呈较强的黄绿色分布在孔隙中(图11g)。

以试油井段较多的长61亚段为例，长61亚段储集体物性与试油产量具有较好的正相关性，物性好的储层含油饱和度较高，高产井段的物性较低产井段的物性好，产油井的物性好于产水井(表1)。

为了更详细的说明储层物性与含油性的关系，本研究以西部区块H116井区及H55井为实例进行说明。H116井区中H116和H196井试油井段为同一层砂，砂厚及砂体结构差异不大，试油结果却存在明显的差异。试油产量低的井段物性相对较差(H196井，孔隙度为 13.1% ，渗透率为0.78×10-3μm2)，而产量高的井段物性相对较好(H116井孔隙度为14.8% ，渗透率为0.82 ×10-3μm2)(图12)。

H55井位于姬塬地区西部，其长61亚段2 333.0～2 343.0 m井段和长62亚段2 364.2～2 371.5 m井段砂体结构及规模差别不大，都为Ⅰ类砂，测井解释均为油层，但长61亚段试油产量为26.44 t/d，长62亚段试油产量为16.15 t/d，差异较大。对这两个井段的物性统计分析，长61亚段试油段物性(平均孔隙度11.1%，渗透率0.62×10-3μm2)较长62亚段试油段(平均孔隙度10.2%，渗透率0.42×10-3μm2)好。长61亚段和长62亚段内含油性好的砂岩物性好于不含油砂岩。依据目前勘探成果(图13)分析，储层物性好的区域为有利成藏区带，物性在一定程度上控制油藏展布。需要说明一点，研究区中部区块物性虽较好，但受烃源条件及砂体条件影响，其含油性较东部、西部区块差。

图10 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段砂体剖面Fig.10 Sand body profiles of Chang 6 Member in Jiyuan area,Ordos Basina.Y50井—G219井长6段砂体剖面；b.Y295井—D27井长6段砂体剖面；c.A128井—G71井长6段砂体剖面；d.剖面位置(Ⅰ类：多期砂叠置厚层型；Ⅱ类：厚砂、薄砂与泥岩互层型；Ⅲ类：薄砂与泥岩互层型。)

表1 鄂尔多斯盆地姬塬地区长61亚段各类油井与物性、含油饱和度对比Table 1 Comparison of various oil wells in terms of oil saturation and physical property in Chang 61 submember in Jiyuan Area,Ordos Basin

图11 鄂尔多斯盆地姬塬地区长61亚段储集体含油性与荧光特征Fig.11 Oil-bearing property and fluorescence of Chang 61 submember，reservoirs in Jiyuan area,Ordos Basina.G271井，孔隙度13.2%，渗透率0.16×10-3 μm2，含油性：油斑，埋深2 271.48 m，岩心；b.H246井，孔隙度12.3%，渗透率0.47×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，不均匀状含油，埋深2 085.30 m，岩心；c.C136井，孔隙度13.7%，渗透率0.64×10-3 μm2，含油性：灰褐色原油侵染，斑块状含油，埋深2 505.07 m，岩心；d.视域a，中等强度黄绿色荧光薄片，荧光；e.视域b，中等强度黄绿色荧光薄片，荧光；f.视域c，较强的黄色荧光薄片，荧光

图13 鄂尔多斯盆地姬塬地区长61亚段孔隙度(a)、渗透率(b)与试油柱叠合图Fig.13 Porosity (a) and permeability (b) maps with production test results overlaid of Chang 61 submember in Jiyuan area,Ordos Basin

4 结论

1) 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段岩石类型以细粒长石砂岩和岩屑长石砂岩为主。储层填隙物含量高，孔喉结构好，孔隙类型以原生粒间孔及次生溶孔为主。储层物性总体较低，在平面和垂向上表现出较大的差异性：垂向上，长61亚段喉道半径较大，储层物性最好；平面上东部、西部和中部整体物性差别不大，但同一亚段储层物性在平面上的差异性较大。

2) 鄂尔多斯盆地姬塬地区长6段原油来自下伏长7段烃源岩，但东部和西部原油甾烷质谱图分布特征存在细微差异，原油母质组成不同。具有C27甾烷优势的西部原油的油源主要以低等水生藻类为主，而具有C29甾烷优势的东部原油的油源中高等植物的贡献较多，说明原油在平面上未发生大规模的运移。西部烃源厚度和TOC值明显优于中部和东部。

3) 鄂尔多斯盆地长6期为鄂尔多斯湖盆萎缩期，从长63亚段—长61亚段沉积期，深湖-半深湖范围逐渐向南退却，三角洲沉积作用逐渐增强，砂体厚度及横向分布规模逐渐增大，储层物性逐渐变好，其含油性也随之变好。研究区东部和西部单砂层厚度大，砂体类型好，泥质夹层少，纵向及横向连通性好，是有利成藏区块；中部砂体总厚度较大，但单砂层厚度小且多，砂体类型较差，泥质夹层较多，储层非均质性差，不利于油气聚集成藏。