鄂尔多斯盆地油气资源丰富，随着勘探开发的不断深入，油气勘探对象逐渐从大型岩性油气藏转向岩性-构造等复杂油气藏^[1-2]，在盆地周缘寻找有利油气勘探目标是夯实油田上产、稳产的重要资源保障。平凉北地区是近年来鄂尔多斯盆地西缘增储上产的重要区域，属油气勘探新区^[3-5]，该区三叠系延长组长8油层组为主力储层，目前在其北部已发现了H45含油有利区，南部发现红河油田^[6]，但整体勘探程度较低。平凉北地区长8砂岩储层厚度大，含油显示普遍，但仅有少量工业油流井，绝大多数井低产或产水，油水关系复杂，油藏控制因素多样。针对以上问题，众多学者在构造特征、烃源岩评价及储层特征等方面开展了一系列研究，如柴童^[7]、Jia等^[8]认为受天环坳陷演化影响，古今构造的差异使该区油气经历多次运移，最后在稳定的构造高部位聚集成藏；赵彦德等^[9]、Zhang等^[10]综合应用有机地球化学和有机岩石学的测试手段和研究方法，对盆地西南部三叠系延长组长7暗色泥岩进行定量评价，分析了生烃潜力；马立元等^[11]对长8砂体沉积特征和储层特征进行研究，探讨了储层成岩演化与石油成藏之间的关系，明确了油气充注与成藏时间。然而，目前对该区的研究仅局限在构造、沉积储层和油源对比方面，针对油藏特征和成藏控制因素尚未开展系统研究，严重制约了平凉北地区乃至盆地内西南地区的油气勘探部署进度。

利用地质、地震、测录井、流体地球化学、多尺度微观储层分析等技术，从构造特征、烃源岩条件、储集层特征、保存条件等方面入手，分析鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏特征及其主控因素，构建成藏模式，以期为揭示该区复杂油藏分布规律和下步勘探方向提供理论依据。

鄂尔多斯盆地是我国的第二大沉积盆地，总面积37万km²，可划分为6个构造单元，分别为伊盟隆起、西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起，延长组自下而上可分为长10-长1等10个油层组(图 1)，其中伊陕斜坡、天环坳陷是油气聚集的主要构造单元^[12]。平凉北地区处于鄂尔多斯盆地西南部，构造上位于西缘冲断带南段和天环坳陷西斜坡过渡带，西邻西缘冲断带，东接伊陕斜坡，构造演化复杂。受盆地周缘隆升、南部边缘地区地层抬升剥蚀影响，延长组地层保存不全。长8油层组为浅水辫状河三角洲沉积环境^[13-15]，为西南和西部物源控制的三角洲平原亚相。该区煤线、植物根系等沉积建造发育，常见煤线、炭化植物碎片等，反映水上沉积环境。砂岩粒度相对较细，常见交错层理、块状层理。分流河道砂体发育，河道砂体宽5~10 km，厚10~20 m，砂体厚度大，平面上连片性好，延伸远。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地平凉北地区构造位置(a)及地层柱状图(b) Fig. 1 Structural location(a)and stratigraphic column(b)of northern Pingliang area, Ordos Basin

近年来，鄂尔多斯盆地多口井钻井揭示，平凉北地区延长组开口层位自东向西由长4+5至长6油层组，地层出露变化大，长8油层组地层分布稳定，厚度一般为80~90 m，油藏埋深为2 260~2 750 m。通过地层对比发现，平凉北地区长7油层组以下地层保存较全，受西缘冲断带及古河下切冲蚀双重影响，延长组中上部地层剥蚀严重^[11]。

通过鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏原油性质数据统计，该区原油密度为0.87 g/cm³，黏度为16.9 mPa·s，凝固点为21.7 ℃，初馏点为117 ℃，原油密度在平面上由东北向西南变大，北部和西部密度较小。研究区西南部彭阳地区原油密度和黏度均较大，该区域M20井原油密度为0.88 g/cm³，黏度为29.6 mPa·s。和盆地内其他油藏相比，研究区整体上原油密度和黏度均较大，凝固点较低，初馏点较高，整体流动性较差^[9]，其高黏度可能与强烈构造活动或石油聚集成藏时遭受生物降解有关^[16-17]。

根据平凉北地区长8油藏23个原油样品的地球化学特征分析，其姥鲛烷/植烷[w(Pr)/w(Ph)]较低，平均为1.43，说明有机质生烃为弱还原环境^[9]。由C₂₉ 20 S/C₂₉ 20(S+R)与ββ-C₂₉ ββ(/ αα+ββ)的分布值来看，其原油成熟度较好，是低熟-成熟油^[18](图 2)。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 平凉北地区长8油藏原油和烃源岩地球化学特征 Fig. 2 Geochemical characteristics of crude oil and source rocks of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

地层水是反映油气运聚与保存条件的重要因素。苏林^[19]在对比和分析了现代大陆水和海水化学成分特性的基础上，根据水中主要阴离子、阳离子彼此间化学亲和力的强弱顺序，将地层水划分为CaCl₂，MgCl₂，NaHCO₃和Na₂SO₄等4种类型^[20]。地表水或浅层地下水的矿化度均比较低，主要为Na₂SO₄型地层水，反映裸露或严重破坏的地质构造；深层地层水的矿化度比较高，主要为CaCl₂型地层水，反映与地表隔绝良好的封闭构造；浅层-深层一般为MgCl₂型地层水^[21]。根据平凉北地区地层水的数据(表 1)可以得出，长8油层组地层水的pH值为5.50~6.50，平均值为6.23；密度为0.997~1.058 g/cm³，平均为1.019 g/cm³；氯离子的质量浓度为12 892~50 251 mg/L，平均值为24 249 mg/L；总矿化度为21.45~88.20 g/L，平均值为42.12 g/L；水型主要为CaCl₂，反映出长8油藏具有较好的保存条件。

表 1(Table 1)

表 1 平凉北地区长8油层组地层水化学成分 Table 1 Hydrochemical composition of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area 井名 层位 pH值 密度/(g·m-3) ρ(离子)/(mg·L-1) 总矿化度/(g·L-1) 水型 K++Na+ Ca2- Mg2+ Cl- SO42- HCO3- M17 长81 6.30 1.001 11 127 1 797 1 320 21 941 2 947 107 39.24 CaCl2 M54 长81 6.50 1.020 9 120 279 564 14 906 1 560 238 26.67 MgCl2 M53 长82 6.50 1.010 14 499 4 291 242 29 700 1 196 107 50.04 CaCl2 M61 长81 6.50 1.058 6 919 1 497 363 13 386 1 196 178 23.54 CaCl2 M20 长81 6.50 1.020 15 843 2 876 231 26 174 2 762 183 47.99 CaCl2 H45 长81 6.50 0.998 10 063 265 96 15 811 254 448 26.94 CaCl2 H46 长81 5.50 0.997 11 146 5 996 214 27 588 845 340 46.13 CaCl2 H48 长81 6.00 1.036 5 986 2 166 64 12 892 254 133 21.45 CaCl2 Y82 长81 6.00 1.021 31 933 1 287 601 50 251 3 796 333 88.20 CaCl2 Y98 长81 6.00 1.032 13 481 5 544 240 29 843 1 898 71 51.08 CaCl2

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平凉北地区长8油藏埋深约为2 400 m，油层电阻率为6.6~30.2 Ω·m，平均为14.2 Ω·m，声波时差为221.7~263.0 μs/m，平均为246.5 μs/m。一般来说，油层显示和电阻率值具有较好的正相关关系，电阻率越高，岩心相对含油性越好，测试时越容易产油。该区也发育一些低阻油藏，电阻率不超过10 Ω·m，油层厚度较大，且平面分布较稳定。通常认为构造圈闭幅度低、高束缚水饱和度与高地层水矿化度是造成油层电阻率低的主要因素^[22]。地层水矿化度越高，离子浓度越大，地层水导电能力越强，电阻率越低。此外该区地层构造圈闭幅度低，油气充注程度不高，也导致低阻油藏形成。对油藏特征进行分析可知，平凉北地区长8油藏分为岩性油藏、构造-岩性油藏、岩性-构造油藏3种类型(图 3)。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 平凉北地区长8油藏类型 Fig. 3 Types of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

岩性油藏主要发育于环县-孟坝以东地区，构造平缓且倾角不大，油藏分布主要受岩性和物性控制。该类油藏常发育多期河道砂体，厚度较大，单砂体厚度10~15 m，延伸距离超过4 km，不同砂体物性有所差异，局部存在高渗砂体，平面上形成尖灭油藏，规模较大[图 3(a)]。

构造-岩性油藏主要位于殷家城-合道地区，构造整体变化不大，发育鼻状构造，对油藏具有一定的控制作用。沉积微相为三角洲前缘水下分流河道，河道变窄，砂体较薄(10~15 m)，多为透镜状。油藏主要发育在较小的分流河道上，受泥岩或致密层遮挡，形成圈闭，单井产量较高[图 3(b)]。

岩性-构造油藏主要位于小岘-上新庄地区，构造变化大，断层、低幅度隆起等构造发育，为石油聚集提供良好的圈闭条件。沉积微相主要为三角洲平原分流河道，砂体规模大且分布稳定，砂体厚度为10~20 m。储集层物性好，单井产量高且规模不大[图 3(c)]。

鄂尔多斯盆地平凉北地区长7油层组发育了一套黑色、深灰色富含有机质的泥页岩，厚度为10~40 m，环县-孟坝地区沉积厚度较大，在虎洞-合道-上新庄地区逐渐变薄(图 4)。通过对长7油层组117块泥页岩样品分析可知，有机碳(TOC)质量分数平均为4.89%，w(S₁+S₂)平均为17.11 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.51%，R_o平均为0.79%。干酪根类型为Ⅰ-Ⅱ₁类腐殖腐泥型，有机显微组分以腐泥无定型为主，生烃组分为藻类体，生烃母质以低等水生生物为主，混入部分高等植物，弱还原-弱氧化环境^[23-24]。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 平凉北地区长7烃源岩等值线图 Fig. 4 Contour map of Chang 7 source rocks in northern Pingliang area

根据油岩对比、碳同位素等地球化学指标分析，认为平凉北地区长8油层组原油主要来自附近长7烃源岩，而非盆地内部长7烃源岩远距离运移^[9]，生烃能力高达50万t/km²。综合分析烃源岩厚度、分布范围、有机质丰度、类型及成熟度等因素，参考胡见义等^[25]提出的烃源岩分类标准，可知研究区长7烃源岩分布范围较广，有机质丰度较高、类型好，成熟度适中，是一套好的烃源岩，为该区油气藏提供一定的油气源供给。

演武地区一带砂岩储层的含油性差或者不含油，测井解释为水层或干层，其主要原因是这些部位上覆的烃源岩不发育，进而导致向下运移的烃类难以聚集成藏^[26]，目前已发现的油藏均位于附近的烃源岩发育区以及邻近地区，如合道、小岘地区。因此，长7烃源岩控制了平凉北地区长8油藏的分布范围。

根据57个岩矿薄片资料可知，平凉北地区主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩、长石砂岩，其碎屑成分以长石和石英为主，体积分数分别为29.1%和29.6%，填隙物以铁方解石、水云母、绿泥石、高岭石为主，体积分数为8.3%。岩石颗粒分选中等，粒径为0.10~0.35 mm，孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，还含有少量晶间孔和微裂缝[图 5(a)-(c)]，平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为3.96 mD，面孔率为2.97%~8.50%。储层成岩作用早期压实作用较弱^[27-28]，以绿泥石膜、高岭石、伊利石、泥铁质胶结为主，溶蚀作用主要为长石、高岭石等的溶解作用[图 5(d)-(f)]。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 平凉北地区长8储层镜下照片 (a)粒间孔、长石溶孔，Y180，2 282.3 m；(b)粒间孔、溶孔，M20井，2 401.0 m；(c)填隙物溶蚀，P293-73井，2 262.5 m；(d)石英加大，粒表衬垫状绿泥石黏土及粒间残余孔隙，Y232井，2 430.0 m；(e)粒间孔、颗粒溶孔，Y218井，2 226.8 m；(f)粒表衬垫状绿泥石黏土及粒间残余孔隙，Y105井，2 145.5 m；(g)不同孔隙团簇，纳米CT扫描，M67井，2 477.7 m；(h)不同孔隙团簇，纳米CT扫描，M35井，2 624.3 m；(i)孔隙三维分布，纳米CT，H46井，2 544.8 m Fig. 5 Microscopic photos of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

通过对包裹体进行分析可知，研究区储层中盐水包裹体分布较多，主要为单相盐水包裹体，在愈合微裂隙中发育较多，次生加大边中的包裹体发育偏少。粒间孔隙内含油显示为黄色荧光，两相油气包裹体较多，原油的成熟度较高^[29]。另外还存在少量的气烃包裹体，气相边界为黄色荧光，在透射光下呈灰黑色。

根据毛管压力参数统计分析，研究区储层排驱压力(P_d)为0.18~2.21 MPa，平均为0.11 MPa；歪度为1.32~2.38，平均为2.14；分选系数为1.35~4.87，平均为2.59；砂岩的中值半径为0.15~0.53 μm，平均为0.26 μm；砂岩退汞效率为20.13%~45.96%，平均为28.75%。为了进一步明确该区储层微观孔隙结构和非均质性，分析了6块砂岩纳米CT。结果表明：纳米尺度下孔隙体积分布呈单峰状，计算孔隙度为6.42%，平均孔隙半径为4.12 μm，占总孔隙体积的62.5%，孔隙数量占总孔隙数量的4.3%，喉道平均长度为20.65 μm，连通体积百分比为12.78%。虽然纳米级孔隙数量较多[图 5(g)-(i)]，但对总孔隙体积的贡献率却很小，主要还是微米级孔隙的贡献^[30-31]。

总体而言，平凉北地区长8储层孔喉结构表现为中-低排驱压力、高-较高进汞量、中-高歪度、偏细孔喉，反映出分选较好、储层非均质性较强的特征。一般油气选择性充注高渗层段，但由于成岩作用的影响，储层在纵向上含油性具有一定差异^[32-33]，整体油水分异不明显。以该区M20井为例，在水云母、铁方解石相对不发育的层段，物性较好，含油饱和度高(图 6)。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 平凉北地区M20井长8储层物性综合解释图 Fig. 6 Comprehensive interpretation of physical properties of Chang 8 reservoir in well M20 in northern Pingliang area

前人研究认为，在印支运动时期近南北向的构造挤压应力的作用下，鄂尔多斯盆地西缘形成雏形，在晚侏罗世即燕山运动主幕，构造形态基本定型。喜山运动期，盆地西缘再次接受挤压，导致早期形成的构造发生变化^{[7, 29]}。在燕山期，平凉北地区在北东东-南西西向强烈的挤压作用下，地层发生褶皱和逆断层，并形成一些低幅度构造圈闭，是该区一次主要的构造活动事件。受天环坳陷区域向斜背景的影响^[34]，该区构造在东西方向具有“中部低、东西高”的特征，在南北方向呈“中部高、南北低”的特征，整体构造形状与“马鞍”相似(图 7)。在区域构造背景上，西侧南北向断裂较发育，受大断裂控制形成了凹隆相间的构造格局，局部发育小面积构造圈闭。该区低幅度鼻隆构造发育，隆起面积为1~5 km²，构造幅度为10~60 m，现今构造形态和成藏期构造形态具有一定程度的继承性^[17]。在北部合道、南部小岘等地区勘探发现较多含油显示，具有一定油藏规模，和低幅度构造圈闭发育范围具有较好的一致性，因而构造对石油成藏具有明显控制作用。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 平凉北地区长8顶部构造(a)和长8砂体分布(b) Fig. 7 Top structure of Chang 8 reservoir(a)and distribution of the Chang 8 sand body(b) in northern Pingliang area

平凉北地区生排烃高峰期主要在晚侏罗世-早白垩世末，此时天环坳陷南段受燕山运动的影响，发育一系列背斜和低幅度构造^[35]。长8油层组构造圈闭形成早于生烃期，岩性-构造或岩性圈闭的形成与生烃期同步，大量生成的烃类受到过剩压力的影响向下运移^{[6, 36]}，选择性地在构造相对高部位聚集成藏。

根据沉积-沉降补偿原理，长7底部在某一沉积地层沉积前的古构造，可以用长7底部到这一沉积地层底部的地层厚度来反映，厚度大，则沉降幅度大；厚度小，则沉降幅度小或受到抬升剥蚀。通过恢复长7油层组底部地层在早白垩世末、现今沉积的构造图，在一定程度上揭示了平凉北地区长8油藏的运聚特征(图 8)。以M57井为例，在晚白垩世，长7烃源岩大量生烃，石油在M57井长8油层组逐渐聚集，形成一定规模油藏，后受到构造调整，石油沿着两侧运移成藏，导致M57井在长8油层组试油出水。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 平凉北地区长8油藏成藏期(a)和现今(b)石油聚集示意图 Fig. 8 Oil accumulation in Chang 8 reservoir forming period(a)and present(b)in northern Pingliang area

晚白垩世以来，平凉北地区持续受到挤压与抬升，形成裂缝或断层，为油气垂向运移提供了有利条件，但也对早期油藏造成了不同程度的破坏。对于长8油藏而言，由于埋藏相对较深，浅层地层水无法通过构造作用形成的断层或裂缝活动直接侵入，油藏附近地层水成岩环境相对封闭，因而水型以CaCl₂型为主，仅在西南局部构造高部位有Na₂SO₄型，表明油气保存条件良好，对成藏有利。

通过对鄂尔多斯盆地平凉北地区油气成藏主控因素的分析得出，烃源岩、构造特征、储层物性共同控制着石油分布的主要范围。烃源岩的生烃强弱直接控制着平面上长8油藏的分布范围，为“近源成藏”，断层、裂缝、低幅度构造是石油运移的关键因素，储层好坏决定油藏发育规模^[37]。

在此基础上，建立了平凉北地区长8油藏成藏模式(图 9)：①在环县-孟坝地区，由于上覆长7烃源岩发育，早白垩世大量生成的石油在过剩压力的驱动下，通过生烃增压微裂缝和叠置砂体发生垂向及侧向短距离运移^[36]，选择渗透性较好的砂岩储层聚集，形成的油藏规模大，连片性好；②在合道-上新庄地区，烃源岩厚度逐渐变薄，生烃能力有限，再加上处于西部和西南两大物源交汇处，沉积相带变化快，砂体对石油的输导能力有限，裂缝、断层是主要的运移通道，低幅度构造圈闭是石油有利的聚集部位，形成构造-岩性油藏，规模较小；③在上新庄-小岘地区，发育有一定规模的烃源岩，长8储层厚度大，物性较好，孔隙度平均为12.0%，渗透率平均为5.61 mD，油气沿断层、裂缝和叠置砂体运移，形成一定规模的岩性-构造油藏。环县-孟坝地区以东，构造幅度逐渐变小，发育规模较大的岩性油藏。值得说明的是，受盆地周缘隆升等构造活动影响，早期形成的油藏遭受破坏，油气经过重新运移调整形成新的油藏，常常造成部分钻井有显示，而试油却出水的复杂地质情况。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 平凉北地区长8油藏成藏模式 Fig. 9 Accumulation model of Chang 8 reservoir in northern Pingliang area

(1)鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏原油具有较高的密度和黏度，整体流动性较差，且成熟度较好。地层水主要为CaCl₂型，矿化度平均为37.45 g/L，对油气保存较为有利。油藏可划分为岩性、构造-岩性和岩性-构造3种类型。

(2)鄂尔多斯盆地平凉北地区长7泥页岩TOC质量分数平均为4.89%，氯仿沥青“A”质量分数平均为0.51%，S₁+S₂平均为17.11 mg/g，有机质丰度高，具有较好的生烃能力。长8油层组储层发育岩屑长石砂岩，孔隙类型以粒间孔、长石溶孔为主，平均孔隙度为12.9%，平均渗透率为7.02 mD，物性是影响含油性变化的重要因素。

(3)鄂尔多斯盆地平凉北地区处于盆地西南部，受区域多期构造运动作用影响，形成了凹隆相间的构造格局，整体构造具有“马鞍”状的形态，发育低幅度鼻隆构造。局部发育小面积构造圈闭，构造幅度为10~60 m，圈闭面积1~5 km²。

(4)鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏属“近源成藏”，上覆长7烃源岩生成的油气通过渗透性较好的砂体、裂缝、断层等运移到长8有利圈闭中，形成规模不一的油藏。烃源岩品质、储层物性好坏、低幅度圈闭大小是控制该区长8油藏分布的主要因素。