鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的油气资源，是我国重要的油气聚集区^[1]。自20世纪70年代以来，经过不断探索新的油气成藏理论，并结合大规模勘探部署，发现了安塞、西峰、姬塬、华庆等一系列高产大油田^[2-3]。随着勘探的不断深入，勘探对象也由岩性油气藏逐渐转为岩性-构造油气藏，且由靠近湖盆沉积中心向周缘探寻新的有利勘探区^{[1, 3-4]}。鄂尔多斯盆地平凉北地区目前被认为是盆地西南缘下一步增储上产的重要目标区域^[4-6]。该区域位于盆地西南缘辫状河三角洲平原沉积区，内部发育一系列低幅度构造，油藏在平面上多呈点状分布^[7-8]，储层砂体厚度大，物性较好，且普遍显示含油^{[4, 9]}，但目前获得的工业油流产量低，多数以产水为主，油藏含油饱和度低，油水关系复杂。

在不同的沉积背景下，油藏含油饱和度低的原因各有不同。鄂尔多斯盆地郝家坪地区长2段油藏的分布受控于低幅度鼻状构造和侧向泛滥平原遮挡条件，其含油饱和度低是由于充注动力不足^[10]；准噶尔地区中部油藏早期油气充注程度较高，后因受构造调整，油气逸散后未获得足够的补充，加之纵向上非均质隔层的存在大大降低了油柱高度，从而导致了低含油饱和度特征^[11]；塔中地区石炭系低含油饱和度油藏形成于不同孔渗特征储层的差异充注和成藏后的差异泄漏^[12]；红台地区西山窑组油藏的分布受构造控制，构造高部位含油气，低部位含水，但无明显统一的油气水界面，含油饱和度低主要是受储层致密性的影响^[13]；南堡凹陷则主要由于储层岩性细、水润湿性矿物含量高及物性差导致了油藏高产水^[14]。平凉北地区勘探程度有限，相关地质认识较少，对于长8段油层的研究主要集中在油源的精细对比及部分井区近源成藏的主控因素方面，对油藏整体低含油饱和度的成因机理尚未进行相关研究。本次以成藏动力学原理为基础，结合鄂尔多斯盆地平凉北地区的油气来源和沉积构造背景，探讨油藏含油饱和度低的原因，以期为下一步油气探勘提供一定地质依据。

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，可划分为6个构造单元^[15-16]，在空间上呈现“上油下气、南油北气”的分布格局。平凉北地区位于鄂尔多斯盆地西侧，天环坳陷南段，南部为渭北隆起，西部紧邻西缘冲断带，为盆地西缘多期构造应力承接释放区^{[6, 17]}，整体构造平缓，仅局部发育低幅度鼻状隆起（图 1a）。

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）及上三叠统岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic location(a) and stratigraphic column of Upper Triassic(b) in northern Pingliang area, Ordos Basin

平凉北地区三叠系延长组属于鄂尔多斯盆地西南缘辫状河三角洲沉积体系。其中长7段是晚三叠世湖盆发育鼎盛时期所形成的一套以泥页岩为主的烃源岩层系，但由于处于湖盆边缘，与生烃中心的烃源岩分布及特征存在差异^{[5, 16]}；长8段沉积时期构造稳定，盆地持续下沉，湖盆规模扩大，沉积分布主要受到古地貌和物源等条件控制，形成了自南西向北东方向延伸的辫状河三角洲平原分流河道砂体，砂体宽5~10 km，厚10~20 m，平面上连续性好，被认为是油气聚集的重要区带（图 1b）^{[4, 18]}。

根据鄂尔多斯盆地平凉北地区长8段原油物性数据统计，该段原油密度为0.854~0.904 g/cm³，50 ℃时运动黏度为6.76~21.15 MPa·s，原油凝固点为11.0~29.0 ℃，初馏点为117.0 ℃，原油密度在平面上自东北向西南逐渐变大。原油族组成数据显示，饱和烃和芳烃体积分数为72.6%~92.6%，非烃和沥青质体积分数为8.4%~27.4%。该区原油整体为中密度、中黏度轻质油，流动性较差。

根据研究区试油井段含油、含水饱和度参数的统计，发现该区长8段储层含油饱和度普遍低于20.0%，平均含油饱和度仅为13.9%，含水饱和度普遍高于50.0%，平均值达57.3%（图 2），属于典型的低含油饱和度油藏，且单井产量低，相邻井油、水产能差异大。从空间分布来看，原油集中在长8段顶部，纵向上具有上油下水、边底水较活跃的特征，油藏在平面上零星分布。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层单井含油、含水饱和度 Fig. 2 Oil and water saturation of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin

鄂尔多斯盆地平凉北地区长7段有效烃源岩分布范围有限，主要位于研究区南部，厚度多小于13 m（图 3a）^{[5, 16]}。平凉北地区原油可分为2类：M53井区原油为盆地生烃中心长7段泥页岩所贡献，且不存在原地长7段烃源岩的贡献；Y80井区的原油为平凉北地区原地长7段烃源岩所贡献，个别井区存在原地与异地原油的混源现象^[5]。依据油源对比结果发现，平凉北地区M53井区长8段油藏距离油源较远，可能会制约油气供给量，从而导致油藏含油饱和度低。平凉北地区长8段广泛发育北东—南西向的三角洲平原分支河道（图 3b），是连通烃源岩与圈闭的主要油气运移通道。在该方向上距离M53井区最近的盆内烃源岩发育区位于研究区东北部的镇原地区。研究发现M53井区原油与镇原地区长8段原油特征相同，由此认为该区域原油为镇原地区长7段烃源岩所贡献^[19]。镇原地区长8段储层含油饱和度可达30%，平凉北地区长8段储层含油饱和度仅10% 左右，所以镇原地区长7段烃源岩以满足原地充注为主，平凉北地区的异地充注成藏含烃量较小，油气充注不充分。在整个运移路径内的试油结果显示存在大量油水同层和含油水层，原油特征均与M53井区原油相同，说明在运移路径中部分烃类被保留，也导致M53井区被充注的烃类总量较少。Y80井区油藏虽主要为原地油气充注，但由于平凉地区烃源岩普遍处于低成熟阶段（R_o为0.52%~0.69%），且有效烃源岩厚度较小，生排烃强度较弱，源储压差小，导致向下充注动力不足，且油气生成量极为有限，这可能是该区域油藏含油饱和度低的主要原因。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地平凉北地区及邻区上三叠统长7段烃源岩总有机碳分布[5]（a）和长8段储层沉积相特征（b） Fig. 3 Distribution of total organic carbon in source rocks of Chang 7 member(a) and sedimentary facies of Chang 8 member(b) of Upper Triassic in northern Pingliang area and its surrounding areas, Ordos Basin

在宏观尺度上，受区域构造控制，自平凉北地区M53井区至镇原地区烃源岩发育区侧向距离长达50 km，而现今的构造高差仅200 m左右。学者们经过构造恢复发现，现今的构造形态与成藏期构造形态具有一定程度的继承性，且现今的油气分布是成藏期之后该地区经历不均匀抬升而发生调整和改造后的结果^[20]。这意味着在油气主成藏期之后地层倾角一直较小，对应的流体势差也较小，从而导致油气侧向运移动力不足，在相对低势区表现为分散的低含油饱和度油藏。同时，由于侧向运移路径较长，储层物性存在一定程度的非均质性，导致原油在运移路径中也存在分散分布的现象，且原油被分散后自身的驱替能力大大减弱，导致含水饱和度高，油水分异。由此认为，M53井区油藏整体油水分布复杂。

在微观尺度上，M53井区油藏含油饱和度低与油气聚集区的低幅度构造密切相关。赵彦德等^[21]的研究认为，鄂尔多斯盆地西缘构造雏形形成于印支期的南北向构造挤压作用，在燕山期，天环坳陷南段进一步受到北东东—南西西向挤压而形成一系列低幅度鼻状构造（图 4）。平凉北地区在早白垩世末期为主成藏期，成藏时期晚于低幅度构造形成时期^[4]。构造形态对油气成藏存具有一定控制作用，根据油气成藏动力学理论，油气在地层孔隙中的运移是动力（含水储层中受到的净浮力）克服阻力（毛细管阻力）的过程^[22]。在静水条件下，单位面积油柱在含水储层中受到的净浮力为

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层顶部低幅度构造发育情况 Fig. 4 Development of low amplitude structures at the top of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin

式中：F为油柱单位面积所受到的净浮力，N/m；Z为连续油柱的视垂直高度，m；ρ_w为水的密度，g/cm³；ρ_o为油的密度，g/cm³；g为重力加速度，m/s²。

油气在储层中受到的毛细管阻力为^[22]

式中：P_c为毛细管阻力，MPa；σ为油水界面张力，N/m；θ为润湿角，（°）；r为孔喉半径，m。

由式（1）和式（2）可看出，油气在储层中的充注能力与油水密度差、油柱高度以及孔喉半径有关，当净浮力大于毛细管阻力时才能进行油气充注，因此油气充注能力是油藏含油饱和度的重要影响因素。M53井区长8段油藏地层原油密度为0.854~ 0.904 g / cm³，为轻质油，地层水密度为0.997~ 1.058 g/cm³，油水密度差对该地区油气充注未产生显著影响。M53井区整体构造幅度低，主要为鼻状构造，在构造与岩性的双重控制下，油柱高度为5~ 20 m。为求原油最大净浮力，取油柱高度为20 m，原油密度为0.854 g/cm³，地层水密度为1.058 g/cm³，计算得到原油最大净浮力为0.040 MPa。

包裹体测试结果显示，长8段储层均一温度为90 ℃，界面张力与地层温度的关系为

式中：σ为界面张力，N/m；T为地层温度，℃。

计算得到平凉北地区长8段储层的油水界面张力为0.010 4 N/m，润湿角为30°。压汞法测毛细管力实验中σ（Hg）= 0.048 N/m，θ_Hg= 140°。地层条件下测得的毛细管阻力P_c与压汞法获得的毛细管阻力P_c（Hg）的关系为

将M53井区长8段储层样品在油藏条件下的毛细管阻力与油气运移的最大净浮力进行对比，发现最大净浮力仅大于部分样品的毛细管阻力，而在实际情况下大部分油藏的油气运移净浮力均小于最大净浮力，因此仅部分储层能被充注。利用各储层样品在油藏条件下的最小毛细管阻力，结合油水密度差可计算每个样品中原油运移所需要的最小油柱高度（表 1），即当F = P_c时，求取Z_min。对比发现，对于未能充注的储层而言，原油发生运移所需的最小油柱高度明显大于能充注的储层，因此M53井区因构造幅度低所造成的油柱高度较小是影响其油气充注能力的重要因素。同时，所有被测样品的饱和度中值压力均大于最大净浮力，表明即使部分储层可以被充注，其含油饱和度也小于50%。为验证计算结果的可靠性，用试油结果来反映其充注情况，发现能进行油气充注的层段试油结果以油水同层和含油水层为主，而不能充注的层段主要为水层。由此认为，低幅度构造导致的油气充注能力弱是M53井区长8段油藏含油饱和度低的原因之一。

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地平凉北地区M53井区上三叠统长8段储层部分样品的毛细管压力 Table 1 Capillary pressure of some samples of Upper Triassic Chang 8 reservoir of M53 well area in northern Pingliang area, Ordos Basin 井名 深度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 排驱压力/MPa Pc/MPa Zmin/m Pc（Hg）/MPa Pc50/MPa 油气充注结果 试油结果 M49 2 332.4 15.8 6.59 0.012 0.003 1.5 5.495 1.346 充注 油水同层 M53 2 499.2 17.2 12.50 0.012 0.003 1.5 2.253 0.552 充注 油水同层 Y67 2 363.8 17.8 2.06 0.018 0.004 2.0 0.340 0.083 充注 油水同层 Y231 2 363.6 18.2 5.16 0.141 0.035 17.5 3.928 0.962 充注 含油水层 Y82 2 356.7 10.7 2.96 0.150 0.037 18.5 1.211 0.297 充注 含油水层 M57 2 385.6 21.5 63.09 0.158 0.039 19.5 49.850 12.208 充注 含油水层 Y52-1 2 255.4 15.1 1.55 0.275 0.067 33.5 3.448 0.845 未充注 水层 M203 2 422.5 17.4 0.61 1.139 0.279 139.5 11.970 2.931 未充注 水层 注：Pc50为油藏条件下饱和度中值时的压力。

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地平凉北地区M53井区上三叠统长8段储层部分样品的毛细管压力 Table 1 Capillary pressure of some samples of Upper Triassic Chang 8 reservoir of M53 well area in northern Pingliang area, Ordos Basin

目前，针对储层物性非均质性与油气运聚相关性的研究较少。在大部分油气勘探中仍以传统的油气运聚模式为依据，勘探目标多指向构造高部位圈闭，这些圈闭往往油气聚集程度和含油饱和度均较高，油、气、水分异显著。然而，随着勘探的深入，发现在非构造高部位也有油气聚集，且其中包含复杂的油、气、水关系，部分学者认为可能是受储层物性非均质性的影响^[23-24]。平凉北地区长8段储层单砂体厚度可达10~20 m，总体物性较好，但在勘探过程中发现纯油层极少，多为油水同层、含油水层或水层，这是现阶段勘探的主要难点和产量突破要解决的重要问题。

通过对研究区储层含油性与物性特征的相关性进行探讨，发现储层含油性与孔渗特征具有较强的相关性，其中含油层（包括油层、差油层、油水同层、含油水层）的孔渗条件较好，水层的孔渗分布较宽，但整体比含油层的物性条件稍差，干层的物性条件最差（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层含油性与物性的关系 Fig. 5 Relationship between oil-bearing property and physical properties of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin

从空间分布特征来看，研究区长8段储层相邻井区同一套砂体的含油性差异与其物性特征的变化具有一定规律（图 6）。以M53井区为例，相比于邻近的M51井和M56井而言，M53井处于地势相对较低的区域，但其含油性明显优于另外2口井。在M53井长8₁³小层中，油层的渗透率（K_油层）为7.03 mD，而M5 1井的同层位砂层渗透率为0.01 mD，可见该地区油气的平面分布主要受到渗透率的影响，所以不能仅仅依据构造特征选取探勘目标。从流体分布和物性特征来看，长8段储层具有K_油层> K_油水同层 > K_含油水层 > K_水层 > K_干层的特征。这意味着储层物性非均质性对油藏的油水分布具有较大影响，在物性条件较好的前提下，储层非均质程度越高，对应油藏的含油饱和度越低。研究区长8段储层为辫状河水下分流河道沉积，虽然砂体总厚度大，但在河道迁移摆动过程中，岩性和物性均会发生变化，导致砂体在垂向上物性变化快，不同物性特征的层段叠置，非均质性相对较强。从M53井含油层段可看出，在一个近20 m厚的单砂体内，由于垂向上的物性非均质性强，导致了含油性的显著变化，从而大大降低了油藏的含油饱和度（图 6）。同时，平凉北地区油气供应量均较小，充注动力不足，这导致对于大套厚层砂体而言，仅在连通且渗透率相对较大的层段赋存油气，而渗透率相对较小的砂岩层段则以含水为主。另外，垂向上储层渗透率非均质性强也是平凉北地区油水分异差的重要原因。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层流体分布 Fig. 6 Fluid distribution of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin

储层孔隙处于一个极为复杂的三维空间，其孔喉分布与结构特征是影响储层储集性能与渗流能力的重要因素。当微细孔喉较为发育时，束缚水占比较大，储层对油的渗流能力相对较差，油藏含水饱和度偏高^[25]。

目前多利用高压压汞法和核磁共振测井来反映储层孔隙结构特征^[26-27]，其中核磁共振测井的T₂截止值法和T₂谱系数法多被用于束缚水饱和度的测定^[28-30]。本次选用核磁共振T₂截止值法与高压压汞法结合来反映束缚水（即微细孔喉）的占比。T₂截止值法假设束缚水占据储层小孔隙部分，而可动流体占据大孔隙部分，从而获得一个T₂截止值，使得孔隙半径小于该值的区域代表束缚水占据的孔隙半径分布，大于该值则代表可动流体占据的孔隙半径分布。刘蝶^[28]的研究表明，平凉北地区长8段储层非均质性强，不同样品所对应的T₂截止值差别较大，不适合对所有储层样品使用统一的T₂截止值。不同含油性储层的物性特征具有显著的区间差异，因此要了解油藏含油饱和度低的原因，只需对试油结果为油水同层和含油水层样品的T₂截止值进行统计，获得其均值即可^[30]。研究区T₂截止值为4.20 ms，利用该方法对全区部分样品的流体性质进行分类（表 2），结果表明：束缚水饱和度多大于35%，部分超过50%，且束缚水占地层水的比例多超过80%，说明油藏中含水多为束缚水。

表 2(Table 2)

表 2 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层束缚水饱和度 Table 2 Bound water saturation of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin 井名 油层深度/m 孔隙度/% 渗透率/mD 含油饱和度/% 含水饱和度/% 束缚水饱和度/% 束缚水占比/% M56 2 363.6~2 368.6 15.3 0.350 17.9 52.9 50.8 96.0 M57 2 381.4 ~2 386.4 17.4 2.700 9.8 57.6 57.0 98.9 Y231 2 388.3~2 391.4 14.4 0.301 17.6 53.6 49.9 93.2 Y48 2 358.7~2 366.3 16.2 2.740 11.4 58.5 46.9 80.2 Y98 2 352.0~2 361.6 16.0 1.472 12.0 56.3 50.1 88.9 M53 2 439.1~2 444.6 16.0 7.030 11.0 45.2 20.1 44.5 M49 2 330.3~2 334.0 16.5 1.270 18.1 43.2 35.0 81.1

下载CSV 表 2 鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层束缚水饱和度 Table 2 Bound water saturation of Upper Triassic Chang 8 reservoir in northern Pingliang area, Ordos Basin

通过高压压汞法分析单一样品的孔隙半径与其对渗透率的累计贡献的关系，发现部分样品虽然孔渗数据显示其物性较好，但90%以上的渗透率贡献均来自相对较大的孔喉，该类孔喉占比小于10%，绝大部分孔喉对油气没有渗流作用（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地平凉北地区Y48井上三叠统长8段储层部分样品孔隙半径与其对渗透率的累计贡献 Fig. 7 Cumulative contribution of pore radius to permeability of samples of Upper Triassic Chang 8 reservoir of well Y48 in northern Pingliang area, Ordos Basin

通过对鄂尔多斯盆地平凉北地区低含油饱和度油藏成因的分析，认为供烃量不足是导致全区油藏含油饱和度低的根本原因，但鄂尔多斯盆地平凉北地区内部的油水分布主要受控于构造因素。结合现今的构造特征和实际试油结果来看，后期构造调整可能对油藏的分布影响较大，大部分油藏分布于构造高部位；其次是受到储层物性和孔隙结构的控制，使部分油藏处于构造相对较低部位且物性条件较好的储层中。这一认识对于深入探索研究区的油气分布及勘探潜力具有重要指导意义。

综合区域内的油源供给、河道发育情况以及现今构造特征来看，在现阶段，鄂尔多斯盆地平凉北地区M53井区比Y80井区更适合作为增储上产的目标。在M53井区内，上新庄西南部处于区域内的相对构造高部位，地层倾角更大，且更靠近物源输入方向，储层物性条件较好。由此认为，M53井区上新庄地区西南部构造高部位且物性较好的储层可能是区域内更具有经济价值的勘探目标。

（1）鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段油藏零星分布于储层顶部，纵向上边底水活跃，普遍具有含油饱和度低、油水分异差的特征。原油特征表现为中密度、中黏度，流动性较差。

（2）烃供量不足是研究区长8段油藏含油饱和度低的根本原因。其中，M53井区为异地充注，距盆内长73烃源岩生烃中心较远，导致充注的油气量不足；Y80井区虽为原地油气充注，但烃源岩成熟度低，源储压差小，也导致向下的排烃量和充注动力不足。M53井区油藏含油饱和度还受构造因素控制，区域内地层倾角较小，且存在一系列低幅度鼻状构造，导致了油气垂向和侧向运移动力不足；Y80井区构造平缓，对其含油性未造成显著影响。

（3）平凉北地区长8段储层物性非均质性强，油气集中分布在物性较好的储层中，且在垂向上油水分异差。储层孔隙结构中束缚水占比较大，油气可驱替地层水的空间较小，这也是造成全区油藏含油饱和度低的原因。

（4）基于对低含油饱和度油藏的成因分析，M53井区上新庄地区西南部构造高部位及物性较好的储层具有更大的勘探潜力。