鄂尔多斯盆地作为一个多旋回克拉通盆地，以内部相对稳定的地质构造和丰富的油气资源而闻名中外^[1]。尤以中生界上三叠统延长组油气资源量最丰富，自下而上从长10到长1发育多套油层组，几乎各油层组均有较好的油气显示，其中长7、长4+5油层组以发育区域烃源岩为特征、而长8、长6、长3、长2油层组则是盆地重要的油气储集层^[2-3]。鄂尔多斯盆地属于典型的以发育内陆坳陷型河流—湖泊沉积体系为特征的大型含油气叠合盆地^[4-6]。受盆地差异升降的影响，晚三叠世延长期鄂尔多斯盆地经历了湖盆初始形成期（长10—长9期）→湖盆强烈拗陷扩张期（长8—长7期）→湖盆开始收缩期（长6—长4+5期）→湖盆萎缩消亡期（长3—长1期）等阶段^[7-8]。

受区域抬升和剥蚀作用的影响，长2沉积期湖盆持续收缩，除局部残留浅湖外，盆地内三角洲平原及曲河流遍布，为油气的富集提供了良好的储集条件，然而，勘探实践表明：鄂尔多斯盆地长2油藏的分布非常局限，对长2油藏的聚集规律认识仍有一些争议，主要观点有：① 长2油藏受沉积相和局部构造的控制^[9-10]、② 除构造和沉积作用外，区域盖层、古地貌、断裂、水动力等条件的影响也不可忽视^[11-12]。

以陕北志丹县永宁油田任山区块长2油藏为研究目标，采集了长2油层组50块砂岩样品进行实验分析，所有样品的岩石学特征、砂岩分类及面孔率估算等均在铸体薄片（蓝色有机玻璃充注）下进行。对8件样品进行了砂岩全岩及黏土矿物X射线衍射分析，由国土资源部西北矿产资源监督检测中心完成，使用仪器的型号为D/max-2500，试验条件为电压：40 kV，铜靶，电流：20 mA，室温26 ℃。砂岩全岩及黏土矿物的分析检测依据为SY/T 5163-2010，伊利石结晶度的分析检测依据为SY/T 5477-2003。在西北大学大陆动力学国家重点实验室完成了粒度分析、背散射电子扫描试验。对50件样品进行了薄片粒度分析，仪器型号CIAS—2004彩色图像分析系统数字化仪器、BX51偏光显微镜，试验条件为常温常压。7件样品做了背散射扫描分析，仪器型号为JXA-8230，实验电压为15 kV，入射电子束电流10 nA，试验条件为常温常压。结合96口探井及生产井测井曲线、试油及试产资料的综合运用，对长2油层组的沉积微相及储层特征进行综合分析，探讨该区长2油藏的油气富集规律，以期对该区油气勘探开发提供参考。

永宁油田任山区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中部志丹县西南部，面积约20 km²，区内构造相对简单，总体为略向西倾的单斜，局部发育小型鼻状隆起。延长组长6油层组的三角洲前缘分流河道砂体是区内最重要的油气产层。近年来随着勘探和开发程度的深入，该区部分钻井在长2油层组也获得工业油流，显示出较大的潜力（图 1）。钻井揭示研究区除西南部个别井缺失长1油层组外，延长组发育齐全，长2油层组在全区均有发育，且厚度相对稳定，主要为一套陆相砂岩、泥岩互层的岩石组合。通过区域K8与K9标志层对比，取心井岩、电关系对比及岩性组合分析等，将研究区长2油层组自上而下分为长2₁、长2₂和长2₃等3个亚油层组，再根据含油性特征又将长21亚油层组自上而下细分为长2₁¹、长2₁²、长2₁³等3个小层。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 研究区位置及长2油藏剖面 Fig. 1 Location of Renshan area and section of Chang 2 reservoir

不同学者对鄂尔多斯盆地长2沉积期的沉积环境的认识有所不同，有辫状河^[14]、曲流河^{[8, 15]}和三角洲沉积^[16-19]等，但总体认为属陆相河流—湖泊沉积体系。根据任山区块长2的岩性、沉积构造、粒度分布和测井曲线特征，再结合区域地质分析，认为任山区块长2主要发育曲流河沉积体系，包括分流河道砂坝、天然堤、泛滥平原等微相。

河道砂坝微相主要由灰白色厚层细砂岩组成，砂岩中发育平行层理，底部常发育含泥砾的砂质滞留沉积[图 2（a）~（b），图 3]，底面可见冲刷面，向上砂岩依次发育平行层理、板状交错层理、槽状交错层理，向砂岩顶部有变细的趋势，暗色纹层构成波状交错层理，常见小型变形纹层[图 2（e）]，代表水动力条件变化较大。河道砂岩中常夹有煤线，含植物化石碎片[图 2（c）~（d）]。岩心观察表明河道砂坝常为2~3个砂岩所构成的旋回，单个旋回砂岩厚度可达3~8 m，缺少泥质组分。河道砂坝微相砂岩的粒度分布频率图为典型的曲流河河道“二段式”，砂粒主要为悬浮组分（φ＞3）和跳跃组分（2＜φ＜3），缺乏粗粒的牵引搬运组分（0＜φ＜2），表明水动力条件较弱至中等，部分样品悬浮组分体积分数为50%~75%，表明水介质扰动较强（图 4）。该微相的测井曲线特征总体表现为自然伽马、自然电位箱型低值，局部的锯齿状高值可能是由不连续的炭化植物纹层造成的（图 3）。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 任山区块长2河道砂坝微相沉积构造 （a）平行层理，YT266井，1 079.65 m（左）；YT244井，900.08 m（右）；（b）平行层理及滞留沉积，YT266井，1 080. 93 m；（c）砂岩内发育的煤线，YT244井，912.70 m；（d）炭化植物碎片，YT244井，912.40 m；（e)长2含油砂岩内部的沙纹交错层理，暗色纹层缝含油，呈褐色，FT106井，1 477.80 m Fig. 2 Common sedimentary structures of Chang 2 channel sandbars in Renshan area

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 任山区块长2沉积微相类型 Fig. 3 Classification of Chang 2 sedimentary microfacies in Renshan area

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 任山区块长2河道砂坝的粒度分布概率图 Fig. 4 Grading curves of Chang 2 channel sandbars in Renshan area

河道砂坝微相在研究区主要发育在长2₁³小层，此外，也可见于长2₂、长2₃亚油层组的底部（图 4）。

天然堤微相主要发育于河道砂坝的边部，表现为砂、粉砂和泥质沉积物形成的薄互层，岩性变化较频繁。砂岩层薄，厚度通常不超过1 m，向上粒度逐渐变细为粉砂岩或粉砂质泥岩。天然堤微相主要发育在研究区长2₂、长2₃亚油层组的上部（图 3）。

泛滥平原微相往往发育在曲流河河漫滩的低洼、平坦地带，以细粒沉积物为主，泥质等细粒沉积物厚度较大（8~10 m），常常演化为河漫沼泽，发育小型沙纹交错层理或水平层理，富含植物碎片、根迹、淡水介壳碎片等，测井曲线上常表现为自然伽马锯齿状高值（图 3）。泛滥平原微相主要发育在研究区长2₁亚油层组中上部，尤以长2₁²小层最为典型，常常与长2₁³小层河道砂岩一起构成良好的储盖组合。

长2砂岩储层主要为细粒长石砂岩及岩屑长石砂岩（图 5），碎屑颗粒粒径为0.10~0.25 mm，其矿物成分包括石英、碱性长石、斜长石、岩屑等，其中石英类矿物体积分数为45.0%~61.5%；长石类矿物体积分数为23.0%~56.5%，其碱性长石含量明显高于斜长石含量；岩屑体积分数为5%~12%，以千枚岩、酸性火山岩、泥质岩岩屑为主；黑、白云母体积分数为2%~7%。碎屑分选性较好，但磨圆度较差，以次棱角、次圆状为主，颗粒间以点接触为主（图 6）。镜下观察粒间填隙物平均体积分数为11%，主要有自生高岭石（体积分数为2%~9%）和自生绿泥石（体积分数为1%~6%），还可见少量方解石、伊利石、重晶石、硅质等。胶结方式主要为孔隙式胶结（图 6）。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 任山区块长2砂岩分类图 Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩 Fig. 5 Classification of Chang 2 sandstone samples

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 任山区块长2砂岩储层微观特征及典型成岩现象 （a）碎屑颗粒多为棱角、次棱角状（Q.石英，Alkali.碱性长石），发育粒间孔和少量溶蚀孔，部分石英颗粒发育加大边（箭头所指），YT244井，907.5 m，单偏光；（b）颗粒间为点、线状接触，粒间胶结物为自生高岭石（Kao），YT266井，1 079.66 m，单偏光；（c）孔隙壁上发育自生绿泥石薄膜（Chl，箭头所指），粒间充填自生高岭石，YT266井，1 079.66 m，单偏光；（d）碱性长石（Alkali）表面发育粒内溶孔，孔隙壁为薄膜状绿泥石，孔隙内充填自生高岭石，YT266井，1 084.6 m，背散射照片；（e）可见黑云母（Bi）挤压变形挤入孔隙内，孔隙壁为薄膜状绿泥石（箭头所指），YT244井，913.7 m，背散射照片；（f）孔隙内充填物为自生重晶石（Brt），YT244井，906 m，背散射照片 Fig. 6 Photomicrographs and typical diageneses of Chang 2 sandstone reservoir in Renshan area

根据铸体薄片分析，长2油层组中以长2₁³小层储层物性最好，储层面孔率为7%~22%，孔隙类型以残余粒间孔（面孔率为5%~16%）为主，其次为长石和岩屑的溶蚀粒间孔（面孔率为1%~4%）、溶蚀粒内孔（面孔率为0.5%~2%），以及自生黏土矿物的晶间孔（面孔率为0.5%~2%）。长2砂岩储层实测孔隙度为6.3%~19.3%，平均值为11.6%。渗透率的变化很大，介于0.16~98.30 mD，多数分布于0.44~9.56 mD，局部过高的渗透率很可能为裂缝的影响。储层孔隙喉道的分选中等，以中—细喉道类型为主。

通过背散射照片和偏光显微照片观察，发现长2砂岩储层经历的成岩作用类型相对简单，典型的成岩作用包括早期的机械压实作用、中期的胶结作用和溶蚀作用。

长2砂岩的机械压实和压溶作用均较微弱，主要表现在颗粒间的接触方式以点接触为主，在云母类矿物含量较高的层段可见到云母弯曲变形并挤入孔隙，占据部分孔隙空间，降低了孔隙度[图 6（a），（b），（e）]。压溶作用主要表现在少数石英碎屑表面发育Ⅰ—Ⅱ级自生加大边[图 6（a），（e）]。

黏土矿物X射线衍射分析表明（表 1），长2砂岩的黏土矿物按体积分数高低依次为绿泥石（8.73%~19.2%）、高岭石（2.95%~5.43%）、伊/蒙混层（0.98%~2.12%）及伊利石（0.12%~0.97%）等。显微镜下观察绿泥石主要沿着孔隙壁发育，在碎屑颗粒表面形成一层环状薄膜[图 6（c）~（e）]，较少充填于孔隙中间，周晓峰等^[18]通过对鄂尔多斯盆地长8油层组砂岩中绿泥石膜的生长模式研究，认为它们的形成可从早成岩阶段A期持续到中成岩阶段，并对原生孔隙有保护作用。然而，由于绿泥石晶间孔较发育，常常占据孔隙喉道空间使喉道变得细小甚至消失，降低储层的渗透率，因此，绿泥石膜的发育也常常增强了储层物性的非均质[图 6（c）~（d）]。

表 1(Table 1)

表 1 任山区块长2砂岩全岩及黏土矿物X射线衍射分析 Table 1 X-ray diffraction analysis of sandstone and clay minerals of Chang 2 sandstone in Renshan area 样品编号 深度/m 岩性 φ（矿物）/% φ（黏土）相对/% 混层比S/% 结晶度IC/（°）Δ2θ 石英 钾长石 斜长石 方解石 TCCM S I/S It Kao C C/S I/S C/S 初值 终值 YT244-12 916.6 细砂岩 31.8 15.7 35.3 0.8 16.4 - 7 1 18 74 - 5 - 0.57 0.58 YT244-15 913.7 细砂岩 37.3 6.2 36.7 - 19.8 - - 3 - 97 - - - 0.56 0.57 YT244-17 910 细砂岩 33.9 16.9 31.3 1.9 16.0 - 8 1 - 91 - 5 - 0.69 0.68 YT244-19 909 细砂岩 38.1 7.7 28.3 7.2 18.7 - 10 2 - 88 - 5 - 0.59 0.6 YT244-22 906 细砂岩 51.2 9.5 26.7 0.4 12.2 - 8 1 - 91 - 10 - 0.92 0.88 YT244-24 902.7 细砂岩 44.7 20.0 24.3 1.3 9.7 - - 10 - 90 - - - 0.63 0.63 YT244-26 901 细砂岩 46.6 6.3 27.6 0.2 19.3 - 11 1 - 88 - 5 - 0.64 0.64 FT106-06 1 478.3 细砂岩 38.6 9.8 26.6 1.4 23.6 - 11 1 23 65 - 10 - 0.84 0.81   注：TCCM代表黏土矿物总量；S代表蒙脱石；I/S代表伊/蒙混层；It代表伊利石；Kao代表高岭石；C代表绿泥石；C/S代表绿/蒙混层

下载CSV 表 1 任山区块长2砂岩全岩及黏土矿物X射线衍射分析 Table 1 X-ray diffraction analysis of sandstone and clay minerals of Chang 2 sandstone in Renshan area

长2砂岩中的自生高岭石通常为书页状或六方板状的集合体堆积于绿泥石薄膜发育的孔隙中[图 6（c）]，因此判断其生成晚于绿泥石。在埋藏成岩期间，自生高岭石是长石、岩屑在有机酸等酸性流体参与下发生溶蚀作用的重要伴生矿物^[21]，自生高岭石的富集部位往往与次生孔隙带的发育相伴随，镜下观察也表明高岭石富集的样品往往溶蚀孔隙也很发育，物性较好[图 6（a），（d）]。研究区自生高岭石的分布很不均匀，体积分数介于0~11.5%，表明酸性流体的分布也是不均匀的。

蒙脱石通常形成于成岩早期的浅埋藏阶段，代表了一种偏碱性的环境，主要由火山灰和火山玻璃等物质转化而来。这种碱性环境有利于早期绿泥石薄膜的形成。随着成岩强度和埋藏深度的增加，蒙脱石会通过伊/蒙混层逐渐向伊利石转化，直至消失。研究区伊/蒙混层体积分数介于0.98% ~ 2.12%，伊利石体积分数介于0.12%~0.97%（表 1），伊利石通常形成于晚成岩阶段，因此推测研究区仍处于伊/蒙混层阶段，未达到成岩晚期。

长2砂岩的自生硅质胶结主要表现为少数石英颗粒的自生加大[图 6（a）]，加大边形成于早成岩阶段，是压溶作用的产物，自生加大边也会占据部分原生孔隙，降低储层物性。

长2砂岩个别样品发育重晶石（BaSO₄）胶结[图 6（f）]，重晶石是一种低温热液矿物，推测研究区局部可能存在热液活动。

尽管长2砂岩的孔隙以原生粒间孔为主，但镜下观察发现，溶蚀作用产生的次生孔隙也显著地改善了储层物性[图 6（a），（b），（d），（e）]。溶蚀作用主要发生在长石和岩屑颗粒中，与原生粒间孔隙共同组成流体赋存的主要空间。

根据《中华人民共和国石油天然气行业标准》（SY/T 5477—2003），判断研究区自生矿物的胶结顺序大致为：蒙脱石→石英自生加大→绿泥石膜→长石溶蚀→自生高岭石→伊/蒙混层→自生伊利石。此外，砂岩大量保留原生孔隙，发育次生孔隙，伊/蒙混层比中蒙脱石（S%）相对体积分数介于5%~10%，自生伊利石结晶度IC指数为0.57~0.88（表 1）。这些特征表明，长2砂岩整体处于中成岩阶段A期，是最有利于油气聚集的时期。

长2油藏的成藏条件较为复杂，局部构造、沉积微相、古地貌、区域盖层、侵蚀不整合、断裂、水动力条件等因素均在不同程度上制约了油气的富集成藏^[9-12]。在永宁油田任山地区，与长6油层组相比，尽管长2砂岩储层物性明显优于长6砂岩储层，但勘探和开发结果却显示长2油藏的含油面积、储量规模、分布范围却远不如长6油藏。通过对区域构造、沉积微相及储层综合分析，认为除上述因素外，任山区块长2油藏的富集受局部构造和供烃条件的影响较为显著。

鄂尔多斯盆地中生代延长期总体处于坳陷湖盆发展期，延长组油藏受沉积作用控制明显，油气主要富集在河流—湖泊三角洲背景下的粉砂岩或砂岩中，加之区内构造活动相对简单，主要表现为差异沉降作用，因此，岩性圈闭是最主要的油藏类型^[2-3]。然而，通过区内长2砂体、顶面构造与探明油藏的关系发现，在鼻状隆起附近或上倾斜坡位置，若分流河道砂体与泛滥平原泥质沉积物交互沉积形成良好的储、盖组合时，往往容易见到较好的油气显示；在其他部位，即使储、盖配置良好，也很难形成好的油藏，表明局部构造对长2油藏的成藏有着重要的控制作用，长2的油藏类型属于岩性-构造油气藏（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载eps/tif图 图 7 任山区块长213局部构造、沉积微相与油气关系简图 Fig. 7 Relationship among nose structures, microfacies and oil distribution in Renshan area

“源控论”是陆相岩性油藏的重要理论之一，据统计，全世界约80%以上的含油气区只发生过短距离（＜100 km）油气运移^[22]。延长组低渗透致密油藏的长期勘探实践表明，“生油有利区”与油藏富集关系十分密切。在研究区东部与中部构造有利、砂体发育、物性良好的地区多缺乏油气显示，常常发育水层，说明存在供烃不足的问题。鄂尔多斯盆地从长8到长4+5均有一定的生烃能力，尤其长7油层组的暗色泥岩被认为是盆地延长组最重要的烃源岩系^[21]，油源对比及烃源岩地球化学分析表明，长2油藏与长7烃源岩有一定的亲缘关系^[24-25]。然而，长2储集层与长7烃源岩之间还隔着长6油藏和长3油藏，油气生成后会首先运移进入相邻的长6或长3砂岩储集层，而后随着烃类供给量的增多，才有可能沿有效运移通道进一步远距离运移，可见长2油藏的供烃条件较差，长7烃源岩对长2油藏的供烃能力是有限的。研究区的油气开发实践也证实了这一点，往往一口井钻遇长6油藏而同井或相邻的长2储层却并无油气显示，由此可见，供烃不足可能是制约长2油藏的最主要因素，除了长7烃源岩外，应对长2、长3和长4+5暗色泥岩的生烃潜能进行深入研究。

通过前人对区域沉积相的研究^{[8, 13, 15-16, 26-28]}及钻井分层认为，长7沉积时期为鄂尔多斯盆地湖泊发育鼎盛时期，半深—深湖相位于以大水坑—姬塬—环县—华池—正宁—宜君为主的北西—南东向展布区，暗色泥岩厚度大、有机质丰度高、生烃能力最强；长4+5时期，深湖范围向东南收缩，位于环县—华池—庆城—正宁一带；长3时期，由于盆地西缘和西南缘的抬升，湖泊范围继续向南部收缩，主要分布在西南部白豹—华池等地区；长2时期，伊陕斜坡内辫状河、曲流河、交织河密布，由于湖泊的萎缩，主要发育浅湖沉积，沉积中心大致位于研究区西南部华池—庆城一带，上述沉积环境的变迁表明，研究区西南部华池一带始终为湖盆的沉积中心，是有利烃源岩发育区。由于陆相砂、泥岩互层的影响，接近烃源岩发育区的砂岩储层往往是油气优先运移并聚集之地。根据延长组烃类运移方向及生烃增压等资料^[29-32]，陕北地区延长组从长6油藏到长2油藏，油气的二次运移具有阶梯状爬坡运移的特征，吴旗—志丹一带有过剩压力极低区存在，而长7烃源岩的生烃增压中心位于研究区西南部华池—庆城一带，因此，随着烃类的成熟，油气可能由西南部生烃中心向东北方向的低过剩压力区运移。综上所述，认为研究区西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区、鼻状构造发育区可能是油气富集的有利区。

（1）鄂尔多斯盆地永宁油田任山区块上三叠统长2油层组主要发育曲流河沉积体系，其中河道砂坝微相多由灰白色长石砂岩及岩屑长石砂岩组成，底部可见泥砾和侵蚀构造，中部往往夹有炭化植物或劣质煤线。河道砂坝的砂岩粒度具有向上渐细的趋势，砂岩粒度曲线呈现“两段式”，缺乏粗粒的牵引搬运颗粒。

（2）长2砂岩储层以长2₁³小层物性最好，主要发育残余粒间孔隙，其次为溶蚀孔隙。成岩作用以绿泥石薄膜胶结、自生高岭石胶结及长石、岩屑颗粒的溶解作用较为强烈，自生伊利石结晶度介于0.57~0.88，砂岩整体处于中成岩阶段A期。

（3）长2油藏的富集主要受局部鼻状构造和供烃条件的控制，充足的油源供应是油气成藏的最关键因素，油气有利富集区在西南部靠近长2—长7暗色泥岩发育区附近。