鄂尔多斯盆地是中国重要的含油气盆地，蕴藏着丰富的油气资源^[1]。多年来的勘探实践表明，上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地主力含油层系，目前已在长8、长7、长6以及长4+5发现了大规模油藏^[2-3]。长6油层组作为鄂尔多斯盆地主力含油层系，其油藏普遍具有含油范围广、油层厚度大、储层孔隙度和渗透率均低等特征，属于典型的低渗透致密油藏^[4]。

定边—吴起地区位于鄂尔多斯盆地中西部，该区处于延长组生油坳陷内，油源充足，成藏条件优越^[5-6]。按照低渗透砂岩成藏理论^[7-8]，研究区长6油藏应大面积广泛分布，但根据目前勘探成果，该区油藏主要分布在长6₁亚油层组，且平面上油藏分布差异较大。研究区长6₁油藏主要分布于工区东部与西部堡子湾、马家山、铁边城、新安边及安边北地区，而中部(位于北西和北东两大物源交汇区)的彭滩—小涧子一带却以出水井为主。相对于安边—新安边地区而言，彭滩—小涧子一带更靠近长7烃源岩发育区，应为有利的勘探区，可为何油藏富集程度更差？此外，岩心观察中发现区内许多岩心存在一段含油、一段不含油的情况，储层含油性差异受何种因素控制？目前长6油层组国内外研究认识较多，但普遍集中于沉积环境^[9]、储层特征与致密化成因^[10-13]、成岩相^[14]、砂体结构^[15]、储层四性关系^[16]以及物源体系^[17-18]等单一因素的研究，储层含油性主控因素尚不明确，这已无法满足油田开发的需要。本文以长6油层组中含油气性最好的长6₁亚油层组为对象，通过岩石学特征、物性数据、压汞资料、荧光薄片以及铸体薄片等基础资料，对比工区东部、西部与中部储层特征的差异，明确不同区块储层含油气性差异的主控因素，以期为该区下一步油气勘探开发提供理论依据。

鄂尔多斯盆地位于我国中部，处于中西部构造域的结合部位，地跨陕、甘、宁、蒙、晋5省区，整体形状为一南北向延伸的矩形盆地，是我国第二大沉积盆地^[19]。鄂尔多斯盆地上三叠统延长组属于大型淡水湖盆中的陆源碎屑岩，为一个由水进—水退序列构成的完整沉积旋回，其形成的三角洲隐蔽性油藏主要受控于大型三角洲砂体的展布，油藏类型以岩性油藏为主^[19-20]。晚三叠世延长组沉积期，鄂尔多斯湖盆具有面积大、水域广、深度浅、地形平坦和分割性较弱的特征^[21]，发育有完整的河流—湖泊三角洲—湖沼相沉积演化旋回，形成一套具备优越生、储、盖组合条件的陆源碎屑含煤沉积建造，系鄂尔多斯湖盆最重要的含油气层位^[22-23]。

研究区定边—吴起地区位于盆地次级构造单元伊陕斜坡的中西部，在区域构造上横跨伊陕斜坡与天环坳陷2个构造单元，东到城川，西起马儿庄，北起安定堡，南至堵后滩，勘探面积约为2万km^{2 [24-25]}。经过多年的勘探，在堡子湾、马家山、铁边城、新安边及安边北等地区发现了大量的油气资源。研究区长6整体上属于三角洲沉积体系，发育三角洲前缘沉积砂体，仅南边部分地区存在湖泊相。延长组长6油层组可划分3个亚油层组：长6₁、长6₂、长6₃，其中长6₁厚约42~44 m，长6₂厚约39~41 m，长6₃厚约38~40 m。本次研究主要选择油藏富集程度高的长6₁低渗透储层进行分析，由于该区同时受到北东和北西物源的影响，特别是在中部位置受2个物源叠加的影响较大，因此将其划分为西部、中部和东部3个区块进行分析(图 1)。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 定边—吴起地区地理位置(a)和油水分区图(b) Fig. 1 Geographical location (a) and oil-water zoning map (b) of Dingbian-Wuqi area

定边—吴起地区长6₁主要发育三角洲水下分流河道和河口坝砂体^[26]，岩性以灰色、浅灰色细粒长石和岩屑长石砂岩为主，受西北和东北两个物源方向的控制，不同区块矿物组分、岩屑和填隙物组成特征具有明显不同。

通过对研究区长6₁不同区块83口井371块样品(东部175块、中部83块、西部113块)的岩石学特征进行统计发现(表 1)：长6₁长石含量在东部区块最高，其次为中部区块，西部区块最低；石英、长石含量在东部区块最低，中部区块居中，西部区块最高。整体上表现为由东向西长石含量逐渐降低，石英和岩屑含量逐渐增加的特征。不同区块填隙物含量也具有一定的差异，东部、中部和西部填隙物的体积分数分别为11.49%，13.58%，17.52%，填隙物组分主要为高岭石、水云母、绿泥石以及铁方解石。东部区块高岭石、铁方解石含量低，胶结作用弱；中部区块高岭石含量高，黏土胶结作用强；西部区块高岭石含量低，铁方解石含量高，黏土胶结作用弱，铁方解石胶结作用强。

表 1(Table 1)

表 1 定边—吴起地区延长组长61碎屑颗粒及岩屑组分统计 Table 1 Clastic particle and deris composition of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area % 区块 φ(石英) φ(长石) φ(岩屑) 火山岩 变质岩 沉积岩 合计 西部 36.15 42.50 3.27 7.63 10.45 21.35 中部 30.53 49.50 2.96 7.11 9.90 19.97 东部 29.53 52.72 3.18 6.89 7.68 17.75

下载CSV 表 1 定边—吴起地区延长组长61碎屑颗粒及岩屑组分统计 Table 1 Clastic particle and deris composition of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area

根据研究区83口井598块样品(东部247块，中部126块，西部225块)物性分析数据统计，工区长6₁的孔隙度为9%~18%，平均为15.47%；渗透率主要为0.1~3.0 mD，平均为1.01 mD，整体上属于低孔低渗致密性储层。

对3个区块物性统计发现，定边—吴起地区各区块物性总体趋势一致，但各区块差异明显(图 2)。西部区块孔隙度为9.0%~18.0%，平均为15.18%；渗透率为0.1~1.0 mD，平均为0.96 mD。中部区块孔隙度为6.0%~15.0%，平均为14.5%；渗透率为0.1~1.0 mD，平均为0.84 mD。东部区块孔隙度为9.0%~18.0%，平均为15.5%；渗透率为0.1~3.0 mD，平均为1.23 mD。研究区长6₁来自北东物源的东部区块储层物性最好，其次为北西物源的西部区块，而物源交汇区的中部区块物性反而最差。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 定边—吴起地区长61储层物性直方图 Fig. 2 Histogram of porosity and permeability of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area

通过铸体薄片和扫描电镜镜分析，定边—吴起地区长6₁砂岩孔隙类型以粒间孔[图 3(a)]、长石溶孔[图 3(c)]、残余粒间孔为主[图 3(d)]，还发育少量岩屑溶孔和微裂缝[图 3(b)]。裂缝主要为层间微裂缝，裂缝的存在不仅为研究区提供了有效的储集空间，还为致密砂岩油气运移提供了渗流通道。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 定边—吴起地区长61储层孔隙类型 (a)粒间孔及溶孔，安113井，1 919.39 m，长61，铸体薄片，单偏光；(b)粒间孔及微裂缝，元149井，2 034.2 m，长61，铸体薄片，单偏光；(c)颗粒溶蚀，罗50井，2 236.36 m，长61，扫描电镜；(d)残余粒间孔，胡173井，2 124.84 m，长61，扫描电镜 Fig. 3 Pore types of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area

孔隙类型统计结果表明(表 2)，不同区块的孔隙类型也具有一定的差异，西部、中部和东部3个区块粒间孔的面孔率分别为1.80%，2.38%，3.51%，溶孔的面孔率分别为1.08%，0.94%，0.91%。东部粒间孔相对发育，孔隙连通性较好，有利于油气中远距离运移，而西部除粒间孔外，还发育部分溶孔。

表 2(Table 2)

表 2 定边—吴起地区长61孔隙类型统计 Table 2 Pore types of Chang 61 reservoir in DingbianWuqi area % 区块 粒间孔 粒间溶孔 长石溶孔 岩屑溶孔 沸石溶孔 碳酸盐溶孔 晶间孔 微孔 其他 总面孔率 西部 1.80 0.04 0.94 0.09 0 0.01 0.08 0.24 0.03 3.23 中部 2.38 0.03 0.78 0.13 0 0 0.10 0 0.04 3.46 东部 3.51 0.01 0.65 0.12 0.13 0 0.07 0 0.04 4.53

下载CSV 表 2 定边—吴起地区长61孔隙类型统计 Table 2 Pore types of Chang 61 reservoir in DingbianWuqi area

通过对定边—吴起地区85块样品压汞数据的分析，长6₁最大孔隙半径为0.03~6.76 μm，平均为1.14 μm，中值半径为0.020 3~0.982 5 μm，平均为1.183 9 μm；分选系数为0.03~4.06，平均为为1.74，均值系数为1.02~14.18，平均为10.16，变异系数为0.02~0.50，平均为0.16；排驱压力为0.109~5.105 MPa，平均为0.956 MPa；最大进汞饱和度为35.6%~99.1%，平均为76.9%；退汞效率为11.2%~89.7%，平均为29.8%。整体而言，长6₁储层中值半径较小，排驱压力较大，退汞效率低，储层质量偏差。

对3个区块共9口井，分别进行分区统计发现(表 3)，定边—吴起地区长6₁油藏3个区块孔隙结构同样存在差异。东部区块平均排替压力为0.629 MPa，平均中值半径0.203 μm，平均分选系数2.1268，最大进汞饱和度平均为82.83%；中部区块的排替压力平均为1.790 MPa；中值半径平均为0.112 μm，分选系数平均为1.4847，最大进汞饱和度平均为72.80%；西部区块排替压力平均为0.926 MPa，中值半径平均为0.183 μm，分选系数平均为1.829 4，最大进汞饱和度平均为79.37%。上述特征参数显示，东部区块排替压力低，中值半径大，分选系数好，孔隙结构最好，其次为西部区块，中部区块储层质量最差，这与物性分析的结论一致。

表 3(Table 3)

表 3 定边—吴起地区长61毛管压力曲线参数 Table 3 Parameter characteristics of capillary pressure curves of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area 区块 并号 层位 并深/m 排替压力/ MPa 中值压力/ MPa 中值半径/ μm 最大SHg/% 退汞效率/ % 偏态 分选系数 变异系数 东部 A210 长61 1 977.75 1.017 5.325 0.158 86.93 29.66 0.038 1 1.805 2 0.148 4 A49 长61 1 906.48 0.277 3.101 0.237 79.70 20.50 -0.070 6 2.550 3 0.225 2 A120 长61 1 926.25 0.594 4.448 0.215 81.86 26.80 -0.107 1 2.025 0 0.170 4 中部 C57 长61 2 406.61 2.070 6.688 0.110 69.26 29.65 0.057 6 1.3640 0.108 0 G54 长61 2 321.45 1.636 6.460 0.114 77.23 32.52 0.067 3 1.5782 0.126 5 G252 长61 2 394.15 1.664 5.809 0.127 71.92 31.34 0.140 2 1.5120 0.120 8 西部 H57 长61 2 448.90 0.458 2.234 0.229 90.93 26.58 2.182 5 2.1074 0.204 2 L2 长61 2 387.49 1.141 5.633 0.131 72.97 28.91 0.006 5 1.7382 0.142 1 G271 长61 2 269.25 1.175 3.879 0.190 84.21 30.93 0.246 9 1.642 5 0.136 2

下载CSV 表 3 定边—吴起地区长61毛管压力曲线参数 Table 3 Parameter characteristics of capillary pressure curves of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area

目前关于低孔低渗致密储层含油性主控因素研究较多，不同沉积环境下影响因素有所差异，但主要影响因素包括沉积储层、低幅度构造以及源储接触关系等方面^[27-28]。定边—吴起地区处于生油坳陷内，油源充足，三叠系发育的三角洲前缘砂体与上倾方向分流间湾泥岩沉积易形成大型岩性圈闭，成藏条件十分优越，目前已在长6油层组取得较好的勘探效果。根据目前勘探成果，研究区长6油层组纵向上油气富集程度差异较大，长6₁原油富集程度明显好于长6₂和长6₃，在新安边和安边北地区已经形成规模油藏。从平面上来看(参见图 1)，长6₁亚油层组油气富集程度也具有明显的分区性。长6₁油藏主要分布于西部(堡子湾、马家山)和东部(铁边城、新安边及安边北地区)，而中部(彭滩—小涧子一带)物源交汇处却以出水井为主。因此，研究区长6₁虽勘探效果较好，但油藏分布极其复杂，储层含油性差异较大。

不同类型井储层单砂体厚度存在差异，油层单砂体厚度最大，水层最小，说明单砂体厚度对储层含油性具有一定的影响[图 4(a)]。不同区块的单砂体平均厚度统计结果表明[图 4(b)]，定边—吴起地区东部区块单砂体厚度最大，为6.5 m左右，其次为西部区块，为4.1 m，中部物源交汇区砂体厚度最薄，仅为3.8 m。此外，不同区块储层泥质含量的统计结果表明[图 4(c)]，东部区块砂体较纯，泥质含量最少，体积分数为11.7%，其次为西部区块，体积分数为13.4%，而中部出水区砂体纹层多且泥质含量高，体积分数为16.0%。综合以上分析，受北东物源影响的东部区块，单砂体厚度大，泥质含量少，其次为受北西物源影响的西部区块，而中部物源交汇区单砂体最薄，泥质含量最高。从油藏平面分布来看，砂体储层厚度大、泥质含量少的东部区块储层含油性最好，以油井为主，而储层厚度小、泥质含量高的中部区块储层含油性差，以出水井为主。从单井储层含油性来看，也存在同样情况，以池71井2 270.77~2 274.50 m井段为例[图 4(d)]，上部井段砂体较纯且砂体相对较厚，而下部井段泥质含量多且纹层发育。通过镜下荧光薄片分析发现，上部砂岩段荧光分布均匀[图 4(e)]，含油性好，而下部砂岩段含油性较差[图 4(f)]，储层含油性明显受储层厚度大小和泥质含量高低的控制。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 定边—吴起地区长61储层厚度、泥质含量与含油气性 (a)不同类型井砂体厚度分布直方图；(b)不同区块砂体厚度分布直方图；(c)不同区块泥质含量分布图；(d)池71井2 270.77~2 274.5 m，岩心照片；(e)池71井，2 271.4 m纯砂岩，荧光照片；(f)池71井，2 273.5 m纹层砂岩，荧光照片 Fig. 4 Reservoir thickness, shale content and oil bearing property of Chang 61 in Dingbian-Wuqi area

研究区储层主要为三角洲前缘沉积，以水下分流河道砂体为主，在平面上非均质性较强。中部区块纵向上河道的迁移加上多物源尾端沉积导致中部储层呈现多层薄砂体相互叠置的现象，并且由于物源交汇区水动力的相互抵消，泥质快速沉积，导致中部区块泥质含量高且纹层多，岩性、物性变化快，不利于油气的聚集，储层含油性较差，而受单一物源影响的东部和西部区块，砂体较纯且厚度大，展布范围广，连通性好，有利于油气富集，储层含油性好。

根据长6₁不同流体储层段物性统计分析[图 5(a)~(b)]，油层储层物性较好，水层最差，油层、油水同层、含油水层、水层的物性逐渐变差。区内大量存在同一井段砂岩含油性不同的现象，以胡246井2 084.60~2 085.75 m井段为例[图 5(c)]，同一井段含油性却存在明显的差异。通过物性和镜下荧光薄片分析发现[图 5(d)~(e)]，含油性差的井段物性也相对差(孔隙度为9.2%，渗透率为0.025 mD)，而含油性好的井段物性也较好(孔隙度为10.16%，渗透率为0.798 mD)，储层含油性与物性相关性较好，明显受物性的控制。

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 定边—吴起地区长61储层物性与含油气性 (a)不同流体储层段孔隙度分布图；(b)不同流体储层段渗透率分布图；(c)胡246井，2 084.6~2 085.75 m，岩心照片；(d)胡246井，2 084.7 m荧光照片；(e)胡246井，2 085.6 m，荧光照片 Fig. 5 Physical property and oil bearing property of Chang 61 reservoir in Dingbian-Wuqi area

研究区长6₁不仅单井储层含油性有差异，平面上也具有明显的分区性。从上文储层特征分析中可看出，研究区东部含油性最好的区块其储层物性也最好(孔隙度为16.69%，渗透率为1.23 mD，排替压力为0.629 MPa)，其次为西部区块(孔隙度为15.18%，渗透率为0.96 mD，排替压力为0.925 MPa)，而中部出水区物性最差(孔隙度为14.54%，渗透率为0.84 MD，排替压力1.790 MPa)。根据储层综合评价(图 6)，储层质量的差异控制了原油富集程度。东、西部区块以Ⅰ、Ⅱ类储层为主，砂体厚度大，连通性强，储层物性较好，原油富集程度高。油井分布在Ⅰ类储层区，油水同出井分布在Ⅱ类储层区；而中部区块以Ⅲ类储层为主，单砂体薄而多，非均质性强，连通性变差。泥质纹层发育，阻碍了原油的垂向运移，导致中部区块以出水井为主。从平面和空间上的分布和组合关系上讲，河道东西部含油区以Ⅰ与Ⅱ类储层为主，中部出水区则以Ⅲ类储层为主，平面上物性的差异与储层含油性的分区性具有较好的相关性。的沉积展布形态与孔渗差异主要受控于沉积微相的分布特征。东西部含油区水下分流河道或多期河道砂体叠置发育，累计砂体厚度大，颗粒相对较粗，填隙物含量少，孔隙分布均匀且连通性较好。中部出水区河道侧翼及泥质纹层发育，单层砂体厚度小，颗粒细且填隙物含量高，孔渗相对较差。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 定边—吴起地区长61储层综合评价与油藏叠合图 Fig. 6 Comprehensive reservoir evaluation and reservoir coincidence of Chang 61 in Dingbian-Wuqi area

(1) 鄂尔多斯盆地定边—吴起地区长6₁储层岩性以灰色、浅灰色细粒长石和岩屑长石砂岩为主，孔隙类型以粒间孔和长石溶孔为主，还发育少量岩屑溶孔和微裂缝，平均孔隙度为15.47%，平均渗透率为1.01 mD，整体上属于低孔低渗致密性储层。

(2) 定边—吴起地区长6₁平面上东、中、西3个区块储层特征存在明显差异。自东向西长石含量逐渐降低，石英、岩屑和填隙物含量均逐渐增加。东部储层粒间孔相对发育，孔隙连通性和物性均较好，排替压力低，孔隙结构好，其次为西部，中部物源交汇区储层质量最差。

(3) 定边—吴起地区长6₁平面上储层含油性具有明显的分区性，东部与西部2个区块油藏富集程度高，而中部物源交汇区以水井为主。储层含油性差异主要受砂体厚度、泥质含量以及储层物性的控制。东部区块单一砂体厚度大、泥质含量低、储层物性好、排替压力低、连通性好，因此储层在东部含油性最好，其次为西部，而中部物源交汇区因水动力的相互抵消，泥质快速堆积，砂体薄且纹层发育，物性差，储层含油性差，以水井为主。