鄂尔多斯盆地杏子川油田长9烃源岩特征及油气勘探意义

鄂尔多斯盆地西南部上古生界烃源岩发育特征剖析摘要：在对鄂尔多斯盆地西南部烃源岩发育特征清楚识别后，认识到煤系地层（山西组、太原组）有机质类型较为复杂，既有腐植腐泥型又有腐植型；有机质丰度较高，煤层平均TOC达40%以上，暗色泥岩最高TOC达70%以上；有机质成熟度总体在成熟—过成熟阶段，Ro平均值在1.58%；煤系地层生烃强度为10～20×108m3/km2为暗色泥岩2倍。

综合以上数据，认为鄂尔多斯盆地西南部烃源岩足以有形成大气田的物质基础。

关键词：西南部；有机质类型；生烃强度；大气田引言：鄂尔多斯盆地西南部上古生界主要是一套海相、海陆过渡相到陆相的含煤碎屑岩沉积，石炭-二叠系烃源岩有煤、暗色泥岩和碳酸盐岩三种。

并且许多专家学者指出，鄂尔多斯盆地上古生界气藏的气源具有煤成气混和充注的特点。

因此上古生界煤成气烃源岩发育程度对鄂尔多斯盆地西南缘气源条件应具有很大程度影响。

1盆地西南部上古生界烃源岩分布截至目前为止，本文收集到的鄂尔多斯西缘地区有天然气探井100口左右，鄂尔多斯盆地在二级大地构造单元—西缘逆冲带的上古生界发现了胜利井和刘家庄两个气田，含气面积12.8km2,地质储量20.15×108m3；在天环向斜带发现了三个含气构造(天池、李家场和李华台)。

气井中产量最高的是任11井，下石盒组试气27.4×104m3/d,刘家庄构造刘庆1井二叠系每日5万多方气的产出，这些都完全证明在西缘地区上古生界具有较大规模工业性气藏。

经专家多方论证，上古生界的气田（藏）的气源来自于其自身生烃的煤成气，并且已经在鄂尔多斯盆地内工作的专业工作者们的共识。

其中上石炭统本溪组和下二叠统太原组、山西组的煤层及暗色泥岩为上古生界的主要烃源岩。

煤田和测井资料共同显示，上古界烃源岩在平面上具有广覆型的分布特点，但由于受岩相古地理的控制，东西变化较大，中央古隆起的两侧沉积厚度比较大，古隆起带及其以南地区沉积厚度普遍较薄。

鄂尔多斯盆地长9油层组流体包裹体特征与油气成藏期次分
析
王传远;段毅;杜建国;贺世杰
【期刊名称】《地质科技情报》
【年(卷),期】2009(28)4
【摘要】采用显微荧光技术以及流体包裹体显微测温技术,结合鄂尔多斯盆地长9段储层油气埋藏史及地热史演化过程模拟,确定了该区油气运移的主要期次。

系统分析表明,鄂尔多斯盆地长9油层组油气主要经历了一期油气充注,只有峰2井存在较弱的二期油气充注;该油层组构造热事件主要发生在中生代晚期的早、中白垩世（130-100 Ma）。

【总页数】5页(P47-50)
【关键词】流体包裹体;长9油层组;埋藏史;油气充注期;鄂尔多斯盆地
【作者】王传远;段毅;杜建国;贺世杰
【作者单位】中国科学院烟台海岸带可持续发展研究所;中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心;中国地震局地震预测研究所;鲁东大学地理与规划学院山东烟台
【正文语种】中文
【中图分类】TE135.1
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东北石油大学学报第47卷第5期2023年10月J O U R N A LO FN O R T H E A S TP E T R O L E UM U N I V E R S I T YV o l .47N o .5O c t .2023收稿日期:20230710;编辑:关开澄 基金项目:江西省核地学数据科学与系统工程技术研究中心开放基金项目(J E T R C N G D S S 202002);江西省教育厅科学技术研究项目(G J J 200743);东华理工大学江西省数字国土重点实验室开放研究基金资助项目(D L L J 202204) 作者简介:梁 也(1992 ),男,博士,讲师,主要从事油气地球化学方面的研究㊂D O I 10.3969/j .i s s n .2095-4107.2023.05.004鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地求化学特征及油源分析梁 也1,2,单玄龙3,何月顺1,2,宋英旭1,2,张慧娟4,冯灿翔2,许庆鹏2(1.东华理工大学江西省核地学数据科学与系统工程技术研究中心,江西南昌 330013; 2.东华理工大学信息与工程学院,江西南昌 330013; 3.吉林大学地球科学学院,吉林长春130061; 4.东华理工大学地球科学学院,江西南昌 330013) 摘 要:为完善鄂尔多斯盆地边缘地区油源认识,研究渭北隆起区延安组降解油砂地球化学特征和油源,通过G C -M S (气相色谱 质谱分析)等测试,分析油砂的有机质成熟度㊁有机质来源㊁古沉积环境和油源方向㊂结果表明:渭北隆起区延安组油砂油的成分中以饱和烃为主,非烃和沥青质次之,芳香烃最少,饱芳比和饱和烃质量分数高,油砂油品质较好;油砂油进入成熟阶段,有机质来源于高等植物和藻类,形成于水体盐度低㊁水体缺氧的湖相沉积环境;延长组7段半深湖 深湖相沉积的泥页岩是油砂的生油岩,油砂油由镇泾地区沿南东东方向运移,水洗和生物降解作用是运移过程中影响油砂油成分变化的主要因素㊂该结果对鄂尔多斯盆地南缘油气勘探有指导意义㊂关 键 词:渭北隆起区;延安组油砂;地球化学特征;油源;运移方向;鄂尔多斯盆地中图分类号:P 593;T E 122 文献标识码:A 文章编号:20954107(2023)050049120 引言随常规石油供应有限和石油需求增加,非常规石油和天然气资源越来越受关注[1]㊂油砂又称沥青砂,是指由沥青㊁砂㊁水㊁黏土等矿物组成的含天然沥青的砂岩或其他岩石,不包括任何相关天然气[2]㊂油砂作为一种非常规能源,尽管埋藏在地表和近地表地区,经常遭受降解作用,导致易溶的轻烃化合物消失,但其资源量大㊁分布广㊁易开采是全球石油能源的重要组成部分[3]㊂自20世纪以来,油砂在加拿大㊁美国和委内瑞拉(油砂最富有的国家)商业开发,显示重要的非常规油气资源潜力㊂加拿大2023年从油砂中提取的沥青和石油约占全国石油总产量的1/2[4]㊂目前,中国原油对外依存度超过70%,油砂作为中国油气产业的战略接续资源,对于缓解油气海外依赖㊁保障国家能源安全具有重要意义[1]㊂作为最早的石油发现区之一,鄂尔多斯盆地在中国含油砂盆地中资源量排名第七,油砂油地质资源量为3.50×108t ,其中包含2.14×108t 的可采资源量[5]㊂人们对鄂尔多斯盆地中部地区油气研究较多,主要集中在原油地球化学[6-8]㊁储集层特征[9-11]和烃源岩地球化学[12-13]等方面,随鄂尔多斯盆地中部地区的石油勘探趋于饱和,勘探重点逐渐转移到盆地边缘㊂这些区域远离盆地中心,构造特征和油水分布复杂,很难追溯其来源和运移路径㊂油 源关系是油气地球化学的重要组成部分,对于建立油气系统㊁指导油气勘探㊁界定储集边界至关重要[14-16]㊂笔者选取鄂尔多斯盆地南缘延安组地表和岩心油砂样品,采用气相色谱 质谱(G C -M S )分析方法,评估油砂的有机质成熟度㊁来源㊁类型和古沉积环境,通过油源岩对比,建立油气与潜在烃源岩的成因关系,判断油砂油运移路径和方向,为鄂尔多斯盆地南缘油气勘探提供指导㊂1 区域地质概况渭北隆起区位于鄂尔多斯盆地南缘,大地构造位置位于活动构造带(秦岭造山带)与稳定地块(鄂尔多斯地块)的过渡地带[17](见图1)㊂早古生代,渭北隆起地区隶属华北陆源海 滨浅海盆地,主要为前寒武东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年系变质岩基底,沉积寒武系至中奥陶统碳酸盐岩,受加里东运动影响,下古生代岩石直接被晚石炭世 中三叠世交替的海洋和陆地沉积物覆盖,形成向盆地内部逐渐减弱的加里东构造带㊂三叠世 白垩世,渭北隆起地区处于残延内克拉通盆地,华北克拉通之间的碰撞造山运动(秦岭造山运动)使扬子地块产生东北 西南方向的强烈拉张应力,控制鄂尔多斯陆相湖盆中生代的演化㊂延长组是盆地主要的烃源岩层,发育陆相河流 三角洲 湖泊沉积体系,自下而上分为长10段至长1段;长10㊁长9㊁长7㊁长4+5段主要为暗色页岩㊁泥岩;延长组其他层段,特别是长8㊁长6段为三角洲平原㊁三角洲前缘及河流相砂岩㊁粉砂岩㊂延安组发育于河流㊁三角洲 湖泊环境,厚度为250~300m,由砂岩㊁粉砂岩㊁泥岩㊁煤及少量泥灰岩组成㊂始新世 渐新世,随渭河地堑㊁北西 南东向伸展构造的出现,渭北隆起边部北东向逆断层发生反转并表现为断块翘倾,发展并完善渭北隆起的构造格局[18-19]㊂图1 研究区地质及采样位置F i g.1G e o l o g i c a lm a p a n dd i s t r i b u t i o no f s a m p l e s o f s t u d y a r e a中侏罗统延安组的油砂层(见图2(a))是研究重点,延安组分为3段(见图2(b))㊂其中,下段由砂岩㊁粉砂岩和灰色泥岩组成;中段由泥质粉砂岩㊁砂岩和炭质泥岩组成,中心区域包含三层中粒的油砂;上段由棕色粉砂岩和砂岩组成,大部分被侵蚀㊂样品取自实测露头剖面和新施工的一口油砂探井岩心,地表样品包括杏树坪㊁荒草湾㊁春林村和尖山村地区样品(见图1和表1),岩心样品取自渭砂2井埋深为56.14m 处,含油级别为含油 油斑不等㊂图2 鄂尔多斯盆地中生界地层综合柱状图及钻遇油砂分布F i g .2C o m p r e h e n s i v eh i s t o g r a mo fM e s o z o i c s t r a t a a n dd i s t r i b u t i o no f o i l s a n d s o f d r i l l i n g i n t h eO r d o sB a s i n 表1 渭北隆起区延安组样品测试信息T a b l e 1S a m p l e i n f o r m a t i o no fY a n 'a nF o r m a t i o n i n t h eW e i b e iU pl i f t 样号点位深度/m 岩性含油级别黏度/(m P a ㊃s )①渭砂2井56.14~57.10灰绿色含油粗砂岩油斑2010②春林村地表灰绿色含油细粒长石砂岩含油5470③荒草湾地表灰绿色含油中细粒长石砂岩含油5160④荒草湾地表黄褐色油浸中细砂岩含油4110⑤杏树坪地表灰白色含油细粒长石砂岩含油2160⑥尖山村地表灰绿色含油细粒长石砂岩含油26052 实验方法样品实验分析包括油砂油抽提㊁族组分分离和饱和烃生物标志物G C -M S 定量分析3个步骤㊂(1)油砂油抽提㊂将三氯甲烷抽提过的滤纸包称质量,把粉碎至100目的油砂样品装入准备好的滤纸包内再次称质量,把盛有样品的滤纸包放入索氏抽提器并放置一块脱脂棉,在烧瓶中装入配比为87∶13的第5期 梁 也等:鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年三氯甲烷和甲醇混合溶剂,在温度为65℃下抽提24h㊂用旋转蒸发仪浓缩溶液,再在通风橱内蒸发至恒重,完成抽提㊂(2)族组分分离㊂称量4倍于样品数的称量瓶,将20~50m g油砂油置入称量瓶,再次称质量后,加入30m L正已烷溶解,振荡后在通风橱中静置12h㊂用塞有脱脂棉的短颈漏斗过滤溶液,以正已烷洗涤至滤液无色,分离沥青质㊂分离芳香烃时,在层析柱底部塞少量脱脂棉,依次加入3g层析硅胶和2g中性氧化铝,用每次5m L的正已烷淋洗6次,完成饱和烃分离㊂换上承接芳香烃的称量瓶,用每次5m L配比为2∶1的二氯甲烷和正已烷的混合溶剂淋洗4次㊂在最后一次5m L二氯甲烷与正已烷混合溶剂液面接近固定相顶部界面时,先用10m L无水乙醇,再用10m L氯仿淋洗胶质㊂当无水乙醇流进固定相内3m L 时,取下承接芳香烃的称量瓶,换上承接胶质的称量瓶㊂将4类称量瓶置于通风橱内挥发至干后称质量,减去之前称质量的瓶重即为族组分分离结果㊂(3)饱和烃生物标志物G C-M S定量分析㊂在饱和烃馏分中加入内标物,用正已烷稀释后进样分析㊂色谱 质谱分析采用美国A g i l e n t6890G C/5975i M S实验仪,按照G B/T18606 2017‘气相色谱质谱法测定沉积物和原油中生物标志物“测定,在温度为21℃和相对湿度为40%时进行实验㊂G C-M S分析条件为:载气为99.999%的H e,流速为1m L/m i n,色谱柱为H P-5M S弹性石英毛细柱(60m×0.25mm×0.25μm),进样口温度为300℃,不分流进样;程序升温为初温50℃,保持1m i n,以20℃/m i n升至120℃,以3℃/m i n升至310℃,保持25m i n㊂采用E I(70e V)电子轰击方式,使用全扫描/多离子(S C A N/S I M)的数据采集方式采集数据,用内标法对生物标志物定量分析㊂3 地球化学特征3.1 族组分渭北隆起区延安组油砂油族组分中饱和烃质量分数最高(41.67%~61.80%,平均为50.03%),非烃和沥青质质量分数次之(20.97%~50.84%,平均为36.80%),芳香烃质量分数最低(9.42%~18.92%,平均为13.17%),饱芳比在2.26~6.05之间,平均为3.80(见表2和图3)㊂由表2和图3可知,饱和烃质量分数和饱芳比高,油砂油品质较好;饱和烃质量分数高,沥青质质量分数低,油砂降解程度轻㊂表2 渭北隆起区延安组油砂油族组分数据T a b l e2G r o u p c o m p o s i t i o nd a t a o f o i l s a n d s o i l o fY a n'a nF o r m a t i o n i n i n t h eW e i b e iU p l i f t样号w(饱和烃)/%w(芳香烃)/%w(非烃)/%w(沥青质)/%w(非烃+沥青质)/%饱芳比①61.8017.2319.851.1220.973.59②56.959.4221.9711.6633.636.05③38.6610.5039.9210.9250.843.68④41.6710.0039.448.8948.334.17⑤58.3112.9617.7510.9928.734.50⑥42.7918.9229.280.0138.292.26平均50.0313.1728.038.7736.803.803.2 油砂降解程度分级由于长期暴露在空气中,地表油砂受生物降解作用的影响,部分烃类组分的相对质量分数大幅减少,在油砂地球化学分析前,需要判定生物降解级别㊂生物降解导致不同生物标志物的峰值发生规律性变化,随降解程度的增加,易降解的化合物峰变低,U C M(未可变化合物)类的抗降解化合物相对质量分数增加,导致T I C(总离子流色谱图)图上U C M曲线隆起;姥鲛烷(P r)和植烷(P h)具有比正构十七烷(n C17)和正构十八烷(n C18)更强的抗生物降解能力,因而随降解作用程度的增大,m(P r)/m(n C17)和m(P h)/ m(n C18)不断升高[20-21]㊂结合研究区钻井和地表油砂样品的T I C图㊁m/z=85(质子数/电荷数为85)㊁m/z=191和m/z=217质量色谱图(见图4)可知:地表样品U C M曲线隆起,正构烷烃受降解影响较大,类异戊二烯烃成分轻度损失,代表甾烷和萜烷的m/z=191和m/z=217质量色谱图较完整,m(P r)/m (P h )平均为0.61,m (P h )/m (n C 18)平均为1.43,m (P h )/m (n C 18)平均为2.23,P r ㊁P h 相对丰度偏高(见表3)㊂根据W E N G E RL M 等[22]提出的不同程度生物降解对成熟原油的影响(见图5),研究区油砂的生物降解程度为轻度降解级㊂通过表3中钻井样品与地表样品生物标志物分析平均数比较,两类油砂样品类异戊二烯烃类生物标志物质量分数相差较大,甾烷和萜烷类生物标志物质量分数相近,验证正构烷烃和类异戊二烯烃受部分降解,其数据不具有代表性意义,而甾烷和萜烷保存完整,可作为重点进行分析[14]㊂图3 渭北隆起区延安组油砂油族组分三角图F i g .3G r o u p c o m p o s i t i o n t r i a n g l ed i a g r a mo f o i l s a n d so i l o fY a n 'a nF o r -m a t i o n i n t h eW e i b e iU pl i f t 图4 渭北隆起区延安组油砂油色谱质谱图F i g .4C h r o m a t o g r a p h i c o f o i l s a n d s o i l o fY a n 'a nF o r m a t i o n i n t h eW e i b e iU p l i f t 表3 渭北隆起区延安组油砂油生物标志物数据T a b l e 3B i o m a r k e r s d a t a o f o i l s a n d s o i l o fY a n 'a nF o r m a t i o n i n t h eW e i b e iU pl i f t 样号R 1R 2R 3R 4R 5R 6R 7R 8R 9R 10R 11R 12R 13R 14R 15R 16①0.860.340.410.520.440.310.050.040.380.260.360.950.740.450.480.56②0.600.711.120.420.430.300.040.030.370.260.370.990.690.450.500.51③0.461.522.940.590.500.330.060.050.400.240.370.930.640.420.500.45④0.652.623.550.620.490.330.110.020.390.250.360.930.680.480.500.87⑤0.361.082.350.480.640.390.060.040.480.220.300.880.740.460.500.69⑥0.961.211.210.410.580.370.220.060.410.250.350.630.730.410.450.46第5期 梁 也等:鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年续表3样号R1R2R3R4R5R6R7R8R9R10R11R12R13R14R15R16地表样品平均0.611.432.230.500.530.340.100.040.410.250.350.870.700.440.490.60所有样品平均0.651.251.930.510.510.340.090.040.400.250.350.890.700.450.490.59注:R1=m(P r)/m(P h);R2=m(P r)/m(n C17);R3=m(P h)/m(n C18);R4=m(三环萜烷)/m(17α(H)-藿烷);R5=m(T s)/m(T m);R6=m(T s)/m(T s)+m(T m);R7=m(伽马蜡烷)/m(17α(H)-藿烷);R8=m(重排甾烷)/m(规则甾烷);R9=m(αααC27甾烷)/m(αααC27-C28-C27甾烷);R10=m(αααC28甾烷)/m(αααC27-C28-C29甾烷);R11=m(αααC29甾烷)/m(αααC27-C28-C29甾烷);R12=m(αααC27甾烷)/m(αααC29甾烷);R13=m(αααC28甾烷)/m(αααC29甾烷);R14=m(αααC29甾烷20S)/m(20S+20R);R15=m(αααC29甾烷ββ)/m(αα+ββ);R16=m(规则甾烷)/m(17α(H)-藿烷)㊂图5 不同程度生物降解对成熟原油的影响(据文献[22]修改)F i g.5D i f f e r e n t l e v e l s o f b i o d e g r a d a t i o ne f f e c t s o nm a t u r e c r u d e o i l(m o d i f i e db y r e f e r e n c e[22])3.3 有机质成熟度筛选鄂尔多斯盆地南缘油砂的热成熟度评价生物标志物参数,包括m(T s)/m(T m)(T s为18α(H)-22,29,30三降藿烷,T m为17α(H)-22,29,30三降藿烷)㊁m(αααC29甾烷20S)/m(20S+20R)和m(αααC29甾烷ββ)/m(αα+ββ),油砂油是在烃源岩达到热成熟阶段时生成的(见图6)㊂m(T s)/m(T m)反映非煤系地层中有机质的成熟度㊂在后生作用阶段,T s的分子能比T m的高出18.4k J/m o l,T s比T m的稳定性好㊂随成熟度的升高,m(T s)/m(T m)逐渐增大[23]㊂m(T s)/m(T m)在0.43~0.64之间,平均为0.51,表明油砂油的成熟度高㊂C29胆甾烷同分异构体结构可直观体现油砂油的成熟度㊂随油砂油的逐渐成熟,烃源岩更多分解为C29胆甾烷中的C29ββ胆甾烷异构体和C2920S胆甾烷异构体,m(αααC29甾烷20S/(20S+ 20R))和m(αααC29甾烷ββ/(αα+ββ))逐渐增高[14],平均分别为0.44和0.49,表明油砂油进入成熟阶段(见图6(a))㊂图6 渭北隆起区延安组油砂油成熟度和古沉积环境判别F i g .6M a t u r i t y a n d p a l e o s e d i m e n t a r y e n v i r o n m e n t o f o i l s a n d so i l o fY a n 'a nF o r m a t i o n i nt h e W e i b e i U p l i f t 3.4 有机质来源应用m (三环萜烷)/m (17α(H )-藿烷)㊁m (伽马蜡烷)/m (17α(H )-藿烷)㊁m (规则甾烷)/m (17α(H )-藿烷)㊁规则甾烷C 27-C 28-C 29等参数,判断油砂油在形成过程中有机质成分来源㊂由于三环萜烷13β(H )㊁14α(H )-C 19三环萜烷-13β(H )㊁14α(H )-C 29三环萜烷和17α(H )-藿烷(藿烷)分别代表细菌或藻类脂体和原核生物对母源的贡献,因此可用m (三环萜烷)/m (17α(H )-藿烷)作为母源参数㊂样品m (三环萜烷)/m (17α(H )-藿烷)在0.41~0.62之间,平均为0.51,藿烷值较低,说明油砂油在形成过程中受细菌或藻类的影响较强㊂m (伽马蜡烷)/m (17α(H )-藿烷)为0.04~0.22,平均为0.09,显示藿烷优势,说明油砂油部分来源于高等植物物源㊂m (规则甾烷)/m (17α(H )-藿烷)在0.45~0.87之间,平均为0.59,由于规则甾烷主要来源真核生物(主要是藻类),17α(H )-藿烷主要来源原核生物(细菌)的贡献,所以m (规则甾烷)/m (17α(H )-藿烷)主要指示藻类对于油气形成的贡献[20]㊂规则甾烷系列中,αααC 27甾烷20R ㊁αααC 28甾烷20R ㊁αααC 29甾烷20R 三者的连线呈不对称的 V ”型分布,高质量分数的C 27甾烷可指示低等水生生物生源,高质量分数的C 29甾烷可指示高等植物生源[24]㊂由三者的关系图(见图6(b ))可知,油砂和原油中烃类形成时低等水生生物的藻类和高等植物做出重要的贡献㊂根据甾烷萜烷生物标志物的质量分数分析,渭北隆起区延安组油砂在形成过程中母质成分主要来源于藻类和高等植物㊂3.5 古沉积环境分析m (P r )/m (P h )㊁伽马蜡烷㊁m (重排甾烷)/m (规则甾烷)等古沉积环境生标参数,表明渭北隆起区延安组油砂的烃源岩主要沉积于低盐度㊁缺氧条件下的湖泊环境㊂P r 和P h 的比值通常用于评价沉积作用和成岩作用过程中的氧化还原条件[14]㊂通常m (P r )/m (P h )值在1.0~3.0之间表示低氧沉积条件,高m (P r )/m (P h )值(大于3.0)和低值(小于0.6)分别表示富氧和缺氧条件[20]㊂研究区油砂油的m (P r )/m (P h )在0.36~0.96之间(见表3),表明有机质是在缺氧条件下沉积的㊂伽马蜡烷可指示母源形成环境,低的伽马蜡烷反映水体盐度低,沉积环境为缺氧环境[25]㊂m (重排甾烷)/m (规则甾烷)平均为0.04,低的m (重排甾烷)/m (规则甾烷)指示生油岩沉积时缺氧[26]㊂4 油源分析4.1油气来源延长组自上而下可分为10段,发育多套烃源岩为盆地提供油气,长7段烃源岩是延长组的主要石油来源㊂长7段烃源岩主要由黑色页岩㊁暗色泥岩组成,在鄂尔多斯盆地广泛分布(见图7)[27]㊂单一的生物标志物很难有效划分延长组不同层位的烃源岩,结合姥植比(m (P r )/m (P h ))㊁8β(H )-补身烷和C 3017α第5期 梁 也等:鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析(H )-重排藿烷将鄂尔多斯盆地南缘烃源岩分为A 类和B 类(A 类烃源岩m (P r )/m (P h )>2,B 类烃源岩m (P r )/m (P h )<2),其中,A 类又分为A 1㊁A 2㊁A 3三个亚类,A 1亚类为延长组7段半深湖 深湖相沉积的泥页岩;A 2亚类为延长组7段半深湖 深湖相沉积的暗色泥岩;A 3亚类和B 类烃源岩分布较为广泛,研究区各层位有分布,A 3亚类为三角洲前缘相沉积的暗色泥岩,B 类为三角洲前缘相沉积的炭质泥岩[28-29]㊂图7 鄂尔多斯盆地延长组7段烃源岩厚度分布(据文献[27]修改)F i g .7T h i c k n e s s d i s t r i b u t i o n o f s o u r c e r o c k s o f 7t hm e m -b e r o f t h eY a n c h a n g F o r m a t i o n i n t h eO r d o sB a s i n (m o d i f i e db y r e f e r e n c e [27])受降解作用的影响,在油源对比过程中,油砂油一些轻烃生物标志物的对比方法不再适用㊂根据研究区油砂油的地球化学特征及油源对比方法[6,30],研究筛选C 30重排甾烷㊁8β(H )-补身烷等生物标志物,分析油砂油和鄂尔多斯盆地南缘A 1㊁A 2㊁A 3和B 类烃源岩㊂研究区油砂油重排藿烷质量分数低,C 30重排甾烷/C 30藿烷小于0.1;8β(H )-补身烷质量分数高,且未检测出8α(H )-补身烷,符合A 类烃源岩中的A 1亚类烃源岩的特征(重排藿烷质量分数低,m (C 30重排甾烷)/m (C 30藿烷)<0.3,8β(H )-补身烷质量分数高,且高于8α(H )-补身烷质量分数,m (8β(H )-升补身烷)/m (8β(H )-补身烷)<2)㊂由鄂尔多斯盆地南缘A 1㊁A 2㊁A 3和B 类烃源岩与油砂油类比(见图8(a ))可知,油砂油与A 1㊁A 2类烃源岩拟合良好,说明油砂油的烃源岩与鄂尔多斯盆地延长组7段烃源岩有很好的亲缘关系[28]㊂采用C 30重排甾烷㊁T s ㊁T m 等生物标志物的相对质量分数,将油砂油与延长组镇泾Ⅰ㊁Ⅱ类原油进行类比(镇泾Ⅰ类油为源于A 1类烃源岩的原油,镇泾Ⅱ类油为源于A 2类烃源岩的原油)㊂m /z =85质量色谱图上,由于油砂遭受生物降解作用,轻烃组分质量分数下降,导致与镇泾Ⅰ类原油m /z =85质量色谱图略有不同,呈现相同趋势㊂由m /z =191质量色谱图中看出明显的亲缘关系,油砂油和镇泾Ⅰ类油显示C 30藿烷为主峰㊁低的伽马蜡烷值㊁高的C 29降藿烷值的特征,T s 和T m 有差异,低的m (T s )/m (T s +T m )表明油砂油比镇泾Ⅰ类油成熟度低㊂m /z =217质量色谱图中,αααC 27甾烷20R ㊁αααC 28甾烷20R ㊁αααC 29甾烷20R 比例相近,呈 V ”型分布特征,区别是油砂油的孕甾烷和升孕甾烷质量分数比镇泾Ⅰ类原油的低,表明油砂油比镇泾Ⅰ类油成熟度低㊂由鄂尔多斯盆地南缘延长组镇泾Ⅰ㊁Ⅱ类油与油砂油类比(见图8(b))可知,油砂油与镇泾Ⅰ类油有很好的亲缘关系,即与镇泾Ⅰ类油同源,源自延长组7段地层泥页岩㊂东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年图8 渭北隆起区烃源岩与油砂油和镇泾原油与油砂油类比F i g .8A n a l o g y b e t w e e n s o u r c e r o c k s a n d o i l s a n d s o i l a n d a n a l o g y b e t w e e n c r u d e o i l f r o mZ h e n j i n g A r e a a n do i l s a n d s o i l i n t h eW e i b e iU pl i f t 4.2 运移方向研究区油砂油来源于延长组7段的泥页岩,需分析油砂油运移方向㊂常规分析油源方向方法是以原油物理性质作为影响油砂油成分的唯一因素,可利用镍㊁钒同位素示踪法分析油源[14]㊂对于油砂,由于存在降解作用,油砂油物理性质不是影响成分变化的唯一因素,需要采取新方法进行追踪㊂考虑不同地区油砂油成熟度程度和降解程度,利用T s ㊁T m ㊁三环萜烷㊁17α(H )-藿烷等生物标志物的相对质量分数和油砂油黏度探讨运移方向㊂油砂油成熟度和油砂油运移距离存在负相关关系㊂烃源岩在达到生油门限后开始生成油气,而其地质环境在沉降,自身埋深及温度压力也在增大,导致先后生成的油砂油成熟度程度不同,即先生成的油砂油成熟度低,后生成的油砂油成熟度高㊂这种变化体现在油砂油运移过程中化学成分规律性变化中,在油砂油运移方向上,其运移距离随成熟度的减小而增大[23]㊂由油砂油m (三环萜烷)/m (17α(H )-藿烷)-m (T s )/m (T s +T m )可知,地表不同地区油砂油成熟度减小依次为⑤杏树坪 ④荒草湾 ③荒草湾 ⑥尖山村 ②春林村㊂黏度是判断原油运移的重要指标㊂原油黏度随运移距离增加而增大[23]㊂地表样品油砂油黏度从小到大为⑤杏树坪 ⑥尖山村 ④荒草湾 ③荒草湾 ②春林村(见表1)㊂由T I C 分布图可判定样品的降解程度,由于各个样品同源且处于同一地区,运移距离是影响油砂油降解的主要因素,因此油砂油降解程度也可作为判定油砂油的运移距离的佐证㊂由不同地区样品T I C 分布(见图9)可知,降解程度依次为⑤杏树坪 ⑥尖山村 ④荒草湾 ③荒草湾 ②春林村,与油砂油成熟度判断的运移主体方向一致㊂结合地理位置分布和油源位置,认定油砂油是由镇泾地区生成,沿南东东方向流入⑤杏树坪地区,分别向北东方向⑥尖山村地区和南西方向④荒草湾 ③荒草湾 ②春林村地区流动㊂在油砂油运移方向分析的基础上,判定影响运移过程中油砂油成分变化因素㊂油砂油在地下运移,随物理化学条件变化而引起自身成分变化,主要受两种因素的控制㊂一种是烃类物质本身物理性质对运移的影响㊂硫㊁氧㊁氮㊁钒㊁镍㊁铁等非烃化合物分子大㊁极性强㊁有很强吸附性,运移能力比饱和烃和芳香烃差,导致随运移距离的增加,非烃成分逐渐减少,饱和烃和芳香烃质量分数逐渐增加㊂另一种是水洗作用和生物降解作用对油砂油成分的影响㊂油砂油储藏于地表及近地表的砂岩储层,经历水洗作用和生物降解作用,运移距离越大,越接近地表,受的影响越大[31]㊂由降解分析(见图6)可知,油砂的生物降解自弱至强为正构烷烃㊁类异戊二烯烃㊁甾烷㊁藿烷㊁芳构化甾烷和卟啉,对非烃几乎没有影响㊂因此,水洗作用和生物降解作用导致油砂油随运移距离增加,饱和烃和芳香烃质量分数减少,非烃质量分数增加㊂分析油砂油族组分(见图3),渭北隆起地区地表油砂样品黏度由低到高依次为⑤杏树坪 ②春林村 ⑥尖山村 ④荒草湾 ③荒草湾,与降解程度分析结果一致;结合运移路径,整体呈随运移距离的增加,饱和烃和芳香烃质量分数减少的趋势,然而②号样品存在异常,说明在油砂油运移过程中,水洗作用和生物降解作用是导第5期 梁 也等:鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析致油砂油成分变化的主要影响因素,烃类的物理性质也有一定程度影响㊂图9 地表油砂油T I C 分布图及油源运移方向F i g .9T I Cc h r o m a t o g r a m s a n dm i gr a t i o nd i r e c t i o no f o i l f r o ms u r f a c e o i l s a n d s 5 结论(1)鄂尔多斯盆地南缘渭北隆起区延安组油砂油族组成以饱和烃为主,非烃和沥青质次之,芳香烃最少,油砂油品质较好㊂油砂经历轻度降解,正构烷烃和类异戊二烯烃成分部分降解,甾烷和萜烷成分完整㊂(2)油砂的生油母质为高等植物和藻类的混合来源,沉积环境为水体盐度低㊁水体缺氧的湖泊相,油砂油进入成熟阶段㊂(3)油砂油来源于延长组7段半深湖 深湖相沉积的泥页岩,由镇泾地区沿南东方向运移至杏树坪地区,再向北东方向和南西两个方向继续运移㊂水洗作用和生物降解作用是运移过程中影响油砂油成分变化的主要因素,烃类物理性质也有一定程度的影响㊂参考文献(R e f e r e n c e s ):[1] 贾承造.全国油气勘探开发形势与发展前景[J ].中国石油石化,2022(20):14-17.J I AC h e n g z a o .T h e s i t u a t i o na n dd e v e l o p m e n t p r o s p e c t so f n a t i o n a l o i l a n d g a s e x p l o r a t i o na n dd e v e l o pm e n t [J ].C h i n aP e t r o c h e m ,2022(20):14-17.[2] H E I NFJ ,N A T R R.H e a v y o i l a n do i l (t a r )s a n d s i nn o r t hA m e r i c a :a no v e r v i e w &s u mm a r y o f c o n t r i b u t i o n s [J ].N a t u r a lR e -东 北 石 油 大 学 学 报 第47卷 2023年第5期 梁 也等:鄂尔多斯盆地南缘延安组降解油砂地球化学特征及油源分析s o u r c e sR e s e a r c h,2006,15:67.[3] 廖泽文,耿安松.稠油和油砂中沥青质等重质组分的轻度氧化降解[J].石油勘探与开发,2002,29(4):55-59.L I A OZ e w e n,G E N G A n s o n g.T h em i l d o x i d a t i v e d e g r a d a t i o no f t h e h e a v y c o n s t i t u e n t s i nv i s c o u s c r u d e o i l a n d o i l s a n d s[J].P e t r o l e-u m E x p l o r a t i o na n dD e v e l o p m e n 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鄂尔多斯盆地延长组凝灰岩夹层展布特征及其地质意义
鄂尔多斯盆地延长组凝灰岩夹层展布特征及其地质意义
鄂尔多斯盆地延长组凝灰岩夹层分布广泛,通过众多凝灰岩夹层的实际岩心观察,归纳总结出凝灰岩夹层的常规测井曲线表现为具有相对低电位、高自然伽马、高电阻率、高声波时差值的特征,并且高值常略低于致密泥岩段;单井分析凝灰岩夹层与上、下部岩石整合接触,较少发育同沉积构造,以典型的火山尘灰大气降落沉积产物为主,但也偶见凝灰岩与砂泥岩一起发育扰动构造,明显经受了水动力改造;连井剖面分析说明延长组长1-长9皆有凝灰岩分布,横向上可对比性凝灰岩主要有4套,分别为长9_1、长7_3底、长7_2、长7_1期,以盆地西南部长7_3期最发育;凝灰岩平面展布特征整体呈北西向展布,由南西-北东向凝灰岩厚度逐渐变薄,并且与烃源岩、放射性异常展布形态一致,因此认为凝灰岩的沉积作用所引起的元素迁移和古环境变化,可能对延长组优质烃源岩的发育具有重要意义.
作者：邱欣卫刘池洋李元昊王光周王建强 QIU Xin-wei LIU Chi-yang LI Yuan-hao MAO Guang-zhou WANG Jian-qiang 作者单位：大陆动力学国家重点实验室,西北大学含油气盆地研究所,西安,710069 刊名：沉积学报ISTIC PKU 英文刊名：ACTA SEDIMENTOLOGICA SINICA 年，卷(期)：2009 27(6) 分类号：P588.21 关键词：鄂尔多斯盆地延长组凝灰岩夹层展布特征地质意义 Ordos Basin Yanchang Formation tuff interlayer distributing characteristics geological significances。

第31卷　第1期2010年1月石油学报AC TA PETROL EI SIN ICAVol.31J an.　No.12010基金项目:国家科技重大专项(2008ZX 05002)“碎屑岩层系大中型油气田富集规律和勘探关键技术”资助。

作者简介:许化政,男,1943年12月生,1968年毕业于北京石油学院,现为中国石化石油勘探开发研究院教授级高级工程师,主要从事石油地质研究。

E 2mail :wangcg @文章编号:0253Ο2697(2010)01Ο0025Ο06海相烃源岩发育环境与岩石的沉积序列———以鄂尔多斯盆地为例许化政 王传刚(中国石化石油勘探开发研究院　北京　100083)摘要:国内外海相大油气田的烃源岩多为黏土矿物含量较高的泥页岩、油页岩和泥灰岩,形成于由台地向海槽过渡的深水斜坡环境,而碳酸盐岩形成于与大气交换条件较好的浅水环境,是有机质丰度低和干酪根类型差的根本原因。

从机理上讲,碳酸盐岩排烃效率低于泥质岩,并且不存在有机碳含量随成熟度升高而有规律降低的现象,不能成为有效烃源岩。

鄂尔多斯盆地西缘中奥陶统平凉组自东而西发育的碳酸盐岩—泥质岩、灰岩—硅质页岩和海底碎屑岩反映了海相沉积因水深变大而形成的岩性序列,含有机质丰度高的泥质和泥灰质烃源岩形成于深水斜坡相的古地理环境中。

关键词:鄂尔多斯盆地;海相烃源岩;碳酸盐岩;平凉页岩;岩性序列;深水斜坡相中图分类号:TE 112 文献标识码:ADevelopment environment and lithological sequence of marinesource rock :T aking Ordos B asin as an exampleXU Huazheng WAN G Chuangang(S inopec Research I nstitute of Pet roleum Ex ploration and Production ,B ei j ing 100083,China )Abstract :Most source rocks of the large marine oil 2gas fields in domestic and overseas are graptolite shale ,oil shale and marl with great amounts of clay mineral ,which formed in the deepwater slope environment transferred from tableland to trough.But the carbon 2ate rock is formed in the shallow water environment under good exchanging condition with atmosphere ,which causes the low abun 2dance of organic matter and poor 2type kerogen.Hydrocarbon 2expulsion efficiency of carbonate rock is lower than that of shale ,and the TOC content in carbonate rock can not be reduced when the maturity increases.So ,carbonate rock can not become the effective hydrocarbon source rock.The carbonate rock 2argillaceous rock ,limestone 2siliceous shale and sea 2bottom clastic rock developed f rom east to west in Pingliang Formation of the western Ordos Basin ,which shows the lithological sequence of marine sediment resulted f rom increasing water depth.The graptolite shale and marl with high 2abundance hydrocarbon are formed in the palaeogeographic en 2vironment of deepwater slope.K ey w ords :Ordos Basin ;marine source rock ;carbonate rock ;Pingliang shale ;lithological sequence ;deepwater slope 油气源是决定油气勘探方向、评价油气资源潜力的第一要素。

鄂尔多斯盆地西南缘长9储层特征评价发布时间：2021-06-28T12:03:02.083Z 来源：《工程管理前沿》2021年7卷2月5期作者：邓杰[导读] 鄂尔多斯盆地西南缘地区长9油层组储层主要属于低孔-中孔、邓杰中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006摘要：鄂尔多斯盆地西南缘地区长9油层组储层主要属于低孔-中孔、特低渗-中低渗储层，储层非均质性较强。

通过对储层特征分析，将不同储集性能的砂体按照压汞曲线特征的差异性分为四类，其中Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类为有效砂体，可做为储集层，进而明确了优质储层的测井响应特征，建立了测井识别标准：声波时差大于240μs/m，补偿密度在2.3 g/cm3~2.42 g/cm3之间，孔隙度大于16%，渗透率大于1.2mD，为下一步勘探部署提供科学依据。

关键词：低孔低渗储层优质储层测井特征鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地西南缘经过多年勘探，已发现延安组、延长组长6、长8、长9等多个含油层系[1]，总资源量约6.3亿吨，勘探潜力巨大。

其中延长组长8和长9是该区主力油层[2]，沉积类型以湖泊-三角洲沉积体系为主，水下分流河道砂体发育，储层空间展布复杂且非均质性强[3]。

1 储层特征1.1物性特征研究区长9油层组15口井688个样品物性统计分析揭示，孔隙度Ф一般介于2.82%~19.05%，平均孔隙度值为13.32%；其中73.8%的样品孔隙度值在11%以上，其平均值为15.49%。

渗透率Ｋ平均值为1.58mD，主要介于0.003~42.43mD，其中渗透率值在0.14mD以上的占到总样品的66.7%，其平均值为2.44mD。

综合样品主要分布区间，按照《中国石化石油天然气预测储量计算细则》确定长9油层组主要属于低孔-中孔、特低渗-中低渗储层。

储层渗透率和孔隙度之间具有较明显的两段式关系（图1），拟合曲线斜率也显示为两段性，表明在低孔特低渗背景下发育中孔中低渗储层，显示随着孔隙度的增加渗透率增加较快，孔隙和喉道匹配关系较好。

在地理上,鄂尔多斯盆地是指河套以南,长城以北的内蒙古自治区伊可昭盟地区。

而地质学中的鄂尔多斯盆地范围则广阔,它东起吕梁山,西抵桌子山~贺兰山~六盘山一线,南起秦岭山坡,北达阴山南麓。

包括宁夏东部,甘肃陇东,内蒙古伊可昭盟、巴彦单尔盟南部、阿拉善盟东部，陕北地区，山西河东地区。

面积约37万K㎡。

（长庆油田勘探开发的鄂尔多斯盆地总面积约25万K㎡。

）黄土高原是盆地主要地貌特征，著名的毛乌素沙漠位于盆地北部，周边山系海拔1500～3800m，平均2500m左右。

盆地内部西北高，东南低，海拔800～1800m左右；西北部的银川平原、北部的河套平原、南缘的关中平原，地势相对较低（前二者海拔高度1600m左右，关中平原仅300～600m）。

中华民族的摇篮——黄河沿盆地周缘流过。

盆地内部发育有十几条河流，多数集中在中南部，在东南角汇入黄河，属黄河中游水系；像著名的无定河、延河、洛河、泾河、渭河流域都是我们中华民族的发祥地之一。

盆地内油气勘探始于上世纪初，1907年在地面油苗出露的陕北地区，用日本技术钻了我国大陆第一口油井。

大规模油气勘探、开发始于1970年。

到目前，不但在石油、天然气开采上取得了辉煌成果，而且在地质理论研究、钻采工艺技术等方面取得了重大突破，为世界特低渗透油田开发提供了成功经验。

第一讲盆地构造特征一、区域构造单元划分地质学上讲的鄂尔多斯盆地是一个周边隆起，中部下陷，内部西低东高，不对称的地史时期的沉积盆地；并非现今的地貌盆地。

按地层的分布形态划分为：（盆地一级构造单元）1 、（北部）伊盟隆起2 、（南部）渭北隆起3 、（西部）西缘断褶带、天环坳陷（天环向斜）4 、（东部）晋西挠褶带5 、（中部）陕北斜坡（西倾单斜构造）陕北斜坡是目前我们研究时间最长、认识比较清楚的一个一级构造单元。

由于它的存在，盆地内同一个时期的地层（同一套储层），在西部埋藏深度大，东部埋藏浅。

例如：马岭油田主力含油层延10在庆阳埋深1400m左右，在延安出露地表，西峰油田的长8油层在陇东埋深2200多米，在陕北延河入黄河口处则高悬在山崖上。

文章编号:167121505(2004)022*******　文献标识码:A鄂尔多斯盆地西缘奥陶系地球化学特征及其沉积环境意义席胜利1,2,3　郑聪斌3　李振宏31西北大学地质系,陕西西安710016 2中国科学院地质与地球物理所,北京1000293长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710021摘　要　鄂尔多斯盆地西缘斜坡相沉积是海相烃源岩的有利发育区。

本文从元素地球化学入手,结合岩石、古生态特征,通过不同地区、不同层位元素赋存与迁移规律、沉积水体的变化及氧化-还原条件的分析,系统探讨了该区奥陶系元素地球化学与沉积环境、烃源岩分布及海底热流体活动的关系。

认为水体深度、还原性、生物量及海底热流体的存在是海相生烃岩发育的重要条件。

西缘北段桌子山组及南段三道沟组等台地相沉积及其以下地层,其沉积水体浅、开阔,还原性差,使有机质难以保存,不利于生烃岩的发育;而北段克里摩里组、乌拉力克组及南段的平凉组第一段等斜坡相沉积,其水体深而闭塞,还原性强,并且存在海底热流体活动,可形成有机质丰度较高的海相生烃岩。

从而为评价该区奥陶系天然气成藏条件,提供了地球化学依据。

关键词　鄂尔多斯盆地　奥陶系　元素地球化学　沉积环境　烃源岩　热流体第一作者简介席胜利,男,1965年生。

1985年毕业于华东石油学院勘探系,1996年获硕士学位,现为长庆油田公司勘探开发研究院总地质师,高级工程师,西北大学、中科院地质与地球物理研究所在职博士生,长期从事天然气地质研究。

联系电话:029-*******,E 2mail :xsl 2cq @petrochina 1com 1cnG eochemical characteristics and its sedimentary environment signif icanceof the Ordovician in the w estern m argin of Ordos B asinXi Shengli 1,2,3　Zheng Congbin 3　Li Zhenhong 31The Geology Depart ment of Northwest U niversity ,Xi ’an 710061,S haanxi 2Institute of Geology and Geophysics ,Chinese Academy of Sciences ,Beijing 1000293Research Institute of Ex ploration and Development of Changqing Oil Field B ranch ,Xi ’an 710054,S haanxiAbstract Clinothem slope facies is very advantageous to development of source rock of marine fa 2cies in the western margin of Ordos Basin 1According to the element geochemical characteristics ,the relationships between element geochemistry and sedimentary environment ,and the relationships be 2tween the distribution of source rock and heat 2flow of ocean 2floor are discussed in this article by the numbers through analyzing the rules of element concentrate and transference and the change of sedi 2mentary water mass and oxidation 2reduction condition on the different horizons and the different ar 2eas 1The conclusion is that water mass depth and reduction and biocoenosis and the heat 2flow of ocean 2floor are very important to the development of source rocks 1In the Zhuozishan Formation on the north of the western margin and Sandaogou Formation on the south of the western margin ,the preservation of organism is very difficult ,because during their deposition ,the water mass was very shallow and widen ,and the reduction was weak 1In the K elimoli Formation and Wulalike Formation on the north of western margin and the first section of Pingliang Formation on the south of the western margin ,第6卷　第2期2004年　5月古地理学报JOURNAL OF PALAEO GEO GRAPHYVol 16　No 12May 2004the abundance of organism is very high,because during their deposition the water mass was very oc2 clusive and the reduction was very strong,also heat2flow of the ocean floor was very active1These analyses provide the basement of element geochemical characteristic for evaluating the reservoir of thegas1K ey w ords　Ordos Basin,Ordovician,element geochemistry,sedimentary environment,s ource rocks, heat2flowAbout the first author　X i Shengli,born in1965,was graduated from exploration department of HuaDong Petroleum Institute in1986,got Master degree in19961Now he is the chief geologist of ResearchInstitute of Exploration and Development of Changqing Oil Field,Senior engineer and is a candidate forPh1D1degree in Northwest University and Institute of G eology and G eophysics of Chinese Academy of Sci2 ences,and is engaged in gas geology1T el:029-*******,E2mail:xsl cq@petrochina1com1cn 鄂尔多斯盆地西缘奥陶系地层,沉积巨厚,发育齐全,保存完整。

一、油田地理概况吴起油沟油田位于陕西省吴旗起县白豹乡境内，属黄土源地貌。

地表为100～250米厚的第四系黄土覆盖，因长期流水侵蚀切割，形成沟谷纵横、梁峁相间的地貌景观，地面海拨1360～1670米，地表高差较大，约140～270m。

当地气温变化大，四季分明，干旱少雨，年平均降水量400～600mm，属内陆干旱型气候。

目前油区矿山公路沿山梁而行，区内交通较为方便。

二、勘探开发现状油沟地区经过几年的滚动勘探开发，截止2006年7月，已钻井170多口。

主要目的层为延长组长4+51油层，该层具有连片性好，油层分布范围广、产量较稳定等特点；侏罗系富县组、侏罗系延安组的延10、延9油层，虽然分布范围较小，仅在油田南部分布，而且油藏控制因素复杂，但产量高，投资回报明显，也是该油田重要的开发层系之一；长2、长3油层呈零星分布；长6、长7、长8以及长9油层，目前评价程度较低，从区域上看都有进一步勘探的潜力。

目前，试采主力层长4+51的井为82口，其中试采1年以上的井有12口，9个月以上的为38口，6个月以上的井40口，3个月以上的井66口，试采在3个月以下的井为17口；开采延8层、延9层、延10层、富县层和长61层的井分别为1口、6口、6口、9口和5口；开采长2、长3、长62～长64、长7、长8、长9的井共有22口井；还有一批井未投产。

1开采主力层长4+51的井基本全部连片，形成了井距一般在220～350米左右的基本规则的开发井网，控制了14.8km2的含油面积，探明地质储量563.13×104t，溶解气储量7.04×108m3。

所有油井都进行了压裂改造，并且都采用自然能量开采。

投产初期平均单井日产油5.1t，目前平均单井日产油2.75t（附图２—１），综合含水18.2%。

从产量变化情况看，采用自然能量开采产量下降快，一般井在一年内产量下降40%左右。

截至2006年7月底，油沟油田开采长4+51的井总计产液7.2 万m3，其中油6.23万m3，水0.97万m3，采出程度为0.94%，地下亏空体积约为9.3万m3。

鄂尔多斯盆地坪北地区延长组长8、长9油层沉积特征研究董丽红;李欣伟;杜彦军;时晓章;马浪【期刊名称】《地质与资源》【年(卷),期】2017(026)006【摘要】Good oil and gas shows are discovered in the exploration of oil-bearing layers C-8 and C-9 in Yanchang Formation,Pingbei bining the data of well logging,geological logging,drill core and chemical analysis,a comprehensive study is conducted on thepetrological,paleontological and geophysical characteristics of C-8 and C-9.The results show that the lacustrine-delta depositional systems,mainly delta front facies and shore-shallow lacustrine or prodelta sedimentary facies,are developed in the Pingbei area during the sedimentary period ofC-8 and C-9,which can be subdivided into underwater distributary channel,underwater distributary interchannel,distant sandbar,shoreshallow lacustrine mudstone and prodelta mudstone microfacies.Among the facies above,the sand body of underwater distributary channel is relatively developed,serving as the main oil-gas accumulation place.%在对坪北地区深层延长组长8、长9油层组的油气勘探中,发现了较好的含油显示.综合测井、录井、岩心及其分析化验资料等,对坪北地区延长组长8、长9油层组岩石学、古生物学及地球物理特征进行综合研究,结果表明:长8、长9油层组沉积时期坪北地区发育湖泊-三角洲沉积体系,主要发育三角洲前缘沉积以及滨浅湖或前三角洲沉积;进一步可划分为水下分流河道微相、水下分流河道间微相、远砂坝微相、滨浅湖泥岩及前三角洲泥岩,其中水下分流河道砂体比较发育,是油气聚集的主要场所.【总页数】7页(P577-582,595)【作者】董丽红;李欣伟;杜彦军;时晓章;马浪【作者单位】陕西延长石油(集团)研究院,陕西西安710065;陕西延长石油(集团)研究院,陕西西安710065;陕西延长石油(集团)研究院,陕西西安710065;陕西延长石油(集团)研究院,陕西西安710065;陕西延长石油(集团)研究院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】P618.130.2【相关文献】1.鄂尔多斯盆地镇泾地区延长组长6、长8油层组储层特征研究 [J], 陈小梅2.鄂尔多斯盆地渭北地区上三叠统延长组长6油层沉积微相特征研究 [J], 阳伟;田景春;夏青松;王峰3.鄂尔多斯盆地环县-西峰地区延长组长9油层组自生绿泥石发育特征研究 [J], 朱晓燕;田随良;刘建勋;李文伟4.鄂尔多斯盆地油房庄延长组长7油层组沉积环境的粒度特征研究 [J], 于涛;于江涛;孟宁宁;杜敬国;姬安召;5.鄂尔多斯盆地油房庄延长组长7油层组沉积环境的粒度特征研究 [J], 于涛;于江涛;孟宁宁;杜敬国;姬安召因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

本次样品为非露头样品，这样有效的避免露头样品的风化1 区域概况鄂尔多斯盆地作为中国的第二大含油气盆地，其下古生界作用对有机质丰度的影响。

研究样品主要采自盆地西缘的古探海相地层广泛分布，且沉积厚度大。

盆地西缘奥陶系存在继承1井等数口重要钻井的奥陶系岩心和岩屑样品，采样层位密布奥性发育的海槽沉积环境，具有被动大陆边缘属性，地层发育较陶系各个层位三道坎组、桌子山组、克里摩里组、乌拉力克[1]组、拉什仲组。

鉴于并非所有岩性的海相沉积岩石都能成为烃全。

早奥陶世，海水入侵鄂尔多斯盆地，但西缘仍为古陆暴露源岩，高能环境或过于氧化的环境不利于海相烃源岩的发育，区，没有同期沉积，故西缘整体缺失早奥陶世地层；进入中奥较好的海相烃源岩通常发育于低能水体及相对还原的环境中，陶世后，鄂尔多斯盆地西缘发生大规模海侵，依次发育三道坎因此烃源岩岩性是深灰色、灰黑色灰质泥岩、泥灰岩等泥质含组、桌子山组、克里摩里组地层；晚奥陶世依次发育有乌拉力 [2]量较高、颜色较深的岩石。

由于鄂尔多斯盆地西缘奥陶系现今克组、拉什仲组、公乌素组、蛇山组。

处于高-过成熟阶段，岩石热解指标、氯仿沥青“A”等其它地相对于鄂尔多斯盆地中东部奥陶系的油气田规模日益扩化参数均难以运用，有机碳含量（TOC）成为唯一可用的有机大，盆地西缘的奥陶系油气勘探始终未能取得重大突破，其原质丰度评价指标。

因固然与西缘的变形复杂等因素导致的勘探难度较大密切相关，但也与对该地区奥陶系烃源岩有机质丰度及演化特征缺乏系统的认识有关，为此本文通过对鄂尔多斯盆地西缘钻遇奥陶系的古探1井等重要钻井进行系统采样，并进行相关有机地球化学测试分析，客观地揭示西缘奥陶系烃源岩的基本地球化学特征，以期对该区油气勘探提供重要的基础数据和理论依据。

2 烃源岩有机质丰度近十几年来的海相烃源岩有机质丰度下限的研究成果表明，一定厚度的有机碳含量（TOC）为1%~2%的暗色泥质岩和泥质碳酸盐岩的大面积分布是海相大油气田形成的必要条件，而有表1 鄂尔多斯盆地西缘有机质丰度特征机碳含量很低（0.1%~0.2%）的纯碳酸盐岩则形成不了大油气样品分析结果表明：①拉什仲组有机质丰度最高，TOC变田；高成熟-过成熟阶段的海相烃源岩评价，其有效油源岩的化范围为0.11%~3.10%，其平均有机碳含量为1.01%，达到好烃[3-4]TOC下限不应小于0.5%，有效气源岩的TOC下限不小低于0.3%；源岩标准（即优质油源岩标准）；其中TOC>0.3%、TOC>0.5%国外多数油公司从寻找大中型油气田出发，采用的有机碳丰度和TOC>1.0%的样品分别占全部分析样品数的14%、24%和[5]下限为不小于1.0％，即优质油源岩的TOC下限则不应小于1.0%。

2019年2月  | 2152.3 储层预测2.3.1 地震属性分析地震属性能反映流体、岩性、储层物性、河流三角洲砂体、礁体、不整合面、地层调谐效应和地层层序等变化。

通过对比分析,选择均方根振幅属性与弧长属性预测有利储层的展布。

均方根振幅是将振幅平方的平均值再开平方。

由于对振幅值进行了平方运算,因此,它对强振幅非常敏感。

适用于地层的砂泥岩百分比含量分析,也可用于地层岩性相变分析,计算薄砂层厚度,识别亮点、暗点,指示烃类显示,识别火成岩等特殊岩性。

弧长是作为地震道的波形长度来定义的,它是在时窗内对所有地震道的变化范围的比例测量。

用于衡量高振幅高频率和高振幅低频率之间与低振幅高频率和低振幅低频率之间的区别,如页岩和砂岩的界面,会出现突变和高阻抗的反差,弧长即可用于页岩层序和含砂量较高的层序之间的识别,带宽越小,弧长就越接近总绝对值振幅。

这一属性相似于反射的非均质性,可用于砂泥岩和砂岩地层的含砂岩量分析以及层序地层分析。

研究区砂体全区分布,但储层物性存在明显区别,砂体中疏松砂岩是有效储层,灰质胶结的致密砂岩含油性较差,是非储层,二者物性有明显区别,能够产生不同的地震响应。

通过属性分布图(图3)可以看出,均方根振幅属性与弧长属性特征基本一致,反映有效储层(红色区域)分布较为零散,相互之间不连通,排614-排627井区与排602-排602-2井区有效储层展布形态明显不同。

(a) 均方根振幅属性 (b) 弧长属性 图3 地震属性图2.3.2 测井约束反演叠后反演是定量描述砂体厚度的有效手段。

根据地质观点,全区砂体分布,砂体厚度的变化可能会与有效储层分布有关,因而利用测井约束反演对工区砂体厚度分布进行刻画[4-5]。

图4为反演得到的砂体厚度平面图,从平面分布上看,工区西部受到基底抬升厚度逐渐变小,并逐渐尖灭,东部厚度比较稳定。

在排627西、排614南、排602以及排602-2附近存在局部厚度中心。

3 结语(1)沙一段储层岩性以灰色荧光、油浸细砂岩和棕褐色油斑细砾岩为主,夹有少量泥质条带。

鄂尔多斯盆地姬塬地区长9油层组沉积特征与储集条件窦伟坦;蔺宏斌;慕敬魁;林丽【摘要】通过对鄂尔多斯盆地姬塬地区延长组长9油层组物源、沉积相及其微相特征综合分析,对储层岩石学、孔隙类型、结构、物性特征研究,认为长9油层组总体属辫状河三角洲沉积体系,长91局部出现浅湖沉积,储层类型以Ⅱa、Ⅱb型为主.长91为主力油层,主要分布于三角洲前缘相带,其中盐池地区物性最优,发育良好的储集空间,为有利勘探区.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2011(026)002【总页数】7页(P20-25,30)【关键词】沉积特征;储集条件;长9油层组;姬塬地区;鄂尔多斯盆地【作者】窦伟坦;蔺宏斌;慕敬魁;林丽【作者单位】长庆油田公司勘探部,陕西,西安,710021;长庆油田公司勘探部,陕西,西安,710021;长庆油田公司勘探部,陕西,西安,710021;长庆油田公司勘探开发研究院,陕西,西安,710021【正文语种】中文【中图分类】TE122鄂尔多斯盆地是我国典型的克拉通内盆地.在中生代进入了内陆湖盆的形成发展阶段，尤其是晚三叠世延长期，是湖盆发育的鼎盛时期［1］.按沉积旋回自上而下可分为10个油层组(长1至长10)，其沉积特征反映了湖盆形成、发展和消亡的演化全过程.长9、长7、长4+5亚期是湖盆演化中的三大湖侵期，相应发育3套重要烃源岩［2-5］，尤其是长7亚期，湖平面达到鼎盛期，沉积了盆地中生界最好的烃源岩［2，6］.位于低水位期的长 8、长 6 和长 3 亚期形成重要的储集层［7-10］.受早期钻探程度的限制(长6以上钻探程度低)，认为长9油层组是延长世湖盆形成早期的一次区域性湖侵背景下的沉积，三角洲砂体不发育，不是主力储集层，因此对长9油层组的勘探一直未引起重视亦未获得突破.近年来随着钻探程度的提高，在姬塬地区长9油层组勘探获得突破，大量钻探资料为系统分析长9油层组沉积特征及储集条件奠定了基础.研究区位于盆地的中部偏西北，本文拟通过长9油层组物源、沉积相及其微相特征综合分析，以及储层岩石学、孔隙类型、结构、物性特征研究，提供有利勘探区，为勘探决策提供依据.中晚三叠世，鄂尔多斯盆地北缘为阴山隆起，西南缘及南缘为祁连—秦岭隆起，延长组是在开阔的盆地背景下沉积的，东西部均无统一的山脉，现今延长组部分层段地层在西缘可以深入汭水河以及银川盆地，直抵贺兰山，间或与河西走廊盆地相通，东界可以超越吕梁古隆起，向东南可达晋南和豫西，这种沉积环境是对早中三叠世古地理的继承和发展，但在中晚三叠世盆地演化特征控制下，延长组长9、长10沉积时，盆地处于新的演化阶段，初期鄂尔多斯盆地强烈沉降，整体呈现西北高东南低、北浅南深、南湖北河的特征，特别是西部变化复杂，初步推测古地形受贺兰山、崆峒山和吕梁古隆起影响.延长组沉积特点是多物源供给陆源碎屑沉积.对盆地长9油层组32口井193块样品碎屑组分分析表明，研究区碎屑组分以高石英(体积分数平均31.57%)、高变质岩屑含量(体积分数平均11.71%)和相对较高的石英/长石比值(体积分数平均0.83)为特征;研究区以东碎屑组分以高长石(体积分数平均39.76%)、高绿泥石+云母含量(体积分数平均7.56%)和相对较低的石英/长石比值(平均0.63)为特征，表现出明显的分区性.重矿物统计显示，研究区具有稳定组分的锆石+电气石+金红石组合的体积分数比较小，为7%左右，而次稳定组分绿帘石的体积分数较高，为13.6% ～19.3%.通过古水流方向、碎屑组分和重矿物组合平面分布特征分析，研究区物源主要来自西北部.盆地外围露头剖面砂岩沉积构造测量表明西北缘剖面砂体颗粒的流向大都在301°～321°，可确定沉积体古斜坡走向，推断物源西北部方向.从盆地长9碎屑组分特征及其在平面上的变化看，西部以石英、变质岩屑高含量为特征，盆地东部以长石、绿泥石+云母高含量为特征.重矿物组合有一个总的趋势就是东西分带性，盆地西部由于距物源比较近，搬运距离短，成熟度低，故稳定组分锆石+电气石+金红石、石榴石含量相对较低，次稳定组分绿帘石含量相对较高.而盆地东部由于地势比较缓，距物源相对较远，砂体搬运距离较长，成熟度较高，故最稳定组分锆石+电气石+金红石和较稳定组分石榴石含量较高，相对应的次稳定组分绿帘石较少，反映出与西部母岩性质的差异.根据物源方向、区域构造和古地理背景、骨架砂体空间展布、砂岩组分、岩石结构、沉积构造、沉积序列等沉积相识别特征，以及陆相沉积体系划分方案［11-12］，将研究区延长组长9沉积体系划分为辫状河及辫状河三角洲、湖泊等沉积相及其微相.1.2.1 辫状河主要发育在研究区西部盐池—镇原以西.纵向剖面序列表现为砂包泥的组合，电测曲线为箱状.沉积序列自下而上为由粗变细的正韵律结构，反映了水动力能量逐渐减弱的沉积过程.沉积物的粒级较粗，为含砾中粗砂岩，在旋回的底部发育滞留砾石层，块状构造，板状交错层理发育.厚层砂岩段为多期心滩的叠加，每一期心滩的厚度为3～15 m(图1).心滩砂体不具典型向上变细的粒序，高流态的大型板状交错层理和平行层理发育.另一类砂体为废弃河道充填砂.辫状河河道废弃一般是慢速废弃，与活动河道错综连系，易于“复活”，因此一般仍充填较粗的碎屑物，底部发育滞留砾岩和含砾砂岩.1.2.2 三角洲平原主要发育在研究区西部盐池—镇原一带.露头及岩心观察显示，岩性主要以灰色、灰绿色中粗粒、中细粒岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，夹粉砂岩和粉砂质泥岩.发育生物扰动和潜穴构造，同时见大量的植物根茎化石和碳屑等.发育多种沉积构造，包括板状及槽状交错层理、平行层理及冲刷面构造，见到大型植物茎杆穿层分布，泥岩球状剥落等水上暴露沉积构造标志.自然电位曲线为顶底突变的箱形曲线，反映出分期河道的多次叠加，中间夹有细粒的分流间洼地泥质沉积物.主要发育分流河道和分流间洼地(图2).1.2.3 三角洲前缘三角洲前缘是三角洲砂体集中发育带，是三角洲最主要的骨架部分，处于河口以下的滨浅水缓坡带，是河湖共同作用地带.电测曲线呈现钟形和漏斗形，沉积序列多为细—粉砂岩与泥岩的薄互层，发育透镜状、波状层理及变形构造.可分为水下分流河道、分流间湾、河口坝及前缘席状砂等微相.研究区内河口坝普遍不发育，而水下分流河道砂岩作为其沉积骨架十分发育.水下分流河道在平面上向湖心规模逐渐变小，粒度逐渐变细，砂体形态为带状，垂向上河道砂体底界与下伏岩层为冲刷接触，底部含泥砾，中细砂岩为主，向上逐渐变细，分选好，电测曲线为钟形和箱形.主河道砂体为厚层状，横剖面呈顶平底凸透镜体状，内部发育槽状、板状交错层理、浪成波状纹理，层面上常有波痕，表明这种河道形成于水下受波浪改造的环境中.分流间湾含有大量的植物碎片顺层排列和介形虫、叶肢介化石.由于湖盆快速下沉，长9期发生了延长世第一次湖侵，将早期长10期盆地边缘的三角洲体系沉积区域几乎全部淹没水下.同时，由于盆地湖水扩展、气候改善，区域气候明显由早期的干旱氧化环境变为潮湿气候环境，地层中化石，特别是植物化石非常丰富，炭化的植物茎杆和叶片在盆地周缘露头，薛峰川、铜川、延河、耀县、仕望河等剖面以及井下岩心中均非常丰富.按照沉积韵律及地层厚度，将长9油层组自上而下细分为长91和长92.研究区长92主要发育冲积扇及辫状河、三角洲平原和三角洲前缘3类沉积亚相.冲积扇及辫状河亚相主要分布在研究区的西部地区郭庄子—虎洞一线以西地区，累计砂体厚度为20 m以上，砂地比为30%以上;西北物源的古峰庄一带，砂体累计厚度达50 m，砂地比达到100%.三角洲平原亚相沿盆地周边呈环带状分布在盐池—红井子—环县一带，累计砂体厚度20 m左右，砂地比一般为20%～30%.三角洲前缘亚相位于研究区中部，定边—安边—吴起—华池一带，砂岩含量逐渐降低，泥岩含量逐渐增加，砂体厚度10 m左右，砂地比20%左右，局部达到40%(图3).随着湖平面的继续上升，可容纳空间的增大，长91沉积相呈现出砂体厚度变薄、砂地比降低的趋势，砂体延伸相对较远，骨架砂体变窄，出现浅湖相沉积(图4).冲积扇及辫状河沉积亚相向西部边缘地带推移至马家滩—虎洞一带以西，累计砂体厚度一般在20 m左右，物源供给丰富的古峰庄一带砂体厚度一般介于20～40 m，与同地区的长92沉积期相比，砂体累计厚度明显变薄，砂地比为30% ～50%.三角洲平原亚相同样继承长92的分布趋势，湖岸线向后退至古峰庄—环县一线靠岸一侧，砂体的厚度和宽度都比长92小，砂体累计厚度多为15 m左右，砂地比值为20% ～40%.随着湖岸线的向后推移，三角洲前缘亚相比较发育，分布范围扩展到盐池—定边—安边—王洼子—白豹—华池一线，砂体向水下延伸部分明显加强，但砂体累计厚度及砂地比相对变小，砂体累计厚度多为15 m左右，砂地比以20% ～30%为主.研究区延长组长9段碎屑组分主要为石英、长石和岩屑，其体积分数平均分别为36.4%、41.3%和22.3%，岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩(图5).砂岩粒度以中细粒、细粒为主，中粗粒为次.研究区填隙物的含量较低，体积分数平均为10.52%，以硅质、浊沸石、绿泥石、水云母、铁方解石为主，长石质、方解石次之.储层中长石石英质砂岩加大发育，铁方解石、浊沸石呈斑状充填孔隙，绿泥石膜发育，对粒间孔隙有一定的保护作用. 长9储层孔隙类型以残余粒间孔为主，溶蚀孔隙次之.盆地西北地区受物源、沉积环境等因素的影响，沉积物颗粒较粗，填隙物含量较低，使得粒间孔隙较发育，面孔率相对较高，为5.93%.溶蚀孔隙有长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔，还有少量晶间孔、微裂隙等.在峰2井、峰6井、黄39井、元153井、虎1井等井区存在面孔率大于10%的局部孔隙发育区，这些井都位于三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相带中.研究区储层孔隙度、渗透率均较高，平均孔隙度为11.47%，平均渗透率为11.011 ×10－3μm2，其高孔高渗的形成与储层粒间孔发育、填隙物含量低等因素有关.局部地区虽然孔隙度高，但渗透率较低，平均孔隙度为11.0%，平均渗透率为0.762×10－3μm2，其高孔低渗的形成与储层填隙物中绿泥石含量较高有关.储层中绿泥石呈薄膜状包裹矿物颗粒，阻止自生加大的发育，利于形成较大的粒间孔隙，同时由于绿泥石膜的加厚，使孔隙之间的喉道变细或堵塞，使孔隙连通性变差，导致了储层渗透率的降低［13-14］.铁方解石呈斑状胶结矿物颗粒并充填孔隙，也导致了渗透率变小，高填隙物含量对优质储层的形成具有较大的影响.按照砂岩储层分类评价标准［15-16］，长9储集砂岩的岩石粒度、孔隙类型、物性特征、毛管压力特征表明，研究区延长组长9砂岩储层孔隙结构为小孔微细喉型(表1)，长9储层可评价为Ⅱa、Ⅱb类为主，Ⅱc类为次.Ⅱ类储层的排驱压力均低于0.7 MPa，其中Ⅱa类的排驱压力为0.25 MPa，Ⅱb类为0.35 MPa，Ⅱc 类为0.65 MPa，且有一定的进汞平台及进汞饱和度，反映了储层孔喉分选较好. 整体来看，研究区定边—环县一带为三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相带，砂体发育.已有钻探成果表明，位于长9油层组中上部的长91油层段为主力油层，沉积相带主要分布于三角洲前缘，该沉积相带由于湖浪及岸流的反复淘洗，砂岩颗粒粗，分选好，杂基含量低，以中粗、中细砂岩为主，砂岩单层厚度5～15 m，物性较好，平均孔隙度10.42%，平均渗透率3.27 ×10－3μm2，其中西北盐池地区物性最优，发育良好的储集空间，为勘探的有利区.(1)研究区物源主要来自西北部.(2)长9油层组总体发育辫状河及扇三角洲体系，长9沉积期表现为湖进过程，长9末为延长世第一次湖进，局部有半深湖环境.(3)研究区长9储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和长石砂岩;孔隙类型主要为粒间孔，其次为长石、浊沸石和岩屑溶孔，平均孔隙度11.47%，平均渗透率11.011 ×10－3μm2，孔喉结构为小孔微细喉型，储层分类以Ⅱa、Ⅱb类为主.(4)长91油层段为主力油层，主要分布于三角洲前缘沉积相带.其中盐池地区物性最优，发育良好的储集空间，为勘探的有利区.【相关文献】［1］刘池洋，赵红格，桂小军，等.鄂尔多斯盆地演化—改造的时空坐标及其成藏(矿)响应［J］.地质学报，2006，80(5):617-633.LIU Chi-yang，ZHAO Hong-ge，GUI Xiao-jun，etal.Space-time coordinate of the evolution and reformation and mineralization response in Ordos Basin［J］.Acta Geologica Sinica，2006，80(5):617-633.［2］张文正，杨华，李剑锋，等.论鄂尔多斯盆地长7段优质油源岩在低渗透油气成藏富集中的主导作用—强生排烃特征及机理分析［J］.石油勘探与开发，2006，33(3):289-293.ZHANG Wen-zheng，YANG Hua，LI Jian-feng，et al.Leading effect of high-class source rock of Chang7 in Ordos Basin on enrichment of low permeability oil-gas accumulation－Hydrocarbon generation and expulsion mechanism［J］.Petroleum Expoloration and Development，2006，33(3):289-293.［3］张文正，杨华，李善鹏.鄂尔多斯盆地长91湖相优质烃源岩成藏意义［J］.石油勘探与开发，2008，35(5):557-562.ZHANG Wen-zheng，YANG Hua，LI Shan-peng.Hydrocarbon accumulation significance of Chang_9-1 high-quality lacustrine source rocks of YanchangFormation，Ordos Basin［J］.Petroleum Exploration and Development，2008，35(5):557-562.［4］周进高，姚根顺，邓红婴，等.鄂尔多斯盆地延长组长9油层组勘探潜力分析［J］.石油勘探与开发，2008，35(3):289-293.ZHOU Jin-gao，YAO Gen-shun，DENG Hong-ying，etal.Exploration potential of Chang 9 member，Yanchang 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石油勘探与开发172 2012年4月PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.39 No.2 文章编号：1000-0747(2012)02-0172-09鄂尔多斯盆地延长组下组合油气来源及成藏模式李相博1，刘显阳2，周世新3，刘化清1，陈启林1，王菁1，廖建波1，黄军平1（1. 中国石油勘探开发研究院西北分院；2. 中国石油长庆油田公司勘探开发研究院；3. 中国科学院地质与地球物理研究所油气资源研究重点实验室）基金项目：国家自然科学基金项目（41172131）；中国科学院重要方向项目（KZCXZ-EW-104-02）；国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（2008ZX05044-2-8-2）摘要：通过生物标志化合物对比、流体包裹体分析及盆地模拟研究，对鄂尔多斯盆地延长组长9与长10油层组的油源、成藏期次及成藏模式进行了探讨。

陇东与姬塬地区长9油层组的原油分为2种类型，第Ⅰ类来源于长7烃源岩，第Ⅱ类来源于长9烃源岩；陕北地区长10油层组的原油主要来源于长9烃源岩。

陇东与姬塬地区长9油藏均发生过2期油气充注，但前者在第1期（中侏罗统直罗组沉积期）就达到了油气充注的高峰期，而后者在第2期（下白垩统志丹组沉积期）才达到油气充注高峰期；陕北长10油层组也存在2期成藏，但2期油气呈连续充注，大致从中侏罗统直罗组沉积早期一直持续到下白垩统志丹组沉积中后期。

长9与长10油藏有“上生下储”、“侧生旁储”及“自生自储”3种成藏模式。

图10参22 关键词：油源对比；成藏主控因素；成藏模式；长9油层组；长10油层组；鄂尔多斯盆地中图分类号：TE122 文献标识码：AHydrocarbon origin and reservoir forming model of the Lower YanchangFormation, Ordos BasinLi Xiangbo1, Liu Xianyang2, Zhou Shixin3, Liu Huaqing1, Chen Qilin1, Wang Jing1, Liao Jianbo1, Huang Junping1(1. Northwest Branch, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Lanzhou 730020, China; 2.Exploration and Development Institute of PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi’an 710018, China; 3. Key Laboratory of Petroleum Resources Research, Geology and Geophysics Institute, Chinese Academy of Sciences, Lanzhou 730000, China) Abstract:According to the comparison of biomarkers in source rocks and crude oil, fluid inclusion analysis, and basin modeling, this paper discusses the oil source, hydrocarbon accumulation period and reservoir forming model of the Chang 9 and Chang 10 oil-bearing formations, Yanchang Formation, Ordos Basin. The crude oil of Chang 9 in the Longdong and Jiyuan areas can be divided into two types, type crude oil originated from the source rocks within Chang 7, while type crude oil came from the source rocks within Chang 9.ⅠⅡThe crude oil of Chang 10 in Northern Shaanxi originated mainly from the source rocks of Chang 9. The Chang 9 oil reservoirs in both the Longdong and Jiyuan areas experienced two periods of hydrocarbon injection. The former reached the peak period of hydrocarbon injection in the first period (the depositional period of Middle Jurassic Zhiluo Formation), while the latter in the second period (the depositional period of Lower Cretaceous Zhidan Formation). There are two periods of continuous hydrocarbon injection in Chang 10 of Northern Shaanxi, generally from the early depositional period of the Middle Jurassic Zhiluo Formation to the middle-late depositional period of the Cretaceous Zhidan Formation. There are three types of hydrocarbon accumulation models in Chang 9 and Chang 10, i.e.“upper generation and lower storage”, “adjacent generation and lateral storage” and “self-generation and self-storage”.Key words:oil-source correlation; reservoir controlling factor; reservoir forming model; Chang 9 oil-bearing formation; Chang 10 oil-bearing formation; Ordos Basin0 引言鄂尔多斯盆地是中国陆上重要的含油气沉积盆地，三叠系延长组为其主要含油层位。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长9油藏分布规律
杨亚娟;张才利;张艳;张雷
【期刊名称】《低渗透油气田》
【年(卷),期】2014(000)001
【摘要】从沉积、储层入手，分析了长9油藏成藏基本地质特征，归纳总结了油藏主控因素，认为盆地长9层主要发育三角洲相沉积，局部发育半深湖相沉积；储层物性总体较好，平面分区性明显，姬塬地区最好，洛川地区较差；油藏类型以岩性油藏为主，发育上生下储和自生自储两种成藏组合，东部志丹地区油源以长9为主，属自生自储组合，其余地区油源来自长7烃源岩，属上生下储组合；油藏主要赋存于长9，上部砂体中，油水分布关系以油水共存型为主；油藏分布受控于烃源岩、沉积成岩相带、物性等条件。

综合研究认为，长9油藏是下一步勘探的理想层系。

【总页数】7页(P8-13,5)
【作者】杨亚娟;张才利;张艳;张雷
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE121
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