2. 中国石油辽河油田公司;
3. 中国石油辽河油田公司勘探开发研究院;
4. 中国石油辽河油田公司庆阳勘探开发分公司
, Li Xiaoguang2
, Shan Junfeng2
, Liu Xingzhou3
, Gu Tuan4
, Ju Juncheng3
, Mou Chun3
, Wang Yusi3
2. PetroChina Liaohe Oilfield Company;
3. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Liaohe Oilfield Company;
4. Qingyang Exploration and Development Branch, PetroChina Liaohe Oilfield Company
鄂尔多斯盆地是一个多旋回演化、多沉积类型的大型叠合盆地，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西等5省（自治区），面积约为37×104km2[1-2]，是中国第二大沉积盆地[3]。鄂尔多斯盆地非常规油气资源丰富，其中三叠系延长组长7段发育页岩油[4-5]，资源规模达百亿吨以上[6]，已发现10亿吨级庆城大油田，且建成年产油250×104t的生产能力，是非常规油气勘探开发的重要目标，对保障国家能源安全具有重要意义。宁县—正宁地区位于伊陕斜坡南部，区内长7段优质烃源岩厚度较盆地主体薄[7]、TOC及有机质成熟度均较低[8-9]。区内延长组长9段、长8段、长6段发育致密油，长7段主要发育夹层型页岩油，长2段为低渗透构造—岩性油藏，但总体资源丰度偏低。历经40余年的勘探，以直井钻探为主，探井密度为3.5km2/口，成功率不足30%。截至“十三五”末，研究区未发现规模储量，年产油不足万吨，主要集中在长2段；长7页岩油发育段普遍见油斑、油迹显示，但产量低，未获大发现，同时对地层结构、沉积储层特征、油藏富集控制因素、有利区分布等认识不清。
近年来，随着页岩油勘探开发取得重大进展，逐渐认识到研究区内延长组地层结构以“平对”为主的传统方法存在明显的穿时现象，进而影响分层系沉积相展布、储层评价及油藏特征研究，严重制约了区内致密油、页岩油规模增储和效益开发[10]。受益于高精度宽方位三维地震资料的普及与应用，延长组地层结构得到了更清晰的认识，其中长7段—长2段呈明显的“叠瓦状”进积特征，向盆地中心呈斜交“超覆”于长73地层之上，打破了以往“平行沉积、等厚发育”的传统地质认识[11]，更加真实准确地反映了湖盆原始沉积面貌。由于地层对比关系的改变，与之相关联的烃源岩分布及沉积储层的对比关系亦发生重大变化，致密油、页岩油成藏地质要素亟须重新认识。
1 区域地质概况宁县—正宁地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡南部，中生代地层现今构造呈南东高—北西低的宽缓斜坡，地层倾角小于1°（图 1、图 2）。晚三叠世，伴随华北板块向南俯冲，残余秦岭海槽封闭，延长组沉积期经历了大型坳陷湖盆形成、发展、萎缩、消亡的演化过程[12]。晚三叠世研究区内延长组与下伏中三叠统纸坊组整合接触，地层厚度为1050~1600m，整体上西部薄东部厚，按沉积旋回由老至新划分为长10段—长1段共10个层段（图 3）：长10段沉积期为湖盆初始坳陷期，具有填平补齐的沉积特征；长9段—长8段沉积时期，湖盆宽浅，发育辫状河—曲流河三角洲—浅湖沉积；长73亚段沉积期为强烈坳陷期，湖盆基底快速沉降，水体面积及深度达到最大湖泛期，可容空间最大，广泛发育深湖相细粒泥页岩沉积；长72亚段—长1段沉积时期为湖盆回返抬升期，各期地层由边缘向中心进积充填，湖盆范围逐渐缩小，水体变浅，直至消亡。三叠纪末，受印支运动影响，延长组地层整体抬升，广泛遭受剥蚀，长1段被剥蚀殆尽，形成现今长7段—长2段“顶削底超”的地层结构，与上覆侏罗系呈角度不整合接触关系。
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图 1 宁县—正宁地区构造位置图 Fig. 1 Structural location of Ningxian-Zhengning area |
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图 2 宁县—正宁地区延长组长7段底界构造图 Fig. 2 Base structural map of Chang 7 member in Ningxian-Zhengning area |
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图 3 宁县—正宁地区延长组综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive stratigraphic column of Yanchang Formation in Ningxian-Zhengning area |
长期以来认为延长组沉积期湖盆演化具有“整体升降、平起平落”的特征[13]，按照“标志层约束、大体等厚、旋回对比”的思路，以各段凝灰岩、稳定分布泥岩为标志层进行（K0—K9）地层对比，其特点是延长组各层段呈平行整合接触关系，基本上等厚分布（图 4）。随着三维地震资料的广泛应用和精细层位标定，地层划分对比研究表明，传统的标志层非等时地层界面存在明显的穿时现象，需在地震约束下重新建立延长组等时地层格架。
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图 4 宁县—正宁地区延长组地层对比图 Fig. 4 Stratigraphic correlation section of Yanchang Formation in Ningxian-Zhengning area |
延长组长7段—长2段发育厚度较大的深灰色泥岩、含凝灰质—碳质泥页岩，厚度一般为8~15m，自下而上由半深湖—深湖亚相灰黑色含凝灰质、碳质泥页岩过渡到浅湖环境下岩性较纯的灰色泥岩，测井曲线具有高GR、高AC、高CNL、高RT、低DEN特征，在长7段表现得尤为明显（图 5）。通过精细井震对比标定，上述层段对应高振幅、强反射地震界面（图 6），根据地震反射特征，对长7段—长2段楔状地层发育段进一步细分并建立等时地层格架。
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图 5 N201井长7段典型岩性界面及测井响应特征 Fig. 5 Typical lithologic interface and logging characteristics of Chang 7 member in Well N201 |
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图 6 N201井典型岩性界面地震响应特征 Fig. 6 Typical lithologic interface and seismic response characteristics in Well N201 |
需要强调的是，根据楔状地震反射进行等时地层划分，传统认识中的长73亚段张家滩页岩并非是同期沉积，即湖盆近源端在接受陆源碎屑快速沉积的同时，远源端缺乏充足的物源供给，以缓慢的速率沉积泥页岩，因此近源端多期叠置发育累计厚度大的砂岩与远源端累计厚度小的泥页岩为同一时期沉积产物，主要有以下3点依据。（1）长7底部页岩内发育具有递变层理及变形构造的典型重力流砂体，反映陆源沉积与深湖沉积的同期性（图 7a）；（2）页岩内发育多期凝灰岩夹层，可作为期次标志层，页岩段为多期楔形进积体前端叠加形成的（图 7b）；（3）页岩的上、下部在规则甾烷生标构型上表现为不同形态，上部呈“V”形，以低等水生生物为主，下部呈反“L”形，高等植物输入为主，表明页岩段为不同沉积环境的产物（图 7c）。
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图 7 长7段底部页岩段多期叠置特征 Fig. 7 Characteristics of multi-stage superimposed shale at base Chang 7 member （a）Z161-H717D井，长73亚段滑塌变形构造；（b）衣食村长7段底部露头剖面，灰黑色泥页岩夹土黄色薄层凝灰岩；（c）Z161-H717D井，页岩甾烷色谱质谱图 |
根据楔形地层的地震反射特征，在宁县—正宁地区长7段—长2段识别出4期主要地震界面，分别对应于长3段、长4+5段、长6段及长7段底界厚层的深灰色泥岩、灰黑色碳质泥页岩（图 8）。针对页岩油发育的长7段，根据其内部厚度稳定分布的泥页岩，可进一步划分为6期厚度较大的楔形地层，自西南向东北叠置分布（图 4）。长7段6期地层平面上平行于湖岸线呈北西—南东向展布，单期地层厚度呈两端薄、中间厚的分布特征，根部（近物源方向）为剥蚀边界，厚度逐渐减薄直至尖灭；前端（向湖心方向）相变为薄层泥页岩，由于缺少物源，地层厚度逐渐变薄（非尖灭）。
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图 8 宁县—正宁地区三维地震Line634地震剖面（剖面位置见图 2） Fig. 8 Seismic profile of Line634 in 3D seismic area in Ningxian-Zhengning area (section location is in Fig. 2) |
楔形地层展布模式真实反映了湖盆充填的地质历程：长10段沉积期初始，坳陷期湖盆填平补齐，长9段—长8段沉积时期湖盆宽浅，缓慢湖泛，至长7段沉积早期达到最大湖泛期，湖盆快速沉降，沉积了5~10m的凝灰质泥页岩，作为楔状地层的底板面。之后由于基底逐渐隆升发生缓慢湖退，随进积作用各期沉积物呈楔形超覆在底板面之上，各期地层前端的泥页岩多层叠置，向湖心方向累计厚度增大。沉积速率大于沉降速率，可容空间逐渐减小，湖盆水体逐渐变浅，湖水范围逐渐缩小，直至完全充填，湖盆消亡。
3 成藏条件 3.1 长7段沉积特征宁县—正宁地区延长组物源主要来自秦岭造山带，向北东方向延伸[14-15]。长7段单期楔形地层内顺物源方向以河流—三角洲—半深湖—深湖重力流沉积序列充填，具有明显的“同期异相”特征（图 9）。受三叠纪晚期隆升剥蚀影响，近源端（西南方向）主要发育三角洲前缘河口坝微相带（图 10），岩心为纯净的砂岩，单期厚度一般为3~5m，局部发育平行、槽状及楔形交错层理，牵引流特征明显，测井相表现为向上变粗的反旋回，地震相表现为倾角平缓的弱振幅、中等连续反射。半深湖泥岩厚度为50~200m，夹具有重力流特征的1~3m薄砂层，地震相表现为不连续的弱振幅反射，呈现具有较大倾角的斜坡状。深湖相重力流沉积，夹暗色泥岩或黑色碳质泥岩，单砂体厚度为3~15m，地震相表现为中强—强振幅的连续低频反射，局部具有中高频“S”形前积反射特征。
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图 9 延长组长721砂层组沉积相平面图 Fig. 9 Sedimentary facies map of Chang 721 sand layer group in Yanchang Formation |
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图 10 N187井—N220井沉积相剖面（剖面位置见图 2） Fig. 10 Sedimentary facies section cross wells N187-N220 (section location is in Fig. 2) |
区内重力流沉积主要发育砂质碎屑流及浊流两种类型（图 11）。砂质碎屑流在岩心相上常表现为2~5m厚的块状层理细砂岩，顶、底部与围岩突变接触，砂岩内部常夹有泥岩撕裂屑，粒度以跳跃总体为主，曲线呈高斜率的两段式，具有牵引流特征，测井曲线呈箱型或指状箱型。浊流在岩心相上层理丰富，具有递变、平行、沙纹等层理，底部常见重荷模（火焰）及波状构造，局部可见不完整鲍马序列，一般可见块状、递变层理细砂岩（A段）及平行层理细砂岩（B段），顶底与深湖相暗色泥岩突变接触。粒度以悬浮总体为主，曲线呈低斜率一段式，测井曲线呈钟形或指状。受构造底形及流体、流态控制，砂质碎屑流主要发育于斜坡底部到坡脚部位，而浊流一般由砂质碎屑流演变而来，发育于前者的顶部或前端，尖灭于泥页岩中。
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图 11 长7段重力流沉积特征 Fig. 11 Characteristics of gravity flow sediments in Chang 7 member |
砂体展布受沉积相带控制，根部三角洲前缘相带砂地比一般为40%~70%，中段半深湖相带砂地比普遍小于10%，前端重力流相带砂地比达到30%~60%。钻探成果也表明砂体纵向上具有“哑铃状”特征，长7段底部钻遇30~100m厚的重力流砂岩段，向上相变为50~200m的半深湖泥岩段，顶部则钻遇“楔形”地层三角洲砂岩段，局部地区顶部砂岩段剥蚀殆尽，表现为下粗上细的正旋回岩性组合特征。
根据岩石薄片分析，长7段砂岩岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主（图 12），碎屑成分平均石英含量为42.3%，长石含量为31.0%，岩屑含量为19.3%。岩屑成分以变质岩岩屑为主，含量为7.3%。砂岩填隙物含量较高，平均为9.6%，填隙物以水云母为主，其次为方解石、铁白云石。岩石颗粒分选中等—好，粒径为0.06~0.25mm，最大为0.65mm，绝大多数岩石样品在细砂岩粒级范围内，颗粒多呈次棱角—次圆状，磨圆度差。
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图 12 长7段岩石类型三角图 Fig. 12 Triangular diagram of rock type in Chang 7 member |
受事件性沉积控制，深湖重力流水动力条件不稳定，造成砂体横向变化快，储层非均质性强。储层物性明显受沉积相带控制：砂质碎屑流砂体岩性以细砂岩为主，储层物性较好（平均孔隙度为10.0%，渗透率为0.2mD），岩心核磁分析显示大孔发育，自由流体饱和度大于40%（图 13）。浊流砂体岩性以砂泥岩薄互层组合为主，泥质含量高，储层物性相对较差（平均孔隙度为7.0%，渗透率为0.06mD），岩心核磁分析结果显示大孔不发育，自由流体饱和度小于20%（图 14）。
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图 13 砂质碎屑流储层典型岩心照片及T2核磁图谱 Fig. 13 Typical core photos and T2 nuclear magnetic spectrum of sandy debris flow reservoir |
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图 14 重力流储层典型岩心照片及T2核磁图谱 Fig. 14 Typical core photos and T2 nuclear magnetic spectrum of gravity flow reservoir |
铸体薄片鉴定结果表明，长7储集空间类型以长石溶孔为主，其次为粒间孔，另有岩屑溶孔、晶间孔及少量微孔、微缝（图 15a、b）。储层整体面孔率平均为0.59%，孔隙直径平均为16.7μm。压汞资料分析显示，长7孔隙结构较为复杂，孔隙结构属特小孔、微细喉型（图 15c）。储层孔喉分选相对较好，但普遍存在排驱压力高、孔喉半径较小的现象。孔喉半径一般为0.054~0.149μm，平均孔喉半径为0.083µm，喉道均质系数为0.72，分选系数为1.08；储层平均排驱压力为2.9MPa，中值压力为8.8MPa，最大进汞饱和度为87.8%。
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图 15 重力流储层孔隙特征 Fig. 15 Pore characteristics of gravity flow reservoir |
前人研究结果表明，鄂尔多斯盆地上三叠统经过印支末期、燕山期和喜马拉雅期等构造运动改造，具有多期断裂叠加分布的特征[16]。宁县—正宁地区地处伊陕斜坡带南缘，受构造运动影响较秦岭山前带小，地层纵向形变幅度低，主要发育受燕山期东西走滑应力场影响下的断裂群。通过三维地震资料滤波技术，可以在剖面上清晰地识别区内断裂：长7段发育的一系列燕山期走滑断裂具有倾角陡（65°~85°）、断距小（5~25m）、成组发育（2~3条为一组）、正逆转换的特征，纵向上断穿侏罗系—延长组。三维相干与倾角属性显示断层在平面上表现为南、中、北3条主走滑断裂带，走向均为南西西—北东东，延伸距离为30~70km。断裂发育强度由东向西增强，西部的主走滑断裂间发育大量派生断层与主走滑断层小角度斜交，构造破碎（图 16）。
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图 16 断裂平面及剖面特征 Fig. 16 Plane and profile characteristics of faults |
宁县—正宁地区长7段构造裂缝发育，对“甜点”储层分布具有重要的影响。裂缝普遍具有以下特征：（1）裂缝走向以北东向为主，对应燕山期走滑应力场；（2）宏观裂缝以剪裂缝为主，微观裂缝以张裂缝为主；(3）垂直缝及高角度斜交缝是主要的有效裂缝。
长7段裂缝倾角高陡，一般为65°~85°，走向南西西—北东东，偶极声波各向异性测井显示现今最大主应力方向亦为南西西—北东东，两者与燕山期断裂走向一致，证明构造裂缝发育受到燕山期应力场及断裂的直接控制。宏观构造裂缝密度一般为1~3条/米，开度介于0~1.5mm，约占所有构造裂缝的79.4%，超过1.5mm的占20.6%。根据矿物充填度的差异，构造裂缝一般可分为未充填裂缝、半充填裂缝和充填裂缝三种类型，由未充填至充填，裂缝有效性由好变差。根据长7段构造裂缝统计，充填少，有效性高，为油气的运移提供了重要保证。微观裂缝在长7段的不同岩性内均有发育，常具有穿层特征，绝大部分未充填，铸体薄片及激光共聚焦分析显示微裂缝宽度平均为10μm，微裂缝周边可见伴生的溶蚀孔洞，有效改善了储层物性（图 17）。
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图 17 长7段宏观及微观裂缝特征 Fig. 17 Macroscopic and microscopic fracture characteristics in Chang 7 member （a）N603井，1737.38m，未充填高角度缝；（b）N607井，1620.20m，未充填高角度缝；（c）Z161-H717D井，1664.19m，细砂岩微裂缝；（d）N624井，1713.9m，粉砂岩微裂缝；（e）Z161-H717D井，1753.49m，泥质粉砂岩微裂缝；（f）Z161-H717D井，1774.54m，泥岩微裂缝；（g）Z161-H717D井，1763.56m，页岩微裂缝；（h）Z161-H717D井，1760.27m，凝灰岩微裂缝 |
延长组长7段处于淡水湖泊沉积环境，气候温暖湿润，湖盆水体深度为50~120m[17]，泥页岩广泛发育，按发育部位及相带可以分为3种类型：长7段底部多期叠加的页岩（张家滩页岩）、与重力流砂体间隔发育的泥岩及碳质泥岩、半深湖沉积的厚层泥岩，其中前两种是页岩油发育的主要烃源岩。
3.3.1 长7段底部页岩长7段底部页岩是延长组最重要的烃源岩[18-19]，在宁县—正宁区内广覆式分布，厚度为5~20m，自岸向湖方向厚度逐渐增大。该期水体深且水动力弱，物源供给少。全岩分析及镜下观察显示，地层中有大量伴随有机质发育的黄铁矿（含量为15%~75%），Pr/Ph值普遍小于1，反映还原—强还原沉积环境。干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，少量Ⅱ2型。有机质丰度高，总烃含量可达5500μg/g；TOC分布在0.29%~35.1%之间，平均为11.99%；氯仿沥青“A”含量分布在0.01%~4.0%之间，平均为0.96%；生烃潜量分布在0.66~154.6mg/g之间，平均为41.77mg/g。成熟度中等，Ro分布在0.6%~0.9%，平均为0.7%，Tmax分布在435~450℃之间，平均为441℃，综合评价为成熟的优质烃源岩，是区内长7段页岩油的主要烃源岩（表 1）。
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表 1 长7段烃源岩评价参数表 Table 1 Evaluation parameter of source rock in Chang 7 member |
此类烃源岩与重力流砂体互层发育，厚度一般为2~10m，分布不稳定，较长7段底部页岩段水体变浅且水动力条件较强，黄铁矿不甚发育，Pr/Ph值分布在0.4~1.5之间，反映弱还原—还原沉积环境。干酪根类型以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主。有机质丰度较高，总烃含量达750μg/g；TOC分布在0.48%~20.5%之间，平均为3.3%；氯仿沥青“A”含量分布在0.03%~0.52%之间，平均为0.19%；生烃潜量分布在0.44~46.2mg/g之间，平均为9.7mg/g。成熟度与页岩相似，综合评价为成熟的好烃源岩，是区内页岩油另一重要的烃源岩。
4 长7段页岩油成藏模式宁县—正宁地区长7段发育夹层型页岩油和页岩型页岩油，其中夹层型页岩油主要位于长7段中上部重力流发育段，砂质碎屑流砂岩为主要储层，页岩型页岩油位于长7段下部泥页岩夹薄层浊流发育段。目前夹层型页岩油为区内主要勘探开发层系，页岩型页岩油为探索攻关层系。
4.1 页岩油富集控制因素分析 4.1.1 优质烃源岩控制页岩油的分布鄂尔多斯盆地长7段页岩油生烃增压产生的异常压力是原油运移的主要动力，油藏以近源富集模式为主，纵向远源运移模式次之，烃源岩发育情况是页岩油成藏的主要控制因素[20]。宁县—正宁地区长7段页岩油，靠近底部页岩段50m内砂体含油饱和度最高，平均可达65%。向上随距离源岩变远含油饱和度呈降低趋势，页岩段60m以上的储层含油饱和度普遍小于50%，表明原油在纵向运移过程中随能量损耗充注度的降低。另外与重力流砂体互层的泥岩也是区内有效烃源岩，紧邻泥岩段砂岩的含油饱和度呈局部的高值，最大可提高10%。
油源对比关系也表明长7页岩油与底部页岩及隔层泥岩均具有亲缘关系，N603井区长7段含油砂岩、泥页岩甾烷生标构型均呈现两种形态：第一种规则甾烷呈“L”形，重排甾烷含量高，与周边泥岩构型一致；第二种规则甾烷构型呈“V”形，重排甾烷含量低，与底部页岩构型一致（图 18），证明长7段页岩油具有泥岩、页岩双源供烃特征。
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图 18 N603井区油源对比谱图 Fig. 18 Oil source rock correlation spectrogram in N603 well area （a）N603井，长711，1721.2m，油斑细砂岩甾烷色谱；（b）N605井，长711，1597.25m，深灰色泥岩色谱；（c）N603井，长711，1715m，油斑细砂岩色谱；（d）N607井，长73，1788.5m，黑色页岩色谱 |
根据前述沉积储层研究结果，重力流沉积相带控制储层物性，储层物性又控制了油藏的分布。系统取心段的二维核磁成像显示，原油在储层中以黏土束缚态（T2 < 1ms）、毛细管束缚态（1ms < T2 < 8ms）及自由态（T2 > 8ms）赋存，岩性粗、孔隙度高的储层，大孔隙相对更发育，原油易于充注其中，含油饱和度也更高。
沉积相带与含油性的对比分析显示，不同沉积相带的油藏富集部位有所差异：浊流砂体孔隙度及渗透率总体较差，含油饱和度较低，反映了物性对含油性的控制作用；而块状砂质碎屑流砂体整体上非均质性较弱，纵向上物性变化小，储层连通性较好，原油在砂层顶部富集，表现为含油饱和度弱分异的特征（图 19）。
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图 19 L61-H712D井长7段重力流储层含油性对比图 Fig. 19 Comprehensive diagrams of oil-bearing property of gravity flow reservoir in Chang 7 member in Well L61-H712D （a）1566.49m，一维核磁图谱；（b）1566.49m，二维核磁图谱；（c）1562~1569m，四性关系曲线；（d）1495~1507m，四性关系曲线 |
断裂及宏观裂缝对油气起纵向输导作用，对长7段页岩油而言，断层的开启破坏了原生油藏的保存条件，原油沿断裂及裂缝纵向运移至其他层系成藏。以Z125井区为例，区内7口探井在长7段试油获工业油流，其中Z126井周边500m内发育断层，Z125井长7段被断层切割，2口井油品性质为中质油，密度为0.88g/cm3，50℃黏度达到23.64~79.25mPa·s，而其他5口井距离断层500m以上，油品为轻质油，密度为0.83g/cm3，50℃黏度仅为4.88mPa·s，反映了油藏受断层破坏，轻质组分散失的特征（表 2）。因此，针对页岩油的井位设计应避开断裂500~1000m。
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表 2 Z125井区原油物性表 Table 2 Physical properties of crude oil in Z125 well area |
相较于断层及宏观裂缝对油藏的破坏，裂缝对页岩油成藏主要起到改善储层物性、富集轻质组分的作用。激光共聚焦图像显示，微裂缝不仅沟通了原有孔隙形成输导通道，本身也是有效的储集空间，岩心中微裂缝发育的部位富集了大量轻质组分原油，轻重烃比值较裂缝不发育的位置更高，有效改善了储层物性及含油性（图 20）。
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图 20 L61-H712D井1547.95m岩样激光共聚焦图像 Fig. 20 Laser confocal images of core sample at depth 1547.95 m in Well L61-H712D （a）全貌荧光照片；（b）视域1，粒间孔含油，轻重烃比为0.88；（c）视域2，粒间孔、溶蚀孔含油，轻重烃比为0.81；（d）视域3，粒间孔含油，轻重烃比为0.86；（e）视域4，粒间孔、微裂缝含油，轻重烃比为0.93 |
页岩油受储层致密及非均质性影响，喉道半径小，毛细管突破压力高，原油沿砂体横向运移能力较弱，油水分异性低，不存在统一的油水界面，构造形态及幅度对油藏富集的控制作用较常规油藏不明显。在储层物性相似、连通性较好的单砂体油藏，含油饱和度向构造高部位具有增大趋势，总体表现出高点控富集的弱分异特征。以N44井区为例，N44井与L52井为同一砂体油层，储层物性相似（N44井孔隙度为10.1%、渗透率为0.15mD，L52井孔隙度为9.7%、渗透率为0.14mD），N44井油层顶界埋深较L52井高9m，N44井试油获日产5.27t工业油流，不产水，L52井试油日产油0.77t、日产水9.7m3（图 21）。因此在其他成藏条件相同的情况下，井位设计应优先考虑单砂体的构造高部位。
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图 21 N44井—L52井油藏剖面（剖面位置见图 2） Fig. 21 Oil reservoir profile of wells N44—L52 (section location is in Fig. 2) |
宁县—正宁地区延长组低渗透—致密油—页岩油连续成藏，其中长6段、长7段、长8段为主力含油层系，围绕长7段优质烃源岩，发育上生下储、自生自储、下生上储三种成藏组合类型（图 22），具有距离烃源岩越远，油富集程度越低的特征[21-23]，其中延长组下组合长9段、长8段主要发育上生下储源下型致密油[24-27]，长6段—长2段发育下生上储型低渗透—致密油[28]。
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图 22 宁县—正宁地区延长组成藏模式图 Fig. 22 Oil accumulation pattern of Yanchang Formation in Ningxian-Zhengning area |
延长组长7段主要发育自生自储型及短距离运移下生上储型页岩油，区内长7段底部优质烃源岩分布稳定，生油能力强，与砂质碎屑流、浊流砂体紧密接触，具有良好的源储配置关系。长7段烃源岩在晚侏罗世进入生烃门限，生烃强度在早白垩世晚期达到高峰，烃源岩生烃增压是页岩油成藏的主要动力[29-30]。长7段楔形体前端重力流砂体与长7段底部优质烃源岩直接接触，发育自生自储型页岩油；楔形体中末端砂体具有暗色泥岩、页岩双源供烃特征，与互层暗色泥岩属于自生自储，与下部页岩为短距离运聚、下生上储型成藏。整体而言，长7段源储共生，具有优质烃源岩—微相—断裂—构造共同控藏特征，其中优质烃源岩控制油分布范围，相带和断裂控制页岩油富集位置。
5 结论与认识（1）按照等时对比原则对鄂尔多斯伊陕斜坡带南缘宁县—正宁地区延长组地层结构进行了重新认识，建立了长7段—长2段地层“楔状发育、逐层进积”的地层发育模式，改变了以往平行沉积、等厚发育的传统认识。
（2）宁县—正宁地区延长组长7段各期楔形地层内顺物源方向以河流—三角洲—半深湖—深湖重力流积序列充填，发育砂质碎屑流及浊流两种主要沉积类型的储层，横向变化快，储层非均质性强，总体属于低孔—特低孔超低渗致密储层，燕山期发育的北东向宏观剪裂缝及微观张裂缝改善了储层物性。长7段底部页岩生烃潜力大，综合评价为成熟优质烃源岩，是页岩油的主要烃源岩。
（3）宁县—正宁地区延长组围绕长7段主力烃源岩，发育低渗透—致密油—页岩油，具有上生下储、自生自储、下生上储三种成藏组合类型，断裂是垂向输导通道，运移动力是烃源岩的生烃增压。长7段主要发育自生自储页岩油，具有优质烃源岩—微相—断裂—构造共同控藏特征，其中烃源岩控制油气分布范围，优势相带和断裂控制页岩油富集部位。
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