随着全球能源需求的不断增加，致密油等非常规油气资源在能源结构中占据的地位不可忽视^[1]。中国致密油资源丰富，广泛分布于各大盆地，其中鄂尔多斯盆地三叠系延长组是致密油的重要勘探区，延长组自下而上可分为10个油层组，依次为长10段—长1段，其中致密油主要分布在长6段、长7段和长8段^[2-7]。长期以来，学界针对长6段和长8段的研究较多，而对长7段的研究相对较少，但随着勘探思路的转变，目前长7段成为勘探的焦点，且在湖盆内也取得了重大油气勘探突破。勘探实践表明，鄂尔多斯盆地湖盆边缘的陕北地区长7段致密油资源也非常丰富，已发现了新安边、定边、志丹等致密油富集区，并实现了规模开采^[8]。以往从烃源岩特征、储层特征和成藏条件等方面对鄂尔多斯盆地长7段致密油藏进行了研究，也取得了一些重要的研究成果，如：①长7段烃源岩有机质类型以Ⅱ型和Ⅰ型为主，有机质丰度高，总有机碳（TOC）含量高值可达10% 以上，一般为2%~4%，处于生油高峰期，且分布范围广^[9-12]；②致密储层矿物成分以石英和长石为主，黏土矿物含量则存在地区差异，在陕北地区以绿泥石和高岭石为主，而在陇东地区则以伊利石为主^[13-15]；后期成岩改造形成的溶蚀孔是主要的孔隙类型，中孔、大孔、纳米级孔喉及微—细喉道是主要的孔隙结构^[16-18]；③陕北地区致密油具有“近水楼台先得月”的成藏特征^{[1, 7-8]}，成岩演化差异、储层孔喉结构特征和源-储组合关系是影响致密砂岩含油性的重要因素^[19-22]。这些研究虽然已经涉及到油气成藏特征和富集规律，但对致密油差异聚集控制因素还缺乏系统认识，对鄂尔多斯盆地陕北地区宏观地质条件与致密油富集差异的关系也不明确，制约了有利区预测与评价工作。

基于以往研究基础，综合利用测井、薄片鉴定、烃源岩地球化学等资料以及试油数据等，从烃源岩特征、砂体连通性特征和源-储组合关系等方面探讨鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段（长7段）致密油差异富集控制因素，以期为该区致密油的有利勘探区预测提供依据。

鄂尔多斯盆地是一个资源丰富、构造简单的大型克拉通叠合盆地，横跨陕、甘、宁、蒙及晋五省区，可划分为西缘逆冲带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起6个构造单元^[23-24]（图 1a）。晚三叠世，鄂尔多斯盆地进入内陆坳陷盆地发育阶段，发育内陆湖泊，湖盆演化经历了初始坳陷、强烈坳陷、回返抬升及萎缩消亡4个阶段^[25]，在延长组沉积了一套完整的湖进至湖退的地层，其中长7段沉积期为湖盆鼎盛时期，水体深度和湖盆范围均达到最大，发育富有机质泥页岩和三角洲—重力流细粒砂岩沉积^[26]。长7段自上而下可划分为一亚段（长7₁），二亚段（长7₂）和三亚段（长7₃），其中长7₃沉积期水体最深，主要发育半深湖—深湖亚相，沉积了一套优质烃源岩；长7₂—长7₁沉积期，水体开始变浅，发育三角洲前缘沉积和半深湖重力流沉积^[8]。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及陕北地区位置图（a）和三叠系延长组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Tectonic division and location of northern Shaanxi area in Ordos Basin (a) and stratigraphic column of Triassic Yanchang Formation (b)

陕北地区主要是指陕北斜坡带的中西部，西起新安边，东至安塞，其中包括吴起、五谷城和志丹等地（图 1a），整体为平缓单斜，倾角为0.5°~1.0°。研究区长7₃沉积时期水体较深，沉积了一套优质烃源岩，长7₂和长7₁沉积时期水体变浅，水下分流河道及分流间湾微相发育，呈条带状展布，其中水下分流河道砂体为主要的储层类型。此外，长7段沉积期水体动荡，水进、水退反复，砂岩储集体和泥岩间互层式分布（图 1b）^[27]。

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密砂岩以灰色—灰白色长石砂岩和岩屑长石砂岩为主（图 2）。对研究区182个样品进行X射线衍射和薄片分析发现，致密砂岩中各矿物成分的含量差异不明显，均以长石为主，石英次之，其中新安边地区长石和石英的质量分数分别为24.00%~68.00%（平均值为42.07%），16.00%~53.00%（平均值为27.95%），安塞地区长石和石英的质量分数分别为17.66%~69.77%（平均值为41.14%）和21.63%~64.02%（平均值为34.63%）。研究区岩屑以变质岩屑为主，新安边和安塞地区变质岩屑的质量分数分别为1.50%~16.70%（平均值为6.15%），1.50%~14.50%（平均值为7.84%），其次为火成岩岩屑和沉积岩岩屑（表 1）。安塞地区组成岩石骨架的石英、长石和岩屑含量都高于新安边地区，分析认为是新安边地区填隙物含量较高造成的。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段致密砂岩岩心及镜下照片 （a）岩心，A35井，长71，2 423.70 m；（b）镜下照片，A35井，长71，2 423.70 m；（c）岩心，D214井，长71，1 126.85 m；（d）镜下照片，W107井，长72，2 214.00 m。 Fig. 2 Photographs of tight sandstone cores and microscopic photos of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

表 1(Table 1)

表 1 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段不同地区致密砂岩矿物组成 Table 1 Mineral composition of tight sandstone of Triassic Chang 7 member in different areas of northern Shaanxi area, Ordos Basin 地区 样品数/个 w（矿物）/% 石英类 长石类 岩屑 火成岩 变质岩 沉积岩 新安边 106 16.00~53.00（27.95） 24.00~68.00（42.07） 0.60~10.00（4.05） 1.50~16.70（6.15） 0.20~20.00（3.58） 安塞 76 21.63~64.02（34.63） 17.66~69.77（41.14） 0.30~7.00（2.63） 1.50~14.50（7.84） 0.20~6.00（1.37） 注：括号内为平均值。

下载CSV 表 1 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段不同地区致密砂岩矿物组成 Table 1 Mineral composition of tight sandstone of Triassic Chang 7 member in different areas of northern Shaanxi area, Ordos Basin

在相同致密油充注动力下，储层物性对原油的聚集影响较大，储层物性越好，受到的阻力越小，致密油就越容易进入储层聚集^[28]。对研究区260个岩心进行物性检测，得出长7₁致密砂岩孔隙度为1.53%~12.99%，平均值为5.56%，渗透率为0.000 89~3.120 00 mD，平均值为0.097 00 mD；长7₂致密砂岩孔隙度为0.49%~13.23%，平均值为7.32%，渗透率为0.002 6~2.350 0 mD，平均值为0.110 0 mD。孔隙度和渗透率分布（图 4）也表明长7₂储层的物性更好，长7₁储层渗透率主要为0.001 0~0.020 0 mD，样品占比约为70%，而长7₂储层约80% 的样品渗透率为0.010 0~0.300 0 mD。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段不同地区储层岩石矿物成分三元图 Fig. 3 Triangle diagram showing mineral composition of reservoir rocks of Triassic Chang 7 member in different areas of northern Shaanxi area, Ordos Basin

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段致密砂岩渗透率和孔隙度关系 Fig. 4 Relationship between permeability and porosity of tight sandstone of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

对研究区长7段160个致密砂岩样品的铸体薄片及扫描电镜资料进行分析，结果显示储层孔隙空间以溶孔为主，发育少量的粒间孔（图 5）；长石溶蚀形成溶蚀孔，粒间孔主要分布于长石砂岩中，且连通性较好；孔隙半径多为0.5~10.0 µm，是有效孔隙体积的主要组成^[8]；与安塞地区相比，新安边地区致密砂岩样品中长石含量更高，在成岩过程中，长石会发生溶蚀形成更多的溶孔，该区储层的孔隙空间也更大。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段致密砂岩孔隙特征 （a）长石溶孔，A43井，2 247.73 m；（b）溶孔和粒间孔，A72井，2 354.89 m；（c）粒间孔，A72井，2 422.54 m；（d）长石溶孔，X100井，2 186.40 m；（e）溶孔和粒间孔，X82井，1 837.00 m；（f）溶孔，A62井，2 344.90 m。 Fig. 5 Pore characteristics of tight sandstone of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

陕北地区长7段发育黑色页岩和暗色泥岩2种烃源岩^[29-30]。黑色页岩形成时的水体一般更深，沉积环境中含氧量更低。这2种类型烃源岩的测井响应特征具有较大差异，黑色页岩表现为高自然伽马值、高电阻率值，而暗色泥岩则具有较高自然伽马值、低密度、高声波时差的测井响应特征。

对研究区三百余口井长7段的测井数据进行分析后发现，纵向上，自下而上长7₃、长7₂、长7₁累计烃源岩厚度逐渐变小；平面上，黑色页岩主要分布在研究区南部边缘地带，靠近湖盆中心，分布范围较小，而暗色泥岩在研究区内大面积分布（图 6）。长7段烃源岩在研究区大范围分布，且发育厚度较大，平均厚度超过20 m，最厚处超过30 m；在定边西北部、吴仓堡南部及义正一带烃源岩厚度大，厚度整体表现为由西向东变小的趋势（图 7）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长7段垂直物源连井剖面（剖面位置见图 1a） Fig. 6 Well-tie profile of vetical sources of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段烃源岩厚度分布特征（据文献[30]修改） Fig. 7 Thickness distribution of source rocks of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

烃源岩形成具备商业开采的油气藏需要具备一定富集量的有机质、良好的有机质类型和热演化适中的条件^[31-34]。对研究区65个岩屑样品的地球化学数据进行分析发现，长7段烃源岩的TOC值为0.41%~9.76%，平均为3.02%；生烃潜量（S₁+S₂）为0.29~65.79 mg/g，平均为19.06 mg/g；氢指数（HI）为60.00~750.00 mg/g，平均为355.02 mg/g；最高热解温度（T_max）为438~461 ℃。综合分析认为研究区长7段烃源岩有机质丰度高、类型好，且处于生烃高峰期，为致密油的形成提供了物质基础，其中长7₃烃源岩优于长7₂和长7₁烃源岩，长7₃和长7₂烃源岩干酪根类型均以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，长7₁烃源岩干酪根主要为Ⅱ₂型（图 8）。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段烃源岩地球化学特征 Fig. 8 Geochemical characteristics of source rocks of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

鄂尔多斯盆地陕北地区长7段致密油的品质无明显差异，都具备密度低、黏度低、凝固点低和含硫量低以及可流动性强的特征。新安边—吴起地区长7段储层致密油在地面条件下平均密度为0.835 g/cm³，黏度为6.56 mPa·s，在地层条件下油品性质更好，密度为0.7₃2 g/cm³，黏度比在地面条件下更低，约为2.01 mPa·s；志丹—安塞地区，致密油地面条件下密度为0.753~0.87₁ g/m³，平均为0.839 g/m³，黏度为6.97 mPa·s。

研究区致密油的分布非均质性较强，垂向上长7₂油藏分布面积更广；平面上在新安边地区分布面积最大，其次是吴起—志丹一带，而安塞地区长7段几乎无大规模致密油聚集（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段一亚段（a）和二亚段（b）油藏及砂体展布特征 注：指示产水井、产油井和油水同产井的柱长越长，代表其产量越大。 Fig. 9 Reservoir and sand bodies distribution of Chang 71 sub-member (a) and Chang 72 sub-member (b) of Triassic in northern Shaanxi area, Ordos Basin

为了直观地表征致密油的富集程度，引入油井占比（POW）、有效充注强度（SI）和含油饱和度（S_o）3个参数进行定量表征。POW是指在某地区某层段内有油气显示的井数与同一地区、同一段内总井数的比值，宏观上可反映这一地区该层段内钻遇油层的概率。由于并非所有的储层都充满了致密油，引入充满油的累计砂体厚度与砂体总厚度的比值（SI）^[35]，而S_o能从更微观的角度评价砂体孔隙中含油体积占有效孔隙体积的百分比。分别统计了新安边（224口井）、五谷城（74口井）和志丹（224口井）这3个地区长7₁和长7₂的POW，SI和S_o值，结果（图 10、图 11）显示：新安边地区POW，SI和S_o都是最高的，其次是五谷城地区，而志丹地区3个参数的值均相对较低，其中新安边地区长7₁、长7₂的平均POW值为52%，典型井平均SI值为45%，S_o大于40% 的分布面积较广；五谷城地区长7₁、长7₂的平均POW值为35%，典型井平均SI值为32%，S_o值主要为20%~40%，S_o大于40% 的分布面积小；志丹地区长7₁、长7₂的平均POW值低于10%，典型井平均SI值低于10%，S_o值低且分布面积局限，这表明新安边地区油气富集程度最高。长7₁和长7₂段POW和SI均具有明显差异，以新安边地区为例，长7₂的POW值达64%，典型井SI值普遍高于50%，而长7₁的POW值为45%，典型井SI值一般低于20%；三角洲前缘主体长7₁、长7₂的POW值分别为20% 和30%，而三角洲前缘末端的7₁、长7₂的POW值分别为5% 和50%。这表明长7₂致密油聚集程度高于长7₁。由此可见，研究区致密油的分布存在较强的非均质性，不同地区、不同亚段致密油的聚集程度差异较大。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 鄂尔多斯盆地陕北地区不同区域三叠系延长组7段不同亚段致密油含油性特征 Fig. 10 Oil-bearing characteristics of different sub-members of Triassic Chang 7 member in different areas of northern Shaanxi area, Ordos Basin

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段致密油含油饱和度平面分布特征（据文献[9]修改） Fig. 11 Plane distribution characteristics of tight oil saturation of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

烃源岩的地球化学特征决定了油气藏规模和储量，而烃源岩的厚度和分布决定了油气藏的分布^[36-37]。陕北地区长7段烃源岩有机质类型好，以腐泥型为主，腐殖型次之，有机质丰度高，黑色页岩和暗色泥岩生烃能力好，平均生烃量为270.2×10⁴ t/km²，具有较好的生烃潜量^[8]，能为致密油提供充足的油源，生成的油气在原地或者就近成藏。实际勘探表明，研究区长7段主要发育长7₃、长7₂共2套稳定的烃源岩，局部地区长7₁也发育一定厚度的泥岩，长7₃发育的富有机质烃源岩广泛分布，厚度大且稳定，平均厚度为10~20 m；长7₂烃源岩横向分布稳定性相对较差，纵向上主要发育在长7₂顶部，厚度为8~15 m；长7₁烃源岩形成于湖盆开始萎缩时期，厚度较小且稳定性差。

研究区长7₃和长7₂烃源岩在平面上的展布不同是形成不同地区致密油饱和度差异的重要原因之一。烃源岩厚度越大，区域原油聚集程度越高。新安边地区烃源岩厚度大、连续性好是该地区致密油饱和度高的重要原因；红柳沟地区烃源岩厚度中等、连续性差，安塞地区烃源岩不发育则是导致区域内致密油不聚集的主要原因。

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段烃源岩与致密油分布关系（剖面位置见图 1a） Fig. 12 Relationship between source rocks and tight oil distribution of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

生物标志化合物具有指示沉积环境、有机质来源和成熟度的特征，其中色谱中的姥鲛烷（Pr）和植烷（Ph）对沉积环境反应敏感，Pr/Ph值越小，沉积环境越偏还原^[38]；规则甾烷与母质来源及成熟度有关，18α（H）-C₂₇三降藿烷（Ts）和17α（H）-C₂₇三降藿烷（Tm）也均受热演化影响较大^[39]；萜烷中C₃₀重排藿烷（C₃₀^*）含量主要受沉积环境和黏土矿物含量控制，高丰度的C₃₀重排藿烷可反映氧化沉积环境^[40-41]，C₃₀藿烷的形成与成熟度及高等植物输入有关^[42]。因此，可结合生物标志化合物用于油源对比的研究。

利用C₂₉降新藿烷（C₂₉Ts）/C₂₉降藿烷，C₃₀^*与C₃₀霍烷的关系，Pr/Ph和C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷等参数精细划分研究区的油源关系（图 13）。结果表明：①本地烃源岩是研究区主要的烃类来源，长7₁致密油主要来自长7₂烃源岩，长7₂致密油主要来自长7₃烃源岩，主要表现为长7₁油砂与长7₂泥岩、长7₃泥岩与7₂油砂中均具有相似的生物标志化合物，（C₂₉Ts）/C₂₉降藿烷和C₃₀^*/C₃₀霍烷值均相近（图 13a—13d），在C₂₇规则甾烷/C₂₉规则甾烷-Pr/Ph图版中的分布区间也一致（如图 13k中黑色圈线所示）。②湖盆中心也有供烃，本地烃源岩Pr/Ph值一般大于1.0，而三角洲前缘末端的油砂样品中Pr/Ph值接近1.0甚至小于1.0，与湖盆泥岩Pr/Ph值相近（图 13e—13i），这说明三角洲前缘末端与本地烃源岩的沉积环境存在差异，与湖盆泥岩的还原沉积环境更相似。分析认为侧向致密油运移为该地区提供了更多的烃类物质，这也是该区三角洲前缘末端油气富集程度高的重要原因之一。③与长7₂油砂相比，长7₁油砂具有更高的C₂₉Ts/C₂₉降藿烷和C₃₀^*含量，说明受陆缘影响更大，水体较深，Pr/Ph较接近，主要为1~2，C₂₉规则甾烷含量略高，也说明长7₁段陆源供给更多；与长7₃烃源岩相比，长7₂烃源岩C₃₀^*含量偏高，说明水体变浅，陆缘输入增多，但从C₂₉规则甾烷含量和成熟度看，这2套烃源岩热演化阶段接近，物源也均主要来自高等植物。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段各亚段油源关系对比 Fig. 13 Comparison of oil source relationship of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

综上所述，研究区致密油整体具有“下生上储”的成藏特征，与长7₂顶部烃源岩相比，长7₃烃源岩厚度更大、分布稳定，是长7₂致密油富集程度更高的重要原因。此外，侧向供烃为本地原油提供了更多的烃类物质。

在烃源岩大规模分布的情况下，致密砂岩储层的连续分布，是形成大规模致密油的重要条件^[38]。长7₃—长7₁沉积期，水体变浅，盆地萎缩，三角洲向湖盆中心进积，三角洲前缘水下分支河道发育，河道砂体规模增大，形成了大范围分布的储集体^[8]。与长7₁砂体相比，长7₂砂体沉积厚度更大、连续性更好，能为致密油提供更大的储集空间，且长7₂砂岩的渗透率更高，是造成不同亚段致密油差异聚集的重要原因。

通常在砂体连通性较好的情况下，三角洲前缘主体砂体厚度更大，致密油聚集程度更高，但在新安边地区长7₂三角洲前缘主体和末端原油聚集存在较大的差异，末端油气富集程度更高。因此，还有必要考虑输导体系。砂体之间连通的必要条件是砂体间直接接触，常用几何连通性评价砂体之间的连通关系^[28]。以往研究认为存在一个砂地比特征门限值，砂地比低于该值时，砂体之间基本不连通，而砂地比越高，砂体之间叠置越多，集群的砂体越多^[39-40]，连通性越好。根据描述砂体空间分布的概率模型，采用高斯拟合方法来描述砂体之间的连通性（图 14）^[41]，其计算公式为

图 14

Fig. 14

下载原图 图 14 输导层内砂体几何连通性评估模型[39] Fig. 14 Evaluation model for geometric connectivity of sand bodies within the transport layer

式中：P为砂体连通概率；h为砂地比；C₀为逾渗阈值（砂地比门限值）；b为连通指数，$b=\left(C-C_0\right) / \sqrt{3}$，其中C为完全连通系数。

研究区构造起伏较小，受构造作用影响较小，砂岩是主要的输导体系，连通砂体为致密油长距离运移提供运移通道，同时限制了致密油聚集的范围。利用上述方法统计了一百多口井的砂地比数据，分别对长7₁和长7₂输导层砂岩进行连通性分析。参考以往对不同类型砂体的连通性逾渗阈值的研究^[42-43]，研究区C₀和C分别取值为0.2和0.5，通过式（1）计算出长7段砂体的P值，根据P和h值可将连通性分为3类：P > 0.5，h > 0.35，为连通砂体；P为0~0.5，h为0.10~0.35，为局部连通砂体；h < 0.10为不发育砂体或完全不连通砂体。

由输导层砂体几何连通概率分布特征（图 15）可知，长7₁连通砂体分布广，整个研究区内砂体均连通，呈长条形分布，但已有勘探实践表明该段致密油富集面积有限，分析认为主要是受长7₂烃源岩分布范围小的影响，也可能砂体的连通性虽然较好，但无法形成圈闭所致。长7₂连通砂体分布面积相对较小，仅在新安边地区大范围分布，且能形成有效的岩性圈闭，因此原油在新安边地区长7₂大规模聚集成藏；同时，受砂体连通性的影响，新安边地区长7₂发育的三角洲前缘亚相内部不同区域的致密油聚集程度也存在差异，三角洲前缘末端发育的砂体主要为局部连通砂体，湖盆中心侧向来源的致密油难以运移至三角洲前缘主体，因此，致密油主要聚集在三角洲前缘末端。

图 15

Fig. 15

下载原图 图 15 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段一亚段（a）和二亚段（b）中输导层砂体几何连通概率分布 注：指示产水井、产油井和油水同产井的柱长越长，代表其产量越大。 Fig. 15 Probability distribution of geometric connectivity of sand bodies in transport layers of Chang 72 sub-member (a) and Chang 71 sub-member (b) of Triassic in northern Shaanxi area, Ordos Basin

源-储组合关系在构造不发育或近源成藏地区对油气的富集程度和资源的发展前景具有至关重要的作用^[44]。研究表明，陕北地区长7段油藏为源储一体，烃源岩与致密储层相互叠置^[45-46]，但这种叠置关系存在差异，导致砂体含油程度不一。研究区源-储关系复杂，地区之间源-储组合关系变化较大，综合沉积类型、砂体结构、源岩特征、产油能力和以往研究成果，可将长7段源-储组合分为5种类型（图 16）：①下生上储组合，表现为长7₃和长7₂均发育中—厚层优质烃源岩，局部发育源内砂岩，长7₁发育中—厚层砂岩，储层含油性好，该类源储组合类型主要分布在吴起南部地区（图 16a）；②上、下生中储组合，表现为厚度较大的暗色泥岩层中夹杂砂体，长7₃和长7₁均为较好的厚层烃源岩，长7₂为主要储层，其含油性好，该组合类型主要分布在新安边地区三角洲前缘末端沉积区（图 16b）。③砂泥互层组合，表现为中厚砂岩与中厚暗色泥岩间互发育，仅长7₂储层含油性普遍较好，长7₁储层含油性取决于烃源岩和泥质砂岩厚度，该组合类型主要分布在新安边三角洲前缘主体沉积区（图 16c）。④薄泥薄砂组合，表现为泥岩和砂体厚度均较小，储层不发育，含油性较差，如五谷城—志丹一带，烃源岩厚度较小，长7₃以厚层砂体为主，含有少量原油，长7₂以泥质粉砂岩为主，长7₁薄层泥岩和薄层砂岩互层，储层质量一般，整体含油性较差，局部发育油藏“甜点”区，原油聚集规律不明显（图 16d）。⑤厚砂薄泥，表现为砂体厚度大，但烃源岩呈薄层状分布在长7₂亚段，整体储层含油性差，如安塞—高桥地区（图 16e）。

图 16

Fig. 16

下载原图 图 16 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段源-储配置关系 Fig. 16 Source-reservoir configuration of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

油气聚集成藏是生、储、盖等地质要素在时间与空间上动态耦合的过程^[47-49]。根据研究区长7致密油分布规律，针对致密油分布的差异性，从烃源岩、运移输导体系和源-储组合关系3个方面进行分析，结果显示：①本地暗色泥岩是主要的生烃源岩，黑色页岩发育但其分布局限，源岩分布和致密油的分布一致，从新安边—志丹—安塞，烃源岩厚度变小，致密油富集程度降低，同时新安边地区有湖盆中心烃源岩侧向供烃，三角洲前缘末端致密油富集程度比三角洲前缘主体高。②受砂岩输导体系连通性和分布的影响，致密油主要分布在连通砂体发育的地区，但广覆连通砂体却不利于致密油在长7段聚集成藏；新安边地区长7₂砂体连通性好且面积有限，致密油容易聚集成藏。③受沉积相和水体变化的影响，岩性变化频繁，形成了多种源-储组合关系，不同的源-储关系影响着对致密油的聚集，下生上储，上、下生中储和砂泥互层的组合模式有利于致密油的形成和聚集。

综合各因素对致密油聚集的影响，建立了陕北地区“源控-砂控”的成藏模式（图 17），远源河道优势砂体尖灭处和近源局部连通的砂体附近是致密油勘探的有利区。

图 17

Fig. 17

下载原图 图 17 鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系延长组7段成藏模式 Fig. 17 Hydrocarbon accumulation model of Triassic Chang 7 member in northern Shaanxi area, Ordos Basin

（1）鄂尔多斯盆地陕北地区长7段储层主要位于长7₁和长7₂，纵向上，长7₂储层物性更好；平面上新安边地区储层的物性较安塞地区好；石英和长石是砂岩的主要组成矿物，白云岩、喷发岩、高变岩、石英岩和千枚岩是组成岩屑的重要物质，溶蚀孔是该套致密砂岩主要的孔隙类型。

（2）研究区烃源以本地烃源岩为主，长7₂顶部和长7₃发育了2套主要烃源岩，类型好，酪根以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，有机质丰度高，但烃源岩厚度分布非均质性较强，从西北向东南部厚度减小，分布范围也变小，在新安边地区沉积厚度大，安塞一带厚度小；长7₃烃源岩厚度比长7₂厚度大，生烃潜力也更大，供烃至长7₂，长7₁致密油来源于长7₂烃源岩；新安边地区三角洲前缘亚相末端长7₂储层有湖盆侧向供烃。

（3）研究区长7₁连通砂体广覆陕北，但无法形成有效圈闭；长7₂连通砂体主要分布在新安边地区，三角洲前缘末端发育局部连通砂体，阻碍了湖盆中心侧向来源的致密油运移至三角洲前缘主体。

（4）研究区长7段油藏为源储一体，烃源岩与致密储层相互叠置，源-储叠置关系可以细分为下生上储，上、下生中储、砂泥互层、薄泥薄砂以及薄泥厚砂等5种类型，其中下生上储，上、下生中储、砂泥互层有利于致密油的形成和聚集。

（5）研究区致密油层位上聚集差异受控于长7₃和长7₂烃源岩厚度差异和连通砂体的分布面积，新安边、五谷城和安塞地区之间的差异受控于烃源岩展布和源-储组合，新安边地区长7₂在三角洲前缘亚相末端致密油聚集规模比主体大的原因是砂体连通性差和侧向与垂向双重供烃。