摘要：分析了鄂尔多斯盆地子北地区延长组长6段油层构造特征、沉积相分布及砂体展布特征，从烃源岩、储层、盖层等方面对长6段油藏成藏条件进行了探讨，并就油藏类型、主控因素及成藏期次进行了讨论。结果表明：子北地区长6段油藏具有较好的生、储、盖配置关系，主要受沉积微相及储层物性控制；长6段油气主要储存在长61、62、63段河道砂体内，油藏类型主要为岩性圈闭；长6段油藏主控因素有主分流河道、储层物性及其非均质性、原油分布；长6段油层中，油气包裹体均一温度分布呈双峰状，主要在100 ℃～110 ℃和130 ℃～140 ℃；利用热演化史与流体包裹体均一温度法对油气成藏期次进行判断，长7段烃源岩生成的油气在早白垩世运移并大量聚集至长6段油层组，形成长6段油藏。
关键词：油气成藏；长6段；烃源岩；储层；盖层；子北地区；鄂尔多斯盆地
中图分类号：P618.13；TE121文献标志码：A
0引言
鄂尔多斯盆地陕北斜坡子北地区自20世纪80年代进行油气勘探开发以来，已经在中生界延长组长6、长4+5、长2段等发现了工业油流，其中长6段为主力油层组。对子北地区长6段油层组的研究，目前仍以沉积相、储层特征、注水开发工艺等为主[14]。前人开展了较单一的沉积环境、生油岩特征、生产开发、砂体发育特征等研究，但未对油气成藏条件进行过系统的深入分析。近年来，随着大规模勘探开发工作的深入，单一油气藏要素分析限制了对子北地区长6段油藏形成条件及控制因素的全面认识，制约着该层位油藏进一步的勘探部署。笔者在收集1 000余口钻井资料的基础上，以子北地区长6段油层组的生油、储层、圈闭、保存等为整体，对长6段油层组油气成藏条件进行探讨，明确油气成藏条件及主控因素，为研究区下一步油藏勘探提供地质依据。
1区域地质概况
子北地区位于陕北地区子长县，主要包含涧峪岔油田和子北油田，构造位置位于陕北斜坡带东部（图1），区域整体构造为一向西倾斜的平缓单斜，坡降一般为每千米7～10 m，地层倾角小于1°。区内不发育断层和褶皱，但由于差异压实作用，仅在小范围内形成一系列幅度较小的鼻状隆起[5]。上三叠统延长组沉积期是鄂尔多斯盆地沉积演化史上的重要阶段，该阶段盆地沉积面积最大，物源充沛，经历了完整的湖泊三角洲沉积演化旋回。上三叠统延长组长7、长6期等有重要实际意义：长7期，盆地深湖相沉积面积大，泥页岩厚度大，为子北地区乃至全盆地油气的生成提供了良好的物质基础；长6期，湖盆开始收缩，沉积补偿大于沉降，湖泊三角洲发育处于高峰期，多个规模较大的三角洲发育，为油气运移、储集等提供了较好的地质条件[68]。
2长6段油藏生、储、盖条件
2.1烃源岩条件
烃源岩作为油气生成的物质基础，是评价潜在含油气盆地的重要对象。“源控论”至今对找油依然发挥着重要的作用。鄂尔多斯盆地中生界烃源岩主要发育于三叠系延长组第二、三段（长9段—长4+5段），主要为深湖—浅湖相沉积的暗色泥岩生油岩，尤以长7段烃源岩最为发育，是鄂尔多斯盆地油气藏形成的主要有机质来源[917]。子北地区处于半深湖—浅湖相沉积环境，长7段烃源岩厚度较薄，为3～17 m，属于盆地长7期生油岩沉积的边缘地区[18]。通过钻井岩芯观察，子北地区长7段烃源岩颜色较长6段黑，植物化石含量较其他层段丰富，表明长7段的有机质丰度要比其他层位的烃源岩高（图2）。为了进一步明确长7段烃源岩的有机质丰度，本次分析采用总有机碳（TOC）、生烃潜量等常用参数，根据中国陆相生油岩有机质丰度评价标准[19]（表1），对该段烃源岩有机质丰度进行定量分析。
研究区延长组长6、长7段烃源岩总有机碳以大于1.0%为主，占60%，达到了主力生油岩标准，但是生烃潜量较低，处于（05～2）×10-3之间的占60%，大于6×10-3的仅占30%（表2），属于较好烃源岩。尚慧芸等统计了鄂尔多斯盆地三叠系延长组黑色泥页岩的总烃（HC，552×10-6），认为其属于好生油岩范畴[20]。试验分析结果显示：子北地区长6、长7段黑色泥岩热解峰温（Tmax）分布在436 ℃～455 ℃，平均为4421 ℃。
2.2储层条件
勘探开发实践表明，子北地区长6段油藏的储层主要为分流河道砂体[22]。根据岩芯观察和岩石薄片鉴定结果，子北地区长6段砂岩主要为浅灰色、浅灰绿色的中—细粒长石砂岩及岩屑长石砂岩。砂岩碎屑成分以各类长石（体积分数为4732%）为主，其次为石英（27.10%）、云母（608%）和岩屑（3.50%），此外还含有少量重矿物。碎屑颗粒分选性较好，磨圆度以次棱角状—次圆状为主，砂岩具有中等结构成熟度、较低矿物成熟度的特点[图3（a）～（c）]，表明子北地区长6段储层堆积的沉积物离物源较近。
子北地区长6段储层的孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶蚀孔；另一方面，绿泥石、石英次生加大、碳酸盐等胶结物的堵塞作用导致物性降低[图3（d）～（f）]。子北地区长6段砂岩储层物性统计显示：孔隙度主要分布范围为9.0%～11.0%，渗透率主要分布范围为（013～1.0）×10-3 μm2，变化幅度较大（图4）。对照鄂尔多斯盆地低渗透砂岩储层评价标准[23]，子北地区长6段储层属于超低渗透Ⅲa类储层，物性条件整体较差，非均质性较强。
总体上，子北地区长6段储层比较发育，分布范围广，岩性以长石细砂岩为主，但是物性较差，且纵横向变化较大。纵向上，长61、长62段物性较好，其次为长63段，长64段物性则最差；平面上，岩相古地理控制了砂体的形成和分布，主要油层长61段砂体厚度为10～40 m，砂体展布与区域物源供给方向一致，呈现NE向、NNE向条带状展布。在三角洲分流河道区，长6段储层物性较好，而在河道间沉积区的物性较差。
2.3盖层条件
根据野外露头、钻井、测井、试验分析等资料，子北地区延长组主要发育以陆相碎屑沉积的泥岩、粉砂质泥岩为主的长4+5段和长1段两套泥岩盖层。其中，长4+5段发育的泥岩为下伏长6段储层的主力封盖层。平面上，子北地区长4+5段盖层厚度主要集中在25～50 m，厚度大，分布广泛，延展性好（图5），岩性主要为泛滥平原相和沼泽相泥岩、粉砂质泥岩、炭质页岩等，具有良好的封盖性能。该盖层对长4+52、长6段油层组的油气起到很好的封隔作用，是研究区长4+52、长6段油气成藏的重要控制因素之一。另外，在长6段油层组内部，沉积旋回的顶部发育有局部性盖层，岩性主要为泥质岩或泥岩夹粉砂岩，厚度较薄，为2～6 m，对长6段各油层起到封隔作用。