自邓小梅油藏描述报告111Word格式.docx

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五、油水、水、干层测井解释

六、油藏特征

七、认识与结论

第一章区域地质概况

第一节区域构造背景及演化

一、区域构造特征

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中东部的子长地区，鄂尔多斯盆地属于克拉通盆地，其西南为特提斯-喜马拉雅构造域，东部为滨太平洋构造域。

除周缘的渭河、河套和银川等三个地堑外，盆地中部的广大地区表现为一个南北向轴线偏西不对称的向斜盆地。

它的东翼宽缓开阔,西翼狭窄，因此,中部台块的广大地区呈现为一个大型平缓的西倾单斜，最西缘稍稍翘起，即被沙井子－马家滩断褶带东缘的大断裂所截断

二、区域构造演化

地史上,鄂尔多斯盆地处于中国东部稳定区与西部活动带之间的结合部位，具有稳定沉降、拗陷迁移、扭动明显、多沉积旋回的构造沉积演化特点，大致可划分为4大构造沉积演化阶段。

1、早古生代克拉通拗陷早期海相沉积阶段

鄂尔多斯盆地是在新太古代－古元古代陆块（克拉通）基础上发展起来的。

从早古生代开始，盆地与华北地台联为一体，进入华北克拉通拗陷沉积期。

寒武世，开始古生代第一次海侵,盆地下沉，海侵规模扩大，后期，伴随庆阳古陆的形成与海退发生,盆地沉积范围明显缩小，沉积以白云岩为主。

早奥陶世早期,怀远运动使盆地整体上升，晚期随着构造沉降的发生发生古生代第二次海侵，形成陆表海碳酸盐岩沉积。

加里东末期-华力西早期,盆地一直处于整体抬升阶段,遭受1亿多年的风化、淋滤、剥蚀，而普遍缺失晚奥陶世－早石炭世沉积。

2、晚古生代-中三叠世大型克拉通内拗陷晚期沉积阶段

从华力西中期开始，盆地再度发生沉降进入大型克拉通拗陷晚期，发育海陆规模扩大，早二叠世,盆地上升为陆,气候变得干旱,早期，海水逐渐退出盆地,盆地内部沉降幅度一致，形成厚度不大的山西组三角洲-含煤沼泽-湖泊沉积，间夹海相灰岩沉积。

晚期,进入全面陆相沉积阶段。

3、晚三叠世-早白垩世陆内挤压前缘盆地陆相沉积阶段

晚三叠世延长期，鄂尔多斯湖盆具有面积大、水域深、深度浅、地形平坦和分割性较弱的特点。

延长组沉积过后受印支运动及燕山运动影响，全盆地一度整体抬升遭受剥蚀。

到早侏罗世早期，盆地转为沉降而形成填平补齐式的富县组河流相沉积。

早白垩世初期,形成了现今盆地西深东浅、南低北高的地向斜,陕北斜坡渐具规模且占据盆地中部广大地区。

4、新生代拉张断陷干旱陆相沉积阶段

　　　燕山后期至喜马拉雅期，盆地整体抬升，形成盐湖、河流沉积;

渐新世以后,盆地全面上升,周缘形成多个地堑型断陷盆地，此间，鄂尔多斯盆地内部地层变形与6个主要一级构造单元和次级构造得到加强并最终定型。

第二节区域沉积背景及演化

一、区域沉积相特征

具有稳定沉降、拗陷迁移、扭动明显、多沉积旋回等特征。

中生代晚三叠世,鄂尔多斯盆地演变成一个不对称的内陆淡水湖盆，东浅西深，北浅南深。

由于盆地形态的不对称，导致沉积相带的不一致。

盆地东北部相带宽，分布有序，发育冲积平原相、辫状河及泛滥平原相、三角洲平原相、三角洲前缘相、浅湖及半深湖相；

盆地西部地形陡，相带窄，出现跳相现象，沿盆地西缘是延长组沉积的深陷带,由冲积扇沉积直接入湖,形成水下扇沉积,缺失冲击平原等相带

二、区域沉积相演化

上三叠统延长组为内陆坳陷型盆地演化的第一沉积阶段，为一个完整的水进水退旋回,自下而上包括长一段（长10油组）、长二段（长9、长8油组）、长三段（长7、长6、长4＋5油组）、长四段（长３、长2油组）和长五段（长1油组）等五个层段十个油层组。

长一段代表内陆坳陷型盆地发育的开始，以河流相和滨浅湖相为主，广布大型块状交错层砂岩。

长二段湖盆扩张，沉积范围增大,出现浅水局部半深水沉积。

长三段湖盆继续扩大而后转为收缩,其中的长7代表湖盆最大扩张期,沉积范围最大，水体最深，发育半深水-深水的深灰色、灰黑色泥岩及油页岩;

长6及长4+5为湖退早期，具特征的反旋回沉积层序,在湖盆周边广布三角洲沉积体，是盆地最早的储集岩发育期,沿盆地的东北分布一系列河控型浅水湖泊三角洲。

长四段湖盆进一步收缩,岸线向湖心推进，原来的浅水三角洲已不断平原沼泽化,岸内主要分布滨浅湖相。

长五段代表湖盆的枯竭期,大面积沼泽化，主要岩性为泥岩夹煤层与砂层的互层。

延长统沉积后，晚印支运动使陕甘宁盆地整体抬升，遭受风化剥蚀,形成高地和沟谷交织的波状丘陵地形。

早侏罗世在此基础上开始了新的沉积旋回,代表坳陷型盆地演化第二阶段沉积。

早期是富县和延10期的河流相砂砾岩，充填铺盖在沟谷及其两侧的漫滩阶地，形成东西向展布并嵌入上三叠统延长组中的巨大块状复合型砂体。

中晚期随着早期粗碎屑沉积物的充填铺盖,沉积基面渐趋平原化,气候转向温暖潮湿，出现广阔湖沼环境，沉积煤系地层。

中侏罗世为另一沉积旋回,代表坳陷型盆地演化的第三阶段沉积，下部河流相砂岩平行不整合于延安组不同层位之上,是该沉积阶段的开始，进而沉积上部浅湖相杂色泥灰岩,随后,受燕山运动的影响，盆地抬升结束了第三阶段的沉积。

早白垩世,印度板块和太平洋板块的联合作用,使盆地周边褶皱断裂加剧，加速了新生山系的风化剥蚀，在盆地中沉积厚达千米的砂砾岩河流冲积相和砂泥岩互层干旱型湖泊沉积,是坳陷型盆地演化的第四阶段沉积。

第五阶段沉积为上、下第三系的河流和咸化湖泊沉积,分布局限,仅见于盆地整体抬升后残留的局部低洼处

第二章地层与构造特征

第一节　地层特征

一、地层岩石类型

为灰绿色、浅灰色厚层块状中细粒长石砂岩夹灰黑色、蓝灰色粉砂质泥岩。

岩性基本一致。

长２油层组为灰绿色、灰色、浅灰色中细砂岩夹粉砂质泥岩、暗色泥岩。

二、地层沉积旋回特征

北粗南细，上粗下细的岩性分布特点;

整个层序由低位、湖进及高位体系域组成。

低位体系域厚度较大，主要由三角洲平原亚相分流河道和分流间湾微相细粒砂岩与粉砂岩夹泥岩组成向上垂向加积和进积的准层序组。

高位体系域以三角洲平原分流河道夹含煤沼泽、分流间湾微相沉积为特征,由细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩及煤层线组成向上变浅的加积型和进积型的准层序组。

三、地层分布规律

不同的层序沉积相得展布具有较强的继承性，即东西两地均主要发育三角洲前缘亚相、三角洲平原亚相,二者间均主要为较深水的前三角洲-浅湖－半深湖亚相沉积区,东西两地沉积相均向二者之间区域进积式超覆延展;

同时，又发生明显的垂向演化，由于不同层序形成时期物源供给、气候条件、湖侵规模和范围等存在明显差异而导致不同层序内储集砂体的发育与展布样式的变化。

第二节局部构造特征

一、局部构造形态

长2油层组为曲流河沉积相。

二、深浅层局部构造变化特征

区域构造线近于南北走向,西高东低,为西倾大单斜。

第三章沉积相类型及分布

第一节沉积相类型及特征

一、沉积相类型及特征

河流相

从岸上到湖心依次出现三角洲平原、前缘及前三角洲３个亚相，它们在剖面上的垂向叠置层序,反映三角洲的进积—退积演化。

区内延长组中，三角洲的3个亚相均有发育，特征明显。

1、河道间亚相

可识别的的微相主要有泛滥平原、天然堤、决口扇。

1）泛滥平原微相：

广泛发育于长2等油层组中,以泥质岩为主，夹碳质泥岩和煤线,长石居多,泥质胶结。

岩石组合具有向上变细系列，水动力条件和侧向侵蚀作用较强。

2）天然堤微相：

以泥质岩为主的砂泥岩组合，以浅灰色、灰色、灰绿色泥岩、碳质泥岩及粉砂岩为主。

3）决口扇微相：

以砂泥岩互层为特征的岩性组合。

２、河道亚相

可出现河道砂坝、河床滞留层等微相。

1）河道砂坝微相:

以厚层块状砂岩为主的砂泥岩组合，多为正旋回。

2）河床滞留层微相:

砾质河以砾岩及砾状砂岩为主,砂质河常见滞留泥砾。

由河水携带的物质在河流入湖区快速卸载堆积形成的沉积微相,具向上粒度变粗、泥质含量减少、单层厚度变大的反韵律递变粒序特征，反映砂体堆积过程中水动力条件不断加强。

砂岩成分成熟度均相对较低，反映河口砂坝向上只减少、粒度变粗、进积作用增强的特点。

二、测井相类型及特征

测井相是测井曲线的形态、幅度及其组合、纵向变化等特征的总和，是地层岩性、泥

质含量、粒度大小、分选性及岩相序列等特征的客观反映。

本区延长组测井曲线主要具有下列8种能特征地反映沉积相的典型测井相类型：

1）钟型：

底部突变、顶部渐变而形似钟型，反映水动力逐渐减弱、物源供给量减少，表征分流河道的侧向迁移和正粒序沉积序列结构特征。

2）漏斗型:

底部渐变、顶部突变而形似漏斗状,反映水动力逐渐增强的三角洲河口砂坝沉积的反粒序结构特征。

3）箱型:

顶、底均为突变或加速渐变，反映略具下粗上细正粒序沉积结构，分选性下差上好，主要代表水动力条件稳定、物源供给丰富的河道堆积。

4）指型:

底部减速渐变、顶部加速渐变且幅度差异明显而形似指状，多代表远砂坝、废弃河道堆积。

5）齿形:

曲线幅度高低频繁变化而形似锯齿状，根据齿中线倾斜方向分为反向、正向及对成型３种。

区内以前2者为主。

6）漏斗-箱型组合:

下部漏斗型,上部箱型,反映早期水动力逐渐增强、晚期较强的水动力条件持续稳定，物源供给丰富,多为河道前端河口砂坝沉积。

7）箱-钟型组合:

下部箱型，上部钟型，反映初期2水动力较强,物源丰富，后期水动力逐渐减弱、物源供给减少、表征分流河道迁移与垂向沉积正粒序特征。

8）平直型：

自然电位曲线微齿形成或低平少有变化,反映静水低能条件下分流间湾、浅湖-半深湖细粒物质沉积。

第二节沉积相及砂体分布规律

一、沉积相分布特征及规律

长2油层组主要发育河道间亚相。

沉积相分析表明,该地区延长组长２油层组的沉积相主要为辫状河流沉积相。

其中河道砂体沉积是长2油藏形成和分布的主要部位。

在河道位置砂体发育规模大,厚度好,物性好，因而含油性好。

而在河道间部位，砂体减薄,甚至尖灭，岩性变细,物性变差，非均质性增强，泥质成分增多，因而含油性变差。

三、骨架砂体分布特征及规律

长2油层组中,泛滥平原微相中泥岩特别发育,单层厚度大,粒度粗，具向上变细的正韵律;

发育较大槽状及板状交错层理，底部多见冲刷充填构造，上部为较弱的波状层理。

因此，本油层组主要的储集岩成因类型以辫状河河流沉积亚相泛滥平原微相砂体为代表，同时,因为河流流速大,河底输砂强度大,心滩移动,改造迅速,河床地貌形态变化快。

辫状河形成了坡降大、流量变化大、河岸抗蚀性差、河载推移质与悬移质比很大的环境。

辫状河流沉积相沉积砂体以心滩（坝）为主,心滩是在多次洪泛事件影响下，沉积物不断向下运移时垂向和顺流加积而成。

砂体不具向上变细的粒序,但大型板状交错层理和高流态的平行层理较易发育，另一类砂体为废弃河道充填砂。

一般以含砾质沉积为主，河岸沉积物较疏松，侧向迁移与摆动十分迅速，因此形成多个成因单元砂体侧向连接成大面积连通的砂体。

长２1砂地比等值线图

长２2砂地比等值线图

长23砂地比等值线图

第四章　储层特征

第一节储层岩性及物性特征

一、储层岩性特征

（一）砂岩组成成分

该地区延长组砂岩成分主要包括石英、长石、岩屑等碎屑与杂基、胶结物等填隙物,特点是长石、岩屑含量高,石英含量少,成分成熟度低。

１）石英:

含量约为２4%~５8%，平均42%;

以单晶为主,多晶少见。

２）长石：

含量为４1%~60%,平均50%;

主要为更-钠长石、微斜长石及条纹长石。

3）岩屑:

含量为3%~13%，平均６％；

主要为硅质岩屑和碳酸盐岩屑,次有变质泥岩和砂岩、千枚岩、石英岩等岩屑。

4）填隙物：

含量为5%~40%，平均6%，主要为泥质杂基和碳酸盐胶结物、粘土矿物胶结物、硅质胶结物等。

（二）砂岩岩石结构特征

该油层组发育长石砂岩和少量中粒长石砂岩储层,并以细、中砂岩为主，与长６、8油层组相比，长2油层组砂岩储层最为发育,具有粒度偏粗、厚度最大的特点。

二、储层孔隙结构特征

一）孔隙结构类型

该储层的孔隙结构类型主要可归纳为3种类型。

1）大孔中-细喉型:

它是区内孔渗性较好的但不多见的一类孔隙结构类型，主要是分选性好－较好、杂基含量低得中-细砂岩,可见于长2油层组三角洲平原水上分流河道微相。

孔隙类型以残余粒间孔、粒间溶孔为主，占孔隙总量的６０%以上,次为粒内溶孔、铸模孔等;

喉道以细喉为主，部分为中喉、微细喉,孔喉比为100~2０0,孔隙连通性较好。

2）中孔细-微细喉型：

是区内孔渗性中等且较发育的一类孔隙结构，发育于分选中等-较好并含有一定数量杂基的细粒砂岩中。

3）小-微孔-微细喉组合类型:

是区内孔渗性较差而又最发育的一类孔喉组合。

主要发育粘土杂基、自生粘土矿物晶间微孔、碳酸盐胶结物晶间微孔，占总孔隙度的70%以上。

二）长2油层组孔隙结构特征参数

长2油层组砂岩排驱压力为（0.57－3．02）x１06Pa,平均为1.285x106Pａ;

中值压力为（2.８－13.81）ｘ106Pa，平均喉道半径为0．073－０．404µ

m，其平均值为0.261µ

m;

最大喉道半径为0.２4４-1.４34µ

ｍ，平均为0.８5µ

m，表明喉道以微细喉为主,次为细喉、微喉及少量中喉;

喉道分选系数为0.12－１．95，平均为1.52;

歪度为1.０9-８．9，平均为2．52;

退汞率为1７.7％－29.64％，平均为22.３6%。

压汞曲线多为偏粗歪度、曲线呈短平台状,孔隙喉道分选性好。

三、储层成岩作用特征

分为破坏性和建设性两大类:

（一）破坏性成岩作用主要类型及特征

１、压实、压溶作用

该储层砂岩中,石英含量相对较低,而“抗压实性”差的塑性碎屑长石、岩屑等含量较高,这在很大程度上导致压实作用极为强烈。

2、胶结作用

本区延长组砂岩胶结作用类型众多且强烈，根据胶结物成分主要分为粘土矿物、碳酸盐和硅质3种胶结作用。

综上所述,本区延长组砂岩强烈的胶结作用、尤其是强烈的碳酸盐胶结作用,严重降低了储层的孔渗性。

但它也为晚期溶蚀孔的形成提供了物质基础。

（二）建设性成岩作用的主要类型及特征

1、溶蚀作用

该地区延长组砂岩溶蚀作用大致可分为３个时期：

１）准同生期，石英、长石、岩屑等碎屑边缘微弱溶蚀成港湾状，但溶蚀形成的空间因压实作用而被挤入的泥质杂基所填充而失去意义。

2）浅埋藏期，因温度压力升高原生孔隙减少而孔隙流体沿颗粒边沿加速运动,使颗粒边缘不同程度溶蚀而形成粒间扩大孔隙。

3）深埋藏期，形成次生孔隙，多被后期方解石、白云石或沥青所填充。

2、交代作用

常见的有:

1）方解石沿碎屑颗粒边缘、解理缝边缘交代长石、石英及其次生加大边及岩屑。

２）碳酸盐矿物之间的相互交代。

3）碳酸盐矿物交代其他的矿物。

4）粘土矿物交代碎屑等矿物。

3、破裂作用

该区内延长组砂岩破裂作用不普遍,所以破裂作用对此区砂岩组的影响不大。

四、储层物性特征

长2油层组

由以上有效孔隙度直方图和有效水平渗透率直方图分析得：

长2油层组砂岩孔隙度13.2%-１8.５%,平均值高达15.８5%,其中大于15%的样品数达到７8％；

渗透率为（46.2-１25.6）x1０-3µ

m-２,平均为85.9　x10－3µ

m-２。

由T３c４2交会图分析可知,孔隙度与对数渗透率间存在较强的正相关性,反映了本区本区长2油层组砂岩主要为孔隙型储层，裂缝不发育。

但局部孔隙度相对较低的部位却具有较高的渗透率，可能是因次生溶蚀作用形成较粗喉道的结果,同时,少量高孔隙度部位渗透率却较低,喉道较窄，说明孔隙主要为粒间微孔等非连通孔隙。

第二节储层物性影响因素

一、储层物性与岩性及孔隙结构关系

长2油层组岩石明显具有结构疏松、碳酸盐胶结强度减弱、物性条件较好的特点,主要为中、低渗储层。

长2油层组孔隙结构相对较好,整体属于中孔细喉型。

细孔微喉型，局部发育小孔中喉型,孔喉连通性中等。

二、沉积相对储层物性的控制作用

该地区延长组沉积相对储层的控制作用非常显著，对储层物性等特征也有重要的影响。

1）不同沉积微相砂岩储集性和孔隙结构存在明显差异:

区内延长组前缘孔喉分选性较好、河口砂坝微相砂体孔喉分选性相对较差、远砂坝砂体孔喉分选性相对较差、分流间湾微相砂体孔隙结构最差。

2）不同粒度的砂岩物性和孔隙结构存在较大差别:

砂岩粒度大小与物性存在明显的正相关性，孔隙度、渗透率随粒径的减小而降低。

长2油层组储层粒度相对较粗,孔渗性相对较好。

3、不同沉积微相带砂岩压实、胶结作用强度不同而具有不同的储集性

三、成岩作用对储层物性的控制作用

在埋藏成岩过程中,成岩作用对沉积岩石的物性、结构乃至成分都产生了深刻的影响,其中最突出的表现之一,就是使岩石的孔渗性及孔隙结构发生了显著的变化。

1、较强的压实作用是导致本区延长组储层物性变差的主要地质因素，浅部油层组的物性条件明显优于埋藏大的深部油层组,同时随着埋深加大、日益增强的压实作用对岩石物性产生的负面影响越大。

2、较强的胶结作用严重影响了储层的储集性能。

3、较弱的溶蚀作用未能明显改善储层的储集条件。

综上所述，该区延长组砂岩富含陆源碳酸盐岩碎屑、长石、岩屑等不稳定组分，早成岩期较强、较长时间的雅士、胶结作用使物性变差,而在晚成岩期,溶解作用的广泛进行而形成了一定数量的次生溶蚀孔隙，但较晚,较弱的有机酸溶蚀作用对储层没能起到极为显著的改善作用;

同时岩石中的陆源碳酸盐岩碎屑及其成岩演化又成为晚期碳酸盐胶结物形成的主要物质来源,形成强烈的晚期碳酸盐胶结作用，因而导致了其较差的储层物性,形成了压实、胶结型低孔渗储集砂体。

第三节　储层分类与评价

一、储层分类标准

根据以下三方面的参数划分：

1）储集物性参数—孔隙度、渗透率；

2）微观孔隙结构特征参数—压汞测试的孔隙结构特征参数（排驱压力、饱和度中值压力、最小非饱和度孔隙体积、中值喉道半径、分选系数等）,成岩作用强度与次生孔隙发育程度等;

3）宏微观的储层沉积相带与岩石学定性—定量参数—沉积微相、储层岩石厚度、岩性及填隙物含量等。

二、储层类型及特征

分为四类:

1、好储层：

仅在长2油层组河道河道砂坝微相中-细粒砂岩中偶尔见及。

2、中等储层:

以长2油层组河道间决口扇、长6和长8等油层组中的三角洲前缘水下分流河道及河口砂坝细砂岩为主。

３、差储层:

是延长组内主要的储层类型,含量达41%以上。

其压汞曲线细歪度、分选好，平台较短或呈斜坡。

岩石颗粒多以线接触为主,见凹凸接触。

以河道间泛滥平原微相部部泥质细砂岩、粉砂岩为主。

4、极差-非储层：

含量大约为30%-40%,主要见于天然堤的砂质泥岩和泥质粉砂岩。

第五章油水、水、干层测井解释

第一节储层电性及含油性特征

一、储层电性及含油性特征

１）油水层

含油产状以油侵及油斑为主，少量为油迹。

深电阻率较高，长2油层组一般大于１6Ωｍ,声波时差较大,长２油层组一般大于220μs／m。

2）含油水层

含油产状以油迹及荧光为主,少量为油斑。

深电阻率较低，长2油层组一般介于1４-１6Ωm，声波时差较大,长２油层组一般大于２２0μs／m。

３）水层

无含油产状,少量为荧光,水层深电阻率较低，长2油层组一般小于１6Ωｍ，声波时差较大,长2油层组一般大于2２０μs/ｍ。

4）干层

干层含油产状以油迹和荧光为主，少量为油斑。

干层深电阻率较高，长2油层组一般大于16Ωm,声波时差较小，长2油层组一般小于220μs／m。

四、储层电性、含油性及物性关系

　　长2油层组岩石明显具有结构疏松、碳酸盐胶结强度减弱、物性条件较好的特点，主要为中、低渗储层。

长2的油水层、含油水层、水层的声波时差都较大，说明孔隙度大,干层孔隙度较小;

油水层的深电阻率较高，说明渗透率较好，含油水层和水层的渗透率则较低。

五、储层孔隙度及含油饱和度测井解释模型

第二节　测井解释标准及解释结果

一、测井解释标准图版

二、油水、水、干层测井解释结果

第三节油水层及其属性分布特征与规律

一、有效厚度及其分布特征与规律

　　　　长2　有效孔隙度等值线图

三、有效孔隙度及含油饱和度分布特征及规律

　　　　　长2有效孔隙度等值线分布图

　　　　　长2含油饱和度等值线图

第六章油藏特征

第一节　油藏流体系统特征

一、油藏流体性质

①原油性质具有“三低一中”的特点,即低密度、低粘度、低凝固点、中等含腊量。

油藏原油性质总的变化趋势是老层位（长6）比新层位（长2）好，油藏内部比油藏边部好，埋藏深的较埋藏浅的好。

②天然气均属油藏中的伴生气，为湿气。

二、油藏温度及压力系统

油层原始地层压力为8.３~９．8兆帕,压力系数为０．７～0.8,属同一压力系统，地饱压差3.0~4.0兆帕。

第二节油藏生产动态特征

一、油藏生产动态

长2油藏尽管形成于陕北斜坡这一简单西倾单斜背景下,但受差异压实作用等因素的影响,　该区长2油层鼻状隆起比较发育,对长2油层的油水分布和原油富集起了重要控制作用。

二、油井平均递减规律

，　1、西缘低凹区—低产高含水区。

　2、西部鼻隆区—高产富集区。

3、中部陡变带区—中低产中等富集区。

4、东部鼻隆区—长2低等富集区。

第三节油藏主要控制因素及作用

一、构造控制因素及作用

１、鼻状隆起是油气富集高产的重要因素,陕北斜坡东部长2油层组鼻状构造相对比较发育。

在区域西倾的大单斜背景上,发育着数排近东西向的鼻状隆起，这些鼻状构造对长2油藏的形成和富集高产起了十分重要的控制作用。

2、断裂形成也是长2形成和分布的重要因素。

二、沉积相控制因素及作用

陕北斜坡东部三叠系延长组的长2　油层组的沉积相主要为辫状河流相，其中河道砂体沉积是长2形成和分布的主要部位。

在河道置砂体发育规模大、厚度大、物性好,因而含油性较好。

而在河道间部位,　砂体减薄甚至尖灭,　岩性变细,物性变差,　非均质性增强,泥质成分增多,因而含油性变差。

但河道间沉积是长2　圈闭形成的重要条件之一。

四、成岩相控制因素及作用

上三叠统延长组储层属于典型的低孔特低渗透砂岩储层，受成岩作用的影响，使得特低渗透储层非均质性严重，受应力等因素影响的天然裂缝发育，他们控制了持低渗透储层的渗流系统。

水平构造挤压应力是形成裂缝的主要力源，而由于沉积和成岩作用造成的岩层力学性质非均质性是造成该区不同时期不同方向裂缝发育程度差异并表现为正交裂缝的主导因素,在同一构造应力作用下,沿岩石强度最弱的方向最容易发生破裂形成裂缝。

认识与结论

鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部三叠系延长组长2油藏的形成和分布并不完全受沉积相和储集层控制,而是受构造、储集层、断裂、水动力等多重因素控制。

特别是一定规模的鼻状隆起背景的存在,　是形成长2　大中型油田的一个重要因素,应引起今后勘探工作上的重视。

鄂尔多斯晚三叠世原型盆地经历过多期次改造，盆地内部延长组在区域单斜背景上形成诸多规模不等的宽缓鼻状构造,　为岩性油