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油矿地质学doc

鄂尔多斯盆地含油气分析

班级：

27020804

学号：

2702080416

作者：

朱伟

日期：

2011年5月17日

前言

鄂尔多斯盆地是在早元古代结晶基底的基础上发育起来的大型叠合盆地，其演化过程主要经历了中晚元古代拗拉谷盆地发育期、古生代稳定克拉通盆地发育期、中生代类前陆盆地发育期及新生代周边断陷盆地发育期。

盆地构造演化的多阶段性，从而造就了上下古生界两套烃源岩和多套储盖组合。

叠合盆地由于其形成演化、沉积建造的多旋回性，因而油气勘探具有勘探难度大、勘探时间长、勘探潜力大的特点。

鄂尔多斯盆地作为我国第二大含油气盆地，从历史的角度来看它为我国的现代工业发展做出了巨大的贡献，随着现代科技的发展，石油学家对它的认识更进一步，随之而来的是勘探与开发技术的飞速发展，作为一位是有工作者，我们很有必要对它进行了解。

在此，本人依据前人的经验与研究成果，对鄂尔多斯盆地内部油气成藏情况进行总结。

地质概况

鄂尔多斯盆地处于我国沉积盆地分布的中带，大地构造格局上兼受其东滨太平洋构造域和西南特提斯—喜马拉雅构造域地壳运动的影响，是一个稳定沉降、坳陷迁移、扭动明显的多旋回叠合盆地。

现今盆地四面被不同时期的造山带环绕，形成“盆”、“山”分布格局。

北到阴山，南接秦岭，东邻吕梁山，西到贺兰山一线，总面积37×104km2。

盆地本部东部以离石断裂带与山西地块的吕梁山隆起带相接；北侧和南侧分别以河套地堑南界断裂和渭河地堑北界断裂与二地堑相连；西部以桌子山东断裂、银川地堑东界断裂和青铜峡断裂为界，面积25×104km2。

现今的盆地可以划分为六个二级构造单元，即：

伊盟隆起、渭北隆起、晋西挠褶带、伊陕斜坡、天环坳陷和西缘逆冲带.

地质背景

构造发展

中晚元古代的原型盆地，控制其发展的构造体制应是固结稳定的古陆块及边缘受上地幔浅层热对流系控制的大规模张裂体系。

。

在这一时期，古中国陆块处于拼接稳定化的初期，由地壳热点所控制的秦祁大陆裂谷随之产生。

整个古生代，鄂尔多斯盆地以整体升降为主，构造发育稳定，进入大型的稳定克拉通盆地发育期。

在这一期，古构造面貌总体上表现为北部高、南部低，中部高、东西两侧低。

。

奥陶纪末期，受华北地块南、北洋壳向地块下俯冲消减而形成对挤力的影响，致使华北地块整体抬升。

晚古生代中石炭世，鄂尔多斯盆地以至整个华北地块结束了长达1.3亿年的抬升剥蚀，重新开始接受沉积。

晚石炭世晚期，海水侵进，沉积范围扩大，盆地西侧的中央古隆起东超，盆地东侧的华北海向中央古隆起西超，最终在中央古隆起部位汇于一体。

下二叠统山西组沉积煤系地层，中央古隆起仍有残存，西部浅坳在银川—环县一带，东部浅坳在绥德—宜川一带。

石盒子期大致沿袭山西期沉积背景。

石千峰期，地壳沉降发生了巨大的变化，盆地南部和北部沉降，代替了前期的东部和西部沉降，中央古隆起不复存在，向吕梁山区减薄趋势明显。

中央古隆起的消亡过程，也是鄂尔多斯盆地沉积区与大华北盆地分离，向独立盆地发展的过程。

中生代，由于古特提斯扩张的影响，扬子陆块与华北陆块对接，封闭了残余的右江和秦岭印支地槽，使中国东南部向北产生基底滑移，从而也在对接带两侧产生近东西向的差异沉降盆地。

印支运动末期，鄂尔多斯盆地西部的阿拉善地块受到特提斯板块向北东方向的推挤而发生向东逆冲在鄂尔多斯盆地西部的汝箕沟—石沟驿—平凉安口窑一带形成了前渊坳陷。

在侏罗纪和白垩纪，伴随着西部逆冲作用的持续发展，与之伴生的前渊坳陷也依次向东迁移，在坳陷带的东翼，发育坳陷带的调节构造——前隆，在前隆带的后方又形成调节坳陷。

因此，逆冲带、前渊坳陷、前隆和隆后坳陷组成了典型的前陆盆地构造序列。

新生代以来，由于太平洋板块向亚洲大陆东部之下俯冲，产生了弧后扩张作用，同时印度板块与亚洲大陆南部碰撞并向北强烈推挤，使中国东西部之间产生了近南北向的右行剪切应力场，并在鄂尔多斯盆地及其以东地区产生NE—SW向的张应力。

这样，盆地东部相对隆升，而周边地区却相继断陷形成一系列地堑，银川地堑、渭河地堑都是在这一时期形成的。

沉积发展

鄂尔多斯盆地基地由深变质的太古界和浅变质的早元古界地层组成。

太古界的地层主要为麻粒岩、角闪岩和绿片岩组合，原岩组曾中基性火山岩绝大部分，并夹一些火山岩—沉积岩。

早元古界下步为火山—沉积岩建造系列，火山岩多为中基性喷发的细碧角斑岩，上部地层由粗碎屑岩到碳酸盐岩组合。

中石炭世早期（本二）,鄂尔多斯盆地沉积区在加里东期碳酸盐岩侵蚀面基础上发生了古生代以来的第二次海侵。

当时本区古地理呈北高南低、中部高东西低侵蚀岩溶地貌特点,海水首先进入地势较低洼的东部米脂、绥德地区,然后扩展至志丹—靖边一线的整个东部地区。

本区沉积了一套深灰灰黑色铝土质泥岩,厚0~10m,水平纹层发育,生物搅动明显,为浅水沉积环境的潮下带产物。

中石炭世晚期（本一）,在早期地壳快速整体下降的背景下,海水进侵,形成了基底波状起伏的局限浅海环境。

此时志丹—靖边一线的西部仍为隆起区,北部伊盟隆起区和阴山隆起区抬升,研究区东北部有河流活动,河流夹带大量泥砂频繁进入海盆,沉积了一套含砾粗砂岩和中砂岩,砂体厚2~18m,形成了近北东向分布的水下分流河道沉积。

志丹—靖边线以东的中南部由于波浪作用,分流河道砂被改造形成了一些砂坝。

砂坝周围大部分区域为潮坪环境的泥岩及砂质泥岩,沉积构造具有潮坪环境的相序特征,顶部有煤层

晚石炭世早期（太二）海侵逐步扩大,西部隆起区和中央古隆起已淹没水下,形成靖边以北为三角洲沉积,靖边以南为潮坪沉积,属稳定海岸沉积。

晚石炭世晚期（太一）又开始发生海侵,海水淹没了乌兰格尔以南的整个鄂尔多斯全区,为整个石炭纪的最大海侵时期。

沉积格局与早期相似,北部为三角洲,南部为潮坪沉积。

三角洲规模有所减少,砂体也不如前期发育,其展布除北部水下分流河道外,在中部灰岩间夹一些小的孤立砂坝,南部几乎无较厚砂体,主要为清水环境的局部开阔海碳酸盐岩沉积。

下石盒子期,华力西运动强烈,表现为伊盟隆起的大幅度抬升,河流作用复又加强,碎屑供给显著增加,下部沉积物普遍出现3~5层厚层状含砾砂岩,表明本区以近源辫状河曲流河三角洲为代表的沉积环境又有了一个相当时期和规模的发展此时湖岸线在靖边一带,北部为三角洲平原,南部为三角洲前缘,由于气候变得干燥,沉积物多被氧化,普遍呈棕红色外貌,岩性主要为下部为中厚层状岩屑石英砂岩、岩屑砂岩夹杂色泥岩,向上变为砂泥互层,砂岩成分成熟度低,储集物性差。

上石盒子期,盆地基底略有下降,湖岸线向北推进,在区内形成大面积的滨浅湖和洪泛平原沉积。

由于气候更趋炎热干燥,在经历一段不十分明显的曲流河沉积之后,滨浅湖进入半干旱浅水湖泊发育阶段,沉积了一套以紫红色泥岩、粉砂质泥岩、粘土岩为主的低能沉积环境产物。

晚古生代经历上述各期的持续充填后,至石千峰期已基本被充淤填满,沉积基面逐渐上升,表面高差消失,早期发育的河道体系也逐渐退化、沉积物往往以洪水注入湖盆,水流方式以无形漫流为主,因此该期沉积环境为间歇性干旱湖泊。

由于气候更趋炎热干燥,沉积物颜色多由暗红变为紫红,泥质岩沉积物中普遍含砂质及铁、钙质结核,表明属干燥和极浅水环境的产物。

又因为沉积物中未发现暗色纯泥岩这种典型湖泊所特有产物,也表明本区晚古生代由海到陆的演化过程中,湖泊环境达到成熟阶段,并且属于陆缘近海湖泊相沉积。

晚三叠世受印支运动影响，坳陷而形成的一个大型内陆盆地。

在沉积上实现了由海相、过渡相向陆相的根本性转变，使盆地自晚三叠世以来发育了完整和典型的陆相碎屑岩沉积体系。

盆地内上三叠统延长组，下侏罗统富县组、中侏罗统延安组、直罗组和安定组，下白垩统志丹群构成了一个完整的盆地充填序列，即大层序。

油气成藏

天然气烃源岩

由于沉积环境的差异，区内主要发育两套气源岩，即:

下古生界的暗色碳酸盐岩、上古生界的海陆交互相煤系地层。

下古生界烃源岩主要以奥陶系碳酸盐岩为主，分布在盆地的西南缘和中东部地区，厚度40～800m。

早古生代，盆地西部、南部地处碳酸盐台地与槽、台过渡带，岩相古地理环境变化较为复杂，所形成的海相烃源岩，既有各类碳酸盐岩，又有斜坡—盆地沉积的钙质泥（页）岩。

碳酸盐岩中，含泥灰岩、泥灰岩、泥云岩和含泥云岩的残余有机碳含量相对丰富，泥质碳酸盐岩烃源母质类型以腐泥型为主，厚度达到了148.6m;残余有机碳丰度平均值达到了0.25%，热演化程度大都处于高、过成熟阶段（盆地南部Ro＝2.23%～3.22%），热解烃含量（S1+S2）分别为0.14mg/g和0.25mg/g，表明具有较好的生烃能力。

另外，蓟县系在盆地南部沉积了厚达2000m的深灰、灰及浅灰色粉细晶白云岩，各种藻类十分丰富，也有可能成为潜在的烃源岩。

上古生界烃源岩是一套呈现广覆型分布的海陆过渡相至陆相的含煤岩系，受同期构造的控制，在盆地东部和西缘形成厚度中心。

煤层有机质含量较高，生气能力强。

侏罗纪以前，上古生界有机质以深成变质作用为主;晚侏罗世到白垩纪由于构造热事件的影响，有机质进入生烃高峰。

目前，盆地内烃源岩主要处于高—过成熟阶段，盆地边部烃源岩处于成熟—高成熟阶段，其中盆地南部庆阳—富县—延长一带Ro＞2.8％，处于过成熟干气带，以此为中心向周围环带状降低。

对鄂尔多斯盆地上古生界烃源岩研究表明，成熟烃源岩（Ro>1.25％，达到生烃高峰）面积达18×104km2，占现今盆地总面积25×104km2的72％，表现为大面积成熟，达到了生气阶段。

按形成大中气田生烃强度为20×108m3/km2计算，鄂尔多斯盆地上古生界生烃强度大于20×108m3／km2的分布面积达13.8×104km2，占现今盆地总面积的55.2％，也就是说占鄂尔多斯盆地一半以上的地区具备形成大中型气田的烃源岩条件。

如果以生烃强度1×108m3/km2计算，鄂尔多斯盆地上古生界生烃强度大于12×104m3/km2的分布面积达17.9×104km2，占现今盆地总面积的71.6％，表现为大面积生烃强度较高的特征。

石油烃源岩

延长组地层划分

上三叠统延长组大约以北纬380度为界，北部沉积物粗，厚度小（100-600m）,南部沉积物细，厚度大（1000-1400m），盆地西缘局部地区加厚，超过2400m。

延长组是本区主要生、储油层和本次研究的目的层。

根据岩性及古生物组合，延长组可划分为五段，即:

T3y1—T3y5，同时，根据油层纵向分布规律自上而下又可划分为10个油层组，即:

长1—长10。

（1）延长组第一段

厚度比较稳定，一般在250-300m，相当于长10油层组。

以河流、三角洲及部分浅湖相沉积为主，以厚层、块状细至粗粒长石砂岩为主，普遍见麻斑状结构，南厚北薄。

视电阻率曲线一般呈指状高阻，自然电位大段偏负。

本段岩性和电性特征明显，是井下地层对比划分的重要标志层之一。

（2）延长组第二段

厚度一般在200-250m，相当于长9和长8油层组。

本段与T3Y1比较，沉积范围大幅度扩展，总的特点是北东部粗而薄（以至尖灭），西南缘细而厚，发育一套黑色泥页岩。

上部相对较粗，细砂岩相对集中。

盆地南部广泛发育黑色页岩及油页岩，电阻曲线表现为高电阻层。

盆地东部佳芦河以北到窟野河地区，中段油页岩分布稳定，称“李家畔页岩”，为地层对比的重要标志。

盆地北部及南部周边地区黑页岩或油页岩为砂质页岩、泥质粉砂岩所代替，电性高阻层消失。

本段为延长组重要生油层之一。

下部泥页岩段为长9油层组，上部砂岩相对集中段为长8油层组。

长9油层组在区域上为生油层之一，长8油层组为产层。

长9下部开始出现高绿帘石、高檐石组合段，至长8出现了含喷发岩碎屑的高石榴子石段，特征明显而突出，是区域性岩矿对比的主要依据。

（3）延长组第三段

厚度一般在300m左右，相当于长7、长6和长4-5油层组。

本段在盆地广大地区均有出露和保存，仍然表现为南厚北薄，南细北粗，是一套砂泥岩互层。

在盆地南部顶、底均以厚层黑灰色泥岩为主，底部最为发育呈油页岩或碳质页岩，俗称“张家滩页岩”，是区域对比的标志层。

砂岩主要集中于中部，含黄铁矿。

本段按沉积旋回划分为长4+5、长6、长7油层组，长4+5和长7均以泥页岩为主，是主要生油层，长6以砂岩为主，是主要油层之一。

本段的视电阻率曲线呈梳状，长7底部油页岩或碳质页岩常呈薄一厚层状高阻段，是划分标志之一;自然电位曲线以平直曲线为主，在砂岩发育部位常呈倒三角形特征。

（4）延长组第四段

厚度一般在250-300m左右，相当于长3和长2油层组。

除在盆地南部边缘及西南部遭受剥蚀或缺失外，全盆地均有出露和保存。

本段岩性较单一，全盆地基本一致，主要为浅灰、灰绿色中一细粒砂岩夹灰黑色、深灰色、灰色粉砂质泥岩或泥岩，砂岩呈巨厚块状，具微细层理，泥质、钙质胶结。

本段岩性在盆地中仍是北粗南细。

上部砂岩集中段粒度相对较粗，通常划分为长2油层组，下部砂岩集中段粒度相对较细，通常划分为长3油层组。

本段电性特征明显，自然电位偏负呈箱状或指状，视电阻率呈细齿状。

（5）延长组第五段

本段相当于长1油层组，由于遭受后期剥蚀，延长组第五段在盆地北、西、南部均遭到程度不同的侵蚀，尤以盆地南部为最甚。

在盆地南部残存厚度一般20-230m，南缘及西南部缺失无存。

下部砂岩较集中部位常含油，在直罗、华城地区含油较好，砂岩的自然电位偏负，厚层的自然电位呈箱状，薄层呈梳状。

视电阻率呈幅度不大的锯齿状。

根据该区地质特征和勘探与开发的实际状况，本次马家山地区研究的目的层为长4+5,、长4+52、长6,油层段三个小层。

储集层

鄂尔多斯盆地上古生界天然气储层特征：

由于影响和控制储层发育的主要因素包括沉积作用、成岩作用和构造作用,而其中沉积作用和成岩作用是基础和关键,且区内储集空间以原生残余粒间孔和高岭石晶间孔为主。

因此,储集空间的分布也主要受以上两种地质作用的控制。

储集空间的分布在太2段、山2段相对较发育,山1、盒7、盒8段等次之,主要以残余粒间孔和高岭石晶间孔为主,少量粒内溶孔和微裂缝。

根据上述标准并结合姬源地区长3、长4+5油层组构造特征及试油资料，现将研究区内长3、长4+5储层进行评价。

根据研究区物性资料分析，长3油层组的孔隙度一般介于7.5-17%，主要分布范围为10-14%，均值为12.62%。

渗透率一般介于0.1X10-3-1X10-3um2，主要分布范围0.1X10-3-1X10-3um2。

长4+5油层组的孔隙度一般为7-17%，主要分布范围10-13%，平均为11.51%,。

渗透率一般为0.1X10-3-1X10-3um2，主要分布范围在0.1X10-3-1X10-3um2平均为3.66X10-3um2。

根据毛管压力参数统计分析，研究区内砂岩排驱压力（Pd）最低为0.183MPa,最高可超过2.91MPa。

砂岩平均喉道半径最低为0.019um，最高为0.75}mo砂岩最大进汞量最低为73，最高超过93。

砂岩退汞率最低小于21%，最高超过34。

歪度系数为1.5-1.9，喉道分选系数大部分在2.3-2.6之间，均值系数大部分为10-11，变异系数大部分为0.2-0.25。

通过上述分析表明姬源地区长3、长4+5油层组储层类型总体上属II类储层（特低渗透储层），孔隙结构属于小孔、中细喉型，局部发育I类储层（一般低渗透储层）。

长6油层组为三角洲前缘亚相沉积,水下分流河道、水下分流间湾及前缘席状砂为其主要沉积微相类型,缺少河口坝微相。

水下分流河道形成本区最重要的砂体微相类型。

长63期研究区的主体被北东-南西向延伸的三角洲前缘水下分流河道占据。

长62期以水下分流河道广泛发育和多级次的分流汇合为特色。

长621期分流间湾相对发育。

长611为三角洲高速生长推进期,与其它小层相比砂体最为发育,展布面积大,构成研究区最主要的储集体和含油层系。

油气的聚集明显受沉积微相控制,水下分流河道砂体是研究区油气聚集的有利场所。

长2油层组石英含量高，残余原生粒间孔隙发育，以粒间孔为主，物性好，是延长组最好的储层发育层段，长分8在陕北的沉积坡降相对较小，发育曲流河三角洲三角洲分选较好，长石含量较高，在陇东沉积坡降较大，辫状河三角洲发育，砂体呈条带状，杂基含量高，是以粒间孔隙为主的中细粒砂岩。

盖层

神木地区位于该生烃中心附近，生气强度和排烃强度都很大（生烃强度为50×108m3/km2，排烃强度为40×108m3/km2），大量天然气突破盖层向上运移。

因此对山西组、石盒子组选取具有代表意义的参数排替压力进行平面成图，其中排替压力大的地区不利于天然气向上运移，排替压力小的地区有利于天然气向上运移。

结合石千峰组千5上覆盖层的封闭中国石油勘探24性对该区进行了评价，预测了3个有利于千5成藏的地区。

其中一类有利区分布在榆林以东的地区，下伏下石盒子组盖层的排替压力都小于10MPa，上石盒子组盖层的排替压力都小于5MPa，上覆盖层千4排替压力都大于15MPa；二类有利区分布在横山以南地区，下伏下石盒子组盖层的排替压力都小于10MPa，上石盒子组盖层的排替压力都以小于8MPa为主，上覆盖层千4排替压力都大于13MPa；三类有利区分布在神木以北地区，下伏下石盒子组盖层的排替压力以小于11MPa为主，上石盒子组盖层的排替压力都小于8MPa，上覆盖层千4排替压力都大于10MPa。

延长组盖层岩石发育，主要为长7，长4+5,油层组区域性分布的泥岩，油页岩及致密泥质粉砂岩盖层岩石，次为长1油层组分布较广的泥岩及致密泥质粉砂岩盖层岩石，厚度达数十至数百米，岩石排替压力为12.08×106Pa，具有良好的封闭条件。

生储盖组合

盐定地区三叠系延长组是由顶、底2个区域性不整合面所组成的一个超长期旋回,通过对三级层序界面的识别,划分出4个长期旋回,分别讨论各长期旋回在湖盆演化中的沉积充填特征,并通过层序地层对比,建立了研究区等时地层格架.储集砂体和生储盖组合受基准面旋回和沉积物体积分配的控制.在长期基准面上升半旋回的早中期和下降半旋回的晚期可形成较为有利的储集层,在基准面上升和下降的转折部位则多形成有效的烃源岩和盖层.盐定地区的生储盖特征受长期基准面旋回的影响,主要发育上生下储和下生上储两种基本组合类型.这种油气地质特征为进一步油气勘探靶区选择提供了重要依据.

延长油区侏罗系和上三叠统层序中的生储盖组合以自生自储为总体特征。

按生、储、盖的配置关系,又可分为3种组合类型:

（1）位于下部层序（上三叠统）下部的湖进体系域（长7湖相泥页岩）由于形成于盆地快速沉降阶段并发育在基准面旋回上升到下降的转换位置,沉积速率高,可容纳空间最大,泥岩厚度大而稳定,有机质丰度最高、干酪根类型好,是研究区最好的烃源岩。

（2）位于下部层序（上三叠统）上部水进体系域长2+3和长1河流相沉积）的河道砂体与河道间泥岩及上覆长1厚层泥岩形成上生下储式和自生自储式生储盖组合。

上覆泥岩同时又是良好的盖层,因而是研究区良好的生储盖配置。

但由于该体系域形成于基准面下降期,砂体向盆地方向进积充填作用较强,顶部常发育由剥蚀作用造成的局部不整合面或缺少良好泥岩盖层,成藏作用需要有构造圈闭配合;（3）上部层序（侏罗系）中位于水进体系域（TST）的河道亚相砂与下部层序基准面旋回转换位置形成的生油岩（长7）及高水位体系域（长6-长1）中的生油岩构成下生上储式组合,与上部层序中河道间泛滥平原亚相泥质沉积形成自生自储式组合关系。

西部凹陷深层沙河街组生储盖组合以自生自储为总体特征,但按生、储、盖的配置关系,仍可划分为3种基本组合类型和2种复杂组合模式（。

第一种基本类型为发育于层序下部的上生下储式组合,上覆烃源岩同时为良好的盖层,层序底部的不整合面可同时提供油气侧向运移通道,以形成岩性油气藏为主。

。

第二种基本类型为发育于层序上部的下生上储式组合。

此类型由于形成于基准面下降期,顶部常发育有不整合面或缺少良好泥岩盖层,成藏作用需要由构造圈闭配合,以形成构造-岩性油气藏为主。

第三种基本类型为垂向上缺乏良好烃源岩系的单一储盖组合,油气主要通过断层或不整合面从烃源岩发育区以垂向或侧向运移的方式运移到储层发育区聚集成藏,因而油气运移通道和构造圈闭是必不可少的条件,以形成构造油气藏为主。

油气运移

通过原油和源岩地球化学特征的研究,认为长9石油主要来源于长7烃源岩。

在研究地区,长7油层组形成一个高的过剩压力集中区,而长9油层组则存在较低的过剩压力分布。

烃源岩生烃作用对地层过剩压力的产生具有一定的控制作用,过剩压力的高值区与长7烃源岩的分布区高度吻合。

长7和长9油层组之间形成巨大的过剩压力差,最高超过14MPa。

该过剩压力差成为长7石油向下部长9储层运移的动力。

此外，研究结果显示,部分延9油层组原油运移通道在纵向上主要是河道深切谷和延9与延10油层组河道砂体的相互纵向叠置直接接触部位,或者是延10油层组泥岩很薄处形成的油气运移窗口;横向上为联通的多分支河道。

油气运移的纵向动力主要为毛细管力和剩余压力。

在地史中,上古生界砂岩致密化早于大规模油气运移时期,而且缺乏天然气的大规模侧向运移的条件,由于受石千峰石炭系压力封存箱的封闭,以及封存箱内不均匀分布的高压泥质岩阻隔,天然气的运移、成藏仅仅是限定在压力封存箱内的调整和再分配。

天然气以近距离垂向运移、成藏为主。

砂岩单层厚度小、储层非均质性强、储层致密、沉积相变化大、储层连通性差、局部重力分异是造成上古生界表现为致密岩性气藏和构造岩性气藏,而有别于典型深盆气藏的主要原因。

天然气成藏主要控制因素是优质储层发育和构造。

所以,上古生界应属常规储层条件下的岩性和构造气藏或致密砂岩气藏。

根据各时期、各地区、各层段不同的天然气运移、成藏特征,将上古生界压力封存箱划分为非烃源泥岩与砂岩和烃源岩与砂岩组合的两个成藏子系统,代表了不同的运移、成藏组合和成藏期次。

前者具自生自储，超短距离运移、早期（J2#K1）源内成藏特点,为原生气藏,而后者属近-远距离运移、晚期（K1#K2,K2末#Q）源外成藏特点,包括下石盒子组的原生气藏和上石盒子组#石千峰组的次生气藏。

保存条件

三叠纪延长组沉积期,鄂尔多斯盆地受秦祁褶皱带和阿拉善台隆控制,六盘山西缘断裂带和贺兰山西缘断裂带构成晚三叠世沉积盆地的西南与西北边界,此时的鄂尔多斯原型盆地为向西开口、南深北浅、主体呈北西2南东向的大型不对称坳陷盆地,走廊过渡区与盆地本部具有连通性。

晚三叠世,银川盆地、六盘山盆地与鄂尔多斯盆地连为一体,不存在“古脊梁”或“南北古脊梁”,西缘中段石沟驿地区不发育前陆盆地,崆峒山上三叠统底砾岩的砾石来源于平凉三道沟奥陶系灰岩和二叠系砂岩,是盆地边缘的近源沉积。

受古构造背景和物源分异控制,延长组沉积期原型盆地西部从南到北发育4个不同沉积特征的三角洲沉积体系。

其中,水河—镇原三角洲物源主要来自秦祁褶皱带古生界花岗岩类、片麻岩类和碳酸盐岩类分布区;祁连山花岗岩类是中部景泰—环县、窑山—甜水堡两个远源河流三角洲沉积的主要母岩;汝箕沟—盐定三角洲体系物源来自阿拉善台隆太古宇的变粒岩及片麻岩。

晚三叠世原型盆地经过印支末期、燕山中期、燕山晚期和喜马拉雅期的4期改造,西缘冲断带上盘延长组大多已被剥蚀,有勘探价值的延长组残余沉积主要分布在现今冲断带以东及其掩覆地区,盆地内部在区域单斜背景上形成诸多规模不等的宽缓鼻状构造,为岩性油藏的石油运聚和富集提供了构造背景。

水资源

地层水分布规律：

通过对榆林南子洲地区地层水成因和分布规律研究,其主要产层山二段地层水成因主要有两种,一种以束缚水形式存在,束缚水饱和度高低与储层孔隙结构密切相关;另一种是经过重力分异后,聚集于构造低部位的自由态水。

气水分布宏观上受构造控制明显,水主要分布在西部、西南部构造低部位,为油气运移聚集过程中经分异的气藏边（底）水。

区内没有统一的气水界面,气水界面从西到东依次升高,在-1785m-1300m,相差将近500m。

在局部构造高部位,含气性明显变好,或者被