陕北斜坡长6内部油藏分布不均一性分析——以X油田为例

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陕北斜坡东南部张家崖区长6~2储层特征研究

陕北斜坡东南部张家崖区长6~2储层特征研究本文选取陕北斜坡东南部张家崖区为研究对象,是为了深入了解该区长6~2储层的特征及其与油气的富集关系。

本文将长6~2储层精细划分为8个单砂体,以石油地质相关知识为指导,结合录井、测井、分析化验等资料对长6~2储层特征进行研究,并总结出储层与油气的富集关系。

本区发育近东西向的低缓鼻隆,各小层之间也有一定的继承性。

长6~2储层发育河口砂坝、水下分流河道、分流间湾等微相,储集物性较好的河道砂体一般是油气富集区域,砂体较厚的地方一般有效厚度也较厚。

长6~2储层的砂岩主要为细-中粒长石砂岩,溶蚀作用改善了储层物性,而胶结作用一般使储层物性变差,不利于油气的运移。

综合本区的储层特征,将本区长6~2储层分为Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ三大类。

油层在纵向上叠加发育,且厚度小。

在横向上变化较快,连通性比较差。

在平面上,不同层位的油藏分布位置不一。

研究区长6~2储层油气的富集与砂体、物性等因素关系密切。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征1.引言延安地区长6储层具有非常丰富的油气资源，该地区储层非均性较大，这给油气勘探和开发带来了一定的难度。

深入研究延安地区长6储层的非均性特征，对于更好地认识该储层的地质特征、油气储层的分布规律以及优化勘探和开发策略具有重要意义。

2.延安地区长6储层的地质特征延安地区长6储层位于中国西部延安地区，主要由砂岩和泥岩组成。

该地区的构造作用较为显著，地层受到了多期次的构造运动的影响，形成了复杂的地质构造。

在这种构造作用的影响下，长6储层呈现出了非常丰富的非均质性特征。

3.延安地区长6储层非均性特征3.1 孔隙度非均性延安地区长6储层的孔隙度非常不均匀，孔隙度的分布呈现出明显的梯度特征。

在不同地层和不同区域，孔隙度的大小存在明显的差异，有的地方孔隙度较大，有的地方孔隙度较小。

这种非均性特征对油气储集性能产生了较大的影响，也为油气勘探和开发带来了一定的挑战。

3.2 渗透率非均性延安地区长6储层的渗透率也呈现出明显的非均匀性。

同一地层中，不同井段的渗透率存在很大的差异，有的地方渗透率较高，而有的地方渗透率较低。

这种非均性特征使得油气能够在某些区域更容易地流通，而在另一些区域则更加困难。

3.3 成岩作用和构造影响成岩和构造作用对延安地区长6储层的非均性特征也产生了显著的影响。

受成岩作用的影响，储层孔隙度和渗透率呈现出了复杂的非均匀分布特征，形成了多种类型的油气藏，构造作用也造成了储层中断层和断裂带的形成，使得储层内部的非均匀性更加复杂。

5.影响分析延安地区长6储层的非均性特征对油气勘探和开发造成了一定的影响。

非均质性储层的勘探工作更加困难，需要对储层的非均质性特征有更深入的认识，制定更合理的勘探规划。

储层非均质性对开发工作也提出了更高的要求，需要合理利用储层的非均质性特征，制定出更加适合的油气开发方案。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征在石油工业中，储层非均性是一个十分重要的概念。

储层非均性通常是指在石油储层中，油气分布和岩石性质的不均匀性。

在延安地区长6储层中，也存在着非均性的特征。

本文将详细介绍延安地区长6储层的非均性特征，并对其产生的原因进行分析。

我们将探讨储层非均性对油气开发的影响和克服的方法，以期为相关工作者提供参考。

延安地区长6储层主要分布在延安地区的上部，地质时代为侏罗系。

储层以灰色细粒砾质页岩为主，孔隙度较低，主要储集类型为胶结岩，储层厚度一般在10-30米之间。

根据地质勘探的数据，我们可以得知，延安地区长6储层非均性主要表现在以下几个方面：延安地区长6储层的含油气分布有着明显的非均匀性。

通过地震勘探和钻井数据分析可以发现，储层的含油气分布呈现出不规则的分布特征。

局部区域的含油气丰度较高，而周围区域的含油气丰度较低，形成了丰富与贫瘠的分布规律。

这种非均匀性的分布对油气勘探和开发带来了一定的困难，需要更加精细的地质勘探和调查分析才能够准确把握油气的分布规律。

由于长6储层岩石性质的不均匀性，孔隙度和渗透率分布也存在着明显的非均匀性。

在储层的部分区域，由于构造作用和岩石圈压力等因素的影响，使得储层的孔隙度和渗透率偏高，形成了良好的储层区域；而在其他区域，储层的孔隙度和渗透率较低，成为了非优质储层。

这种非均匀性的分布使得油气开发难度增加，需要通过合理的开发方式来克服。

延安地区长6储层的非均匀性还表现在储层物性的差异上。

根据地震勘探数据，我们可以得知，储层的物性参数（如泊松比、密度等）在局部区域存在着差异较大的情况。

这种非均匀性会影响地震波的传播特性，使得地震勘探的解释结果存在一定的误差。

在进行地震勘探和储层解释时，需要充分考虑这种非均匀性的影响，以提高勘探解释的准确性。

造成延安地区长6储层非均性的原因主要有以下几点：地质构造的影响。

长6储层分布在延安地区的上部，这一地区地质构造复杂，存在着多次构造运动的痕迹。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征摘要：长6储层是延安地区重要的储层之一，其非均性特征对储层的开发及油气产量具有重要影响。

针对长6储层的非均性特征，本文从地质构造、沉积相、孔隙结构等方面进行了研究分析，总结出长6储层的非均性特征及其对勘探开发的影响，为延安地区长6储层的开发提供参考。

二、长6储层的非均性特征1. 地质构造的非均性特征延安地区长6储层所处的地质构造地段复杂多变，主要受隆起、断裂等构造运动的影响，形成了多种不同类型的地质构造。

受断裂构造控制的长6储层具有较大的非均性特征，其断裂带的发育、延伸方向、断裂强度等对储层的非均匀性具有重要影响。

地质构造的起伏不平造成了长6储层的非均匀性分布，使得油气在不同地段的分布存在差异性。

2. 沉积相的非均性特征长6储层的沉积相主要受古地理环境、沉积物来源、沉积水动力学等因素影响，因此具有较大的非均质性特征。

在延安地区，长6储层主要受湖相、河相、沼泽相等沉积相的影响，不同沉积相下的长6储层性质存在明显差异，表现出非均匀性的特征。

3. 孔隙结构的非均性特征长6储层的孔隙结构是其非均性的重要表现之一，主要受岩性、成岩作用、构造变形等因素的影响，形成了多种类型的孔隙结构。

在延安地区，长6储层的孔隙结构主要包括溶洞孔隙、裂缝孔隙、微裂缝孔隙等，这些孔隙类型的分布不均匀性对储层的储集性能产生了重要影响，使得长6储层的非均质性更加显著。

三、长6储层非均性特征对勘探开发的影响1. 储层非均性对勘探方案的影响长6储层的非均性特征对勘探方案具有重要影响，首先是勘探目标的确定，由于长6储层的非均匀性分布，使得勘探目标的确定具有一定的难度，需要通过大量的地质、地球物理资料分析，在制定合理的勘探方案时需考虑到长6储层非均质性的特点，避免盲目探索造成资源浪费。

2. 储层非均性对开发方案的影响长6储层的非均性特征对开发方案的制定具有重要影响，具体表现在井网布置、注采方式、提高采收率等方面。

延长油田子北油区长6储层特征评价

延长油田子北油区长6储层特征评价摘要：延长油田位于陕西北部—鄂尔多斯盆地东南部,是一低渗透特低渗透油田。

以东部子北油区作为研究区，对研究区长6地层油藏储层岩性、物性、电性进行研究，揭示该区域储层特征。

关键词：延长油田、低渗透、长6储层特征本文主要针对延长油田子北油区的三叠系延长组长6层进行地层分析。

根据岩性、电性和含油特征将长6油层组可划分为长61、长62、长63、长64等4个亚组，分别对四个亚层做储层岩性、物性、电性进行研究分析，进而判断该区域储层含油性。

一、储层岩石学特征子北油田长6油层组储层主要为一套浅灰至灰绿色长石细砂岩、中-细砂岩，碎屑颗粒约占85%，以长石为主，其次为石英、岩屑、云母和少量的重矿物。

其中长石含量为39~65%，平均为55%，以钾长石和酸性斜长石为主；石英含量20~40%，平均为25%，岩屑含量10~20%，平均为14.5%，以变质岩岩屑为主；云母含量一般为1~10%，最高可达25%。

重矿物含量0.3~1.8%，平均1.0%左右，成分主要有绿帘石、石榴石和榍石及少量的锆石、电气石，重矿物含量具有北高南低的分布趋势。

填隙物组分以胶结物为主，平均含量13%左右，成分主要有绿泥石、方解石、浊沸石，二，储层物性特征（一）延长组储层物性划分标准根据近200口取心井5000多块样品的物性分析数据，研究区延长组储层物性变化较大，孔隙度最小为1%，最大可达22.9%，一般为8~16%，渗透率从小于0.01×10-3μm2到865×10-3μm2，一般为（0.1~20）×10-3μm2，按照原石油行业碎屑岩储层物性划分标准（表1），本区延长组储层多属低孔低渗和低孔特低渗储层。

表1 石油行业碎屑岩储层孔隙度、渗透率分级标准该分级标准主要针对常规物性碎屑岩储层，对以低渗、特低渗占绝对主体的延长组储层来说，还略显粗糙，为此，以延长组储层的物性分布及孔隙结构特点为基础，将延长组储层物性划分为如下几个级别（表2）：表2 延长组储层物性划分标准（二）主要含油层段的物性分布特征根据大量的岩心物性分析数据，纵向上，从长7~长2油层组，储层物性逐渐变好，长1油层组物性又变差，研究区长6含油层段，平均孔隙度一般<10%，平均渗透率<2.0×10-3μm2，渗透率中值<1.0×10-3μm2（表2）。

长6地质情况

长6油层储层特征及储层评价2012.10.31目录第一章鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价 (1)第二章安塞油田长6特低渗储层特征 (7)第一章鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层储层特征及储层评价摘要：鄂尔多斯盆地甘谷驿油田东区长6油层为该区的的主产层之一，本文在长6储层沉积特征研究的基础上，对储层岩石学、成岩作用、孔喉结构及物性特征进行分析、研究，并作出综合评价结果表明，长6储层为中一低孔、低渗型储层，其储层主要表现为III A类较差储层，但长储层相对较好，次为长62储层，长63总体较差，以差储层、非储层为主。

甘谷骚油田位于陕西省延安市东部的甘谷驿镇（图1），大地构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带上，研究区上三叠统延长组长6油层为一西倾的单斜构造，局部存在低幅度的构造起伏，6油层自上而下分为长61、长62、长63、长64四个亚组，其中长61、长62为该区主力产层段，沉积体系为三角洲平原及前缘亚相，储集体为分流河道砂体沉积。

长6油层沉积后，进一步受成岩作用的影响，形成目前低渗、特低渗型的储层特征，储层的物性特征进一步控制了油田储能及产能的大小。

图1甘谷骤油田区域位置图1.沉积特征据前人研究结果，陕北地区在长7发生湖进，区内广泛沉积了一套张家滩页岩，到长6期湖盆萎缩，沉积了一套三角洲沉积体系，长6油层内主要发育三角洲平原及三角洲前缘亚相，平原亚相的分流河道及前缘亚相的水下分流河道砂体构成储集砂体。

三角洲平原亚相主要见于长61亚组，由分流河道、泛滥平原及沼泽沉积微相组成剖面上，分流河道与泛滥平原自下而上由砂岩渐变为泥岩，形成下粗上细典型的二元结构特征一个二元结构构成了一个沉积旋回，长6层垂向上由，个沉积旋回组成河道底部见有冲刷构造，冲刷面上分布有泥砾河道砂体厚度大，为分流河道多次叠加的结果砂体内发育大型板状和槽状交错层理、平行层理、块状层理。

三角洲前缘亚相主要见于长62、长63、长64亚组，由水下分流河道、水下天然堤、水下决口扇、河口砂坝及河道间洼地组成，河口砂坝不发育分流河道截切水下天然堤或河道间洼地沉积，形成下粗上细沉积旋回，长62、长63亚组垂向上由2、3个沉积旋回组成，长64亚组由2个沉积旋回组成，河道底部有冲刷构造，冲刷面分布有泥砾砂体内发育板状和槽状交错层理、平行层理、块状层理长61、长62亚组河道分布范围广，砂体厚度大，储集体相对较发育，为研究区长6油层的主力产层。

陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策

陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策针对陕北浅层低渗透地方性油田油层浅、单井投资小、资源归属多样引起的无序开发、开采措施不统一、资源浪费、环境污染、资料共享性差等问题，参考长庆油田公司管理经验，解剖两个典型地方性油田—延长油矿管理局川口油田和延安市南泥湾油田，结果发现：陕北浅层低渗透油藏管理面临的主要问题是储量管理、开发措施管理、环境管理和数字信息管理四个方面的内容： 1．在储量管理方面，以南泥湾油田为例，分析认为：①探明储量是陕北浅层低渗油藏管理的重点，容积法是其中最有效的计算方法：②常规工业油流标准在低渗透油田储量计算中存在着较大的误差，研究发现造成此误差的原因有两点：a．旧的储量规范在确定陕北浅层低渗透油藏工业油流标准时与其它方法相比，误差较大，不宜用此标准来计算陕北经压裂改造后低渗透的油藏：b．虽然低渗透油井单井递减类型多种多样，但按井数加权后单井开发仍遵照双曲线递减。

并以此为基础，提出了一种不同于常规工业油流标准的计算方法；⑧在新工业油流标准基础上，以单井初月产油达到工业油流标准为基准，适当外推一个井距圈定出含油面积：④在确定有效厚度的四性关系中，以压裂达到工业油流标准为基础，首先应用数理统计法、清水浸入法、压裂试油法、压汞法、对比法等多种方法相互印证、互相对比，确定出长62、长61、长4+5各层的有效厚度的物性下限为油浸及其以上，细砂岩，长62的有效孔隙度≥7．5％、渗透率≥0．17×10-3um2、含水饱和度≤47％；长61的有效孔隙度≥8％、渗透率≥0．16×1O-3um2、含水饱和度≤44％：长4+5有效孔隙度≥8．3％、渗透率≥0．17×10-3um2、含水饱和度≤50％；然后运用岩电试验、声波时差—电阻率关系及含水饱和度—电阻率关系图，建立该区长62、长61、长4+5的电性解释图版，并提出了该区油层组的电性标准：长62的声波时差介于220～248 us／m之间，4m视电阻率≥50Ω·m；长61的声波时差介于220～250us／m 之间，4m视电阻率≥50Ω·m；长4+5声波时差介于222～250us／m之间．4m视电阻率≥50Ω·m。

鄂尔多斯盆地陕北斜坡东部三叠系长6油藏分布规律

三角洲平原分流河道沉积的长 4+5 特别是长 61
70 60
80
90 80
北石家湾
理 308
50 涧峪岔
70
理 61 ③
理 39 理 46 理 43 南沟岔
④ 李家岔
玉家湾理 139 ②
坪桥
安定
子长 ① 子 119
杨家元子
60 50 70 80
70 80
谭家营 60 50
安塞
寺湾
余家坪热寺湾
胜5 贯屯
研究表明，三叠系延长组油气垂向运移的主要通道一是砂体叠置点或盖层尖灭点，二是断裂（包括断层和裂缝）系统。其中裂缝在三叠系延长组十分发育，无论是在盆地周边露头还是腹地的岩心录井中，均发现有天然裂缝发育，且以高角度缝和垂直缝为主。如安塞、靖安油田，其长 6 油层有 1/3 的井见到天然裂缝，包括构造应力缝和水平成岩缝。其中构造应力缝多为垂直缝或高角度缝，倾角一般在 87°左右，缝长一般 0.1~4 m，裂缝大多数被方解石充填。成岩缝多近水平状态，个别井呈密集带分布，如 ZJ33 井岩心中有 9 段见到密集分布的裂缝，平均间距为 1.4cm. 用古地磁测试、构造裂缝三维数值模拟等分析表明，靖安-安塞地区长 6 油层中主要发育近东西向和近南北向天然微裂缝，其次为北东向和北西向微裂缝[7]。安塞油田王窑区 40 口岩心观察井中有 29 口井不同程度的有裂缝发育，占观察井数的 72.5%，裂缝绝大多数为直立缝，倾角大于 80°，岩心多出现 1 条裂缝，少数见 2 条平行的直立缝，缝宽多小于 1 mm，有些较大缝多被方解石充填；坪桥区据 20 口井岩心观察，14 口井存在裂缝，占观察井数的 70%，裂缝多为直立缝，一般有 1~2 组，缝宽 0.3~1 mm，多充填有方解石薄膜；侯市区裂缝相对较不发育，据 27 口取心井观察，有 9 口井见有天然垂直裂缝，占全部观察井的 33%，缝面较平直，缝宽 2 mm 左右，多被沥青或方解石充填[8]。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征
延安地区位于中国陕西省南部，是一个石油储层资源丰富的地区。

该地区的储层非均性特征主要表现在以下几个方面。

延安地区沉积环境复杂多样，储层类型丰富。

延安地区主要分布有含铀砂岩、致密砂岩、灰岩和页岩等多种类型的储层。

这些储层具有不同的孔隙结构和渗透性特征，所以在油气开发中存在较大的挑战。

储层厚度变化较大。

延安地区的储层厚度在水平和垂直方向上变化较大，有的地方储层厚度较薄，有的地方则厚度较厚。

这种储层厚度的变化导致了开发资源的不平衡，需要根据具体地质情况进行合理的开发布局。

储层孔隙度和渗透率差异明显。

延安地区的储层孔隙度和渗透率差异较大，部分地区的储层孔隙度和渗透率很高，有利于油气的储集和流动；而在另一些地区，孔隙度和渗透率则较低，这对于油气勘探和开发产生了一定的困难。

延安地区储层存在较多的构造变形和裂缝。

由于地质构造活跃，储层在构造变形过程中遭受了挤压和折叠的影响，导致储层产生了一定的压实、断裂和裂缝。

这些构造变形和裂缝对储层的渗透性和储集性能产生了较大的影响，需要在油气勘探中进行合理的预测和评价。

延安地区储层的物理性质差异较大。

延安地区的储层具有不同的物理性质，如密度、饱和度和岩性等的差异。

这些物理性质差异对于油气的流动和储集性能有一定的影响，需要在油气生产中进行相应的调整和优化。

延安地区的储层非均性特征主要体现在沉积环境复杂多样、储层厚度变化大、孔隙度和渗透率差异明显、构造变形和裂缝较多以及储层物理性质差异大等方面。

这些特征对于延安地区的油气勘探和开发提出了更高的要求，需要科学合理地进行资源评价和开发布局。

延安地区长6储层非均性特征

延安地区长6储层非均性特征延安地区是陕西省北部的一个地级市，地处黄土高原，地质条件独特，自然资源丰富。

在延安地区，石油资源储量丰富，其中长6储层是该地区的重要储层之一。

长6储层非均性特征是储层地质研究的重要内容之一，具有重要的指导意义。

本文将对延安地区长6储层非均性特征进行分析，以期为勘探开发提供理论参考。

一、地质背景延安地区位于中国黄土高原北部，主要地质构造为南北走向的断裂和褶皱构造。

油气资源主要分布于五四牧场、神山地区和延长地区。

长6储层位于该地区的下古生界地层，是主要的储层之一。

该储层具有较大的储层厚度和丰富的孔隙结构，是地区勘探开发的重要目标。

二、非均性特征分析1. 储层厚度分布不均匀长6储层在延安地区的厚度分布具有一定的不均匀性，呈现出明显的水平变化。

在水平方向上，储层厚度由东向西逐渐减小，且有局部异常增厚的现象。

这种非均匀的厚度分布对储层的勘探开发具有一定的影响，需要结合地质构造和沉积环境等因素进行综合分析。

2. 孔隙结构分布复杂长6储层的孔隙结构分布较为复杂，主要表现为孔隙类型多样、分布不均匀。

主要的孔隙类型包括溶洞孔隙、粒间孔隙、裂缝孔隙等，且孔隙度和渗透率之间存在一定的非均匀性。

孔隙结构在不同地点和不同深度上的分布也存在差异，需要细致的地质调查和研究。

3. 岩石物性存在差异长6储层的岩石物性在空间上存在一定的差异，表现为密度、波速、导电率等物性参数的不均匀分布。

这种不均匀性主要受地质构造和沉积环境等因素的影响，对于储层的勘探开发具有一定的指导作用。

4. 地层构造复杂延安地区长6储层地层构造复杂，主要表现为褶皱和断裂构造的存在。

这些地层构造对储层的非均质性产生了很大影响，同时也为储层的聚集和运移提供了条件。

地层构造的分析对于储层的勘探开发具有重要的意义。

三、成因分析长6储层非均性特征的形成是多种地质因素综合作用的结果。

长6储层所处的地质构造和沉积环境决定了储层的发育程度和非均性程度。

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供的油气外，还与盆内发育的一个完整的生、储、盖组合长７一长６一长４＋５有关。长６期广泛发育的三角洲前缘砂体是良好储层；其下部长７广泛分布的半深湖泥、页岩是长６油藏的油源直接来源，长７泥、页
岩沉积厚度大而稳定，有机质丰度高、干酪根类型好，
第ｌ６卷第１期
重庆科技学院学报（自然科学版）
２０１４年２月
陕北斜坡长６内部油藏分布不均一性分析
— —
以Ｘ油田为例
武宇军周雪李辉吴立峰
（１．延长油田股份有限公司，陕西延安７１７４００；２．中石化江苏油田分公司，江苏扬州２２５００９）
优越的遮挡条件。
１．２．４岩性地层中含油的随机性
在三角洲沉积体系下，由于砂体的多期叠置和
河道的冲刷作用，同一条河道中砂体特征也不相
石英长石石屑云母杂基胶结物
图２长６油层组砂岩组分分布直方图
同，好砂体的分布与砂体冲刷程度和叠置情况等都有一定的关系。也就是说，不是河道边缘的砂体就
造、垂向序列、测井曲线特征及沉积环境的成因标志综合分析认为，长６三角洲前缘亚相主要有水下分流河道及分流间湾这２种主要微相类型。
陕北斜坡的长６油藏为下生上储式岩性油气藏。
长６期三角洲沉积除了接受生油坳陷中侧向运移提
层的分布，即在岩性油气藏中，沉积微相是决定油气
聚集的最根本因素。
延长组长６油层组是鄂尔多斯盆地湖盆北翼水退型三角洲最为发育的时期，水下分流河道砂体为其沉积主体。这些砂体彼此穿插交错，复合连片，形成宽而厚的片状、带状展布的砂体，并呈树枝状分叉，这些砂体一般为中细粒长石砂岩、分选性和磨圆度都较好，残余粒间孔和次生孔隙发育，又邻近油源，四周被暗色泥质岩所包围，成为有利的油气聚集场所。ｘ油田的长６油层组属于安塞三角洲沉积体系，主要为三角洲前缘亚相沉积，砂体以三角洲前缘水下分流河道沉积为主。根据岩性、沉积结构与构
定了储层的发育和油藏类型的形成，进而控制着油
收稿日期：２０１３— ０５— ０９
形构造。自然电位曲线多为齿状、指状和齿化钟形。
基金项目：国家重大专项（２００８ＺＸ０５００９一ＯＯ４— ０３）作者简介：武宇军（１９８２一），男，陕西宝鸡人，工程师，研究方向为油气勘探开发。
是延长组最好的烃源岩。长６末期和长４＋５是以浅湖相砂泥岩形成的良好的区域ｌ生盖层。１．２成藏的控制因素
１．２．１鼻状隆起是控制油气分布的重要因素
陕北斜坡东部的ｘ油田，长６油藏的形成和分布均不同程度地与鼻状隆起背景有关，其含油面积分布明显受鼻状隆起控制。本区长６油层组发育有差异压实作用形成的近东西向低缓的三组鼻状构造，具有一定的继承性。
・
４７・
武宇军，等：陕北斜坡长６内部油藏分布不均一性分析 —— 以ｘ油田为例
１．２．３致密岩层上倾遮挡
三角洲砂体分流河道和水下分流河道易于相变，长６三角洲前缘水下分流河道砂体被中间发育的若干分流间湾泥岩分隔，这种砂体和泥质体配置关系和整体北东向展布特征与区域西倾单斜的构造背景形成良好的空间配置关系，构成砂体上倾方向
认识。
关键词：陕北斜坡；长６；油藏；不均一性
中图分类号：ＴＥｌ２２文献标识码：Ａ文章编号：１６７３—１９８０（２０１４）０１ — ００４７—０４
１长６油藏成藏特征及控制因素
１．１成藏要素的总体特征
１．２．２沉积微相控制油气分布
水下分流河道：主要由浅灰、绿色细粒长石砂岩组成，见少量中一细粒长石砂岩，砂岩分选性和磨圆度好，碎屑颗粒圆状或次圆状。砂岩中发育板状
交错层理、槽状交错层理和平行层理。自然电位曲
线呈漏斗、箱型或钟型。
沉积微相决定了砂体的形态、厚度、物性和空间配置等，砂体的展布特征及沉积微相的发育规律决
分流间湾：主要由灰黑色、黑色泥岩夹薄层砂岩组成，砂岩发育块状层理和小型层理构造，常见滑塌和变
摘要：陕北斜坡带是鄂尔多斯盆地石油分布的主要地区，其特点是构造平缓，油藏分布集中。其中三叠系延长组
的长６油层组作为主力油藏之一，一直以来都是关注和研究的热点。前人对长６油藏的成藏条件及特征都有一定的
研究和认识。但是随着开发程度的不断提高和深入，研究发现长６油层组内部油藏的特征和分布具有一定的差异性和随机性。因此，通过对ｘ油田的长６内部油藏特征及分布规律的对比分析，对其分布的不均一性进行了解和