鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评价

鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评
价
孟旺才;孟祥振;陈立军;冷丹凤;王彩霞;王信棚;杨东旭;潘占昆;黄治鑫
【摘要】鄂尔多斯盆地内致密油资源潜力不清,资源分布不明,制约了鄂尔多斯盆地致密油的勘探开发.以鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油为研究对象,运用小面元容积法和分级资源丰度法2种方法对研究区致密油资源量进行了资源评价,从烃源岩特征、沉积相一储层特征和成藏特征系统分析了鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油的特征.小面元容积法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.24×108,8.42×108,9.60×108 t,分级资源丰度类比法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.13×108,9.00×108,9.50×108t.高丰度区主要分布在樊学、新安边、吴仓堡、义正、张家湾—高哨和直罗—富县等地区.评价结果为鄂尔多斯盆地致密油的勘探与开发提供指导.
【期刊名称】《中州煤炭》
【年(卷),期】2018(040)011
【总页数】8页(P144-151)
【关键词】鄂尔多斯南部;致密油;资源评价;小面元容积法;分级资源丰度类比法【作者】孟旺才;孟祥振;陈立军;冷丹凤;王彩霞;王信棚;杨东旭;潘占昆;黄治鑫【作者单位】延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心,陕西延安 716000;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集团)有限公司研究院,陕西西安 710075;延长石油(集
团)有限公司研究院,陕西西安 710075;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249;中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
【正文语种】中文
【中图分类】P618.13
0 引言
致密油是指夹持或紧邻富有机质生油岩中的致密碎屑岩或碳酸盐岩聚集的石油，储层覆压基质渗透率小于0.1×10-3μm2，孔隙度小于12%，石油经过短距离运移，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量[1-3]。

鄂尔多斯盆地是我国致密油资源最丰富的盆地，约
占全国致密油资源总量的1/4，具有分布范围广、烃源岩条件优越、砂岩储层致密、孔喉结构复杂、物性差、含油饱和度高、原油性质好、油藏压力系数低的特点[4-6]。

盆地中生界延长组是主力产油层段，其致密油主要发育在长6、长7和长8油层组的原始湖盆中心的致密砂岩中[7]。

近年来，中国石油长庆油田先后发现了西峰、姬塬、华庆等多个致密砂岩油田，已探明石油地质储量十余亿吨，发现亿吨级的新安边致密油田，并在国内率先实现了规模、有效开发[8-13]。

前人对鄂尔多斯盆地致密油的资源潜力主要采用粗略的体积法或仅限于一个层位进行评价，如杨华等采用体积法对长6和长7段进行计算资源量粗略评价，得到致密油总资源量约
30×108 t[8]；郭秋麟等和杨智等运用小面元容积法和分级资源丰度类比法对鄂尔多斯盆地长7段致密油资源量约为42×108 t[14-16]，但针对3个层段前人没有
开展系统的资源和分布的评价。

因此，本文在长6、长7和长8段烃源岩地球化
学特征、沉积相—储层特征及致密油成藏特征系统分析的基础上，采用小面元容积法和分级资源丰度类比法对鄂尔多斯盆地南部长6—长8段致密油资源潜力和分布进行了系统评价。

研究成果对鄂尔多斯盆地及类似大型陆相坳陷盆地的致密油勘探开发有重要参考意义。

1 地质概况
鄂尔多斯盆地位于华北地台或中朝板块的西部，是我国第二大沉积盆地，面积约25×104 km2[6-16]。

鄂尔多斯盆地在古生代属于大华北盆地的一部分，直到中生代晚期才演变成一个独立存在的海相坳陷盆地，经过晚三叠世印支运动的改造，从而导致形成于晚古生代的海相盆地逐步向陆相沉积盆地演变，在沉积体系上体现了由海相向过渡相，再向陆相沉积的彻底性演化，如今的鄂尔多斯盆地构造形态总体显示为一东翼宽缓、西翼陡窄的不对称大向斜的南北向矩形盆地[4，8](图1)。

图1 鄂尔多斯盆地地质地理概况Fig.1 Geological and geographical profile of the Ordos Basin
上三叠统延长组是一套河流—湖泊相陆源碎屑岩系，延长组从下而上细分为5个岩性段，10个油层组。

在延长组第1段沉积时期，盆地中河流纵横交错，河流相占统治地位，之后，盆地开始逐渐沉降，从延长组第2段沉积时开始，湖泊面积逐步增大，湖水逐步加深，在第2段沉积末期和第3段沉积初期湖盆面积达到最大，自此之后盆地经历了延长组第3段到第5段的沉积，湖盆基底逐步抬升，湖泊面积逐步萎缩，河流相大肆发育，最终湖相消失，盆地抬升遭受剥蚀，延长组的演变完整展示了鄂尔多斯盆地这个大型陆相湖盆从发生、发展、衰弱到消亡的整个历史进程[17-19]。

研究区位于鄂尔多斯盆地中南部，其致密油主要分布在西部与南部探区的定边、吴起、志丹、甘泉、富县、黄陵、旬邑等地区(图1)。

该区致密油主要发育层系为长8、长7、长6油层组。

2 石油地质特征
2.1 烃源岩特征
研究区长6、长7、长8、长9段均发育烃源岩。

长6段有机质丰度主要分布范围为0.5%～2.0%，平均为0.9%；长7段有机质丰度主要分布范围为3.0%～7.0%，平均为6.3%，其中TOC>6.0%的样品占总样品数的34%；长8段有机质丰度主
要分布范围为0.5%～6.0%，平均为3.2%；长9段有机质丰度主要分布范围在
3.0%～7.0%，平均为
4.6%。

可见，长7段烃源岩品质最好，其次是长9段烃源岩，长6段和长8段烃源岩较差(图2)。

图2 鄂尔多斯盆地南部长6—长9烃源岩有机质丰度直方图Fig.2 Histogram of organic matter abundance of Chang 6-Chang 9 hydrocarbon source rock
in the southern Ordos Basin
同样，长6、长7、长8和长9段生烃潜力(S1+S2)平均值分别为3.48，23.69，11.44，15.94 mg/g，氯仿沥青“A”平均值分别为0.23%，0.75%，0.39%和0.75%。

可见，长7段烃源岩的品质显著好于长6段和长8段，长9段烃源岩品
质较好，但差于长7段(表1)。

2.2 沉积相及储层特征
长8段以三角洲前缘砂体沉积为主，长8到长7段为湖进阶段，由三角洲相演化
为浅湖及深湖相，湖盆扩大，水体加深，沉积物由粗到细，进入湖盆发展的全盛时期;长7到长6为湖退阶段，由深湖相演变为浅湖相、三角洲相，湖盆退缩，湖水
收敛[5]。

长8时期，鄂尔多斯盆地南部沉积砂体主要来源于北东方向。

砂体以条带状或朵
状砂体向南西方向延伸，砂体发育，砂体厚度大，一般在40～70 m，分布范围广，连续性好，延伸远。

长7时期，南部地区主要发育了3条北东方向的砂体，这3
条砂体以条带状或朵状砂体向南西方向延伸，砂体发育，砂体厚度一般在15～45
m，其中2条砂体在富县北部交汇，相互影响、相互作用，并继续向西南方向延伸，使得此区域砂体厚度增大，基本在30～45 m。

长6时期，湖盆开始收缩，沉积补偿大于沉降，沉积作用大大加强，进入三角洲主要建设期，研究区主要发育北东方向的砂体，主要发育了4条条带状的砂体，砂体厚度在40～70 m，砂体厚度大，砂体延伸范围远。

表1 鄂尔多斯盆地南部长6段—长9段烃源岩地球化学特征Tab.1 Geochemical characteristics of the source rocks of the Chang 6-Chang 9 in the southern Ordos Basin层位TOC/%S1+S2(mg·g-1)氯仿沥青“A”/%品质长6段0.22～3.430.92(103)0.24～13.233.48(76)0.01～0.840.23(65)差长7段0.52～
33.686.30(248)0.22～159.7623.69(171)0.01～14.820.75(129)极好长8段
0.37～10.913.21(67)0.14～42.6311.44(47)0.007～3.0300.39(61)中长9段
0.11～8.644.57(136)4.15～27.0315.94(41)0.10～1.300.75(17)好
长8、长7和长6段沉积微相类型主要包括砂质相如水下分流河道、河口坝、浊
积扇、席状砂、滩坝和泥质相水下分流间湾、浅湖和深湖—半深湖相。

长8段水
下分流河道和河口坝、席状砂的孔隙度最高，平均孔隙度在10%～12%。

水下分
流间湾次之，平均孔隙度在8%～10%。

浅湖平均孔隙度最差(图3)。

渗透率方面，水下分流河道和河口坝、席状砂的渗透率较高，最大渗透率可达0.08～0.10 mD。

水下分流间湾和浅湖的渗透率较差，主体渗透率在0.06 mD以下(图3)。

长7段水下分流河道、浊积扇和河口坝、席状砂的孔隙度最高，平均孔隙度在8%～12%，水下分流间湾和半深湖泥孔隙度较差。

渗透率方面，水下分流河道、浊积扇和河口坝、席状砂的渗透率值较高，最大渗透率在0.06 mD以上，其余沉
积微相渗透率一般(图3)。

长6段水下分流河道和河口坝的孔隙度较高，平均孔隙度在8%以上。

席状砂和浊积扇的孔隙度次之，主体平均孔隙度在6%～10%。

滩坝和半深湖泥储层的主体平均孔隙度在6%以上，浅湖泥主体平均孔隙度小于6%。

渗透率方面，水下分流河道和河口坝的渗透率最高，主体渗透率在0.04 mD以上，最高在0.08～0.10 mD。

席状砂、浊积扇和水下分流间湾的渗透率次之，主体渗
透率大于0.02 mD。

滩坝、浅湖泥和半深湖泥的渗透率分布最差(图3)。

图3 研究区长6—长8段不同沉积微相孔隙度和渗透率分布Fig.3 Porosity and permeability distribution of different sedimentary microfacies in the the Chang 6-Chang 8 sections of the study area
2.3 成藏特征
前人研究表明，鄂尔多斯盆地延长组具有优越的生油岩条件，长7油层组是该区
的主力生油岩系[5，16]。

延长组最有利生油区分布在华池—正宁—富县一带，生油岩厚度300～400 m，有效烃源岩展布呈北西—南东向的倾斜葫芦状。

有效烃
源岩分布面积约8.0×108 km2，生油岩体积(3～4)×108 km3[7，20]。

不同沉积相沉积环境不同，使形成的砂体具有不同的物质成分、粒度、分选性、杂基含量、砂体组合类型及时空展布特征，从而导致不同沉积微相砂体具有成岩演化、物性特征和分布规律，形成沉积相对油气的控制作用。

沉积微相控制着储层砂体的空间展布。

从延长组各个沉积时期沉积相平面图可以看出，砂体总体上呈条带状展布。

在这些河道侧向迁移过程中，可以出现河道的连续堆积，使砂体在横向和纵向上相互叠置，在平面上连片分布，砂岩连通性较好，是研究区的主要储层，也为油气运移提供了良好的运移通道。

多期叠置砂体受到水动力的反复冲刷改造，砂岩的成分成熟度和结构成熟度相对较高，从而使砂体具有较高的原始孔隙度、较强抗压能力，同时砂体厚、连通性好，是流体运移的主要通道和油气重要储集场所。

从研究区长8段致密油藏平面分布与砂体厚度关系图可知(图4)，长8段致密油藏多分布于砂体厚度相对较大的地方，尤其是南部的下寺湾、富县地区。

西部的吴起、志丹地区，致密油藏也主要分布于厚度较大的河道砂体、河口坝砂体上。

长8段
含油饱和度与累计砂体厚度关系图显示，长8段含油层段累计砂岩厚度的下限值
为10 m。

长7段致密油藏多分布于砂体厚度相对较大的地方，尤其是南部的下寺湾、富县地区以及西部的吴起、志丹地区，致密油藏也主要分布于厚度较大的河道砂体上。

长7段含油饱和度与累计砂体厚度关系图显示，长7段含油层段累计砂岩厚度下限值为15 m(图4)。

长6段致密油藏分布与长8段相似，油藏主要分布在砂体厚度较大的河道砂体、河口坝砂体上。

但总体上长6段砂体总厚度要显著大于长7段和长8段，且由于长6段油藏与长7段烃源岩距离较远，故含油层段累计厚度显著大于长7段和长8段。

含油饱和度与累计砂体厚度关系图表明长6段含油层段累计砂岩厚度下限值为40 m(图4)。

由长8段、长7段及长6段有效储层物性识别图版可以看出，长8段—长6段致密油优势储层孔隙度有利区间较一致，均在8%～12%，而渗透率分布非常离散，无固定区间(图5)，在渗透率偏离孔渗演化趋势线的范围，可能是由于裂缝造成的异常高渗区，出现富含油现象。

图4 研究区长6—长8段致密油含油饱和度与累计砂体厚度关系Fig.4 Relationship between oil saturation and cumulative sand body thickness of tight oil in the Chang 6-Chang 8 sections of the study area
图5 研究区长6—长8段致密油含油饱和度与孔隙度—渗透率关系Fig.5 Relationship between oil saturation and porosity-permeability of tight oil in the Chang 6-Chang 8 of the study area
3 致密油资源评价
根据鄂尔多斯盆地鄂尔多斯南部致密油层的勘探程度，此次采用了小面元容积法和分级资源丰度类比法2种方法进行资源量的评价。

3.1 小面元容积法
3.1.1 方法原理
将评价区划分为若干网格单元(或面元)，考虑每个网格单元致密储层有效厚度、有效孔隙度和含油饱和度等参数的变化，逐一计算出每个网格单元资源量。

通常采用矩形网进行评价区网格的划分，也可根据评价区储层物性参数的数据来源确定网格类型是采用矩形网、PEBI(perpendicular bisection)网或是三角网、其他变面积
网格。

本文采用PEBI网格划分方法。

若小面元中有数据点，可以取数据点的各项参数的平均值。

若小面元中没有数据点，可使用网格插值工具软件，求取关键参数。

小面元容积法计算致密油资源量采用式(1)：
(1)
式中，Q为评价区致密油地质资源量；Ai为小面元含油面积；Hi为小面元有效厚度；φi为小面元有效孔隙度；Swi为小面元含水饱和度；ρi为地面原油密度；Bi
为原始原油体积系数。

3.1.2 参数选取
有效厚度的物性标准包括孔隙度、渗透率和含油饱和度标准，其中含油饱和度是基础。

有效厚度划分时以储层物性下限为主，并参考地质录井、化验分析及邻近井的试(采)油资料综合分析确定。

通过统计孔隙度、含油饱和度和含油性的相关性关系，将孔隙度值6%、含油饱和度值35%作为致密油含油的下限。

长6—长8段有效
厚度主要分布在4～16 m，长6段平均有效厚度为10.2 m，长7段平均有效厚度为8.1 m，长8段平均有效厚度为8.3 m。

长6段有效厚度高值区分布范围较长7、长8段要大(图6)。

图6 研究区长6—长8段致密油有效厚度、孔隙度和含油饱和度分布Fig.6 Effective thickness，porosity and oil saturation distribution of tight oil in the Chang 6-Chang 8 of the study area
有效孔隙度的部分数据来源于实测数据，无实测数据的井位采用声波时差拟合曲线求取。

解释模型采用声波曲线平均值与相对应段岩心物性分析的平均值交会的方法。

孔隙度与声波时差呈较好的线性关系。

有效孔隙度分布总体与沉积相相关性较强，水下分流河道、河口坝、浅湖相孔隙度依次降低。

长6—长8段较有效孔隙度主
要分布在6%～14%，长6段有效孔隙度平均为10.8%，长7段有效孔隙度平均
值为9.3%，长8段有效孔隙度平均值为9.8%(图6)。

含油饱和度的部分数据来源于密闭取心实测数据，无实测数据采用阿尔奇公式进行拟合。

含油饱和度与烃源岩及砂体分布有关，靠近湖盆中心、物性相对较好地区含油饱和度较高。

长6—长8段含油饱和度主要分布在15%～45%，长6段平均有
效含油饱和度为40%，长7段平均有效含油饱和度为45%，长8段平均含油饱和度为42%(图6)。

地面原油密度根据储量报告取平均值约为0.855 g/cm3，原油体积系数取平均值
为1.15。

通过式(1)计算得到鄂尔多斯南部延长组致密油总量32.26×108 t，长6、长7和
长8段致密油资源量期望值分别为12.24×108，8.42×108，9.60×108 t。

同时，得到鄂尔多斯南部资源丰度分布图(图7)。

长6段高资源丰度区主要分布在樊学、新安边、长关庙、吴仓堡、义正以西、志丹和高哨以西，长7段高资源丰度区主
要分布在新安边、吴仓堡以东、白豹以东、义正以东、高哨以西和直罗—富县，
长8段高资源丰度区主要分布在樊学、学庄—新安边—长关庙、义正东北、高哨
以西、直罗—富县。

3.2 分级资源丰度类比法
3.2.1 方法原理
首先需选择类比刻度区，刻度区的选择必须满足“三高”的条件，即勘探程度高、研究认识程度高、资源探明率较高。

基于以上条件，本文选取中国石油勘探开发研
究院在鄂尔多斯盆地长7油层组建立的刻度区[21]。

刻度区的相关地质参数见表2。

图7 鄂尔多斯南部长6—长8段致密油资源丰度平面分布Fig.7 Plane distribution of tight oil resource abundance in the Chang 6-Chang 8 section of southern Ordos表2 鄂尔多斯盆地致密油刻度区地质参数Tab.2 Geological parameters of tight oil scale area in Ordos Basin
条件参数评价分区A类区B类区C类区储集条件有效储层厚度/m>1510～15<8
储层岩性细砂岩、粉砂岩泥质砂岩泥质粉砂岩孔隙度/%>86～8<6渗透率
/mD>10.5～1.00.01～0.50烃源条件有效厚度/m>2010～20<10平均
TOC/%>53～5<3Ro/%0.85～0.950.75～0.85或0.95～1.05<0.75或>1.05有
机质类型ⅠⅡⅠ,ⅡⅠ,Ⅱ保存条件封隔层岩性粉砂质泥岩粉砂质泥岩粉砂质泥岩封
隔层厚度/m>5030～50<30
依据致密油形成的地质条件包括储层有效厚度、沉积相、孔隙度、渗透率，烃源岩有效厚度、TOC、Ro、有机质类型和封隔层厚度、岩性。

根据以上条件，评价区
可分成A类(目标区)、B类(潜力区)和C类(扩展区)3个级别若干个地质单元(图8)。

图8 鄂尔多斯南部长6—长8段致密油资源分级Fig.8 Classification of tight oil resources in the Chang 6-Chang 8 section of southern Ordos
选择与所分类区地质特征相似的典型刻度区(表2)进行类比评价，根据致密油地质
参数类比评价标准(表3)对以上地质参数进行评分。

然后，根据式(2)分别计算各评价区的对应相似系数。

表3 鄂尔多斯盆地致密油地质参数类比评价标准Tab.3 Analogy evaluation standard for geological parameters of tight oil in Ordos Basin条件参数评估等级及评估分值I级1.00～0.75Ⅱ级0.50～0.75Ⅲ级0.25～0.50Ⅳ级0～0.25权重储集条件有效储层厚度/m>2015～2010～15<100.30沉积相(储层岩性)浊积扇、水下分流河道(砂岩、云岩)河口坝(粉砂岩、泥质云岩)半深湖、浅湖(泥质粉砂岩、
泥质灰岩)半深湖—深湖、水下间湾(砂岩、灰质泥页岩)0.25孔隙度/%>9.08.0～9.06.0～8.0<6.00.25渗透率/mD>1.00.1～1.00.05～0.10<0.050.20烃源岩条件有效厚度/m>4020～4010～20<100.25平均TOC/%>53～51.5～
3.0<1.50.30Ro/%0.85～0.950.75～0.85或0.95～1.050.65～0.75或1.05～
1.15<0.65或>1.150.25有机质类型Ⅰ,ⅡaⅡa,ⅡbⅡb,ⅢⅢ0.20保存条件封隔层
岩性盐岩、膏岩泥岩、页岩钙质泥页岩砂质泥页岩0.50封隔层厚度/m>5030～5015～30<150.50
αA=RfA/RcA；αB=RfB/RcB；αC=RfC/RcC
(2)
其中，αA 、αB 、αC分别为A类区、B类区、C类区与对应刻度区类比的相似系数；RfA 、RfB 、RfC分别为A类区、B类区、C类区油气成藏条件地质评价结果；RcA 、RcB、RcC 分别为A类区、B类区、C类区对应刻度区油气成藏条件地质
评价结果。

依据地质评价结果把上述10项参数建立类比评价标准及打分表(表3)，并赋予不同的分值(分4级，如孔隙度大于9.0%为Ⅰ级，分值1.00～0.75；孔隙
度9.0%～8.0%为Ⅱ级，分值0.75～0.50；孔隙度8.0%～6.0%为Ⅲ级，分值
0.50～0.25；孔隙度小于6.0%为Ⅳ级，分值0.25～0)，评价区的相应地质参数与评价标准类比后，就能获取不同的类比系数。

评价得分=(0.30×有效储层厚度
+0.25×储层岩性+0.25×孔隙度+0.2×渗透率)×(0.25×有效厚度+0.30×平均
TOC+0.25×Ro+0.20×有机质类型)×(0.50×封隔层岩性+0.50×封隔层厚度)，最
终相似系数评分见表4。

3.2.2 资源量计算
根据详细系数与刻度区的面积资源丰度，运用式(3)求出评价区地质资源量。

(3)
式中，Q总为评价区致密油地质资源量；QA 、QB 、QC为A类区、B类区、C 类区致密油地质资源量；SA 、SB 、SC为A类区、B类区、C类区面积；ZA 、ZB 、ZC为A类区、B类区、C类区对应刻度区致密油资源丰度；αA 、αB 、αC 为A类区、B类区、C类区与对应刻度区类比的相似系数；VA 、VB 、VC为A 类区、B类区、C类区的有效面积系数；NA 、NB 、NC为A类区、B类区、C 类区的刻度区个数。

表4 鄂尔多斯盆地南部长6—长8段致密油相似系数评分Tab.4 Tight oil similarity coefficient score of Chang 6 and Chang 8 in the southern Ordos Basin层位分级参数得分孔隙度有效厚度渗透率沉积相源岩厚度TOCRo类型盖层岩性盖层厚度综合得分长6A0.75 0.25 0.75 0.75 0.75 1.00 0.75 1.00 0.75 0.75 0.39 B0.50 0.25 0.50 0.50 0.75 0.75 1.00 1.00 0.75 0.75 0.27 C0.25 0.25 0.25 0.25 0.50 0.75 1.00 1.00 0.75 0.75 0.15长7A0.75 0.25 0.50 0.75 0.75 1.00 0.75 1.00 0.75 0.75 0.36 B0.50 0.25 0.25 0.75 0.75 0.75 0.75 1.00 0.75 0.75 0.26 C0.25 0.25 0.25 0.25 0.50 0.75 0.75 1.00 0.75 0.75 0.14长8A0.50 0.50
0.50 0.50 0.75 1.00 0.75 1.00 0.75 1.00 0.38 B0.50 0.25 0.50 0.25 0.75 0.75
1.00 1.00 0.75 1.00 0.27 C0.25 0.25 0.25 0.25 0.50 0.50 0.75 1.00 0.75 1.00 0.14
运用分级资源丰度法得到鄂尔多斯南部延长组长6、长7和长8段致密油资源量期望值分别为12.13×108t、9.60×108 t和9.46×108 t，致密油资源总量为31.19×108 t(图8)。

长6段高资源丰度区主要分布在樊学、新安边—吴仓堡、长关庙、义正、志丹、高哨及张家湾以南地区；长7段高资源丰度区主要分布在樊学、新安边—吴仓堡、白豹、义正、高哨以西及直罗—富县地区；长8段高资源丰度区主要分布在油房庄—樊学、新安边—吴仓堡、长关庙、白豹、义正、张家湾—高哨以北及直罗—富县地区。

4 结论
(1)鄂尔多斯盆地长6、长7、长8和长9段均发育烃源岩，长7段烃源岩品质最好，其次是长9段烃源岩，长6段和长8段烃源岩较差。

水下分流河道和河口坝
的孔隙度和渗透率最高，席状砂、浊积扇和水下分流间湾的次之，滩坝、浅湖泥和半深湖泥的最差。

沉积微相、砂体厚度及孔隙度是控制致密油分布的主要因素。

(2)小面元容积法计算得到该盆地南部长6、长7和长8段致密油地质资源量分别
为12.24×108t、8.42×108 t、9.60×108 t，分级资源丰度类比法评价得到长6、长7和长8段的致密油资源量分别为12.13×108 t、9.00×108 t、9.50×108 t。

2种方法计算的资源量结果相近，说明资源评价结果可靠性较高，可见鄂尔多斯盆地南部致密油资源潜力巨大。

(3)鄂尔多斯盆地南部致密油长6段高资源丰度区主要分布在樊学、新安边—吴仓堡、长关庙、义正、志丹、高哨及张家湾以南地区；长7段高资源丰度区主要分
布在樊学、新安边—吴仓堡、白豹、义正、高哨以西及直罗—富县地区；长8段
高资源丰度区主要分布在油房庄—樊学、新安边—吴仓堡、长关庙、白豹、义正、张家湾—高哨以北及直罗—富县地区。

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