鄂尔多斯盆地自古生代以来到三叠纪主要受控于华夏系、纬向构造体系及贺兰“山”字型体系，形成了相应的古隆起和坳陷带，这些隆起和坳陷对油气成藏和分布有明显的控制作用。
4.2.1 奥陶系成藏特征与分布
在华夏构造体系和纬向构造体系及贺兰“山”字型东翼及东翼反射弧控制下，该区奥陶系处在长期稳定的克拉通盆地内，古构造、古沉积体系、古侵蚀面、古岩溶以及多期多种类型的成岩作用控制着盆地下古生界天然气的生成、运移和聚集。
图4-39 鄂尔多斯盆地中—古生界含油气系统评价图（SN向及EW向剖面）
表4-15 鄂尔多斯盆地含油气系统表
4.2.1.1 发育有丰富优质的平凉组海相烃源岩
盆地西、南缘广布的台缘深水斜坡相平凉组烃源岩有机质类型好、有机质丰度高，生烃潜力大，自晚三叠世末开始进入生油窗，晚侏罗世—早白垩世达到生烃高峰阶段，为形成古油藏和气藏提供了物质基础（图4-40）。
4.2.1.2 古构造格局及其演化长期控制着天然气的汇聚
晚侏罗世以前，在NE向华夏系控制下，盆地中央古隆起具有长期的稳定性，为盆地西、南缘平凉组烃源岩生成的原油向古隆起及其周围运聚形成古油藏创造了条件，晚侏罗世—早白垩世期间，随着古地温的增加，在古油藏内，逐步完成了古油藏向古气藏的转化。早白垩世末至今，随着盆地西倾大单斜的形成及中央古隆起的渐趋消失，古油藏内的热裂解气逐渐向盆地的东北方向实现二次运移，最终到达了靖边风化壳而聚集成大气田，甚至部分天然气继续向北东方向到达塔巴庙地区风化壳中成藏。自早白垩世末以来盆地主体呈现的西倾大单斜具有长期性和稳定性，构造活动微弱，控制了天然气的汇聚过程。
4.2.1.3 古风化壳岩溶作用程度是成藏的主要因素
在古风化壳的岩溶高地及斜坡部位，岩溶作用与物理风化作用并存，产生多种类型孔隙发育、物性良好的储渗体，为大中型气田的形成奠定了良好的储集和圈闭条件。同时由于物理风化剥蚀作用的不均一性，造成沟壑纵横，为天然气的运聚创造了良好的通道。其上区域性的铝土岩盖层及上古生界泥岩起到了良好的封盖作用。因此古岩溶高地及斜坡部位的储渗体直接控制着下古生界气藏的分布，靖边气田就位于岩溶作用最为发育的岩溶斜坡地带（图4-40 至图4-42）。
4.2.1.4 白云化作用是成藏和高产的决定因素
对于鄂尔多斯盆地下古生界白云岩，多期、多种成岩作用使其形成多种类型孔隙发育的储渗体。同生期白云岩主要形成晶间孔，早同生期形成选择性溶蚀的铸模孔、膏溶角砾孔及晶间溶蚀孔，表生期加里东末期大气淡水淋滤形成大量溶蚀孔、洞、缝，是该区风化壳储层次生溶蚀孔、洞、缝发育的关键阶段；晚成岩期，沿缝合线形成压溶缝、脱羧作用形成溶蚀孔洞和角砾间缝。经过上述成岩和古岩溶作用，提高了储层的储集性能，形成了低孔背景下具有较高孔、渗层段的非均质储层。勘探实践证明：加里东期风化壳普遍含气，但产能差别较大，有的高产井产能很高（>100×104m3/d），而有的则产能微弱，表明成岩作用对下古生界奥陶系的成藏和高产起着决定性的作用。
图4-40 鄂尔多斯盆地奥陶系气田与烃源岩关系图
4.2.1.5 上覆石炭系盖层与气层上倾方向膏盐岩性封堵是成藏关键
就靖边气田而言，不但有上覆石炭系底部的本溪组铁铝质泥岩封盖，也有顺层上倾方向的马家沟组膏盐提供的封堵作用，从气田探明和控制的含气面积来看，基本分布在本溪组地层尖灭线以东和马家沟组膏盐尖灭线以西所夹持的范围内。
图4-41 鄂尔多斯盆地奥陶系气田与储层关系图
4.2.2 上古生界成藏特征及分布
上古生界以石炭系本溪组、太原组、二叠系山西组为气源岩（图 4-43），以太原组、山西组、石盒子组砂岩为储层，以山西组上部泥岩和石盒子中上部泥岩为盖层，组成下生上储型、自生自储型含油气系统，总体分布为NE向。
图4-42 鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳气藏图
a—鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳气藏剖面图；b—鄂尔多斯盆地富县地区奥陶系风化壳层位图
4.2.2.1 成藏组合
1）山 1-下石盒子组含气组合：成藏期较晚（晚白垩世），以溶蚀孔隙为主，主要分布于中西部的苏里格、乌审旗气田。
2）太原、山2 含气组合：成藏期早（早白垩世），粒间孔隙为主，分布于东部榆林和米脂地区。
3）本溪-太原组含气组合：为自生自储式，成藏期早，太原组二段砂岩、灰岩为储层，其上泥岩为盖层。分布局限，见工业气流井仅分布在盆地东部榆林南北，子洲及镇川地区。
4）上部石盒子、石千峰组次生成藏组合：成藏期晚，储层以溶蚀孔隙为主，物性较好，储层为盒2、盒3 和千 5 砂岩，气藏主要分布于盆地东北部的神木—榆东几个井区，气藏规模较小。气源对比发现碳同位素由深到浅变轻，表明天然气是由下向上运移造成的。
4.2.2.2 天然气成藏与分布规律
（1）不同地区、不同天然气成藏组合的主控因素
上古生界为同一个含油气系统，具有相同的岩性圈闭类型，因而厚度、物性好与差及泥岩隔层厚度，就成为成藏组合的主要控制因素（图4-44）。
石盒子组泥岩厚度自西向东减薄，苏里格地区泥岩发育，盒 7 以上成为盒8 气层的主要盖层，形成了苏里格大气田，而其下山西组（山2 段）在此地区沉积地层厚度变薄，砂岩不发育，单层厚度小（3～5 m），平面上多为不连续分布，物性也差，砂岩多为干层，没形成山2 气藏。其东乌审旗气田也因其盒8 段储层之上有好盖层，形成气田，山2 仅在其南部陕参 1 等几口井见工业气流。
在榆林地区山西组沉积了较厚的砂泥岩地层，砂岩发育，厚度一般为 10～15m，SN 向呈条带状分布，其上山 1 泥岩相对发育成为盖层，形成了山2 大气田。
本溪-太原组气藏，气藏受储层物性、局部构造、东侧水动力封闭等多因素控制，形成自生自储型障壁岛砂体气藏，太原组上部泥岩为盖层，其下太2 砂岩储集天然气。
图4-43 鄂尔多斯盆地上古生界气田与烃源岩关系图
东部神木-子洲区（带），气藏形成条件较复杂，有储盖条件因素，也有砂体分布差异影响，如在南部镇川、子洲等地区则受局部鼻状构造和岩性遮挡因素共同控制而形成气藏。另外区（带）内裂缝发育程度远大于其西部地区，因此有人认为千 5 气藏是次生的就缘于此。此外由于东侧为盆地边界大断层，与周边水体可能有牵连，是区（带）上气井产水多的一个影响因素。
（2）纬向构造体系的伊盟古隆起控制了上古生界砂体展布和天然气聚集
晚古生代，与内蒙古地轴拼接形成大型古陆，成为鄂尔多斯盆地的主要物源区，宽度超过200km，面积大，物源供给充分（图4-45）。
盆地北部的伊盟隆起形成于晚古生代早期，在其控制下，下古生界奥陶纪地层由南向北剥蚀尖灭，上古生界石炭二叠系向北超覆尖灭。古隆起西高东低，构造轴线 NNE 向（东胜—苏 6 井—盟 6方向）。早白垩世东部强烈抬升，形成现今构造面貌。
图4-44 鄂尔多斯盆地上古生界运聚单元图
受北部伊盟隆起的影响，晚石炭世太原期到二叠纪中晚期下石盒子期，形成上古生界山西组、石盒子组、石千峰组多期次、多条曲流河-三角洲砂体，由北向南延伸远，厚度大，分布面积广。
海相三角洲砂体：分布于太原组和山 2 段，石英砂岩发育，以山 2 段砂体规模最大，呈带状分布，向南延伸，累计厚度20～30m。
湖泊相三角洲砂体：山 1 段湖泊相三角洲砂体以岩屑石英砂岩为主，砂体呈带状向南延伸，厚度15～20m，主体带主要分布于盆地北部，北高南低与斜坡走向呈小角度相交，造成主砂体部分自南向北逐渐抬高，这就形成了烃类由南向北运移的大载体，也是烃类储集的有利场所。
在储层发育的下石盒子组盒8 和山西组山2、山 1 沉积时，从北部物源区沉积开始，砂体向南西方向延伸，厚度变薄，宽度变窄，主河道东西方向呈透镜状。多期次的沉积，使得砂体在空间上相互叠置，构成复合连片分布。在山西组、下石盒子组砂岩等厚图上可以划分出几个砂岩发育条带，均为河道沉积多期叠加的结果。
古生界的砂体主要受三角洲体系中的分流河道沉积相带的控制，以山西组山2 段为例，很好地展现了砂体的分布和厚度特征受山2 段底界岩相古地理环境的控制（图4-46）。
图4-45 鄂尔多斯盆地上古生界气田与储层关系图
河流相砂体主要分布在石盒子组至石千峰组。其中盒8 段—盒 6 段以岩屑砂岩和岩屑石英砂岩为主，石千峰组砂岩以长石砂岩为主，各层段砂岩厚度 15～30m，砂体规模变化较大，成为气藏的主要储层。
这些条带状的砂体，有的处于烃源岩之中（山西组），有的位于上方（下石盒子组），其东南部临近生烃中心，气源充足，使山西组、石盒子组成为上古生界二套重要的含气层系。
同时，古隆起斜坡部位为三角洲平原的水下部分，受动荡的水体淘洗使储层物性较均一，成为优质储层，使山西组气藏主要分布于此，向南到三角洲前缘砂层厚度变薄，物性不如前者。
目前在山西组，石盒子组探明的天然气储量已占鄂尔多斯天然气探明储量的 70%以上。
图4-46 鄂尔多斯盆地上古生界山 2 段砂岩厚度图
a—山2段砂岩厚度等值线图；b—山2段底界岩相古地理图
（3）盆地中北部上古生界砂体为天然气运移的指向区
在华夏构造体系控制下，伊陕斜坡为一向西南方向倾斜的平缓斜坡，在侏罗纪已具雏形，早白垩世东部强烈抬升，伊盟古隆起形成现今的构造面貌。使盆地东北部成为流体运动时的低势区域。生气中心位于榆林至延安一线，具有较高的流体势，东北部低流体势区成为上古生界天然气运移指向，对上古生界砂体聚集成藏起关键性的作用，而盆地东及东北方上古生界天然气藏的形成是一聚气驱水的过程，具有深盆气水体封闭特征。气源岩在中侏罗世晚期—早白垩纪末期进入最大生气高峰期，生成大量烃类气体，这些气体首先在源岩中的砂岩聚集，随着气量增多，在压实和膨胀作用下产生压差驱动，进入相邻的主河道砂体中聚集，并以南北向的砂岩体为输导体，再向北部高部位低流体势区运移聚集，形成多种类型气藏。
（4）广覆型生气及成藏
上古生界本溪-山西组煤系烃源岩，分布面积大，生烃广泛。生烃的范围大，占勘探面积的72%。总生烃量大，区内有东、西两个相对的生气中心。近距离运聚成藏的结果，东部形成了大气田。已发现的大型气田均分布在生气强度大的地区。
西缘地区生气强度较小，由于在燕山期构造活动强烈，区域断裂发育，天然气散失量较大，保存条件不佳。目前发现的小气藏均分布于乌达和韦洲两个小生气中心的周围。伊盟北部和渭北隆起一直未能发现大型天然气田，远离生气中心是原因之一。
纵向上，太原、山西组气源层内部及其邻近石炭-二叠系储集层发育，成为天然气聚集的主要场所。钻井统计结果显示：本溪、太原、山西组气源层内部砂岩气层、含气层钻遇率最高、其次为下石盒子组，上石盒子组和石千峰组最差。
（5）高效储层是天然气富集高产的主要场所
鄂尔多斯盆地上古生界碎屑岩基本上是一套低孔、低渗致密性的储集层，但在低孔、低渗的背景上仍然有相对高孔、高渗储集层的存在，统称为高效储层。勘探实践证明，高效储层主要分布在苏里格庙、榆林和横山堡等地区的三角洲平原分流河道及三角洲前缘水下分流河道砂体沉积地区，岩性以石英砂岩、纯石英砂岩为主体，储层物性较好。为天然气富集提供了有利的储集空间。
（6）斜坡背景上的鼻状构造与条带状的砂体良好的配置形成天然气的富集区
在榆林陕 118 井区为典型的箱状鼻状构造，其上是山 2 段地震预测砂体比较厚的地区（20～25m），计算储量的有效厚度大于 15m。最厚为 23.8m（陕 141 井），陕 205 井区砂岩厚度大于 15m。长2 井和陕 9 井区块属于上述二者间的宽缓鼻子，砂体发育程度变化大，长 2 井有效厚度 25m 以上，而陕 9 井只有 7.5m，但二者产气量均大于 10×104m3/d。
榆林南陕217—209 区块山2 已成为开发区，开发效果很好，砂岩有效厚度约 10m，也处在鼻状构造背景上。
（7）区域斜坡为天然气保存创造了条件
盆地在早白垩世末期形成的东高西低的区域斜坡，其后构造断裂活动很弱，为岩性圈闭中天然气的保存创造了条件。
在盆地上古生界各层系的构造图上，在简单的斜坡上仅发育了一些局部的鼻状构造，尚未发现切割上古生界各层系砂岩体的断层，从而减少了天然气向上沿断层运移扩散，因而有利于气藏的保存。从含气层位相对稳定上可证实这点，如苏里格气田主要为盒8 下局部山 1 含气，其上无气藏。榆林气田为山2 含气，盒8 等层位基本不含气，但是在盆地东部神木一带可能存在局部的小断层和裂缝，天然气上窜到盒 6、石千峰组等。盆地北部由于晚期抬升保存条件较差。
东西方向上由于砂体多相变为河湾泥质沉积，砂岩尖灭或物性遮挡，从而阻止了天然气向东侧构造高部位的散失。
4.2.2.3 成藏主控因素
盆地北部上古生界在华夏系和纬向构造体系联合控制下，天然气藏主要为水动力和岩性双因素控制的复合型的天然气藏。
由水动力或与非渗透层联合封闭，使无构造圈闭条件下不能形成圈闭的地方形成了聚集油气的圈闭，称为水动力圈闭，其商业性油气藏称为水动力油气藏。
该类油气藏形成于地层产状发生轻度变化的构造鼻、挠曲带、单斜砂岩储层岩性不均一和厚度变化带及地层不整合附近。
盆地北缘盒8、山2 等大型天然气藏就属于这种圈闭，其依据：
1）不同层系的河流-三角洲沉积的带状砂体控制天然气的聚集，其砂体中气-水分布倒置，北部物源方向构造位置高，但水多气少，气层含水饱和度高（盟 4—盟 8—盟 5 以北），试气见水层井多，出水井普遍。
2）伊盟隆起低台阶为单斜（西倾）背景上发育鼻状构造及挠曲等，无完整构造圈闭，只能在与砂岩尖灭匹配后方可形成圈闭成藏（图4-47）。
3）不同层系的砂体（尤其是山 2、盒 8）发育致密储层为主，非工业性储层占砂岩总厚度的73.3%（226 口井统计结果3720 层砂岩，干层 2727 层），有效储层约占 30%，纵、横向上分布有较强的非均质性和局限性（据长庆油田）。
4）气藏压力系统多变，在不同层位和不同地区有较大差别，并非是统一压力系统，常见有低压、超低压和正常压力，也见高异常压力，具有多变性。盆地中地层压力变化较大，如周边淡水属于正常压力系统，盆地内各层位的气藏有着不同的压力系统，如苏里格盒 8、山 1 为低压异常；榆林区山 2为正常压力局部低压。神木石千峰气藏各含气点压力均不同，压力系数波动范围大，从 1～0.3 不等。
图4-47 鄂尔多斯盆地上古生界圈闭条件图
5）上古生界烃源岩具有广覆型生气特点，盆地面积 25×104km2，烃源岩分布面积达 23×104km2，生烃强度大于10×108m3/km2的范围占烃源岩面积的78.3%，占勘探总面积的72%，总生烃量大。但在广覆型生烃的基础上，盆地东、西各具有相对的生气中心。烃源岩多期生烃，至今仍有供气能力，这就是为什么北部天然气不断散失仍可成藏，并有较高产能的原因之一。
4.2.3 中生界成藏特征及分布
全盆地总体在华夏构造体系和新华夏系及“山”字型东侧盾地控制下，西缘“山”字型脊柱参与了控制作用。鄂尔多斯盆地中生界已发现多个油气藏，并在安塞、西峰、姬原等地区发现几个亿吨储量区。综合分析，认为鄂尔多斯盆地中生界油气成藏主要受三角洲前缘砂体、烃源岩、区域背景下的低幅度构造及古构造等多种因素的控制。延长组油层分布面积大；含油层段多，生储盖组合多；以低孔低渗为主、岩性油藏为主、低压低产为主。
因此，表现出中南部沉积相展布总体为NE 向，西缘中生界展布又受控于“山”字型脊柱构造，其砂体走向近SN向至NNW向，盆地南缘受渭北隆起所阻拦。
4.2.3.1 烃源岩控制了油田的分布
三叠系延长组发育半深湖—深湖相烃源岩，暗色泥岩厚 300～500m。有机质类型为腐殖—腐泥型，有机质演化目前处于成熟阶段，早白垩世大量生烃、排烃，油源十分充足。
平面上，生油区范围内的砂体，具有最先聚集石油的优势。目前发现的志靖-安塞油田、西峰油田、姬原油田以及外围地区。另外，延长组烃源岩于早白垩世大量排烃，在此期间及在此之后，盆地南部的广大地区始终为一平缓的西倾单斜，陕北地区长期处于低势区及运移的主要方向，对石油聚集十分有利（图4-48）。
同时，纵向上油气的分布与烃源岩亦具有一定的关系。
4.2.3.2 三角洲前缘砂体是油气聚集的良好部位
鄂尔多斯盆地中生界延长组沉积时期，盆地主要发育了三大沉积体系，即西南部的辫状河三角洲沉积体系、东北部的河流-三角洲沉积体系和西北部的辫状河三角洲沉积体系。三角洲沉积体系的各个亚相，由于其距离油源的远近不同，在捕获油气的优先程度上存在着明显的差异。在三角洲平原、三角洲前缘、前三角洲等亚相中，三角洲前缘亚相具有砂体发育，储集性能良好，距离油源近等特征，是油气聚集的最有利相带（图4-49）。
图4-48 鄂尔多斯盆地中生界油田与烃源岩关系图
盆地东北部的延长组三角洲相砂体以长 10、长 6、长3 期最为发育，厚度大，范围广，以三角洲平原及前缘相砂体为主，单层厚20m上下，平均孔隙度为 12%～15%，渗透率为（1～10）×10-3μm2，岩性以中细粒长石砂岩为主，储集空间为原生粒间孔及次生溶蚀孔，有利于石油储集。
志靖-安塞地区经过二十几年的勘探开发，发现了安塞、志靖等 5 个油田，为盆地石油资源最丰富的地区。另外，富县地区和旬邑-宜君地区油田亦属该沉积体系。
盆地西南部的辫状河三角洲前缘砂体主要发育在下部长8 期至长 6 期，上部长2 期至长3 期砂体大面积缺失。下部长8 期至长 6 期砂体分布于石沟驿一环县一庆阳—泾川及渭北地区，单层厚 10～20m，平均孔隙度为 10%～12%，渗透率为（0.2～5）×10-3μm2，对石油储集也很有利。在该三角洲沉积体系上，发现了西峰油田以及镇泾的曙光油田。
图4-49 鄂尔多斯盆地中生界油田与储层关系图
4.2.3.3 大型岩性圈闭是石油聚集的有利场所
盆地东北及西南发育两大三角洲沉积体系，主要有盐池三角洲、定边三角洲、安边三角洲、志靖—安塞三角洲、延安三角洲、富县三角洲、黄陵三角洲、西峰三角洲，呈裙带状沿湖盆周边分布。砂体呈NE向带状或透镜状展布，单个砂体长 50～80km，宽 10～30km，面积 500～2000km2。与上倾方向及顶部的泥岩组合成大型岩性圈闭，是石油聚集的良好场所（图4-50）。
大型岩性圈闭是伊陕斜坡和渭北隆起北部最主要的勘探目标。
图4-50 鄂尔多斯盆地延长组长8、长9、长10沉积相与油气分布
a—长8沉积相与油田分布；b—长9沉积相与油田分布；c—长10沉积相与油田分布
4.2.3.4 盆地西缘逆冲带油气聚集的主要部位
该油气聚集带主要表现为断层和背斜的控制，发育地区主要在盆地的西部边缘。西缘逆冲带，形成大量断层及背斜构造，两者共生形成断背斜，油气富集。如侏罗系构造，是一个断背斜，其长轴走向NNE，延伸长约2.8km，轴部被走向NNE的逆断层切割，对侏罗系油气藏的形成有决定性作用。
马家滩油田北侧的李庄子油田为一NW—SE向短轴背斜，内部发育 4 条断层。油藏严格受构造控制，背斜分为南北两个高点，北高点高，油层分布在构造高部位，高部位油气明显富集且单井产量高，构造低部位单井产量低。同时，断裂对油气的控制作用也比较明显，断裂附近单井产量较高，远离断裂，产量逐渐降低。
因此，盆地西缘以寻找构造圈闭为主。
4.2.3.5 区域背景下的低幅度鼻褶构造
延长组地层在平缓西倾的大单斜背景上，由于岩性差异压实作用形成了一系列的低幅度鼻褶，两翼近对称，倾角小于2°，幅度一般 10～20m，不超过 30m，闭合面积小于 10km2，上倾方向或由于剥蚀被上覆侏罗系泥岩遮挡，或由致密砂岩形成遮挡，低部位及侧翼以泥岩形成封堵，岩性的遮挡作用与鼻褶的控制作用相配合而形成圈团。这类微构造平面分布规律性差，构造形态和相对幅度主要受砂体发育程度的控制。在无明显的圈闭构造情况下，差异压实鼻褶构造控制着油气相对富集的程度。实际上，迄今为止在陕北地区找到的三叠系油气藏均处于这种低幅鼻褶之中。
陕北直罗油田主要目的层为长2 段，是一个相对幅度 15～20m 的微型鼻褶，其上倾方向与下侏罗统富县组泥岩相接触形成封堵，侧翼相变为泥岩而形成圈闭，由于鼻褶的幅度小于油柱高度，油水分异差，整个油藏均处油水过渡带，但不同的构造部位含油丰度有差异，高部位的原始含水饱和度相对较低，一般在 50%～75%之间，而侧翼原始含水饱和度一般大于80%，甚至超过 90%。
图4-51 姬塬地区油气分布与低幅度鼻褶图
（据长庆油田）
在姬塬油田，从长4+52顶面构造图上可以看出，目前所有已发现的长4+52油藏多处于构造高部位，即呈近EW向展布的鼻隆部位（图4-51，图4-52）。因此，姬塬地区长4+52油藏是在岩性圈闭背景上受构造控制的典型的构造-岩性油藏。在剖面上，沿构造线方向，形成由东向西，构造一次抬高并在局部地区形成低幅度构造，在区域背景下形成不同的水下分流河道砂体储层聚集成藏。垂直构造线方向，形成多个隆坳相间的格局，在凸起部位形成油气的聚集。
图4-52 姬塬地区平行构造线油藏剖面图
（据长庆油田）
该规律表现也比较明显。在川口油田，长62油藏顶界面局部发育低幅度鼻状隆起，构造幅度10～15m，高点位于剖14井—曙开2 井区，钻探和测试成果显示，沿构造上倾方向及局部隆起部位油气富集程度逐渐提高，饱和度增大。富县探区中富18井区也为NW—SE向低幅度鼻状构造，是油气富集区。
因此，鄂尔多斯盆地南部延长组区域背景下的低幅度鼻状构造是油气聚集的有利部位，是盆地南部、镇-泾、富县地区油气勘探的重要目标之一（图4-53，图4-54）。
图4-53 鄂尔多斯盆地镇-泾地区三叠系延长组长 9 段油田分布图
4.2.3.6 前侏罗纪古地貌控制油藏分布
延安组油藏主要分布在其下部的延 10 和延 9 油层组，二者储量约占侏罗系总储量的 90%以上，而延 10 油层组下部底砾岩中的油气占侏罗系总储量的 50%左右。侏罗系泥岩及煤系研究表明，侏罗系暗色泥岩和煤层不具有大量生成石油的能力。油源对比成果为上述认识提供了依据：侏罗系底部原油与延长组原油性质相近，均有低黏度、低含硫，比重、凝固点及含蜡量中等的特点。碳同位素比值（C12/C13）相近，分别为 91.51 及 91.52，仅差 1‰。侏罗系原油普遍具有下富上贫，下轻上重，向上氧化程度增强，比重增大，轻质馏分减少，较下伏延长组原油性质更好的趋势。这些特点说明其来源为下伏的延长组烃源岩。
图4-54 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组（长 62 段）岩性油藏图
侏罗系沉积前，印支运动使盆地整体抬升，形成西南高，东北低的平缓斜坡，延长组顶面遭受剥蚀，河流发育，甘陕古河横贯盆地中部，呈EW向展布，宁陕、蒙陕、庆西3 条二级古河近 SN 向展布，在白豹一带汇入甘陕古河。这几条大河将盆地切割为姬塬、演武、子午岭、靖边四大高地。古河谷两侧发育一系列次级河谷，呈树枝状分布，间距3～5 km形成沟谷纵横的古地貌景观，控制了侏罗纪早期沉积及延安组砂体展布。
侏罗纪早期下切的古河道沟通油源，为油气向延安组运移提供了通道。富县组和延 10 层是在古地貌基础上填平补齐式沉积，造成侏罗系底砂岩与长 1 至长3 地层的广泛接触，延长组生成的油气沿侵蚀面向河谷两侧的延安组砂体运移，如遇圈闭就可聚集成藏。古河道两岸的斜坡带处于沉积相带及石油运移的有利区域，因而也是石油聚集的最有利部位。
侵蚀面上覆地层的局部构造面貌与侵蚀面起伏形态完全一致，主要分布于古河挟持的残丘阶地及汇水三角洲地区。这是一种以古地貌起伏为基础，以上覆沉积差异压实为主导的差异压实构造，具有早期形成及继承性发展的特点，为石油运移的指向区。其成因与侵蚀面起伏及河流砂体展布有关，因而这种构造总是与侵蚀残丘及河流相砂体相伴随，并且成群成带分布。这些地区还处于油气运移的最有利区，因而形成广泛分布的压实构造油藏。
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