0 引言
1994年Magoon和Dow将含油气系统定义为一个与有效生烃灶相联系的所有油气聚集，包括形成这些油气聚集所必不可少的所有地质要素与成藏过程[1]。随着工艺技术的进步，致密油气、页岩油气、煤层气等非常规油气资源勘探不断突破，产量快速增长，得到了广泛关注[2-4]。通过大量的非常规油气资源的分布与成藏序列、成藏机理等研究，含油气系统理论体系不断得到完善，相继提出“叠合盆地复合含油气系统”、“总油气系统”、“连续性聚集”等理论[5-8]，近几年基于常规与非常规资源的序列成藏、非常规油气的自封闭聚集成藏的认识，提出全油气系统的概念[9]，并在全油气系统的结构和定量评价的方法等方面取得了重要的研究进展[10-11]。它将油气勘探从传统的找“圈闭”的模式，转为“源”到“聚集”全过程、全系统整体动态追踪，勘探成功率和效率显著提升。
鄂尔多斯盆地为中国最大的油气生产基地，年产油当量超过9 000×104 t。该盆地中生界具有储层致密、地层负压、成藏期早、非常规油气为主等特点[12-14]，资源潜力巨大。近20年来，针对该盆地中生界油气资源的研究取得了丰富的成果，然而这些成果大部分是聚焦于局部区域、层段或某种资源类型，尽管前人对于中生界也有很多综合性研究成果，但多数都是以常规油气或传统的含油气系统思路进行研究，非常规页岩油的研究则相对独立[3,13 -14]，较少纳入盆地石油地质整体分析。鉴于此，本文基于鄂尔多斯盆地中生界沉积充填特征和油气成藏要素研究，开展中生界全油气系统划分，分析常规—非常规油气运聚特征及成藏主控因素，建立全油气系统模式，旨在为下一步勘探开发提供理论依据和技术支撑。
1 区域地质概况
鄂尔多斯盆地位于华北克拉通西部，面积约37×104 km2，可划分西缘冲断带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、渭北隆起和伊盟隆起6大构造单元（见图1a），是一个发育在太古宇—古元古界结晶基底之上的大型多旋回稳定的克拉通盆地。
2 全油气系统物质基础与烃源条件
2.1 系统空间格架
沉积充填结构直接影响了全油气系统要素的分布、规模、品质，奠定了系统的空间格架。
2.1.1 延长组沉积演化与沉积充填结构
2.1.1.1 延长组沉积演化
延长组记录了一个完整的湖盆演化过程，其中长7段沉积期为最大洪泛期，发育多个次级洪泛期。盆地内部主要为河流相、三角洲相和湖泊相沉积。不同沉积期，各沉积体系呈现此消彼长的演化特征，最强三角洲分布呈现顺时针迁移的特征：长10段沉积期，西南部三角洲沉积体系最强；长9段沉积期，西北部三角洲建设作用最显著；长8段沉积期，各三角洲均衡发育；长7段—长1段沉积期，东北部三角洲最强（见图2），其中长1段大范围遭受剥蚀。
2.1.1.2 延长组沉积充填结构
受秦岭地区幕式构造运动的影响，鄂尔多斯盆地延长组可划分为长10段—长8段、长7段—长1段2个沉降-充填旋回。
长10段—长8段沉降-充填旋回：沉积物总体表现为向上变细的特征，沉降中心厚度为1 000~1 550 m。长10段沉积期受构造运动影响，盆地西南部基底急剧沉降，可容纳空间巨幅增大，沉积厚度从鄂托克旗以北不足百米，向西南方向楔形增厚，至镇原—庆阳—正宁一带厚度达到800~1 300 m，为该期的沉降中心，以叠置的巨厚河道砂岩为主，具有过补偿沉积的特点，向东局部发育三角洲前缘亚相和浅湖亚相沉积。长9段—长8段沉积期地形平缓，所以沉积地层厚度变化不大，一般为175~190 m，发育浅湖亚相和三角洲相沉积。西部、西南部物源供屑能力仍较强，三角洲向东推进距离远。在长9段沉积晚期发生了重要的湖侵，在志丹—甘泉一带为半深湖—深湖亚相沉积的“李家畔页岩”，为重要的烃源岩。
长7段—长1段沉降-充填旋回：湖盆水体经历了由深变浅的过程，沉积物总体为向上变粗的粒序特征，残余厚度为500~700 m。长7段沉积初期，盆地再次整体快速沉降，可容纳空间大幅度增大，加之卡尼期全球暴雨事件联合影响，盆地进入最大湖侵期，湖区面积超过10×104 km2，半深湖—深湖范围可达6.5×104 km2，沉积中心位于姬塬—华池—黄陵一带，形成“张家滩页岩”。该时期沉积了富有机质泥页岩夹重力流砂岩、凝灰岩薄层或纹层，具欠补偿沉积特点，是主力烃源岩。长7段沉积中晚期—长6段沉积早期，在湖盆中部广泛沉积了重力流砂体，叠合面积超过2×104 km2；长6段沉积中期以后三角洲（尤其是东北部三角洲）建设作用不断增强，向湖盆中部持续推进，形成进积序列。在长4+5段沉积期发生过短暂的湖侵。长3段沉积期以后主要为浅湖和三角洲，至长1段沉积期大面积沼泽化。
2.1.2 下侏罗统沉积演化与沉积充填结构
下侏罗统包括富县组和延安组。富县组厚度为0~150 m，延安组残余厚度为240~500 m，自下而上可进一步划分延安组10段—延安组1段（简称延10段—延1段）。富县组和延10段沉积受前侏罗纪沟壑纵横的古地貌控制明显，发育1条一级古河和3条二级古河，古河切割形成五大高地。古河道宽为8~40 km，河道充填物厚度为100~260 m，以厚层块状或大型交错层理含砾中粗砂岩、中粗砂岩为主[16]。
延9段—延1段沉积期，古河被填平补齐，盆地大面积沼泽化，进入三角洲、湖泊发育阶段，沉积物主要为中细砂岩、煤层、炭质泥岩。汇水区分布在延安一带。
2.2 烃源岩特征
中生界石油主要来源于延长组[17]。延长组发育多套烃源岩，烃源岩累计厚度一般为30~136 m，其中长7段泥页岩生烃能力最强，其次为长9段。
长7段发育中生界的主力烃源岩，分布范围广，面积可达6.5×104 km2，厚度一般为20~100 m，姬塬—华池—正宁一带厚度最大；有机质类型好、有机质丰度异常高、成熟度适中，为一套优质烃源岩；长9段烃源岩为次要烃源岩，主要分布在吴起—志丹—富县一带，分布面积约2.5×104 km2，厚度一般为5~25 m，有机质类型好、丰度高、成熟度适中，属于好—优烃源岩；长6段、长4+5段烃源岩分布面积分别为4.0×104，2.7×104 km2，厚度分别为5~38 m和5~22 m，厚度中心与长7段一致，有机质类型较好、丰度较高、成熟度适中，属于中—优质烃源岩（见图3、表1）。延长组烃源岩，尤其是长7段主力烃源岩的生、排烃特征决定了全油气系统的物质基础和初始动力。
表1 鄂尔多斯盆地中生界烃源岩地球化学参数及评价表 |
| 层段 | 区域 | 沉积 环境 | Tmax/℃ | TOC/% | (S1+S2)/ (mg∙g−1) | HI/ (mg∙g−1) | OI/ (mg∙g−1) | 氯仿沥青“A”/% | Ro/% | 干酪根 类型 | 评价 结果 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 长3段— 长1段 | 姬塬—华池—正宁 | 浅湖— 分流间湾 | 402 ~ 461 432 | 0.42 ~ 10.02 1.87 | 0.22 ~ 60.54 5.93 | 34.5 ~ 319.0 110.1 | 0 ~ 81.6 23.6 | 0.01 ~ 0.02 0.01 | 0.53 ~ 0.96 0.70 | Ⅱ—Ⅲ型 为主 | 差—中 |
| 长4+5段 | 浅湖— 半深湖 | 419 ~ 458 437 | 0.48 ~ 14.72 2.50 | 0.22 ~ 44.79 5.97 | 66.7 ~ 470.1 183.5 | 1.2 ~ 53.3 16.8 | 0.01 ~ 0.22 0.15 | 0.52 ~ 1.04 0.68 | Ⅱ型为主， 见Ⅰ、Ⅲ型 | 中—好 | |
| 长6段 | 半深湖— 深湖 | 404 ~ 470 447 | 0.51 ~ 7.98 2.04 | 0.45 ~ 51.43 6.51 | 57.8 ~ 415.8 184.7 | 0 ~ 109.6 21.9 | 0.01 ~ 0.62 0.20 | 0.50 ~ 1.26 0.74 | Ⅱ型为主， 其次为Ⅰ型 | 中—好 | |
| 长7段 | 半深湖— 深湖 | 419 ~ 469 446 | 0.99 ~ 42.34 12.21 | 1.84 ~ 131.70 35.12 | 103.1 ~ 698.2 297.1 | 0.1 ~ 69.0 7.6 | 0.04 ~ 2.30 0.66 | 0.5 0 ~ 1.21 0.82 | Ⅰ—Ⅱ1型 | 好—优 | |
| 长8段 | 志丹—吴起 | 浅湖 | 410 ~ 477 446 | 0.21 ~ 23.38 3.88 | 0.27 ~ 100.37 9.35 | 31.4 ~ 452.2 190.3 | 0.2 ~ 73.9 19.9 | 0.01 ~ 0.61 0.13 | 0.58 ~ 1.25 0.93 | Ⅱ型为主， 见Ⅰ、Ⅲ型 | 中—好 |
| 长9段 | 半深湖— 深湖 | 425 ~ 477 456 | 0.35 ~ 8.55 3.31 | 0.22 ~ 27.93 8.75 | 50.5 ~ 640.5 221.2 | 0 ~ 76.6 12.0 | 0.01 ~ 1.54 0.58 | 0.62 ~ 1.24 0.96 | Ⅰ—Ⅱ1型 | 好—优 | |
| 长10段 | 志丹—正宁 | 分流间湾—浅湖 | 439 ~ 483 457 | 0.10 ~ 17.84 1.89 | 0.11 ~ 38.93 4.59 | 35.3 ~ 522.7 128.4 | 0.7 ~ 120.0 26.3 | 0.01 ~ 0.44 0.08 | 0.73 ~ 1.13 0.96 | Ⅱ—Ⅲ型 为主 | 差—中 |
注：分子为数值范围，分母为平均值；Tmax—岩石热解最高峰温度；TOC—总有机碳含量；S1+S2—生烃潜量；HI—氢指数；OI—氧指数；Ro—镜质体反射率 |
中生界多期叠合分布的河流、三角洲、重力流等沉积，构筑了盆内连片分布的储集体；湖泛期沉积的泥页岩、水道间沉积的泥岩，既是烃源岩，也是储层，还构成了区域和局部盖层、侧向遮挡层；叠合发育的砂体、延长组与侏罗系之间不整合面为重要的输导体。
3 全油气系统的油气聚集类型
3.1 油气聚集类型划分
中生界全油气系统是以深水沉积的长7段富有机质泥页岩为主力烃源岩、以延长组和延安组为石油主要赋存层系、常规与非常规油气共存、复杂的全油气系统。中生界全油气系统中不同类型油气资源的储层特征、空间分布呈现出很好的规律性、有序性和连续性。非常规油气资源较常规油气资源占比高，具有整体性、连续性和源储配置多样性的特征。
3.2 油气聚集特征
3.2.1 各油气聚集域的油气运聚特征
表2 鄂尔多斯盆地中生界不同含油层段沉积储层类型、物性及微观孔隙参数对比表 |
| 层系 | 沉积类型 | 油藏（储层） 类型 | 孔隙度/ % | 渗透率/ 10−3 μm2 | 填隙物 含量/% | 粒间孔 孔隙度/% | 溶孔 孔隙度/% | 面孔率/ % | 平均孔径/ μm | 中值半径/ μm |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 延9段—延8段 | 三角洲 | 中低渗透 | 15.2 | 76.7 | 11.7 | 7.6 | 2.8 | 10.6 | 103.8 | 2.30 |
| 延10段 | 河流 | 中低渗透 | 15.3 | 99.8 | 11.9 | 4.9 | 2.5 | 8.8 | 64.4 | 1.85 |
| 富县组 | 河流 | 中低渗透 | 15.0 | 85.1 | 11.5 | 6.5 | 1.9 | 8.9 | 96.1 | 2.61 |
| 长2段 | 三角洲 | 特低—低渗透 | 12.1 | 5.3 | 10.7 | 4.9 | 1.8 | 6.7 | 56.1 | 0.45 |
| 长3段 | 三角洲 | 特低—低渗透 | 8.9 | 3.2 | 12.5 | 3.6 | 1.9 | 5.6 | 48.6 | 0.39 |
| 长4+5段 | 三角洲 | 特低渗—致密油 | 11.6 | 0.5 | 10.6 | 1.8 | 1.3 | 3.3 | 30.7 | 0.17 |
| 长6段 | 重力流 | 特低渗—致密油 | 9.4 | 0.3 | 12.2 | 0.7 | 1.4 | 2.3 | 29.6 | 0.15 |
| 长7段 | 重力流 | 页岩油 | 8.2 | 0.2 | 16.5 | 0.7 | 1.3 | 2.0 | 26.3 | 0.06 |
| 长8段 | 三角洲 | 特低渗—致密油 | 11.9 | 0.8 | 11.5 | 2.0 | 1.2 | 2.9 | 37.2 | 0.18 |
| 长9段 | 三角洲 | 特低—低渗透 | 12.4 | 13.6 | 11.5 | 4.2 | 1.6 | 6.0 | 56.3 | 0.41 |
| 长10段 | 河流 | 中低渗透 | 10.7 | 2.3 | 12.4 | 4.4 | 2.0 | 6.4 | 55.8 | 0.38 |
在该油气聚集域中，干酪根生成的油气直接进入相邻孔隙或紧邻的薄砂岩中，主体未经历或较少量的初次运移，二次运移微弱，可视为原位滞留或微运移（准原位滞留），运移限于生烃层系内，距离为纳米—米级，过程持续缓慢。运移动力以超压驱动为主，成藏期长7段过剩压力一般为8~20 MPa，压力系数一般1.2~1.8[12]，分子扩散驱动也有贡献。在滞留油气聚集域，油、气、水重力分异失效，呈分子级混合，油大面积弥散式分布，油藏规模为亿吨级。
近源致密油气聚集域：富集致密油，资源量约100×108 t。主要赋存于靠近湖盆中部的长4+5段、长6段、长8段的三角洲前缘和深水重力流砂体中，以细砂岩、粉砂岩为主，单砂体厚度主体为3~15 m。储层填隙物含量较低，面孔率一般为1.2%~3.5%，以粒间孔为主，溶孔绝对含量变化不大。发育微纳米级孔喉，孔隙度主体为6.1%~12.6%，渗透率一般小于1×10−3 μm2（见表2）。
在该油气聚集域中，石油完成了由烃源岩至储层的初次运移，或在储层、输导层中进行了二次运移，运移距离为数十米—千米级。运移动力以超压为主，分子扩散力有一定贡献。致密储层孔喉狭窄，毛细管阻力大，浮力对油气运移的作用有限。运移过程持续缓慢或在关键时刻短时运移。在致密聚集域，由于浮力作用微弱，且受储层非均质性强烈干扰（如钙、泥质隔夹层情况、储层润湿性变化），因此油藏显示无或极弱的油气水分异，通常在相对高孔渗甜点区含油饱和度高，低孔渗区多含水，但油水界面模糊，油藏规模为千万吨—亿吨级。
远源常规油气聚集域：富集中低渗透常规资源，资源量约40×108 t。低渗透资源主要分布在长10段—长9段和长3段—长1段，储层以中细砂岩、中粗砂岩为主，单砂体厚度一般为5~40 m。侏罗系油藏多属于中低渗透油藏，单砂体厚度一般为5~40 m。常规聚集域储层填隙物相对较低，面孔率较大，发育亚毫米级孔隙和微米级的喉道，储层物性明显变好，尤其是侏罗系储层，各层系平均孔隙度大于15%，渗透率为（76.7~105.8）×10−3 μm2（见表2）。
在该聚集域中，石油经历了初次运移和远距离二次运移，运移距离为千米—数十千米。油水在大孔喉中重力分异明显，浮力是运移的重要动力。此外，由于油气是从微小孔隙进入较大的孔隙，毛管压力成为促进油气运移的推动力，系统上部主要为浮力驱动运移，系统下部为超压+毛管压力驱动。存在明确的油藏边界和油水界面，以构造或岩性—构造圈闭为主，油藏规模为十万吨—百万吨级。
过渡型油气聚集域：资源量约40×108 t。以安塞油田长6段油藏、西峰油田长8段等油藏为代表，储层以三角洲前缘亚相砂体为主，单砂体厚度一般为5~25 m，物性比致密油略好，孔隙度为7.2%~13.4%，渗透率一般为（1~5）×10−3 μm2，属于非典型的常规油藏，是致密域与常规域之间的过渡型聚集域。石油在超压+分子扩散力+毛管压力驱动下经历了初次运移和二次运移，运移距离数十米—数十千米，过程持续缓慢。含油边界不清晰，发育特低渗透大型岩性油藏，油藏规模为百万吨—亿吨级。
3.2.2 油气有序运聚与油气全序列分布规律
全油气系统核心区向外围，油藏类型、成藏动力、含油性等呈现出序列、过渡变化的特征（见图4、图5）：①源储关系由源储一体转为源储分离。沉积充填的“核心区域”也是全油气系统的“核心富油区”。目前已探明的石油储量中，超过80%储量处于长7段主力烃源岩层系内或相邻的层。②油藏类型呈现出规律性有序变化，即页岩油→致密油→特低渗透岩性油藏、构造—岩性油藏→中低渗透岩性—构造、构造油藏。③由超压驱动主导、无油水分异的非常规油藏，逐渐转为浮力或弱超压+毛管压力驱动为主导的、油水分异明显的油藏。④油藏的含油丰度逐渐变低，核部区具有捕获油气的位置优势，储量丰度普遍较高，一般为（40~115）× 104 t/km2；由于整体物性差，影响了油气向外运移的效率，因此远离烃源岩的层系，储量丰度为（10~60）× 104 t/km2。⑤原油中甲烷含量和气油比呈降低趋势。核心区油藏中的甲烷含量为40%~60%，气油比一般为90~125 m3/t；外围油藏甲烷含量多小于40%，气油比主要为2~50 m3/t（见图6）。核心区因位于生烃中心，形成了原始高气油比，加之储层物性差，在成藏后漫长的地质时间中，油气分异和气体散失弱，高气油比得以保存；外围区储层物性好，气分子易散失，导致油藏气油比低。⑥油藏的规模减小。核心区的油藏大面积复合连片分布，规模一般为千万吨—亿吨级；而外围区受局部构造控制的中低渗透油藏，圈闭面积较小而散，油藏规模一般为十万吨—百万吨级。⑦依次可划分源内滞留油气聚集域、近源致密油气聚集域、过渡型油气聚集域、远源常规油气聚集域，由以超压动力场控制的大面积弥散式分布的油气聚集域向离散的、圈闭控制的“油气藏”转变。
4 油气成藏主控因素
4.1 多旋回陆相沉积充填体系为全油气系统提供物质基础和空间格架
全油气系统具有多源供烃、多成因的储层叠合特征。除了长7段主力烃源岩外，长9段、长6段、长4+5段等段也发育一定规模烃源岩。烃源岩分布广、厚度大、有机质丰度高，生烃潜力巨大，直接决定了中生界全油气系统雄厚的资源总量。油藏具有“近源成藏”的特点，尤其是特低渗透、非常规油气资源，均位于烃源岩范围内或紧邻地区，而且越靠近生烃中心，油气资源富集程度越高，规模越大。河流砂体、三角洲砂体、重力流砂体在空间上叠合发育，形成规模储集体。此外长7段泥页岩、粉细砂岩与凝灰岩纹层是重要的页岩油储层。源、储空间上的交替发育，形成全油气系统的空间格架，为油气的生成和储存提供了多样化的地质条件，形成了复杂的成藏组合类型，因此多旋回式陆相沉积体系是全油气系统形成的基础。
4.2 多类型的输导通道构成常规油气运移的优势路径
连通砂体、裂缝和侏罗系与三叠系之间的不整合面构成中生界常规油气运移的输导体系。延长组和侏罗系多类型的沉积砂体叠合发育，是油气运移输导的重要通道。尽管盆地腹部没有大型的褶皱变形和深大断裂，但也存在断裂和裂缝。在稳定的西倾单斜上发育印支期北西向、燕山期北东东向高角度断裂，其中印支期断裂在盆地西北部最发育，多呈雁列式分布，断距为5~42 m，延伸距离为0.6~1.5 km；燕山期断裂在盆内普遍发育，以走滑断裂为主，无断距或断距很小[18]。在构造活动期断裂短暂开启，对沟通油源起到积极作用；构造稳定期断裂、裂缝在围压作用下多转为封闭状态。此外，侏罗系的河道砂体切割下伏延长组，使得延长组上部的地层被侵蚀掉100~260 m，延长组盖层厚度明显减少。加之河道内粗碎屑充填，使之成为成藏期超压系统的泄压通道，是油气运移的重要输导体。
4.3 优质烃源岩奠定了页岩油雄厚的资源基础，微纳米孔喉—裂隙网络构成非常规聚集空间
页岩油源内滞留资源规模超120×108 t，是“原位聚集”与“准原位聚集”共同作用的结果，烃源岩品质及其与微纳米孔喉—裂缝网络的空间配置关系，是控制资源富集程度的关键地质因素。长7段烃源岩具备高有机质丰度和适中的热演化程度条件，能够生成充足的油气。在生烃过程中有机质形成大量纳米级有机质孔，生烃增压还可以诱发产生微裂隙，使烃源岩自身成为重要的“原位储集库”，油气就近赋存于纳米孔缝中，实现“源储一体”。然而，仅依靠分散的纳米孔隙难以形成规模油气富集。天然发育或生烃增压形成的微纳米裂隙网络，为烃源岩中生成的分散油气提供了优势运移通道。在压力驱动下，油气发生短距离运移，实现“准原位聚集”，即从生烃基质运移至相邻的裂缝或粉砂质、凝灰质纹层中聚集。
4.4 成藏期超压驱动烃源岩排烃、油气运移聚集及后成藏期负压再富集
4.4.1 成藏期超压驱动排烃作用
中晚侏罗世，延长组烃源岩温度达到60 ℃，进入生烃门限，早白垩世末最大埋深阶段地层温度超过110 ℃，达到生排烃高峰期（见图7）。长8段—长6段包裹体均一温度显示存在80~100，110~120 ℃两个峰值温度区间，代表两期充注，其中第2期充注为主成藏期。中晚侏罗世—早白垩世，延长组烃源岩快速深埋，在此过程中泥岩的欠压实作用、深埋升温的热作用、有机质生烃增压作用等因素的综合影响下，形成超压流体动力系统。延长组的上部长3段—长1段为常压段；长4+5段、长6段、长8段和长9段为超压段，压力系数为1.0~1.3；长7段为超压—强超压段，压力系数为1.2~1.8；平面上，沉积中心压力系数高，向周边压力系数逐渐降低[12]。超压驱动下，烃源岩强排烃，油气向邻近的储层运移，成为油气初次运移和二次运移的重要动力。
4.4.2 后成藏期负压再富集
晚白垩世之后盆地持续大幅度抬升，形成现今普遍的负压油藏[19]。随着埋藏深度的减小，上覆地层压力和温度均降低，流体收缩，被强烈压缩的孔隙有一定程度的回弹，多因素影响下系统降压，发生了由超压向负压的反转，现今的地层压力系数一般为0.6~0.9。由于压力的反转，含油系统由超压驱动下的向外强排烃，转为负压环境下反向运移（类似真空泵的抽吸效应），即运移方向由“离心”向“向心”方向反转，短距离运移再聚集，尤其是在源内滞留聚集域和近源致密聚集域。在存在裂缝或高渗透带的情况下，低压区可能成为烃类汇聚的有利区，进一步促进了油气的富集。
4.5 “稳定构造+多旋回沉积+双重自封闭”三元联合有利于全油气系统的长期保存
4.5.1 构造稳定性对大油气田长期保存的控制作用
鄂尔多斯古陆块的华北克拉通之上，是中国大陆最古老的微陆块之一。华北克拉通基底形成后的18亿年中，虽然历经多旋回的、不同动力方向、不同规模和强度的构造运动的改造和叠加，鄂尔多斯陆块稳定的刚性基底有效分散或阻挡了来自不同方向的构造应力，盆地主体仍保持了稳定性，表现为以整体升降为主，地层平缓，缺少大型褶皱、破碎带，地层接触关系以整合、平行不整合为主（见图4）。弱变形使得圈闭保存好，盖层封闭性好。构造的稳定性有利于大油气田的长期保存，目前发现的规模油气区主要分布在构造稳定的伊陕斜坡上。
4.5.2 多旋回沉积对岩性圈闭的形成与油藏保存的控制作用
中生界为陆相沉积，延长组沉积期的拗陷湖盆从萌芽—发展—鼎盛—衰亡，在侏罗系延长组顶部有局部剥蚀，基本具备一套相对完整的湖盆形成到消亡沉积旋回体系；可划分5个次一级沉积旋回，沉积相总体上变化较快，河流、三角洲、重力流成因的砂岩储层与湖相、河道间的泥页岩在纵向上频繁互层叠置、在平面上交错分布，这种完整而丰富的沉积旋回结构直接影响着烃源岩、储层和封盖层等成藏要素的分布和性质，为岩性控制的大型油藏的形成奠定了基础。复杂的岩性空间分布关系以及成岩作用的非均质性，使得体系内发育多套区域或局部的盖层和侧向遮挡层，为油藏的保存提供了良好的地质条件。
4.5.3 独特的“双重自封闭”作用对油气逸散的有效抑制
延长组储层的物性差，孔喉细小，油气运移阻力大，效率低，逸散的难度大，因此形成了致密储层物性的自封闭。现今的油藏主要为负压条件，这不但不能成为石油向外运移的动力，反而成为一种阻力，因此形成了压力的自封闭。物性的自封闭和负压自封闭，形成了鄂尔多斯盆地独特的“双重自封闭”保存，尤其是构造活动较弱、后期改造不强烈的地区，双重自封闭效应更为突出，有效抑制了成藏期后油气逸散，成为油藏长期保存的保障。
5 全油气系统模式
表3 鄂尔多斯盆地中生界全油气系统特征表 |
| 油气聚集域 | 资源占比 | 烃源岩 | 储集体 | 储层类型 | 储层物性 | 圈闭类型 | 成藏动力 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 源内滞留油气聚集域 | 约40% | 长7段主力烃源岩区域规模生烃，长9段、长6段、长4+5段等段也具有较好的生烃潜力 | 长7段半深湖—深湖亚相泥页岩和薄层的重力流相沉积砂体 | 连续的大面积泥页岩型储层和薄砂岩型储层 | ϕ<10%； K<0.3×10−3 μm2 | 非常规圈闭（原位滞留） | 超压主导、 分子扩散力 |
| 近源致密油气聚集域 | 约30% | 湖盆中部的长8段、长6段、长4+5段三角洲前缘亚相和深水重力流相沉积砂体 | 大面积致密砂岩储层 | ϕ<10%； K<1×10−3 μm2 | 非常规圈闭（连续型油气聚集） | 超压主导、 分子扩散力 | |
| 过渡型油气聚集域 | 约15% | 以安塞油田长6段和西峰油田长8段为代表的三角洲相沉积砂体 | 特低渗透砂岩储层 | 7%<ϕ<13%； K：（1~5）×10−3 μm2 | 岩性圈闭 | 超压+分子扩散力+毛管压力 | |
| 远源常规油气聚集域 | 约15% | 长10段—长9段、长3段—长1段三角洲相沉积砂体、侏罗系河流相、三角洲相沉积砂体 | 特低—中渗透砂岩 储层 | 8%<ϕ<20%； K：（5~200）× 10−3 μm2 | 离散的构造、岩性-构造圈闭 | 浮力为主或超压+毛管压力 | |
| 油气聚集域 | 运移特征 | 运移距离 | 运移速度 | 赋存特征 | 圈闭封闭类型 | 储量丰度/ (104 t∙km−2) | 储量规模 |
| 源内滞留油气聚集域 | 原位滞留或微尺度运移 | 纳米— 米级 | 持续缓慢 | 大面积弥散式无明显含油边界或界面 | 双重自封闭、 吸附作用 | 40~70 | 亿吨级 |
| 近源致密油气聚集域 | 初次运移、有限的二次运移 | 数十米— 千米级 | 持续缓慢或关键时刻短时运移 | 无或极弱的油气水分异，含油边界不清晰 | 双重自封闭 | 40~110 | 千万吨— 亿吨级 |
| 过渡型油气聚集域 | 初次运移、二次运移 | 数十米— 数十千米 | 持续缓慢或关键时刻短时运移 | 含油边界不清晰 | 双重自封闭、构造 圈闭聚集和封堵 | 20~70 | 百万吨— 亿吨级 |
| 远源常规油气聚集域 | 初次运移、长距离二次运移 | 千米— 数十千米 | 关键时刻短时或快速运移充注 | 有明确油藏边界和 油水界面 | 构造圈闭聚集和 封堵 | 15~60 | 十万吨— 百万吨级 |
注：ϕ—孔隙度；K—渗透率 |
长7段、长9段和长4+5段洪泛期沉积，既是烃源岩，也是全油气系统划分的重要界面。以长7段最大洪泛期沉积为界限，系统的上部和下部油藏特征呈现对称分布的特点；以长9段、长4+5段洪泛面为界，纵向上可将该系统划分为上、中、下3个段。中段资源规模巨大，分布了源内滞留油气聚集域、近源致密油气聚集域和部分过渡油气聚集域，储层物性差，成藏动力以超压动力为主；上段和下段主要为远源常规油气聚集域及部分过渡油气聚集域，储层物性相对较好，上段运移动力主要为浮力驱动，下段为弱超压+毛管压力驱动。因此，这两个界面是划分常规与非常规油气资源分布的重要界面。成藏期的超压和后成藏期的负压是控制油气运移、聚集、保存的主要因素。
6 结论
鄂尔多斯盆地中生界全油气系统是以长7段深水富有机质泥页岩为主力烃源岩、以延长组和延安组为石油主要赋存层系的、包括常规与非常规油藏共存的（以低渗透—非常规油气资源为主）、复杂的全油气系统，具有整体性、连续性的特征，盆地沉积充填空间上的“核心区域”也是全油气系统的“核心富油区”。
具有连续性聚集、序列成藏的特点：由系统核心区向外围，可划分源内滞留油气聚集域→近源致密油气聚集域→过渡型油气聚集域→远源常规油气聚集域；自烃源灶向外围，油藏类型为页岩油→致密油→常规油依次渐变，成藏动力变化趋势为超压主导→浮力或超压+毛细管力主导，运移距离由原位滞留或微运移→初次运移、有限的二次运移→初次运移和长距离二次运移，石油赋存特征为大面积岩性圈闭→离散的岩性—构造圈闭和构造圈闭，油藏规模由亿吨级→十万吨—百万吨级，油藏气油比、储量丰度逐渐减小。
大油气区形成的主控因素为：多旋回沉积充填为全油气系统提供物质基础和空间格架，多类型的输导通道构成了常规油气藏油气运移的优势路径，优质烃源岩奠定了页岩油雄厚的资源基础，微纳米孔喉—裂隙网络构成非常规聚集空间，成藏期超压和后成藏期负压驱动烃源岩排烃、油气运移聚集及再富集，“稳定构造+多旋回沉积+双重自封闭”三元联合有利于大油田的长期保存。全油气系统模式为以长7段、长9段和长4+5段3个洪泛期沉积为重要界面的“四域一体、双压驱动、双重自封闭”。