勘探地质研究的主要目的是解释和预测，以全面、精细、准确的描述和分类为基础，合理的成因解释可为有针对性应用测录井、试油等工艺即地质工程一体化提供依据，有利目标区的准确判断和合理预测可有效指导井位部署。进一步明确鄂尔多斯盆地中生界(延长组及延安组)油聚集程度、油藏类型、油的组成及性质、油水赋存状态及油相渗流能力、地层水型(离子构成)等油藏序列特征并揭示其微观机理和主控因素，可为深入理解油藏特征，揭示油藏分布规律，优选油层评价手段，优化试油层段和工艺及方案，客观评价油层的产能提供依据。
油充注、聚集程度及油水分布特征决定了试油工艺的选择。储层物性、碎屑颗粒润湿性及产状，烃源岩组成、热演化程度及生烃强度，微观上控制了油充注、聚集程度的差异及油水分布特征。储层中油水的微观分布受毛管力的控制，油充注、聚集程度是毛管力与浮力平衡作用的结果。矿物的组成、表面形态或孔隙结构的微观非均质性，以及由烃源岩组成、热演化程度决定的表面活性组分的微观非均质性，导致储层润湿性存在微观非均质性(“混合润湿”或“斑状润湿”)。孔隙结构的微观非均质性和润湿性的微观差异，导致毛管力微观分布的差异，油优先充注于毛管力小的大孔喉，并将其中的孔隙水部分驱替；随着更多油的充注，浮力增大，油向较小的孔喉充注，并将孔隙水部分排出(油难以将赋存在未连通的死孔隙、微细孔隙或吸附在碎屑颗粒表面的孔隙水完全驱替，水以束缚或残余形式存在)。烃源岩热演化程度或生烃强度高，喉道半径大或偏亲油，油充注、聚集程度高；烃源岩热演化程度或生烃强度低，喉道半径小或偏亲水，油充注、聚集程度低。
油藏类型决定了含油有利区预测的方法和试油工艺的选择。砂体厚度大且物性好的储层，易形成统一的构造圈闭。重力分异作用下，随着油在圈闭内充注、聚集。微观上，油滴在浮力作用下向上运移；宏观上，油水界面向下运移；表现为“油气倒灌”。发育中低渗-低渗构造和特低渗构造-岩性2 类油藏。①远油源或烃源岩生烃强度低，油充注、聚集程度低，圈闭仅部分被充满，斑点状-均匀含油，存在明显的呈波状起伏的油水边界，属中低渗-低渗构造油藏，具有底水，易发生锥进。延安组、长9、天环坳陷两侧延长组油藏具该特征。②近油源或烃源岩生烃强度高，油充注、聚集程度高，圈闭近乎完全被充满，斑块状-不均匀含油，存在较为模糊的油水边界，属特低渗构造-岩性油藏。湖盆中部延长组中上组合油藏具该特征。而物性差的储层，难以形成统一的圈闭，宏观上的岩性圈闭是由不同尺度微圈闭构成。近油源或烃源岩生烃强度高的条件下，油优先充注、聚集、成藏于毛管力小的微圈闭中，形成微油藏群，条带状-均匀含油，不存在明显的油水边界，属超低渗-致密(页岩)油藏。微观上，微油藏群呈分散状态，油表现为不受浮力控制，存在“上水下油”和“油气倒置”现象。宏观上，油藏连片大面积分布。湖盆中部延长组中下组合油藏具该特征。油层能被有效动用的前提是其中的油能以较快的渗流速度进入人工裂缝系统，而人工裂缝系统形成的前提是高压流体能以较快的速度在储层中被挤注，上述均要求储层具有较强的渗流能力。超低渗-致密(页岩)油层因基质渗流能力过低，压力传导难度较大，难以满足上述需要。体积压裂被认为是解放该类油层的有效途径，但形成体积缝的前提条件是储层天然裂缝发育。天然裂缝发育是超低渗-致密(页岩)油层有效动用的必要条件。
油的组成及性质是油层评价和试油工艺选择的关键指标。烃源岩组成或热演化程度差异导致不同地区、层系和期次油的组成及性质存在差异。岩性圈闭内的层析作用以及构造圈闭内的分异作用，导致圈闭内油的组成、气油比等性质进一步发生变化。中低渗-低渗构造油藏，由于分异作用，轻组分相对于重组分更易于向圈闭上倾方向调整和运移，圈闭下倾方向，含油饱和度可能较高，但主要是重组分为主的残余油，以吸附状态存在，试油通常表现为水层。特低渗构造-岩性油藏和超低渗-致密(页岩)油藏，由于层析作用，随着运移(侧向或垂向)距离增加，保存条件相近的条件下，油的重组分含量下降，轻组分含量上升，密度和黏度减小，油相渗流能力增强。气油比，邻近烃源岩的长7 油层最高(100~120m3/t)，随着距烃源岩距离的增大依次降低，延安组油层最低(10~30m3/t)。随着运移距离增加，气逐渐从油中分离出来，甲烷含量增多，重烃含量减少(如，盆地中部长9，气测值普遍较高，组成以甲烷为主，难以反映含油性)。
油水赋存状态、油相渗流能力是油层评价的重要内容。烃源岩组成或热演化程度、储层碎屑颗粒润湿性及产状等差异，导致不同地区、层系储层油水赋存状态、油相渗流能力等存在差异。如，早期生成的低熟油，含氮、氧等具有表面活性特征的烃类化合物(沥青质、胶质)含量较高。绿泥石是普遍存在的黏土矿物，对储集空间的保存具有建设性，因其特殊的矿物组成和表面形态导致表面能的不均匀，导致不同程度吸附具表面活性特征的烃类化合物而具有偏亲油属性。绿泥石以环边包裹碎屑颗粒形式产出，使储层表现为“混合润湿”或“斑状润湿”，降低了油运移的毛管阻力，有利于油的运移、充注。局部地区或层系储层中不同程度含有的低熟油，易与绿泥石黏土膜结合，形成黏土膜有机质复合体，使油水赋存状态表现为“油包水”，导致油层不同程度具有消光、高孔、高渗、高油饱、高阻特征，影响油相渗流能力，乳状液从油包水型(w/o)转为水包油型(o/w)。较高含量的绿泥石等偏亲油矿物的存在对油藏的有效动用具有破坏性(如蔡家庙-悦乐-城壕长8)。上述差异可能是盆地周缘中生界局部油藏油相渗流能力偏弱的重要原因。
地层水型(离子构成)，曾作为评价油藏是否遭受次生改造的标志，存在原生沉积和次生改造2种成因。其中，原生沉积地层水离子构成总体受湖盆的古地理格局和沉积环境控制。蚀源区地层岩石矿物组成的差异，尤其是蚀源区沉积地层水离子构成的差异，决定了不同沉积体系CaCO3 和CaSO4 等化学沉积岩含量的差异，也决定了不同沉积体系原生地层水离子构成的差异。地质历史上不同层系地层水可能存在不同程度的交换，但现今地层水离子构成总体继承了原生沉积地层水离子构成。中生界现今地层水型存在较大差异，延长组以CaCl2型地层水为主，NaHCO3:MgCl2:Na2SO4:CaCl2 型地层水的比例约为1:2:4:43，地层水型的比例与层位关系不明显，不存在随层位加深，NaHCO3 和Na2SO4 水型减少的趋势；延安组以CaCl2型地层水为主，NaHCO3 和Na2SO4 型地层水比例有所增大。油水同出油流井中，CaCl2 或MgCl2 型地层水约占80%，NaHCO3 或Na2SO4 型地层水约占20%。论证油藏-地层水型的关系，不能仅考虑水的离子构成，而忽视油的有机化学组成。目前没有足够的油的有机地化组成或特征化合物证实，与CaCl2 或MgCl2 型地层水伴生的油确定未受到氧化或生物降解，或者与NaHCO3 或Na2SO4 型地层水伴生的油确定受到氧化或生物降解。沉积地层水的多旋回性决定了原生的NaHCO3或Na2SO4型水不反映保存条件必然差，次生改造后的CaCl2 或MgCl2型水也不意味保存条件必然好。地层水型(离子构成)不具备准确评价油藏次生变化的能力，评价油藏保存条件最直接、最可靠的标志是油的特征生物标志化合物的相对含量。
齐亚林，赵彦德，李海龙，等.鄂尔多斯盆地中生界油藏序列特征及主控因素[C]//中国矿物岩石地球化学学会第17届学术年会论文摘要集.2019.
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