鄂爾多斯盆地三疊系長7油層組頁巖儲層特征

張燁毓, 周 文, 唐 瑜, 鄧虎成, 彭先鋒, 陳文玲, 王勃力, 肖 睿

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059;2.中國石油西南油氣田公司 川西北氣礦 開發(fā)科，四川 江油 621709)

鄂爾多斯盆地三疊系長7油層組頁巖儲層特征

張燁毓1, 周 文1, 唐 瑜2, 鄧虎成1, 彭先鋒1, 陳文玲1, 王勃力1, 肖 睿1

(1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(成都理工大學(xué))，成都 610059;2.中國石油西南油氣田公司 川西北氣礦 開發(fā)科，四川 江油 621709)

以單井儲層地質(zhì)分析為基礎(chǔ)，結(jié)合樣品實驗測試分析、露頭資料和前人研究成果，從頁巖地球化學(xué)特征、巖礦特征和儲層條件等方面對鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7油層組頁巖儲層特征進行了研究。長7油層組主要為深湖-半深湖沉積相；富有機質(zhì)頁巖主要分布在盆地南部，在下寺灣-富縣一帶和鹽池-姬塬一帶厚度最大；自南緣渭北隆起向西北埋深逐漸加大，埋深<2.5 km。有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，其次為Ⅱ型， 有機碳質(zhì)量分數(shù)為0.51%～22.6%，Ro分布于0.7%～1.2%。巖性以黑色紋層狀頁巖、粉砂質(zhì)頁巖為主。頁巖儲層儲集空間分為基質(zhì)微孔和有機質(zhì)微孔，其中基質(zhì)微孔主要由粒間微孔、晶間溶孔和黏土礦物晶間孔構(gòu)成，有機質(zhì)微孔主要為有機質(zhì)演化過程中形成的油孔和氣孔；物性表現(xiàn)為低孔、特低滲的特征。綜合該套頁巖儲層的地化品質(zhì)、巖礦組成、儲集條件等，認為其具有一定的頁巖油氣勘探開發(fā)潛力。

鄂爾多斯盆地;延長組;長7油層組;頁巖儲層

頁巖氣因其資源量豐富和在北美地區(qū)獲得成功開采而成為非常規(guī)油氣的首選。目前中國相繼在海相、陸相、過渡相沉積的富有機質(zhì)頁巖儲層中發(fā)現(xiàn)頁巖氣[1]。鄂爾多斯盆地中生界生油巖層系主要為三疊系延長組，屬于大型內(nèi)陸湖盆的湖相頁巖[2]。延長組頁巖儲層是典型的陸相頁巖儲層[3]，該儲層在鄂爾多斯盆地南部多個區(qū)塊都有氣顯示，其中下寺灣區(qū)塊獲得了工業(yè)氣流，被證實具有頁巖油氣勘探開發(fā)前景[4,5]。因此，對該套頁巖儲層的研究及評價工作具有現(xiàn)實意義。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是華北板塊、秦嶺板塊、揚子板塊相互俯沖碰撞且又經(jīng)歷了復(fù)雜的大陸內(nèi)多期次造山及成盆作用而形成的[6]。晚三疊世印支運動時期華北內(nèi)陸盆地整體平穩(wěn)抬升，上三疊統(tǒng)受到較長時間侵蝕，其中延長組被大量剝蝕[7]；白堊紀燕山運動時期除鹽池古峰莊區(qū)域外，其他區(qū)域均在燕山運動中出現(xiàn)整體抬升；新生代喜馬拉雅運動造成盆地大面積隆升,強烈侵蝕，周邊強烈斷陷下沉[8]。喜馬拉雅運動標(biāo)志著真正獨立的鄂爾多斯盆地的形成，與現(xiàn)今的盆地范圍大致相當(dāng)[9]。

延長組為一套以湖泊-河流相沉積為主的陸源碎屑巖系，地層厚度約為0.3～3 km。區(qū)內(nèi)長7油層組上部主要為深灰色、灰黑色泥巖夾泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖組合，下部主要為含油頁巖、深灰色頁巖、灰黑色頁巖以及泥質(zhì)粉砂巖等組合(圖1)。長7油層組沉積時期初發(fā)生迅速的構(gòu)造沉降作用，導(dǎo)致湖侵達到鼎盛，湖水迅速上升，湖岸線大幅度向外擴展，水體覆蓋面積約達1 000 km2以上，水體明顯加深，半深湖-深湖分布于鹽池北、定邊、吳起、志丹、永寧、環(huán)縣東、慶陽、正寧、直羅、洛川及其以東廣大地區(qū)，在金鎖關(guān)、宜君也有分布，發(fā)育厚度約為70～120 m的灰黑色、深灰色頁巖，形成了最主要的分布穩(wěn)定的“張家灘”頁巖[10]。

圖1 延長組巖性柱狀圖

2 地球化學(xué)特征

2.1 有機質(zhì)類型

鄂爾多斯盆地長7油層組有機質(zhì)類型主要以Ⅰ型為主，其次為Ⅱ型。其中富縣區(qū)塊長7油層組頁巖各種組分的質(zhì)量分數(shù)為：腐泥組平均為79.6%，殼質(zhì)組平均為13.5%，鏡質(zhì)組平均為2.79%，惰質(zhì)組平均為4.04%；有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，其次是Ⅱ1型。鎮(zhèn)涇區(qū)塊長7油層組頁巖有機質(zhì)類型基本為Ⅰ—Ⅱ1型，其中腐泥組58%～97%，平均為75.5%；殼質(zhì)組0%～20%，平均為7.3%；鏡質(zhì)組0%～8%，平均為3.7%；惰質(zhì)組2%～43%，平均為13.5%。盆地南緣野外剖面長7油層組頁巖腐泥組平均為49.1%，殼質(zhì)組平均為44.5%，鏡質(zhì)組平均為6.4%，惰質(zhì)組平均為0%；有機質(zhì)類型以I型和Ⅱ1型為主(表1)。根據(jù)干酪根顯微組分和元素分析，延安市下寺灣區(qū)塊長7油層組頁巖的有機質(zhì)以腐泥組為主，惰質(zhì)組和鏡質(zhì)組較少，H/C原子比在0.5～1.4之間，H/C原子比在0.03～0.15之間，有機質(zhì)類型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型[11]。不同巖性的有機質(zhì)類型不同，黑色泥巖腐泥組的質(zhì)量分數(shù)在89%～97%之間，一般為Ⅰ型；灰黑色泥巖的腐泥組質(zhì)量分數(shù)一般在60%～70%之間，為Ⅱ1型。

2.2 有機質(zhì)豐度

長7油層組的有機碳質(zhì)量分數(shù)(wTOC)為0.51%～22.6%，平均值3.29%，主要分布在1%～2%和>7%，分別占25%和10%。其中下寺灣區(qū)塊wTOC在3.5%～12%之間，最高可達到12%(圖2)[12]；富縣區(qū)塊wTOC在3%～9%之間(圖2)。

2.3 有機質(zhì)成熟度

長7油層組頁巖Ro主要分布于0.7%～1.2%，總體上與現(xiàn)今埋深不完全對應(yīng)。Ro有2個>1.0%的高值區(qū)，一個在延安、富縣至宜川區(qū)域，最高可達到1.2%以上；另一個在天環(huán)拗陷南部一線至鎮(zhèn)涇區(qū)塊，Ro>1.0%。區(qū)域上伊陜斜坡的富縣、下寺灣區(qū)塊和天環(huán)拗陷一帶為有機質(zhì)演化程度較高區(qū)域；而吳旗-白豹-慶陽一線，由于后期構(gòu)造抬升作用，有機質(zhì)演化程度相對較低，主要在0.7%～0.9%之間。長7油層組頁巖的Ro主要在0.7%～1.2%之間，總體上屬于低成熟-成熟演化階段(圖3)。

表1 長7油層組鉆井干酪根鑒定結(jié)果

圖2 長7油層組頁巖wTOC平面分布圖

圖3 長7油層組頁巖Ro分布圖

圖4 長7油層組巖性照片

3 巖礦特征

長7油層組頁巖類型較豐富，有紋層狀頁巖、紋層狀粉砂質(zhì)頁巖、泥質(zhì)粉砂巖、灰黑色頁巖、灰黑色粉砂質(zhì)頁巖、褐黃色頁巖等但以紋層狀頁巖、紋層狀粉砂質(zhì)頁巖、泥質(zhì)粉砂巖等為主(圖4)。

長7油層組頁巖黏土礦物以伊利石、綠泥石和伊/蒙混層為主，脆性礦物的質(zhì)量分數(shù)為51%，黏土礦物為49%(圖5)。巖性組合有2類，分別是：石英+長石+伊利石+綠泥石、石英+伊利石+綠泥石。

圖5 長7油層組頁巖儲層礦物成分餅狀圖

4 儲集條件

4.1 儲集空間類型

長7油層組頁巖分布最多的孔隙空間類型是粒間微孔，約占30%；其次是粒內(nèi)微孔，約占17%；再次是黏土礦物晶間溶孔，約占15%。由于長7油層組在“張家灘”油頁巖段普遍發(fā)育有機質(zhì)內(nèi)氣孔，因此有機質(zhì)內(nèi)氣孔也是長7油層組的主要孔隙類型，約占11%(圖6)。

圖6 長7油層組頁巖孔隙類型

4.2 物性特征

長7油層組在彬長地區(qū)的頁巖儲層孔隙度在0.73%～13.14%之間，平均為6.72%；孔隙度最高達到了13.14%，高于其他區(qū)塊，推測有微裂縫的存在，為孔隙發(fā)育較好的地區(qū)。鎮(zhèn)涇區(qū)塊頁巖儲層孔隙度在0.89%～1.9%之間，平均為1.21%。富縣區(qū)塊頁巖儲層孔隙度在0.1%～2.4%之間，平均為0.82%，為孔隙發(fā)育較差的地區(qū)。長7油層組在彬長地區(qū)的頁巖儲層基質(zhì)滲透率在(0.043～1.49)×10-3μm2之間，平均為0.225×10-3μm2，為基質(zhì)滲透性較好的地區(qū)；鎮(zhèn)涇區(qū)塊頁巖儲層基質(zhì)滲透率在(0.008 6～0.083)×10-3μm2之間，平均為0.046×10-3μm2，為基質(zhì)滲透性較差的地區(qū)。

長7油層組井下頁巖儲層的孔隙度一般分布在1%～5%之間，占51.9%；分布表現(xiàn)為單峰，峰位在2%～3%之間，占25.4%(圖7)。長7油層組井下頁巖儲層的滲透率分布表現(xiàn)為雙峰，峰位分別在(0.003～0.02)×10-3μm2和(0.1～0.4)×10-3μm2，占27.9%和34%(圖8)。

圖7 長7油層組頁巖孔隙度直方圖

圖8 長7油層組頁巖滲透率直方圖

5 儲層物性控制因素分析

頁巖的孔隙空間在礦物顆粒和有機質(zhì)中均有存在，通過不同類型礦物含量與孔隙度擬合，顯示孔隙度受伊利石含量影響較大，伊利石含量與孔隙度呈負相關(guān)關(guān)系(圖9)。成巖演化程度的增加，會降低頁巖儲層的孔隙度。成巖演化和巖石類型對長7油層組頁巖孔隙度有一定影響。

圖9 孔隙度與伊利石相對含量關(guān)系圖

巖石類型和有機質(zhì)豐度對孔隙度都要產(chǎn)生影響。殘余有機碳含量較少的粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和紋層狀泥巖的孔隙度主要在0.75%～2.5%之間，總體上偏??；殘余有機碳含量較多的紋層狀油頁巖和紋層狀細砂質(zhì)油頁巖，孔隙度較大，且隨著殘余有機碳含量增加而有增大的趨勢(圖10)。

有機質(zhì)演化到低成熟-成熟階段時，Ro對長7油層組頁巖孔隙度影響作用受其他地質(zhì)因素影響較大。Ro分布在0.75%～0.9%時，長7油層組處于大量生油(氣)的階段，會產(chǎn)生較多的有機質(zhì)內(nèi)出油孔和出氣孔，某些樣品的孔隙度較大；Ro值持續(xù)增加，有機質(zhì)內(nèi)已無新的氣孔產(chǎn)生，孔隙度受多種因素的影響，在1%～2.5%之間(圖11)。

圖10 孔隙度與有機碳和巖性關(guān)系圖

圖11 孔隙度與實測Ro關(guān)系圖

6 結(jié) 論

a.鄂爾多斯盆地延長組長7油層組主要為深湖-半深湖沉積亞相，分布在盆地南部，有效厚度為5～80 m，在下寺灣-富縣一帶和鹽池-姬塬一帶厚度最大，自南緣渭北隆起向西北埋深逐漸加深，埋深<2.5 km。

b.長7油層組的有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主，其次為Ⅱ型。TOC質(zhì)量分數(shù)為0.51%～22.6%，平均值為3.29%。Ro分布于0.7%～1.2%，總體上屬于低成熟-成熟演化階段。

c.長7油層組以紋層狀頁巖、紋層狀粉砂質(zhì)頁巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，有機質(zhì)含量最高的頁巖儲層的主要孔隙類型為粒間微孔、晶間溶孔和黏土礦物晶間孔。

d.有機質(zhì)內(nèi)氣孔是長7油層組頁巖儲層的主要孔隙類型?？紫抖确秶?.1%～13.14%，平均為4.69%。基質(zhì)滲透率范圍分布在(0.003～1.49)×10-3μm2，平均為0.157×10-3μm2。長7油層組頁巖儲層總體上有低孔、低滲的特征。

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CharacteristicsofshalereservoirrocksinMember7ofTriassicYanchangFormationinOrdosBasin,China

ZHANG Ye-yu1, ZHOU Wen1, TANG Yu2, DENG Hu-cheng1,PENG Xian-feng1, WANG Bo-li1, XIAO Rui1

1.StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation,ChengduUniversityofTechnology,Chengdu610059,China;2.NorthwestSichuanGasField,SouthwestOilandGasFieldBranchofPetroChina,Jiangyou621709,China

Based on the geological analysis of single-well reservoirs, combined with the experimental analysis of the test samples, outcrop data and results of previous studies, this paper studies the shale reservoir characteristics of Member 7 of Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin from the aspects of geochemical characteristics of shale, rock and mineral characteristics, reservoir conditions and physical properties, etc.. Member Chang 7 reservoir is mainly deep lake — semi-deep lake sedimentary facies. The shale rich in organic materials is located in the south of the basin. The thickness of the shale in Xiasiwan-Fuxian and Yanchi-Jiyuan areas is maximum. The burial depth of the shale gradually increases from the south Weibei uplift to northwest and the depth is <2.5 km. The type of organic matter is mainly Type Ⅰ and secondly is Type-Ⅱ. The mass fraction of TOC is 0.51%～22.6% andRois 0.7%～1.2%. Lithology is mainly black laminated shale and silty shale. The reservoir space of the shale is divided into matrix micropores and organic matter micropores. The matrix micropore is mainly composed of intergranular pore, intercrystalline dissolved pore, and intercrystalline pore of clay minerals, while the organic matter micropore is mainly oil pore and gas pore coming from organic material evolution. The physical property of the shale is characterized by low porosity and low permeability. Through the comprehensive study of the geochemical quality, rock mineral composition, reservoir conditions of this suite of shale reservoirs, the authors think that the shale reservoirs have a certain exploration and development potential of shale oil and gas.

Ordos Basin; Yanchang Formation; Chang 7 oil reservoirs; shale reservoir

10.3969/j.issn.1671-9727.2013.06.06

1671-9727(2013)06-0671-06

TE122.23

A

2013-06-03

張燁毓(1988-)，男,碩士研究生,研究方向：油氣田開發(fā)地質(zhì), E-mail:m18628089517@163.com。