鄂爾多斯盆地延長組致密油成藏控制因素

姚涇利，趙彥德,3，鄧秀芹，郭正權，羅安湘，楚美娟

1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018 3. 蘭州大學地質科學與礦產(chǎn)資源學院，蘭州 730000

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鄂爾多斯盆地延長組致密油成藏控制因素

姚涇利1,2，趙彥德1,2,3，鄧秀芹1,2，郭正權1,2，羅安湘1,2，楚美娟1,2

1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018 2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710018 3. 蘭州大學地質科學與礦產(chǎn)資源學院，蘭州 730000

鄂爾多斯盆地延長組發(fā)育我國典型的低滲透和特低滲透油氣資源，其油藏呈現(xiàn)出儲層致密、儲集砂體預測難度大、成藏機理復雜等特征。目前，根據(jù)勘探開發(fā)實踐，長慶油田成功實現(xiàn)對滲透率大于0.3×10-3μm2油藏的開發(fā)，目前正在開展?jié)B透率為(0.1～0.3)×10-3μm2致密砂巖儲層的技術攻關。筆者結合國外最新致密油氣資源研究成果和鄂爾多斯盆地延長組低滲透油藏的特征，從延長組致密油分布、致密油流體特征、賦存狀態(tài)、儲集體和致密油形成的控制因素入手，對鄂爾多斯盆地延長組致密油形成與分布規(guī)律進行了探討。確定了延長組致密油形成的控制因素：①長7優(yōu)質烴源巖分布范圍廣，生烴強度大，為致密油形成提供了充足的油源供給和資源基礎；②大面積廣泛展布的復合疊加的碎屑巖儲集體，為致密油藏形成提供了儲集空間；③油頁巖與致密砂巖互層共生，形成了近源成藏的有利配置關系；④成藏期生烴增壓，致密儲層石油充注程度高，為致密油形成提供了運移動力。

致密油；控制因素；延長組；儲層;鄂爾多斯盆地

0 引言

在世界油氣需求持續(xù)增長和技術進步的雙重推動下，近年來，致密油、頁巖油和致密氣等非常規(guī)油氣資源進入快速發(fā)展的階段，在全球能源結構中扮演著重要的角色[1]。我國致密氣、致密油和頁巖油等非常規(guī)油氣資源豐富。隨著致密油等非常規(guī)油氣資源相關概念、理論的引入，我國致密油氣等非常規(guī)油氣資源的研究、勘探獲得重大突破。

鄂爾多斯盆地是我國典型的低滲透、特低滲透油藏發(fā)育區(qū)，三疊系延長組是其主力目的層，儲層滲透率一般小于1×10-3μm2。延長組儲層巖石的成熟度低，成巖作用強，巖石顆粒細、分選差、膠結物含量高；儲層物性空間變化大、非均質性強，油氣藏呈現(xiàn)出儲層致密、儲集砂體預測難度大、成藏機理復雜等特點[2]。關于鄂爾多斯盆地中生界延長組低滲透儲層特征、評價、形成機理和油氣藏含油氣性、特征、分布規(guī)律以及開采技術,前人進行了卓有成效的研究，取得了許多新的認識[3-13]，科學地指導了勘探開發(fā)，截止2014年底，在已探明的石油儲量中，滲透率小于1×10-3μm2的儲量占83.40%，先后發(fā)現(xiàn)了姬塬、華慶大油田和鎮(zhèn)北含油富集區(qū)，并成功實現(xiàn)了對儲層滲透率為(0.3～1.0)×10-3μm2致密油藏(超低滲透油藏)的勘探開發(fā)[14-21]，為使致密油攻關更具針對性和有效性，長慶油田目前將儲層滲透率小于0.3×10-3μm2的油藏作為致密油勘探開發(fā)的主要目標。

目前國內(nèi)學術界將致密油定義為儲集在覆壓基質滲透率小于或等于0.1×10-3μm2(空氣滲透率小于1×10-3μm2)的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲集層中的石油；單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油流下限，但在一定經(jīng)濟條件和技術措施下可獲得工業(yè)石油產(chǎn)量。通常情況下，這些措施包括酸化壓裂、多級壓裂、水平井、多分支井等[22-25]。

鄂爾多斯盆地延長組長7和長6油層組儲層滲透率一般低于1×10-3μm2。原油密度小，黏度低，流動性好；油藏面積大，油層分布穩(wěn)定，連續(xù)性強；儲層微裂縫發(fā)育，吸水能力比較強；儲層孔隙、微裂縫匹配關系好，滲流條件良好，與目前已開發(fā)的延長組超低滲透油藏相比，成藏機理更復雜，孔喉更細微，儲層物性更差，填隙物含量更高，是目前鄂爾多斯盆地致密油勘探開發(fā)的目的層。筆者以致密油形成條件和控制因素為研究主線，根據(jù)鄂爾多斯盆地致密油勘探實踐，闡述了致密油分布和特征，并從延長組長7油頁巖的空間展布、生烴動力和儲集體互層共生的關系等方面討論鄂爾多斯盆地致密油形成的控制因素。

1 延長組致密油的分布

鄂爾多斯盆地延長組發(fā)育一套河、湖相碎屑巖沉積，殘余地層厚400～1 200 m，按沉積旋回及含油性自下而上可劃分為長10--長1共10個油層組，其中長7早中期為最大湖泛期，發(fā)育一套富含有機質的油頁巖、暗色泥巖，它是鄂爾多斯盆地中生界大面積巖性油藏系統(tǒng)中的主力烴源巖。長7期在湖盆深水區(qū)沉積的濁積砂體和長6湖盆收縮期在湖盆中部形成的砂質碎屑流沉積，是延長組儲集體中致密的層段，也是延長組致密油的主要儲集體?？v向上致密油分布在延長組的中部層位長6、長7油層組(圖1)；平面上分布在湖盆的中部，即長6湖盆中部砂質碎屑流和長7(圖2)濁積形成的大規(guī)模連片展布的富含油儲集砂體中。

2 延長組致密油的特征

2.1 流體性質

在致密儲層中，烴類流體地下流動狀況是獲得工業(yè)油流的必要條件[22]。鄂爾多斯盆地湖盆中部長6致密油原油地層密度0.718 0～0.785 7 g/mL，黏度0.92～1.14(mPa·s)；長7致密油原油地層密度0.717～0.760 g/mL，黏度0.89～1.21(mPa·s)，呈現(xiàn)出低密度、低黏度的特征，為輕質原油。Yc1井延長組長7段致密油，其儲層物性孔隙度為11.0% ，滲透率為0.283×10-3μm2。根據(jù)核磁共振可動流體實驗分析測試可知，該段致密油可動流體飽和度高達56.05%，表明致密油流體可動性較強，烴類流體在致密儲層中具有較好流動性，致密油原油性質好。

2.2 賦存狀態(tài)

納米級孔喉連通系統(tǒng)是致密油聚集的關鍵，超微觀儲集空間體系中強大的毛管壓力限制了浮力在油氣聚集中的作用，使油氣在源儲壓差的作用下就近發(fā)生層狀、短距離運移，最終實現(xiàn)油氣聚集，研究致密油儲層油氣賦存狀態(tài)，成為揭示致密油氣運移、富集機理的基礎問題[22]。鄂爾多斯盆地組致密油在致密砂巖微觀孔喉中呈現(xiàn)出不同賦存狀態(tài)和特征：原油以薄膜狀涂抹在顆粒表面，團塊狀分布(圖3a)；原油以短柱狀集合體發(fā)育于顆粒間微孔內(nèi)，相互粘連，呈絲狀分布(圖3b)；原油在致密儲層中呈現(xiàn)條帶狀分布(圖3c)；原油黏結于裂縫兩壁，相互連接，呈殘余狀分布(圖3d)。

2.3 儲層微觀孔隙結構

延長組致密油儲層主要發(fā)育在盆地長7、湖盆中部長6段，屬內(nèi)陸坳陷湖泊沉積。受“西陡東緩”湖盆底形的影響，鄂爾多斯盆地延長組厚層砂體空間展布呈現(xiàn)出多水系輸砂，物源供應充足的特點。長7沉積期，發(fā)育多期坡折帶，在重力作用下，碎屑物滑塌至湖盆中部，形成多期疊加的厚層砂體。沉積砂體主要為重力流、牽引流成因的砂體。長6期沉積經(jīng)歷了長7早期的最大湖泛，長7油層組沉積中晚期沉積后處于湖盆發(fā)展萎縮階段，以湖退砂進的沉積為主，在湖盆中部華慶地區(qū)形成了重力流沉積砂體，厚度大，且分布穩(wěn)定。延長組長7、湖盆中心長6段不同成因、不同空間展布的砂體，縱橫交錯，形成多套儲蓋組合，為致密油形成提供了有利儲集空間。

延長組長6、長7致密儲層巖石類型主要為巖屑長石砂巖，粒度以細砂巖和粉砂巖為主，其中長7段細砂巖平均為78%；填隙物體積分數(shù)分別達到15.3%和17.4%，其中伊利石所占比例較大，塑性組分體積分數(shù)高(平均為11.7%)。致密儲層物性較差，平均面孔率一般2%左右，孔隙度一般為6.5%～14.3%，滲透率小于0.3×10-3μm2的達90%以上(圖4)。

恒速壓汞是近年來發(fā)展的一種測試孔隙結構的新型技術手段。恒速壓汞是以極低的恒定速度，向巖樣喉道及孔隙內(nèi)進汞，實現(xiàn)對喉道數(shù)量的測量(圖5)。通過恒速壓汞實驗可獲得的主要參數(shù)有主流喉道半徑、平均喉道半徑、平均孔隙半徑等。恒速壓汞法測定的長6致密油儲層砂巖喉道半徑為0.57～2.18 μm，平均為1.25 μm，平均孔喉比為136～417，均值為223。長7致密儲層喉道半徑主要小于0.2 μm，平均孔喉比492，因此該類儲層以納米級喉道為主，主要為小孔微喉型，喉道分布不均勻，呈網(wǎng)狀，連通性較差。

致密儲層孔喉結構復雜，主要為微米級與納米級孔隙組合體，孔隙大小為10～30 μm，平均孔徑17 μm，孔隙以黏土礦物晶間孔與長石溶蝕孔、粒間殘余孔等微(納)米級孔隙為主(圖5)。

3 致密油形成的控制因素

3.1 烴源巖

鄂爾多斯盆地中生界地層厚度大、分布范圍廣, 三疊世延長統(tǒng)沉積期，湖盆范圍擴大，水深明顯加深，湖盆發(fā)育達鼎盛期，繁殖了大量的水生生物和浮游生物，發(fā)育了巨厚的湖相暗色泥質沉積，尤其是長7油層組沉積期，發(fā)育了厚度達20～60 m，分布范圍達5×104km2的優(yōu)質烴源巖。延長組長7優(yōu)質烴源巖主要由深灰--灰黑色炭質泥巖、灰黑色泥巖、黑色頁巖和油頁巖組成，在盆地廣泛分布，呈西薄東厚，北薄南厚的分布特征。該套烴源巖有機質豐度高，w(TOC)平均為13.75%，烴源巖有機質類型好，以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主，干酪根中含藻類體，以低等的水生生物為主，高等植物較少，富含鐵、硫、磷等生命元素，活化能分布范圍相對集中(圖6)。早白堊世處于最大埋深階段(約3 000 m)，成熟度適中，Ro一般為0.9%～1.1%，進入生排烴高峰階段。長7優(yōu)質烴源巖具有高產(chǎn)烴率和高排烴效率，例如耿252井長73油頁巖的累積生烴率最大為483.9 mg/g，在400 ℃時轉化率為18%，至450 ℃轉化率達88%(圖7)；羅32井長73泥巖樣品的累積生烴率最大為296.1 mg/g，在400 ℃時轉化率為32%，至450 ℃轉化率達88%，為致密油形成提供充足的油源供給和資源基礎。

圖1 鄂爾多斯盆地L57井致密油層位圖Fig.1 Tight oil stratum of well L57 in Ordos basin

圖2 鄂爾多斯盆地長7致密油分布圖Fig.2 Tight oil distribution of Chang 7 in Ordos basin

a. N76井，1 741.4 m，鏡下原油呈團塊狀;b. B522井，1 947.0 m,鏡下可見零星發(fā)熒光的油;c. F6井，2 456.0 m,原油呈條帶狀;d.Zh40井，1 464.0 m,熒光,單偏光飽含油,見微裂縫。圖3 鄂爾多斯盆地延長組長7致密油儲層熒光薄片F(xiàn)ig.3 Fluorescent sheet photo of Chang 7 tight oil reservoir in Ordos basin

圖4 研究區(qū)致密油儲層滲透率分布直方圖Fig.4 Distribution histogram of the tight oil permeability

3.2 碎屑巖儲集體

a.Zh180,1 893.30 m 微(納)米孔隙特征；b.Yc3,2 013.84 m微(納)米孔隙特征。圖5 鄂爾多斯盆地延長組長7致密油儲層微觀孔隙結構Fig.5 Microscopic pore structure of Chang 7 tight oil of Yanchang Formation in Ordos basin

鄂爾多斯盆地三疊系延長組三角洲發(fā)育，延長組長6、長7沉積期湖盆中部的深湖區(qū)發(fā)育了大型重力流復合沉積砂體。這些砂體在空間展布上具有橫向連片，縱向上疊加厚度大，平面上平行于相帶界線或圍繞三角洲前端穩(wěn)定分布。長7濁積砂體、長6砂質碎屑流砂體構成了鄂爾多斯盆地致密油藏的儲集空間。這套沉積砂巖粒度較細，以細砂巖、粉砂巖為主，局部地區(qū)見中砂巖，一些層段夾大量的泥巖撕裂屑，泥屑大小混雜，無分選、無定向性，但有時具有一定的成層性[26-30]。該套砂體規(guī)模和垂向疊合厚度大，平面上砂體延展長約150 km，寬15～70 km，單旋回厚度從幾十厘米至十余米，均勻塊狀，局部可見正粒序疊復沖刷的現(xiàn)象，滑塌體中還常攜帶大量的角礫狀泥巖撕裂屑。華慶地區(qū)由于受豐富的物源、坡折帶和突發(fā)構造事件的影響，在坳陷湖盆中部發(fā)育三角洲前緣與重力流復合沉積，有利于形成大面積展布的儲集砂體。湖盆中部以長63為主的砂體寬度10～20 km，厚度5～60 m，延伸長度50～200 km(圖8)。

3.3 源儲配置

巴肯頁巖油藏主要發(fā)育在盆地坳陷部位，為兩套油頁巖與粉細砂巖儲層互層共生的油藏組合[24-25]。鄂爾多斯致密油成藏組合特征與巴肯頁巖油藏類似，儲集層與烴源巖層緊密接觸，或呈互層，或為緊鄰。長73主要為油頁巖，長71、長72粉細砂巖與泥巖、油頁巖互層，形成長7致密油。在湖盆中部地區(qū)，長6沉積期為半深湖和深湖、前三角洲和三角洲前緣沉積環(huán)境，接受三角洲輸送的粉細砂巖沉積，在三角洲和重力流發(fā)育沉積砂體層段，形成長7優(yōu)質烴源巖與長6粉細砂巖緊鄰或源儲緊密接觸的致密層段，由于離長7優(yōu)質烴源巖層近，具有優(yōu)先捕獲油氣的得天獨厚的位置優(yōu)勢，長7烴源巖生成的烴類短距離運移至長6段深湖--半深湖砂質碎屑流砂巖中聚集，形成了鄂爾多斯盆地延長組長6致密油(圖9)。

圖6 鄂爾多斯盆地G252井長7油頁巖活化能分布圖Fig.6 Activation energy distribution of Chang 7 oil shale in Ordos basin

圖7 鄂爾多斯盆地G252長7油頁巖生烴率分布圖Fig.7 Cumulative hydrocarbon ratio plate of Chang 7 oil shale in Ordos basin

圖8 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)延長組長63砂體展布圖Fig.8 Distribution diagram of Yanchang 63 sand body, in Huaqing region，Ordos basin

3.4 充注動力

烴源巖中密度較大的干酪根轉化為密度較小的油氣而使孔隙流體體積膨脹是產(chǎn)生生烴超壓的主要原因。長7優(yōu)質烴源巖在有機質向烴類轉變過程中易引起流體體積增加，生烴增壓作用強烈。張文正等[31]假定干酪根熱降解過程中體積收縮產(chǎn)生的空間完全被石油所占據(jù), 那么干酪根生烴過程產(chǎn)生的體積膨脹率也可達3%～7%, 該數(shù)值也遠大于油源巖的孔隙度。實際上, 油源巖的低孔隙度特征(實測孔隙度為0.5%～0.8%)表明, 干酪根熱降解收縮產(chǎn)生的空間難以完整地保存下來[31]。因此我們認為長7 段優(yōu)質油源巖生烴作用產(chǎn)生的超壓是明顯的。長7段烴源巖生烴增壓范圍為0～6.0 MPa，平均為4.4 MPa，生烴增壓最高可達6.6 MPa(表1)，生烴增壓中心為華池--慶城地區(qū)，對油藏超壓異常貢獻明顯(圖10)。長7優(yōu)質烴源巖為盆地提供充足的油氣以外，間接地為鄂爾多斯盆地油氣的初次運移提供了動力前提。

圖9 鄂爾多斯盆地致密油成藏組合圖Fig.9 Map of tight oil reservoir combinations in Ordos basin

鄂爾多斯盆地在地質歷史時期盆地曾為超壓盆地，早白堊世(烴源巖大規(guī)模生排烴期)湖盆中部地區(qū)長7普遍存在過剩壓力，過剩壓力異常高，一般10～30 MPa，壓力系數(shù)一般為1.5～1.8，向上過剩

壓力減少。長6油層組流體過剩壓力一般4～8 MPa[32-33]。通過熱動力學模擬及流體包裹體測試恢復成藏期古壓力為18～26 MPa，烴源巖、致密砂巖過剩壓力差一般為12～15 MPa，為連續(xù)充注成藏提供了充足的動力條件。烴源巖和臨近的儲集層之間存在較大的壓力差，強排烴作用下致密砂巖儲層中石油充注程度高，含油顯示級別和含油飽和度均較高，根據(jù)密閉取心分析，長7致密砂巖含油飽和度70%以上，長7油頁巖的含油率一般為2.47%～6.75%，局部地區(qū)可達到7%以上，因此異常壓力在石油運移、聚集過程中起到重要作用。

4 結論

1)鄂爾多斯盆地三疊系延長組致密油分布在延長組的中部長6、長7油層組，平面上分布在湖盆的中部大規(guī)模連片展布的致密儲集砂體中。

2)致密油特征是原油性質好、流動性強；賦存狀態(tài)多樣；儲層物性差，孔喉結構復雜，發(fā)育納米喉道和微米級與納米級孔隙且分布不均勻，連通性差。

表1 延長組長7段烴源巖生烴增壓數(shù)據(jù)表

3)延長組長7油頁巖與長7、湖盆中部長6致密砂巖互層共生形成了有利配置，是形成鄂爾多斯盆地致密油藏的先決條件；長7油頁巖廣覆式生烴，大規(guī)模充注，為致密油藏形成奠定了重要的資源基礎；致密砂巖儲層大面積展布，為致密油藏的形成提供了可容空間。

4)優(yōu)質烴源巖與大面積、厚層儲集體互層共生和地史期生烴增壓強排烴作用是控制延長組大面積疊合致密油形成與分布的主要因素。

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Controlling Factors of Tight Oil Reservior in Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin

Yao Jingli1,2,Zhao Yande1,2,3, Deng Xiuqin1,2, Guo Zhengquan1,2, Luo Anxiang1,2, Chu Meijuan1,2

1.ResearchInstituteofExploration&DevelopmentofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an710018,China2.NationalEngineeringLaboratoryforExplorationandDevelopmentofLow-PermeabilityOil&GasFields，Xi’an710018,China3.SchoolofEarthScience,LanzhouUniversity,Lanzhou730000,China

Ordos basin is a typical area of distribution of low permeability and ultra-low permeability oil reservoirs. Triassic Yanchang Formation is rich in low permeability oil reservoirs. They are characterized by many sets of thin sand layers containing oil with large reserve, low reserve abundance, and low single well production. Based on exploration and development practices, greater than 0.3×10-3μm2permeability reservoirs have been well exploited in Changqing oilfield, while (0.1-0.3)× 10-3μm2tight sandstone reservoir is currently the focus for exploration and development. The controlling factors of tight oil reservoirs in Triassic Yanchang Formation were investigated. The tight oil in Yanchang Formation is featured as large-sized sand body complex, tight reservoir, complicated pore throat structure, high content of rigid components, abundant fracture and saturation, low fluid pressure, et al. The forming of the large-scaled superimposed tight oil reservoir is controlled by the combination of the interbed lithology of wide-ranging source rock and reservoirs with strong hydrocarbon generation and expulsion during the geological history.

tight oil; controlling factors; Yanchang Formation; reservoirs;Ordos basin

10.13278/j.cnki.jjuese.201504102.

2015-01-12

國家科技重大專項項目(2011ZX05044,2011ZX05001-004)；國家“973”計劃項目(2012CB822003)

姚涇利(1964--)，男，高級工程師，博士，主要從事油氣勘探及綜合地質研究，E-mail:yjl_cq@cnpc.com.cn

趙彥德(1973--)，男，博士研究生，高級工程師，主要從事石油地質綜合研究，E-mail:zhaoyand_cq@petrochina.com.cn。

10.13278/j.cnki.jjuese.201504102

P618.13

A

姚涇利，趙彥德，鄧秀芹，等.鄂爾多斯盆地延長組致密油成藏控制因素.吉林大學學報:地球科學版,2015,45(4):983-992.

Yao Jingli,Zhao Yande, Deng Xiuqin,et al. Controlling Factors of Tight Oil Reservior in Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin.Journal of Jilin University:Earth Science Edition,2015,45(4):983-992.doi:10.13278/j.cnki.jjuese.201504102.