鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密油成藏條件與成藏模式

吳偉濤，鄧 靜，趙靖舟，孫 勃，郭漢卿，鄧秀芹，耳 闖，白玉彬

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065； 2.西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710065；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，陜西 西安 710029; 4.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田公司 第一采油廠，陜西 延安 716000)

鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密油成藏條件與成藏模式

吳偉濤1,2，鄧 靜3，趙靖舟1,2，孫 勃3，郭漢卿4，鄧秀芹3，耳 闖1,2，白玉彬1,2

(1.西安石油大學(xué) 地球科學(xué)與工程學(xué)院，陜西 西安710065； 2.西安石油大學(xué) 陜西省油氣成藏地質(zhì)學(xué)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安710065；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田公司 勘探開(kāi)發(fā)研究院，陜西 西安 710029; 4.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田公司 第一采油廠，陜西 延安 716000)

利用鉆井、測(cè)井、錄井、試油資料、薄片觀察以及分析化驗(yàn)等資料，研究鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密油的儲(chǔ)層條件、烴源巖條件和運(yùn)移聚集條件，建立致密油成藏模式。結(jié)果表明，長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖，平均孔隙度為7.4%，平均滲透率為0.134×10-3μm2，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，占到總面孔率的70.6%，孔隙半徑分布范圍多數(shù)小于1 μm，屬于納米級(jí)孔隙。長(zhǎng)7油層組烴源巖以長(zhǎng)73最好，有機(jī)碳含量平均為8.99%，明顯高于長(zhǎng)72和長(zhǎng)71，后兩者的有機(jī)碳含量分別為2.17%和1.12%，均屬于好-最好烴源巖。長(zhǎng)73烴源巖厚度分布在28～36 m，長(zhǎng)71+2厚度為35～55 m，主要為I型干酪根，鏡質(zhì)體反射率介于1.02%～1.2%，處于生烴高峰期，生油強(qiáng)度可達(dá)到600×104t/km2。運(yùn)移通道為水平裂縫、斜交裂縫和砂體構(gòu)成的三維網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系，尤其是源儲(chǔ)界面的斜交裂縫為初次排烴的重要通道。運(yùn)移動(dòng)力為生烴作用產(chǎn)生的超壓，其分布范圍在15～22 MPa。長(zhǎng)7油層組致密油藏發(fā)育巖性尖滅油藏、透鏡體油藏和成巖圈閉型油藏，數(shù)量多，橫向連片、縱向疊置，呈現(xiàn)出準(zhǔn)連續(xù)分布特征。長(zhǎng)73烴源巖與長(zhǎng)71和長(zhǎng)72儲(chǔ)層形成下生上儲(chǔ)型成藏組合，長(zhǎng)71和長(zhǎng)72烴源巖與自身儲(chǔ)層形成源內(nèi)間互型成藏組合，構(gòu)成“下生上儲(chǔ)-源內(nèi)間互雙源供烴準(zhǔn)連續(xù)型”成藏模式。

長(zhǎng)7油層組；成藏條件；成藏模式；致密油；鄂爾多斯盆地

隨著北美Bakken，Eagle Ford和Barnett等地區(qū)的致密油勘探取得重大成功，致密油已經(jīng)成為全球油氣勘探開(kāi)發(fā)的新領(lǐng)域[1-3]。中國(guó)致密油資源分布廣泛，在多個(gè)沉積盆地地層中均有發(fā)現(xiàn)[4-10]。從東部的松遼盆地白堊系泉頭組—青山口組、渤海灣盆地古近系沙河街組到中部的鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組、四川盆地侏羅系大安寨段，以及西部的準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組均有分布，說(shuō)明中國(guó)致密油資源豐富，勘探潛力巨大。

鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組為中國(guó)致密油勘探的重點(diǎn)探區(qū)，截止2012年底，已累計(jì)提交滲透率小于1×10-3μm2的探明儲(chǔ)量為16.43×108t[11]，尤其是在鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部新安邊地區(qū)，長(zhǎng)7油層組發(fā)現(xiàn)了億噸級(jí)的致密油油田[12]，使其成為石油增產(chǎn)上儲(chǔ)的重要領(lǐng)域。但是，盆地不同地區(qū)的儲(chǔ)層巖性、物性、孔隙結(jié)構(gòu)以及烴源巖地化參數(shù)存在差異性，影響著勘探開(kāi)發(fā)的進(jìn)行。目前，中國(guó)致密油地質(zhì)理論與成藏特征等研究較為薄弱，筆者以華慶地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組致密油為對(duì)象，利用巖心觀察、薄片鑒定、核磁共振、壓汞曲線與烴源巖地球化學(xué)等資料，研究長(zhǎng)7油層組的儲(chǔ)層物性、儲(chǔ)集空間、孔隙特征和烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度、類型及生烴強(qiáng)度，分析致密油運(yùn)移聚集條件，建立致密油成藏模式，旨在豐富致密油成藏理論認(rèn)識(shí)的同時(shí)，擴(kuò)大盆地致密油勘探范圍，增加致密油儲(chǔ)量。

1 區(qū)域地質(zhì)條件

華慶地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡西南部，行政區(qū)隸屬于甘肅省慶陽(yáng)市慶城縣、華池縣和正寧縣，面積約3 000 km2。盆地三疊系延長(zhǎng)組自下而上劃分為長(zhǎng)10—長(zhǎng)1共10個(gè)油層組，其經(jīng)歷了早期(長(zhǎng)10—長(zhǎng)8)沉積期的水進(jìn)、長(zhǎng)7期的最大湖泛和中晚期(長(zhǎng)6—長(zhǎng)1)的緩慢水退，發(fā)育一套完整的湖進(jìn)至湖退的沉積旋回，反映了湖盆形成、發(fā)展和消亡過(guò)程。依據(jù)巖性與沉積旋回特征，華慶地區(qū)長(zhǎng)7 油層組劃分為3個(gè)亞組，從下至上為長(zhǎng)73、長(zhǎng)72和長(zhǎng)71。長(zhǎng)73沉積期主要為半深湖-深湖沉積，沉積一套厚度較大、富含有機(jī)質(zhì)的頁(yè)巖；長(zhǎng)71+2沉積期水體開(kāi)始變淺，發(fā)育三角洲前緣沉積和半深湖-深湖重力流沉積，包括砂質(zhì)碎屑流、滑塌與濁流沉積，砂泥巖互層分布，砂體縱向疊加厚度大，平面上連片分布，在空間上構(gòu)成縱橫交錯(cuò)的沉積砂體。長(zhǎng)7油層組頂面構(gòu)造與伊陜斜坡類似，具有西低東高的特點(diǎn)，海拔分布在-450～-750 m。

2 長(zhǎng)7油層組致密儲(chǔ)層條件

2.1 儲(chǔ)層巖性與物性

華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組砂巖類型主要為灰色粉-細(xì)粒長(zhǎng)石巖屑砂巖，含少量巖屑長(zhǎng)石砂巖和長(zhǎng)石巖屑質(zhì)石英砂巖(圖1)。石英含量主體分布在30%～45%，平均為35.5%；長(zhǎng)石類含量主體分布在15%～26%，平均為20.6%；巖屑含量平均為28.3%，變質(zhì)巖巖屑為10.2%，火成巖巖屑為4.9%，沉積巖巖屑為9.1%，云母含量為4.1%；填隙物含量平均為20.3%，自生礦物以水云母和碳酸鹽巖為主，還包含少量硅質(zhì)和長(zhǎng)石質(zhì)。

通過(guò)華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組235個(gè)儲(chǔ)層物性樣品分析(圖2)，長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層孔隙度分布為0.5%～12.5%，平均為7.4%，主體范圍為6%～10%，占到65%以上；滲透率分布為(0.02～1.82)×10-3μm2，平均為0.134×10-3μm2，主體分布在(0.05～0.15)×10-3μm2，約占到67%?？紫抖群蜐B透率存在良好的正相關(guān)性。相比較長(zhǎng)71、長(zhǎng)72和長(zhǎng)73的儲(chǔ)層物性特征(表1)，長(zhǎng)72和長(zhǎng)71相差不大，分別為7.5%和7.3%，長(zhǎng)73最??；長(zhǎng)71滲透率最大，為0.156×10-3μm2，長(zhǎng)72次之，長(zhǎng)73最小，僅為0.069×10-3μm2。總體來(lái)看，長(zhǎng)71和長(zhǎng)72的儲(chǔ)集物性接近，明顯高于長(zhǎng)73。

圖1 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層砂巖成分三角圖Fig.1 Triangular diagram of sandstone components of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

圖2 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7 油層組儲(chǔ)集物性分布直方圖Fig.2 Histogram of reservoir properties of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.孔隙度(Φ);b.滲透率(K)

2.2 儲(chǔ)層孔隙特征

華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層薄片及掃描電鏡等資料顯示(圖3，圖4)，孔隙類型有長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔、粒間溶孔、粒間孔、晶間孔和微裂隙，面孔率占到2.31%。其中，以次生溶蝕孔為主，面孔率為1.63%，占總面孔率的70.6%，長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔和粒間溶孔各占1/3；晶間孔和微裂隙所占比例較少，面孔率僅約為0.1%；粒間孔、粒間溶孔和長(zhǎng)石溶孔內(nèi)部分被伊利石、碳酸鹽和石英等膠結(jié)物充填。

核磁共振技術(shù)是測(cè)量孔隙半徑和流體飽和度的一種重要方法[13-14]。巖心核磁共振信號(hào)量反映出巖心內(nèi)流體含量，T2弛豫時(shí)間譜代表地層孔隙半徑分布，與孔隙半徑之間存在正比關(guān)系，即T2弛豫時(shí)間越大，孔隙半徑越大。結(jié)合實(shí)驗(yàn)研究分析[14-18],當(dāng)孔隙水的T2弛豫時(shí)間小于10 ms時(shí)，地層水類型為束縛水，對(duì)應(yīng)的孔隙半徑小于1 μm，為納米級(jí)孔隙；當(dāng)T2弛豫時(shí)間介于10～100 ms時(shí)，水相對(duì)容易流動(dòng)，對(duì)應(yīng)孔隙半徑介于1～1 000 μm，為微米級(jí)孔隙。

長(zhǎng)7油層組儲(chǔ)層43個(gè)樣品的核磁共振分析，結(jié)合T2弛豫時(shí)間譜曲線形態(tài)特征，可劃分出4種類型(圖5，表2)。①納米級(jí)孔隙的單峰型，T2譜幅度峰值小于10 ms(圖5a)，占到總樣品數(shù)的37.2%。②納米級(jí)孔隙為主的雙峰型，T2譜的兩個(gè)幅度峰值分別為小于10 ms和10～100 ms，納米級(jí)孔隙對(duì)應(yīng)的峰值幅度高于微米級(jí)孔隙(圖5b)，占到總樣品的44.2%。③納米級(jí)孔隙與微米級(jí)孔隙等量的雙峰型，兩種類型的孔隙近似相等(圖5c)，占樣品數(shù)的16.3%。④微米級(jí)孔隙為主的雙峰型，微米級(jí)孔隙對(duì)應(yīng)的峰值幅度高于納米孔隙(圖5d)，僅占樣品數(shù)的2.3%，表明長(zhǎng)7油層組致密儲(chǔ)層孔隙主要為納米級(jí)孔隙，對(duì)應(yīng)的孔隙半徑小于1 μm。結(jié)合可動(dòng)流體飽和度資料(表2)，納米-微米孔隙等量的雙峰型的可動(dòng)流體飽和度分布范圍為18.24%～30.02%，平均為24.19%，明顯要大于納米級(jí)孔隙的雙峰型和單峰型，說(shuō)明孔隙的大小影響著孔隙中的可動(dòng)流體飽和度。

表1 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組各亞組儲(chǔ)層與烴源巖參數(shù)

圖3 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組不同類型孔隙面孔率分布直方圖Fig.3 Histogram of different types of surface porosity in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

圖4 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密儲(chǔ)層主要孔隙類型Fig.4 Main pore types in tight reservoirs of the Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.長(zhǎng)7，埋深2 003.76 m，粒內(nèi)溶孔；b.長(zhǎng)7，埋深2 003.87 m，粒內(nèi)溶孔，粒間孔；c.長(zhǎng)7，埋深2 004.79 m，巖屑溶孔；d.長(zhǎng)7，埋深2 028.99 m，剩余粒間孔

圖5 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層核磁共振T2譜曲線特征Fig.5 Characteristics of NMR T2 spectrum curves of tight reservoirs of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.納米級(jí)孔隙的單峰型；b.納米級(jí)孔隙為主的雙峰型；c.納米級(jí)孔隙與微米級(jí)孔隙等量的雙峰型；d.微米級(jí)孔隙為主的雙峰型

高壓壓汞技術(shù)可以反映出致密砂巖儲(chǔ)層中孔隙和喉道的綜合特征。根據(jù)華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密砂巖的壓汞曲線特征(圖6)，孔喉半徑主要分布范圍小于73.5 nm，最大連通孔隙半徑為0.63 μm，排驅(qū)壓力1.97 MPa，分選系數(shù)分布范圍平均為1.14，均值為13.26。采用毛細(xì)管壓力與孔喉分布的關(guān)系，孔喉分布均呈現(xiàn)出雙峰或多峰特征，反映了孔喉分選較差，存在多個(gè)孔徑區(qū)間，而對(duì)滲透率和流體飽和度起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑分布在73.5～735 nm，表明長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層主要以納米級(jí)孔喉為主，喉道分布不均勻。

表2 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層核磁共振T2譜形態(tài)

注：最小值～最大值/平均值。

圖6 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7致密儲(chǔ)層常規(guī)壓汞曲線特征Fig.6 Characteristics of conventional mercury injection curves of tight reservoirs in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

3 長(zhǎng)7油層組烴源巖條件

長(zhǎng)7油層組沉積期為最大湖泛面，湖盆強(qiáng)烈坳陷，沉積了一套優(yōu)質(zhì)的泥巖與頁(yè)巖烴源層，尤其以長(zhǎng)73的富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖最為發(fā)育，具有有機(jī)質(zhì)類型好、高效排烴的特點(diǎn)[19]。通過(guò)長(zhǎng)7油層組烴源巖地球化學(xué)參數(shù)分析(表1)，長(zhǎng)73到長(zhǎng)72、長(zhǎng)71的烴源巖地球化學(xué)參數(shù)逐漸降低，且長(zhǎng)73明顯高于長(zhǎng)72和長(zhǎng)71，后兩者參數(shù)相差不大。長(zhǎng)73亞組TOC分布范圍為0.17%～29.4%，平均為8.99%，超過(guò)0.5%的占到91.7%(圖7)；氯仿瀝青“A”含量為0.171%～0.728%，平均為0.454%，S1+S2范圍為0.29～101 mg/g，平均為26.05 mg/g；長(zhǎng)72亞組TOC分布范圍在0.58%～5.1%，平均為2.17%，氯仿瀝青“A”為0.055%～0.21%，平均值為0.152%，S1+S2范圍為0.91～14.67 mg/g，平均為5.06 mg/g；長(zhǎng)71亞組TOC介于0.15%～4.5%，平均為1.12%，超過(guò)0.5%的占到89.1%(圖7)，氯仿瀝青“A”為0.038%～0.435%，平均為0.134%，S1+S2范圍為0.19～16.4 mg/g，平均為2.64 mg/g；根據(jù)烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，長(zhǎng)7烴源巖主體屬于好-最好烴源巖。

圖7 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組亞組TOC分布直方圖Fig.7 Histogram of TOC of each interval of the Chang-7 Formation in Huaqing area,the Ordos Basin

長(zhǎng)73烴源巖厚度分布范圍在28～36m，長(zhǎng)71+2厚度分布在35～55 m，干酪根碳同位素分布范圍在-29.76‰ < δ13C<26.06‰，主要為Ⅰ型，少量Ⅱ1型和Ⅱ2型，可能受陸源高等植物影響。Ro介于1.02%～1.2%，平均為1.13%，最大熱解峰溫度Tmax范圍為442～467 ℃，有機(jī)質(zhì)熱演化為成熟階段，處于生烴高峰期。采用生烴強(qiáng)度計(jì)算公式，取長(zhǎng)7液烴產(chǎn)率值為400 kg/t[19]，得出華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組烴源巖生烴強(qiáng)度分布范圍(300～600)×104t/km2，排烴效率分布在55%～90%[7]，可以提供足夠的致密油來(lái)源。

4 長(zhǎng)7油層組致密油運(yùn)聚條件

4.1 長(zhǎng)7油層組致密油運(yùn)移條件

一次運(yùn)移或短距離二次運(yùn)移、超壓驅(qū)動(dòng)為致密油運(yùn)移的重要特征[20-21]。華慶地區(qū)長(zhǎng)7致密油的輸導(dǎo)體系是由裂縫和砂體在空間上組成的三維網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，運(yùn)移動(dòng)力來(lái)源于生烴作用產(chǎn)生的超壓。

通過(guò)長(zhǎng)7油層組巖心觀察統(tǒng)計(jì)(圖8)，裂縫主要發(fā)育斜交裂縫(包括高角度裂縫)和水平裂縫2種類型。斜交裂縫發(fā)育數(shù)量較少，約占20%，分布在源儲(chǔ)界面和砂巖內(nèi)部，其中源儲(chǔ)界面的斜交裂縫縫面不平整，自泥巖向砂巖方面延伸，逐漸閉合。結(jié)合生烴增壓公式計(jì)算[22-23]，長(zhǎng)73烴源巖的過(guò)剩壓力可以達(dá)到16～22 MPa，壓力系數(shù)分布在1.6～2.0，能夠突破巖石的破裂壓力，在烴源巖周圍形成廣泛分布的裂縫，成為烴源巖初次排烴的主要通道；砂巖中的斜交裂縫主要受構(gòu)造作用的影響，為石油二次運(yùn)移的高速通道。水平裂縫相對(duì)發(fā)育，占總裂縫數(shù)量的80%，主要為層理縫，還包括構(gòu)造縫和成巖縫，在泥巖、砂巖和砂泥巖界面均有分布，多數(shù)呈開(kāi)啟狀態(tài)，部分被膠結(jié)物充填。泥巖中的水平裂縫與斜交裂縫溝通，形成縱橫向連通的裂縫網(wǎng)絡(luò)，在激光共聚焦下呈現(xiàn)深黃色熒光顏色(圖8)。

圖8 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組裂縫發(fā)育特征Fig.8 Characteristics of fractures in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.長(zhǎng)73，埋深2 061.2 m，高角度縫和水平裂縫相交，粉-細(xì)砂巖含油級(jí)別為油浸；b.長(zhǎng)73，埋深2 066.16 m，源儲(chǔ)界面發(fā)育斜角裂縫，烴源巖發(fā)育水平裂縫；c.長(zhǎng)72，埋深2 007.6 m，砂泥巖界面發(fā)育水平裂縫；d.長(zhǎng)73，埋深2 062.66 m，水平裂縫與斜交裂縫組成裂縫網(wǎng)絡(luò)

圖9 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)71亞組砂體厚度(h)分布Fig.9 Isopach of sandstone in the first interval of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

長(zhǎng)7油層組砂體具有延伸長(zhǎng)度遠(yuǎn)、連續(xù)性好以及厚度較大的特點(diǎn)，可作為致密油側(cè)向運(yùn)移的通道。以華慶地區(qū)長(zhǎng)71亞組砂體展布為例(圖9，圖10)，砂體延伸長(zhǎng)度可超過(guò)60 km，砂體寬度2～20 km，砂體連續(xù)性好，厚度較大，單砂體厚度3～12 m，累計(jì)厚度主體范圍為10～20 m。結(jié)合錄井資料，較厚層的致密砂巖整體均勻含油，其含油級(jí)別多為油斑和油浸級(jí)，局部夾致密帶，說(shuō)明連通性和均質(zhì)性好的砂體是石油側(cè)向運(yùn)移的重要通道。

4.2 長(zhǎng)7油層組致密油聚集條件

長(zhǎng)7沉積期在演化過(guò)程中發(fā)生頻繁的水進(jìn)-水退作用，縱向上砂泥巖互層，圈閉類型為巖性圈閉，受砂體展布和成巖作用控制，與地層展布和構(gòu)造條件無(wú)關(guān)。由于受到沉積作用或成巖作用的控制，依據(jù)砂體展布特征和遮擋條件，巖性圈閉分為巖性尖滅圈閉、透鏡體圈閉和成巖圈閉3種類型[24](圖10)。其中，巖性尖滅圈閉為砂泥巖互層分布，砂巖的頂部、底部被泥巖所限制，側(cè)向上砂巖呈楔狀尖滅于泥巖；透鏡體圈閉中的砂體呈孤立分布，周圍被泥巖包圍；成巖圈閉是在成巖和后生作用期間，經(jīng)過(guò)壓實(shí)、膠結(jié)、溶解等成巖作用下形成。因此，華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密油發(fā)育巖性尖滅油藏、透鏡體油藏和成巖圈閉型油藏，數(shù)量多，無(wú)邊水與底水，具有橫向連片、縱向疊置的特征，呈現(xiàn)出準(zhǔn)連續(xù)分布特征。

圖10 鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組致密油成藏模式剖面Fig.10 Profile showing tight oil accumulation model in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

5 長(zhǎng)7油層組致密油成藏模式

長(zhǎng)7油層組致密油成藏模式為“下生上儲(chǔ)-源內(nèi)間互雙源供烴準(zhǔn)連續(xù)型”成藏模式(圖10)。長(zhǎng)7油層組中長(zhǎng)71、長(zhǎng)72和長(zhǎng)73的泥巖烴源巖地球化學(xué)參數(shù)指標(biāo)均高于生烴下限，為好-最好烴源巖，尤其是長(zhǎng)73富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖，具有高產(chǎn)率、高排烴的特點(diǎn)[19]。長(zhǎng)71+2儲(chǔ)層砂體致密，但儲(chǔ)集物性較好，儲(chǔ)集空間類型多，納米級(jí)孔隙為主，具備良好的儲(chǔ)集能力。依照烴源巖的規(guī)模以及與致密儲(chǔ)層的分布特征，空間上可分為2類生儲(chǔ)蓋組合關(guān)系，一類是長(zhǎng)73頁(yè)巖為烴源巖，其生成的石油向上運(yùn)移排入長(zhǎng)71和長(zhǎng)72砂體，受到上覆泥巖的遮擋，構(gòu)成下生、中儲(chǔ)、上蓋型源儲(chǔ)接觸關(guān)系；另一類是長(zhǎng)71和長(zhǎng)72的烴源巖生成的石油直接排入鄰近的間互儲(chǔ)層中，形成源儲(chǔ)間互型接觸關(guān)系。因此，長(zhǎng)73烴源巖與長(zhǎng)71和長(zhǎng)72致密儲(chǔ)層形成下生上儲(chǔ)型成藏組合，而長(zhǎng)71和長(zhǎng)72自身的烴源巖與儲(chǔ)層形成源內(nèi)間互型成藏組合。

相比億噸級(jí)探明地質(zhì)儲(chǔ)量的新安邊油田[12]，結(jié)合晚三疊世長(zhǎng)7沉積期的沉積相分布特征[24]，華慶地區(qū)位于湖盆中心，長(zhǎng)7烴源巖具有厚度大、地化參數(shù)好和過(guò)剩壓力高的特點(diǎn)，而長(zhǎng)7儲(chǔ)層則為砂體厚度相對(duì)較薄、孔隙度和滲透率相近或者稍差。因此，華慶地區(qū)長(zhǎng)7油層組的致密油勘探需要更高的工藝技術(shù)手段，將長(zhǎng)7油層組上部的長(zhǎng)3，長(zhǎng)4+5，長(zhǎng)6和下部的長(zhǎng)8與長(zhǎng)9進(jìn)行整體勘探，可能具有比新安邊油田更好的勘探效益。

6 結(jié)論

1) 長(zhǎng)7油層組致密儲(chǔ)層巖性主要為長(zhǎng)石巖屑砂巖，平均孔隙度為7.4%，平均滲透率為0.134×10-3μm2，儲(chǔ)集空間以次生溶蝕孔隙為主，占到總孔隙的70.6%，孔隙半徑分布范圍大多數(shù)小于1 μm，為納米級(jí)孔隙。

2) 長(zhǎng)7油層組烴源巖中以長(zhǎng)73最好，TOC平均含量為8.99%，明顯高于長(zhǎng)72和長(zhǎng)71，后兩者分別為1.12%和2.17%，均屬于好-最好烴源巖。長(zhǎng)73烴源巖厚度主要分布在28～36 m，長(zhǎng)71+2分布范圍在35～50 m，以Ⅰ型干酪根碳為主，Ro介于1.02%～1.2%，處于生烴高峰期，生烴強(qiáng)度可達(dá)到600×104t/km2。

3) 長(zhǎng)7油層組致密油運(yùn)移通道為水平裂縫、斜交裂縫和砂體構(gòu)成的三維網(wǎng)狀輸導(dǎo)體系，尤其是源儲(chǔ)界面的斜交裂縫為初次運(yùn)移的主要通道，運(yùn)移動(dòng)力為生烴作用產(chǎn)生的超壓，其分布范圍在15～22 MPa。

4) 長(zhǎng)7油層組致密油發(fā)育巖性尖滅油藏、透鏡體油藏和成巖圈閉型油藏，數(shù)量多，橫向連片、縱向疊置，呈現(xiàn)出準(zhǔn)連續(xù)分布特征；長(zhǎng)73烴源巖與長(zhǎng)71和長(zhǎng)72致密儲(chǔ)層形成下生上儲(chǔ)型成藏組合，長(zhǎng)71和長(zhǎng)72烴源巖與儲(chǔ)層形成源內(nèi)間互型成藏組合，構(gòu)成“下生上儲(chǔ)-源內(nèi)間互雙源供烴準(zhǔn)連續(xù)型”成藏模式。

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(編輯 董 立)

Accumulation conditions and models of tight oil reservoirs in Chang-7 of Huaqing area,the Ordos Basin

Wu Weitao1,2,Deng Jing3,Zhao Jingzhou1,2,Sun Bo3,Guo Hanqin4,Deng Xiuqin3,Er Chuang1,2,Bai Yubin1,2

(1. School of Earth Sciences and Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an,Shaanxi 710065,China;2.KeyLaboratoryofHydrocarbonAccumulationofShaanxiProvince,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExploration,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710029,China;4.No.1OilPlant,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Yan’an,Shaanxi716000,China)

Based on drilling,mud logging,wireline logging,production test results,thin section observation and laboratory data,this paper focuses on a study on accumulation conditions,source rock qualities,migration-accumulation conditions of the Chang-7 tight oil reservoirs in Huaqing area,Erdos Basin.A tight oil pooling model is also established.The result shows that the reservoirs are mainly feldspar lithic sandstones with an average porosity of 7.4%,and an average permeability of 0.134×10-3μm2.The reservoirs are also found to contain largely secondary dissolved nanopores (accounting for 70.6% of the total surface porosity) with radius mostly less than 1 μm.The best source rock of Chang-7 occurs in the third interval of Chang-7.It has an averageTOCof 8.99%,obviously greater than that of its second (2.17%) and the first (1.12%) intervals.Its thickness ranges between 28 m and 36 m,while the total thickness of the first and the second intervals is between 35 m and 55 m.It has Ro values between 1.02% and 1.2%,clearly a type I kerogen and within the peak stage of hydrocarbon generation (the hydrocarbon generation capacity is up to 600×104t/km2).The migration pathway in Chang-7 is a three dimensional network carrier system consisting of horizontal fractures,oblique crossing fractures and sandbodies.The oblique crossing fractures on the source-reservoir interface are considered to be the primary pathways for the initially expulsed hydrocarbons.The migration is driven by an overpressure in the range from 15 MPa to 22 MPa caused by hydrocarbon generation.The tight oil reservoirs in Chang-7 include lithologic thinning-out type,lenticular type and diagenetic trap type and they are large in number and are laterally connected and vertically superposed,thus being quasi-continuous reservoirs.The source rock in the third interval of Chang-7 and the reservoirs in its first and second intervals constitute a lower-generation and upper-storage assemblage,and the source rocks and reservoirs within the first and second intervals of the Chang-7 form inner-source alternating assemblages.The two types of assemblages constitute a quasi-continuous type of reservoir-forming model with two-source hydrocarbon supply.

Chang-7 oil-bearing layer,hydrocarbon accumulation condition,hydrocarbon accumulation model,tight oil,Ordos Basin

2015-11-12;

2016-10-12。

吳偉濤(1983— )，男，博士、講師，油氣成藏與非常規(guī)油氣地質(zhì)。E-mail:wuweitaohao1013@163.com。

陜西省教育廳重點(diǎn)科研計(jì)劃項(xiàng)目(2015JS094)；西安石油大學(xué)博士啟動(dòng)基金項(xiàng)目(134010179)。

0253-9985(2016)06-0874-08

10.11743/ogg20160609

TE122.2

A