鄂爾多斯盆地下寺灣地區(qū)延長組長7段頁巖儲層特征及評價

董 小 波

(鄭州職業(yè)技術(shù)學(xué)院， 鄭州 450121)

頁巖氣作為非常規(guī)油氣資源的一種，近年來受到人們的廣泛關(guān)注[1]。鄂爾多斯盆地是我國頁巖氣資源最豐富的盆地之一，陸相頁巖層系分布于中生界三疊系延長組，而三疊系延長組長7段油層組是盆地內(nèi)頁巖氣的主要產(chǎn)層[2]。長7段廣泛發(fā)育的厚層頁巖是延長組主力烴源巖，它控制著鄂爾多斯盆地油氣的富集和分布[3]。下寺灣區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的甘泉地區(qū)(見圖1)。目前對鄂爾多斯盆地下寺灣地區(qū)頁巖儲層的基本特征、分布規(guī)律和主要控制因素缺少深入地研究[4]。分析陸相頁巖的儲層特征是識別陸相頁巖氣甜點并進行下一步勘探和開發(fā)的基礎(chǔ)。為深入剖析研究區(qū)頁巖儲層特征，利用常規(guī)薄片、鑄體薄片、場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡和地球化學(xué)分析等對研究區(qū)的源儲配置關(guān)系、沉積相等方面進行了詳細描述。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個多旋回克拉通盆地[5]。研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡東南部，面積約 4 400 km2。目的層為上三疊統(tǒng)延長組長7段，屬湖盆沉積環(huán)境，有機質(zhì)含量高、類型豐富，熱演化程度高，生烴潛力大，為優(yōu)質(zhì)烴源巖[6]。

2 頁巖儲層特征分析

2.1 頁巖分布規(guī)律

研究區(qū)頁巖主要發(fā)育在上三疊統(tǒng)延長組長7段。長7段沉積時期發(fā)育了大量的浮游動物、植物和藻類，動植物化石豐富且類型多樣，如瓣腮、棘皮、腹足、腕足等。有機質(zhì)豐富，發(fā)育厚層的灰色、深灰色、黑色的泥巖、頁巖，厚度主要在10～70 m。四川盆地涪陵地區(qū)龍馬溪組頁巖氣藏頁巖厚度在10～50 m，而頁巖厚度分布在30～50 m時，就有較大的勘探潛力，因此，下寺灣地區(qū)頁巖厚度能較好地滿足頁巖氣成藏的條件。目前在X1井長7段頁巖中已鉆遇具有工業(yè)價值的頁巖氣流，進一步證實下寺灣油田長7段頁巖有較大的非常規(guī)油氣勘探潛力。

晚三疊世鄂爾多斯盆地進入大型內(nèi)陸差異盆地的形成和發(fā)展時期[7]。通過野外露頭、鉆測井資料、地震資料、巖心描述、沉積旋回等資料與研究手段，結(jié)合區(qū)域構(gòu)造沉降演化史、區(qū)域沉積背景，認為延長組長7段為一套陸相沉積，是以河流相和湖泊相為主的碎屑巖沉積[8]。研究區(qū)長7段發(fā)育最大湖進期的湖泊相沉積，其暗色的湖相泥巖是該區(qū)主力烴源巖，泥巖與粉細砂巖呈薄互層狀分布(見圖2)。分布穩(wěn)定的厚層泥頁巖是頁巖氣富集的主要控制因素之一，其與烴源巖地球化學(xué)指標(biāo)、較好的物性條件、微裂縫發(fā)育和較高的脆性指數(shù)共同控制頁巖氣的形成、分布和富集規(guī)律[9]。

2.2 頁巖埋藏深度

頁巖的埋藏深度影響著頁巖氣的形成和富集，同時影響頁巖氣后續(xù)的勘探開發(fā)成本。隨著沉積過程的不斷進行，泥頁巖在達到生烴門限之后形成頁巖氣。同時隨著埋藏深度的逐漸增加，壓實作用、壓溶作用、膠結(jié)作用等破壞性成巖作用使頁巖孔隙變小，孔隙結(jié)構(gòu)變復(fù)雜，頁巖氣逐漸由游離態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槲綉B(tài)賦存。研究區(qū)長7段張家灘頁巖頂面構(gòu)造平緩，無斷裂帶，埋藏厚度在3 000～3 080 m，川南長寧 — 威遠地區(qū)頁巖埋藏厚度在2 000～3 000 m，因此，下寺灣地區(qū)頁巖埋藏深度較深，有利于頁巖氣藏的形成。

圖1 鄂爾多斯盆地下寺灣油田位置圖

圖2 鄂爾多斯盆地長7段沉積相分布圖

2.3 頁巖物性

據(jù)加拿大及美國頁巖氣資料統(tǒng)計分析，頁巖基質(zhì)孔隙度較小，其孔隙度均小于5%，均值為2.2%[8]。在實驗室用氮氣法實際測得的頁巖孔隙度平均值為3.2%，達到了頁巖氣成藏所需要的孔隙度條件；測得的頁巖樣品平均滲透率為0.041×10-6μm2，也滿足頁巖氣成藏所需的滲透率值。頁巖滲透率是頁巖儲層評價最重要的參數(shù)之一，其影響著油氣的滲流和運移能力。對現(xiàn)場采集的128塊頁巖樣品進行實驗室物性參數(shù)測量，結(jié)果見圖3。從圖3物性分布直方圖可以看出：長7段儲層孔隙度主要在3%～5%，滲透率主要在(0.5～1.0)×10-3μm2，為典型的低孔、特低滲儲層。

圖3 研究區(qū)長7段頁巖物性分布直方圖

2.4 頁巖微裂縫

微裂縫能有效改善頁巖儲層的物性，是油氣滲流和運移的主要通道。裂縫發(fā)育程度主要受頁巖中脆性礦物及礦物成分質(zhì)量分數(shù)的控制。頁巖的脆性與石英的質(zhì)量分數(shù)呈正相關(guān)，石英質(zhì)量分數(shù)高的頁巖有利于微裂縫的形成。國外高產(chǎn)頁巖氣藏中石英含量在30%左右。對現(xiàn)場收集的128塊頁巖樣品進行XRD分析測試，統(tǒng)計出研究區(qū)長7段石英質(zhì)量分數(shù)平均為50%，達到了形成頁巖氣藏微裂縫的條件。微裂縫的平面發(fā)育展布情況受區(qū)域構(gòu)造沉降演化史、成巖作用、構(gòu)造活動的共同控制。裂縫對油氣的運移和富集有著重要的控制作用[10]。通過現(xiàn)場巖心觀察及鑄體薄片鑒定，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)下寺灣油氣田多口井中均發(fā)育有切穿若干層的微裂縫(見圖4)。研究區(qū)長7段儲層裂縫較發(fā)育且主要為高角度裂縫。

3 頁巖地球化學(xué)特征分析

3.1 有機質(zhì)豐度

有機碳質(zhì)量分數(shù)(TOC)、氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)和生烴潛量(S1+S2)是評價烴源巖有機質(zhì)豐度的重要指標(biāo)。TOC是頁巖評價最重要的參數(shù)，同時也影響著頁巖微裂縫發(fā)育和含氣量的多少。研究區(qū)頁巖TOC分布在1%～7%，平均為2%，可見研究區(qū)頁巖具有較大的生油氣潛力。TOC在一定程度上反映了有機質(zhì)的含量。有機質(zhì)作為頁巖氣以吸附狀態(tài)賦存的載體，其含量影響著吸附其他物質(zhì)的數(shù)量。TOC越高，產(chǎn)氣量越高。氯仿瀝青“A”主要用來評價沉積巖中可溶有機質(zhì)的含量。根據(jù)地球化學(xué)實驗結(jié)果可知：研究區(qū)長7段泥頁巖的氯仿瀝青“A”為0.05%～2.6%，平均為0.76%；S1+S2為烴源巖的生烴潛力，長7段泥頁巖的生烴潛量為0.26～14.02 mgg，平均為1.40 mgg(見圖5)。

圖4 X1井高角度裂縫(長7段，1 780 m)

已有研究成果表明：在陸相湖泊沉積中主力烴源巖TOC為1.5%～2.5%，氯仿瀝青“A”平均為0.1%～0.3%，已經(jīng)達到了陸相沉積環(huán)境烴源巖生油氣的下限值[8-9]。根據(jù)陸相烴源巖豐度評價指標(biāo)[8-9]，研究區(qū)頁巖段為較好的烴源巖，可以為油氣的生成提供豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖5 研究區(qū)長7段頁巖地球化學(xué)參數(shù)分析

有機質(zhì)類型和豐度決定著烴源巖的質(zhì)量，而母質(zhì)來源決定著有機質(zhì)類型。本次研究將有機質(zhì)類型分為腐泥型(I)、腐殖 — 腐泥型(II1)、腐泥 — 腐殖型(II2)和腐殖型(III)。腐泥型干酪根富H貧O，生烴潛能高。烴源巖顯微組分中，有利于生烴的富H組分有殼質(zhì)組和腐泥組，其發(fā)育的質(zhì)量和數(shù)量影響著烴源巖的生烴潛力。通過對樣品進行干酪根鏡下鑒定，發(fā)現(xiàn)長7段泥頁巖顯微組分以腐泥組與殼質(zhì)組為主(見圖6)。由圖6可以看出，烴源巖富H組分比較豐富，有利于生烴，有機質(zhì)類型為I型和II1型。通過范式圖版也可以看出，研究區(qū)頁巖以I型和II1型干酪根為主。因此，綜合判斷研究區(qū)干酪根類型以I型和II1型為主。

4 優(yōu)勢沉積相區(qū)分析

研究區(qū)長7段屬半深湖 — 深湖亞相沉積，由于湖盆地勢低洼，可形成具有典型的鮑馬序列的重力流沉積。研究區(qū)沉積相主要為濁流沉積，儲集體主要是濁積巖砂體。在平面上，研究區(qū)可劃分為濁積水道、濁積水道側(cè)翼和濁積水道間3種沉積微相。通過試油試采產(chǎn)量圖與沉積微相疊加發(fā)現(xiàn)：分布在濁積水道微相區(qū)內(nèi)的井產(chǎn)量比較高，該區(qū)域主要為油層；而分布在濁積水道側(cè)翼微相及濁積水道間微相區(qū)內(nèi)的井產(chǎn)量比較低，該區(qū)域主要為油水同層(圖7)。造成這一現(xiàn)象的主要原因為：濁積水道發(fā)育區(qū)的砂地比比濁積水道側(cè)翼微相及濁積水道間微相區(qū)的砂地比大，并且砂體縱向上厚層穩(wěn)定分布，橫向上相互疊置，連續(xù)性良好。油氣在長73段烴源巖處經(jīng)裂縫和斷裂等垂向運移通道運移到上覆儲集層。平面上相互疊置且連通性好的砂體既可以作為油氣側(cè)向運移的通道，又可作為油氣良好的儲集空間。可以看出研究區(qū)長7段優(yōu)勢沉積相區(qū)為濁積水道微相，其砂地比較高，能較好地控制長7段致密油的分布范圍。

圖6 長7段頁巖范氏圖版

5 有利勘探區(qū)優(yōu)選

根據(jù)頁巖的分布規(guī)律、埋藏深度、地球化學(xué)指標(biāo)、物性、微裂縫發(fā)育程度、沉積相類型、源儲配置關(guān)系、鉆井試油試采資料，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)高產(chǎn)井主要分布在構(gòu)造高部位并且裂縫相對發(fā)育的濁積扇砂體，相應(yīng)的頁巖厚度主要在35～50 m，孔隙度在 2%～4%，滲透率在(0.3～1.5)×10-3μm2，TOC在1.5%～2.5%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)在1.5%～2.0%。通過對油氣分布和富集的影響因素及主要控制因素進行分析，同時結(jié)合研究區(qū)的實際地質(zhì)概況，在下寺灣地區(qū)長7段油層組(長71、長72和長73亞段)優(yōu)選有利勘探區(qū)塊。下寺灣油田在長71亞段產(chǎn)氣量普遍較低，頁巖氣勘探潛力較??；在長72亞段，下寺灣油田頁巖氣量由東北部向西南部呈現(xiàn)整體增高的趨勢，可以看出研究區(qū)在西南部勘探潛力巨大；在長73亞段下寺灣油田也呈現(xiàn)出西南部產(chǎn)氣量高，東北部產(chǎn)氣量低的趨勢，并且長73亞段產(chǎn)氣量比長72亞段整體產(chǎn)氣量高。因此，下寺灣油田有利勘探區(qū)在長73亞段西南部(見圖8)。

6 結(jié) 語

(1) 研究區(qū)發(fā)育厚層的灰色、深灰色、黑色的泥巖或頁巖，厚度主要在10～70 m，頁巖厚度為 10～80 m，埋藏深度適中，有利于頁巖氣藏的形成。頁巖儲層孔隙度平均為3.2%，平均滲透率為0.041×10-6μm2，達到了頁巖氣成藏所需的物性條件。

圖7 研究區(qū)長7段優(yōu)勢沉積相分布圖

圖8 研究區(qū)長7段有利目標(biāo)區(qū)

(2) 研究區(qū)目的層段石英含量平均為50%，微裂縫發(fā)育，達到了形成頁巖氣藏微裂縫發(fā)育的條件。TOC平均為2%，氯仿瀝青“A”質(zhì)量分數(shù)為0.05%～2.60%，S1+S2為0.26～14.02 mgg，平均為1.40 mgg，有機質(zhì)類型以I型和II1型為主，頁巖處于成熟階段。

(3) 研究區(qū)沉積相主要為濁流沉積，儲集體主要是濁積巖砂體。在平面上，研究區(qū)可劃分為濁積水道、濁積水道側(cè)翼和濁積水道間3種沉積微相。高產(chǎn)井主要分布在濁積水道微相，而分布在濁積水道側(cè)翼微相及濁積水道間微相的井產(chǎn)量比較低。

(4) 下寺灣油田在長71亞段產(chǎn)氣量普遍較低，頁巖氣勘探潛力較小；在長72亞段，頁巖氣量由東北部向西南部方向呈現(xiàn)整體增高的趨勢；在長73亞段也呈現(xiàn)西南部產(chǎn)氣量高，東北部產(chǎn)氣量低的趨勢，并且長73亞段產(chǎn)氣量比長72亞段整體產(chǎn)氣量高。下寺灣油田有利勘探區(qū)在長73亞段西南部。

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