鄂爾多斯盆地南部延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段致密油成藏條件與富集主控因素

王永煒,李榮西,王震亮,屈紅軍,趙謙平,高 潮

(1.長(zhǎng)安大學(xué) 地球科學(xué)與資源學(xué)院,陜西 西安 710054;2.陜西延長(zhǎng)石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院,陜西 西安 710075;3.陜西省陸相頁巖氣成藏與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,陜西 西安 710075;4. 西北大學(xué) 地質(zhì)系,陜西 西安 710069)

繼北美頁巖氣之后,致密油研究也取得突破性進(jìn)展[1-2],目前已成為當(dāng)今石油地質(zhì)學(xué)界研究的熱點(diǎn)[3-4]。中國(guó)致密油主要分布于鄂爾多斯盆地、四川盆地、松遼盆地等陸相湖盆中[5-7],有利勘探面積達(dá)18×104km2,地質(zhì)資源量在(74～80)×108t[1,7],具有良好的勘探前景。根據(jù)目前的研究成果可知,致密油烴源巖生烴潛力較強(qiáng),分布面積廣[5],但是儲(chǔ)層巖性復(fù)雜,非均質(zhì)性強(qiáng),微觀孔喉系統(tǒng)以納米級(jí)為主,其次為毫米—微米級(jí)孔隙,孔隙網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜多樣[8-9]。在其成藏動(dòng)力方面，研究認(rèn)為，其以超壓為主[10-12],生烴增壓是導(dǎo)致烴源巖超壓的重要因素[13-14]。目前，對(duì)鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長(zhǎng)組致密油的勘探已初見成效[15-16],發(fā)現(xiàn)的致密油藏主要分布于延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組油頁巖、致密砂巖中,主要發(fā)育于半深湖—深湖相區(qū),烴源巖厚度大，分布范圍廣[17-18]。但是，研究區(qū)致密油藏的物性致密,非均質(zhì)性強(qiáng),成藏地質(zhì)條件復(fù)雜,分布規(guī)律認(rèn)識(shí)不清。本文以鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長(zhǎng)7段致密油藏為典型實(shí)例,在常規(guī)測(cè)試手段的基礎(chǔ)上，結(jié)合場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、吸附法等測(cè)試手段，深入剖析其致密油藏成藏的條件及影響因素,以期為該區(qū)致密油藏的勘探部署及有效開發(fā)提供科學(xué)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是中國(guó)第二大沉積盆地,面積37×104km2 [19],研究區(qū)位于陜北斜坡構(gòu)造單元,面積10 761.25 km2,構(gòu)造上主要為西傾的單斜,斷裂不發(fā)育(見圖1)。盆地中生界三疊系延長(zhǎng)組,是中國(guó)最早勘探開發(fā)的油層，也是盆地主要的產(chǎn)油層位。根據(jù)油層縱向分布規(guī)律，可將其劃分為10個(gè)油層組,其中長(zhǎng)7，長(zhǎng)9段地層是中生界油藏的主要生油層段[19-20]。以往研究區(qū)的石油勘探工作主要集中在延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段以外，包括長(zhǎng)2，長(zhǎng)6，長(zhǎng)8段的構(gòu)造-巖性油氣藏。近年來，在該區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段試油結(jié)果較好,部分井致密油突破出油關(guān),證實(shí)該區(qū)蘊(yùn)涵著較豐富的致密油資源。

圖1 研究區(qū)位置及延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油氣顯示特征Fig.1 Position of the study area and the structure characteristics of the Chang 7 division

2 沉積背景

研究區(qū)長(zhǎng)7段地層沉積代表了一個(gè)完整的湖泊演化過程[18],包括湖泊的形成、鼎盛和消亡3個(gè)階段,相應(yīng)劃分為長(zhǎng)71，長(zhǎng)72，長(zhǎng)73三個(gè)亞段。長(zhǎng)72亞段即為湖泊鼎盛背景下形成的“張家灘頁巖”,是該地區(qū)延長(zhǎng)組上下油層的烴源巖；長(zhǎng)71亞段發(fā)育兩支規(guī)模較大的濁積扇砂體,鄰近烴源巖。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的長(zhǎng)7段的工業(yè)油流井和低產(chǎn)油流井主要分布在張家灣以南，槐樹莊以南地區(qū)以及東部的直羅、張村驛、富縣、岔口鄉(xiāng)地區(qū)。此外,在研究區(qū)王莊臺(tái)地區(qū)、朱家莊地區(qū)也有少量長(zhǎng)7油組的低產(chǎn)油流井分布。長(zhǎng)7段的油氣顯示，其在研究區(qū)廣泛分布(見圖2)。在研究區(qū)西北部王莊臺(tái)地區(qū),石油主要富集在長(zhǎng)71亞段頂部。研究區(qū)東北部的直羅鎮(zhèn)、張村驛、富縣一帶，長(zhǎng)7油組在長(zhǎng)71，長(zhǎng)72和長(zhǎng)73均有分布,以長(zhǎng)71亞段為主。由該地區(qū)長(zhǎng)7段試油結(jié)果可知,日產(chǎn)油大于0.1噸的油層共46層,其中分布在長(zhǎng)71亞段的有26層,占總數(shù)的56.5%;分布在長(zhǎng)72亞段的有15層,約占總數(shù)的28.3%;分布在長(zhǎng)73亞段的有7層,約占總數(shù)的15.2%。該區(qū)長(zhǎng)71亞段的油層主要分布在長(zhǎng)71亞段上部砂巖的頂部,在長(zhǎng)71亞段的26層油層中,有20層分布在長(zhǎng)71亞段上部砂巖的頂部,約占總數(shù)的77%；這類油層頂部一般上覆有厚層泥巖和鈣質(zhì)隔夾層,如富西32井和富西17井。長(zhǎng)71亞段的其他油層分布在長(zhǎng)71亞段的中下部。

3 成藏條件

3.1 烴源巖

3.1.1 厚度分布 該地區(qū)中生界延長(zhǎng)組沉積期為一大型內(nèi)陸淡水湖盆[18],延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段沉積期湖盆達(dá)到鼎盛,沉積并形成了盆地主要的烴源巖,以油頁巖、頁巖、暗色泥巖為主[19-20]；長(zhǎng)7段盆地的沉積中心位于研究區(qū)西北部及中部,沉積了厚度較大的油頁巖(見圖2)；其厚度30～70 m,在研究區(qū)西北部及中部最厚,厚度>90 m,整體上呈由西北部及中部向西、向東逐漸變薄的趨勢(shì)。

圖2 延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段已發(fā)現(xiàn)致密油層與烴源巖厚度疊合圖Fig.2 Tight oil reservoir and hydrocarbon source rock thicknessof the Chang 7 interval

3.1.2 地化特征 國(guó)內(nèi)外研究發(fā)現(xiàn)，致密油儲(chǔ)層與源巖具有很好的源儲(chǔ)配置關(guān)系[21-22],致密油藏分布亦是優(yōu)質(zhì)源巖的發(fā)育地區(qū)。研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段泥頁巖有機(jī)碳含量變化范圍大,主要變化在0.14%～13.3%,峰值3%～6%,平均4.7%。氯仿瀝青“A”值主要集中在0%～0.1%與0.4%～0.7%,均值為0.52%。總烴(HC)測(cè)試值主要集中在0 ～500 mL/L,3 000～3 500 mL/L這兩個(gè)區(qū)間內(nèi),均值為3 808 mL/L。生烴潛量(S1+S2)值分布在0～49 mg/g，主要集中在(6～12)mg/g,均值為9.38 mg/g(見表1)。從58個(gè)全巖樣品顯微組分含量分析來看,長(zhǎng)7段泥頁巖中鏡質(zhì)組占全巖體積的0.4%～16.0%,平均3.1%。惰性組占全巖體積的0.01%～2.0%,平均不足0.1%;殼質(zhì)組占全巖體積的0.1%～3.6%,平均2.0%,腐泥組(不含礦物瀝青基質(zhì))含量為0.02～5.2%,平均1.1%(見表2);有機(jī)質(zhì)類型主要為I型(腐泥型)—II1型(腐殖-腐泥型),以II1型干酪根為主。鏡質(zhì)組反射率為0.5%～1.2%,平均0.9%,處于生油窗高峰。根據(jù)以上地化參數(shù)可知,長(zhǎng)7段泥頁巖是優(yōu)質(zhì)的烴源巖,生油能力強(qiáng)。

表1 長(zhǎng)7段泥頁巖地化指標(biāo)分析結(jié)果Tab.1 Geochemical parameters analysis results of Chang 7 shale

表2 長(zhǎng)7段泥頁巖全巖顯微組分含量Tab.2 Maceral content of Chang 7 shale

注:TMCS3顯微組分含量包含礦物瀝青基質(zhì);TMC顯微組分總含量不含礦物瀝青基質(zhì);V 鏡質(zhì)組;I 惰性組;E 殼質(zhì)組;S 腐泥組;S3礦物瀝青基質(zhì)。

3.2 致密儲(chǔ)層特征

3.2.1 巖石學(xué)特征 長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的礦物成分以石英和黏土礦物為主,還有少量的長(zhǎng)石、碳酸鹽巖和黃鐵礦。其中，石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)26%～62%,平均為35.2%;黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)30%～58%,平均為45.8%。黏土礦物主要為伊利石和伊蒙混層礦物,以及少量的綠泥石。伊利石質(zhì)量分?jǐn)?shù)6.5%～19.6%,平均為13.3%;伊蒙混層礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)7.3%～31.3%,平均為23.6%。伊蒙混層礦物中蒙脫石質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為25.5%。

3.2.2 孔隙類型 根據(jù)前人研究可知,致密油主要儲(chǔ)集于納米級(jí)孔隙和部分微米級(jí)孔、裂縫中[23-24]。目前，常采用場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡對(duì)致密油儲(chǔ)層孔隙進(jìn)行研究[20-21]。根據(jù)場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡的觀察結(jié)果可知,研究區(qū)常見長(zhǎng)石、方解石等易溶顆粒邊緣溶蝕形成的粒間溶蝕孔(見圖3a)以及顆粒內(nèi)部溶蝕的粒內(nèi)溶蝕孔(見圖3b)；在相對(duì)粗粒級(jí)別的粉砂巖中,多見長(zhǎng)石、石英或巖屑等碎屑顆粒之間由于相互接觸支撐而形成的殘余粒間孔(見圖3c)、微裂隙(見圖3d);粒度較細(xì)的泥質(zhì)粉砂巖中則發(fā)育黃鐵礦晶間微孔隙(見圖3e)、重晶石晶體微孔隙(見圖3f)、黏土礦物晶間微孔(見圖3g)、方解石晶間微孔隙等晶間微孔隙,大小以納米級(jí)為主,甚至在純泥頁巖儲(chǔ)層中可見有機(jī)質(zhì)微孔(見圖3h)。

3.2.3 物性特征 由于致密油儲(chǔ)層樣品致密,難以用常規(guī)的測(cè)試手段進(jìn)行有效測(cè)量,學(xué)者采用間接的計(jì)算方法對(duì)此進(jìn)行恢復(fù)[25]。本文借助脈沖式物性測(cè)試技術(shù)對(duì)滲透率進(jìn)行直接分析。分析后可知，長(zhǎng)7段孔隙度分布在0%～12%,主值分布在2.54%～7.78%,平均孔隙度為4.22%,滲透率在(0.001 0～0.824 6)×10-3μm2,平均滲透率為0.416×10-3μm2(見表3)。按照賈承造等對(duì)致密油的界定[7],致密油儲(chǔ)集層的覆壓基質(zhì)滲透率小于或等于0.1×10-3μm2，儲(chǔ)層地面空氣滲透率小于1×10-3μm2。研究區(qū)長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層滲透率總體小于1×10-3μm2,屬于致密油范疇。

結(jié)合場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡的實(shí)測(cè)結(jié)果，研究區(qū)致密油儲(chǔ)層孔喉分布在1 μm以下,曲線呈雙峰型,峰值分別位于0.7 μm附近和0.3μm附近。其中以較大峰值區(qū)間的孔喉相對(duì)更為發(fā)育,0.01 μm以上的粗孔喉提供了含油砂巖的主要儲(chǔ)集空間, 0.01 μm以下偏細(xì)孔喉所提供的孔隙度在2%左右,約占總孔隙度的20%,發(fā)育程度相對(duì)較低。對(duì)比發(fā)現(xiàn),該區(qū)濁積扇扇中部位細(xì)砂和粉砂巖儲(chǔ)層物性較好,孔徑分布較大,主要分布于0.1～1 μm(見圖4),泥質(zhì)粉砂巖儲(chǔ)層物性較差,孔徑基本小于0.1～1 μm。

a粒緣溶蝕孔,FD8井,1 732 m;b粒間溶蝕孔,FN9井,1 724 m; c殘留原生孔隙,L25井,1 749 m;d微裂隙,L26井,1 698 m;e黃鐵礦粒間孔,N134井,1 757 m; f重晶石晶間孔,FD54井,1 769 m; g黏土礦物間孔,FD5井,1 712 m;h有機(jī)質(zhì)微孔,FX7井,1 738 m;i露頭X剪節(jié)理特征,j垂直剪性構(gòu)造縫,方解石充填,YY7井,1 143.71 m,長(zhǎng)7黑色頁巖;k構(gòu)造縫溝通非構(gòu)造縫,DT018井,517.7 m,光片,藍(lán)色熒光,50×圖3 研究區(qū)致密油儲(chǔ)層樣品中各類微孔隙Fig.3 All kinds of micro pore of tight oil reservoir in study area

分析測(cè)試項(xiàng)目層位樣品數(shù)/個(gè)數(shù)值分布/(最小值～最大值/平均值) 孔隙度/%長(zhǎng)7370～12/4.22 滲透率/%長(zhǎng)7370.001 0～0.824 6/0.416

圖4 研究區(qū)長(zhǎng)7儲(chǔ)層孔徑分布特征Fig.4 The distribution of the pore diameter of Chang 7 reservoirs

3.3 運(yùn)移動(dòng)力

根據(jù)前人的研究成果可知,致密油生成后運(yùn)移距離較短,其初次運(yùn)移的動(dòng)力為異常過剩的地層壓力[26]。本研究應(yīng)用十余口深井測(cè)井資料,采用平衡深度法計(jì)算異常段的壓力,對(duì)正常壓實(shí)段則采用靜水壓力梯度法計(jì)算。結(jié)果發(fā)現(xiàn),異常壓實(shí)段在研究區(qū)長(zhǎng)7段及其以下地層中普遍發(fā)育,表現(xiàn)為聲波時(shí)差、電阻率等孔隙度的測(cè)井參數(shù)偏離正常壓實(shí)趨勢(shì)，孔隙度比相應(yīng)深度的正常壓實(shí)情況偏高。統(tǒng)計(jì)欠壓實(shí)出現(xiàn)的頂部深度發(fā)現(xiàn),從研究區(qū)西北向東南、由西向東表現(xiàn)為欠壓實(shí)深度由淺到深的規(guī)律性。研究區(qū)長(zhǎng)7段泥頁巖超壓的分布范圍廣泛,過剩壓力由西北部向東南部逐漸降低(最低為4 MPa,最高達(dá)12 MPa)。泥巖與周圍鄰層砂巖存在明顯的壓力差(見圖5),為石油向上短距離運(yùn)移提供了動(dòng)力。分析研究區(qū)剩余壓力與含油性的關(guān)系可知,產(chǎn)油層段主要分布在相鄰剩余壓力相對(duì)低值區(qū)和正常壓力區(qū),尤其該區(qū)長(zhǎng)71段發(fā)育的濁積扇砂體,成為下部烴源巖石油聚集的主要方向,亦是該區(qū)的主力產(chǎn)油層段。

圖5 LP36井古泥巖壓力剖面圖Fig.5 The mudstone pressure profile of LP36 well

3.4 成藏時(shí)期

油氣成藏的歷史過程中,盆地?zé)嵫莼鹬苤匾目刂谱饔肹26]。鄂爾多斯盆地在中生代晚期經(jīng)歷了燕山旋回造成的構(gòu)造熱事件[27],對(duì)其致密油成藏有著重要的促進(jìn)作用。恢復(fù)研究區(qū)關(guān)鍵井的熱演化史(見圖6)發(fā)現(xiàn),白堊紀(jì)初期,隨著研究區(qū)地層的快速沉降,長(zhǎng)7段烴源巖埋深加大,溫度和壓力迅速升高,長(zhǎng)7段烴源巖開始進(jìn)入主生烴期(145～110 Ma)；至115 Ma,長(zhǎng)7段烴源巖全面進(jìn)入生烴高峰,有機(jī)質(zhì)成熟度主要在0.7%～1.23%,并由研究區(qū)西北向南東逐漸降低；至110 Ma,研究區(qū)遭受快速抬升和剝蝕,長(zhǎng)7段烴源巖停止生烴,有機(jī)質(zhì)鏡質(zhì)體反射率分布特征一直保持到現(xiàn)今。結(jié)合前人研究[27],鄰區(qū)延長(zhǎng)組包裹體測(cè)溫分析也反映了這一期油氣連續(xù)成藏的特征：油氣主要成藏期為早白堊世。根據(jù)鄰區(qū)伊利石測(cè)年法對(duì)致密儲(chǔ)層含油砂巖進(jìn)行的伊利石鉀-氬測(cè)年,其結(jié)果為早白堊世(95.6～117.2Ma)[27]。研究區(qū)長(zhǎng)7段致密油成藏時(shí)期也為早白堊世(見圖6),成藏期較晚。

3.5 烴源巖生烴量

根據(jù)前人研究所得的烴源巖生烴模板,取烴源巖的有機(jī)質(zhì)類型為II1型干酪根,生烴強(qiáng)度可用以下式計(jì)算獲得(黃志龍等,2004):

Sgen=106H×TOC×ρb×Qgen

(1)

式中：Sgen為生烴強(qiáng)度,kg·km-2;H為有效烴源巖厚度,m;TOC為有機(jī)碳含量,%;ρb為烴源巖密度,kg·km-3;Qgen為生烴率(Hc/TOC),mg·g-1,與有機(jī)質(zhì)類型、成熟度有關(guān),由生油模版獲得。

研究區(qū)烴源巖在145 Ma開始進(jìn)入生烴門限,此時(shí)烴源巖Ro在0.5%～0.7%,成熟度較低,生烴量相對(duì)較小,尤其研究區(qū)西南部烴源巖成熟度低,基本不生烴。平面分布于Ro大于0.5%的區(qū)域,生烴強(qiáng)度在(10～30)×104t/km2,由于生烴量較小,大部分油氣以吸附狀態(tài)在烴源巖內(nèi)賦存。北部靠近熱演化中心的地區(qū)成熟度相對(duì)較高,Ro在0.7%左右, 該區(qū)生烴強(qiáng)度在(30～60)×104t/km2(見圖7)。研究區(qū)烴源巖在100 Ma達(dá)到最大埋深位置,有機(jī)質(zhì)普遍成熟,烴源巖開始大量生烴,生烴強(qiáng)度在(20～350)×104t/km2(見圖7),生烴強(qiáng)度較大。此時(shí)，烴源巖生烴量已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過自身吸附的最大量,大量烴類開始向儲(chǔ)層排出,以研究區(qū)北部油頁巖最厚處生排烴量最大。

3.6 運(yùn)移通道及聚集區(qū)

研究區(qū)延長(zhǎng)組裂縫發(fā)育, 實(shí)際觀察有NW向和近EW向兩組節(jié)理系(見圖4i), 共同構(gòu)成平面X型共軛剪節(jié)理系。 砂巖中以發(fā)育直立裂縫(節(jié)理)系統(tǒng)和高角度裂縫(節(jié)理)為特征(見圖4j), 低角度裂縫和水平裂縫不發(fā)育。 泥頁巖中以低角度縫和水平縫為主, 尤其是在長(zhǎng)72亞段頁巖中, 層理縫發(fā)育(見圖4k)。 長(zhǎng) 71亞段砂巖儲(chǔ)層與長(zhǎng)72亞段烴源巖直接接觸, 生成的油氣可以直接進(jìn)入長(zhǎng)71亞段砂巖儲(chǔ)層,通過砂體進(jìn)行順層運(yùn)移。因此,研究區(qū)油氣運(yùn)移存在兩種方式:沿水平

圖6 N1井延長(zhǎng)組致密油成藏期次與埋藏史對(duì)應(yīng)關(guān)系Fig.6 Accumulation periods and burial history in N1 well

145 Ma 110 Ma圖7 研究區(qū)長(zhǎng)7段烴源巖和生烴強(qiáng)度Fig.7 The hydrocarbon source rocks of the region Chang 7 in study area

縫順層橫向運(yùn)移和沿節(jié)理裂縫及砂體進(jìn)行垂向穿層運(yùn)移。圖8是早白堊世末期(70 Ma)長(zhǎng)7段輸導(dǎo)層頂面石油優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑的模擬結(jié)果。在此時(shí)期,研究區(qū)北部具有大面積的油氣運(yùn)移,優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑可以確定為5條,其中2條位于研究區(qū)西北部的王莊臺(tái)—張家灣地區(qū);另外3條位于富縣地區(qū),分別是高17—府28—槐302—富西70一線、富縣—富指90—富指268—驛探14和槐5—槐96—槐155。南部地區(qū)優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑位于馬欄鎮(zhèn)以東(朱家莊—旬26—旬28—延耀1井)。油氣的主要匯聚區(qū)為王莊臺(tái)以東地區(qū)、府25—蘆149等井區(qū)、槐樹莊以南地區(qū)、雙龍鎮(zhèn)以北地區(qū)、張村驛地區(qū)和富縣西北地區(qū)。對(duì)照?qǐng)D2中已發(fā)現(xiàn)的油田,圖8與其具有較好的一致性。

注：圖中運(yùn)移路徑顏色由黑紅黃表示運(yùn)移通量逐漸增加圖8 早白堊沉積末期長(zhǎng)7輸導(dǎo)層頂面石油運(yùn)移模擬結(jié)果及有利區(qū)分布Fig.8 The oil migration simulation results and favorable distribution of Change 7 layer at the end of the early Cretaceous period

4 富集主控因素

4.1 源儲(chǔ)配置是致密油形成的關(guān)鍵因素

研究區(qū)致密油儲(chǔ)層致密,石油運(yùn)移以排烴壓力為聚集主動(dòng)力。只有源儲(chǔ)共生或緊鄰,同時(shí)源巖生烴產(chǎn)生較大生烴增壓,才能通過短距離運(yùn)移形成致密油藏。因此,有效的源儲(chǔ)配置和優(yōu)質(zhì)源巖近距離發(fā)育是致密油形成的核心因素。對(duì)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7致密油進(jìn)行勘探研究發(fā)現(xiàn)，其致密油層分布區(qū)和烴源巖的分布關(guān)系密切(見圖3)。尤其長(zhǎng)71層段內(nèi)，濁積扇砂體之間被淺湖相泥巖分隔,單砂體厚度5～8 m,這種砂體和泥質(zhì)體的展布方向與區(qū)域西傾單斜的構(gòu)造背景形成良好的空間配置關(guān)系,構(gòu)成砂體上傾方向優(yōu)越的泥巖遮擋條件,形成有利的致密油藏,導(dǎo)致絕大部分油氣都分布在濁積扇主砂體內(nèi)。結(jié)合試油數(shù)據(jù)可知，烴源巖厚度大于80 m的區(qū)域中,長(zhǎng)71油層亞組油層鉆遇率達(dá)83.6%,24口井試油獲日產(chǎn)1 t以上的工業(yè)油流;在此范圍內(nèi)分布有11個(gè)I類有利目標(biāo)區(qū),其中I類有利區(qū)1、2、3位于研究區(qū)西北部的王莊臺(tái)地區(qū),有利區(qū)4、6分別位于張家灣西和直羅鎮(zhèn)一帶,5號(hào)有利區(qū)位于甘泉縣—道鎮(zhèn)西一帶。上述有利區(qū)的砂巖厚度在15～35 m,儲(chǔ)層物性、含油性較好。有利區(qū)7～11均位于槐樹莊地區(qū)。該區(qū)長(zhǎng)7下部發(fā)育厚層優(yōu)質(zhì)泥頁巖,有機(jī)質(zhì)成熟度較高,且位于北部王莊臺(tái)地區(qū)烴源巖排出油氣往南運(yùn)聚的主要路徑上,砂體發(fā)育,厚度一般為15～25 m,是油氣富集的重要部位。烴源巖厚度在50～80 m的區(qū)域中,30口井試油獲少量油流。該區(qū)分布5個(gè)II類有利目標(biāo)區(qū),12～17號(hào)有利區(qū)位于研究區(qū)北部新27，新41井區(qū)一帶,該區(qū)砂巖厚度大,厚度一般35～40 m,砂巖厚度15～25 m；該區(qū)砂體與烴源巖配置關(guān)系較好,位于油氣往南運(yùn)移的路徑上,相對(duì)I類有利區(qū),砂體發(fā)育規(guī)模和物性均較次之,為II類有利區(qū)。在烴源巖厚度20～50 m的區(qū)域中,僅有5口鉆井見油斑以上級(jí)別的油氣顯示,統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)的油藏均位于厚度較大的優(yōu)質(zhì)烴源巖的分布區(qū)。由此可知，砂體與烴源巖配置關(guān)系是致密油藏形成的關(guān)鍵因素。

4.2 各類孔隙發(fā)育是致密油富集的重要前提

研究區(qū)致密油藏有利儲(chǔ)層可分為2類,鏡下觀察發(fā)現(xiàn),2類儲(chǔ)層的孔隙類型和孔隙組合也有所差別。研究區(qū)I類有利目標(biāo)區(qū)的含油砂巖中殘余粒間孔、長(zhǎng)石溶孔、巖屑溶孔較發(fā)育,其次還有少量晶間孔和微裂縫,其中以殘余粒間孔最為發(fā)育。粒間孔周緣的顆粒常常發(fā)育較厚的自生綠泥石包膜,部分綠泥石礦物還被原油所浸染。由于顆粒邊緣發(fā)育綠泥石膜,且常被原油所浸染,其一方面阻止了孔隙水與碎屑顆粒表面的直接接觸,一定程度上抑制了石英、碳酸鹽等膠結(jié)物在顆粒表面的直接沉淀,同時(shí)阻止了孔隙水對(duì)骨架顆粒的溶蝕作用,使得該類砂巖中的次生溶孔明顯減少。研究區(qū)II類有利目標(biāo)區(qū),孔隙組合主要為粒間溶蝕擴(kuò)大孔、粒內(nèi)溶蝕孔,其次為殘余粒間孔；殘余粒間孔周緣綠泥石膜不發(fā)育,還有少量的鑄?？缀臀⒘芽p。溶蝕孔包括長(zhǎng)石顆粒、巖屑、雜基、碳酸鹽膠結(jié)物等的溶蝕孔。顆粒邊緣常常被溶蝕成港灣狀,殘余粒間孔形態(tài)復(fù)雜,使得殘余粒間孔和粒間溶蝕孔、甚至粒內(nèi)溶蝕孔連通。

作為非儲(chǔ)層的鈣質(zhì)砂巖和高塑性巖屑砂巖均為物性較差的致密砂巖,巖石內(nèi)的孔隙主要呈孤立狀分布。造成高塑性巖屑砂巖整體孔隙不發(fā)育的原因主要因?yàn)閹r石中蝕變火山巖、千枚巖、片巖、板巖、細(xì)粒沉積巖巖屑或云母碎片等的組成成分較高,機(jī)械壓實(shí)作用導(dǎo)致這些高塑性顆粒發(fā)生定向排列、塑性變形而擠占孔隙,原生孔隙損失殆盡。該層若發(fā)育孔隙,一般也為孤立狀孔隙,孔隙間連通性差。如果云母集中沿層理成層分布,則沿層理常發(fā)育層間縫。鈣質(zhì)砂巖中因原生孔隙被大量碳酸鹽膠結(jié)物所充填,局部顆?；蚰z結(jié)物存在溶蝕的現(xiàn)象,但溶蝕的孔隙大多表現(xiàn)為孤立狀,孔隙之間幾乎不連通,砂巖十分致密。

由以上對(duì)比可見,各類孔隙發(fā)育是致密油儲(chǔ)存的重要前提,其發(fā)育程度和組合改善了致密油的儲(chǔ)集條件,是決定致密油富集程度的重要因素。

4.3 頂部蓋層和側(cè)向遮擋是致密油保存的必要條件

研究區(qū)長(zhǎng)7地層頂部、長(zhǎng)6底部的泥巖厚度一般不足10 m,油藏頂部的蓋層或側(cè)向遮擋的致密層對(duì)于已富集油氣的保存非常重要。研究區(qū)長(zhǎng)7油組試油結(jié)果為工業(yè)油流或低產(chǎn)油流的油層，其頂部均發(fā)育厚層泥巖或致密層。如FZ27井935～941 m段砂體，平均孔隙度9.5%,滲透率平均1.04×10-3μm2,具油跡顯示,頂部發(fā)育一套厚約15.5 m的泥巖,泥巖頂部還發(fā)育一套厚約2.3 m的鈣質(zhì)膠結(jié)致密層,試油結(jié)果為日產(chǎn)1.5 t的工業(yè)油流。長(zhǎng)7含油砂巖中的熒光顏色以發(fā)藍(lán)白色熒光的瀝青為主。而FN65井的917～928 m井段和富指76井的1 077～1 080 m均具油跡顯示,物性較好,但因蓋層不發(fā)育,試油結(jié)果均為含油水層；含油砂巖中的熒光顏色主要以褐黃色熒光為主,含油性較差。由此可見,該區(qū)長(zhǎng)7致密油的頂部蓋層和側(cè)向遮擋能力是致密油保存的必要條件。

5 結(jié) 論

1)鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段油層組具有形成致密油的良好地質(zhì)條件,其中長(zhǎng)72亞段優(yōu)質(zhì)烴源巖最為發(fā)育,是形成致密油藏的物質(zhì)基礎(chǔ)；延長(zhǎng)組長(zhǎng)71亞段濁積扇砂體粒度普遍較細(xì),源儲(chǔ)大面積接觸,縱向上節(jié)理裂隙發(fā)育,提供了有效的運(yùn)移通道,源儲(chǔ)配置關(guān)系好,發(fā)育致密油層厚度一般在3～6 m,平均為2.8 m。

2)通過場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡觀察,研究區(qū)致密油藏儲(chǔ)層中孔隙類型多樣,大小不一的孔隙組成復(fù)雜的孔隙網(wǎng)絡(luò),巖石物性致密；長(zhǎng)71亞段濁積扇砂體中的微、納米級(jí)孔隙是致密油分布的主要空間。

圖9 FZ27井長(zhǎng)7綜合柱狀圖Fig.9 Comprehensive logging interpretation results of Chang7，F(xiàn)Z27 well

圖10 FN65井長(zhǎng)7綜合柱狀圖Fig.10 Comprehensive logging interpretation results of Chang7，F(xiàn)Z27 well

3)研究區(qū)長(zhǎng)72亞段泥頁巖超壓的分布范圍廣泛,泥巖與周圍鄰層砂巖存在明顯的壓力差,為致密油向上短距離運(yùn)移提供了動(dòng)力,節(jié)理和裂隙則提供運(yùn)移通道。運(yùn)用盆地?zé)崾贩椒ù_定了研究區(qū)致密油的主生烴期在145～100 Ma,成藏期受構(gòu)造熱事件控制,成藏期較晚。

4)研究區(qū)長(zhǎng)72亞段泥頁巖在100 Ma達(dá)到最大埋深位置,有機(jī)質(zhì)普遍成熟,烴源巖開始大量生烴,生烴強(qiáng)度在(20～350)×104t/km2,生烴強(qiáng)度較大,此時(shí)烴源巖生烴量已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過自身吸附的最大量,大量烴類開始向儲(chǔ)層排出。

5)研究區(qū)長(zhǎng)7段致密油藏富集的主控因素有:源儲(chǔ)配置是致密油形成的關(guān)鍵因素,各類孔隙發(fā)育是致密油富集的重要前提,頂部蓋層和側(cè)向遮擋是致密油保存的必要條件。