致密儲(chǔ)層源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層含油性的控制作用
——以鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長6～長8段為例

姚涇利，曾濺輝，羅安湘，楊智峰，鄧秀芹

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018； 2.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測(cè)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249； 3.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249；4.中國石油新疆油田分公司 博士后科研工作站，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

致密油是繼頁巖氣之后全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一熱點(diǎn)。2017年美國致密油產(chǎn)量高達(dá)1.83×108桶，占美國石油產(chǎn)量的54%[1]。中國致密油地質(zhì)資源量十分豐富，近年來在鄂爾多斯盆地三疊系延長組、四川盆地侏羅系、松遼盆地白堊系青山口組和泉頭組、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系等發(fā)現(xiàn)了大量的致密油，顯示了廣闊的致密油勘探前景[2-6]。其中，鄂爾多斯盆地致密油是中國陸相致密油的典型代表[7]，也是中國增儲(chǔ)上產(chǎn)的主體之一[3]。

致密油具有與常規(guī)油氣藏明顯不同的成藏條件與地質(zhì)特征，可以概括為4個(gè)方面：①廣覆式分布的成熟優(yōu)質(zhì)生油層，源巖多為有機(jī)質(zhì)含量很高的優(yōu)質(zhì)烴源巖，且成熟度適中；②空間上源儲(chǔ)大面積疊置共生，緊密接觸，圈閉界限不明顯；③致密油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，普遍發(fā)育微米—納米級(jí)孔喉網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，石油的運(yùn)移表現(xiàn)為非達(dá)西滲流，多以垂向短距離為主；④油水關(guān)系復(fù)雜，無分異，多表現(xiàn)為油水倒置或無明顯的油水界面[2-3,8-13]。致密油源儲(chǔ)大面積疊置共生的空間組合關(guān)系(源儲(chǔ)結(jié)構(gòu))使得烴源巖生成的油氣直接充注進(jìn)入致密儲(chǔ)層中，因此，源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)對(duì)致密油的充注具有重要作用[14]。已有研究指出，長6～長8段是鄂爾多斯盆地重要的含油層系。其中，長7段厚20～110 m，為延長組的主力烴源巖層段，具有強(qiáng)生排烴的特征[11,15]，為該區(qū)致密油的形成提供了有利的物質(zhì)基礎(chǔ)，同時(shí)重力流砂巖與油頁巖互層共生，具有源儲(chǔ)一體、自生自儲(chǔ)的有利條件[16-17]。長6與長8段含油層段砂體發(fā)育，滲透率一般小于1×10-3μm2 [18]，與長7段形成近源充注、下生上儲(chǔ)(或上生下儲(chǔ))型源儲(chǔ)組合模式[19]。在此源儲(chǔ)配置關(guān)系中，優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的油氣可以直接充注進(jìn)入源巖內(nèi)呈夾層狀或鄰源的泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細(xì)砂巖、灰?guī)r等致密儲(chǔ)層，以吸附烴或游離烴的形式賦存在納米級(jí)孔隙或者微裂縫之中，形成商業(yè)性開采規(guī)模的致密油聚集[3,16,18]。

鄂爾多斯盆地延長組沉積期為大型內(nèi)陸凹陷盆地，為湖盆發(fā)展的全盛時(shí)期，主要發(fā)育以河流-湖泊相沉積為主的陸源碎屑儲(chǔ)層[20]。與海相沉積體系相比，湖相沉積體系對(duì)氣候條件變化更加敏感，地層連續(xù)性差，巖性變化相對(duì)于海相地層更加頻繁[21]。湖相致密儲(chǔ)層的含油性往往具有較為明顯的非均質(zhì)性[22]，研究表明儲(chǔ)層非均質(zhì)性是影響合水地區(qū)剩余油分布和油田開發(fā)的重要因素[23]。因此，通過描述研究區(qū)發(fā)育的源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)特征，分析不同源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)對(duì)致密油富集的影響，明確儲(chǔ)層含油性和源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)之間的關(guān)系具有重要意義。

前人對(duì)鄂爾多斯盆地合水地區(qū)開展了一定程度的研究，但大多是以致密儲(chǔ)層為研究對(duì)象[23-26]，對(duì)源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)特征及其對(duì)含油性的影響作用研究較少。本文對(duì)合水地區(qū)長6～長8段致密儲(chǔ)層源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行精細(xì)刻畫，分析其通道類型，研究源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)對(duì)儲(chǔ)層含油性的控制作用，為預(yù)測(cè)致密油分布提供理論依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

合水地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西南部(圖1)，屬于隴東地區(qū)。該地區(qū)延長組構(gòu)造相對(duì)簡單，為西傾單斜，地層平緩，一般傾角不足1°。盆地三疊系延長組按照巖性、電性及含油性特征可劃分為10個(gè)含油層段 (長1～長10段)[27-29](表1)。長8段沉積期，盆地西南部沉積體系發(fā)育，合水地區(qū)整體為三角洲前緣亞相沉積；長7段沉積期，湖盆快速下沉，主要發(fā)育深湖—半深湖沉積與濁流沉積，且發(fā)育了一套含較厚富有機(jī)質(zhì)頁巖的暗色泥巖，并成為盆地中生界延長組的主力烴源巖，具有較強(qiáng)的生排烴能力[15,30-31]；長6段沉積期，湖盆收縮，合水地區(qū)濁積砂體發(fā)育，砂巖疊合厚度較大。合水地區(qū)長6～長8 段湖相砂巖為典型的低孔低滲儲(chǔ)集巖，是研究區(qū)的主力產(chǎn)油層，在該層段已發(fā)現(xiàn)西田[26]。

圖1 鄂爾多斯盆地合水地區(qū)構(gòu)造單元位置Fig.1 Location of Structural Units in Heshui Area of Ordos Basin

表1 鄂爾多斯盆地延長組地層簡表Tab.1 Stratigraphic Profile of Yanchang Formation in Ordos Basin

2 源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)

2.1 巖性組合類型

合水地區(qū)長7段為主力烴源巖，長6～長8段復(fù)合連片的三角洲砂體與濁積砂體為主要儲(chǔ)層。長6與長8段整體表現(xiàn)為鄰源型巖性組合。在測(cè)井、錄井及巖芯觀察的基礎(chǔ)上，結(jié)合單井砂地比分析，將長6與長8段劃分為源儲(chǔ)接觸型、源儲(chǔ)過渡型與源儲(chǔ)間隔型3種巖性組合類型(表2)。源儲(chǔ)接觸型巖性組合單井砂地比約為60%，有效烴源巖與儲(chǔ)層直接接觸，該類型主要分布在濁積砂體與三角洲前緣濁積砂體、水下分流河道與河口壩垂向疊置的部位；源儲(chǔ)過渡型巖性組合單井砂地比約為40%，有效烴源巖與儲(chǔ)層之間夾有薄層非烴源巖泥巖，該類型主要發(fā)育在多期分流河道砂體與分流間灣或湖相泥巖垂向疊置的區(qū)域；源儲(chǔ)間隔型巖性組合單井砂地比約為20%，儲(chǔ)層厚度小，多與非烴源巖泥巖互層，烴源巖與儲(chǔ)層在空間上具有一定的間隔，該類型主要分布在多期分流間灣與湖相泥巖垂向疊置的區(qū)域[圖2(a)、(b)]。

表2 長6～長8段源儲(chǔ)巖性組合類型
Tab.2 Lithological Association Types of Source-reservoir in Chang-6-Chang-8 Members

圖2 長6～長8段源儲(chǔ)巖性組合平面分布特征Fig.2 Plane Distribution Characteristics of Lithological Association of Source-reservoir in Chang-6-Chang-8 Members

長7段為源儲(chǔ)一體型，烴源巖與儲(chǔ)層直接接觸。根據(jù)源儲(chǔ)厚度關(guān)系可細(xì)劃分為源夾儲(chǔ)型、儲(chǔ)夾源型及源儲(chǔ)互層型等3種巖性組合類型(表2)。其中，源夾儲(chǔ)型巖性組合單井砂地比約為30%，源厚儲(chǔ)薄，主要發(fā)育在以湖相沉積為主的地區(qū)，較厚的源巖夾有孤立的濁積砂體，顯示出泥包砂的特征；儲(chǔ)夾源型巖性組合單井砂地比約為50%，主要發(fā)育在湖盆邊緣或多期濁積砂體疊置的部位，以大套厚層砂巖為主，顯示出砂包泥的特征；源儲(chǔ)互層型巖性組合單井砂地比約為70%，顯示出砂巖與烴源巖互層或疊置的特征，主要發(fā)育在多期濁積砂體與湖相泥巖或油頁巖垂向疊置的部位[圖2(c)]。

剖面上，長7段主力烴源巖與深湖—半深湖環(huán)境下重力流成因的濁積砂體互層共生，儲(chǔ)層以優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層(孔隙度大于10%，滲透率大于0.2 mD)與有效儲(chǔ)層(孔隙度大于8%，滲透率大于0.05 mD)為主。從西南向東北方向，長7段由源儲(chǔ)互層型轉(zhuǎn)變?yōu)樵磰A儲(chǔ)型。長6段深湖—半深湖環(huán)境下的濁積砂體不發(fā)育，從西南向東北方向，砂體含量增多，巖性組合由源儲(chǔ)間隔型逐漸向源儲(chǔ)接觸型過渡。長8段三角洲砂體發(fā)育，緊鄰長7段烴源巖，以優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與有效儲(chǔ)層為主。從西南向東北方向，巖性組合由源儲(chǔ)接觸型向源儲(chǔ)過渡型轉(zhuǎn)換(圖3)。

在研究區(qū)西部，長7段主要發(fā)育源儲(chǔ)互層型巖性組合。長6段深湖—半深湖環(huán)境下的濁積砂體不發(fā)育，整體發(fā)育源儲(chǔ)間隔型巖性組合。長8段三角洲砂體發(fā)育，自南向北，巖性組合呈源儲(chǔ)過渡型→源儲(chǔ)接觸型→源儲(chǔ)間隔型分布(圖4)。

2.2 通道組合類型

2.2.1 通道類型

源儲(chǔ)通道的發(fā)育對(duì)致密油充注及聚集具有重要作用。合水地區(qū)長7段烴源巖發(fā)育干酪根網(wǎng)絡(luò)、有機(jī)質(zhì)孔隙與構(gòu)造裂縫3種通道類型。長6與長8段儲(chǔ)層中發(fā)育孔隙與裂縫(包括構(gòu)造裂縫和微裂縫)兩種通道類型。通過巖芯觀察裂縫、鑄體薄片和掃描電鏡鑒別儲(chǔ)層微觀孔隙和裂縫類型等手段，對(duì)研究區(qū)長6～長8段源儲(chǔ)通道類型進(jìn)行了劃分。

(1)烴源巖通道。烴源巖內(nèi)的油氣運(yùn)移通道是油氣從源巖內(nèi)部排驅(qū)到相鄰輸導(dǎo)層經(jīng)歷的所有通道系統(tǒng)[30]。研究發(fā)現(xiàn)，合水地區(qū)長7 段烴源巖中主要發(fā)育干酪根網(wǎng)絡(luò)、有機(jī)質(zhì)孔隙、構(gòu)造裂縫等通道類型。①干酪根網(wǎng)絡(luò)，干酪根生成的油氣達(dá)到一定含量后，就可以沿著干酪根細(xì)脈運(yùn)移進(jìn)入到儲(chǔ)層中，有機(jī)質(zhì)干酪根網(wǎng)絡(luò)是油氣充注與運(yùn)移的重要通道[33-34]。合水地區(qū)長7段烴源巖有機(jī)質(zhì)發(fā)育，能夠?yàn)闊N源巖內(nèi)致密油充注提供有利的通道網(wǎng)絡(luò)。②有機(jī)質(zhì)孔隙，源巖中孔徑大于100 nm的大孔隙不僅能順利地讓擴(kuò)散流通過，而且還能發(fā)生體積流動(dòng)。長7段發(fā)育良好的有機(jī)孔(圖5)，是游離相石油重要的運(yùn)移通道[12]。③構(gòu)造裂縫，在延長組各層位都廣泛分布。其中，在長7段泥巖內(nèi)部、長7段內(nèi)部砂泥巖界面及長7段與長6、長8段儲(chǔ)層間砂泥巖界面處發(fā)育了大量構(gòu)造裂縫，且多為高角度或垂直裂縫?？p寬多為2 mm 以下，縫長多為10～30 cm，部分可超過1 m，縫面平直且多被方解石充填(圖6)。

左側(cè)小圖指示寧12井—西20井剖面位置圖4 寧12井—西20井剖面及源儲(chǔ)巖性組合Fig.4 Profiles and Lithological Association of Source-reservoir from Well Ning12 to Well Xi20

圖件引自文獻(xiàn)[11]圖5 長7段烴源巖有機(jī)孔Fig.5 Organic Pores of Source Rocks in Chang-7 Member

圖6 長6～長8段構(gòu)造裂縫特征Fig.6 Characteristics of Structural Fractures in Chang-6-Chang-8 Members

(2)儲(chǔ)層通道。①裂縫，除烴源巖內(nèi)部及邊界發(fā)育構(gòu)造裂縫外，長6～長8段儲(chǔ)層內(nèi)也發(fā)育構(gòu)造裂縫及微裂縫[圖6(c)、表3]。微裂縫主要分布在呈線狀相互接觸的礦物顆粒之間，連通各種粒間和粒內(nèi)孔隙，寬度一般為1～5 μm，長度為50～300 μm，大多數(shù)裂縫切穿礦物顆粒，部分裂縫限制在礦物顆粒內(nèi)部，通常分布在長石與石英等剛性和脆性顆粒中。②孔隙與喉道，依據(jù)孔隙與礦物顆粒的空間關(guān)系，合水地區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育粒間孔、粒內(nèi)孔和晶間孔3種孔隙類型[35](圖7)。粒間孔主要在礦物顆粒邊緣形成，孔隙表面較光滑，以粒間原生孔與粒間溶蝕孔為主；粒內(nèi)孔主要由長石、巖屑與雜基等礦物顆粒溶蝕作用產(chǎn)生，孔隙表面比較粗糙[圖8(a)～(c)]。砂巖儲(chǔ)層主要的黏土礦物為伊利石、高嶺石與綠泥石，其中伊利石呈針狀、片狀與網(wǎng)狀充填于石英與長石等礦物顆粒之間，礦物顆粒集合體相互堆積形成大量的微米級(jí)孔隙，黏土礦物晶體之間也存在大量的晶間孔[圖8(d)～(f)]。依據(jù)孔隙大小，合水地區(qū)發(fā)育微米級(jí)與納米級(jí)兩種孔隙類型。微米—納米級(jí)孔喉差異較大，微米級(jí)孔喉的孔隙體積較大，其連接孔隙之間的喉道較粗，納米級(jí)孔喉的孔隙體積較小，其連接孔隙之間的喉道較細(xì)。將微米—納米級(jí)CT三維重構(gòu)的孔隙結(jié)構(gòu)與掃描電鏡提取的孔隙形態(tài)進(jìn)行對(duì)比發(fā)現(xiàn)：管束狀孔隙為礦物顆粒內(nèi)的微裂縫和溶蝕裂縫，反映微裂縫的空間形態(tài)與空間分布特征；條帶狀孔隙為礦物顆粒粒間原生孔與粒間溶蝕孔，反映粒間孔與粒內(nèi)孔的空間形態(tài)與空間分布特征；體積較小的球狀孔隙為粒內(nèi)納米級(jí)孔及粒內(nèi)溶蝕孔，反映粒內(nèi)原生孔隙與粒內(nèi)溶蝕孔隙的空間形態(tài)與空間分布特征(表4、圖9)。

表3 長6～長8段微裂縫特征
Tab.3 Characteristics of Microfractures in Chang-6-Chang-8 Members

圖7 長6～長8段儲(chǔ)層孔隙類型分布Fig.7 Distributions of Types of Reservoir Pores in Chang-6-Chang-8 Members

圖8 長6～長8段儲(chǔ)層孔隙特征Fig.8 Characteristics of Reservoir Pores in Chang-6-Chang-8 Members

2.2.2 通道組合

源儲(chǔ)通道的發(fā)育對(duì)致密砂巖石油的充注及成藏具有重要作用。合水地區(qū)長6～長8段源儲(chǔ)之間發(fā)育干酪根網(wǎng)絡(luò)→孔隙+微裂縫型、干酪根網(wǎng)絡(luò)+構(gòu)造裂縫→孔隙+微裂縫型兩種通道組合類型。

(1)干酪根網(wǎng)絡(luò)→孔隙+微裂縫型通道組合。長7段烴源巖發(fā)育干酪根網(wǎng)絡(luò)，有機(jī)質(zhì)生成的石油直接通過地質(zhì)空間中孔隙與微裂縫組成的立體網(wǎng)絡(luò)通道充注進(jìn)入到相鄰的致密砂巖儲(chǔ)層中。慶陽—合水—慶城一帶長7段以薄層及中厚層烴源巖為主，長8段三角洲砂體與烴源巖構(gòu)成源儲(chǔ)接觸型巖性組合，在構(gòu)造裂縫不發(fā)育的地區(qū)主要形成此種類型運(yùn)移通道。

(2)干酪根網(wǎng)絡(luò)+構(gòu)造裂縫→孔隙+微裂縫型通道組合。合水地區(qū)長6～長8段普遍發(fā)育構(gòu)造裂縫，其中又以長7段烴源巖的構(gòu)造裂縫最為發(fā)育。長7段烴源巖有機(jī)質(zhì)生成的石油首先通過干酪根網(wǎng)絡(luò)及烴源巖內(nèi)部的構(gòu)造裂縫向致密砂巖儲(chǔ)層充注運(yùn)移。砂巖儲(chǔ)層中的運(yùn)移通道主要以孔隙和微裂縫為主。

表4 孔隙形態(tài)與類型特征
Tab.4 Characteristics of Pore Morphology and Types

圖9 微米級(jí)和納米級(jí)孔隙類型分布Fig.9 Distributions of Types of Micro- and Nano-pores

3 源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)與含油性關(guān)系

3.1 含油性特征

長6～長8段儲(chǔ)層具有明顯的含油非均質(zhì)性，不同層位油氣顯示存在差異。從巖芯尺度上看，可以劃分為油跡、油斑、油浸和飽含油4類油氣顯示級(jí)別，且?guī)r芯表面油氣分布不均勻，呈不規(guī)則的條帶狀(圖10)。

長6～長8段含油飽和度主要分布在40%～60%范圍內(nèi)。其中，長8段含油飽和度平均值為32.8%；長7段含油飽和度平均值為40.1%；長6段含油飽和度平均值為35%。整體上，長7段含油飽和度要高于長6、長8段(圖11)。

3.2 巖性組合與含油性關(guān)系

為了表征不同源儲(chǔ)巖性組合類型下致密砂巖含油性差異，本文引入含油性指數(shù)(IOI)這一指標(biāo)，用與烴源巖相鄰的有油跡、油斑、油浸及飽含油等油氣顯示的砂巖厚度(Ho)與整體砂巖厚度(HT)的比值來表征。選取研究區(qū)100口典型井，計(jì)算長6～長8 段不同源儲(chǔ)巖性組合類型的含油性指數(shù)，進(jìn)一步分析不同源儲(chǔ)巖性組合類型對(duì)致密砂巖含油性的影響。其表達(dá)式為

IOI=Ho/HT

(1)

圖10 巖芯含油性特征Fig.10 Characteristics of Oil-bearing Property of Cores

圖11 長6～長8段含油飽和度分布Fig.11 Distributions of Oil Saturation in Chang-6-Chang-8 Members

長6與長8段主要發(fā)育源儲(chǔ)過渡型巖性組合，源儲(chǔ)接觸型和源儲(chǔ)間隔型巖性組合分布數(shù)量相近[圖12(a)]。其中，源儲(chǔ)接觸型巖性組合的含油性最好，源儲(chǔ)過渡型巖性組合次之，源儲(chǔ)間隔型巖性組合含油性指數(shù)最小[圖12(b)]。由此可以認(rèn)為，源儲(chǔ)接觸型巖性組合最有利于致密砂巖石油的聚集，源儲(chǔ)過渡型巖性組合次之，源儲(chǔ)間隔型巖性組合較差。

長7段主要發(fā)育源儲(chǔ)互層型與源夾儲(chǔ)型巖性組合，儲(chǔ)夾源型巖性組合較少[圖12(c)]。其中，源夾儲(chǔ)型巖性組合的含油性指數(shù)最大，源儲(chǔ)互層型巖性組合次之，而儲(chǔ)夾源型巖性組合含油性指數(shù)最小[圖12(d)]。因此，源夾儲(chǔ)型巖性組合最有利于致密砂巖石油的聚集，源儲(chǔ)互層型巖性組合次之，而儲(chǔ)夾源型巖性組合相對(duì)較差。

圖12 長6～長8段源儲(chǔ)巖性組合及對(duì)含油性的影響Fig.12 Lithological Associations of Source-reservoir and Their Influences on Oil-bearing Property in Chang-6-Chang-8 Members

3.3 通道類型與含油性關(guān)系

構(gòu)造裂縫是油氣充注重要的運(yùn)移通道。研究區(qū)部分構(gòu)造裂縫縫面含碳質(zhì)瀝青或被原油浸染，這些裂縫可能曾發(fā)生過石油運(yùn)移[圖6(a)]。而在構(gòu)造裂縫不發(fā)育的地區(qū)，儲(chǔ)層發(fā)育孔隙或微裂縫，含油飽和度較高，表明孔隙與微裂縫為致密油主要的運(yùn)移通道(圖13)。

圖13 長6～長8段典型井含油飽和度與孔隙特征Fig.13 Characteristics of Oil Saturation and Pores of Typical Wells in Chang-6-Chang-8 Members

4 結(jié) 語

(1)鄂爾多斯盆地合水地區(qū)長6～長8段源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)復(fù)雜。長7段是主力烴源巖，發(fā)育富有機(jī)質(zhì)泥巖和濁積砂體，為源儲(chǔ)一體型巖性組合，可細(xì)分為源夾儲(chǔ)型、源儲(chǔ)互層型與儲(chǔ)夾源型3種類型；長6與長8段為研究區(qū)主要儲(chǔ)層，與烴源巖形成鄰源型巖性組合，細(xì)分為源儲(chǔ)接觸型、源儲(chǔ)過渡型與源儲(chǔ)間隔型3種類型。

(2)致密油近源成藏或自生自儲(chǔ)特點(diǎn)決定了源儲(chǔ)結(jié)構(gòu)對(duì)致密儲(chǔ)層含油性的重要控制作用。長6與長8段源儲(chǔ)接觸型巖性組合的含油性最好，最有利于致密油聚集，其次為源儲(chǔ)過渡型巖性組合。長7段源夾儲(chǔ)型巖性組合的含油性最好，源儲(chǔ)互層型巖性組合次之。

(3)源儲(chǔ)通道類型對(duì)致密儲(chǔ)層含油性也具有重要影響。長7段烴源巖發(fā)育干酪根網(wǎng)絡(luò)、有機(jī)質(zhì)孔隙與構(gòu)造裂縫3種通道類型，長6與長8 段儲(chǔ)層中發(fā)育孔隙與微裂縫兩種通道類型。長6～長8段形成干酪根網(wǎng)絡(luò)→孔隙+微裂縫型、干酪根網(wǎng)絡(luò)+構(gòu)造裂縫→孔隙+微裂縫型兩種石油運(yùn)移通道組合，為致密油充注提供有利的通道網(wǎng)絡(luò)。