鄂爾多斯盆地中—上三疊統(tǒng)沉積充填特征與延長組低品位含油氣系統(tǒng)的關(guān)系

鄧秀芹，張文選，李文厚，孫 勃，周新平，程黨性

(1.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室,陜西 西安 710018;2.長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院,陜西 西安 710018;3.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系,陜西 西安 710069)

隨著經(jīng)濟(jì)的持續(xù)增長,對油氣的需求越來越多,油氣產(chǎn)業(yè)面臨資源類型多元化、開發(fā)條件復(fù)雜化、環(huán)保要求嚴(yán)格化的挑戰(zhàn),勘探開發(fā)向深水、深層、極地、非常規(guī)領(lǐng)域轉(zhuǎn)變[1-4]。

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富,長期以來，該區(qū)的勘探開發(fā)實(shí)踐始終立足于低滲透油氣藏,近年來盆地致密油氣勘探取得了一系列重大突破,頁巖油氣的勘探開發(fā)也取得了重要進(jìn)展。盆地低品位油氣資源包含常規(guī)資源中的低滲透資源和非常規(guī)資源中的致密油、頁巖油、頁巖氣,是多類型共存的混合共生資源。其油氣主要賦存在中生界三疊系延長組三角洲、重力流和湖泊沉積的砂巖、泥頁巖中。近幾年,圍繞延長組低滲透油藏的三角洲類型與沉積樣式、低滲透儲層形成的控制因素、成藏地質(zhì)條件等方面的研究取得了豐富的成果[5-8]。特別是非常規(guī)致密油，研究進(jìn)展顯著,包括重力流沉積、細(xì)粒沉積類型與成因[9-12],圍繞納米孔喉精細(xì)描述、滲流特征、儲層脆性指數(shù)等內(nèi)容的致密儲層綜合評價(jià)[13-17],基于生儲蓋疊置關(guān)系、成藏動力、生油與成藏物理模擬的致密油近源成藏機(jī)理[8,13,16,18],以及致密油水平井試驗(yàn)和開發(fā)生產(chǎn)特征[19],等等。同時(shí)，學(xué)者在延長組頁巖油、頁巖氣特征與資源潛力方面也進(jìn)行了探索[20-21]。但是,前人的研究常常聚焦于某一種或兩種資源,而對滿拗多類型低品位油氣富集的特征、相互關(guān)系、控制因素等方面的分析與論述不足。本文從沉積特征入手,分析沉積作用對鄂爾多斯盆地低品位油氣資源系統(tǒng)形成的影響,并從源儲組合類型、不同類型資源分布、成藏動力、含油豐度與規(guī)模等方面，對比分析了低品位油氣藏的特征和混合共生關(guān)系。

1 地質(zhì)背景

在中國沉積盆地的分布格局上,鄂爾多斯盆地位于中部地帶,在大地構(gòu)造上處于東部穩(wěn)定區(qū)和西部活動帶的結(jié)合部位,是一個(gè)古生代地臺和臺緣拗陷與中生代內(nèi)陸拗陷疊置的大型疊合盆地。

現(xiàn)今的鄂爾多斯盆地周圍分別被北部陰山山系、南部秦嶺山系、東部呂梁山系和西部賀蘭—六盤山山系所限,面積超過37×104km2(見圖1)。已有的研究成果證實(shí),處于華北板塊和西伯利亞板塊之間的古亞洲洋在晚二疊世末已閉合,形成了具有一定寬度、包含大量古老陸殼碎塊的板塊碰撞造山帶——興蒙造山帶[22-23]?，F(xiàn)今盆地的東部邊界呂梁山構(gòu)造帶由一系列復(fù)背斜、復(fù)向斜組成,卷入寧武—靜樂向斜和大同向斜發(fā)育連片的三疊系、侏羅系[24],其生物組合、沉積特征等與鄂爾多斯盆地相似,由此可以推斷它們屬同一大型盆地,當(dāng)時(shí)盆地東部呂梁山系尚未隆起成山[25-26]。海西運(yùn)動階段，盆地西部的阿拉善古陸和祁連褶皺帶已形成[27-28]。因此，在中晚三疊世沉積時(shí),現(xiàn)今盆地的北部、西部和東部邊界地區(qū)構(gòu)造環(huán)境較穩(wěn)定。相比而言,此時(shí)盆地南部秦嶺地區(qū)的構(gòu)造活動強(qiáng)烈,在華北和揚(yáng)子地塊復(fù)雜漫長的拼接造山過程中,中晚三疊世是西秦嶺全面碰撞造山的關(guān)鍵時(shí)刻[29-31],這次構(gòu)造事件對鄂爾多斯內(nèi)陸拗陷湖盆的形成、演化產(chǎn)生了重要的影響[32]。因此,在延長組沉積期,鄂爾多斯盆地的東、北緣構(gòu)造環(huán)境穩(wěn)定,而西南緣構(gòu)造活動相對較活躍,對鄂爾多斯盆地的演化產(chǎn)生了重要影響。

2 構(gòu)造-沉積耦合特征

中三疊世晚期—晚三疊世,鄂爾多斯內(nèi)陸拗陷盆地經(jīng)歷了一個(gè)完整的湖盆演化旋回,沉積了一套連續(xù)分布的、厚度約千米的碎屑巖巖系——延長組,其頂?shù)诪闃?gòu)造不整合面限制,自下而上劃分長10～長1共10個(gè)油層組(見圖1)。晚三疊世末期,盆地整體抬升,遭受風(fēng)化剝蝕;之后,上部地層進(jìn)一步受到早侏羅世古河流的侵蝕,造成中西部、南部地區(qū)延長組上部地層保存多不完整,地層殘余厚度400～1 000 m。

盡管這套河流、三角洲、湖泊碎屑巖系分布連續(xù)、穩(wěn)定,但其內(nèi)部蘊(yùn)含著豐富的、清晰的印支期構(gòu)造-沉積響應(yīng)信息。其在表現(xiàn)形式上除了大家熟悉的、指示構(gòu)造運(yùn)動的不整合界面外,還有盆地中西部、南部穩(wěn)定發(fā)育的長7底部凝灰?guī)r層以及長6和長7油層組的重力流事件沉積(見表1)。此外,受以凝灰?guī)r為代表的構(gòu)造事件的影響,造成盆地拗陷幅度急劇增強(qiáng),長7期大面積深湖亞相發(fā)育，沉積中心向西遷移,西部沉積體系的類型由辮狀河三角洲演化為扇三角洲(見圖2),上、下地層在碎屑組成和各個(gè)成分的占比上差異明顯,甚至還導(dǎo)致了生物組合面貌的變化[32]。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元?jiǎng)澐旨把娱L組地層發(fā)育情況Fig.1 Structural unit division and stratigraphic development of Yanchang Formation Ordos Basin

3 盆地沉積充填特征

鄂爾多斯盆地延長組具有湖相泥頁巖發(fā)育、滿盆富砂的沉積充填結(jié)構(gòu)特征。該期盆地經(jīng)歷了長10期的初始沉降、長9～長8期的加速擴(kuò)張、長7期的最大湖泛、長6～長4+5期的逐漸萎縮、長3～長1期的湖盆消亡(見圖1，2)，為一個(gè)完整的水進(jìn)和水退二級層序,并可進(jìn)一步劃分5個(gè)三級旋回(見圖1,表1)。

3.1 泥頁巖的分布

長7沉積期為湖盆的最大湖泛期,半深湖、深湖泥頁巖發(fā)育。富有機(jī)質(zhì)頁巖主要分布在長7中下部,姬塬、華池等地發(fā)育的富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度最大,一般大于20 m,局部可達(dá)40 m,分布面積約3.5×104km2(見圖3)。這套頁巖夾多層沉凝灰?guī)r薄層,火山物質(zhì)(灰)經(jīng)水解易產(chǎn)生豐富的Fe，P2O5等生物營養(yǎng)物質(zhì),為浮游藻類、底棲藻類以及水生動物的大量繁殖提供了重要的養(yǎng)分。暗色泥巖一般厚10～60 m,局部地區(qū)連續(xù)厚度達(dá)百米以上,呈厚層塊狀或呈砂泥巖韻律互層出現(xiàn),分布面積約5.5×104km2。品質(zhì)好、成熟度適中的長7泥頁巖是盆地中生界的主力烴源巖。此外,在沉積中心較深水地區(qū)的長6中下部、長4+5和局部地區(qū)的長9中上部(見圖3)，長8均發(fā)育富含有機(jī)質(zhì)的暗色泥巖,局部發(fā)育頁巖[33]。

圖2 延長組沉積相圖Fig.2 Deposition facies diagram of Yanchang Formation

圖3 鄂爾多斯盆地延長組長7和長9泥頁巖分布圖Fig.3 Mudstone and shale distribution of Chang 7 and Chang 9 members, Yanchang Formation, Ordos Bain

3.2 砂巖的分布

延長組不同沉積期,盆地五大三角洲呈現(xiàn)此消彼長的演化特征(見圖2)。三角洲和湖盆中心的深水區(qū)重力流沉積砂體,在平面上相互補(bǔ)充,縱向上相互疊置(見表1),形成滿盆富砂的沉積格局。

長10～長8期,西北物源、西南物源和西部物源供屑能力強(qiáng),尤其是長10期西部、西南，體系砂地比一般50%以上,為中粗砂巖。到長9，長8期,西南、西部物源供屑能力有所減弱,但西北物源供屑能力強(qiáng)勁,各個(gè)三角洲均衡發(fā)育,儲層以中砂巖和細(xì)砂巖為主。另外,長8早期見灘壩沉積[34]。

長7～長1期,東北三角洲的建設(shè)作用突出,規(guī)模大,向西南延伸至黃陵—華池一線,尤其在長6期，東北三角洲群的建設(shè)作用達(dá)到鼎盛階段,與長10～長8期三角洲止于富縣—志丹一線,規(guī)模較小形成了鮮明對比。西南、西部、西北沉積體系,從長7期至長1期,隨著湖盆水體的逐漸萎縮,三角洲不斷向湖盆沉積中心進(jìn)積,砂體規(guī)模逐漸增大,砂巖類型也由粉—細(xì)砂巖為主逐漸變?yōu)橹小?xì)砂巖。

此外,長7中期—長6中期為湖退的早期階段,此時(shí)的深水分布范圍仍較廣。由于三角洲向前進(jìn)積，使得沉積中心供屑增強(qiáng),且受到周邊火山活動等構(gòu)造動力的誘發(fā),在深水區(qū)域形成大面積連片分布的粉砂巖和細(xì)砂巖,規(guī)模大,沉積類型豐富,疊置關(guān)系復(fù)雜[9,12,35]。

3.3 盆地沉積充填結(jié)構(gòu)

延長組除了發(fā)育長7最大湖泛面外,還存在長9，長4+5等多個(gè)次級湖泛面。隨著湖侵、湖退的頻繁發(fā)生,盆地周緣的河流、三角洲體系也發(fā)生了相應(yīng)的向湖方向的推進(jìn)生長和向源方向的后退萎縮,造成進(jìn)積序列與退積序列、三角洲沉積與湖泊沉積的反復(fù)疊置。無論從縱向上(延長組的上部、下部地層向中部)還是平面上(從盆地周邊向沉積中心),沉積物均由河流、三角洲中粗砂巖夾泥質(zhì)沉積,逐漸過渡為半深湖—深湖粉細(xì)砂巖和泥頁巖為主的細(xì)粒沉積,因此形成了“夾心千層餅式”的沉積充填結(jié)構(gòu)(見圖4)。

圖4 鄂爾多斯盆地Z2井—S32井延長組沉積充填結(jié)構(gòu)Fig.4 The depositional architecture of well Z2 to Well S32, Yanchang Formation, Ordos Bain

4 低品位油氣資源分布與沉積作用的關(guān)系

鄂爾多斯盆地延長組低品位油氣總資源量超過百億噸,資源豐富,類型多樣,主要包括低滲透油藏、致密油、頁巖油和頁巖氣等。目前,在盆地內(nèi)已建成了姬塬、安塞、西峰、華慶等以低滲透和致密油資源為主的百萬噸油田。

4.1 低品位油氣資源的類型及分布

4.1.1 低滲透資源 按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)(SY/T 6285-2011),低滲透儲層主要是儲層滲透率小于50×10-3μm2的油氣資源,并可進(jìn)一步劃分為低滲透、特低滲透和超低滲透儲層,其儲層滲透率分別為(10～50)×10-3μm2，(1～10)×10-3μm2, 小于1×10-3μm2 [36]。近幾年，隨著致密油成為全球非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)的新熱點(diǎn),致密油從低滲透儲層分類中分離出來,將賦存于滲透率小于1×10-3μm2的儲層中的油氣資源稱為致密油。因此，本文所稱的低滲透資源是指儲層滲透率(1～50)×10-3μm2的油氣資源。

鄂爾多斯盆地中生界低滲透石油資源量約40億噸,其中特低滲透資源主要分布在延長組長9，長8，長6和長3油層組的細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖中,中低滲透資源主要分布在長1—長2和長10油層組,儲層以中細(xì)砂巖、中粗砂巖為主。這類資源儲集空間以粒間孔為主,其次為溶孔,面孔率一般大于4%。

4.1.2 致密油 致密油通常是吸附或游離狀態(tài)賦存于與生油巖互層或緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲層、未經(jīng)過大規(guī)模長距離運(yùn)移的石油聚集,覆壓基質(zhì)滲透率小于0.1×10-3μm2，或空氣滲透率小于1×10-3μm2,單井一般無自然產(chǎn)能,或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油氣流下限,但在一定經(jīng)濟(jì)條件和技術(shù)措施下可以獲得工業(yè)油產(chǎn)量[37]。延長組致密油主要賦存在致密碎屑巖儲層中,以細(xì)砂巖、粉砂巖為主(見圖5a-a),面孔率一般小于4%,孔隙空間主要為溶孔、粒間孔,位于近湖盆中部的長4+5～長8油層組,資源量約90億噸。

4.1.3 頁巖油 頁巖油是頁巖層系中所含的石油資源,是近幾年非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的又一新熱點(diǎn)。頁巖油資源中,凝析油和輕質(zhì)油是實(shí)現(xiàn)工業(yè)開采的主要類型[38-39]。延長組頁巖油既包括泥頁巖孔、縫中的石油(見圖5b),也包括泥頁巖層系中的細(xì)砂巖、粉砂巖薄夾層中的石油(見圖5a-b),主要位于長7延長組的中下部。其發(fā)育兩種儲集空間類型,一是基質(zhì)孔,包括粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、干酪根孔等孔隙;另一種是縫隙,包括微裂縫、層理縫、頁理縫等。長7黑色頁巖、暗色泥巖的孔隙度相近,分布于0.53%～2.85%,平均為1.5%。TOC平均為13.75%,Ro一般0.9%～1.2%,地層條件下原油黏度小于5 mPa·s,原油密度約0.73 g·cm-3。目前,在盆地中西部、南部地區(qū)，針對長7中下部泥頁巖段，已進(jìn)行試油壓裂工藝探索,多口井獲得了日產(chǎn)超過20 t的油流,初步評價(jià)頁巖油資源量超過10億噸[20]。

4.1.4 頁巖氣 頁巖氣是賦存于以富有機(jī)質(zhì)頁巖為主的儲集巖系中的非常規(guī)天然氣。延長組的頁巖氣和頁巖油的產(chǎn)層相同,都是分布在長7中下部的泥頁巖中,但二者的產(chǎn)區(qū)位置不同,頁巖油廣泛分布于盆地長7頁巖發(fā)育地區(qū),頁巖氣則僅發(fā)現(xiàn)于盆地的東南部地區(qū)。據(jù)王香增(2014)對甘泉地區(qū)長7頁巖油研究成果可知，該區(qū)頁巖平均孔隙度1.82%,滲透率一般小于0.05×10-3μm2,有機(jī)碳含量一般在2%～6%,鏡質(zhì)體反射率1.25%～1.33%,有機(jī)質(zhì)處于成熟—高成熟演化階段,碳同位素分析顯示天然氣屬于油型氣,估算長7頁巖氣資源量5 318億方[21]。

4.2 沉積作用與低品位油氣資源的關(guān)系

延長組沉積期,鄂爾多斯內(nèi)陸拗陷具有盆大湖廣、地形平緩、多水系注入的特征,總體上講，碎屑沉積物顆粒較細(xì)。該套巖系經(jīng)歷了長達(dá)2億年的埋藏、成巖、生排烴、油氣運(yùn)聚成藏等。雖然受到印支運(yùn)動、燕山運(yùn)動和喜山運(yùn)動多次構(gòu)造運(yùn)動的改造,但盆地整體是以垂直升降為主；盆地內(nèi)部長期處于相對穩(wěn)定的構(gòu)造沉積環(huán)境,因此斷裂系統(tǒng)不發(fā)育,加之埋藏地質(zhì)歷史時(shí)間長,造成儲層成巖作用強(qiáng)烈、巖性致密。這些因素的共同作用,控制了研究區(qū)低品位油氣資源的形成、聚集成藏和改造。延長期鄂爾多斯盆地“夾心千層餅”沉積充填結(jié)構(gòu)特征,形成了多種類型的成藏組合,成就了多類型低品位油氣資源差異聚集、立體成藏的延長組含油氣系統(tǒng)。

延長組沉積期,在多期水進(jìn)水退沉積演化的影響下,形成了圍繞長7主力烴源巖和多套次級烴源巖的、多類型的源儲組合關(guān)系。

1)下生上儲型油藏組合:主要由長7烴源巖和長6～長1儲層構(gòu)造成,儲層為砂巖,具有距離烴源巖越近,資源豐度越高的特征。

2)上生下儲型油藏組合:主要由長7烴源巖與長8—長10油層組組成,陜北地區(qū)局部還可形成長9烴源巖與長10儲層構(gòu)成的上生下儲型油藏組合。儲層為砂巖,與下生上儲型油藏組合相似,該類油藏組合也具有距離烴源巖越近,資源豐度越高的特征。

3)自生自儲型油藏組合:主要分布在長7油層組,烴源巖為長7泥頁巖,儲層類型復(fù)雜,既有三角洲前緣砂巖、半深湖—深湖砂巖,也有泥質(zhì)砂巖和砂質(zhì)泥巖、泥頁巖,是致密油、頁巖油、頁巖氣的主要產(chǎn)層,致密油含油豐度整體較高。

a L189井長7巖性組合柱狀圖 b G295井長7巖性組合柱狀圖圖5 致密油、頁巖油氣儲層類型Fig.5 Reservoir strata of tight oil and shale oil and gas

4)復(fù)合供烴型油藏組合:主要分布在陜北地區(qū)下組合,儲層為砂巖,接受了長7烴源巖向下或側(cè)向供烴；同時(shí)，由于地處長9生烴中心,長9烴源巖對其成藏也有重要的貢獻(xiàn),尤其是該區(qū)長10油層組,已發(fā)現(xiàn)油藏和出油井點(diǎn)基本都位于長9頁巖分布區(qū)。

4.3 低品位油氣藏特征(見圖6)

1)以長7優(yōu)質(zhì)烴源巖為界,長1～長6主要發(fā)育下生上儲型成藏組合,長8～長10存在上生下儲、復(fù)合供烴型兩種成藏組合,長7發(fā)育自生自儲型成藏組合。

2)延長組長7儲層物性最差,向上、下層系儲層儲集性能和滲透性能都逐漸變好。上部長1～長2和下部長9，長10油層組發(fā)育中、低滲透油藏,在長3～長8儲層發(fā)育特低滲油藏和致密油。尤其是長6～長8儲層,除了位于陜北地區(qū)的長6油藏和位于西峰主砂帶長8油藏屬于特低滲透油藏外,其他地區(qū)均大面積發(fā)育致密油。

3)非常規(guī)頁巖油氣藏主要分布在延長組長7段。 其中, 頁巖油廣泛分布在半深湖—深湖泥頁巖發(fā)育區(qū), 而頁巖氣僅在甘泉縣、 富縣等地區(qū)的長7段有發(fā)現(xiàn)。長7泥頁巖Ro一般0.9%～1.2%,處于成熟階段,以生油為主,因此盆地范圍內(nèi)廣泛發(fā)育頁巖油。但在早白堊世末,盆地整體抬升,西部抬升相對較緩慢,幅度較小,剝蝕厚度一般200～400 m,而盆地東南部抬升顯著,地層剝蝕超過1 000 m。東南部的快速抬升降壓作用造成溶解氣解析,局部富集,因此在盆地東南部形成頁巖氣藏。

4)中晚侏羅—早白堊世期間,快速沉降和深埋增溫作用導(dǎo)致長7富有機(jī)質(zhì)泥頁巖產(chǎn)生欠壓實(shí)、生烴增壓等一系列作用,從而形成超壓。受沉積和巖性發(fā)育特征的影響，在延長組“核心位置”(沉積中心區(qū)的長4+5～長9)發(fā)育超壓封閉成藏動力系統(tǒng),在長1～長3主要為常壓開放成藏動力系統(tǒng)[8]。

圖6 鄂爾多斯盆地延長組低品位含油氣系統(tǒng)模式圖Fig.6 Low grade petroleum system pattern, Yanchang Formation, Ordos Basin

5)以長7為核心向周邊地區(qū)和上、下層系延伸,隨著物性變好,單井產(chǎn)量逐漸增大,但油藏的含油豐度逐漸降低。長7致密油為源內(nèi)成藏,儲量豐度高,一般(45.8～71.9)×104t/km2,向下至長10，向上至長1與長2油層,儲量豐度逐漸降至30×104t/km2左右(見圖7a)。同一油層組的不同地區(qū),石油儲量豐度也顯示出同樣的趨勢。以長6油藏為例(見圖7b),位于生烴中心的華慶油田儲量豐度一般(55.5～114.5)×104t/km2;向東北方向,越遠(yuǎn)離烴源巖豐度越低,至安塞地區(qū)降至(22.8～39.1)×104t/km2。

6)從油藏規(guī)模上對比分析可知，特低滲透油藏和致密油具有大面積連片復(fù)合分布的特征,油藏規(guī)模一般超過億噸;中低滲透油藏由于沉積粒度較粗,儲層物性相對較好,油水分異程度高,局部低幅度構(gòu)造發(fā)育區(qū)成為石油聚集的有利區(qū),普遍含油面積小,孤立分布,規(guī)模小,最大限于幾千萬噸,有的甚至僅有幾百萬噸。

a 西北沉積體系延長組縱向儲量豐度變化特征 b 不同地區(qū)長6油層組儲量豐度對比圖7 鄂爾多斯盆地延長組含油豐度變化趨勢Fig.7 Oil abundance variation tendency, Yanchang Formation, Ordos Basin

5 結(jié) 論

1)鄂爾多斯盆地延長組低品位油氣資源包含常規(guī)資源中的低滲透資源和非常規(guī)資源中的致密油、頁巖油、頁巖氣,是多類型共存的混合共生資源,具有立體疊置成藏的特征。

2)受多期水退水進(jìn)和構(gòu)造事件的影響,形成盆地延長組湖相泥頁巖發(fā)育、滿盆富砂的“夾心千層餅式”沉積充填結(jié)構(gòu)；不同時(shí)期五大三角洲的發(fā)育此消彼長,形成多種成藏組合類型。長7烴源巖與長1～長6油層組構(gòu)成下生上儲型成藏組合,與長8～長10構(gòu)成上生下儲型成藏組合。陜北地區(qū)，長7，長9烴源巖與下組合儲層構(gòu)成復(fù)合供烴型成藏組合。此外，長7油層組為自生自儲型成藏組合。

3)由盆地沉積的核部向外圍(縱向、橫向)延伸,隨著粒度的變粗,物性變好,低品位資源的類型由非常規(guī)頁巖油、頁巖氣、致密油,逐漸演變成特低滲透、低滲透油藏,至延長組頂部和底部,以中低滲油藏為主。

4)在延長組的核心部位,油藏的儲量豐度高，大面積連片分布,外圍和頂?shù)锥嗽獙酉?儲量豐度低,油藏規(guī)模小。