源儲接觸關(guān)系及其對近源致密油富集的影響
——以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長81油藏為例

肖正錄，李 勇，朱志勇，路俊剛，盧子興，李程善

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室(西南石油大學(xué))，成都 610500；2.天然氣地質(zhì)四川省重點實驗室(西南石油大學(xué))，成都 610500；3.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610500；4.中石油物資股份有限公司 西安分公司，西安 710000；5.長慶油田 勘探開發(fā)研究院，西安 710000

致密油作為一種非常規(guī)油氣資源，是指儲集在覆壓基質(zhì)滲透率小于0.1×10-3μm2或空氣滲透率小于1×10-3μm2的致密儲層中的石油[1-3]。致密油的地質(zhì)特征主要表現(xiàn)在以下6個方面：(1)源儲共生或近源聚集，無明顯的圈閉界限，不受構(gòu)造控制[3-4]；(2)儲集在致密儲層中，根據(jù)儲層致密化與成藏時間之間的關(guān)系又可分為“先致密后成藏”、“邊致密邊成藏”和“先成藏后致密”三種類型[4-6]；(3)成藏動力主要來自于源儲之間的流體壓差，烴源巖幕式排烴決定了致密油是以“擠牙膏”的形式垂向驅(qū)替進(jìn)入儲層[7-9]；(4)非達(dá)西流是致密油滲流的主要方式，油氣在致密儲層中的滲流存在啟動壓力，只有當(dāng)充注動力超過啟動壓力，油氣才能在致密儲層中流動[9-11]；(5)裂縫和儲層微裂縫是致密油滲流的主要通道[12-13]；(6)主要分布于凹陷區(qū)及斜坡帶，分布面積廣，呈連續(xù)型或準(zhǔn)連續(xù)型富集，油水分布復(fù)雜，開發(fā)成本較高[3-4,14-15]。

以往學(xué)者們在研究致密油成藏主控因素時，都是從致密油的地質(zhì)特征入手，研究其源儲配置關(guān)系、烴源巖異常高壓或排烴動力、儲集層“甜點區(qū)”、裂縫有效性等，也有學(xué)者以物理模擬或數(shù)理推導(dǎo)的方式計算致密油的運移距離和“動力圈閉”[7-8,16]。但這些研究往往忽視了致密油最基本的成藏特征，即原油在致密儲層中側(cè)向流動性差，以短距離垂向運聚為主[3-4,9]。這里引申出一個關(guān)鍵的成藏問題：致密油在什么地質(zhì)條件下能夠順利地從烴源巖經(jīng)過短距離垂向運移進(jìn)入儲集層聚集？若運移路徑上無裂縫溝通，或存在不容易被裂縫貫穿的封堵介質(zhì)，單純地研究烴源巖、儲集層以及裂縫對致密油的控藏作用，就很難發(fā)現(xiàn)致密油的分布規(guī)律。

根據(jù)致密油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，借鑒國家“十三五”資源評價結(jié)果，鄂爾多斯盆地分布于長7烴源巖上下的長6和長8油層組中的大部分資源(除西峰油田長8、安塞油田長6、靖安油田長6外)屬于致密油資源。為解決上述提到的問題，本文以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組長81油藏為例，研究源儲接觸關(guān)系對近源致密油富集的影響作用，以期對致密油分布規(guī)律的系統(tǒng)性認(rèn)識提供理論補充，對致密油的勘探開發(fā)提供實踐指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地位于我國中部偏北地區(qū)，處于中西部構(gòu)造域的結(jié)合部位，整體形狀為一南北向延伸的矩形盆地(圖1a)。上三疊統(tǒng)延長組是在盆地持續(xù)發(fā)展和穩(wěn)定沉降過程中沉積的以河流—湖泊相為特征的陸源碎屑巖系，完整地記錄下了大型淡水湖盆間歇振蕩式湖進(jìn)、湖退的演化過程。根據(jù)沉積旋回，將延長組自上而下劃分為10個油層組(長1段—長10段)(圖1b)。其中，長7段沉積時為湖盆的鼎盛期，沉積了一套以淺湖—深湖相為主的灰黑色泥頁巖，其有機質(zhì)豐度高，有機質(zhì)類型以Ⅰ和Ⅱ1型為主，目前正處于成熟生油階段，具有強大的供烴能力[12-13]。長8段緊鄰長7段烴源巖下部，以河流相和三角洲平原亞相為主，得益于“滿盆含砂”和“近水樓臺”的優(yōu)勢，油氣資源最為豐富，一直以來是鄂爾多斯盆地的主力勘探目的層[14-15]。但是，限于長8段儲集層與長7段烴源巖之間形成“上生下儲”的成藏模式，成藏動力衰減迅速，油藏的垂向延伸距離較為局限，油藏主要集中在長81亞段儲層中，長82亞段及深部儲層的含油性普遍較差[17]。

圖1 研究區(qū)位置及鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組地層柱狀圖

隴東地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部(圖1a)，是盆地油氣資源最為豐富的地區(qū)，發(fā)育鎮(zhèn)北、環(huán)江、西峰、華池、合水等多個億噸級油田。長8段沉積時期，研究區(qū)整體上處于三角洲前緣亞相之上，水下分流河道砂體是最有利的油氣儲集體。由于沉積微相在平面上的變化，隴東地區(qū)不同區(qū)塊的巖性特征、砂體組合和油藏分布情況存在一定差異。

2 致密油成藏動力

2.1 致密油成藏動力來源

原油從烴源巖中生成，經(jīng)過砂體和裂縫等運移通道的輸導(dǎo)，最后進(jìn)入儲層中聚集形成油藏。一直以來，學(xué)者們將研究的重心放在儲層上，只重視原油的后期聚集，而忽略了烴源巖的初始排烴過程。當(dāng)認(rèn)識到致密油的成藏動力來自于源儲間的壓差[7-9]，加之近些年對頁巖油賦存機理方面研究的興起，烴源巖生、排烴過程中壓力的聚集和釋放機制逐漸開始得到重視[8]。目前，學(xué)者們認(rèn)為源儲間流體壓差主要是由泥巖欠壓實作用、水熱增壓、黏土礦物脫水以及烴源巖生烴增壓所引起[18-23]?？紤]到烴源巖排烴事件與壓力聚集之間的時間對應(yīng)關(guān)系、各類增壓機制能夠提供的流體壓差量級、以及排烴后烴源巖異常高壓值是否隨之減小等因素，多數(shù)學(xué)者認(rèn)為唯有生烴增壓與烴類的生成直接相關(guān)，且往往可以累積產(chǎn)生足夠的流體壓力，是導(dǎo)致烴源巖排烴裂縫網(wǎng)絡(luò)產(chǎn)生，并使烴源巖內(nèi)流體得以排出源外的最主要動力來源[8,24-25]。

致密油從烴源巖排出到近源儲層后，還會受到毛細(xì)管阻力和浮力(烴源巖上覆儲層中的為動力，下伏儲層中的為阻力)的作用。目前研究認(rèn)為浮力對致密儲層中油氣運移的作用微乎其微，文獻(xiàn)[7]研究結(jié)果顯示在原油注入壓力為0.1 MPa、地層傾角為5°的儲層中，靠浮力的作用至少需要448.5 m的油柱才能使石油突破毛管阻力。綜上認(rèn)為，致密油的成藏動力主要為烴源巖生烴增壓產(chǎn)生的源儲間壓差，而成藏阻力主要為儲層毛細(xì)管力。

2.2 原油排出烴源巖時的臨界充注動力

文獻(xiàn)[8-9]用“膨脹力”來描述烴源巖生烴增壓下的致密油接力式成藏機制，認(rèn)為當(dāng)烴源巖生烴產(chǎn)生的“膨脹力”大于儲層中的毛細(xì)管阻力，油滴開始向儲層發(fā)生運移。在這個過程中，推動原油運移的“膨脹力”隨原油運移距離的增大而衰減，當(dāng)膨脹力所能提供的動力與儲層毛細(xì)管阻力平衡時，則形成一個暫時穩(wěn)定的油水界面。但烴源巖生烴增壓產(chǎn)生的膨脹力到底有多大，烴源巖在幕式排烴過程中膨脹力是如何聚集或釋放的，至今沒有一套方法對其進(jìn)行定量表征。本文嘗試用一個理想化的均質(zhì)儲層模型來探討充注動力在近源儲層中的衰減機制(圖2)：假設(shè)烴源巖上覆和下伏儲層均質(zhì)且與烴源巖直接接觸，原油在排出烴源巖時(A點)的臨界充注動力為Pin(MPa)，充注動力在致密儲層中的衰減系數(shù)為J0(MPa/m)，原油的充注阻力為Pc(MPa)，則儲層中離A點距離為L的B點上原油的充注動力P可表示為：

圖2 致密油充注理想化模型

P=Pin-(Pc+J0L)

(1)

充注阻力Pc的量化是致密油成藏研究中的關(guān)鍵問題。雖然通過壓汞實驗可以獲得儲層的排驅(qū)壓力，但是油水和汞水之間的界面張力完全不同，因而用壓汞實驗無法量化石油進(jìn)入儲層時的真實阻力。前人多采用油驅(qū)水模擬實驗來獲得相應(yīng)的參數(shù)[13,26-27]，但局限于實驗條件的限制，實驗結(jié)果難以反映真實的地下情況。如文獻(xiàn)[26-27]模擬實驗中所用原油黏度普遍大于10 mPa·s，與真實的地下條件相差較大，原油充注相對較難，獲得的充注阻力相對較大；而文獻(xiàn)[13]在模擬實驗中忽略了真實地層壓力，原油充注相對容易，獲得的充注阻力偏小。另外，前人在做實驗時加載的初始注油壓力普遍較大，縮短了巖石潤濕性變化的時間，延長了實驗時間，改變了實驗的結(jié)果。

為此，本文探索性地設(shè)計了一組油驅(qū)水實驗，以研究原油在均質(zhì)致密儲層中充注時實際阻力的大小。實驗用的樣品取自鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8致密儲層，其孔隙度為7.9%(轉(zhuǎn)換為成藏期的真實孔隙度約為12.7%[5,28])，滲透率為0.48×10-3μm2(根據(jù)孔滲交會圖版[29]計算可得成藏期真實滲透率約為1.08×10-3μm2)，汞排替壓力為2.18 MPa，能夠代表隴東地區(qū)延長組近源致密儲層的基本特征。在模擬接近真實地質(zhì)條件下(地溫75 ℃，煤油稀釋后的原油黏度為2 mPa·s，25 MPa和72 h高壓飽含地下水，圍壓20 MPa)注油壓力與含油飽和度之間的關(guān)系時，將初始注油壓力從0.1 MPa緩慢增加以適應(yīng)儲層潤濕性的變化過程，發(fā)現(xiàn)當(dāng)注油壓力在1.0 MPa之前原油無法進(jìn)入儲層；當(dāng)注油壓力升至1.0 MPa時，原油開始迅速進(jìn)入儲層，隨著充注時間的增加含油飽和度最終恒定在60%左右；當(dāng)注油壓力增加至2.0 MPa以后，儲層含油飽和度隨原油注入壓力和持續(xù)時間的增大不再明顯變化，致密儲層的含油飽和度最終恒定在75%左右(圖3)。

圖3 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長8段致密砂巖原油充注實驗結(jié)果

基于充注實驗結(jié)果，將Pc定為1.0 MPa，根據(jù)文獻(xiàn)[30-31]的研究結(jié)果，將長8油藏成藏時的J0和Pin分別定為0.06 MPa/m和6.3 MPa，將上述值代入式(1)，當(dāng)儲層中某一點的充注動力衰減到與充注阻力一樣時(此時P=0 MPa)，原油的充注距離約為88.3 m，這與鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組下組合的勘探開發(fā)實際相吻合。

3 源儲接觸關(guān)系類型

源儲接觸關(guān)系，顧名思義，是指烴源巖和儲層之間接觸的形式，這個概念和源儲配置關(guān)系具有一定的相似性，但兩者的側(cè)重點不同。源儲配置關(guān)系是用來描述烴源巖與儲層之間的位置關(guān)系，普遍上劃分為源儲共生(亦稱之為“三明治”型)、上生下儲和下生上儲等源儲組合類型[32-33]。雖然部分研究中也提到了源儲直接接觸利于原油的運聚，但其研究手段還是將烴源巖和儲層分開獨立地進(jìn)行研究，粗略地認(rèn)為長8儲層與長7烴源巖即構(gòu)成直接接觸關(guān)系。源儲接觸關(guān)系側(cè)重于描述烴源巖和儲層之間的溝通關(guān)系，筆者團(tuán)隊多次運用此概念對鄂爾多斯盆地延長組油水復(fù)雜區(qū)的成藏機理做出解釋[14,17,34]，但一直未對其進(jìn)行系統(tǒng)性總結(jié)。本文在以上研究成果的基礎(chǔ)上，將源儲接觸關(guān)系細(xì)分為直接接觸型、過渡接觸型、泥質(zhì)隔擋型和裂縫溝通型四種類型(圖4)，來深入探討源儲接觸關(guān)系對致密油富集的影響。

3.1 直接接觸型

所謂直接接觸型，是指烴源巖與均質(zhì)砂巖之間直接接觸(圖4a，圖5a-b)。在這種接觸關(guān)系下，烴源巖生成的原油可以不受阻擋，直接進(jìn)入臨近儲層發(fā)生聚集，烴源巖提供的初始排烴動力就是原油在儲層中的初始充注動力，原油在儲集層中運移的距離完全取決于均質(zhì)砂體的厚度。如在理想化模型中，長7烴源巖提供6.3 MPa的初始充注動力，可將88.3 m厚的砂體完全充注。但這種源儲間的接觸關(guān)系往往是比較罕見的，因為沉積環(huán)境從靜態(tài)沉積的泥巖迅速轉(zhuǎn)變?yōu)閯討B(tài)沉積的砂巖需要在快速的沉積事件背景下才會發(fā)生，而經(jīng)歷長時間穩(wěn)定沉積的沉積體，往往是一個相變接觸面積由小到大的緩慢變化過程，砂泥巖之間的沉積轉(zhuǎn)變需要一定的過渡過程。

3.2 過渡接觸型

沉積相、水動力、水深和氣候等沉積環(huán)境的改變都會引起巖性在縱橫方向上的變化，而且這種變化需要一定的過渡時間。如河流在季節(jié)性的改道過程中，河道間與河道在縱向上表現(xiàn)為沖刷底礫巖的過渡，在橫向上會出現(xiàn)河床向堤岸尖滅的砂紋交錯層理[35]，而雙物源交匯處往往會形成頻繁的砂泥互層狀沉積[34]。故烴源巖和儲集層之間的過渡帶是普遍存在的(圖4b，圖5c-d)。源儲間的過渡帶(包括泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、薄砂泥互層等)由于非均質(zhì)性強而往往具有低的儲集性能和高的原油充注阻力。鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長81段儲層中含泥質(zhì)紋層砂巖的汞排替壓力平均值為5.74 MPa[35]，假設(shè)汞水和油水界面張力存在線性關(guān)系，則根據(jù)均質(zhì)儲層中原油充注阻力為1.0 MPa計算，這種含泥質(zhì)紋層砂巖的原油充注阻力Pc約為2.6 MPa。在這種情況下，原油的啟動壓力梯度J0約為0.34 MPa/m[30]。將上述值帶入公式(1)，則在原油充注動力P為0 MPa時，可求得含泥質(zhì)紋層砂巖中原油的充注距離約為10.88 m。以上推算說明源儲間的過渡型砂體具有一定的可充注空間，但會影響原油向深部儲層中運聚。

圖4 源儲接觸關(guān)系在鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)典型井上的反映

圖5 鄂爾多斯盆地延長組近源儲層中典型的巖心照片

3.3 泥質(zhì)隔擋型

泥質(zhì)隔擋型，是指烴源巖和儲層間發(fā)育有不具備生烴能力的泥巖隔層。前人研究認(rèn)為那些具有低泊松比、高彈性模量、富含有機質(zhì)的脆性泥頁巖層段易于產(chǎn)生裂縫，而無生烴能力的純泥巖在厚度大于4.0 m時無法被裂縫穿透[36-37]。鄂爾多斯盆地延長組砂巖中天然裂縫發(fā)育，而泥巖中裂縫相對不發(fā)育，裂縫發(fā)育受單砂層厚度控制，通常分布在砂層內(nèi)，與砂層的界面垂直并終止于砂泥界面上[37]。筆者在鄂爾多斯盆地延長組鉆井取心段中普遍觀察到高角度或垂直裂縫在砂泥巖界面處截止或者轉(zhuǎn)向的現(xiàn)象(圖6a-f)；在鄂爾多斯盆地銅川和宜川地區(qū)的野外剖面上可以明顯看到發(fā)育在長8段和長71段儲層中的裂縫在遇到泥巖層后截止的現(xiàn)象(圖6g-h)，證實了泥巖對裂縫的拓展具有強的阻礙作用。

圖6 鄂爾多斯盆地延長組近源儲層中巖心和野外剖面中觀察到的裂縫照片

為了量化泥質(zhì)隔層對油氣的封堵作用，從隴東地區(qū)鉆井取心中選取了長7段烴源巖與長81段儲層間的兩個泥質(zhì)樣品(B416井，2 118.56 m和B305井，1 996.4 m)做高壓壓汞實驗，測得其進(jìn)汞壓力分別為101.8 MPa與78.4 MPa，換算為注油壓力分別為46.7 MPa與36.0 MPa，遠(yuǎn)高于源儲界面處的最大充注動力?？梢姡舴橇芽p溝通，原油突破泥質(zhì)隔層向更深處運移是完全不可能的。

3.4 裂縫溝通型

裂縫被公認(rèn)為是致密油成藏最重要的控藏因素之一，但裂縫在不同巖性中的發(fā)育情況不同。本文選取了鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段儲層中的塊狀砂巖(圖5a-b)和含泥質(zhì)紋層砂巖(圖5c-d)樣品，分別從平行和垂直2個方向鉆取樣品開展巖石三軸力學(xué)實驗(美國GTTS公司研制的RTR-1000三軸巖石力學(xué)測試系統(tǒng)，依據(jù)樣品實際埋深，加載的圍壓為50 MPa，模擬溫度為90 ℃)。實驗結(jié)果顯示(表1)，均質(zhì)塊狀砂巖和含泥質(zhì)紋層砂巖在垂直層面和平行層面上的抗壓強度不同：均質(zhì)塊狀砂巖中平行方向的抗壓強度大于垂直方向抗壓強度，但在泥質(zhì)紋層砂巖中垂直方向上的抗壓強度卻高于平行方向的抗壓強度。表明在同等受力條件下，均質(zhì)塊狀砂巖在垂直層面方向上更容易產(chǎn)生裂縫，而泥質(zhì)紋層砂巖在平行層面方向更容易產(chǎn)生裂縫。均質(zhì)塊狀砂巖和含泥質(zhì)紋層砂巖是直接接觸型和過渡接觸型中典型的巖性代表，不同巖性中形成的裂縫不同，指示只用以上三種源儲接觸關(guān)系類型難以全面表征復(fù)雜的地質(zhì)環(huán)境，有必要將裂縫劃分為單獨的源儲接觸關(guān)系類型進(jìn)行探討。

表1 鄂爾多斯盆地姬塬地區(qū)長6段不同構(gòu)造砂巖力學(xué)參數(shù)測試結(jié)果

以鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長81油層組為例，取地下水密度ρw為1.05 g/cm3，原油密度ρo為0.85 g/cm3，g=9.8 m/s2，油水界面張力σ為25.5 mN/m，水與巖石潤濕角θ為0°，裂縫開度d為40 μm，裂縫平均長度h為12.0 m[37-38]。由公式(2)計算裂縫中地下水的浮力和毛細(xì)管阻力[39-40]，可得原油在裂縫中的壓降僅有0.026 MPa，這么小的壓降相對于初始充注動力來說基本上可以忽略不計。

(ρw-ρo)gh+2σcosθ/(d/2)=P

(2)

從上面的推算可以看出，即便裂縫的終端是均質(zhì)高滲砂體(Pc=1.0 MPa)，由于極小的壓降(0.026 MPa)，烴源巖提供的充注動力也足以將原油注入裂縫路徑上的任何一套砂體。原油既不服從“裂縫頂端聚集”，也不服從“逐砂推進(jìn)式成藏”，而更趨向于“全裂縫段砂體同步充注”。裂縫不但能夠改善儲層的儲集性能，還能急劇減小原油運移過程中的充注阻力，使得原油向更深處運聚成藏。

4 源儲接觸關(guān)系影響致密油富集實例

鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)目前在長81油層組中已經(jīng)發(fā)現(xiàn)了西峰、鎮(zhèn)北、環(huán)江等大型油田，勘探效果甚好(圖7)。但在對其相鄰區(qū)塊的開發(fā)過程中卻普遍出現(xiàn)位于裂縫集中發(fā)育區(qū)，儲集層規(guī)模大但出水的問題，這種現(xiàn)象在華池—上里塬—合水一帶尤為普遍[14,17,35]。前文研究認(rèn)為四種源儲接觸關(guān)系類型中，源儲直接接觸型和裂縫溝通型利于致密油的垂向運聚，而過渡接觸型和泥質(zhì)隔擋型對裂縫延伸和原油充注具有明顯的阻擋作用。隴東地區(qū)致密油的差異性富集很可能是由源儲接觸關(guān)系在平面上的差異性造成的。在源儲間缺乏含泥質(zhì)巖層的地區(qū)，原油可以通過砂體或裂縫的輸導(dǎo)在儲層中成藏；而在源儲間發(fā)育含泥質(zhì)巖層的地區(qū)，裂縫難以拓展，原油無法輸導(dǎo)，往往在底部形成干層或水層。

圖7 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長81油藏平面分布

4.1 隴東地區(qū)長81油藏平面分布影響因素

為了深入認(rèn)識源儲接觸關(guān)系對隴東地區(qū)近源致密油富集的影響作用，在單井測井解釋的基礎(chǔ)上，建立隴東地區(qū)長81段儲層中砂泥巖的解釋標(biāo)準(zhǔn)(砂巖的GR<98 API，AC<225 μs/m，DEN<2.58 g/cm3)，隨機選取隴東地區(qū)200余口井，統(tǒng)計長7烴源巖底部到長81段測井曲線平直段(儲層)頂部之間泥質(zhì)巖層(包括純泥巖和泥質(zhì)紋層)的厚度，并繪制源儲間泥質(zhì)巖層的平面等厚圖(圖8)。可以看出，除西峰區(qū)塊(不屬于致密油資源)外，隴東地區(qū)油井多分布于源儲間泥質(zhì)巖層厚度小于4 m的區(qū)域內(nèi)，而水井和干井多分布于源儲間泥質(zhì)巖層厚度大于4 m的區(qū)域內(nèi)，說明源儲間泥質(zhì)巖層影響了隴東地區(qū)長81段致密油藏的分布。

4.2 西峰油田的特殊性及勘探啟示

圖8顯示西峰油田長81油藏的分布不受源儲間泥質(zhì)隔層的影響，說明不能將源儲接觸關(guān)系用于解釋西峰油田的分布。在隴東地區(qū)長81儲層滲透率平面分布圖(圖9)上，西峰和華池區(qū)塊長81儲層滲透率處于(0.9～1.1)×10-3μm2以上，儲層物性較好；而隴東其他區(qū)塊長81儲層滲透率主要分布在小于0.9×10-3μm2范圍之內(nèi)，儲層相對致密。根據(jù)致密油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，西峰和華池油田長81油藏不屬于致密油的范疇。

圖8 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長7烴源巖與長81儲層間泥質(zhì)巖層等厚圖

圖9 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長81儲層滲透率平面分布

西峰和華池區(qū)塊長81儲層物性好，意味著原油在儲層中具有較好的滲流性能。其中華池地區(qū)處于淺水三角洲的沉積末端，為滑塌體或灘壩沉積[41-42]，砂體較為孤立，原油難以側(cè)向運移，油藏在平面上差異性富集，是受到了源儲間泥質(zhì)隔層的阻擋[17]。而西峰油田屬于水下分流河道沉積，砂體側(cè)向連續(xù)性好，其不受源儲接觸關(guān)系的影響，推斷認(rèn)為源儲間泥質(zhì)巖層下伏長81儲層中的原油是由臨近區(qū)塊烴源巖生成，并經(jīng)側(cè)向運移而聚集成藏的。現(xiàn)有勘探結(jié)果表明，西峰油田長81油藏沿水下分流河道呈長條狀展布(圖7)；而對原油含氮化合物的研究也表明，西峰油田長81油藏中的原油是由東北部的湖盆中部地區(qū)烴源巖生成并運移而來[43]，證實了上述推論的科學(xué)性。綜上可得出啟示，在對鄂爾多斯盆地延長組近源儲層的勘探中，除了要避開源儲間泥質(zhì)巖層的發(fā)育地帶，還要尋找利于原油側(cè)向運移的儲層“甜點區(qū)”。

5 結(jié)論

(1)鄂爾多斯盆地延長組長7段烴源巖生烴增壓所產(chǎn)生的“膨脹力”為近源致密油的運移提供了初始充注動力。依據(jù)現(xiàn)有研究成果，計算成藏期原油在鄂爾多斯盆地近源致密儲層中的充注距離處在88.3 m之內(nèi)，這與目前鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組下組合的勘探開發(fā)實際吻合。

(2)根據(jù)實際地質(zhì)條件，可將源儲接觸關(guān)系細(xì)分為直接接觸型、過渡接觸型、泥質(zhì)隔擋型和裂縫溝通型四種類型。其中，源儲直接接觸型和裂縫溝通型利于致密油的垂向運聚，而過渡接觸型和泥質(zhì)隔擋型對裂縫延伸和原油充注具有明顯的阻擋作用。

(3)源儲接觸關(guān)系類型在平面上的差異性影響了近源致密油藏的分布。隴東地區(qū)長81油藏多分布于源儲間泥質(zhì)巖層厚度小于4 m的區(qū)域內(nèi)，而水井和干井多分布于源儲間泥質(zhì)巖層厚度大于4 m的區(qū)域內(nèi)。在近源致密油的勘探過程中，不但要尋找利于原油側(cè)向運移的儲層“甜點區(qū)”，還需重點考慮源儲接觸關(guān)系類型對致密油成藏的影響。