源储岩性组合对致密油聚集的影响——以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

杨智峰,曾溅辉,冯　枭,冯　森,张译丹,乔俊程（中国石油大学a.油气资源与探测国家重点实验室;b.地球科学学院，北京102249）

源储岩性组合对致密油聚集的影响
——以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例

杨智峰,曾溅辉,冯枭,冯森,张译丹,乔俊程
（中国石油大学a.油气资源与探测国家重点实验室;b.地球科学学院，北京102249）

根据对岩心、录井和测井资料的综合分析，将研究区上三叠统延长组长7段划分为源夹储、源储互层和储夹源3种源储岩性组合类型。结合烃源岩厚度、内部流体压力发育特征、地化分析资料及有效充注空间系数的研究，证实源储岩性组合类型对致密油排烃与充注具有重要的影响。其中源夹储与源储互层型岩性组合具有微裂缝幕式排烃与不充分排烃两种排烃方式，储夹源型岩性组合排烃充分。源夹储型岩性组合致密油的富集程度较高，源储互层型次之，而储夹源型相对较差。源储组合的研究对深化鄂尔多斯盆地致密油的勘探与开发有指导意义。

鄂尔多斯盆地；延长组；岩性组合；致密油；排烃与聚集

中国致密油勘探面积辽阔，地质资源量丰富，具有非常大的资源潜力。致密砂岩油气藏源储大面积共生，圈闭界限不明显，烃源岩生成的油气直接充注进入致密储集层，源储之间的空间接触关系、岩性组合与充注动力对致密砂岩油气藏的形成具有重要的作用[1-2]。

前人依据岩性组合的方式划分常规油气藏烃源岩的结构，研究不同岩性组合的压实状态、压力分布状态及排烃特征[3-5]；部分学者也开展了有效源储岩性组合对致密气藏分布的研究[6]，指出岩性组合影响常规储集层烃源岩的排烃方式及致密气藏的分布。但对致密油岩性组合的研究相对较少，尚有一些重要问题亟待研究。例如，致密油储集层岩性组合的划分依据，不同岩性组合内烃源岩的排烃特征及其对石油聚集的影响。由于致密砂岩储集层的物性差，石油由烃源岩向致密砂岩储集层的充注阻力及其作用特征与常规储集层具有差异，致密油与致密气富集机理亦有不同。目前有关常规油气藏及致密气藏油气充注作用的源储组合研究认识难以适用于致密油。本文以鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段为例，分析不同源储岩性组合类型下致密油的充注特征与富集规律，揭示源储岩性组合对致密油聚集的控制作用。

1　研究区地质概况

鄂尔多斯盆地从晚三叠世开始进入内陆盆地演化阶段后，发育了广泛的陆相碎屑岩沉积[7]。湖盆从延长组长10段沉积期开始发育，至长7段沉积期达到鼎盛，发育了一套较厚、富含有机质页岩的暗色泥岩，成为盆地中生界延长组的主力烃源岩，具有较强的生排烃能力[8]。到长4+5段沉积期后，湖盆开始收缩消亡[9]。

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的西南部，面积约5 600 km2（图1）。上三叠统延长组长7段以湖泊、重力流沉积为主，大面积展布的储集体紧邻长7段广覆式优质烃源岩，无明显圈闭和直接盖层。致密油具有大面积分布，丰度不均一的特征。平面上，石油主要连续分布于紧邻烃源岩上下的大面积致密储集层中；纵向上，多层系叠合连片含油，形成大规模的石油聚集。

2　研究区长7段岩性特征

延长组沉积期湖盆快速稳定的下沉，还原的地球化学环境、丰富的水生生物以及相对温湿的气候等诸多有利因素的共同作用，形成了鄂尔多斯盆地有利的生油环境[10-11]。长7段烃源岩层的有机碳含量为0.52%~33.68%，氯仿沥青A含量为0.01%~1.66%，生烃潜力为0.37~116.17 mg/g，有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ1型，少部分为Ⅱ2型。长7段最大裂解温度主频为440~460℃，镜质体反射率均大于0.65%，处于成熟演化阶段（表1）。

表1　研究区长7段有机质特征

研究区长7段砂岩储集层主要为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩。砂岩的成分成熟度普遍较低，碎屑颗粒中石英的含量平均为41%，长石含量为32.2%，岩屑含量为26.8%，岩屑以喷发岩、隐晶岩、千枚岩、板岩和沉积岩岩屑为主，杂基含量较低。研究区砂岩以细砂岩为主，砂岩的分选性普遍较好，但磨圆度相对较差，以次棱角状为主，反映了沉积区近物源的特点。

3　源储岩性组合

致密砂岩油气藏的一个显著特征就是连续分布的致密储集层与烃源岩组成紧密接触或相邻的共生层系，即大面积源储共生，烃源岩生成的油气直接充注进入致密储集层。因此，烃源岩和储集层之间的空间配置关系与岩性组合对致密油的形成具有重要的影响。

研究区延长组长7段为源储共生型地层。在岩心观察与测井曲线判识的基础上，结合录井岩性组合与单井砂地比含量，将长7段岩性组合划分为源夹储型、源储互层型和储夹源型3种类型（表2，图2）。

表2　研究区长7段岩性组合类型特征

平面上不同岩性组合类型呈现出明显的分区性，源夹储型主要发育在华池—庆城一带及合水地区，整体以半深湖与深湖相沉积为主，较厚的烃源岩夹孤立的浊积砂体，显示出泥包砂的特征。其砂岩厚度一般为4~30 m，平均19 m，砂地比多在4%~30%，平均19%，此类岩性组合约占35%.

源储互层型主要发育在庆城—庆阳及庆城—合水一带，整体上环源夹储岩性组合类型分布，为多期浊积砂体与湖相泥岩或油页岩垂向的叠置，显示出砂岩与烃源岩互层或叠置的特征。其砂岩厚度一般为26~45 m，平均35 m，砂地比多在31%~48%，平均38%，此类岩性组合约占50%.

图2　研究区长7段源储岩性组合类型

储夹源型主要集中在研究区的西北部与西南部，零星分布，发育在湖盆边缘或多期浊积砂体叠置的部位，以大套厚层砂岩为主，显示出砂包泥的特征。其砂岩厚度一般为46~62 m，平均55 m，砂地比多在51%~67%，平均58%，此类岩性组合约占15%.

剖面上延长组长7段源储岩性组合类型控制着单井油气显示。源夹储岩性组合类型油气显示以油层与油水层为主；源储互层岩性组合类型油气显示多为含油水层、油水层与差油层；储夹源岩性组合类型油气显示多为差油层、水层及干层。源储互层岩性组合类型控制了油气的聚集程度，延长组长7段油藏主要分布在源夹储型岩性组合发育区域，其次为源储互层型岩性组合，储夹源型岩性组合分布的区域，没有发现油藏的分布（图3）。

4　岩性组合对石油聚集的影响

4.1岩性组合对排烃方式的影响

不同的岩性组合烃源岩厚度不同，其对排烃具有重要影响。关于烃源岩排烃特征的研究较多，烃源岩厚度对排烃的影响较大，异常高压与烃源岩组构的分布决定排烃类型[12-13]，不同的排烃方式具有不同的压实状态与地化效应[14]。鄂尔多斯盆地延长组长7段烃源岩排烃作用强烈，产烃率较高[6]，生排烃期普遍存在异常高压，具有很强的排烃动力[15]，生烃增压是长7段烃源岩异常高压形成的主因。长7段烃源岩具有连续生烃、幕式排烃与多点式充注成藏的特征[15]。岩性组合与单层烃源岩厚度，是影响长7段流体压力及排烃效率的重要因素。依据烃源岩厚度及其内部流体压力发育特征，并结合有限的地球化学分析资料，将长7段排烃方式划分为薄层泥岩充分排烃型、厚层泥岩相对滞排烃型及厚层泥岩微裂缝幕式排烃型3种。

图3　研究区长7段源储组合类型与油藏分布

（1）充分排烃型储夹源岩性组合中烃源岩单层厚度小于30 m，处于正常压实或较低的欠压实状态。此类烃源岩的有效排烃厚度等于烃源岩厚度，根据烃源岩内流体压力的发育特征，划分为正常压力型和异常压力型。正常压力型的烃源岩厚度一般小于5 m，基本处于正常压实状态，不存在异常高流体压力，烃类流体在压实作用下充分排出。而异常压力型的烃源岩厚度多为5~25 m，烃源岩中部有机碳含量高达20%，上下储集层中有机碳含量逐渐降低，烃源岩内部存在异常高的孔隙流体压力点，压力系数一般小于1.3，烃类流体由异常高压点分别向上下储集层方向排出（图4a）。

（2）相对滞排烃型压力升高对生烃具有抑制作用，烃类要突破吸附作用与毛细管压力的封闭作用才能大规模排烃，烃源岩内部存在部分烃类未排出的相对滞烃带。对于源储互层型和源夹储型岩性组合，烃源岩厚度多为25~55 m，该层段残余有机碳明显较高且稳定分布，而上下边缘部位残余有机碳含量明显较低；残留烃含量与氯仿沥青A含量在该部位呈现出明显的相对高值，平均分别为3.2 mg/g和0.89%，而烃源岩的上部为2.2 mg/g和0.55%，下部为2.6 mg/g和0.63%，表明烃类未充分排出。该层段排烃效率明显偏低，平均为67.0%，该套烃源岩的上部和下部平均为80.0%和78.2%，说明中部烃类滞留在烃源岩中而未排出。相对滞烃带多表现为较平稳的异常高压带，压力系数不超过1.52，形成超压封存箱，其有效排烃厚度小于烃源岩厚度，烃源岩排烃具有非均一性，烃源岩上下边缘地区排烃效率高，而内部排烃效率相对较低，排烃不充分，出现相对滞排烃带（图4b）。

图4　研究区长7段主要排烃类型

（3）微裂缝幕式排烃型幕式排烃是烃源岩系统演化过程中一种重要的方式，异常高压可以使分隔层或围岩产生裂缝与其他形式的运移通道[16]，使已聚集的烃类流体聚集到分隔层之上或周围的地层中，形成再次聚集。一旦压力降低到分隔层的破裂压力时，微裂缝闭合，这种积压—释压—积压在地层中反复出现，形成微裂缝排烃，异常高压与幕式排烃具有密切的关系[17-18]。

长7段由于强烈的胶结与压实作用，烃源岩的连通性较差，出现异常流体压力，当压力达到并超过烃源岩的破裂压力时，在烃源岩内就会形成微裂缝，发生微裂缝排烃。对于源储互层与源夹储型岩性组合，烃源岩厚度下限为25 m，烃源岩内存在异常高压带。一般认为当烃源岩流体压力达到0.85倍静岩压力时，烃源岩中就有可能产生微裂缝，从而使得烃类流体排出。而当孔隙流体压力下降到一定程度时微裂缝重新闭合，直到压力增长而重新开启，烃源岩表现出幕式排烃的特征，其有效排烃厚度等于或小于烃源岩总厚度（图4c）。此外，前人在鄂尔多斯盆地西北部长7段烃源岩与长8段储集层中发现的大量沸腾油气包裹体群，从而证实油气幕式排烃与微裂缝排烃的观点相一致[19]。

4.2岩性组合对充注强度的影响

源储岩性组合不仅对烃源岩的排烃方式产生影响，而且对石油的充注也有影响，不同的源储岩性组合，具有不同的充注强度。笔者通过有效充注空间系数，即油气显示厚度与砂岩厚度的比值，来表征致密油的充注强度。依据统计结果分析，研究区长7段源夹储型岩性组合的有效充注空间系数最大，平均为0.78；源储互层型岩性组合的有效充注空间系数次之，平均为0.71；而储夹源型岩性组合的有效充注空间系数最小，平均为0.60.因此，源夹储型岩性组合最有利于致密油的富集，源储互层型岩性组合次之，而储夹源型岩性组合相对较差。

5　结论

（1）研究区上三叠统延长组长7段发育源夹储型、源储互层型与储夹源型3种岩性组合。华池—庆城一带主要发育源夹储型与源储互层型岩性组合；合水地区发育源储互层型与源夹储型岩性组合；庆城—庆阳一带主要发育源储互层型与储夹源型岩性组合。

（2）研究区长7段烃源岩排烃方式分为薄层泥岩充分排烃型、厚层泥岩相对滞排烃型及厚层泥岩微裂缝幕式排烃型3种类型。

（3）不同的源储岩性组合，具有不同的石油聚集程度。源夹储型岩性组合最有利于致密油的聚集，源储互层型岩性组合次之，而储夹源型岩性组合相对较差。

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Effects of Source⁃Reservoir Lithologic Assemblage on Tight Oil Accumulation:A Case Study of Yanchang Chang⁃7 Member in Ordos Basin

YANG Zhifeng,ZENG Jianhui,FENG Xiao,FENG Sen,ZHANG Yidan,QIAO Juncheng
(ChinaUniversity of Petroleum,a.State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting; b.School of Geosciences,Beijing 102249,China)

According to comprehensive analysis of data from core lab,logging and well logs,the Chang⁃7 member of Yanchang formation of Upper Triassic in the study area can be dividedinto three types of source⁃reservoir lithologic assemblages such as source sandwiching reser⁃voir(Type 1),source⁃reservoir interbed(Type 2)and reservoir sandwiching source rock(Type 3).This Paper indicates that such assemblage types have important effects on expulsion and charging of tight oil,based on studied results of source rock thickness,internal fluid pressure feature,geochemical analysis and effective oil chargingspace coefficient.The former two types have micro⁃fracture episodic hydrocarbon ex⁃pulsion and incomplete expulsion,the third type is one with complete expulsion.For the tight oil enrichment extent,Type 1 is high,fol⁃lowed by Type 2,Type 3 is relatively poor.

Ordos basin;Yanchangformation;lithologic assemblage;tight oil;hydrocarbon expulsion and accumulation

TE112.1

A

1001-3873（2015）04-0389-05

10.7657/XJPG20150403

2015-01-19

2015-04-09

国家自然科学基金（40772088；411721）

杨智峰（1987-），男，新疆克拉玛依人，博士研究生，石油地质，（Tel）13161976413（E-mail）yangzhifeng_2005@126.com.