吴起-志丹地区致密油成藏主控因素研究

马文强， 邓亚仁, 任战利

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069)

吴起-志丹地区致密油成藏主控因素研究

马文强1,2， 邓亚仁1,2, 任战利1,2

(1.西北大学 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069；2.西北大学 地质学系，陕西 西安 710069)

吴起-志丹地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，近年来的研究勘探结果表明，三叠纪延长组长7段主要发育湖泊-三角洲前缘环境下的低渗透致密砂岩储集层，致密油资源丰富。利用干酪根镜检、镜质体反射率测定、热解等方法研究烃源岩有机质类型、丰度和成熟度。与此同时，根据储层物性分析结果、薄片资料、场发射扫描电镜结果等分析致密油储层微观结构特征。研究结果表明，泥岩干酪跟以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，镜质体反射率普遍大于0.8%，热解生烃潜量显示主要为好烃源岩。研究区致密砂岩矿物成分以石英、长石和黏土矿物为主。孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为 0.27×10-3μm2，孔隙类型主要是粒间孔、溶蚀孔和微裂缝。综合分析，吴起-志丹地区优质的烃源岩是致密油形成的物质基础，储集层的物性和孔隙特征决定了致密油的广泛分布和可开发性。

烃源岩； 致密油储层； 孔隙； 长7段； 吴起-志丹地区

鄂尔多斯盆地陕北地区中生界油气藏多为岩性油气藏，储层低孔隙度、低渗透率特征明显。近年来研究发现陕北地区油气田储层孔渗特征和油气分布规律多属于致密油范畴[1-4]。

本研究区吴起-志丹地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，长7段构造特征与陕北斜坡趋于一致，为西倾单斜，倾角小于3°，不发育褶皱和断层，局部发育低幅度鼻状隆起。地层厚90～130 m，干酪根主要以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，总有机碳(TOC)主要分布在1.0%～6.6%，成熟度(Ro)介于0.8%～1.3%。主要发育湖泊-三角洲前缘沉积相。研究区长7段优质烃源岩发育，在邻近烃源岩的长6段、长8段储层中孔隙系统较发育，此外长7段页岩中夹杂的粉细砂岩易捕获油气，因此都适合致密油的成藏[5-9]。前人对致密油的成藏机制和富集规律进行了一系列研究[5-12]。

烃源岩的好坏及厚度决定成藏范围及丰度，是致密油形成的物质基础。储层的好坏以及厚度决定致密油的分布和开发条件[13]。吴起-志丹地区致密油的勘探开发正处于起步阶段，分析研究区的烃源岩特征以及致密油储层的微观孔隙结构特征,明确该地区致密油成藏条件及主控因素。

1 研究区烃源岩特征

1.1 有机质丰度

有机质丰度是评价烃源岩生烃潜力和规模的重要指标[14],研究区长7暗色泥页岩颜色多为深灰色、黑灰色、黑褐色及黑色，致密。岩性以泥岩、页岩和泥质粉砂岩为主。实测总有机碳(TOC)质量分数变化较大，分布在2.0%～12.0%，分析样品中有50%的样品的TOC质量分数分布在2%～4%，为主要的有机碳含量分布区间，TOC质量分数超过2%的样品(据统计结果)为100%，说明有机质质量分数高(见图1)。

图1 研究区有机碳含量分布直方图

Fig.1 Histogram of TOC frequency distribution of organic carbon in the study area

热解生烃潜量主要介于1.49～22 mg/g之间。根据陆相烃源岩有机质丰度的评价标准认为，生烃潜量(S1+S2)<0.5 mg/g为非生油岩，处于0.5～2 mg/g为差生油岩，2～6 mg/g为中等烃源岩，6～20 mg/g为好烃源岩，(S1+S2)>20 mg/g为最好的烃源岩。研究区最好的烃源岩占60%，好烃源岩占20%，中等和差烃源岩各占10%，说明整体研究区烃源岩好(见图2)。

图2 研究区烃源岩样品有机质热解生烃潜量(mg/g)分布图

Fig.2 Frequency distribution of hydrocarbon potential of organic matter in the source rocks samples of the study area

1.2 有机质类型

1.2.1 烃源岩微观特征 在研究区选取了几口典型井的样品，分析其烃源岩特征。吴起南部地区的烃源岩中含有大量晶簇状的黄铁矿，黄铁矿的出现表明当时沉积环境为还原环境，水体波动较小，如图3所示。

图3 烃源岩微观特征

Fig.3 Microstructural characteristics of source rocks

1.2.2 烃源岩显微组分特征 通过干酪根显微组分(见表1)的分析将研究区的干酪根组分分为腐泥组、镜质组、壳质组、惰质组，从研究区干酪根组分来看，腐泥组包括浮游藻类和腐泥无定形体，浮游藻类质量分数较少，可以忽略不计，腐泥无定形体质量分数在0～19.68%，平均质量分数9.8%，壳质组质量分数较大，分布在27.87%～76.03%，平均质量分数为58.09%，镜质组主要有富氢镜质体和正常镜质体，其中富氢镜质体质量分数在0～10.49%，平均质量分数为4.458%，正常镜质体质量分数在8.52%～

60.98%，平均质量分数为27.26%，惰质组中丝质体质量分数也较少，可忽略(见表1)。由此可知研究区有机质类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型(见图4)。

图4 烃源岩干酪根显微组分特征

Fig.4 Microstructural characteristics of kerogen in source rocks

表1 干酪根显微组分和类型统计

1.3 有机质成熟度

对研究区10块样品进行成熟度测试分析，总体来看实测的镜质体反射率在0.8%～1.3%，平均值1.12%，处于成熟生油阶段(见图5)。

图5 研究区烃源岩样品有机质成熟度频率分布图

Fig.5 Ro frequency distribution histogram of organic matter maturity of shale samples in the study area

研究区最大热解峰温在441～465 ℃，平均值453.2 ℃(见图6)，由图6可知最大热解峰温主要分布在440～460 ℃，由此可知有机质处于成熟生油阶段。

根据实测的镜质体反射率、最大热解峰温判断研究区延长组烃源岩处于成熟生油阶段，已处于生油高峰期。

图6 研究区烃源岩样品最大热解峰温频率分布图

Fig.6 Frequency distribution of maximum pyrolysis peak temperature of hydrocarbon source rocks samples in the study area

2 研究区储集层特征

2.1 储层岩石学特征

研究区吴起、志丹、永宁地区长7段致密油储层的岩性主要为浅灰色细粒岩屑长石砂岩，其次中-细粒、细-中粒长石石英砂岩(见图7)。砂岩的主要矿物成分为石英，占45.4%～78.75%，相对质量分数平均64.2%；次为长石(以钾长石为主，次为斜长石)，占11.25%～41.5%，平均24.5%；岩屑质量分数7.4%～20.0%，平均11.3%；云母质量分数变

化均匀，在2.0%～6.0%，平均3.8%。岩屑主要为变质岩岩屑，其次为火成岩岩屑及少量沉积岩岩屑和变质岩屑。

吴起-志丹地区长7段砂岩填隙物质量分数为6%～50.0%，平均25.4%。主要由泥质、高岭石、方解石、碳酸盐等组成，其中泥质质量分数为3%～50%，平均19.7%；高岭石为0～30%，平均1.34%；方解石质量分数为0～8.0%，平均1.9%；碳酸盐质量分数为0～2.0%，平均0.4%，如表2所示。

图7 研究区长7砂岩分类三角图

Fig.7 Triangular diagram of classification of Chang 7 sandstone

表2 研究区长7段砂岩储层矿物成份统计

研究区长7段砂岩的结构特点为碎屑颗粒较均一，主要粒级(0.03～0.18 mm)，最大粒径分布在0.12～0.32 mm，分选中等-好，磨圆度为次棱角-次圆状，磨圆较好。

2.2 储层物性特征

根据研究区70块长7段样品的岩心分析资料统计，长7砂岩储层的孔隙度最大值为18.3%，最小值为0.20%，平均值为7.6%；渗透率最大值为0.91×10-3μm2，最小值为0.01×10-3μm2，平均值为0.27×10-3μm2(见表3)。

表3 研究区长7段砂岩储层孔隙度、渗透率统计表

研究区长7砂岩储层孔隙度集中分布在4%～10%，占样品总数的91.4%(见图8)，渗透率多小于0.4×10-3μm2，占样品总数的79.9%(见图9)。

2.3 储层微观结构特征

西部研究区长7砂岩储层主要面孔率分布在0～1.3%，平均值为0.43%。主要储集空间为剩余粒

间孔，次为溶蚀孔，另有少量微裂隙。

2.3.1 原生孔隙 分析测试资料表明，研究区长7段储层中原生孔隙主要发育剩余粒间孔隙，在镜下表现为孔隙周围颗粒没有明显的溶蚀痕迹(见图10)。

图8 研究区砂岩样品孔隙度分布

Fig.8 Porosity distribution of sandstone samples in study area

图9 研究区砂岩样品渗透率分布

Fig.9 Permeability distribution of sandstone samples in study area

图10 研究区长7段致密砂岩储层剩余粒间孔

Fig.10 Remaining intergranular pores in tight sandstone reservoirs of the Chang 7 member in study area

2.3.2 次生溶蚀孔 西部长7次生孔隙含量一般在0～0.7%，平均值在0.10%左右(见图11)。

图11 研究区长7段致密砂岩储层次生溶蚀孔发育

Fig.11 Study on the development of secondary dissolution pore in the tight sandstone reservoir of the Chang 7 member in study area

2.3.3 微裂缝 研究区致密油储层中微裂隙比较常见，由于脆性矿物组分较多，在受到应力的作用下容易形成微裂隙。微裂隙一方面可以增大储集空间，另一方面提供了油气运移的通道(见图12)。

图12 研究区长7段致密砂岩储层微裂缝特征

Fig.12 Characteristics of microfractures in tight sandstone reservoir of the Chang 7 member in study area

根据储层距离湖盆远近以及孔隙发育特征，可以划分两类储集砂体：靠近湖盆的水下分流河道砂体，长石受烃源岩产生的有机酸溶解作用影响，溶孔较多，孔隙连通性好，形成较好的致密油储层；远离湖盆的孤立水下分流河道砂体，粉砂岩较多，湖盆频繁的湖进和湖退常导致砂泥岩互层，非均质性比较严重，孔隙常被泥质充填，因此，油气较难运移，形成致密油条件较差。

3 结论

1) 研究区延长组长7段烃源岩有机碳分布在2.01%～12.03%，平均值为5.404%，有机质类型以Ⅱ1和Ⅱ2型为主，镜质体反射率在0.8%～1.2%，处于成熟-高成熟阶段。延长组长7段烃源岩具有有机质丰度高、生烃潜力大、类型好、成熟度适中，具备致密油气生成的物质基础。

2) 研究区致密砂岩矿物成分以石英、长石和黏土矿物为主，长7段致密砂岩的孔隙度平均为7.6%，渗透率平均为 0.27×10-3μm2，孔隙类型主要是粒间孔、溶蚀孔和微裂缝。总体来看，研究区长7段储层十分致密，具有裂缝以及非均质性较弱的砂体是油气运移和储集的优势储集层。

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(编辑 王亚新)

Main Control Factors of Tight Oil Accumulation in WuQi and ZhiDan Area

Ma Wenqiang1,2, Deng Yaren1,2, Ren Zhanli1,2

(1.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,NorthwestUniversity,Xi’anShaanxi710069,China; 2.DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi’anShaanxi710069,China)

WuQi and ZhiDan area is located in the central-western of North Shaanxi Slope, Ordos Basin. The exploration indicates that Chang 7 Member in YanChang Formation of Triassic developed a set of low permeable tight sandstone reservoirs which were formed in lake-delta front facies environments, and the tight oil resource was rich. Based on kerogen learnt, vitrinite reflectance determination, pyrolysis method, the organic type, abundance and maturity were studied. At the same time the microstructure of tight oil reservoir was researched according to the result of physical property analysis, electron microscope thin sections and field emission scanning electron microscopy. Research results showed that the mud shale was Ⅰ and Ⅱbased, vitrinite reflectance was generally more than 0.8%, and hydrocarbon generation potential showed that the hydrocarbon source rocks were good. Major components of sandstone in the study area from the 7th member in Yanchang Formation were composed of clay minerals, quartz and feldspar. Physical property of sandstone results showed that the average porosity was 7.6% and the average permeability was 0.27×10-3μm2. The pore types were mainly intergranular pores, dissolution pores and microcracks. So, the high quality source rocks in Wuqi and Zhidan area were the material basis for the formation of tight oil. The physical properties and pore characteristics of the reservoirs determined the widespread distribution of tight oil.

Source rocks; Tight oil reservoir; Pore; Chang 7 member; WuQi and ZhiDan area

1006-396X(2016)06-0066-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-20

2016-10-17

国家自然科学基金资助(41372128)；西北大学大陆动力学国家重点实验室科技部专项(BJ08133-1)；国家重大专项资助(2011ZX05005-004-007HZ)。

马文强(1988-)，男，硕士研究生，从事油气成藏及油气评价研究；E-mail：mawenqiangg@163.com。

任战利(1961-)，男，博士，研究员，博士生导师，从事沉积盆地构造热演化史与油气关系及油气评价等方面的研究；E-mail：renzhanl@nwu.edu.cn。

TE345

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.014