鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区三叠系延长组7油层组致密油富集主控因素

葛云锦，任来义，贺永红，马芳侠，王 全，杜克锋，李红进

[1. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院， 陕西 西安 710075； 2. 延长油田股份有限公司 富县采油厂， 陕西 延安 727500]

随着常规油藏勘探开发程度越来越高，非常规油藏逐渐引起了业界的重视，尤其是致密油，已从勘探的热点领域逐渐转变为现实的资源接替领域。自美国成功勘探开发致密油以来[1-4]，中国也在鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地以及四川等盆地开展了致密油勘探开发试验及研究，获得了实质性进展[5-10]。中国诸多含油气盆地中，鄂尔多斯盆地致密油资源尤为丰富，其纵向上主要赋存于中生界三叠系延长组长6、长7油层组，平面上集中于三叠系延长组湖盆沉积中心。在非常规油气地质理论及大型压裂技术的带动下，盆地主力烃源岩层系长7油层组中致密油勘探获突破：长庆油田在合水、姬塬与新安边等地长7油层组提交了亿吨致密油探明储量；延长油田在志丹、甘泉与富县等地区相继发现延长组长7油层组致密油(长7致密油)富集区，并获得一定规模的产量[11-18]。前人从沉积、储层特征与成藏条件等方面对长7致密油进行了研究，探讨了富集主控因素和成藏规律[19-25]，认为烃源岩、优势沉积相及储层、良好的源储组合和孔隙结构等是长7致密油富集的主控因素，但这些认识对盆地常规特低渗岩性油藏同样适用，未能体现致密油作为非常规油藏在成藏规律方面的特殊性。本文以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部富县—甘泉地区长7致密油为研究对象，基于测井、录井与分析测试等资料，结合试油试采数据，从烃源岩、储层成岩相、结构非均质性和致密层遮挡等多方面探讨长7致密油富集的主控因素，获得成藏关键认识，为盆地致密油勘探提供参考。

1 研究区地质概况

鄂尔多斯盆地是我国第二大含油气盆地，现今构造形态总体上呈东翼宽缓、西翼狭窄的不对称盆地。鄂尔多斯盆地可划分为6个构造单元(图1)，伊陕斜坡是盆地内部一个平缓的西倾单斜，地层倾角一般不足1°，局部发育低幅鼻隆构造，是油气主要富集区。

盆地主要含油层系为中生界上三叠统延长组，分为长10—长1共10个油层组，长7沉积时期为湖盆鼎盛时期，沉积了盆地主力烃源岩。其自上而下可划分为3个亚油组：长71，长72和长73。长71顶部发育一套薄层黑色泥页岩或暗色泥质粉砂岩，长72主要发育泥岩、粉砂质泥岩及粉砂岩，长73主要发育一套黑色油页岩和暗色粉砂质泥岩为代表的张家滩页岩。

研究区位于盆地伊陕斜坡东南部，主力油层是长8油层组、长7油层组与长6油层组，长7致密油富集于长71、长72亚油组。储层岩性主要为灰色-浅灰色岩屑长石砂岩，孔隙度最大值为12.3%，最小值为0.80%，平均值为8.0%；渗透率最大值为4.4×10-3μm2，最小值为0.01×10-3μm2，平均值为0.28×10-3μm2。

2 致密油富集主控因素

致密油指赋存于烃源岩或与烃源岩共生、紧邻的致密砂岩和致密碳酸盐岩等储集层中，未经过大规模长距离运移的石油聚集[2]，具4个明显标志[26-27]：大面积分布的致密储层；广覆式分布的成熟优质生油层；连续型分布的致密储层与烃源岩紧密接触，无明显圈闭边界；致密储层内原油密度较低。烃源岩、储层和源储紧密接触是致密油富集的基本条件。

图1 鄂尔多斯盆地构造划分Fig.1 Structure division of Ordos Basin

2.1 优质的烃源岩

长7油层组沉积时期，湖盆中心分布于姬塬—志丹—甘泉—富县一带，深湖相分布面积可达3.0104km2。研究区内长7烃源岩广泛分布，厚度在30～50 m。长73张家滩页岩最为稳定且厚度较大(10～20 m)；长71烃源岩分布范围也较广，厚度在10 m左右，是研究区另一套重要烃源岩。

烃源岩实测数据显示，长7泥岩总有机碳(TOC)含量为1.13%～13.3%，峰值为4%～6%，为好烃源岩。长73烃源岩TOC主要为6%～8%；长71烃源岩TOC主要为5%～6%，最高超过7%。干酪根显微组分观察显示,腐泥无定形体含量在0～19.68%，平均为9.8%；壳质组含量为27.87%～76.03%，平均为58.09%；镜质组主要包括富氢质镜质体和正常镜质体，其中富氢镜质体平均含量为4.45%，正常镜质体平均含量为27.26%，有机质类型主要为Ⅱ1和Ⅱ2型。镜质体反射率在0.8%～1.3%，平均值为1.12%，处于成熟生油阶段。2套烃源岩都具有生烃能力，提供了良好的油源条件。

烃源岩有机质类型、热成熟度的差异导致其生排烃强度有所不同，一定程度上控制着长7致密油分布。图2可见，致密油主要分布于长73烃源岩生烃强度大于40×104t/km2，以及排烃强度高于20×104t/km2的区域。少量出油点位于长73烃源岩生排烃低值区，但主要受长71烃源岩的控制(生烃强度大于40×104t/km2)。烃源岩对长7致密油具有较强的控制作用，总体上较高的生排烃强度可以圈定长7致密油含油外边界。目前盆地内致密油富集的姬塬、志丹、甘泉和富县等地长7烃源岩条件均较好[14-18]，表明“广、厚、优”的烃源岩是致密油富集的主控因素之一。

2.2 紧邻的源岩—储层

致密油储层致密，渗流能力差，多为近源成藏，因此源储紧邻对成藏非常重要。研究区长72亚油组与长71亚油组致密砂岩发育，厚度可达25 m，与下伏烃源岩直接接触，虽然储层致密，但含油性较好，渗透率小于0.1×10-3μm2的致密砂岩也有一定的油气显示。甘泉地区长72亚油组致密油富集，受长73亚油组优质烃源岩控制明显。而富县地区长72亚油组砂体不甚发育或长72亚油组与长71亚油组砂体之间缺少有效隔层，致密油主要集中在长71亚油组。此外，富县地区长71亚油组烃源岩相对较薄，但具有较强生排烃能力，有利于邻近的长71亚油组致密油富集。油藏剖面可见，研究区北部甘泉地区致密油主要富集于在长72亚油组，东南部富县地区致密油富集于长71亚油组(图3)。

2.3 优质储层

在烃源岩控制的含油边界内，储层沉积微相类型和展布特征具有差异性，进而影响储层范围、厚度和物性，控制着长7致密油的分布。成岩相是储层沉积和成岩作用的综合展现[28]，是沉积物成岩作用后的最终形态，体现了成岩改造对储层的影响。根据成岩作用特征和孔隙发育特征，考虑胶结物类型，突出破坏性成岩作用与建设性成岩作用组合类型，采用主要成岩作用+物性主控因素的复合方式，将研究区储层划分为5种成岩相，从而预测有利储层(图4a—d)(表1)。

勘探结果显示，长71亚油组和长72亚油组工业油流井主要集中在A+B相，个别在C相，极少数分布在D+E相，表明优质储层对致密油的分布具有较强的控制作用。在优质烃源岩控制的含油边界内，优质储层是致密油富集的主要控制因素之一，控制着致密油富集的区带(图5)。

研究区长7段广泛分布优质烃源岩，源储紧邻，优质储层面积大，理论上致密油应大面积成藏。但勘探实践显示，长7段致密油成藏范围相对局限，油藏富集范围内既有油井，也有出水井，表现出非常复杂的油水关系，表明致密油富集除受上述基础条件影响外，还受其他因素的控制。

2.4 异常压力

致密砂岩储层喉道细小，毛细管阻力大，长7段致密砂岩内石油运移成藏需要较高的驱动力。但鄂尔多斯盆地构造平缓，油水密度差产生的浮力较小，不足以驱动石油在致密储层中运移，需要其他的驱动力。随着长7段优质烃源岩生烃转化率的不断增大，生油增压强度逐渐增大，形成了较高的源储压差，使原油可以突破致密储层的毛细管阻力，连续充注成藏[21-25]。

鄂尔多斯盆地中生界主要成藏期为晚侏罗世—早白垩世，地层在早白垩世达到最大埋深。选取200余口资料齐全的钻井对泥岩最大埋深时期古压力进行研究。长6段以上泥岩为正常压实段，异常压力段主要出现在长7段泥页岩，对校正后的声波时差曲线进行了平衡深度、地层压力、静水压力和过剩压力的恢复。

图2 鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区长7油层组致密油与长73亚段烃源岩生排烃强度关系Fig.2 Correlation between the Chang 7 tight oil and the intensity of hydrocarbon generation-expulsion of Chang 73 source rocks in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basina.生烃强度，b.排烃强度

表1 鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区成岩相划分类型Table 1 Classification of diagenetic facies in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basin

编号成岩相类型成岩特征孔隙特征胶结物含量/%绿泥石伊利石碳酸盐硅质孔隙度/%A中压实绿泥石薄膜胶结原生粒间孔相长石与部分岩屑颗粒溶蚀作用较强粒内孔、铸模孔、溶蚀扩大孔、残余粒间孔≥110～12B中压实不稳定组分溶蚀溶孔相火山岩屑、沉积岩屑含量高,压实作用中等,溶蚀作用弱粒间溶孔、粒内溶孔、杂基微孔<1≥4<5<28～10C强压实弱溶蚀微孔相塑性岩屑压实强烈,颗粒凹凸接触少量粒间溶孔、井间微孔、杂基微孔<1≥5<6<26～8D强压实伊利石胶结微孔相压实强烈、颗粒凹凸接触、伊利石胶结作用发育微小残余粒间孔为主<1≥7<7>2<6E强压实钙质胶结致密相压实强烈,碳酸盐胶结物连晶-基底式胶结孔隙极少<1≥7<6

图4 鄂尔多斯盆富县—甘泉地区地长7段致密储层成岩相特征及烃类充注Fig.4 Diagenetic facies characteristics and hydrocarbon charging of Chang 7 tight reservoir in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basina. FZ32井，长7段，埋深891 m，单偏光，绿泥石环边保护粒间孔隙(成岩A相)；b. LP131井，长7段，埋深1 759 m，单偏光，长石及岩屑被溶蚀(成岩B相)； c. L131井，长7段，埋深1 754 m，扫描电镜，伊利石晶间微孔(成岩D相)；d. LP18井，长7段，埋深1 547 m，单偏光，方解石连晶式胶结，孔隙不发育(成岩E相)；e. Fz32井，长7段，埋深904 m，荧光，孔隙边缘充填碳质沥青，而后中间又充注黄色荧光烃类；f. FX89井，长7 段，埋深1 240 m，荧光，颗粒边缘先捕获黄色荧光，后充注蓝白色荧光

结果显示长7泥页岩段整体具有相对较高的过剩压力，一般在8 MP以上，最高可达10～14 MPa。代入毛细管力公式：

pc=2σcosθ/γ

(1)

式中：pc为异常压力，MPa；σ为油水界面张力，N/m；θ为润湿角，°；γ为孔喉半径，nm。

取石油运聚时期油水界面张力为0.367 N/m，设定石油运聚初始阶段储层完全亲水，θ取值为0°，得到地质条件下8 MPa异常压力可突破的孔喉半径为91 nm，14 MPa异常压力可突破的孔喉半径为52 nm，即生烃增压可突破的孔喉半径下限为52～91 nm。高压压汞实验得到研究区长7段储层平均突破压力为2.7 MPa，中值压力为9～40 MPa，主要分布在10～14 MPa，喉道半径分布在75～170 nm。表明异常高压能够克服致密储层的突破压力，驱动原油进入储层；但是部分致密储层中值压力较高，异常压力无法使原油持续充注达到较高的含油饱和度并最终成为工业价值油藏，导致油藏内出现水井。动力和阻力的相互耦合是油水混储重要原因之一。

图5 鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区长7油层组致密油分布与成岩相叠合图Fig.5 Distribution map of the Chang 7 tight oil with diagenetic facies overlapped in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basina.长71亚油组；b.长72亚油组

2.5 早期烃类充注

显微镜下观察发现，长7段中存在3种颜色荧光的烃类物质：黑色碳质沥青、黄色-淡黄色荧光烃类和蓝色-蓝白色荧光烃类。碳质沥青多残留于孔隙边缘，部分赋存于层理缝和绿泥石膜中；黄色荧光的烃类主要赋存于粒间孔隙和部分长石、方解石的解理缝和绿泥石膜中；蓝色-蓝白色荧光烃类主要赋存于粒间孔、粘土矿物晶间孔和绿泥石膜中。由3种颜色烃类物质和矿物之间的共生接触关系判断其形成期次为：黑色沥青—黄色荧光烃类—蓝白色荧光烃类(图4e，f)。与3种颜色烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度也分为3期，分别为65～75，90～100和110～120 ℃。结合埋藏史、热史与烃源岩排油史，3期油气充注时间分别为侏罗纪晚期、早白垩世早期和洛河组沉积时期。大量岩石薄片观察发现，晚期发蓝色-蓝白色荧光烃类一般和早期的炭质沥青、黄色-黄白色荧光烃类共存，有蓝色-蓝白色荧光烃类的区域一般存在早期炭质沥青或黄色-黄白色荧光烃类物质，而炭质沥青或黄色-黄白色荧光烃类存在的区域晚期蓝色-蓝白色荧光烃类物质不一定发育；即早期原油充注发生的地方才有晚期原油充注，未经历早期原油充注的区域没有晚期原油充注，早期原油充注限制了晚期原油充注的范围。其原因是早期原油改变了储层颗粒表面润湿性，形成混合润湿通道，晚期原油充注时阻力较小，运移相对容易。由于早期烃类充注的路径一定程度上限制了晚期原油运聚成藏范围，造成了长7段致密油没有大面积成藏，而是集中在某些区域。

2.6 储层非均质性

致密油成藏范围局限，油水关系复杂的另一关键因素是储层结构的非均质性。结构非均质性主要由储层内广泛分布的隔夹层导致[29-30]，其不仅控制了储层的成岩作用，对油气运聚成藏也有明显的影响，使原油运移通道或油藏内部结构复杂化，形成复杂的油水关系。

研究区砂岩中隔夹层类型众多，分布各异，主要为细粒沉积隔夹层，如泥岩、钙质胶结隔夹层与软岩屑隔夹层。根据野外露头与岩心观察，隔夹层分布方式主要分为3类(图6)：①平板式泥岩隔夹层，隔夹层与储层产状基本一致，隔夹层之间倾角也大致相同，一般延伸较远；②斜列式，隔夹层与储层呈一定夹角，隔夹层倾向相同、倾角相近，通常成系列出现在侧积和前积作用形成的砂体内，对含油流体的分隔作用较强，可能形成小规模的岩性油藏；③杂乱式，隔夹层倾向和倾角变化无规律，沉积方式比较复杂，主要在滑塌浊积砂中出现，成岩流体在储层孔隙中的不规则运动及水-岩反应也会造成钙质胶结砂岩不规则分布。

图6 鄂尔多斯盆地富县-甘泉地区岩心及野外露头中隔夹层分布样式Fig.6 Distribution patterns of baffles and barriers in cores and outcrop in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basina. D233井，长7段，埋深1 823 m，钙质胶结层水平及斜列式分布；b. 延长县张家滩镇长7段地层细粒沉积和软岩屑夹层分布样式

泥质隔夹层主要分为前三角洲泥岩，分流间湾泥岩和水下分流河道砂体顶部的泥岩披盖，是级别较大基准面旋回的顶部，代表一次相对稳定的湖平面上升阶段的沉积物。软岩屑隔夹层塑性岩屑和云母等含量相对偏高，压实过程中这些颗粒容易发生挠曲变形，造成岩石骨架颗粒滑动和重新排列，加剧压实作用，其经常位于低级别基准面旋回的上部或顶部，沿层理方向延伸发展，可能代表一次洪泛落淤沉积物。钙质胶结隔夹层是碳酸盐胶结物致密胶结而使得储层孔隙度和渗透率变得很低，即“物性夹层”。在陆相沉积环境中，横切物源方向砂体为多期河道叠置，顺物源方向河道在频繁迁移中相互截切，伴随河道的产生和消失，在河道间和河道砂体的顶部与底部沉积了泥岩和粉砂岩[31]。受沉积及成岩的影响，这些细粒沉积物与钙质隔夹层、软岩屑隔夹层在空间上呈平板式、斜交式以及杂乱式等多种样式相互交接和截切。隔夹层及其组合以不同尺度、不同形式分割储层，将砂体分隔为“网状”迷宫式格局，在流体动力学上具有隔而不断、封而不闭的特征，导致砂岩中差异化的流体流动、成岩过程和油气运聚。储层彼此不连通或不完全连通，造成致密油成藏范围局限，油水关系复杂化，油井与水井共存。

2.7 致密层遮挡

致密储层内油气不发生长距离运移，理论上成藏不需要盖层封堵。但富县地区长7段致密油勘探实践表明，致密油主要富集在71亚油组，且主要分布在长71油组顶部砂岩中，上覆泥岩或钙质夹层(图7a)，而顶部没有泥岩或钙质夹层的砂岩即使油气显示和物性都较好，试油也只出水(图7b)，表明砂岩顶部致密层的封堵也是致密油成藏的关键因素。由于早期优势运移通道的存在，长7段致密储层中原油可以垂向或侧向运移，如果没有致密遮挡层的存在，即使有良好的油气显示，也很难形成油藏；致密层遮挡下的相对高孔高渗带是致密油富集的最有利部位。

综上所述，优质烃源岩、优质储层和源储紧邻是研究区致密油富集的基本控制因素，广泛发育的优质烃源岩控制长7段致密油含油边界，优质储层控制了致密油富集区带，是致密油勘探的有利区。在有利区中，早期原油充注、相对较弱的非均质性、有利的致密遮挡层控制着致密油的富集位置，即“甜点”。勘探中应加强控制因素研究，识别“甜点”，提高致密油勘探成功率。

3 结论

1) 鄂尔多斯盆地东南部富县—甘泉地区长7段沉积时期位于湖盆中心，烃源岩条件好，发育下源上储、上源下储的源储紧邻成藏组合，具有良好的致密油勘探潜力；致密油主要富集于长71与长72亚油组。储层岩性主要为灰色-浅灰色岩屑长石砂岩，渗透率平均值为0.28×10-3μm2。

2) 优质烃源岩、优质储层、优质源储组合是研究区致密油富集的基本控制因素。广泛发育的长7优质烃源岩厚度大、有机质丰富、处于生油高峰期，为致密油提供了丰富的油源，控制长7段致密油含油边界；长72亚油组与长71亚油组储层紧邻烃源岩，发育面积广，形成良好源储配置关系，控制了致密油富集的区带。

图7 鄂尔多斯盆地富县—甘泉地区长7油层组致密油典型测井曲线及试油结果Fig.7 Typical logging curve and production testing of Chang 7 tight oil in Fuxian-Ganquan area,Ordos Basina. Fn14井，长7段，砂体顶部发育致密遮挡层，试油获工业油流； b. Fn65井，长7段，砂体及油气显示好，但顶部无遮挡层，试油结果为水层

3) 致密储层内存在多期原油充注，早期原油运移改变了储层岩石润湿性，形成了原油运移聚集的优势通道。早期烃类充注的路径及范围决定了晚期大规模成藏期原油运聚的路径和范围，限制了致密油成藏范围，使得长7段致密油未形成理论上的大面积成藏。

4) 不同尺度隔夹层以不同形式将砂体分隔为“网状”格局，强烈的非均质性导致了砂岩中差异化的流体流动、成岩过程和油气运聚。储层彼此不连通或不完全连通，造成致密油油藏范围局限，油水关系复杂化，油井与水井共存。