鄂爾多斯盆地東南部延長組長7致密油成藏機制及主控因素

何浩男，趙衛衛,2，王匯智，韓筱丹.

(1.西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣成藏重點實驗室，陜西西安 710065)

近年來油氣資源消費不斷增長，常規油氣產量比重不斷下降，使得能源供給矛盾不斷加重，非常規油氣資源迎來了前所未有的發展黃金期。尤其是北美頁巖氣、致密油的大規模工業開發，對于全球范圍內非常規油氣的勘探開發有著十分重要的影響[1-2]。其中，致密油憑借其自身優勢特點，成為全球非常規油氣開發的亮點領域[3-5]。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元及研究區位置示意Fig.1 Location of tectonic units and the study area in Ordos basin

研究區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡帶東南部，北起安塞，南至富縣，東起延長，西至志丹以南，位于三疊紀延長期大型凹陷型盆地的中心部位(圖1)。前人研究表明：研究區構造整體以西傾單斜為主，局部地區發育近北東—南西向差異壓實成因的低幅度鼻狀構造，處于長期和持續穩定的構造環境中[6-7]。晚三疊世長7早期，湖盆快速擴張，形成了大范圍的深水沉積，以富含有機質的泥頁巖、粉細砂巖沉積為主，為優質烴源巖發育提供了基本地質條件[5,8]。長7中晚期，地殼上升，湖盆面積開始萎縮，研究區內沉積相向三角洲前緣亞相過渡，發育有利儲集砂體，以巖性油氣藏為主[9-12]。長7儲層非均質性強，油藏最終采收率低，其在空間上的分布受巖性、物性、沉積相影響嚴重，成藏機制復雜，其主要問題制約著致密砂巖油藏成藏富集規律的認識[13-15]。前人研究主要集中于對各成藏要素條件的評價，對各因素間的內在聯系探究較少。因而在調研致密砂巖油藏成藏機制及與石油分布規律的基礎上，利用鉆井、錄井、測井、試油、分析測試等資料，就此研究區“生、儲、蓋、圈、運、保”各成藏要素的內在聯系進行分析，探究其成藏主要控制因素為“近油源、優勢相、異常壓力、微裂縫和泥巖遮擋”，以期為鄂爾多斯盆地延長組長 7致密油乃至延長組其他具類似特征致密油的勘探起到一定的指導作用。

1 致密油成藏機制

1.1 優質烴源巖大面積連片分布

前人研究認為：鄂爾多斯盆地是一個長期繼承性發育的大型疊合盆地[6]，為克拉通前陸疊合盆地[7]，其在晚三疊世轉化為富烴坳陷。此時，氣候溫暖潮濕，但在構造事件的影響下，湖盆開始呈現出明顯的沉降變化，使得長7油層組在沉積期的水深有所增加，并逐漸沉積形成了一套夾有多個凝灰巖或凝灰質泥巖薄層的富有機質暗色泥巖、油頁巖。長7油層組底部為盆地油頁巖主要發育部位，NW-SE向展布，優質烴源巖分布范圍較廣，分布面積近5×104km2，泥頁巖厚10～70 m，厚度最大可達78 m[11,14-16]。

長7段底部油頁巖發育穩定，且具高有機質含量、高成熟度，生排烴條件十分優越。分析有機地球化學資料可得，長7段烴源巖干酪根顯微組分以腐泥組(77.2%～94.9%)為主。烴源巖中H/C原子比總體較小，主要位于0.47～1.07之間，平均為0.88；O/C原子比分布較窄，比值為0.03～0.09，平均值為0.04。判斷其類型主要為Ⅱ1型干酪根，Ⅰ型含量次之，且含少量Ⅲ型。通過統計分析不同深度樣品鏡質體反射率(Ro)及干酪根最大熱解峰溫(Tmax)測試數據，表明Ro為0.50%～1.13%，主要分布在0.9%～1.1%，平均為0.83%；其最高熱解峰溫值主要位于447～453 ℃[16-18]。測試結果表明研究區烴源巖有機質成熟度較高，主要處于生/排烴高峰期階段，十分有利。分析殘余有機碳含量數據，其主要分布在6%～22%，最高達30%～40%。平均TOC為13.75%，具有很高的排烴效率。長7烴源巖生烴能力十分出眾，為致密油成藏過程中重要的物質供給。

1.2 良好儲層規律性分布，相控特征明顯

通過對錄井、測井、巖心、野外露頭觀察等資料并結合前人研究成果整理認為，曲流河三角洲的前緣亞相為研究區長71和長72油層亞組的主要沉積相，而長73沉積相主要屬于深湖—半深湖沉積相。區域內大規模分布著水下分流河道主體及濁積水下扇砂體，是研究區內長7油層組的主要儲集體，儲集體分布與物性特征主要受沉積相帶展布控制。前人研究認為：深水型三角洲前緣的水下分流河道砂體在平面上位于近深湖斜坡帶附近，而濁積水下扇砂體分布在近源的斜坡帶、遠源坡折帶和盆地平原帶[19-20]。

統計室內分析測試資料得出研究區內長7砂巖礦物組分中石英含量占22.2%，長石占45.1%，巖屑占16.4%，云母為3.0%。主要巖相為中細粒的長石石英雜砂巖以及含長石細砂巖(圖2)，其粒徑主要分布在0.20～0.45 mm之間，平均值為0.33 mm。

圖2 鄂爾多斯盆地東南部地區長7油層組砂巖成分三角圖Fig.2 Triangular composition of sandstones in Chang-7 oil reservoir group

從長7致密砂巖的孔隙情況來看，呈現出多樣化特點，既有粒間孔，也有長石溶孔和巖屑溶孔，但最為常見的仍為粒間孔[21-22]。通過顯微觀察，發現礦物組分排列方式以定向為主且可觀察到微裂縫，由此可見，致密砂巖是受機械成巖的作用而形成的。該區長7儲層溶蝕作用較明顯，砂巖中常見石英、長石的次生加大現象，黏土礦物主要包含有伊利石、伊/蒙混層和綠泥石(圖3)。綜合探究發現，本區長7儲層成巖作用主要位于中成巖階段A期。從影響長7致密砂巖物性的成巖作用類型來看，大致包括壓實、膠結和溶解等幾種作用方式。在上述幾種作用方式中，壓實與膠結作用屬于破壞性作用，而建設性成巖作用以溶解作用為主，成巖中—晚期存在有機酸溶解長石、巖屑、濁沸石等，見大量溶蝕孔隙。

圖3 鄂爾多斯盆地東南部地區長7砂巖儲層巖石顆粒顯微特征Fig.3 Microscopic characteristics of rock particles in Chang-7 sandstone reservoir in Ordos basina.X43井，1 049.15 m，×50，單偏光；淺灰色油斑細砂巖，巖石致密，孔隙稀少且細微，多被雜基充填。b.X43井，1 058.37 m，×20，單偏光；淺灰色熒光細砂巖，孔隙稀少細微，混于雜基中，見微裂縫及烴類殘留。c.X43井，1 045.09 m；淺灰色油斑細砂巖，以粒間孔為主，但發育較差；填隙物較多，以膠結物為主，主要為伊利石、方解石和石英次生加大，儲集性能較差。d.X43井，1 049.34 m；淺灰色油斑細砂巖，孔隙以粒間孔為主，發育較差；填隙物較多，以膠結物為主，主要是伊利石和綠泥石，儲集性能較差。

通過巖心觀察及薄片鑒定發現，研究區長7儲層裂縫較發育(圖4)，統計得出傾角分布在45°～90°范圍，角度較高的斜交縫為50%，近垂直裂縫為33.6%，而其中低角度的近水平裂縫約為5.8%，斜交縫約為6.7%，明顯少于高角度縫，且這些裂縫多存在于網狀縫及泥巖收縮縫中。裂縫長度一般處于10～20 cm，所占比例為49.51%，而0～10 cm的裂縫占27.1%，20～30 cm的裂縫為14.6%。對巖心進行觀察統計后發現，裂縫寬主要分布在3個區間范圍內，分別為0～0.3 mm、0.3～0.6 mm和9～1.2 mm。其中，0～0.3 mm裂縫寬的比例大約占到37%，0.3～0.6 mm裂縫寬的比例約占到20.3%，而9～1.2 mm裂縫寬的比例約占到31.4%。總結其主要特點，大致表現在以下幾個方面：①剪切縫及斜交縫兩者間的寬度通常小于張性裂縫與垂直縫兩者間的寬度；②由于泥巖具有較好的塑性，因此它的裂縫寬度通常要小于砂巖。通過裂縫表面上存在的過油痕跡可以了解到裂縫的通道作用，這種作用對于油氣聚集成藏和在開發過程中都將發揮重要作用。

圖4 鄂爾多斯盆地東南部地區長7砂巖儲層巖心照片Fig.4 Photos of the cores of Chang-7 sandstone reservoir in Ordos basina.YY22井，1 306.00 m，灰色泥質粉砂巖夾薄層泥巖，可見高角度裂縫；b.YY1井，1 496.80 m，淺灰色粉砂巖與灰色泥巖紋層狀互層，發育“Y”形微型正斷層。

在綜合了229塊巖樣的物性測試分析數據后，得到長7油層亞組孔隙度的變化范圍在1.367%～12.96%，均值為4.82%；滲透率變化范圍為0.001～7.34 mD，平均值為0.23 mD。分析單砂體中滲透率數據的縱向變化，以復合韻律型分布最為常見。泥質及物性夾層在長7儲集砂體中較為發育，統計得到單井的平均夾層數為6.2，夾層的平均厚度為1.1 m，單夾層厚度為0.23 m，其頻率為0.032。長72砂體厚度均值是8.4 m，鉆遇率100%；長71砂厚均值是9.4 m，鉆遇率92.3%。對比發現，長73層內非均質性強，長72層內和層間非均質性強，平面非均質性弱，長71較長72非均質性特征相反，但差距不大，與分布于三角洲前緣的水下分流河道頻繁交互有關，受沉積微相控制(表1)。通過綜合分析認為，累計砂巖厚度大的部位儲層物性參數相對較高，而砂巖發育較差的部位則恰恰相反。因此，在影響儲層參數非均質性分布的諸多受控因素中，砂巖發育程度具有決定性。

表1 研究區長7各小層非均質性參數統計Table 1 Chang-7 heterogeneity statistics

1.3 就近配置的生儲蓋組合

前人研究認為：鄂爾多斯盆地東南部地區深湖—半深湖環境下發育的(張家灘)油頁巖分布廣、厚度大、品質優，為延長組多套油層亞組成藏提供優越的生烴條件。通過對本區構造和沉積背景資料、巖心觀察及測井解釋等綜合分析，認為本區長7儲集砂體的沉積微相為深水三角洲前緣水下分流河道及濁積水下扇砂體。其中濁積水下扇砂體與深湖—半深湖相泥巖相疊置，以指狀尖滅型為主。從所形成的油藏類型來看，主要涉及砂巖透鏡體型、巖性上傾尖滅型和成巖圈閉型等幾種類型。儲集砂體的上下部均發育烴源巖，且厚度較大，其上部烴源巖既是生油層，同時首先因毛管壓力形成阻隔，其次以逆烴濃度差形成封閉作用，可作為良好蓋層，形成良好的生儲蓋組合。油源對比結果也充分證明長7儲層富集的烴類主要來自長7自身的烴源巖，因此延長組長7油層亞組的成藏模式以自生自儲型為主。

而在研究區長7油層亞組中，長73沉積自湖盆發育的鼎盛時期，底部形成了廣泛分布的富有機質油頁巖，全區厚度較大、分布穩定[22]。長73在深湖—半深湖相泥頁巖中發育濁積水下扇砂體，與泥頁巖就近形成有利成藏組合。長72、長71小層均發育水下分流河道砂體，物性相對較好，且長72較長71的砂巖更為發育，平面上的展布也更好。其中，長72下部砂體與長73優質烴源巖在部分地區呈大面積直接接觸，使得較優質的儲層與長73優質的烴源巖構成了下生上儲式的源儲關系，其源儲接觸形式十分有利于長73烴源巖生成的烴類短距離二次運移充注入長72砂體中，就近配置成藏(圖5)。

圖5 鄂爾多斯盆地長7致密油沉積及成藏模式Fig.5 Diagram of Chang-7 tight oil accumulation pattern

研究區發育的基底古隆起控制了大型的低幅度鼻狀隆起和受斷層控制的相關褶皺以及差異壓實等多重作用影響的局部隆起構造[23]，與規律性分布的良好儲層在平面和縱向上相配置，形成了廣泛發布的微構造—巖性復合油藏，但終究以巖性控制為主。

1.4 異常壓力為主要運移動力

利用地球物理測井資料，包括聲波時差和電阻率曲線進行流體壓力計算。由于壓實作用是不可逆的，因此地層孔隙度記錄了盆地最大埋深時期的壓力狀況，且泥巖孔隙度的對數與深度存在著線性關系。根據聲波在泥巖中的傳播速度與其孔隙度的關系，以及測井等資料，建立聲波壓實曲線，利用等效深度法恢復地層最大埋深時期的過剩壓力。

王坪區塊長7過剩壓力普遍在5 MPa以上，大部分地區在7 MPa以上，局部超過9 MPa(圖6a)。道鎮地區長7過剩壓力普遍在5 MPa以上，大部分地區在6 MPa以上，局部超過7 MPa(圖6b)。研究區高過剩壓力值一般分布于研究區的中南部，在平面上呈現北東—南西向分布，與水下分流河道的分布特征相近，表明過剩壓力的分布規律與其沉積微相分布特點相關聯。總結發現，一般而言儲集體發育水平較好的層段所承受的過剩壓力相對偏高。而過剩壓力的具體分布情況又會受到長7油頁巖厚度展布的影響，通常來說，砂巖厚度越大的位置過剩壓力值越大(圖6)。從異常高壓發生的原因來看，主要是由于厚層油頁巖和泥巖中產生的生烴增壓所導致的。通過生烴模擬實驗發現，當生烴處于某些相對密閉的空間時，其會導致烴源巖出現異常高的生烴增壓，而該增壓恰恰正是打破致密砂巖儲層中細微孔喉的關鍵因素，同時為其注入源源不斷的強大動力[24]，且當生烴增壓達到一定程度時，油氣也可以在孔喉連通狀態一般的儲層部位出現運移；但后期由于石油運移流體壓力持續減少，壓力無法克服致密油儲集層細微孔喉的毛管壓力，大部分油氣僅能沿微裂縫及連通能力好的疏導層進行運移。因此，近源配置的長7儲層必然具有得天獨厚的烴類供給優勢。

1.5 穩定適宜的保存條件

鄂爾多斯盆地長7地層中存在原生沉積水及處于小范圍區域的后期地表滲入水兩種類型的地層水，二者共同決定了長7段地層水的離子組成和水型的特征。統計發現，長7油層組水型以CaCl2型(80.1%)居多，少量MgCl2型(7.4%)、Na2SO4型(7.4%)和 NaHCO3型(4.4%)[25]。因此，可以表明油藏的封閉性較好，其內部的水文地質條件也相對穩定，具有適宜原生油藏后期保存的基礎條件。

圖6 王坪地區(a)及道鎮地區(b)長7過剩壓力分布及有利區預測平面圖Fig.6 Chang-7 excess pressure distribution and favorable area prediction in Wangping(a) and Daozhen(b)

鄂爾多斯盆地地質構造發育的整體過程具有穩定和活動的雙重性[23]。三疊紀中侏羅世，盆地發生了快速沉降過程，壓實作用及硅質膠結作用明顯，導致了致密砂巖儲層的形成；晚侏羅世—早白堊世盆地構造活動強烈，并且隨有區域性構造熱事件的發生，烴類大量生成并運移聚集成藏，致密油藏形成；早白堊世末—現今地層發生抬升剝蝕，上覆的地層壓力減小，相應地孔隙體積發生了一定的反彈[26]。總結得出鄂爾多斯盆地具有相對穩定的沉積和構造演化過程，為致密油藏提供了優良的后期保存條件。

2 成藏主控因素

分析研究區各成藏要素特征及油氣分布聚集規律，探究其成藏機制，其中優質烴源巖的展布情況控制著致密油的總體分布范圍，烴源巖產生的生烴增壓是石油充注運移的主要源動力，裂縫和微裂縫是石油運移的重要通道，沉積相帶展布特征密切地控制了有利儲層的分布情況和物性條件，長7地層內部發育的良好源儲關系為有利的成藏條件。通過進一步分析研究，探究各成藏要素間的內在聯系，總結出研究區長7致密油成藏的主要控制因素。

2.1 近油源

烴源巖生排烴能力決定著圈閉能被充注形成富集的物質供給基礎。長7烴源巖不僅平面分布廣、縱向厚度大、巖性發育穩定，而且有機質類型好、成熟度高、生烴潛力巨大。此外，烴源巖內部生烴增壓產生的過剩壓力就轉化為了推動研究區油氣垂向運移的關鍵因素，但該壓力會根據運移距離發生變化，運移距離越大其壓力及作用會越不明顯。相關研究發現，垂向上長7烴源巖的厚度和距離會對致密油藏的分布特點帶來顯著影響(圖5)。與泥質層儲層相比，和烴源巖能夠進行直接接觸的砂巖儲層更具優勢，這也正是人們經常提到的烴源巖“天窗”優勢，即其頂部位置成為優質儲層的可能性更大。

2.2 優勢相

沉積相帶的展布特征決定了沉積巖的類型和母質來源，因此良好的儲層與沉積相之間必然存在著密切的關聯。結合研究區試油結果分析得出，高產井一般分布在三角洲前緣部分水下分流河道的主體及深湖—半深湖相濁積水下扇的砂體部位。前人分析其主要特點為沉積的砂體的厚度大、粒度粗、分選好，同時建設性成巖作用相對較強，孔隙結構發育良好，是油氣儲集有利部位[27-28]。其中三角洲前緣的水下分流河道部位原始沉積水動力條件相對較強，一般沉積較粗的碎屑顆粒，長石、云母等易風化礦物比例相對較低，泥質雜基比例較少，原始的粒間孔隙較多。而且在成巖作用的后期階段，有機酸等酸性流體容易在孔隙中滲透流動，易于溶蝕作用的發生，這部分儲集砂體的物性相對較好。然而，由于部分儲集砂體部位原生的孔滲條件較好，流體在孔隙內的流動阻力較小，膠結作用容易發生，會導致儲集砂體的物性條件降低。另外，碎屑物質在水下分流河道的側翼、水下天然堤、決口扇等微相的原始沉積水動力條件弱，沉積物質的粒度細，且充填有較多的易風化礦物，如泥質雜基及長石、云母等礦物，在壓實作用下容易發生變形，從而使得原始的粒間孔喉結構被破壞，因而后期的溶蝕等建設性成巖作用的條件有限，成巖后期物性條件相對較差。在水下分流河道主體的多期次沉積疊加部位，砂體的厚度不但大，順物源方向發育穩定，而且物性條件相對較優。濁積水下扇砂體和深湖—半深湖相泥質或分流間灣泥質相互疊置，常構成透鏡狀及指狀尖滅型砂體。因此，優勢沉積相部位、常配合建設性成巖相以及優質的儲集物性基礎是優質儲層的必要條件。

2.3 異常壓力

長7段底部優質烴源巖生烴增壓作用而產生的異常高壓是推動石油出現運移成藏的關鍵原因[29]。王坪區塊長71地層與下部長73地層之間普遍存在1～2 MPa的過剩壓力差，有些井區甚至超過2 MPa；道鎮區長7地層之間普遍存在1 MPa左右的過剩壓力差。正是在這些過剩壓力的作用，使得油氣由壓力值較高的位置向壓力值偏低的位置進行運移并不斷積淀，從而使油氣發生垂直與側向等多個方向的運移[30]。目前通過觀察研究區的有利區域，發現其與烴類在壓力較高條件下向壓力較低位置進行運移和聚集的規律相一致(圖6)。分析可知，其中臨近高過剩壓力且呈現漏斗形的低壓區是油氣運移的優勢指向區域，并已得到開發驗證。

2.4 微裂縫

總結前人研究認為：與常規油藏中儲層的特征相對比，微裂縫較發育為致密儲層較為突出的特征。中新生代發育了多期次的幕式構造活動，從而致使盆地基底發生了多次的斷裂活動，并引起了上覆沉積蓋層中裂縫、微裂縫的發育。通過巖心描述及鏡下觀察了解到，研究區長7致密砂巖儲層裂縫屬于常見類型，且這種裂縫多為高角度裂縫(圖4)，而且部分微裂縫中保留有石油運移殘留的痕跡(圖3b)；裂縫面上存在的過油痕跡表明裂縫的通道作用，說明裂縫是石油垂向運移的優勢滲濾通道甚至是儲集空間，由此能反映出裂縫在油氣成藏及開發中均有著十分重要的作用。因此，裂縫發育程度及分布特征在一定情況下控制了油氣有利聚集區域的分布規律。

2.5 泥巖遮擋

烴源巖、儲層、蓋層三要素必須在時間和空間上構成有效的配置關系，才能成為形成有利油氣聚集的重要基礎和條件。根據資料調研及測井資料解釋發現，長7地層中的砂泥巖在縱向上呈現相互疊置，在橫向上互為消長、交替。其中長73底部最大湖泛期形成的深湖—半深湖相富有機質泥頁巖是全區延長組地層最主要的烴源巖，而三角洲前緣分流間灣、深湖相泥巖都可成為長7油藏良好的蓋層。研究區水下分流河道砂體與分流間灣泥質或濁積水下扇砂體與深湖泥，二者在側向上相交、垂向上相互疊置，提供對油氣藏的側向封堵作用，整體呈現出“準連續”型油藏分布特征，成為有利的油氣富集區域。

3 結論

(1)優質烴源巖的展布特征控制了致密油的總體分布范圍，水下分流河道砂體、濁積水下扇砂體為油氣聚集的良好儲集空間，油藏的分布與烴源巖厚度和垂向距離密切相關，烴源巖內部生烴增壓是致密油發生運移的主要動力，而致密砂巖中部分發育的裂縫、微裂縫成為石油運移的重要通道及儲集空間。

(2)沉積相帶的分布規律有力地控制著優勢儲層的分布情況及其物性條件。其中水下分流河道的主體及濁積水下扇砂體在空間上分別與分流間灣泥質和深湖—半深湖泥相交疊置、源儲共生，成藏要素就近配置，控制著致密油呈現出大面積“準連續”型的油藏分布特征。

(3)從研究區的油藏類型來看，大致有透鏡體型、巖性尖滅型和成巖圈閉型等幾種類型。長73深湖—半深湖相富有機質泥頁巖主要與濁積水下扇砂體形成自生自儲的成藏模式；長71、長72小層中主要發育的水下分流河道砂體與長73大面積分布的優質烴源巖構成下生上儲的源儲關系，就近運移成藏，其中以長72儲層成藏條件更為優越。

(4)對研究區致密油藏“生、儲、蓋、圈、運、保”各成藏要素之間的內在聯系進行分析，探究得到研究區致密油成藏的主要控制因素為“近油源”“優勢相”“異常壓力”“微裂縫”和“泥巖遮擋”。