鄂尔多斯盆地志丹地区延长组长7 致密油成藏条件与成藏特征

白玉彬，赵靖舟，赵子龙，殷悦悦，童姜楠

(1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安710065; 2.西安石油大学陕西省油气成藏地质学重点实验室，陕西西安710065)

致密油为非常规油气的一种，具有广义和狭义之分［1］，狭义致密油主要包括致密砂岩油和致密碳酸盐岩油两大类［2-3］;广义致密油包括致密砂岩、碳酸盐岩及生油岩中的石油［4-5］。文中致密油指采用大型压裂改造等技术措施才能获得经济产量的烃源岩外油藏，储层绝对渗透率约小于2 ×10-3μm2［6］。鄂尔多斯盆地的致密油50%以上分布于延长组长6 油层组中，近年来随着陇东地区长8 油藏的大规模勘探与开发，以及长9、长10 油层组石油勘探的不断突破，延长组深层成为致密油增储上产的一个重要领域。前人对致密油的成藏过程、成藏特征及富集规律进行了一定的研究［7-11］，取得的认识曾有效指导了致密油的勘探。与此同时，在传统上以生油为主的长7 油层组中石油勘探获得重大突破，长庆油田在陇东、姬塬地区对长7 致密砂岩试油约600 口，近350 口井获得工业油流［4］。延长油田在定边—吴起—志丹等所属地区长7 致密油勘探中也发现一批工业油流井，显示出致密油广阔的勘探前景。

致密油成藏问题一直以来都是石油地质届关注的热点和难点问题。致密油最显著的分布特点是石油在平面上大面积连片分布，剖面上准连续分布，通过与国外典型连续型油藏对比发现致密油主体为准连续型油藏，并对这种油藏的成藏条件及形成机理进行了探讨［12］。长7 油层组为近年来石油勘探新层位，对长7油藏成藏条件与成藏特征并没有做过系统的研究，长7 油藏分布规律还有待进一步明确。鉴于此，笔者以鄂尔多斯盆地中部志丹地区为例，重点对长7 致密油成藏条件与特征进行剖析，以期为鄂尔多斯盆地长7致密油的勘探和后续开发提供地质依据。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地是在古生代华北稳定克拉通盆地基础上发育起来的多旋回叠合盆地［13-15］。根据盆地重磁电特征、基岩埋深、现今构造等基本地质特征，结合盆地构造演化，将盆地划分为6 个一级构造单元［14］，总面积约25 ×104km2，其中80%以上的储产量源自陕北斜坡(图1)。陕北斜坡为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，发育低幅度鼻状构造，褶皱与断裂不发育。石油平面上主要分布在陕北斜坡中南部，大面积连片;层位上主要分布在上三叠统延长组。根据标志层、岩性组合等自下而上将延长组划分为T3y1— T3y5五段、长1—长10 十个油层组。

图1 鄂尔多斯盆地致密油分布及研究区构造位置Fig.1 Tight oil distribution and structure location of the study area in Ordos Basin

志丹地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，面积约4 000 km2，具有多层系含油的特点，主力油层为长6油层组，近年在长7 油层组石油勘探也取得进展。长7油层组根据标志层和沉积旋回等特征自下而上细分为长73、长72和长71三个油层亚组，其中长72和长71为主力产层，长73主要为生油层。长7 油层组厚度为110～140 m，平均为130 m。其顶面埋藏深度自东向西由1 200 m 逐渐增加至2 100 m，平均深度为1 660 m。长7 油层埋藏深度为1 250～2 030 m，单井油层总厚度为5～20 m。截止2012年底，研究区长7 储层共试油127 口，其中产量大于10 m3/d 的29 口井，2～10 m3/d 的26 口井，1～2 m3/d 的21 口井，0～1 m3/d的33 口井，纯产水井18 口，平面上油水井分布复杂。

2 致密油特征

2.1 分布特征

图2 志丹地区延长组长7 烃源岩厚度与致密油分布Fig.2 Source rock thickness and tight oil distribution in the Chang 7 reservoir of the the Yanchang Formation in Zhidan area

从目前志丹地区长7 致密油勘探现状来看(图2)，平面上长7 致密油控制含油面积216.85 km2，主要沿着北东-南西方向呈带状分布，而远离此带油藏数量变少，油藏规模变小。长7 油藏的这种分布可能与盆地基底断裂展布有关，其隐性活动控制了中生界古水流的流向、砂体展布和油藏的分布［16］。延长组长7烃源岩展布与长7 致密油分布具有密切的关系，长7 致密油主要分布在烃源岩厚度大于20 m 的地区，小于20 m 地区仅发现3 个小油藏，含油面积约17 km2，而在烃源岩厚度小于10 m 的地区没有长7 油藏发现。从层位上看，长7 致密油主要分布在长72和长71油层亚组中，其次在长73油层亚组底部和顶部也有分布。

2.2 油、水物理性质

志丹地区长7 原油颜色主要为黄绿色和黄棕色。根据14 口井长7 原油常规物性分析，其地面原油密度为0.743～0.863 g/m3，平均为0.832 g/m3;动力粘度(50 ℃)为2.93～12.63 mPa·s，平均为6.96 mPa·s;凝固点为2～31 ℃，平均为17.3 ℃。W2-3 井长7 原油密度为0.711 g/m3，粘度为0.73 mPa·s，油/气比为134.5 m3/t，油层温度为63.8 ℃，油层压力为14.34 MPa，饱和压力为11.65 MPa。

2.3 原油地球化学特征

根据研究区W1-2 和W2-1 两口井长72原油地球化学分析(表1)，原油族组分具有饱和烃含量高、芳香烃含量次之、非烃和沥青质含量最低的特征。反映有机质成熟度的Ts/Tm，C29ββ/(ββ + αα)和αααC2920S/(20S+20R)等参数显示长7 原油均已达到成熟演化阶段。长7 原油三环萜烷类、孕甾烷和升孕甾烷含量均较高，指示其主要来自低等水生生物贡献;规则甾烷呈“V”字形分布(图3)，也反映了原油主要为藻类源或混合源有机质的贡献。

表1 志丹地区长7 原油族组分与生物标志化合物参数Table 1 Group composition and biomarker compound parameters of crude oil from the Chang 7 reservoir in Zhidan area

图3 志丹地区长7 原油饱和烃馏分质量色谱Fig.3 Mass chromatograms of saturated hydrocarbons from the Chang 7 crude oil in Zhidan area

3 致密油成藏条件与主控因素

3.1 优质油源岩与致密油富集

鄂尔多斯盆地延长组主力油源为长73油源岩。统计研究区钻穿长7 的152 口井，长7 油源岩总厚度为6.4～50.2 m，平均为31.6 m，向东北部厚度逐渐变薄。层位上长73油层亚组油源岩厚度最大，平均为28.4 m，分布稳定且连续性好;长72和长71油层亚组也发育油源岩，多呈透镜状分布，连续性差，剖面分布位置随机性强。长7 油源岩有机碳含量为3.34%～7.84%，平均为5.77%;氯仿沥青“A”含量为0.563%～1.196%，平均为0.884%(表2)。根据陆相油源岩有机质丰度评价指标［17］，长7 油源岩达到极好级别。油源岩族组成总体具有烃类含量最高(饱和烃66.16%～76.96%，芳香烃10.19%～13.74%)、非烃(3.77%～6.34%)和沥青质(7.33%～16.21%)含量较低、饱/芳比(5.00～7.55)较高的特点。干酪根元素组成中H/C 原子比为0.79～1.03，O/C 原子比为0.03～0.09，干酪根碳同位素为-29.21‰～-28.03‰，反映长7 油源岩主要为以生油为主的Ⅱ1型有机质。镜质体反射率(Ro)为0.64%～1.14%，平均为0.88%;Ts/Tm，C29ββ/(ββ+αα)和αααC2920S/(20S +20R)等参数分别为5.22～15.72，0.60～0.63 和0.50～0.54，均说明长7 油源岩已达到生油高峰阶段。油源对比证实，长7原油为本地长7 油源岩贡献［18］。热模拟实验表明［19］，长7 段优质油源岩总有机碳累计产油率达400 kg/t，平均排烃率达72%，其生烃膨胀增压作用为石油初次运移提供了充足的动力。

由于沉积、成岩以及多旋回构造演化等特点，陆相沉积盆地储层非均质性均较强，如果没有大型的区域性不整合面以及垂向上大的断层，油气一般均以近距离侧向和垂向运移为主，油气分布与烃源岩展布具有密切的关系。鄂尔多斯盆地陕北斜坡延长组沉积后没有经历过大的构造变动，地层平缓且储层致密，油气主要以近源运聚为主，盆内烃源岩展布的最大外边界控制了致密油的分布范围［20］。志丹地区长7 致密油分布受控于烃源岩的展布，烃源岩的厚度、质量及分布控制了平面上致密油富集区(图2)，如吴堡、义正、旦八地区长7 致密油最为富集，该地区长7 烃源岩累积厚度达到25 m 以上;在烃源岩厚度相对较薄的纸坊、双河、杏河等地区发现长7 致密油藏的数量和规模均变小。

表2 志丹地区长7 烃源岩族组分及生物标志化合物参数Table 2 Group composition and biomarker compound parameters of source rocks in the Chang 7 reservoir in Zhidan area

3.2 生、储、盖组合有效配置与致密油分布

志丹地区长7 致密油分布具有优越的生储盖组合配置，为正常式组合类型，长73以生油为主，长72和长71以储油为主。研究区长7 油层组沉积时期处于半深湖-深湖沉积环境，发育重力流砂体，其剖面形态为透镜状或条带状，横向上连续性较差，多相变为半深湖-深湖相泥岩或油页岩，但不同时期的砂体纵向上频繁叠加、横向上复合连片、形成平面上累积厚度大且分布稳定的砂体群(图4)。长7 油层组沉积时期广泛分布湖相暗色泥岩，主要分布在长72和长71中，其单层及累积厚度均较大，稳定性较好，形成相对稳定的隔层，此外，厚层重力流砂体中也发育泥质及物性夹层，增强了长7 储层非均质性，同时也增大了油气在长7储层中运移的阻力，有利于油气的聚集。

长7 重力流砂体厚度为25.9～61.9 m，平均为40.6 m，砂地比为20%～40%，不同油层亚组砂体厚度具有一定的变化。长73砂体厚度为1.1～27.3 m，平均为12.9 m，砂地比多分布在20%～40%，砂体主要分布在长73的顶部和底部;长72砂体厚度为2.6～31.0 m，平均为15.1 m，砂地比多分布在25%～60%;长71砂体厚度为1.8～27.9 m，平均为12.6 m，砂地比多分布在20%～50%。长71和长72均发育储集层，累积厚度和规模大，虽横向连续性较差，但这些储集体主要赋存于油源岩和暗色泥岩中，具有优先捕集油气的先天条件。

3.3 圈闭条件与致密油聚集成藏

常规油藏的形成圈闭条件至关重要，如果没有圈闭就没有油藏，常规油藏常分布在构造的高部位或坳陷的斜坡部位，油藏具有明显的边底水或以油水过渡带的形式存在。非常规油藏的形成也需要圈闭条件，与常规油藏不同的是这些非常规圈闭众多，单个圈闭的规模比较小且识别比较困难，圈闭之间很难截然分开，常常交织在一起，形成数量众多的圈闭群(图5)，这些圈闭群由于沉积环境差异、储集体连续性及成岩作用程度不同，使其捕获油气的能力差异很大，从而形成不同含油程度和规模的储油体。长7 致密油圈闭类型有岩性圈闭、成岩-物性圈闭、动力圈闭和复合圈闭。

岩性圈闭为研究区常见的一种非常规圈闭类型，储集体为细砂岩或粉-细砂岩，周围被暗色泥岩或页岩等油源岩包裹，形成一个独立的储集体，这种圈闭中致密油的聚集效率高。成岩-物性圈闭是受成岩作用的影响而使储层物性纵横向发生变化而阻止油气的进一步运移，纵横向上常见油层、差油层、油水同层、水层等交替出现的现象。长7 致密油聚集成藏后成岩作用仍在进行，普遍在水层出现方解石呈基底或孔隙式胶结而形成致密带，有利于油藏的后期保存。此外，动力圈闭也是致密储层中油气运聚成藏的一种重要作用［21］。实际上，研究区长7 致密油最常见的圈闭类型为复合圈闭，随着从细砂岩变化到泥岩，储层物性变小，油气在其中运移的阻力增大，当动力不足以克服阻力时，油气即静止下来形成聚集。

图4 志丹地区长7 油层组生、储、盖组合剖面Fig.4 Profile showing source-reservoir-cap combination in the Chang 7 oil reservoir in Zhidan area

图5 志丹地区长7 致密油藏分布特征Fig.5 Distribution characteristics of the Chang 7 tight oil reservoir in Zhidan area

4 致密油成藏特征

4.1 油藏分布受现今构造控制不明显

以志丹县吴堡地区为例进行说明。吴堡地区长7顶面现今构造特征整体为一西倾单斜构造形态，长73、长72和长71油层亚组顶面构造形态具有相似性和继承性，研究区北部和南部各存在一个鼻状构造(图6)。北部鼻状构造幅度约20 m，鼻宽约3～5 km，鼻长约8 km，面积约46 km2，其轴向近北西-南东向分布;南部鼻状构造幅度约5 m，但展布规模较大，鼻宽约4 km，鼻长约6 km，面积约35 km2，其轴向近北东东向分布。研究区东南部发育1 个小型的穹窿构造，其闭合高度约17 m，闭合面积推测约7 km2。目前发现的长71油藏集中分布在研究区东南部，主要分布在鼻状构造的斜坡部位，在鼻状构造高部位发现油藏的规模和数量较少。因此，构造对研究区长7 致密油藏的分布基本不起作用。

4.2 致密油藏原始含油饱和度高

图6 吴堡地区长71储层顶面构造与致密油关系Fig.6 Relationship between the top structure and tight oil distribution in the Chang 71 reservoir in Wubao area

采用密闭取心资料通过分析致密储层孔隙度和含油饱和度之间的关系，计算出鄂尔多斯盆地长7 致密油原始含油饱和度平均为73%［4］。研究区未有密闭取心分析数据，对于致密储层来讲，水基泥浆取心虽然受到泥浆的强烈冲刷，但由于油层渗透率极低，泥浆水很难侵入到岩心中心部分，可取得原始含水饱和度数据。研究区长7 储层常规岩心分析的原始含水饱和度分布于7.9%～68.5%，计算求得原始含油饱和度为31.5%～92.1%，平均为69.2%，主频为60%～80%(图7)，原始含油饱和度高。造成长7 储层残余油饱和度与原始含油饱和度差异大的原因主要是岩心从井底提升至井口过程中，由于压力降低，石油中的溶解气释放会带出部分原油［22］，而由于蜡封作用，岩心含水饱和度变化较小，故分析的含水饱和度近似等于原始含水饱和度。长7 油藏高的原始含油饱和度主要与油气运移充注强度有关［23］，长7 油源岩高强度生、排烃使储层中的自由水绝大部分被驱替，残留下来的主要以束缚水为主，使原始含油饱和度增大。

图7 志丹地区长7 储层原始含油饱和度分布Fig.7 Initial oil saturation of the Chang 7 reservoir in Zhidan area

4.3 储层物性差且非均质性强，油、水分布复杂

志丹地区长7 储层现今基质孔隙度主要为6%～10%，基质渗透率主要为0.01×10-3～0.30×10-3μm2。裂缝样品对孔隙度基本没有影响，但对储层渗透率影响很大，据7 块裂缝样品渗透率测定结果，其值为0.847 × 10-3～11.680 × 10-3μm2，平均为4.555 ×10-3μm2。长7 储层主要储集空间为各种溶蚀孔隙，残余原生粒间孔较少，溶蚀孔以长石粒间和粒内溶孔最为常见，偶见板状长石铸模孔。铸体薄片下长7 储层总面孔率平均约为3%，受显微镜分辨率的限制，微孔及其以下级别的孔隙几乎无法识别，这是造成实测面孔率值与孔隙度值差异很大的主因。核磁共振测试表明，长7 储层孔径分布范围宽，并且发育微孔(0.5～2 μm)和纳米孔(＜0.5 μm)［24］。

研究表明，原始物质组成是造成长7 储层物性差的根本原因［25-27］。长7 储层砂岩组分长石含量为21%～54%，石英含量为17%～39%，岩屑含量为10%～35%，塑性矿物中以云母类矿物最为发育，且多已经发生泥化，凡是云母类矿物发育的位置基本上不发育孔隙。由于原始组构成分成熟度低，埋藏成岩作用强烈，特别是压实作用使储层物性急剧变差，油气充注成藏后期的方解石胶结作用进一步破坏各种孔隙。由于沉积、成岩的非均质性，加剧了储层的非均质性，纵向上储层物性变化频繁(图8)，油气水在储层中不能很好的分异，从而形成复杂的油水分布格局。

4.4 具备形成准连续型油气聚集的地质条件

研究认为，长7 致密油具备形成准连续型油藏的地质条件:大面积连续分布的优质油源岩、广泛分布的致密重力流砂体、源储一体或紧邻。但其分布范围、规模远不及上部长6 致密油，原因是长6 时期三角洲分流河道砂体盆地南部广泛发育且物性较好，而长7 重力流砂体单个规模较小，连续性差，物性也极差。长7致密油成藏可能更加复杂，剖面中油层、差油层、油水同层、水层及干层交替出现，储集体连续且均质性好则油藏的连续性也变好。现今长7 致密油平面分布主要呈斑块状，主要与其勘探程度低有关，实际上在含油面积之外的部分井在录井过程中均见到好的油气显示，随着勘探的不断深入，相信必然会迎来长7 致密油大面积连续或准连续分布的场面。

5 结论

1)志丹地区长7 致密油主要分布在长72和长71油层亚组中，具备优越的成藏地质条件。主力烃源岩为长73中的张家滩页岩，厚度大，生排烃效率高，其地球化学指标显示为优质的油源岩。长7 致密油主要分布于油源岩厚度大于20 m 地区。

2)长7 油层组中多期重力流砂体沉积纵向上叠置，横向上复合连片，形成平面上连续分布的致密储集体，石油主要赋存于重力流砂体中物性好的、上覆及四周具有隔夹层等遮挡条件的圈闭中。其圈闭类型有岩性圈闭、成岩-物性圈闭、动力圈闭和复合圈闭。

3)长7 致密油成藏特点表现为:油藏分布与构造关系不大;油气充注动力强，虽然储层物性很差，但油藏原始含油饱和度仍很高;砂岩成分和结构成熟度均较低，强烈的压实和胶结作用加剧了储层非均质性，形成复杂的油水分布格局;具备形成准连续型油气聚集的地质条件。

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