鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏条件与成藏模式

吴伟涛，邓 静，赵靖舟，孙 勃，郭汉卿，邓秀芹，耳 闯，白玉彬

(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；3.中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710029; 4.中国石油 长庆油田公司 第一采油厂，陕西 延安 716000)

鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏条件与成藏模式

吴伟涛1,2，邓 静3，赵靖舟1,2，孙 勃3，郭汉卿4，邓秀芹3，耳 闯1,2，白玉彬1,2

(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；3.中国石油 长庆油田公司 勘探开发研究院，陕西 西安 710029; 4.中国石油 长庆油田公司 第一采油厂，陕西 延安 716000)

利用钻井、测井、录井、试油资料、薄片观察以及分析化验等资料，研究鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油的储层条件、烃源岩条件和运移聚集条件，建立致密油成藏模式。结果表明，长7油层组储层岩性主要为长石岩屑砂岩，平均孔隙度为7.4%，平均渗透率为0.134×10-3μm2，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，占到总面孔率的70.6%，孔隙半径分布范围多数小于1 μm，属于纳米级孔隙。长7油层组烃源岩以长73最好，有机碳含量平均为8.99%，明显高于长72和长71，后两者的有机碳含量分别为2.17%和1.12%，均属于好-最好烃源岩。长73烃源岩厚度分布在28～36 m，长71+2厚度为35～55 m，主要为I型干酪根，镜质体反射率介于1.02%～1.2%，处于生烃高峰期，生油强度可达到600×104t/km2。运移通道为水平裂缝、斜交裂缝和砂体构成的三维网状输导体系，尤其是源储界面的斜交裂缝为初次排烃的重要通道。运移动力为生烃作用产生的超压，其分布范围在15～22 MPa。长7油层组致密油藏发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏，数量多，横向连片、纵向叠置，呈现出准连续分布特征。长73烃源岩与长71和长72储层形成下生上储型成藏组合，长71和长72烃源岩与自身储层形成源内间互型成藏组合，构成“下生上储-源内间互双源供烃准连续型”成藏模式。

长7油层组；成藏条件；成藏模式；致密油；鄂尔多斯盆地

随着北美Bakken，Eagle Ford和Barnett等地区的致密油勘探取得重大成功，致密油已经成为全球油气勘探开发的新领域[1-3]。中国致密油资源分布广泛，在多个沉积盆地地层中均有发现[4-10]。从东部的松辽盆地白垩系泉头组—青山口组、渤海湾盆地古近系沙河街组到中部的鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地侏罗系大安寨段，以及西部的准噶尔盆地二叠系芦草沟组均有分布，说明中国致密油资源丰富，勘探潜力巨大。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组为中国致密油勘探的重点探区，截止2012年底，已累计提交渗透率小于1×10-3μm2的探明储量为16.43×108t[11]，尤其是在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部新安边地区，长7油层组发现了亿吨级的致密油油田[12]，使其成为石油增产上储的重要领域。但是，盆地不同地区的储层岩性、物性、孔隙结构以及烃源岩地化参数存在差异性，影响着勘探开发的进行。目前，中国致密油地质理论与成藏特征等研究较为薄弱，笔者以华庆地区三叠系延长组长7油层组致密油为对象，利用岩心观察、薄片鉴定、核磁共振、压汞曲线与烃源岩地球化学等资料，研究长7油层组的储层物性、储集空间、孔隙特征和烃源岩有机质丰度、类型及生烃强度，分析致密油运移聚集条件，建立致密油成藏模式，旨在丰富致密油成藏理论认识的同时，扩大盆地致密油勘探范围，增加致密油储量。

1 区域地质条件

华庆地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，行政区隶属于甘肃省庆阳市庆城县、华池县和正宁县，面积约3 000 km2。盆地三叠系延长组自下而上划分为长10—长1共10个油层组，其经历了早期(长10—长8)沉积期的水进、长7期的最大湖泛和中晚期(长6—长1)的缓慢水退，发育一套完整的湖进至湖退的沉积旋回，反映了湖盆形成、发展和消亡过程。依据岩性与沉积旋回特征，华庆地区长7 油层组划分为3个亚组，从下至上为长73、长72和长71。长73沉积期主要为半深湖-深湖沉积，沉积一套厚度较大、富含有机质的页岩；长71+2沉积期水体开始变浅，发育三角洲前缘沉积和半深湖-深湖重力流沉积，包括砂质碎屑流、滑塌与浊流沉积，砂泥岩互层分布，砂体纵向叠加厚度大，平面上连片分布，在空间上构成纵横交错的沉积砂体。长7油层组顶面构造与伊陕斜坡类似，具有西低东高的特点，海拔分布在-450～-750 m。

2 长7油层组致密储层条件

2.1 储层岩性与物性

华庆地区长7油层组砂岩类型主要为灰色粉-细粒长石岩屑砂岩，含少量岩屑长石砂岩和长石岩屑质石英砂岩(图1)。石英含量主体分布在30%～45%，平均为35.5%；长石类含量主体分布在15%～26%，平均为20.6%；岩屑含量平均为28.3%，变质岩岩屑为10.2%，火成岩岩屑为4.9%，沉积岩岩屑为9.1%，云母含量为4.1%；填隙物含量平均为20.3%，自生矿物以水云母和碳酸盐岩为主，还包含少量硅质和长石质。

通过华庆地区长7油层组235个储层物性样品分析(图2)，长7油层组储层孔隙度分布为0.5%～12.5%，平均为7.4%，主体范围为6%～10%，占到65%以上；渗透率分布为(0.02～1.82)×10-3μm2，平均为0.134×10-3μm2，主体分布在(0.05～0.15)×10-3μm2，约占到67%。孔隙度和渗透率存在良好的正相关性。相比较长71、长72和长73的储层物性特征(表1)，长72和长71相差不大，分别为7.5%和7.3%，长73最小；长71渗透率最大，为0.156×10-3μm2，长72次之，长73最小，仅为0.069×10-3μm2。总体来看，长71和长72的储集物性接近，明显高于长73。

图1 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组储层砂岩成分三角图Fig.1 Triangular diagram of sandstone components of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

图2 鄂尔多斯盆地华庆地区长7 油层组储集物性分布直方图Fig.2 Histogram of reservoir properties of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.孔隙度(Φ);b.渗透率(K)

2.2 储层孔隙特征

华庆地区长7油层组储层薄片及扫描电镜等资料显示(图3，图4)，孔隙类型有长石溶孔、岩屑溶孔、粒间溶孔、粒间孔、晶间孔和微裂隙，面孔率占到2.31%。其中，以次生溶蚀孔为主，面孔率为1.63%，占总面孔率的70.6%，长石溶孔、岩屑溶孔和粒间溶孔各占1/3；晶间孔和微裂隙所占比例较少，面孔率仅约为0.1%；粒间孔、粒间溶孔和长石溶孔内部分被伊利石、碳酸盐和石英等胶结物充填。

核磁共振技术是测量孔隙半径和流体饱和度的一种重要方法[13-14]。岩心核磁共振信号量反映出岩心内流体含量，T2弛豫时间谱代表地层孔隙半径分布，与孔隙半径之间存在正比关系，即T2弛豫时间越大，孔隙半径越大。结合实验研究分析[14-18],当孔隙水的T2弛豫时间小于10 ms时，地层水类型为束缚水，对应的孔隙半径小于1 μm，为纳米级孔隙；当T2弛豫时间介于10～100 ms时，水相对容易流动，对应孔隙半径介于1～1 000 μm，为微米级孔隙。

长7油层组储层43个样品的核磁共振分析，结合T2弛豫时间谱曲线形态特征，可划分出4种类型(图5，表2)。①纳米级孔隙的单峰型，T2谱幅度峰值小于10 ms(图5a)，占到总样品数的37.2%。②纳米级孔隙为主的双峰型，T2谱的两个幅度峰值分别为小于10 ms和10～100 ms，纳米级孔隙对应的峰值幅度高于微米级孔隙(图5b)，占到总样品的44.2%。③纳米级孔隙与微米级孔隙等量的双峰型，两种类型的孔隙近似相等(图5c)，占样品数的16.3%。④微米级孔隙为主的双峰型，微米级孔隙对应的峰值幅度高于纳米孔隙(图5d)，仅占样品数的2.3%，表明长7油层组致密储层孔隙主要为纳米级孔隙，对应的孔隙半径小于1 μm。结合可动流体饱和度资料(表2)，纳米-微米孔隙等量的双峰型的可动流体饱和度分布范围为18.24%～30.02%，平均为24.19%，明显要大于纳米级孔隙的双峰型和单峰型，说明孔隙的大小影响着孔隙中的可动流体饱和度。

表1 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组各亚组储层与烃源岩参数

图3 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组不同类型孔隙面孔率分布直方图Fig.3 Histogram of different types of surface porosity in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

图4 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密储层主要孔隙类型Fig.4 Main pore types in tight reservoirs of the Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.长7，埋深2 003.76 m，粒内溶孔；b.长7，埋深2 003.87 m，粒内溶孔，粒间孔；c.长7，埋深2 004.79 m，岩屑溶孔；d.长7，埋深2 028.99 m，剩余粒间孔

图5 鄂尔多斯盆地华庆地区长7致密储层核磁共振T2谱曲线特征Fig.5 Characteristics of NMR T2 spectrum curves of tight reservoirs of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.纳米级孔隙的单峰型；b.纳米级孔隙为主的双峰型；c.纳米级孔隙与微米级孔隙等量的双峰型；d.微米级孔隙为主的双峰型

高压压汞技术可以反映出致密砂岩储层中孔隙和喉道的综合特征。根据华庆地区长7油层组致密砂岩的压汞曲线特征(图6)，孔喉半径主要分布范围小于73.5 nm，最大连通孔隙半径为0.63 μm，排驱压力1.97 MPa，分选系数分布范围平均为1.14，均值为13.26。采用毛细管压力与孔喉分布的关系，孔喉分布均呈现出双峰或多峰特征，反映了孔喉分选较差，存在多个孔径区间，而对渗透率和流体饱和度起主要贡献的孔喉半径分布在73.5～735 nm，表明长7致密储层主要以纳米级孔喉为主，喉道分布不均匀。

表2 鄂尔多斯盆地华庆地区长7致密储层核磁共振T2谱形态

注：最小值～最大值/平均值。

图6 鄂尔多斯盆地华庆地区长7致密储层常规压汞曲线特征Fig.6 Characteristics of conventional mercury injection curves of tight reservoirs in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

3 长7油层组烃源岩条件

长7油层组沉积期为最大湖泛面，湖盆强烈坳陷，沉积了一套优质的泥岩与页岩烃源层，尤其以长73的富有机质页岩最为发育，具有有机质类型好、高效排烃的特点[19]。通过长7油层组烃源岩地球化学参数分析(表1)，长73到长72、长71的烃源岩地球化学参数逐渐降低，且长73明显高于长72和长71，后两者参数相差不大。长73亚组TOC分布范围为0.17%～29.4%，平均为8.99%，超过0.5%的占到91.7%(图7)；氯仿沥青“A”含量为0.171%～0.728%，平均为0.454%，S1+S2范围为0.29～101 mg/g，平均为26.05 mg/g；长72亚组TOC分布范围在0.58%～5.1%，平均为2.17%，氯仿沥青“A”为0.055%～0.21%，平均值为0.152%，S1+S2范围为0.91～14.67 mg/g，平均为5.06 mg/g；长71亚组TOC介于0.15%～4.5%，平均为1.12%，超过0.5%的占到89.1%(图7)，氯仿沥青“A”为0.038%～0.435%，平均为0.134%，S1+S2范围为0.19～16.4 mg/g，平均为2.64 mg/g；根据烃源岩有机质丰度参数标准，长7烃源岩主体属于好-最好烃源岩。

图7 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组亚组TOC分布直方图Fig.7 Histogram of TOC of each interval of the Chang-7 Formation in Huaqing area,the Ordos Basin

长73烃源岩厚度分布范围在28～36m，长71+2厚度分布在35～55 m，干酪根碳同位素分布范围在-29.76‰ < δ13C<26.06‰，主要为Ⅰ型，少量Ⅱ1型和Ⅱ2型，可能受陆源高等植物影响。Ro介于1.02%～1.2%，平均为1.13%，最大热解峰温度Tmax范围为442～467 ℃，有机质热演化为成熟阶段，处于生烃高峰期。采用生烃强度计算公式，取长7液烃产率值为400 kg/t[19]，得出华庆地区长7油层组烃源岩生烃强度分布范围(300～600)×104t/km2，排烃效率分布在55%～90%[7]，可以提供足够的致密油来源。

4 长7油层组致密油运聚条件

4.1 长7油层组致密油运移条件

一次运移或短距离二次运移、超压驱动为致密油运移的重要特征[20-21]。华庆地区长7致密油的输导体系是由裂缝和砂体在空间上组成的三维网络系统，运移动力来源于生烃作用产生的超压。

通过长7油层组岩心观察统计(图8)，裂缝主要发育斜交裂缝(包括高角度裂缝)和水平裂缝2种类型。斜交裂缝发育数量较少，约占20%，分布在源储界面和砂岩内部，其中源储界面的斜交裂缝缝面不平整，自泥岩向砂岩方面延伸，逐渐闭合。结合生烃增压公式计算[22-23]，长73烃源岩的过剩压力可以达到16～22 MPa，压力系数分布在1.6～2.0，能够突破岩石的破裂压力，在烃源岩周围形成广泛分布的裂缝，成为烃源岩初次排烃的主要通道；砂岩中的斜交裂缝主要受构造作用的影响，为石油二次运移的高速通道。水平裂缝相对发育，占总裂缝数量的80%，主要为层理缝，还包括构造缝和成岩缝，在泥岩、砂岩和砂泥岩界面均有分布，多数呈开启状态，部分被胶结物充填。泥岩中的水平裂缝与斜交裂缝沟通，形成纵横向连通的裂缝网络，在激光共聚焦下呈现深黄色荧光颜色(图8)。

图8 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组裂缝发育特征Fig.8 Characteristics of fractures in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basina.长73，埋深2 061.2 m，高角度缝和水平裂缝相交，粉-细砂岩含油级别为油浸；b.长73，埋深2 066.16 m，源储界面发育斜角裂缝，烃源岩发育水平裂缝；c.长72，埋深2 007.6 m，砂泥岩界面发育水平裂缝；d.长73，埋深2 062.66 m，水平裂缝与斜交裂缝组成裂缝网络

图9 鄂尔多斯盆地华庆地区长71亚组砂体厚度(h)分布Fig.9 Isopach of sandstone in the first interval of Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

长7油层组砂体具有延伸长度远、连续性好以及厚度较大的特点，可作为致密油侧向运移的通道。以华庆地区长71亚组砂体展布为例(图9，图10)，砂体延伸长度可超过60 km，砂体宽度2～20 km，砂体连续性好，厚度较大，单砂体厚度3～12 m，累计厚度主体范围为10～20 m。结合录井资料，较厚层的致密砂岩整体均匀含油，其含油级别多为油斑和油浸级，局部夹致密带，说明连通性和均质性好的砂体是石油侧向运移的重要通道。

4.2 长7油层组致密油聚集条件

长7沉积期在演化过程中发生频繁的水进-水退作用，纵向上砂泥岩互层，圈闭类型为岩性圈闭，受砂体展布和成岩作用控制，与地层展布和构造条件无关。由于受到沉积作用或成岩作用的控制，依据砂体展布特征和遮挡条件，岩性圈闭分为岩性尖灭圈闭、透镜体圈闭和成岩圈闭3种类型[24](图10)。其中，岩性尖灭圈闭为砂泥岩互层分布，砂岩的顶部、底部被泥岩所限制，侧向上砂岩呈楔状尖灭于泥岩；透镜体圈闭中的砂体呈孤立分布，周围被泥岩包围；成岩圈闭是在成岩和后生作用期间，经过压实、胶结、溶解等成岩作用下形成。因此，华庆地区长7油层组致密油发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏，数量多，无边水与底水，具有横向连片、纵向叠置的特征，呈现出准连续分布特征。

图10 鄂尔多斯盆地华庆地区长7油层组致密油成藏模式剖面Fig.10 Profile showing tight oil accumulation model in Chang-7 in Huaqing area,the Ordos Basin

5 长7油层组致密油成藏模式

长7油层组致密油成藏模式为“下生上储-源内间互双源供烃准连续型”成藏模式(图10)。长7油层组中长71、长72和长73的泥岩烃源岩地球化学参数指标均高于生烃下限，为好-最好烃源岩，尤其是长73富有机质页岩，具有高产率、高排烃的特点[19]。长71+2储层砂体致密，但储集物性较好，储集空间类型多，纳米级孔隙为主，具备良好的储集能力。依照烃源岩的规模以及与致密储层的分布特征，空间上可分为2类生储盖组合关系，一类是长73页岩为烃源岩，其生成的石油向上运移排入长71和长72砂体，受到上覆泥岩的遮挡，构成下生、中储、上盖型源储接触关系；另一类是长71和长72的烃源岩生成的石油直接排入邻近的间互储层中，形成源储间互型接触关系。因此，长73烃源岩与长71和长72致密储层形成下生上储型成藏组合，而长71和长72自身的烃源岩与储层形成源内间互型成藏组合。

相比亿吨级探明地质储量的新安边油田[12]，结合晚三叠世长7沉积期的沉积相分布特征[24]，华庆地区位于湖盆中心，长7烃源岩具有厚度大、地化参数好和过剩压力高的特点，而长7储层则为砂体厚度相对较薄、孔隙度和渗透率相近或者稍差。因此，华庆地区长7油层组的致密油勘探需要更高的工艺技术手段，将长7油层组上部的长3，长4+5，长6和下部的长8与长9进行整体勘探，可能具有比新安边油田更好的勘探效益。

6 结论

1) 长7油层组致密储层岩性主要为长石岩屑砂岩，平均孔隙度为7.4%，平均渗透率为0.134×10-3μm2，储集空间以次生溶蚀孔隙为主，占到总孔隙的70.6%，孔隙半径分布范围大多数小于1 μm，为纳米级孔隙。

2) 长7油层组烃源岩中以长73最好，TOC平均含量为8.99%，明显高于长72和长71，后两者分别为1.12%和2.17%，均属于好-最好烃源岩。长73烃源岩厚度主要分布在28～36 m，长71+2分布范围在35～50 m，以Ⅰ型干酪根碳为主，Ro介于1.02%～1.2%，处于生烃高峰期，生烃强度可达到600×104t/km2。

3) 长7油层组致密油运移通道为水平裂缝、斜交裂缝和砂体构成的三维网状输导体系，尤其是源储界面的斜交裂缝为初次运移的主要通道，运移动力为生烃作用产生的超压，其分布范围在15～22 MPa。

4) 长7油层组致密油发育岩性尖灭油藏、透镜体油藏和成岩圈闭型油藏，数量多，横向连片、纵向叠置，呈现出准连续分布特征；长73烃源岩与长71和长72致密储层形成下生上储型成藏组合，长71和长72烃源岩与储层形成源内间互型成藏组合，构成“下生上储-源内间互双源供烃准连续型”成藏模式。

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(编辑 董 立)

Accumulation conditions and models of tight oil reservoirs in Chang-7 of Huaqing area,the Ordos Basin

Wu Weitao1,2,Deng Jing3,Zhao Jingzhou1,2,Sun Bo3,Guo Hanqin4,Deng Xiuqin3,Er Chuang1,2,Bai Yubin1,2

(1. School of Earth Sciences and Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an,Shaanxi 710065,China;2.KeyLaboratoryofHydrocarbonAccumulationofShaanxiProvince,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi710065,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExploration,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710029,China;4.No.1OilPlant,PetroChinaChangqingOilfieldCompany,Yan’an,Shaanxi716000,China)

Based on drilling,mud logging,wireline logging,production test results,thin section observation and laboratory data,this paper focuses on a study on accumulation conditions,source rock qualities,migration-accumulation conditions of the Chang-7 tight oil reservoirs in Huaqing area,Erdos Basin.A tight oil pooling model is also established.The result shows that the reservoirs are mainly feldspar lithic sandstones with an average porosity of 7.4%,and an average permeability of 0.134×10-3μm2.The reservoirs are also found to contain largely secondary dissolved nanopores (accounting for 70.6% of the total surface porosity) with radius mostly less than 1 μm.The best source rock of Chang-7 occurs in the third interval of Chang-7.It has an averageTOCof 8.99%,obviously greater than that of its second (2.17%) and the first (1.12%) intervals.Its thickness ranges between 28 m and 36 m,while the total thickness of the first and the second intervals is between 35 m and 55 m.It has Ro values between 1.02% and 1.2%,clearly a type I kerogen and within the peak stage of hydrocarbon generation (the hydrocarbon generation capacity is up to 600×104t/km2).The migration pathway in Chang-7 is a three dimensional network carrier system consisting of horizontal fractures,oblique crossing fractures and sandbodies.The oblique crossing fractures on the source-reservoir interface are considered to be the primary pathways for the initially expulsed hydrocarbons.The migration is driven by an overpressure in the range from 15 MPa to 22 MPa caused by hydrocarbon generation.The tight oil reservoirs in Chang-7 include lithologic thinning-out type,lenticular type and diagenetic trap type and they are large in number and are laterally connected and vertically superposed,thus being quasi-continuous reservoirs.The source rock in the third interval of Chang-7 and the reservoirs in its first and second intervals constitute a lower-generation and upper-storage assemblage,and the source rocks and reservoirs within the first and second intervals of the Chang-7 form inner-source alternating assemblages.The two types of assemblages constitute a quasi-continuous type of reservoir-forming model with two-source hydrocarbon supply.

Chang-7 oil-bearing layer,hydrocarbon accumulation condition,hydrocarbon accumulation model,tight oil,Ordos Basin

2015-11-12;

2016-10-12。

吴伟涛(1983— )，男，博士、讲师，油气成藏与非常规油气地质。E-mail:wuweitaohao1013@163.com。

陕西省教育厅重点科研计划项目(2015JS094)；西安石油大学博士启动基金项目(134010179)。

0253-9985(2016)06-0874-08

10.11743/ogg20160609

TE122.2

A