陆相致密油形成地质条件及富集主控因素——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例

杨华，梁晓伟,，牛小兵,，冯胜斌,，尤源,

（1.中国石油长庆油田公司，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018）

陆相致密油形成地质条件及富集主控因素
——以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例

杨华1,2，梁晓伟2,3，牛小兵2,3，冯胜斌2,3，尤源2,3

（1.中国石油长庆油田公司，西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018；3.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院，西安 710018）

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为典型陆相致密油大油区。以大量岩心分析及室内模拟实验为基础，结合盆地致密油勘探开发实际，研究长7段形成致密油大油区的地质条件和主要控制因素。研究表明，长7段致密油具有分布范围广、烃源岩条件优越、砂岩储集层致密、孔喉结构复杂、物性差、含油饱和度高、原油性质好、油藏压力系数低的特点。长7沉积期西南陡、东北缓的湖盆底形和活跃构造条件有利烃源岩及储集岩沉积与分布；广覆式分布的优质烃源岩为致密油大油区的形成提供充足油源；大规模沉积砂体为致密油大油区的形成提供储集条件；发育的构造裂缝是形成致密油的有利运移通道；盆地稳定的沉积及构造演化为致密油区提供良好保存条件。长7段致密油富集的主控因素：①有效源储配置和持续充注是致密油形成的关键因素；②密集发育的微小孔隙是致密油富集的前提；③持续强大的石油充注控制致密油富集高产。图9参30

三叠系；延长组；致密油；富集主控因素；源储配置；生烃增压；持续充注；鄂尔多斯盆地

引用：杨华,梁晓伟,牛小兵,等.陆相致密油形成地质条件及富集主控因素:以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段为例[J].石油勘探与开发,2017,44(1):12-20.

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1 研究区概况及问题的提出

致密油在美国Bakken、Barnett和Eagle Ford地区的成功开发，使其成为石油勘探与开发的研究热点[1-2]。中国致密油的研究也处于不断深化进步中[3-10]，勘探理念的转变推动了非常规油气一系列重大突破，油气储量和产量得到快速增长[11]。

关于致密油的概念众多学者已开展了大量的研究[3,5,7]，认为致密油是与生油岩层系共生并在各类致密储集层聚集的石油，油气未经过长距离运移或原地成藏，储集层岩性以空气渗透率小于1×10-3μm2的致密砂岩和致密灰岩为主。杨华等[12]考虑到鄂尔多斯盆地已成功实现了对空气渗透率为（0.3～1.0）×10-3μm2的超低渗透油藏规模开发的生产实际，为聚焦攻关目标，将储集层空气渗透率小于0.3×10-3μm2、赋存在与油页岩及其互层共生的致密砂岩储集层中、未经过大规模长距离运移的石油称为致密油，以鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段致密油为典型代表[12-14]。

长7段致密油主要发育于半深湖—深湖区，致密油资源丰富[13]，截至2016年底计算资源量约20×108t，主要分布在湖盆中部与油页岩互层共生的重力流砂岩储集层中（见图1），具有分布范围广、储集层致密、孔喉结构复杂、物性差、含油饱和度高、原油性质好、油藏压力系数低的特点[12-14]。

长7段致密储集层主要分布在长71、长72亚段，具有“源储一体”、“自生自储”的有利条件[12-13]。2013年以来，鄂尔多斯盆地先后在陇东地区西233井区和新安边地区获得重要发现，成为中国首个发现亿吨级大型致密油田的盆地[14]。目前对于鄂尔多斯盆地致密油大油区形成的地质条件认识还不够深入，对于陆相致密油大规模富集的控制因素亟需开展系统攻关研究。

本文在鄂尔多斯盆地长7段致密油勘探实践及地质综合研究的基础上，以大量岩心分析数据及室内模拟实验结果为基础，分析致密油基本特征、明确致密油形成的地质条件、确定致密油大规模富集的主控因素，以期进一步推进鄂尔多斯盆地及中国陆相致密油勘探及地质研究工作的不断深入。

图1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段砂体及致密油分布图

2 致密油区形成的地质条件

2.1 湖盆底形和构造条件有利烃源岩及储集岩沉积与分布

东北缓、西南陡的湖盆底形和西南活跃、北部稳定的构造条件控制烃源岩、储集岩的沉积与分布。在盆地范围内选取长7段底至长3段顶地层保存齐全的191口钻井资料，剔除地层剥蚀厚度的影响，采用印模法恢复长7段沉积期湖盆底形特征。结果显示长7段沉积期湖盆差异沉降明显，为一北西—南东向展布的大型坳陷，东北部底形宽缓（地形坡度2.0°～2.5°），西南部底形相对陡窄（地形坡度3.5°～5.5°）。在西南陡东北缓的湖盆底形、多物源注入和活跃构造背景条件下，大型坳陷的半深湖—深湖亚相带面积达6.5×104km2，其间沉积形成广覆式分布的优质烃源岩。

对长7段17件凝灰岩样品进行锆石测定，其年代主要分布于203～237 Ma，与邓秀芹等[15]认为的盆地南缘秦岭造山带花岗岩198～238 Ma的侵入年代同期，揭示盆地在长7段沉积期发育多期次的构造事件、火山事件和地震事件。盆地北部以及东部坡度小、物源区远等地质特征控制了三角洲沉积体系的沉积；而盆地西部、西南部坡度相对陡、靠近物源，特别是火山事件、地震事件触发影响，控制了湖盆中部大规模重力流沉积体系的形成。

2.2 广覆式分布的优质烃源岩为致密油提供充足油源

湖盆鼎盛期广覆式烃源岩体是大规模致密油形成的基础。致密油与烃源岩互层共生或紧邻烃源岩发育的特征说明，烃源岩对致密油的重要性较常规油藏更为突出[14]。长7段优质烃源岩广覆式分布是形成大规模致密油的基础。晚三叠世延长组沉积期，受印支运动的影响，盆地形成面积大、水域宽的大型内陆坳陷淡水湖盆，湖盆在长7段沉积期达到鼎盛，成为盆地主要的生油层，以黑色页岩、暗色泥岩为主[16-19]，母质类型以腐泥—混合型为主，已达生油高峰阶段，具有高产烃率和高排烃效率[20]。

根据岩石微观组成、有机地球化学指标及测井参数，长7段烃源岩可分为黑色页岩优质生油岩和暗色泥岩生油岩2种，其中黑色页岩是最主要的生油岩，主导了油源供应和油气分布。长7段黑色页岩总有机碳（TOC值）平均含量高达18.5%，可溶烃含量（S1值）平均为5.24 mg/g，热解烃含量（S2值）平均为58.63 mg/g，各项参数均为暗色泥岩的5倍以上。黑色页岩叠合面积高达3.25×104km2，平均生烃强度235.4×104t/km2，生烃量1 012.2×108t，生烃强度高值区位于姬塬—华池—正宁一带（见图2），分布面积较广，与暗色泥岩共同为鄂尔多斯盆地大油区的形成提供了充沛油源。

2.3 大规模沉积砂体为致密油提供储集条件

深湖区大型重力流复合砂体是致密油近源聚集重要的储集体。长7段沉积期湖盆中部的深湖区发育大型重力流复合沉积砂体，在空间展布上具有横向上连片、纵向上叠加厚度大的特点，为致密油大油区的形成提供了重要的储集体[20]。在西南物源控制下的盆地中部，大面积分布的长7段砂质碎屑流沉积形成致密油的储集空间，并与烃源岩紧密接触形成最为有利的致密油聚集条件，这是陇东地区成为致密油分布核心区的根本原因（见图1、图3）。

西南物源区同时期的砂体由坡上至坡下形成“厚—薄—厚”的变化趋势（见图4）。缓坡砂体厚度15～30 m，深水坡折线处砂体厚度5～10 m，坡折线以下坡脚附近砂体厚度20～35 m，到湖盆中部华池—合水地区厚度可达50 m。

图2 鄂尔多斯盆地长7段生烃强度图

图3 鄂尔多斯盆地长7段南西—北东向岩性对比剖面图（剖面位置见图1）

图4 鄂尔多斯盆地长7段重力流砂体展布剖面图（剖面位置见图1）

为探索长7段重力流沉积砂体的分布特征，加强有利砂体预测，在位于长江大学的中国石油天然气股份有限公司沉积模拟重点实验室开展重力流沉积模拟实验。依据长7段沉积初始条件及沉积地质模型进行实验设计，实验条件下得到的重力流沉积砂体厚度分布趋势与实际相吻合。结果表明，湖水水位是决定重力流沉积砂体厚度及规模的主要因素，影响重力流砂体发育规模的大小。受长73—长72—长71亚段沉积期湖退作用控制，湖岸线逐渐收缩，长72亚段沉积期湖水水位较高，重力流砂体主要堆积在斜坡区，砂体沉积厚度较大，平面分布范围较小，斜坡区下部是重力流砂体的主要发育部位；长71亚段沉积期湖水水位较低，沉积砂体不断向深湖区推进，湖盆中部成为重力流砂体的主要发育部位。长71亚段沉积期比长72亚段沉积期砂体延伸更远，并具有前积叠置的特征，两期砂体在半深湖—深湖区叠合连片沉积，分布广、厚度较大，为致密油区的形成提供了良好储集条件[21]。

图5 鄂尔多斯盆地长7段致密储集层裂缝特征

2.4 构造裂缝形成致密油运移通道

致密储集层中剪切裂缝的密集发育是致密油有利的运聚条件。长7段致密储集层中天然构造缝及微裂缝均较为发育，有利于提高储集层的渗流能力，为致密油聚集形成了有利运移通道，同时增加储集空间，形成致密油富集的“甜点区”。长7段致密砂岩中石英、长石等脆性矿物含量高达65%，有利于裂缝的形成[14]。通过盆地周缘露头并结合107口井的岩心及镜下观察发现，长7段构造裂缝以高角度剪切裂缝为主，裂缝产状稳定，可见剪切裂缝派生的次级张裂缝（见图5），走向以北东东和北西西为主；微裂缝主要为张裂缝或张剪复合型裂缝，可与宏观剪切裂缝及基质孔喉系统连通。裂缝发育同时受到岩性的控制，构造裂缝平均面密度具有粉砂岩大于细砂岩、细砂岩大于中砂岩的变化规律，在岩性相近的条件下砂岩厚度越薄裂缝越发育[22]。

采用破裂值及应变能“二元”法[23]对盆地致密砂岩构造裂缝进行定量预测，结果显示长7段致密储集层裂缝发育程度为较低—中等级别[24]，在平面上显示盆地东南部裂缝相对较发育。在致密油最为富集的陇东地区，长71、长72亚段规模砂体中构造裂缝普遍发育，长72亚段裂缝更为发育（见图6）。

图6 鄂尔多斯盆地长7段储集层裂缝密度分布图

2.5 盆地稳定的沉积及构造演化为致密油提供良好保存条件

盆地稳定的沉积及构造演化条件导致致密油源储共生、近源运聚。由于鄂尔多斯盆地沉积及构造演化的稳定性，源储一体的源岩及规模砂体均处于伊陕斜坡稳定构造单元之内，没有大型区域性不整合面及垂向上大的断层切割[25-28]。沉积及构造的稳定性确保了致密油运移以垂向和近距离侧向运移为主，在源储一体的封闭成藏体系内，致密油的分布与烃源岩的展布具有密切关系，致密油分布具有“源控性”典型特征。由于沉积、构造演化过程的稳定性，长7段致密油未遭受地层剥蚀及断层切割的影响，良好的保存条件保障了致密油没有被破坏散失，有利于致密油形成源储共生、近源运聚。

3 致密油大规模富集主控因素

3.1 有效源储配置和持续充注是致密油形成的关键因素

致密油因储集层孔喉细小，油气非浮力运聚，而是以烃源岩排烃压力为聚集主动力。因此，只有源储共生或紧邻，生烃产生较大生烃增压，才能形成有效运移动力，所以有效的源储配置和持续充注是致密油富集的核心因素。根据烃源岩与致密砂岩储集层的组合关系，长7段可划分为3种类型源储共生组合（见图7）：Ⅰ型为厚层砂体夹在多套烃源岩中的组合（简称多生厚层夹储型）、Ⅱ型为烃源岩发育在底部且上部发育多套中厚砂岩的组合（简称底生多层串联型）、Ⅲ型为烃源岩发育在底部且上部发育多套薄层砂岩的组合（简称底生夹薄层型）。通常Ⅰ、Ⅱ型组合烃源岩厚度较大且与较厚的储集层近距离紧密接触，是最有利的源储配置，主要位于盆地中部的庆城—合水一带及新安边地区，是目前致密油有利勘探重点区域。

生烃模拟实验及成藏古压力分析表明，长7段泥页岩系统在排烃前的封闭条件下，生烃增压是持续充注运移的动力条件。烃源岩生排烃致密砂岩过剩压力差一般为8～16 MPa，长7段烃源岩连续油相运移的排烃方式揭示致密储集层经历了高压持续充注成藏过程，持续充注使得大孔隙至纳米孔隙全部含油。

在低渗透油气田勘探开发国家工程实验室进行长7段致密油储集层岩心驱替模拟实验，选用直径25 mm、长度57.1～58.1 mm真实岩心柱，实验流体采用模拟地层原油及地层水，实验温度25 ℃，实验压力为恒压，并逐级递增。实验采用分段式恒压连续油相充注，压力由0.5 MPa增至12.0 MPa。实验过程中，随着石油的不断注入和驱动压力的增高，孔隙水不断被排出，岩心的含油饱和度也随之增高。排替速度在含油饱和度44.2%～55.8%时快、在含油饱和度65.1%～80.9%时变慢（见图8）。实验表明由于致密油砂岩储集层的孔隙较小、喉道细，成藏驱替阻力大，油气需要在强大压力驱使下才能注入致密砂岩储集层充注成藏。由于含油饱和度高于65%后排驱速度降低，因此只有烃类流体的持续充注和驱动压力的增高使得致密砂体的含油范围逐步扩大、含油饱和度增高，最终形成大面积分布的较高含油饱和度的致密油油区。

图7 鄂尔多斯盆地延长组7段致密油源储共生组合类型图

图8 鄂尔多斯盆地长7段成藏模拟实验

研究表明长7段致密砂岩受重力流沉积影响导致粒度细、远源供屑杂基含量高、压实胶结成岩作用强烈，造成孔隙类型以溶孔及残余粒间孔为主、孔喉细小、孔隙结构复杂、连通性差、储集层致密物性差的致密化特征[12]。

长7段烃源岩在生烃增压排烃过程中是一个向邻近致密储集层持续初次运移、充注富集的过程，由于在石油发生初次生排烃运移之前，长7油层组已形成储集层致密化特征，为典型的“先致密后成藏”，成为石油初次运移及二次运移强大阻力。但由于长7段源储特殊的运聚体系，克服了储集层先期致密，源储相互叠置成为“三明治”式紧密接触（见图9），有利于生油岩强大而长期持续的充注，在强大的生烃增压驱动下，烃源岩生成的石油源源不断地向致密储集层多尺度细微孔隙中充注。因此，长7段致密油处于中生界整个含油气系统的“心脏地带”，具有“近水楼阁”的先天成藏优势。

图9 鄂尔多斯盆地长7段成藏模拟实验

3.2 密集发育的微小孔隙是致密油富集的前提

密集发育的微小孔隙是致密油富集的主要空间类型。由于致密储集层大孔隙不发育，因此小孔隙的发育程度是致密油富集的关键[14]。利用微米CT扫描并结合数字岩心算法对长7段致密砂岩样品进行定量表征，发现2～8 μm的小孔隙是鄂尔多斯盆地致密储集层的主要储集空间，其平均体积占样品总孔隙体积的66%。将长8段低渗透储集层和长7段致密砂岩储集层相同体积（2.11 mm3）的样品进行不同尺度孔隙对储集空间贡献率对比，研究发现致密储集层主要储集空间由直径2～8 μm的小孔隙构成，而低渗透储集层主要储集空间由直径大于8 μm的孔隙构成；致密储集层的孔隙数量是低渗透储集层的3～5倍。虽然长7段致密储集层渗透率极低，但由于数量众多、数倍于低渗透储集层的小孔隙的普遍发育，使其孔隙度特征（平均值7.5%～12.0%）与低渗透储集层相近（平均值8.0%～14.0%），具有与低渗透储集层相当的储集空间，构成了致密油大规模富集的主要空间类型。

3.3 持续强大的石油充注控制致密油富集高产

强大的充注压力与持续充注是致密油富集的重要条件。长7段优质烃源岩在有机质向烃类转变过程中，密度较大的干酪根转化为密度较小的油而使孔隙流体体积膨胀是生烃超压的主要原因。杨华、张文正等[18-19]认为干酪根在生烃过程中产生的体积膨胀率可达3%～7%，烃源岩生成的原油可占岩石体积的8.0%～18.7%，该数值远大于油源岩的孔隙度。油源岩的低孔隙度特征（实测孔隙度0.5%～0.8%）表明，生烃过程中干酪根热降解收缩产生的空间难以完整保存下来，导致在石油大规模初次运移之前长7段优质烃源岩产生明显的超压，增压范围0～6.6 MPa，平均4.4 MPa。生烃增压中心位于陇东地区华池—庆城一带。

长7段烃源岩连续油相运移的排烃方式揭示致密储集层经历了高压持续充注成藏过程，持续充注导致大孔隙至纳米孔隙全部含油[29]。有限空间内的生烃模拟实验显示，在一个相对封闭的体系中，生烃必将在烃源岩中产生异常高的生烃增压，成为突破致密油储集层细微孔喉的强大充注动力[30]。烃类流体的持续充注和驱动压力的不断增高使得致密砂体的含油范围逐步扩大、含油饱和度逐渐增高。同时，长7段源储相互紧密接触叠置成“三明治”式组合，有利于生油岩强大而长期持续的充注，最终形成大面积分布、高含油饱和度的致密油油区。在此过程中长7段始终处于中生界含油气系统的“心脏地带”，具有“近水楼台”的先天成藏优势。

4 结论

基于致密油源储一体的典型成藏特征，总结出形成致密油大油区的5个地质基础：①东北缓、西南陡的湖盆底形和西南活跃、北部稳定的构造条件有利烃源岩及储集岩沉积与分布；②形成于湖盆鼎盛期的广覆式分布的优质烃源岩为致密油提供充足油源；③深湖区发育的大规模大型重力流复合砂体为致密油提供储集条件；④构造裂缝形成致密油运移通道；⑤盆地稳定的沉积及构造演化为致密油提供良好保存条件。上述地质因素共同影响，有利于致密油源储共生、近源运聚。

鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段致密油大规模富集的主控因素：①有效源储配置和持续充注是致密油形成的关键因素；②密集发育的微小孔隙是致密油富集的前提；③持续强大的石油充注控制致密油富集高产。

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（编辑 许怀先 王晖）

Geological conditions for continental tight oil formation and the main controlling factors for the enrichment:A case of Chang 7 Member,Triassic Yanchang Formation,Ordos Basin,NW China

YANG Hua1,2,LIANG Xiaowei2,3,NIU Xiaobing2,3,FENG Shengbin2,3,YOU Yuan2,3
(1.Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China; 2.National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields,Xi’an 710018,China; 3.Exploration and Development Research Institute of Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an 710018,China)

The Chang7 Member of the Triassic Yanchang Formation in the Ordos Basin is a typical continental tight oil province.The geological conditions and the main controlling factors for the formation of tight oil province in Chang 7 Member were studied based on extensive core analysis data,laboratory simulation tests and practical work of tight oil exploration and development in the basin.The tight oil in the Chang 7 Member is characterized by wide distribution,excellent source rock conditions,tight sandstone reservoirs,complicated pore-throat structure,poor physical properties,high oil saturation,high quality oil,and low pressure coefficient.During the depositional period of Chang7 Member,the bottom shape of the basin was steep at southwest and gentle at northeast,the tectonic movements were active,favorable for the deposition of source rock and reservoir; the widespread high quality source rock can provide sufficient oil supply for the large tight oil province; the large scale sand bodies provide good reservoir condition for the large tight oil province; the abundant structural fractures in the tight reservoir act as pathways for tight oil migration; and the stable deposition and tectonic evolution of the basin provide good preservation conditions for the tight oil province.The main controlling factors of Chang7 Member tight oil enrichment are as follows:(1) good configuration of source rock and reservoir and constant charging are the key to the formation of the tight oil province; (2) abundant micro-scale pores are the premise of tight oil enrichment; (3) strong and sustained charging guarantees the enrichment and high yield of oil in the tight reservoirs.

Triassic; Yanchang Formation; tight oil; oil enrichment controlling factors; source rock and reservoir configuration; hydrocarbon-generating overpressure; sustained charge; Ordos Basin

国家自然科学基金重大项目（41390451）；国家重点基础研究发展计划（973）项目（2014CB239003）；“十三五”国家油气重大专项（2016ZX05046）

TE344

：A

1000-0747(2017)01-0012-09

10.11698/PED.2017.01.02

杨华（1963-），男，山东菏泽人，博士，中国石油长庆油田公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究及油气勘探开发管理工作。地址：陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区，长庆油田公司，邮政编码：710018。E-mail：yh_cq@petrochina.com.cn

联系作者：梁晓伟（1978-），男，陕西咸阳人，硕士，中国石油长庆油田公司勘探开发研究院高级工程师，主要从事石油地质勘探研究工作。地址：陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区，长庆油田公司勘探开发研究院油藏评价室，邮政编码：710018。E-mail：liangxw_cq@petrochina.com.cn

2016-04-08

2016-12-15