鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

郭继刚，郭 凯，宫鹏骐，徐 静，郭 晶

(1.国土资源部 油气资源战略研究中心，北京 100034； 2.中国石油 长城钻探工程有限公司 解释研究中心，北京 100101；3.中国石油 长城钻探工程有限公司 井下作业分公司，北京 100101； 4.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249)

鄂尔多斯盆地延长组储层致密化及其影响下的致密油充注特征

郭继刚1，郭 凯2，宫鹏骐3，徐 静4，郭 晶1

(1.国土资源部 油气资源战略研究中心，北京 100034； 2.中国石油 长城钻探工程有限公司 解释研究中心，北京 100101；3.中国石油 长城钻探工程有限公司 井下作业分公司，北京 100101； 4.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249)

通过对鄂尔多斯盆地延长组储层成岩作用、致密历史、油水分布特征的分析，并结合充注动力与阻力的计算，探讨了储层早期致密化影响下的致密油充注特征。结果表明，延长组长6-长8段储层孔隙演化经过4个阶段，在中成岩阶段A1期基本达到致密，而此时油气大规模充注尚未开始。储层早期致密化形成的高充注阻力导致浮力难以成为驱替致密油运移的有效动力。同时，结合该区具有紧邻源岩的致密砂岩普遍含油、“甜点”富油且流体分异性差的特征，认为广泛发育的长7段烃源岩与长6和长8段储层间的剩余压力差是致密油充注的主要动力，且是导致致密砂岩含油而甜点富油的重要因素。

储层致密化；充注动力；致密油；延长组；鄂尔多斯盆地

致密油是指赋存在与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层中，未经大规模长距离运移形成的石油聚集[1-4]；储层低孔低渗，孔隙度一般小于10%，基质覆压渗透率一般小于0.1×10-3μm2，单井无自然工业产能，多采用水平井压裂技术进行开发[1,3]。近年来，随着勘探开发技术的不断进步，致密油成为继致密气、煤层气、页岩气之后非常规油气勘探的又一新热点[1-5]。目前，致密油已在美国、加拿大、阿根廷等国家实现商业开发[6-8]，我国目前在鄂尔多斯、准噶尔、三塘湖等盆地勘探开发致密油，已探明储量十分巨大，但总体上还处于起步和探索阶段[2]。鄂尔多斯盆地致密油气资源丰富，具有很大的勘探开发潜力，延长组是其致密油分布的主要层位，目前已在延长组相继发现西峰、姬塬和华庆等3个10亿吨级的致密油储量规模区[9-11]。本文在研究区已有资料的基础上，通过对采集的沉积储层等样品的分析，对陇东地区延长组致密储层成岩作用、致密化历史、油水分布特征进行了研究，并探讨了致密储层背景下石油的充注动力，以期对该区致密油的勘探部署提供地质依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地面积25×104km2，是发育在华北克拉通之上的多旋回叠合盆地[12]，分为伊盟隆起、渭北隆起、伊陕斜坡、天环坳陷、西缘逆冲带和晋西挠褶带6个一级构造单元(图1)。其中，伊陕斜坡是东北高西南低的平缓斜坡，倾角不到1°，为油气聚集的主要构造单元。陇东地区位于盆地的西南部，地跨天环坳陷和伊陕斜坡2个构造单元，面积约3×104km2(图1)。

上三叠统延长组是鄂尔多斯盆地主要的石油勘探层系，自下而上分为长10—长1等10个油层组，各油层组又进一步分为多个油层段[13]。延长组沉积期间，湖盆水体由浅变深再变浅，代表着湖盆产生、发展与消亡的全过程。湖盆从长10沉积期开始发育，到长7沉积期达到鼎盛，发育一套含较厚油页岩的暗色泥岩，成为盆地内中生界的主力烃源岩[14]；长4+5沉积期后湖盆开始收缩消亡[15]。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元划分及研究区位置

除长4+5期也发育较大范围暗色泥岩沉积外，其他各时期砂泥岩互层沉积、砂岩为主的沉积或泥质岩为主的沉积均有发育。长6—长8油层组是陇东地区的主力油层，储集砂体主要为三角洲前缘水下分流河道、河口坝、前缘席状砂以及滑塌浊积砂体[16]。

2 储层成岩作用与致密史

2.1 岩石学特征与储集特征

2.1.1 岩石学特征

陇东地区砂岩储层主要为岩屑长石砂岩，其次为长石砂岩和长石岩屑砂岩(图2)。砂岩的成分成熟度普遍较低，碎屑颗粒中石英含量平均仅为41%，长石含量为32.2%，岩屑含量为26.8%，以喷发岩、隐晶岩、千枚岩、板岩和沉积岩屑为主。杂基含量明显较低，平均为1%～2%，而胶结物平均含量为6.8%，以绿泥石、高岭石、方解石、铁方解石、铁白云石和硅质胶结物为主。该地区砂岩主要为细砂岩，分选性较好，但磨圆度较差，以次棱角状为主，反映沉积区近物源的特点。接触方式主要为线接触，其次为点—线接触；胶结类型以孔隙胶结和薄膜—孔隙胶结为主。

2.1.2 孔隙结构与物性

陇东地区延长组砂岩储层的储集空间主要为原生粒间孔、粒内溶孔、晶间微孔、粒间溶孔及微裂缝等。其中，原生粒间孔大多是经过压实作用或胶结作用形成的残余粒间孔，占总孔隙类型的37%～67%；长石溶孔是最主要的次生孔隙类型，占总孔隙类型的21%～49%；岩屑溶孔占总孔隙类型的5%～8%。陇东地区延长组400余组砂岩压汞数据分析结果表明，长8段储层砂岩孔隙结构较为复杂，孔喉中值半径介于0.02～0.58μm，平均0.2μm，孔喉半径多小于7.5 μm，以0.2～1 μm为主；分选系数平均为1.7，储层排替压力平均为1.54 MPa(表1)。与长8段相比，长7段和长6段孔隙结构更为复杂，孔隙也更小；上部长3段具有明显较好的储集性，平均中值半径可达0.4 μm，平均排替压力和中值压力明显较小，最大进汞饱和度可达82.4%(表1)。

图2 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组储层岩石类型划分

表1 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组砂岩储层压汞数据统计

Table 1 Sandstone reservoir mercury injection statistics of Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin

层位中值半径/μm平均中值压力/MPa排替压力/MPa分选系数最大进汞饱和度/%长3(0.04～1.0)/0.43.8(0.12～2.66)/0.59(0.13～3)/2.1(54～93)/82.4长6(0.02～0.42)/0.129.3(0.06～9.1)/2.53(0.05～2.6)/1.23(28～95)/75.6长7(0.016～0.26)/0.119.9(0.1～10)/2.56(0.04～2.3)/1.1(25～91)/72.8长8(0.02～0.58)/0.27.5(0.07～7.7)/1.54(0.2～2.9)/1.7(30～91)/72

注：表中数字意义为(最小值～最大值)/平均值。

陇东地区延长组1 000余块岩石样品物性测试结果表明，长6—长8段储层孔隙度主要分布在5%～10%，渗透率多小于1×10-3μm2(图3)，平均孔隙度约为8%，平均渗透率为(0.1～0.4)×10-3μm2，为低孔超低渗储层。而上部长3段储层物性明显较好，孔隙度主要分布在10%～15%，渗透率分布在(0.1～10)×10-3μm2(图3)，平均孔隙度和渗透率可达11%和3.5×10-3μm2。长6—长8段储层中值孔喉直径主要分布在50～400 nm，而上部长3段储层孔喉直径较大，但也多小于1 000 nm。结合前人[2,17]对延长组储层孔喉大小的分析可知，陇东地区延长组储层已进入纳米级孔喉范围，为典型的致密砂岩储层。

2.2 成岩作用类型

2.2.1 压实作用

陇东地区延长组长6—长8段储层经历了中等强度的压实作用，主要压实现象包含：云母和泥质岩屑等塑性组分发生弯曲变形，石英、长石等刚性颗粒形成碎裂纹或微裂缝(图4a)；碎屑颗粒主要为线接触和点—线接触，凹凸接触和缝合线接触基本不发育，说明储层尚未进入强烈的压溶阶段。大量塑性组分假杂基化挤占原生孔隙空间，说明压实作用是该区砂岩物性降低的主要因素[18]。

图3 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组储层孔隙度和渗透率交会图

2.2.2 胶结作用

长6—长8段储层硅质胶结物主要为石英自生加大边和自形石英晶体[18]，含量变化较大，一般为0.2%～6.6%，平均1.85%，扫描电镜下可见充填于粒间孔隙中的六方双锥状自生石英晶体(图4b)。自生黏土矿物以绿泥石最为常见，含量多为0.4%～13%，平均为3.1%，主要以孔隙衬边方式产出或充填于孔隙中[18-20]，扫描电镜下的绿泥石衬边常以针叶状集合体向孔隙中心生长(图4b)。高岭石含量多在0.2%～8%，平均为2.5%，以孔隙充填的方式产出，扫描电镜下的高岭石单个晶体呈六方板状，集合体呈书页状或蠕虫状，有时与自生石英共生(图4c)。

2.2.3 碳酸盐胶结物

长6—长8段储层碳酸盐胶结物十分发育，平均占胶结物总量的27%，以方解石、铁方解石和铁白云石为主，少量白云石和零星的菱铁矿[21]。成岩早期以方解石为主[18]，晚期铁碳酸盐胶结物多形成连晶状或嵌晶状胶结(图4d-e)。铁碳酸盐胶结物不仅充填原生粒间孔隙，而且充填长石和岩屑溶蚀产生的次生孔隙(图4d)。

2.2.4 溶蚀作用

延长组储层的溶蚀作用发生在长石、岩屑与碳酸盐胶结物之中，以长石的溶蚀作用最为普遍，溶蚀形成的次生孔隙被石油充注或被后期含铁碳酸盐胶结物充填(图4d)。

2.2.5 破裂作用

陇东地区延长组广泛发育构造裂缝，而且相当数量的裂缝被铁方解石充填(图4f)。广泛发育的构造裂缝是该区烃类流体的重要活动通道，可有效沟通烃源岩与储层并提高储层的渗流能力[22]。

图4 鄂尔多斯盆地陇东地区长6—长8段主要成岩现象

2.3 成岩序列与致密史

2.3.1 成岩序列

长6—长8段储层中发育绿泥石膜的颗粒表面未见石英次生加大现象，仅在粒间孔中可见自形石英晶体，说明绿泥石膜形成于成岩早期(图4b)；长石溶蚀孔中可见铁方解石胶结物，说明铁方解石胶结物的形成时间同步或晚于长石颗粒的溶蚀(图4d)；长石溶蚀孔中可见烃类侵位形成的沥青质，碎屑颗粒与铁方解石胶结物接触部位可见残余沥青质，且在铁方解石内部也可见部分烃类活动留下的褐色痕迹，说明烃类侵位时间晚于长石颗粒溶蚀，同步或稍早于铁方解石的形成时间(图4e)。结合前人的研究[18-20,23-25]，将长6—长8段储层的成岩序列总结为：早期方解石沉淀—绿泥石膜形成—石英次生加大—有机酸性流体注入—长石与岩屑溶蚀—自生高岭石形成—自生石英晶体发育—烃类充注—晚期铁方解石充填原生或次生孔隙—晚期铁白云石交代。根据碎屑岩成岩阶段划分标准[26]，结合陇东地区延长组地层埋藏史—热史，建立了长6—长8段储层的成岩序列演化史(图5)。结果表明，目前长6—长8段储层位于中成岩阶段A期。

2.3.2 孔隙演化史

根据对陇东地区延长组地层埋藏史、成岩作用及胶结物含量、溶蚀增孔等的分析，并结合前人对延长组成岩作用与孔隙演化的研究结果[18,27-28]，将长6—长8段储层孔隙演化划分为4个阶段。

第一阶段：三叠纪末—侏罗纪末，储层主要处于早成岩阶段，孔隙快速减小。强烈的压实作用及早期胶结作用使该阶段储层孔隙度从原始的35%减小到11%～13%。第二阶段：侏罗纪末—早白垩世中期，储层处于中成岩阶段A1亚期，次生孔隙发育阶段；有机质脱羧基作用产生的大量有机酸性流体进入储层，导致长石、岩屑等易溶矿物溶蚀形成次生孔隙，此阶段孔隙度增加1%～2%。第三阶段：从早白垩世早期—早白垩世末期，孔隙度缓慢减小阶段，烃源岩成熟伴生的有机酸和二氧化碳等酸性流体进入储层发生溶蚀作用被缓释后，随着成岩环境的变化形成晚期含铁碳酸盐胶结，导致孔隙度进一步减小，约减小3%～5%。第四阶段：晚白垩世至今，储层仍处于中成岩阶段A期，孔隙保持阶段。由于盆地抬升剥蚀，成岩作用基本停止，储层保持了最大埋深时的孔隙特征，孔隙度变化不大，现今孔隙度约为8%。

3 储层含油性与油水分布特征

3.1 含油饱和度低

对陇东地区延长组120余块岩心样品相对渗透率的分析结果表明，长6—长8段储层残余油饱和度较低，主要在24%～51%，平均39%；束缚水饱和度较高，主要分布在19%～45%，平均29%。800余块岩心样品含油饱和度测试结果也表明，该区长6—长8段储层含油饱和度低，主要分布于5%～45%(图6)。由于该含油饱和度为岩心中残留石油的饱和度，实测结果偏低，不能代表储层的原始含油饱和度。根据低渗透砂岩储层的束缚水饱和度可推测其含油饱和度一般不超过70%。从长6—长8段储层含油饱和度与孔隙度和渗透率的关系可以看出，含油饱和度与孔隙度和渗透率的关系复杂(图6)，不像常规砂岩储层一样表现出良好的相关性，说明储层物性对含油饱和度没有明显的控制作用。

3.2 紧邻源岩储层普遍含油

陇东地区长6和长8段储层与长7段主力烃源岩紧邻接触，形成垂向叠置的源储组合关系，因此，长6段和长8段砂岩具有有利的烃类充注条件，砂层普遍含油。而远离长7段主力烃源岩的长3段储层，以水层或含油水层分布为主，仅在少量物性较好的砂层中分布油水层或油层。以西86井为例(图7)，长3段纵向上大多数砂层为水层，仅物性较好的极少部分砂层为油水层，含油砂层渗透率均大于2×10-3μm2，含油饱和度不超过45%。而该井长7和长8段砂层虽然物性较差，但普遍含油。可见，垂向上远离烃源岩的砂层含油性普遍较差，水层居多，而与烃源岩紧密接触或相邻的砂层则普遍含油。

图5 鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8段储层成岩序列及孔隙演化包裹体均一温度数据来自文献[29]。

图6 鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8段储层含油饱和度与孔隙度及渗透率的关系

图7 鄂尔多斯盆地陇东地区西86井长3段和长7—长8段砂岩含油特征

3.3 “甜点”砂岩更富油

陇东地区长6—长8段储层整体上大面积分布低孔低渗的致密砂岩。通过分析砂层实测物性及其试油结果可知，油层和油水层的孔隙度通常大于7%，渗透率可低至0.05×10-3μm2，但多大于0.1×10-3μm2；而水层和干层的孔隙度多小于10%，渗透率多小于0.3×10-3μm2(图8)，这说明长6—长8段大面积致密砂岩背景下的相对高孔渗“甜点”砂岩更富油。对该区150余口井长6—长8段2 000余砂层测井解释含油饱和度统计结果也表现出致密砂岩普遍含油，而“甜点”砂岩富油的特征。

图8 鄂尔多斯盆地陇东地区长6-长8段储层实测物性与含油性的关系

以油层为代表的“甜点”砂岩含油饱和度更高，一般介于48%～70%，平均为57.5%；而以致密层和干层为代表的致密砂岩含油饱和度较低，分别介于25%～60%和10%～50%，平均为40%和30%。

3.4 流体分异性差

陇东地区延长组砂体具有垂向叠置、侧向大面积叠合连片分布的特点，该区没有明显的构造圈闭，以岩性圈闭为主[15]。从图9可看出，该区低渗透油藏为多砂体叠置连片含油，形成大面积的连续石油聚集；流体分异性差，同一砂层高部位常为差油层或致密层，而低部位为油层，油藏表现出明显的滞留特征；无统一的油水界面和圈闭界限，油层、水层或干层在垂向上叠置，在侧向上相互连接；含油性变化大，干层、致密层、差油层、油水层或油层普遍发育，具有整体含油的特征，但仅在局部砂层富集形成油层。

4 致密储层控制下的油气充注动力

4.1 油气大规模充注时的古孔渗及古排替压力

早白垩世是陇东地区延长组主要生排烃期与石油充注成藏期(图5)。成岩分析表明，石油大规模充注的时间晚于储层的大规模压实的时间，因此在恢复油气充注时储层的古孔隙度可忽略晚期压实作用造成的孔隙度损失。而晚期铁碳酸盐胶结作用是导致储层致密的主要因素，且其作用时间稍晚于石油的大规模充注时间[18,30]，因此，石油大规模充注时的古孔隙度近似等于现今孔隙度与石油充注后期含铁碳酸盐胶结导致的孔隙度损失之和[30]。

薄片统计表明，陇东地区长8、长7、长6和长3段含铁碳酸盐胶结物平均导致的孔隙度损失分别为4.31%，4.05%，3.59%，4.01%，结合储层现今孔隙度可计算出石油大规模充注时储层的古孔隙度(表2)。现今储层孔隙度和渗透率具有良好的相关性(图3)，假定古孔渗关系与现今孔渗关系基本一致，那么据古孔隙度，可推算出石油大规模充注时各段储层的古渗透率(表2)，可见石油大规模充注时长6—长8段储层已经致密，而浅层长3段则具有相对较好的储集物性。

图9 鄂尔多斯盆地陇东地区白281井—白280井延长组长63亚段油藏剖面

表2 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组石油大规模充注时的古孔渗与古排替压力

Table 2 Paleo-porosity, paleo-permeability, paleo-displacement pressure of Yanchang Formation during large-scale oil charging in Longdong area, Ordos Basin

层位现今孔隙度/%铁碳酸盐胶结导致的孔隙损失/%古孔隙度/%古渗透率/10-3μm2压汞条件下的古排替压力/MPa油藏条件下的古排替压力/MPa长3(9.2～15.4)/11.354.01(13.21～19.41)/15.36(2.9～101)/9.92(0.03～0.3)/0.14(0.003～0.026)/0.012长6(5.5～10.5)/8.043.59(9.09～14.09)/11.63(0.06～0.54)/0.19(0.84～3.08)/1.59(0.07～0.26)/0.14长7(5～10.7)/7.94.05(9.05～14.75)/11.95(0.09～1.27)/0.35(0.5～2.47)/1.09(0.04～0.21)/0.1长8(5.1～13.2)/8.84.31(9.41～17.51)/13.11(0.19～4.6)/0.82(0.23～1.56)/0.65(0.02～0.13)/0.06

注：表中数字意义为(最小值～最大值)/平均值。

同样假定古排替压力与古渗透率的关系与现今一致，那么利用排替压力与储层渗透率的关系(图10)，并结合表2中的古渗透率可大致计算出石油大规模充注时长8、长7、长6和长3段的古排替压力，利用公式(1)将其转换为油藏条件下的储层排替压力，平均分别为0.06，0.1，0.14，0.012 MPa(表2)。

PcR=0.086PcHg

(1)

式中：PcR为油藏条件下的储层排替压力；PcHg为压汞条件下的储层排替压力。

4.2 古浮力不是致密储层石油充注的主要动力

在渗透性地层中，石油必须要达到临界油柱高度，浮力才能克服储层的毛细管阻力而使石油发生运移[31]。倾斜地层条件下，石油从烃源岩排入储层后，在浮力的作用下先运移至储层顶部，然后再沿储层顶部向上倾方向运移[31]。假设石油完全在浮力作用下发生垂向或侧向运移，则必须要达到一定的临界油柱高度，浮力才能克服进入储层的最小阻力即排替压力。石油垂向运移需要的临界油柱高度(Zvc)可根据公式(2)计算得出，侧向运移所需的临界油柱高度(Zlc)可根据公式(3)计算得出。

图10 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组低渗透砂岩排替压力与渗透率的关系

Zvc=106PcR/(ρw-ρo)g

(2)

Zlc=106PcR/(ρw-ρo)g·sinα

(3)

式中：PcR为油藏条件下的储层排替压力；ρw为地层水密度；ρo为石油密度；g为重力加速度；α为地层倾角。

陇东地区延长组地层平缓，取其较大的地层倾角(α)约为1.5°，地层水密度平均为1.05 g/cm3，地下原油密度为0.75 g/cm3，油藏条件下的古排替压力见表2，将这些数值代入公式(2)和公式(3)，便可推算出假设延长组石油大规模充注时完全在浮力作用下发生垂向和侧向运移的临界油柱高度与长度(表3)。由推算结果可知，仅长3段所需临界油柱高度较小，长6—长8段所需临界油柱高度普遍较大，仅垂向运移就需形成18.9～46.5 m的平均连续油柱，这对于研究区一般为5～25 m的单层砂岩厚度来说较难实现。假设浮力驱动延长组原油进行侧向运移，则需要沿连续砂体展布的方向形成至少几十千米长的连续油柱(表3)，研究区的砂带延伸最远虽然可达80 km，但需要在砂带全部连续含油这种最理想的情况下才能达到侧向运移的临界长度，在实际中这种情况很难实现，况且研究区的地层倾角多小于1°，石油侧向运移所需要的临界油柱长度更要远远大于表3中的推算值。因此，长6—长8段低渗透储层中原油大规模充注时，浮力难以驱动石油进行长距离侧向运移，部分砂层连续分布且物性较好的“甜点”区可能存在短距离的侧向运移。

表3 鄂尔多斯盆地陇东地区延长组浮力作用下的石油运移临界油柱高度与距离

注：表中数字意义为(最小值～最大值)/平均值。

前人研究表明，浮力驱动下的油气运移主要通过优势运移通道进行，砂体输导层通常只占整个充注输导层的1%～10%[32-33]，渗透率级差控制下的油气充注运移往往会造成低渗透区域无或很少有油气充注运移，而油气充注运移主要发生在相对高渗透区域[34]。结合前述研究区致密油具有致密砂岩含油而甜点富油的特征可知，以浮力驱动的充注运移方式难以导致这种区域性普遍含油的特征，而应受其他因素控制。

4.3 异常压力为致密储层石油充注提供动力

异常高压是油气聚集成藏的主要动力之一[5,31]。前人研究结果表明，异常高压为鄂尔多斯盆地延长组致密油藏的形成提供了充足的动力[35-36]。本文利用泥岩声波时差资料，采用平衡深度法研究了陇东地区长6—长8段最大埋深时期的地层压力，并计算了长7段烃源岩与长6段、长8段储层的剩余压力差(图11)。结果表明，长7段与长6段的剩余压力差在研究区大部分范围都有发育，多为1～10 MPa(图11a)；长7段与长8段的剩余压力差也广泛分布于研究区内，多为1～7 MPa(图11b)。根据表2中的推算结果，油藏条件下长6—长8段致密储层的古排替压力不到0.5 MPa，远小于长7段与长6段、长8段的地层剩余压力差。因此，陇东地区广泛分布的源储剩余压力差可为长6—长8段致密储层的石油充注提供充足的动力。

储层早期致密化导致较高的充注运移阻力存在，因而只有在后期较高的源储剩余压力差的驱动下，大规模的油气充注运移才会发生。烃源岩与致密储层的“三明治”式紧密接触关系导致油气充注主要以整体式充注运移为主，即致密砂岩与甜点均能在异常高压的驱动下发生油气充注运移。由于甜点具有更低的充注阻力，因而可以达到更高的含油饱和度，从而形成研究区致密砂岩含油而“甜点”富油的特征。

5 结论

(1)陇东地区延长组储层经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、破裂作用等，长6—长8段储层位于中成岩阶段A期，孔隙演化可以划分为孔隙快速减小、次生孔隙发育、孔隙缓慢减小、孔隙保持等4个阶段。

(2)紧邻长7段烃源岩的长6和长8段储层普遍含油，含油饱和度较低；远离长7段烃源岩的长3段仅优质储层含油。长6—长8段大面积致密砂岩普遍含油，相对高孔渗“甜点”砂岩更富油。长6和长8段储层流体分异性差，无统一的油水界面和圈闭界限。

图11 鄂尔多斯盆地陇东地区长7与长6段、长8段最大埋深时期源储剩余压差分布

(3)致密储层背景下，浮力不是石油充注进陇东地区长6—长8段储层的主要动力，长7段烃源岩与长6、长8段致密储层的剩余压力差为石油充注提供了充足的动力。

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(编辑 徐文明)

Reservoir densification and tight-oil charging in Yanchang Formation, Ordos Basin

Guo Jigang1, Guo Kai2, Gong Pengqi3, Xu Jing4, Guo Jing1

(1.StrategicResearchCenterofOilandGasResources,MLR,Beijing100034,China;2.GeoscienceCenter,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;3.DownholeServiceCompany,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;4.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin, is characterized by low porosity and permeability and is considered as a tight-oil reservoir. However, reservoir densification and its influence on oil charging are not well-understood. Based on the analysis of reservoir diagenesis, densification history, oil-water distribution, driving force and resistance, the oil charging process in tight-sand reservoirs was discussed. The results showed that porosity evolution of the Chang 6-Chang 8 reservoirs has gone through four stages, and they became tight during the diagenetic A1stage, which was prior to oil charging. And the large resistance due to narrow pore throats made it impossible for buoyancy to be a driving force. Since the tight-sand reservoir is currently oil-saturated with “sweet spots” in locally high-quality reservoir, the excess pressure difference between the Chang 7 source rock and the Chang 6-Chang 8 reservoir is considered to be the main driving force for oil charging in the tight reservoirs.

reservoir densification; charging force; tight oil; Yanchang Formation; Ordos Basin

2016-11-29；

2017-02-17。

郭继刚(1986—)，男，博士，助理研究员，从事油气地质综合研究。E-mail：guojigang1986@126.com。

国家自然科学基金项目(U1262205)资助。

1001-6112(2017)02-0169-11

10.11781/sysydz201702169

TE122

A