鄂尔多斯盆地南部延长组长7段致密油成藏条件与富集主控因素

2019-03-02王永炜李荣西王震亮屈红军赵谦平

西北大学学报（自然科学版） 2019年1期

王永炜,李荣西,王震亮,屈红军,赵谦平,高潮

(1.长安大学地球科学与资源学院,陕西西安 710054;2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075;3.陕西省陆相页岩气成藏与开发重点实验室,陕西西安 710075;4. 西北大学地质系,陕西西安 710069)

继北美页岩气之后,致密油研究也取得突破性进展[1-2],目前已成为当今石油地质学界研究的热点[3-4]。中国致密油主要分布于鄂尔多斯盆地、四川盆地、松辽盆地等陆相湖盆中[5-7],有利勘探面积达18×104km2,地质资源量在(74～80)×108t[1,7],具有良好的勘探前景。根据目前的研究成果可知,致密油烃源岩生烃潜力较强,分布面积广[5],但是储层岩性复杂,非均质性强,微观孔喉系统以纳米级为主,其次为毫米—微米级孔隙,孔隙网络复杂多样[8-9]。在其成藏动力方面，研究认为，其以超压为主[10-12],生烃增压是导致烃源岩超压的重要因素[13-14]。目前，对鄂尔多斯盆地南部地区延长组致密油的勘探已初见成效[15-16],发现的致密油藏主要分布于延长组长7油层组油页岩、致密砂岩中,主要发育于半深湖—深湖相区,烃源岩厚度大，分布范围广[17-18]。但是，研究区致密油藏的物性致密,非均质性强,成藏地质条件复杂,分布规律认识不清。本文以鄂尔多斯盆地南部地区长7段致密油藏为典型实例,在常规测试手段的基础上，结合场发射扫描电镜、吸附法等测试手段，深入剖析其致密油藏成藏的条件及影响因素,以期为该区致密油藏的勘探部署及有效开发提供科学依据。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地是中国第二大沉积盆地,面积37×104km2 [19],研究区位于陕北斜坡构造单元,面积10 761.25 km2,构造上主要为西倾的单斜,断裂不发育(见图1)。盆地中生界三叠系延长组,是中国最早勘探开发的油层，也是盆地主要的产油层位。根据油层纵向分布规律，可将其划分为10个油层组,其中长7，长9段地层是中生界油藏的主要生油层段[19-20]。以往研究区的石油勘探工作主要集中在延长组长7段以外，包括长2，长6，长8段的构造-岩性油气藏。近年来，在该区延长组长7段试油结果较好,部分井致密油突破出油关,证实该区蕴涵着较丰富的致密油资源。

图1 研究区位置及延长组长7油气显示特征Fig.1 Position of the study area and the structure characteristics of the Chang 7 division

2 沉积背景

研究区长7段地层沉积代表了一个完整的湖泊演化过程[18],包括湖泊的形成、鼎盛和消亡3个阶段,相应划分为长71，长72，长73三个亚段。长72亚段即为湖泊鼎盛背景下形成的“张家滩页岩”,是该地区延长组上下油层的烃源岩；长71亚段发育两支规模较大的浊积扇砂体,邻近烃源岩。研究区已发现的长7段的工业油流井和低产油流井主要分布在张家湾以南，槐树庄以南地区以及东部的直罗、张村驿、富县、岔口乡地区。此外,在研究区王庄台地区、朱家庄地区也有少量长7油组的低产油流井分布。长7段的油气显示，其在研究区广泛分布(见图2)。在研究区西北部王庄台地区,石油主要富集在长71亚段顶部。研究区东北部的直罗镇、张村驿、富县一带，长7油组在长71，长72和长73均有分布,以长71亚段为主。由该地区长7段试油结果可知,日产油大于0.1吨的油层共46层,其中分布在长71亚段的有26层,占总数的56.5%;分布在长72亚段的有15层,约占总数的28.3%;分布在长73亚段的有7层,约占总数的15.2%。该区长71亚段的油层主要分布在长71亚段上部砂岩的顶部,在长71亚段的26层油层中,有20层分布在长71亚段上部砂岩的顶部,约占总数的77%；这类油层顶部一般上覆有厚层泥岩和钙质隔夹层,如富西32井和富西17井。长71亚段的其他油层分布在长71亚段的中下部。

3 成藏条件

3.1 烃源岩

3.1.1 厚度分布该地区中生界延长组沉积期为一大型内陆淡水湖盆[18],延长组长7段沉积期湖盆达到鼎盛,沉积并形成了盆地主要的烃源岩,以油页岩、页岩、暗色泥岩为主[19-20]；长7段盆地的沉积中心位于研究区西北部及中部,沉积了厚度较大的油页岩(见图2)；其厚度30～70 m,在研究区西北部及中部最厚,厚度>90 m,整体上呈由西北部及中部向西、向东逐渐变薄的趋势。

图2 延长组长7段已发现致密油层与烃源岩厚度叠合图Fig.2 Tight oil reservoir and hydrocarbon source rock thicknessof the Chang 7 interval

3.1.2 地化特征国内外研究发现，致密油储层与源岩具有很好的源储配置关系[21-22],致密油藏分布亦是优质源岩的发育地区。研究区延长组长7段泥页岩有机碳含量变化范围大,主要变化在0.14%～13.3%,峰值3%～6%,平均4.7%。氯仿沥青“A”值主要集中在0%～0.1%与0.4%～0.7%,均值为0.52%。总烃(HC)测试值主要集中在0 ～500 mL/L,3 000～3 500 mL/L这两个区间内,均值为3 808 mL/L。生烃潜量(S1+S2)值分布在0～49 mg/g，主要集中在(6～12)mg/g,均值为9.38 mg/g(见表1)。从58个全岩样品显微组分含量分析来看,长7段泥页岩中镜质组占全岩体积的0.4%～16.0%,平均3.1%。惰性组占全岩体积的0.01%～2.0%,平均不足0.1%;壳质组占全岩体积的0.1%～3.6%,平均2.0%,腐泥组(不含矿物沥青基质)含量为0.02～5.2%,平均1.1%(见表2);有机质类型主要为I型(腐泥型)—II1型(腐殖-腐泥型),以II1型干酪根为主。镜质组反射率为0.5%～1.2%,平均0.9%,处于生油窗高峰。根据以上地化参数可知,长7段泥页岩是优质的烃源岩,生油能力强。

表1 长7段泥页岩地化指标分析结果Tab.1 Geochemical parameters analysis results of Chang 7 shale

表2 长7段泥页岩全岩显微组分含量Tab.2 Maceral content of Chang 7 shale

注:TMCS3显微组分含量包含矿物沥青基质;TMC显微组分总含量不含矿物沥青基质;V 镜质组;I 惰性组;E 壳质组;S 腐泥组;S3矿物沥青基质。

3.2 致密储层特征

3.2.1 岩石学特征长7段致密油储层的矿物成分以石英和黏土矿物为主,还有少量的长石、碳酸盐岩和黄铁矿。其中，石英质量分数26%～62%,平均为35.2%;黏土矿物质量分数30%～58%,平均为45.8%。黏土矿物主要为伊利石和伊蒙混层矿物,以及少量的绿泥石。伊利石质量分数6.5%～19.6%,平均为13.3%;伊蒙混层矿物质量分数7.3%～31.3%,平均为23.6%。伊蒙混层矿物中蒙脱石质量分数平均为25.5%。

3.2.2 孔隙类型根据前人研究可知,致密油主要储集于纳米级孔隙和部分微米级孔、裂缝中[23-24]。目前，常采用场发射扫描电镜对致密油储层孔隙进行研究[20-21]。根据场发射扫描电镜的观察结果可知,研究区常见长石、方解石等易溶颗粒边缘溶蚀形成的粒间溶蚀孔(见图3a)以及颗粒内部溶蚀的粒内溶蚀孔(见图3b)；在相对粗粒级别的粉砂岩中,多见长石、石英或岩屑等碎屑颗粒之间由于相互接触支撑而形成的残余粒间孔(见图3c)、微裂隙(见图3d);粒度较细的泥质粉砂岩中则发育黄铁矿晶间微孔隙(见图3e)、重晶石晶体微孔隙(见图3f)、黏土矿物晶间微孔(见图3g)、方解石晶间微孔隙等晶间微孔隙,大小以纳米级为主,甚至在纯泥页岩储层中可见有机质微孔(见图3h)。

3.2.3 物性特征由于致密油储层样品致密,难以用常规的测试手段进行有效测量,学者采用间接的计算方法对此进行恢复[25]。本文借助脉冲式物性测试技术对渗透率进行直接分析。分析后可知，长7段孔隙度分布在0%～12%,主值分布在2.54%～7.78%,平均孔隙度为4.22%,渗透率在(0.001 0～0.824 6)×10-3μm2,平均渗透率为0.416×10-3μm2(见表3)。按照贾承造等对致密油的界定[7],致密油储集层的覆压基质渗透率小于或等于0.1×10-3μm2，储层地面空气渗透率小于1×10-3μm2。研究区长7段致密油储层渗透率总体小于1×10-3μm2,属于致密油范畴。

结合场发射扫描电镜的实测结果，研究区致密油储层孔喉分布在1 μm以下,曲线呈双峰型,峰值分别位于0.7 μm附近和0.3μm附近。其中以较大峰值区间的孔喉相对更为发育,0.01 μm以上的粗孔喉提供了含油砂岩的主要储集空间, 0.01 μm以下偏细孔喉所提供的孔隙度在2%左右,约占总孔隙度的20%,发育程度相对较低。对比发现,该区浊积扇扇中部位细砂和粉砂岩储层物性较好,孔径分布较大,主要分布于0.1～1 μm(见图4),泥质粉砂岩储层物性较差,孔径基本小于0.1～1 μm。

a粒缘溶蚀孔,FD8井,1 732 m;b粒间溶蚀孔,FN9井,1 724 m; c残留原生孔隙,L25井,1 749 m;d微裂隙,L26井,1 698 m;e黄铁矿粒间孔,N134井,1 757 m; f重晶石晶间孔,FD54井,1 769 m; g黏土矿物间孔,FD5井,1 712 m;h有机质微孔,FX7井,1 738 m;i露头X剪节理特征,j垂直剪性构造缝,方解石充填,YY7井,1 143.71 m,长7黑色页岩;k构造缝沟通非构造缝,DT018井,517.7 m,光片,蓝色荧光,50×图3 研究区致密油储层样品中各类微孔隙Fig.3 All kinds of micro pore of tight oil reservoir in study area

分析测试项目层位样品数/个数值分布/(最小值～最大值/平均值) 孔隙度/%长7370～12/4.22 渗透率/%长7370.001 0～0.824 6/0.416

图4 研究区长7储层孔径分布特征Fig.4 The distribution of the pore diameter of Chang 7 reservoirs

3.3 运移动力

根据前人的研究成果可知,致密油生成后运移距离较短,其初次运移的动力为异常过剩的地层压力[26]。本研究应用十余口深井测井资料,采用平衡深度法计算异常段的压力,对正常压实段则采用静水压力梯度法计算。结果发现,异常压实段在研究区长7段及其以下地层中普遍发育,表现为声波时差、电阻率等孔隙度的测井参数偏离正常压实趋势，孔隙度比相应深度的正常压实情况偏高。统计欠压实出现的顶部深度发现,从研究区西北向东南、由西向东表现为欠压实深度由浅到深的规律性。研究区长7段泥页岩超压的分布范围广泛,过剩压力由西北部向东南部逐渐降低(最低为4 MPa,最高达12 MPa)。泥岩与周围邻层砂岩存在明显的压力差(见图5),为石油向上短距离运移提供了动力。分析研究区剩余压力与含油性的关系可知,产油层段主要分布在相邻剩余压力相对低值区和正常压力区,尤其该区长71段发育的浊积扇砂体,成为下部烃源岩石油聚集的主要方向,亦是该区的主力产油层段。

图5 LP36井古泥岩压力剖面图Fig.5 The mudstone pressure profile of LP36 well

3.4 成藏时期

油气成藏的历史过程中,盆地热演化起着很重要的控制作用[26]。鄂尔多斯盆地在中生代晚期经历了燕山旋回造成的构造热事件[27],对其致密油成藏有着重要的促进作用。恢复研究区关键井的热演化史(见图6)发现,白垩纪初期,随着研究区地层的快速沉降,长7段烃源岩埋深加大,温度和压力迅速升高,长7段烃源岩开始进入主生烃期(145～110 Ma)；至115 Ma,长7段烃源岩全面进入生烃高峰,有机质成熟度主要在0.7%～1.23%,并由研究区西北向南东逐渐降低；至110 Ma,研究区遭受快速抬升和剥蚀,长7段烃源岩停止生烃,有机质镜质体反射率分布特征一直保持到现今。结合前人研究[27],邻区延长组包裹体测温分析也反映了这一期油气连续成藏的特征：油气主要成藏期为早白垩世。根据邻区伊利石测年法对致密储层含油砂岩进行的伊利石钾-氩测年,其结果为早白垩世(95.6～117.2Ma)[27]。研究区长7段致密油成藏时期也为早白垩世(见图6),成藏期较晚。

3.5 烃源岩生烃量

根据前人研究所得的烃源岩生烃模板,取烃源岩的有机质类型为II1型干酪根,生烃强度可用以下式计算获得(黄志龙等,2004):

Sgen=106H×TOC×ρb×Qgen

(1)

式中：Sgen为生烃强度,kg·km-2;H为有效烃源岩厚度,m;TOC为有机碳含量,%;ρb为烃源岩密度,kg·km-3;Qgen为生烃率(Hc/TOC),mg·g-1,与有机质类型、成熟度有关,由生油模版获得。

研究区烃源岩在145 Ma开始进入生烃门限,此时烃源岩Ro在0.5%～0.7%,成熟度较低,生烃量相对较小,尤其研究区西南部烃源岩成熟度低,基本不生烃。平面分布于Ro大于0.5%的区域,生烃强度在(10～30)×104t/km2,由于生烃量较小,大部分油气以吸附状态在烃源岩内赋存。北部靠近热演化中心的地区成熟度相对较高,Ro在0.7%左右, 该区生烃强度在(30～60)×104t/km2(见图7)。研究区烃源岩在100 Ma达到最大埋深位置,有机质普遍成熟,烃源岩开始大量生烃,生烃强度在(20～350)×104t/km2(见图7),生烃强度较大。此时，烃源岩生烃量已远远超过自身吸附的最大量,大量烃类开始向储层排出,以研究区北部油页岩最厚处生排烃量最大。

3.6 运移通道及聚集区

研究区延长组裂缝发育, 实际观察有NW向和近EW向两组节理系(见图4i), 共同构成平面X型共轭剪节理系。砂岩中以发育直立裂缝(节理)系统和高角度裂缝(节理)为特征(见图4j), 低角度裂缝和水平裂缝不发育。泥页岩中以低角度缝和水平缝为主, 尤其是在长72亚段页岩中, 层理缝发育(见图4k)。长 71亚段砂岩储层与长72亚段烃源岩直接接触, 生成的油气可以直接进入长71亚段砂岩储层,通过砂体进行顺层运移。因此,研究区油气运移存在两种方式:沿水平

图6 N1井延长组致密油成藏期次与埋藏史对应关系Fig.6 Accumulation periods and burial history in N1 well

145 Ma 110 Ma图7 研究区长7段烃源岩和生烃强度Fig.7 The hydrocarbon source rocks of the region Chang 7 in study area

缝顺层横向运移和沿节理裂缝及砂体进行垂向穿层运移。图8是早白垩世末期(70 Ma)长7段输导层顶面石油优势运移路径的模拟结果。在此时期,研究区北部具有大面积的油气运移,优势运移路径可以确定为5条,其中2条位于研究区西北部的王庄台—张家湾地区;另外3条位于富县地区,分别是高17—府28—槐302—富西70一线、富县—富指90—富指268—驿探14和槐5—槐96—槐155。南部地区优势运移路径位于马栏镇以东(朱家庄—旬26—旬28—延耀1井)。油气的主要汇聚区为王庄台以东地区、府25—芦149等井区、槐树庄以南地区、双龙镇以北地区、张村驿地区和富县西北地区。对照图2中已发现的油田,图8与其具有较好的一致性。

注：图中运移路径颜色由黑红黄表示运移通量逐渐增加图8 早白垩沉积末期长7输导层顶面石油运移模拟结果及有利区分布Fig.8 The oil migration simulation results and favorable distribution of Change 7 layer at the end of the early Cretaceous period

4 富集主控因素

4.1 源储配置是致密油形成的关键因素

研究区致密油储层致密,石油运移以排烃压力为聚集主动力。只有源储共生或紧邻,同时源岩生烃产生较大生烃增压,才能通过短距离运移形成致密油藏。因此,有效的源储配置和优质源岩近距离发育是致密油形成的核心因素。对延长组长7致密油进行勘探研究发现，其致密油层分布区和烃源岩的分布关系密切(见图3)。尤其长71层段内，浊积扇砂体之间被浅湖相泥岩分隔,单砂体厚度5～8 m,这种砂体和泥质体的展布方向与区域西倾单斜的构造背景形成良好的空间配置关系,构成砂体上倾方向优越的泥岩遮挡条件,形成有利的致密油藏,导致绝大部分油气都分布在浊积扇主砂体内。结合试油数据可知，烃源岩厚度大于80 m的区域中,长71油层亚组油层钻遇率达83.6%,24口井试油获日产1 t以上的工业油流;在此范围内分布有11个I类有利目标区,其中I类有利区1、2、3位于研究区西北部的王庄台地区,有利区4、6分别位于张家湾西和直罗镇一带,5号有利区位于甘泉县—道镇西一带。上述有利区的砂岩厚度在15～35 m,储层物性、含油性较好。有利区7～11均位于槐树庄地区。该区长7下部发育厚层优质泥页岩,有机质成熟度较高,且位于北部王庄台地区烃源岩排出油气往南运聚的主要路径上,砂体发育,厚度一般为15～25 m,是油气富集的重要部位。烃源岩厚度在50～80 m的区域中,30口井试油获少量油流。该区分布5个II类有利目标区,12～17号有利区位于研究区北部新27，新41井区一带,该区砂岩厚度大,厚度一般35～40 m,砂岩厚度15～25 m；该区砂体与烃源岩配置关系较好,位于油气往南运移的路径上,相对I类有利区,砂体发育规模和物性均较次之,为II类有利区。在烃源岩厚度20～50 m的区域中,仅有5口钻井见油斑以上级别的油气显示,统计发现的油藏均位于厚度较大的优质烃源岩的分布区。由此可知，砂体与烃源岩配置关系是致密油藏形成的关键因素。

4.2 各类孔隙发育是致密油富集的重要前提

研究区致密油藏有利储层可分为2类,镜下观察发现,2类储层的孔隙类型和孔隙组合也有所差别。研究区I类有利目标区的含油砂岩中残余粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔较发育,其次还有少量晶间孔和微裂缝,其中以残余粒间孔最为发育。粒间孔周缘的颗粒常常发育较厚的自生绿泥石包膜,部分绿泥石矿物还被原油所浸染。由于颗粒边缘发育绿泥石膜,且常被原油所浸染,其一方面阻止了孔隙水与碎屑颗粒表面的直接接触,一定程度上抑制了石英、碳酸盐等胶结物在颗粒表面的直接沉淀,同时阻止了孔隙水对骨架颗粒的溶蚀作用,使得该类砂岩中的次生溶孔明显减少。研究区II类有利目标区,孔隙组合主要为粒间溶蚀扩大孔、粒内溶蚀孔,其次为残余粒间孔；残余粒间孔周缘绿泥石膜不发育,还有少量的铸模孔和微裂缝。溶蚀孔包括长石颗粒、岩屑、杂基、碳酸盐胶结物等的溶蚀孔。颗粒边缘常常被溶蚀成港湾状,残余粒间孔形态复杂,使得残余粒间孔和粒间溶蚀孔、甚至粒内溶蚀孔连通。

作为非储层的钙质砂岩和高塑性岩屑砂岩均为物性较差的致密砂岩,岩石内的孔隙主要呈孤立状分布。造成高塑性岩屑砂岩整体孔隙不发育的原因主要因为岩石中蚀变火山岩、千枚岩、片岩、板岩、细粒沉积岩岩屑或云母碎片等的组成成分较高,机械压实作用导致这些高塑性颗粒发生定向排列、塑性变形而挤占孔隙,原生孔隙损失殆尽。该层若发育孔隙,一般也为孤立状孔隙,孔隙间连通性差。如果云母集中沿层理成层分布,则沿层理常发育层间缝。钙质砂岩中因原生孔隙被大量碳酸盐胶结物所充填,局部颗粒或胶结物存在溶蚀的现象,但溶蚀的孔隙大多表现为孤立状,孔隙之间几乎不连通,砂岩十分致密。

由以上对比可见,各类孔隙发育是致密油储存的重要前提,其发育程度和组合改善了致密油的储集条件,是决定致密油富集程度的重要因素。

4.3 顶部盖层和侧向遮挡是致密油保存的必要条件

研究区长7地层顶部、长6底部的泥岩厚度一般不足10 m,油藏顶部的盖层或侧向遮挡的致密层对于已富集油气的保存非常重要。研究区长7油组试油结果为工业油流或低产油流的油层，其顶部均发育厚层泥岩或致密层。如FZ27井935～941 m段砂体，平均孔隙度9.5%,渗透率平均1.04×10-3μm2,具油迹显示,顶部发育一套厚约15.5 m的泥岩,泥岩顶部还发育一套厚约2.3 m的钙质胶结致密层,试油结果为日产1.5 t的工业油流。长7含油砂岩中的荧光颜色以发蓝白色荧光的沥青为主。而FN65井的917～928 m井段和富指76井的1 077～1 080 m均具油迹显示,物性较好,但因盖层不发育,试油结果均为含油水层；含油砂岩中的荧光颜色主要以褐黄色荧光为主,含油性较差。由此可见,该区长7致密油的顶部盖层和侧向遮挡能力是致密油保存的必要条件。