鄂尔多斯盆地东南部延长组长7致密油成藏机制及主控因素

何浩男，赵卫卫,2，王汇智，韩筱丹.

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

近年来油气资源消费不断增长，常规油气产量比重不断下降，使得能源供给矛盾不断加重，非常规油气资源迎来了前所未有的发展黄金期。尤其是北美页岩气、致密油的大规模工业开发，对于全球范围内非常规油气的勘探开发有着十分重要的影响[1-2]。其中，致密油凭借其自身优势特点，成为全球非常规油气开发的亮点领域[3-5]。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置示意Fig.1 Location of tectonic units and the study area in Ordos basin

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东南部，北起安塞，南至富县，东起延长，西至志丹以南，位于三叠纪延长期大型凹陷型盆地的中心部位(图1)。前人研究表明：研究区构造整体以西倾单斜为主，局部地区发育近北东—南西向差异压实成因的低幅度鼻状构造，处于长期和持续稳定的构造环境中[6-7]。晚三叠世长7早期，湖盆快速扩张，形成了大范围的深水沉积，以富含有机质的泥页岩、粉细砂岩沉积为主，为优质烃源岩发育提供了基本地质条件[5,8]。长7中晚期，地壳上升，湖盆面积开始萎缩，研究区内沉积相向三角洲前缘亚相过渡，发育有利储集砂体，以岩性油气藏为主[9-12]。长7储层非均质性强，油藏最终采收率低，其在空间上的分布受岩性、物性、沉积相影响严重，成藏机制复杂，其主要问题制约着致密砂岩油藏成藏富集规律的认识[13-15]。前人研究主要集中于对各成藏要素条件的评价，对各因素间的内在联系探究较少。因而在调研致密砂岩油藏成藏机制及与石油分布规律的基础上，利用钻井、录井、测井、试油、分析测试等资料，就此研究区“生、储、盖、圈、运、保”各成藏要素的内在联系进行分析，探究其成藏主要控制因素为“近油源、优势相、异常压力、微裂缝和泥岩遮挡”，以期为鄂尔多斯盆地延长组长 7致密油乃至延长组其他具类似特征致密油的勘探起到一定的指导作用。

1 致密油成藏机制

1.1 优质烃源岩大面积连片分布

前人研究认为：鄂尔多斯盆地是一个长期继承性发育的大型叠合盆地[6]，为克拉通前陆叠合盆地[7]，其在晚三叠世转化为富烃坳陷。此时，气候温暖潮湿，但在构造事件的影响下，湖盆开始呈现出明显的沉降变化，使得长7油层组在沉积期的水深有所增加，并逐渐沉积形成了一套夹有多个凝灰岩或凝灰质泥岩薄层的富有机质暗色泥岩、油页岩。长7油层组底部为盆地油页岩主要发育部位，NW-SE向展布，优质烃源岩分布范围较广，分布面积近5×104km2，泥页岩厚10～70 m，厚度最大可达78 m[11,14-16]。

长7段底部油页岩发育稳定，且具高有机质含量、高成熟度，生排烃条件十分优越。分析有机地球化学资料可得，长7段烃源岩干酪根显微组分以腐泥组(77.2%～94.9%)为主。烃源岩中H/C原子比总体较小，主要位于0.47～1.07之间，平均为0.88；O/C原子比分布较窄，比值为0.03～0.09，平均值为0.04。判断其类型主要为Ⅱ1型干酪根，Ⅰ型含量次之，且含少量Ⅲ型。通过统计分析不同深度样品镜质体反射率(Ro)及干酪根最大热解峰温(Tmax)测试数据，表明Ro为0.50%～1.13%，主要分布在0.9%～1.1%，平均为0.83%；其最高热解峰温值主要位于447～453 ℃[16-18]。测试结果表明研究区烃源岩有机质成熟度较高，主要处于生/排烃高峰期阶段，十分有利。分析残余有机碳含量数据，其主要分布在6%～22%，最高达30%～40%。平均TOC为13.75%，具有很高的排烃效率。长7烃源岩生烃能力十分出众，为致密油成藏过程中重要的物质供给。

1.2 良好储层规律性分布，相控特征明显

通过对录井、测井、岩心、野外露头观察等资料并结合前人研究成果整理认为，曲流河三角洲的前缘亚相为研究区长71和长72油层亚组的主要沉积相，而长73沉积相主要属于深湖—半深湖沉积相。区域内大规模分布着水下分流河道主体及浊积水下扇砂体，是研究区内长7油层组的主要储集体，储集体分布与物性特征主要受沉积相带展布控制。前人研究认为：深水型三角洲前缘的水下分流河道砂体在平面上位于近深湖斜坡带附近，而浊积水下扇砂体分布在近源的斜坡带、远源坡折带和盆地平原带[19-20]。

统计室内分析测试资料得出研究区内长7砂岩矿物组分中石英含量占22.2%，长石占45.1%，岩屑占16.4%，云母为3.0%。主要岩相为中细粒的长石石英杂砂岩以及含长石细砂岩(图2)，其粒径主要分布在0.20～0.45 mm之间，平均值为0.33 mm。

图2 鄂尔多斯盆地东南部地区长7油层组砂岩成分三角图Fig.2 Triangular composition of sandstones in Chang-7 oil reservoir group

从长7致密砂岩的孔隙情况来看，呈现出多样化特点，既有粒间孔，也有长石溶孔和岩屑溶孔，但最为常见的仍为粒间孔[21-22]。通过显微观察，发现矿物组分排列方式以定向为主且可观察到微裂缝，由此可见，致密砂岩是受机械成岩的作用而形成的。该区长7储层溶蚀作用较明显，砂岩中常见石英、长石的次生加大现象，黏土矿物主要包含有伊利石、伊/蒙混层和绿泥石(图3)。综合探究发现，本区长7储层成岩作用主要位于中成岩阶段A期。从影响长7致密砂岩物性的成岩作用类型来看，大致包括压实、胶结和溶解等几种作用方式。在上述几种作用方式中，压实与胶结作用属于破坏性作用，而建设性成岩作用以溶解作用为主，成岩中—晚期存在有机酸溶解长石、岩屑、浊沸石等，见大量溶蚀孔隙。

图3 鄂尔多斯盆地东南部地区长7砂岩储层岩石颗粒显微特征Fig.3 Microscopic characteristics of rock particles in Chang-7 sandstone reservoir in Ordos basina.X43井，1 049.15 m，×50，单偏光；浅灰色油斑细砂岩，岩石致密，孔隙稀少且细微，多被杂基充填。b.X43井，1 058.37 m，×20，单偏光；浅灰色荧光细砂岩，孔隙稀少细微，混于杂基中，见微裂缝及烃类残留。c.X43井，1 045.09 m；浅灰色油斑细砂岩，以粒间孔为主，但发育较差；填隙物较多，以胶结物为主，主要为伊利石、方解石和石英次生加大，储集性能较差。d.X43井，1 049.34 m；浅灰色油斑细砂岩，孔隙以粒间孔为主，发育较差；填隙物较多，以胶结物为主，主要是伊利石和绿泥石，储集性能较差。

通过岩心观察及薄片鉴定发现，研究区长7储层裂缝较发育(图4)，统计得出倾角分布在45°～90°范围，角度较高的斜交缝为50%，近垂直裂缝为33.6%，而其中低角度的近水平裂缝约为5.8%，斜交缝约为6.7%，明显少于高角度缝，且这些裂缝多存在于网状缝及泥岩收缩缝中。裂缝长度一般处于10～20 cm，所占比例为49.51%，而0～10 cm的裂缝占27.1%，20～30 cm的裂缝为14.6%。对岩心进行观察统计后发现，裂缝宽主要分布在3个区间范围内，分别为0～0.3 mm、0.3～0.6 mm和9～1.2 mm。其中，0～0.3 mm裂缝宽的比例大约占到37%，0.3～0.6 mm裂缝宽的比例约占到20.3%，而9～1.2 mm裂缝宽的比例约占到31.4%。总结其主要特点，大致表现在以下几个方面：①剪切缝及斜交缝两者间的宽度通常小于张性裂缝与垂直缝两者间的宽度；②由于泥岩具有较好的塑性，因此它的裂缝宽度通常要小于砂岩。通过裂缝表面上存在的过油痕迹可以了解到裂缝的通道作用，这种作用对于油气聚集成藏和在开发过程中都将发挥重要作用。

图4 鄂尔多斯盆地东南部地区长7砂岩储层岩心照片Fig.4 Photos of the cores of Chang-7 sandstone reservoir in Ordos basina.YY22井，1 306.00 m，灰色泥质粉砂岩夹薄层泥岩，可见高角度裂缝；b.YY1井，1 496.80 m，浅灰色粉砂岩与灰色泥岩纹层状互层，发育“Y”形微型正断层。

在综合了229块岩样的物性测试分析数据后，得到长7油层亚组孔隙度的变化范围在1.367%～12.96%，均值为4.82%；渗透率变化范围为0.001～7.34 mD，平均值为0.23 mD。分析单砂体中渗透率数据的纵向变化，以复合韵律型分布最为常见。泥质及物性夹层在长7储集砂体中较为发育，统计得到单井的平均夹层数为6.2，夹层的平均厚度为1.1 m，单夹层厚度为0.23 m，其频率为0.032。长72砂体厚度均值是8.4 m，钻遇率100%；长71砂厚均值是9.4 m，钻遇率92.3%。对比发现，长73层内非均质性强，长72层内和层间非均质性强，平面非均质性弱，长71较长72非均质性特征相反，但差距不大，与分布于三角洲前缘的水下分流河道频繁交互有关，受沉积微相控制(表1)。通过综合分析认为，累计砂岩厚度大的部位储层物性参数相对较高，而砂岩发育较差的部位则恰恰相反。因此，在影响储层参数非均质性分布的诸多受控因素中，砂岩发育程度具有决定性。

表1 研究区长7各小层非均质性参数统计Table 1 Chang-7 heterogeneity statistics

1.3 就近配置的生储盖组合

前人研究认为：鄂尔多斯盆地东南部地区深湖—半深湖环境下发育的(张家滩)油页岩分布广、厚度大、品质优，为延长组多套油层亚组成藏提供优越的生烃条件。通过对本区构造和沉积背景资料、岩心观察及测井解释等综合分析，认为本区长7储集砂体的沉积微相为深水三角洲前缘水下分流河道及浊积水下扇砂体。其中浊积水下扇砂体与深湖—半深湖相泥岩相叠置，以指状尖灭型为主。从所形成的油藏类型来看，主要涉及砂岩透镜体型、岩性上倾尖灭型和成岩圈闭型等几种类型。储集砂体的上下部均发育烃源岩，且厚度较大，其上部烃源岩既是生油层，同时首先因毛管压力形成阻隔，其次以逆烃浓度差形成封闭作用，可作为良好盖层，形成良好的生储盖组合。油源对比结果也充分证明长7储层富集的烃类主要来自长7自身的烃源岩，因此延长组长7油层亚组的成藏模式以自生自储型为主。

而在研究区长7油层亚组中，长73沉积自湖盆发育的鼎盛时期，底部形成了广泛分布的富有机质油页岩，全区厚度较大、分布稳定[22]。长73在深湖—半深湖相泥页岩中发育浊积水下扇砂体，与泥页岩就近形成有利成藏组合。长72、长71小层均发育水下分流河道砂体，物性相对较好，且长72较长71的砂岩更为发育，平面上的展布也更好。其中，长72下部砂体与长73优质烃源岩在部分地区呈大面积直接接触，使得较优质的储层与长73优质的烃源岩构成了下生上储式的源储关系，其源储接触形式十分有利于长73烃源岩生成的烃类短距离二次运移充注入长72砂体中，就近配置成藏(图5)。

图5 鄂尔多斯盆地长7致密油沉积及成藏模式Fig.5 Diagram of Chang-7 tight oil accumulation pattern

研究区发育的基底古隆起控制了大型的低幅度鼻状隆起和受断层控制的相关褶皱以及差异压实等多重作用影响的局部隆起构造[23]，与规律性分布的良好储层在平面和纵向上相配置，形成了广泛发布的微构造—岩性复合油藏，但终究以岩性控制为主。

1.4 异常压力为主要运移动力

利用地球物理测井资料，包括声波时差和电阻率曲线进行流体压力计算。由于压实作用是不可逆的，因此地层孔隙度记录了盆地最大埋深时期的压力状况，且泥岩孔隙度的对数与深度存在着线性关系。根据声波在泥岩中的传播速度与其孔隙度的关系，以及测井等资料，建立声波压实曲线，利用等效深度法恢复地层最大埋深时期的过剩压力。

王坪区块长7过剩压力普遍在5 MPa以上，大部分地区在7 MPa以上，局部超过9 MPa(图6a)。道镇地区长7过剩压力普遍在5 MPa以上，大部分地区在6 MPa以上，局部超过7 MPa(图6b)。研究区高过剩压力值一般分布于研究区的中南部，在平面上呈现北东—南西向分布，与水下分流河道的分布特征相近，表明过剩压力的分布规律与其沉积微相分布特点相关联。总结发现，一般而言储集体发育水平较好的层段所承受的过剩压力相对偏高。而过剩压力的具体分布情况又会受到长7油页岩厚度展布的影响，通常来说，砂岩厚度越大的位置过剩压力值越大(图6)。从异常高压发生的原因来看，主要是由于厚层油页岩和泥岩中产生的生烃增压所导致的。通过生烃模拟实验发现，当生烃处于某些相对密闭的空间时，其会导致烃源岩出现异常高的生烃增压，而该增压恰恰正是打破致密砂岩储层中细微孔喉的关键因素，同时为其注入源源不断的强大动力[24]，且当生烃增压达到一定程度时，油气也可以在孔喉连通状态一般的储层部位出现运移；但后期由于石油运移流体压力持续减少，压力无法克服致密油储集层细微孔喉的毛管压力，大部分油气仅能沿微裂缝及连通能力好的疏导层进行运移。因此，近源配置的长7储层必然具有得天独厚的烃类供给优势。

1.5 稳定适宜的保存条件

鄂尔多斯盆地长7地层中存在原生沉积水及处于小范围区域的后期地表渗入水两种类型的地层水，二者共同决定了长7段地层水的离子组成和水型的特征。统计发现，长7油层组水型以CaCl2型(80.1%)居多，少量MgCl2型(7.4%)、Na2SO4型(7.4%)和 NaHCO3型(4.4%)[25]。因此，可以表明油藏的封闭性较好，其内部的水文地质条件也相对稳定，具有适宜原生油藏后期保存的基础条件。

图6 王坪地区(a)及道镇地区(b)长7过剩压力分布及有利区预测平面图Fig.6 Chang-7 excess pressure distribution and favorable area prediction in Wangping(a) and Daozhen(b)

鄂尔多斯盆地地质构造发育的整体过程具有稳定和活动的双重性[23]。三叠纪中侏罗世，盆地发生了快速沉降过程，压实作用及硅质胶结作用明显，导致了致密砂岩储层的形成；晚侏罗世—早白垩世盆地构造活动强烈，并且随有区域性构造热事件的发生，烃类大量生成并运移聚集成藏，致密油藏形成；早白垩世末—现今地层发生抬升剥蚀，上覆的地层压力减小，相应地孔隙体积发生了一定的反弹[26]。总结得出鄂尔多斯盆地具有相对稳定的沉积和构造演化过程，为致密油藏提供了优良的后期保存条件。

2 成藏主控因素

分析研究区各成藏要素特征及油气分布聚集规律，探究其成藏机制，其中优质烃源岩的展布情况控制着致密油的总体分布范围，烃源岩产生的生烃增压是石油充注运移的主要源动力，裂缝和微裂缝是石油运移的重要通道，沉积相带展布特征密切地控制了有利储层的分布情况和物性条件，长7地层内部发育的良好源储关系为有利的成藏条件。通过进一步分析研究，探究各成藏要素间的内在联系，总结出研究区长7致密油成藏的主要控制因素。

2.1 近油源

烃源岩生排烃能力决定着圈闭能被充注形成富集的物质供给基础。长7烃源岩不仅平面分布广、纵向厚度大、岩性发育稳定，而且有机质类型好、成熟度高、生烃潜力巨大。此外，烃源岩内部生烃增压产生的过剩压力就转化为了推动研究区油气垂向运移的关键因素，但该压力会根据运移距离发生变化，运移距离越大其压力及作用会越不明显。相关研究发现，垂向上长7烃源岩的厚度和距离会对致密油藏的分布特点带来显著影响(图5)。与泥质层储层相比，和烃源岩能够进行直接接触的砂岩储层更具优势，这也正是人们经常提到的烃源岩“天窗”优势，即其顶部位置成为优质储层的可能性更大。

2.2 优势相

沉积相带的展布特征决定了沉积岩的类型和母质来源，因此良好的储层与沉积相之间必然存在着密切的关联。结合研究区试油结果分析得出，高产井一般分布在三角洲前缘部分水下分流河道的主体及深湖—半深湖相浊积水下扇的砂体部位。前人分析其主要特点为沉积的砂体的厚度大、粒度粗、分选好，同时建设性成岩作用相对较强，孔隙结构发育良好，是油气储集有利部位[27-28]。其中三角洲前缘的水下分流河道部位原始沉积水动力条件相对较强，一般沉积较粗的碎屑颗粒，长石、云母等易风化矿物比例相对较低，泥质杂基比例较少，原始的粒间孔隙较多。而且在成岩作用的后期阶段，有机酸等酸性流体容易在孔隙中渗透流动，易于溶蚀作用的发生，这部分储集砂体的物性相对较好。然而，由于部分储集砂体部位原生的孔渗条件较好，流体在孔隙内的流动阻力较小，胶结作用容易发生，会导致储集砂体的物性条件降低。另外，碎屑物质在水下分流河道的侧翼、水下天然堤、决口扇等微相的原始沉积水动力条件弱，沉积物质的粒度细，且充填有较多的易风化矿物，如泥质杂基及长石、云母等矿物，在压实作用下容易发生变形，从而使得原始的粒间孔喉结构被破坏，因而后期的溶蚀等建设性成岩作用的条件有限，成岩后期物性条件相对较差。在水下分流河道主体的多期次沉积叠加部位，砂体的厚度不但大，顺物源方向发育稳定，而且物性条件相对较优。浊积水下扇砂体和深湖—半深湖相泥质或分流间湾泥质相互叠置，常构成透镜状及指状尖灭型砂体。因此，优势沉积相部位、常配合建设性成岩相以及优质的储集物性基础是优质储层的必要条件。

2.3 异常压力

长7段底部优质烃源岩生烃增压作用而产生的异常高压是推动石油出现运移成藏的关键原因[29]。王坪区块长71地层与下部长73地层之间普遍存在1～2 MPa的过剩压力差，有些井区甚至超过2 MPa；道镇区长7地层之间普遍存在1 MPa左右的过剩压力差。正是在这些过剩压力的作用，使得油气由压力值较高的位置向压力值偏低的位置进行运移并不断积淀，从而使油气发生垂直与侧向等多个方向的运移[30]。目前通过观察研究区的有利区域，发现其与烃类在压力较高条件下向压力较低位置进行运移和聚集的规律相一致(图6)。分析可知，其中临近高过剩压力且呈现漏斗形的低压区是油气运移的优势指向区域，并已得到开发验证。

2.4 微裂缝

总结前人研究认为：与常规油藏中储层的特征相对比，微裂缝较发育为致密储层较为突出的特征。中新生代发育了多期次的幕式构造活动，从而致使盆地基底发生了多次的断裂活动，并引起了上覆沉积盖层中裂缝、微裂缝的发育。通过岩心描述及镜下观察了解到，研究区长7致密砂岩储层裂缝属于常见类型，且这种裂缝多为高角度裂缝(图4)，而且部分微裂缝中保留有石油运移残留的痕迹(图3b)；裂缝面上存在的过油痕迹表明裂缝的通道作用，说明裂缝是石油垂向运移的优势渗滤通道甚至是储集空间，由此能反映出裂缝在油气成藏及开发中均有着十分重要的作用。因此，裂缝发育程度及分布特征在一定情况下控制了油气有利聚集区域的分布规律。

2.5 泥岩遮挡

烃源岩、储层、盖层三要素必须在时间和空间上构成有效的配置关系，才能成为形成有利油气聚集的重要基础和条件。根据资料调研及测井资料解释发现，长7地层中的砂泥岩在纵向上呈现相互叠置，在横向上互为消长、交替。其中长73底部最大湖泛期形成的深湖—半深湖相富有机质泥页岩是全区延长组地层最主要的烃源岩，而三角洲前缘分流间湾、深湖相泥岩都可成为长7油藏良好的盖层。研究区水下分流河道砂体与分流间湾泥质或浊积水下扇砂体与深湖泥，二者在侧向上相交、垂向上相互叠置，提供对油气藏的侧向封堵作用，整体呈现出“准连续”型油藏分布特征，成为有利的油气富集区域。

3 结论

(1)优质烃源岩的展布特征控制了致密油的总体分布范围，水下分流河道砂体、浊积水下扇砂体为油气聚集的良好储集空间，油藏的分布与烃源岩厚度和垂向距离密切相关，烃源岩内部生烃增压是致密油发生运移的主要动力，而致密砂岩中部分发育的裂缝、微裂缝成为石油运移的重要通道及储集空间。

(2)沉积相带的分布规律有力地控制着优势储层的分布情况及其物性条件。其中水下分流河道的主体及浊积水下扇砂体在空间上分别与分流间湾泥质和深湖—半深湖泥相交叠置、源储共生，成藏要素就近配置，控制着致密油呈现出大面积“准连续”型的油藏分布特征。

(3)从研究区的油藏类型来看，大致有透镜体型、岩性尖灭型和成岩圈闭型等几种类型。长73深湖—半深湖相富有机质泥页岩主要与浊积水下扇砂体形成自生自储的成藏模式；长71、长72小层中主要发育的水下分流河道砂体与长73大面积分布的优质烃源岩构成下生上储的源储关系，就近运移成藏，其中以长72储层成藏条件更为优越。

(4)对研究区致密油藏“生、储、盖、圈、运、保”各成藏要素之间的内在联系进行分析，探究得到研究区致密油成藏的主要控制因素为“近油源”“优势相”“异常压力”“微裂缝”和“泥岩遮挡”。