鄂尔多斯盆地下寺湾地区长7致密油地质特征及成藏主控因素
赵卫卫1，杨云祥2，宋和平2，李得路1
(1. 西安石油大学 地球科学与工程学院，陕西 西安，710065；
2. 延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，陕西 延安，716105)
摘要：基于大量钻井、测井、录井及试油资料，结合岩心观察和薄片鉴定，通过综合研究下寺湾地区长7段致密油储集层与烃源岩的展布、岩石学、地球化学等资料，对下寺湾地区长7致密油地质特征、富集规律及主控因素进行研究。研究结果表明：下寺湾地区长7致密油资源丰富，主要赋存于与湖相泥页岩共生或紧邻的大面积分布的重力流成因的致密砂岩储层中，石油未经过长距离运移。长7段致密油具有砂体大面积叠合规模大、储集层致密、孔喉结构复杂、裂缝发育、含油性和原油物性较好、低压低产等特征。长7优质烃源岩与大面积分布的厚层储集砂体互层共生，呈连续型分布，地史期生烃增压强排烃作用控制了延长组大面积叠合致密油的形成。下寺湾地区致密油资源潜力大，具有广阔的勘探前景。
关键词：致密油；长7段；主控因素；下寺湾地区；鄂尔多斯盆地
中图分类号：TE121 文献标志码：A 文章编号：1672-7207(2014)12-4267-10
Geological characteristics and main controlling factors of hydrocarbon accumulation in Chang 7 tight oil of Yanchang Formation of Xiasiwan area, Ordos Basin
ZHAO Weiwei1, YANG Yunxiang2, SONG Heping2, LI Delu1
(1. School of Earth Sciences and Engineering, Xi’an Shiyou University, Xi’an 710065, China;
2. Xiasiwan Oil Production Plant, Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yan’an 716105, China)
Abstract: Based on the analysis of massive data about well drilling, well logging, geological log, production test, combined with the core observation and thin section analysis, through comprehensive study of reservoir and source rock distribution, petrology and geochemistry, the geological characteristics, hydrocarbon distribution laws and main controlling factors of Chang 7 tight oil in Xiasiwan area of Ordos Basin were studied. The results show that Chang 7 in Xiasiwan area contains abundant tight oil resources, and they accumulate in source rocks in tight sandstones or adjacent to source rocks. Generally, this oil accumulation has not yet experienced a large-scale, long-distance migration. Tight oil in Xiasiwan area is characterized by a wide distribution, superior conditions of source rocks, tight sandstone reservoirs, complex pore-throat structure, abundant fractures and oil saturation, better crude property, low fluid pressure coefficient and low oil yield. The formation of large-scale superimposed tight oil reservoirs is controlled by the interbeded lithologic combination of extensive source rocks and reservoirs and the strong hydrocarbon generation and expulsion during geological history. This type of pool is an important potential resource, revealing the huge potential and good exploration prospect.
Key words: tight oil; Chang 7 Member; main controlling factors; Xiasiwan area; Ordos Basin
致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点[1-5]，这种非常规油气资源已成为全球能源结构中的重要角色，在美国、加拿大和澳大利亚等国家都得到了商业性的开发[1-2]，虽然中国非常规油气资源丰富，但总体上看，勘探开发还处于起步和探索阶段[3]。鄂尔多斯盆地延长组致密油资源潜力巨大，是近期建产的现实目标和未来勘探开发的重要目标[4-5]。鄂尔多斯盆地目前已发现多套含油层系，其中三叠系延长组是中生界的主力含油层系，具有有利储集砂体发育、含油层系多和石油资源丰富的特点。根据沉积旋回特征，将延长组自上而下划分为长1—长10共10个油层组，勘探实践表明：长1—长10在盆地不同地区均有油藏分布和发现，长6—长7段为现今鄂尔多斯盆地发现的主要致密油富集层系，油藏在平面上的分布呈(准)连续型条带状，剖面上则相互叠置，受补偿成藏规律控制[1-6]。近年来随着盆地勘探程度的不断提高，长7油藏不断获得突破，发现了多个含油富集区，致密油资源量约19.9×108 t，其中长7段致密砂岩油资源量约为9×108 t[1]，下寺湾地区长7段致密油已成为该区下一步勘探开发的重要目的层(图1)。截至目前，下寺湾地区长7致密油的认识还比较低，长7油层组埋藏深度较深，成岩作用强烈，主要为低孔—特低孔、特低渗—超低渗致密砂岩型储层，非均值性与隐蔽性均较强，其复杂的成藏富集规律已成为致密砂岩油藏石油地质特征认识和勘探开发深入拓展的首要问题[6-7]。因此，开展该区长7致密油地质特征及成藏主控因素的研究，对该区致密油及盆地致密油资源的勘探开发均具有重要意义。
1 致密油概念
对于致密油的概念目前国内外尚无统一定义，但普遍强调致密油是一种非常规石油资源，油质轻，产层为极低渗透率页岩、粉砂岩、砂岩或碳酸盐岩，致密储层与富有机质源岩紧密相关，采用水平钻井、分级压裂等特殊开采方式[3]。近年来，美国致密油快速发展，尤以威林斯顿盆地巴肯致密油最具代表性，其主要发育在盆地坳陷部位，孔隙度一般小于10%，覆压渗透率一般为0.001×10-3~0.100×10-3 μm2。致密油不同于低渗透油藏，它是伴随“非常规油气”概念而来。
图1 鄂尔多斯盆地延长组长7段烃源岩分布平面图[5]
Fig. 1 Source rocks distribution in Chang 7 Member of Yanchang Formation, Upper Triassic in Ordos Basin[5]
致密油主要赋存空间分为2种类型：一种是源岩内部的碳酸盐岩或碎屑岩夹层，另一类是紧邻源岩的致密层。美国是目前开采致密油最成功的国家，主要产层包括Bakken页岩、Niobrara页岩、Barnett页岩和Eagle Ford页岩。致密油的开发方式与页岩气类似，多采用水平井压裂技术。
NPC(美国石油委员会)认为：致密油是通过水平钻井与压裂方法生产，产自低渗粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩等致密岩层中的石油。
IEA(国际能源机构)认为：“致密油”为产自与生油页岩紧密相关的极低渗透页岩、粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩中的石油，与油页岩不同。
林森虎等[8]将致密油定义为以吸附或游离状态赋存于富有机质且渗透率极低的暗色页岩、泥质粉砂岩或砂岩夹层系统中的自生自储、连续分布的石油聚集。页岩生成的油气除部分排出并运移至砂岩或碳酸盐岩等渗透性岩石中形成常规油气藏外，其余大量(高达总生烃量的50%以上)在“原地”滞留，以游离烃和吸附烃形式赋存于纳米级孔隙或微裂缝中，形成可供商业开采的致密油(气)。
贾承造等[2]根据致密油层与生油岩层紧密接触的成因关系，确定了3种致密油类型：1) 湖相碳酸盐岩致密油；2) 深湖水下三角洲砂岩致密油；3) 深湖重力流砂岩致密油。
致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩和致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。邹才能等[3]提出了致密油具有４个明显的标志：1) 大面积分布的致密储层(孔隙度＜10%，基质覆压渗透率K＜0.1 mD，孔喉直径drt＜1 μm)；2) 广覆式分布的成熟优质生油层(Ⅰ型或Ⅱ干酪根、平均有机总碳质量分数(TOC)＞1%、Ro为0.6%~1.3%)；3) 连续型分布的致密储层与生油岩紧密接触的共生关系，无明显圈闭边界，无“油藏”的概念；4) 致密储层内原油密度大于40API或小于0.825 1 g/cm3，油密度较低。
适应中国非常规油气资源发展的需要，根据中国油气田的实际情况，致密油通常是指覆压基质渗透率小于或等于0.2×10-3 μm2(空气渗透率小于2×10-3 μm2)的砂岩、碳酸盐岩等油层，单井一般无自然产能，或自然产能低于工业油气流下限，但在一定经济条件和压裂、水平井、多分支井等技术措施下可以获得工业油产量。与常规油气藏相比，致密油具有源储一体、连续分布、没有明显圈闭界限等特点[4]。
2 研究区致密油地质特征
鄂尔多斯盆地中生界延长组致密油资源丰富，在空气渗透率小于2×10-3 μm2的储集层中已提交探明地质储量约20×108 t，其中空气渗透率小于1×10-3 μm2的致密储集层中石油探明地质储量超过10×108 t[4]。鄂尔多斯盆地延长组致密油主要发育于半深湖—深湖相区，以延长组7段和长6段致密砂岩最典型。致密油具有分布范围广，烃源岩条件优越，砂岩储层致密，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。其中，长7油层组油页岩分布范围广，厚度大，为典型的页岩油；长7油层组中的砂岩储集体及湖盆中部长6油层组储集体紧邻优质烃源岩，油源条件优越，源储配置好，储层致密，为典型的致密砂岩油[4-5]。
2.1 致密油流体特征
下寺湾地区延长组长7致密油原油性质较好，地下流动状况较好。地表条件下的原油密度一般为0.844~0.854 g/cm3，地层条件下原油密度平均为0.771 g/cm3，原油黏度平均为3.56 mPa·s，饱和压力平均为2.76 MPa，压缩系数平均为10.98%，气油比平均为33.05 m3/t，体积系数平均为1.09，收缩率平均为7.65%，溶解系数平均为13.94 m3/m3，凝固点为15~20 ℃；硫质量分数为0.176%~0.85%；沥青质质量分数为0.39%~0.45%。原油具有中—低密度、低黏度、低含硫量、中低凝固点等特点，油性普遍较好。下寺湾地区长7地层水多呈无色透明，水质较清。地层水pH近中性，介于6.58~8.41，平均为7.58，总矿化度介于31.028 18~96.287 3 g/L，平均为53.826 99 g/L，水型为CaCl2型，反映致密油油藏具有较好的封闭性。
2.2 致密油油藏特征
鄂尔多斯盆地延长组长7沉积处于盆地发育的鼎盛时期，长7油层组半深湖—深湖沉积十分发育，且易形成沉积物重力流，其中砂质碎屑流和浊流最发育。下寺湾地区长7油层中上部普遍发育厚为20~40 m的细粒长石砂岩，普见油气显示，其中11口井见工业油流，该套含油砂体为浊积扇沉积[9]。
研究区长7段由于沉积相(沉积微相)及成岩后生作用的差异，油藏分布差异较大。一方面，沉积相和成岩作用对油气成藏起主导控制作用，表现了岩性油藏的特点；同时砂层平面上呈连续分布，纵向上油层叠置，为连续型致密砂岩油藏(图2)。长7段油层深度平均约1 268 m，原始地层压力为7.8 MPa，饱和压力为2.63 MPa，地层饱和压差为5.46 MPa，溶解气油比为43.26 m3/t，无边底水，为弹性溶解气驱动。
图2 下寺湾地区新34井—新59井致密油藏剖面图
Fig. 2 Section of tight oil of Xin 34 well to Xin 59 well in Xiasiwan area
2.3 致密油储层特征
鄂尔多斯盆地致密砂岩储层主要为陆相碎屑岩沉积，岩性复杂，以粉细砂岩为主，粒度小，物性差，储层致密。下寺湾地区长7致密油砂岩储层岩石类型主要为长石砂岩和岩屑长石砂岩，长石质量分数高，平均为46.4%，石英质量分数平均为28.4%，岩屑质量分数平均为23.6%，以变质岩岩屑为主(图3)。
下寺湾地区长7致密砂岩储层填隙物质量分数平均为22%，成分主要为伊利石、绿泥石、碳酸盐(主要包括铁方解石和铁白云石)，伊利石质量分数最高，平均为7.8%，占填隙物总量的35.6%，绿泥石质量分数平均为4.4%，占填隙物总量的20.2%，还有少量高岭石、凝灰质、硅质及菱铁矿(表1)。储层填隙物中伊利石、铁方解石对储层空间主要起破坏作用，充填孔隙，使储层物性变差，而普遍发育的绿泥石黏土薄膜呈环边状产出，保护了原生粒间孔，有效地改善了储层物性。
下寺湾地区长7致密砂岩孔隙类型以残余粒间孔(平均为3.87%)、溶蚀粒内孔(平均为2.7%)为主，还见少量裂隙孔(平均为1.45%)，面孔率平均为9.15%，整体孔喉细小，结构复杂，连通性差，成岩作用强烈。常见石英加大，铁方解石和铁白云石胶结普遍，黏土杂基含量偏高，喉道形态以片状、弯曲片状和管束状为主。致密砂岩储层孔喉分选相对较好，主要为细孔微喉或中孔微细喉。
下寺湾地区长7油层组属远源沉积，致密度中—强，风化度中，砂体粒级均属中、细砂级和粉砂级，分选良好、不含来自母岩区的砾石。岩石粒度以细砂岩为主，其次是粉细砂岩，不同地区分布无明显差异性。分选性好，磨圆度中等，以棱—次棱角状为主。
下寺湾地区长7砂岩储层孔隙度分布范围为0.7%~12.9%，平均值为5.4%，主要孔隙度分布在3%~7%之间，其样口占总样品数的68%(图4)；储层渗透率分布在(0.1~0.6)×10-3 μm2之间，其样品占全部样品数的78%左右，渗透率平均值为0.4×10-3 μm2 (图5)。
图3 下寺湾地区长7储层砂岩成分三角图
Fig. 3 Triangular diagram of sandstone components of Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in Xiasiwan area
表1 下寺湾地区长7储层主要组分及填隙物质量分数
Table 1 Contents of main components and fillings in Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in Xiasiwan area %
图4 下寺湾地区长7油层组孔隙度分布频率直方图
Fig. 4 Frequency distribution histogram of porosity of Chang 7 in Xiasiwan area
图5 下寺湾地区长7油层组渗透率分布频率直方图
Fig. 5 Frequency distribution histogram of permeability of Chang 7 in Xiasiwan area
3 下寺湾地区致密油形成条件
3.1 大面积分布的优质烃源岩
鄂尔多斯盆地延长组长7油层组湖侵背景下形成的暗色泥岩、页岩及油页岩是中生界地层的主力烃源岩，其丰度高、类型好、厚度大、分布广，是一套区域性的烃源岩[10]。该套烃源岩厚度由几米到几十米，通常由厚层状深灰和灰黑色泥岩或油页岩与深灰色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩的薄互层和韵律层组成，反映出深水沉积的特征，而且在鄂尔多斯盆地内广泛分布，西北可伸展到姬塬以西，西南可分布到庆阳以南，东南可覆盖至富县以南和甘泉以东(图1)。
下寺湾地区延长组长7油层组沉积期属典型的浅湖—深湖相沉积环境，受区域构造背景影响，盆地基底整体下沉剧烈，湖盆发育达到鼎盛期，湖盆范围明显扩大，水体明显加深，水生生物和浮游生物繁盛，含大量的淡水—半咸水动物化石，有机质丰富，发育深灰色泥岩、黑色泥岩、页岩和油页岩，其有机质泥页岩分布稳定、厚度大，长7段发育厚70~120 m的深灰色、灰黑色泥岩和30~100 m的油页岩，呈北西南东展布，以定边—吴起—志丹—甘泉—富县一带最厚[11]，是中生界重要的烃源岩分布区。下寺湾地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部延长探区内，长7泥页岩厚10~70 m，厚度最大可达78 m(表2)，目前多口井在长7段泥页岩中已获得工业油气流，展现了较好的致密油勘探前景。
研究区内长7泥页岩样品实验测试结果表明：下寺湾地区长7泥页岩有机碳质量分数为0.49%~6.08%，平均为2.74%，多数样品有机碳质量分数超过2%；生烃潜量为0.26~14.0 mg/g，平均为7.14 mg/g；氯仿沥青“A” 质量分数为0.03%~2.49%，平均为0.66%；长7泥页岩饱和烃质量分数分布区间为20.24%~78.04%，非烃+沥青质含量分布区间为5.49~48.86 mg/g，饱/芳比分布区间为0.88~7.58，有机质类型为典型的Ⅰ型(腐泥型)—Ⅱ1(腐殖—腐泥型)；长7泥页岩Ro主要分布在0.50%~1.50%之间，多数介于0.65%~1.10%，平均为0.92%，且随着深度增加镜质体反射率增大，从C31霍烷22S/22R+22S参数来看，长7为0.51~0.56，已达到平衡点，显示烃源岩已进入成熟阶段[12]，长7泥页岩处于成熟阶段。同时长7泥页岩热解峰温值除个别样品外，多数介于440~480 ℃，表明已进入生烃门限，且处于成熟阶段。
综合分析表明：下寺湾地区长7油层组泥岩有机质丰度高，有机质类型好，以Ⅰ—Ⅱ1型为主，Ro为0.50%~1.50%，正处于大量生/排烃的高峰期，是研究区优质的烃源岩层(表2)。
3.2 局部地区发育良好的储集体
下寺湾地区长7油层组储层主要为大规模分布的浊积砂体，其分布与物性特征受沉积相带控制。长7油层组沉积砂体平均厚度为18.3 m，最厚达43.5 m，平均孔隙度为5.4%，最大为12.9%；平均渗透率为0.4×10-3 μm2，最大为3.1×10-3 μm2；主要为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层。研究区局部地区发育相对优质储层，孔隙度＞6.0%，渗透率＞0.3×10-3 μm2，储集空间以原生粒间孔和长石溶孔为主，储层评价为Ⅱ类储层。该类储层砂体作为良好的储集体，在油源充足的条件下，与区域地层西倾的构造背景形成良好的配置关系，构成砂体上倾方向的油藏遮挡条件，形成连续大面积分布的致密油藏。
3.3 生储盖就近配置，油气就近大面积充注成藏
长7油层组主要分布在生烃坳陷的浊积砂体中，具有优先捕获油气的优势。 在剖面上，长7油层组沉积期湖泛面积最大，暗色油页岩分布面积广，厚度大(40 m以上)，有机碳质量分数＞10%，氯仿沥青“A” 质量分数＞6 000×10-6，为Ⅰ型和Ⅱ型干酪根，生油母质具有较高的产烃率，通常可达400 kg/t，是延长组最为优质的烃源岩[13]。因此，与长7烃源岩共生的浊积砂体，在生油岩排烃及运移时期，可优先富集油气，以自生自储式成藏组合为主(图6和图7)，研究区油源对比结果表明：长7油层组原油特征性质与烃源岩具有明显的相似性，显示出长7油层组特有的自生自储特点。
表2 下寺湾地区长7泥页岩特征及与北美泥页岩特征对比表
Table 2 Comparison of shale characteristics between Chang 7 in Xiasiwan area and North America
图6 下寺湾地区新59井生储盖组合关系图
Fig. 6 Schematic section of source-reservoir-cap assemblage in Xin 59 well of Xiasiwan area
图7 下寺湾地区新34井生储盖组合关系图
Fig. 7 Schematic section of source-reservoir-cap assemblage in Xin 34 well of Xiasiwan area
3.4 异常高压为运移动力
油气聚集成藏是在驱动力作用下选择最有利地质储集空间的过程。对研究区长7油层组油气运移动力的研究表明：长7油层组高压主要是通过生烃增压作用形成异常高压[14-18]。长7油层组泥页岩在生烃过程中，产生大量气体和液体，使流体体积增加，从而在岩石孔隙中形成高于静水压力的异常压力或过剩压 力[14-15]。根据平衡深度法通过声波时差测井曲线恢复地层古压力(图8)，可看出长7油层组生烃时期形成的异常高压(压力系数为1.2~2.2)是主要排烃动力。
4 致密油成藏主控因素
4.1 有利砂体控制致密油的展布
有利的储集相带是油气富集成藏、大面积分布的重要地质基础。下寺湾地区长7油层组为半深湖—深湖沉积体系。该区中东部浊积砂体呈片状展布，具有砂体厚度大、连片性好的特点；西北部浊积砂体呈条带状分布在深湖泥中(图9)。浊积砂体与深湖泥岩叠置交叉，具有优先捕获油气的优势，是油气聚集的最有利相带。在沉积相与油层展布配置关系图(图10)中，油层主要分布在研究区中部和东部呈片状大面积分布的砂体中，以及西北部呈条带状展布的浊积砂体中。
4.2 相对优质储层严格控制油藏分布
下寺湾地区长7油层组以低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层为主，砂体储集物性差。在物性普遍较差的情况下，局部地区发育相对优质储层，该类储层孔隙度较高(＞6.0%)，渗透率较高(＞0.3×10-3 μm2)，含油饱和度高(＞40.0%)，以原生粒间孔和长石溶孔为主，发育在砂体较厚的区域(表3和图9)。早白垩世烃源岩处于生排烃高峰期[15]，油气经过强烈的排烃作用及运移作用，优先在长7油层组相对优质储层中富集成藏。长7油层组砂体发育且物性较好的区域大部分集中在研究区东南部、中部及西北部(表3和图10)。由表3可以看出：研究区东南部、中部及西北部砂体发育良好，物性相对较好，油层发育，试油效果均较好。由此可得出：在浊积砂体发育的地区，储层物性相对较好；在生排烃高峰期，油气优先向物性较好的区域富集。
图8 下寺湾地区柴21井声波时差与流体压力关系图
Fig. 8 Relationship of acoustic time change with fluid pressure in Xiasiwan area
图9 下寺湾地区长7油层组沉积相与油层展布叠合关系图
Fig. 9 Coincident relationship between sedimentary facies and petroleum distribution of Chang 7 oil reservoirs in Xiasiwan area
表3 下寺湾地区长7油层物性参数统计表
Table 3 Physical property parameters of Chang 7 oil reservoirs in Xiasiwan area
图10 下寺湾地区长7油层组孔隙度等值线与油层展布叠合关系图
Fig. 10 Coincident relationship between porosity and petroleum distribution of Chang 7 oil reservoirs in Xiasiwan area
4.3 构造对致密油成藏控制作用不明显
下寺湾地区位于陕北斜坡构造带上，构造圈闭不发育，局部地区由于差异压实而形成小幅度的鼻状构造。该区长7油层组致密油主要为连续型分布的致密砂岩油藏，鼻状隆起对油藏形成的控制作用不明显，油水分异较差(图10)。
5 结论
1) 下寺湾地区延长组长7油层组以连续型岩性致密油藏为主，储集砂体主要为湖相浊积岩。
2) 下寺湾地区延长组长7油层组拥有优质的烃源岩，有机质丰度高，类型好，以Ⅰ—Ⅱ1型为主，且正处于大量生/排烃的高峰期，是主要的油气来源。
3) 下寺湾地区延长组长7油层组油藏类型为典型的自生自储式连续型致密砂岩油藏，储集体与烃源岩共生，在长7优质烃源岩生烃增压产生的异常高压的作用下，油气就近充注在相对优质砂体中。
4) 长7段致密油成藏主要受大面积分布的优质烃源岩、沉积相和储层物性控制：源储共生控制了致密油大面积连续分布；浊积砂体控制优质储层发育；油气分布严格受优质储层的控制。
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(编辑 何运斌)
收稿日期：2013-12-10；修回日期：2014-03-23
基金项目(Foundation item)：国家自然科学基金资助项目(41102083)(Project (41102083) supported by the National Natural Science Foundation of China)
通信作者：赵卫卫(1976-)，男，陕西武功人，副教授，博士；从事非常规油气地质及油气成藏地质学研究；电话：13659297526；E-mail：zhaowei3028@163.com
