鄂爾多斯盆地東南部延長組致密油成藏條件及主控因素

任戰利,李文厚,梁 宇，2,吳曉青,于 強,任 龍,王 維

(1.西北大學 大陸動力學國家重點實驗室，陜西 西安 710069； 2.中國石油 大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163000)

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，延長組為盆地中生界最重要的烴源巖發育層位和油氣產層,致密油資源豐富，其中長7、長6油層組是致密油主要分布層位。近年來延長組油氣勘探有重大突破，在延長組發現了西峰、姬塬、華慶等3個低滲-超低滲(多為致密砂巖)油田，致密油的勘探開發及研究取得了重要進展[1-10]。

研究區位于鄂爾多斯盆地東南部，北起甘泉，南至銅川，西起正寧，東至宜川，位于三疊紀延長期大型凹陷型盆地的中心部位，延長組烴源巖發育，具有形成致密油藏的良好地質條件。與盆地西南、東北部相比致密油勘探未取得大的突破，盆地東南部延長組致密油成藏條件及主控因素也缺乏深入研究。本文在充分運用研究區已有的石油地質分析資料的基礎上，通過對采集的沉積、儲層、烴源巖、油氣等樣品的分析，對盆地東南部延長組致密油成藏條件進行了深入研究，探討了延長組致密油成藏條件及主控因素，這對于油田企業的可持續發展及實現致密油勘探的新突破有重要的現實意義。

1 研究區地質構造特征

鄂爾多斯地區晚三疊世延長期為大型的內陸湖盆，湖盆向東南開口，東南部與大華北盆地相連[11-13]。延長期末鄂爾多斯盆地整體抬升，遭受區域性剝蝕。晚侏羅世燕山旋回中期，盆地東部抬升，盆地大部分缺失晚侏羅世沉積[11-12，14]。僅在盆地西部沉積了上侏羅統芬芳河組。早白堊世末之后，鄂爾多斯盆地整體抬升，盆地開始進入抬升剝蝕改造時期。研究區在構造區劃上橫跨陜北斜坡和渭北隆起，主體位于陜北斜坡東南部。研究區主要受渭北隆起和晉西撓褶帶構造單元形成與演化的控制，后期抬升剝蝕幅度較大，剝蝕厚度自東而西、由南向北逐漸減小。在宜君-黃陵-富縣-甘泉以東，白堊系已被剝蝕殆盡。

研究區延長組、延安組、下白堊統各構造層構造展布特征具有很好的繼承性，地層向北西傾斜，向東南抬升。構造線展布方向由陜北斜坡的近南北向，到渭北隆起轉為北東向，整體缺乏背、向斜構造。

2 延長組致密油成藏條件

2.1 沉積儲層條件

鄂爾多斯地區在晚三疊世為大華北盆地的一部分[15]，晚三疊世為大型坳陷型盆地， 鄂爾多斯盆地東南部處于華北大盆地南部的深湖區，沉積微相主要為淺湖相、三角洲前緣、濁積扇、深湖相等，暗色泥巖發育，砂巖較細。延長組砂巖儲層以細砂巖、極細砂巖為主。

盆地東南區距沉積物源區較遠，本區砂體粒度較其它地區小，且受成巖作用的影響，膠結致密，物性較差。研究區延長組儲層物性變化較大，隨深度的加深，孔隙度、滲透率值逐漸減小。以長2油層組的孔隙度平均值最高(圖1)，長9油層組孔隙度值最低。長1、長3、長2油層組滲透率平均值較高，滲透率的分布隨深度增加逐漸降低。

研究區延長組長4+5—長10儲層孔隙度普遍小于10%，滲透率普遍小于0.5×10-3μm2，延長組儲層物性較盆地其它地區差。按照賈承造等對致密油的定義，儲集層覆壓基質滲透率小于或等于0.1×10-3μm2(儲層地面空氣滲透率小于1×10-3μm2),延長組長4+5—長10油層組總體以處于致密油的范圍[5，16]，為致密油。

長6油層組是研究區最重要的主力產層之一，長6油層組孔隙度分布在0.2%～17.5%，平均值為8.59%，孔隙度頻率峰值在8%～10%；滲透率主要分布在0.001×10-3～6.5×10-3μm2，平均值為0.41×10-3μm2。滲透率頻率分布呈單峰型，主峰位于0.1×10-3～0.5×10-3μm2。長6儲層發育研究區主要分布于塔兒灣地區、槐樹莊農場、正寧等地①李文厚,任戰利.鄂爾多斯盆地東南部石油成藏地質條件研究.中國石油長慶油田公司重大科研項目研究報告,2010.，主要位于三角洲前緣水下分流河道砂體、濁積扇中。

研究區長7油層組孔隙度大部分分布在4%～10%，占整個統計樣品的67.8%，滲透率頻率分布為雙峰型，主峰位于0.01×10-3～0.1×10-3μm2與0.1×10-3～0.5×10-3μm2，這兩個區間的樣品占總樣品數的90.8%。長7油層組儲層物性整體較差，深湖區濁積扇發育，濁積扇扇中部位儲層物性較好，是致密油分布的主要部位。

延長組長6段、長7段致密油分布主要分布于深湖區三角洲前緣水下分流河道及濁積扇砂體中。

圖1 鄂爾多斯盆地東南地區延長組儲層物性變化對比①Fig.1 Physical property variation of the Yanchang Formation in the southeastern Ordos Basin①

圖2 鄂爾多斯盆地東南地區長7段烴源巖厚度及熱演化程度平面分布Fig.2 Isopach of Chang 7 source rock and its thermal maturity map in the southeastern Ordos Basin

2.2 烴源巖條件

鄂爾多斯盆地中生界主力烴源巖主要發育于三疊系延長組長7段，為深湖相暗色泥巖。長7段深湖相分布面積約3×104km2，有效烴源巖厚度最厚處大于30 m。長7烴源巖分布面積較廣，母質類型以腐泥—混合型為主，是優質的烴源巖[17-18]。

長9段烴源巖可細分為兩套，主要分布在長92的下部和長91的頂部。長92烴源巖累計厚度一般為0～10 m ，分布面積約8×104km2，主要分布在定邊—橋鎮—黃龍一帶，發育兩個中心，厚度大于10 m 的烴源巖面積約5 000 km2[19]。

研究區位于盆地的東南部，中生界主力烴源巖為長7段暗色泥巖，有效烴源巖呈北西-南東向條帶展布，向北東-西南向依次逐漸變薄。有效烴源巖在正寧—宜君一線較厚，最厚達到30 m以上(圖2)。長7烴源巖向東南開口，在銅川—白水及以南地區，由于盆地演化后期的構造抬升而剝蝕殆盡。

鄂爾多斯盆地延長組長7段殘余有機碳含量主要分布于6%～14%[17-18]，長7段泥巖有機碳含量在湖盆中心相對較高，以華池、吳旗地區最高，由湖盆中心向邊部有機碳含量逐漸降低。研究區長7段泥巖有機碳含量較高(圖3)，主峰值為5%～10%，絕大部分樣品測得的值都大于5%，長7段泥巖為優質的烴源巖。

圖3 鄂爾多斯盆地東南地區長7段泥巖TOC頻率Fig.3 TOC frequency distribution of Chang 7 source rock in the southeastern Ordos Basin

研究區延長組長7段有機母質類型主要為腐泥型-混合型(Ⅰ-Ⅱ型)，干酪根富類脂組分(>90%)，有較高的熱解氫指數。研究區旺24井長7段烴源巖干酪根腐泥組含量高達93%以上，有機質類型為Ⅰ型，類型好(表1)。在長7段烴源巖中存在較多的微裂隙，在熒光顯微鏡下可以見到微裂隙兩側吸附烴類具有機質熒光特征，表明微裂隙為油氣初次運移的通道，是烴源巖排烴的直接證據。

鄂爾多斯盆地延長組在吳旗—甘泉—慶陽—華池一帶熱演化程度達到最高，鏡質體反射率(Ro)達到1.0%，向周邊地區Ro值呈環帶狀降低[20-21]。研究區長7烴源巖在西部正寧、西北部太白—槐樹莊林場—東部富縣、直羅一帶，Ro大于1.0%。熱演化程度以研究區西部、西北部為最高，以西北部為中心向盆地東緣和南緣降低，逐漸降低到0.8%。總體來看，研究區延長組整體已進入生油門限，Ro大于0.8%，延長組經歷的最大古地溫主要處于100～150 ℃， 生油凹陷中心已處于成油高峰階段(圖2)[20-22]。

表1 研究區旺24井干酪根組分及類型Table 1 Kerogen composition and type of Well Wang 24 in study area

研究區延長期處于大型坳陷型盆地深湖區，長7段烴源巖大面積分布，有機質豐度高，類型好，處于生油高峰階段，具有形成致密油藏很好的物質基礎。

2.3 蓋層保存條件

鄂爾多斯盆地三疊系延長組湖相沉積旋回發育，延長組各段均發育泥巖。延長組上部主要為河流、淺湖、沼澤相沉積的砂、泥巖，暗色泥巖厚度可達80～120 m，為延長組油藏的區域蓋層。長4+5—長8段主要為湖相泥巖沉積物，暗色泥巖厚度可達200 m，也是油藏內部的重要蓋層。

晚三疊世以來研究區主要經受了印支、燕山運動的改造，其中燕山運動改造最為強烈。三疊紀末，延長組頂部遭受剝蝕的強度不大，剝蝕強度具有西強東弱的趨勢，研究區整體的剝蝕量在100 m左右；中侏羅世末剝蝕事件使研究區延安組遭到嚴重剝蝕，在甘泉以南地區最大剝蝕量達到250 m；侏羅紀末剝蝕厚度為200～300 m；早白堊世末以來為最大的一期剝蝕事件，剝蝕厚度由西南向東逐漸增大，到甘泉以東地區達1 200 m以上[23-24]。在盆地東南部延長組不同層位均遭到剝蝕，剝蝕較強。在銅川—白水一線以南，長7段烴源巖已剝蝕殆盡。在盆地東部延長組頂部的長1、長2油層組遭到大面積剝蝕，在宜君—黃陵—黃龍—英旺以東及旬邑—柳林—銅川以南已缺失長1段、長2段，油氣的封蓋能力變差。

研究區雖然經歷較大剝蝕，但主體部位長4+5、長6及長7油層組泥巖分布連續，且由于長4+5段上部大套泥巖大面積連續分布，長4+5-長10油藏蓋層保存條件良好。

2.4 油氣運移條件

1) 油氣運移動力

油氣運移的驅動力有浮力、構造應力和異常流體壓力，其中對油氣運移起主要作用的驅動力為地層異常流體壓力，即剩余壓力[7，25-26]。異常過剩地層壓力控制著上三疊統延長組油氣的油氣初次運移，在相當程度上也影響了油氣二次運移及富集成藏過程。流體運移總是遵循從高剩余壓力區向低剩余壓力區流動的規律。研究區在地層達到最大埋深時大部分地區位于延長組剩余壓力高值區[27]。

本文應用研究區11口深井測井資料，采用平衡深度法計算異常段的壓力，對正常壓實段采用靜水壓力梯度法計算。計算結果表明在地層達到最大埋深時剩余壓力高幅度增長層段主要從長4+5段開始，到長7段達到最大，到長8段有相當一部分井剩余壓力明顯降低，個別井長9段也存在剩余壓力。在中生代晚期早白堊世時，地溫梯度高，發生構造熱事件[20-22，24]，長7段烴源巖大量生烴，生烴增壓作用明顯，產生過剩壓力，最大值達10 MPa ，而長8段、長6段都不超過5 MPa，存在明顯的壓力差，為油氣向下、向上運移提供了動力。從剩余壓力與含油性的關系可以看出研究區產油層段主要分布在相鄰剩余壓力相對低值區和正常壓力區。

2) 油氣運移通道

鄂爾多斯盆地東南區延長組節理、裂縫發育[28]，黃陵地區不同觀測點的統計結果顯示,該區以發育北東東向(或近東西向)和近南北向兩組平面X型共軛剪節理為特征。宜川地區不同觀測點的統計結果顯示,該區發育近東西和近南北向兩組平面X型共軛剪節理。節理溝通了烴源巖與儲層的聯系[29]，節理與裂縫可作為油氣穿層運移的通道(圖4)。

研究區處于晚三疊世大型坳陷型盆地的深湖區，長7段砂巖儲層與烴源巖直接接觸，生成的油氣可以直接進入儲層，進入砂巖儲層后，由于砂體疊置，可以通過砂體進行順層運移。盆地東南部油氣運移存在穿層和順層兩種方式[30]。油氣以節理、裂縫及砂體爬樓梯方式進行垂向穿層運移，進入儲層后，主要沿砂體向上傾方向進行側向運移。

圖4 鄂爾多斯盆地東南地區延長組中發育的節理及裂縫Fig.4 Joints and fractures of the Yanchang Formation in the southeastern Ordos Basina.宜川縣城旁，長7段烴源巖及發育的節理；b.正10井，1 419.10 m，長7段，裂縫中充填瀝青(單偏光)

2.5 致密油成藏期次與構造熱事件關系

盆地熱演化史控制著油氣成藏歷史及成藏時期[31-32]，在對研究區埋藏史恢復的基礎上，恢復了寧39等井的熱演化史。寧39井熱演化史研究表明中生代早期印支期地溫梯度低，中生界埋藏淺，熱演化程度低，油氣尚未成熟。燕山旋回，由于地層持續沉降造成的埋深及中生代晚期的構造熱事件，使得地溫梯度迅速升高，提高了上三疊統延長組烴源巖的成熟度，在早白堊世約140～93 Ma延長組長7段烴源巖達到生油高峰期(圖5)。鄂爾多斯盆地中生代晚期早白堊世發生了構造熱事件[20-22，24]，構造熱事件對油氣的快速生成、排烴及成藏有重要控制作用，構造史熱事件發生時期也是油氣重要成藏期[9， 22，32-33]。燕山旋回以后，整個研究區整體大幅度抬升，地溫梯度減小，烴源巖埋深變淺，生烴作用逐漸減弱或停止。

研究區延長組包裹體測溫分析表明有兩期包裹體，第一期油氣包裹體均一溫度主要為90～120 ℃，第二期主要為140～150 ℃。由熱演化史圖確定的第一期油氣包裹體為早白堊世早-中期 (約為110～120 Ma)，代表了油氣生成和運移充注的過程，第二期油氣包裹體為早白堊世晚期(約為93～100 Ma)，代表了油氣大規模聚集成藏的過程。包裹體的兩期代表了油氣充注的兩幕，實際上反映了一期油氣連續成藏，油氣主要成藏期為早白堊世[9，22，33-34]①(圖5)。在成巖晚期方解石及晚期形成的裂隙中有大量有機包裹體分布，也證明油氣成藏主要為成巖晚期[9]。

采用了伊利石測年法對研究區延長組致密儲層含油砂巖進行了伊利石鉀-氬測年，其結果為95.6～117.2 Ma，為早白堊世。應用研究區延長組致密儲層飽和壓力資料計算的致密油藏成藏時期也為早白堊世①李文厚,任戰利.鄂爾多斯盆地東南部石油成藏地質條件研究.中國石油長慶油田公司重大科研項目研究報告,2010.②任戰利，梁宇.子長采油廠資源潛力研究.延長油田股份有限公司科研項目報告，2010.。

由包裹體測溫、盆地熱史、伊利石測年、飽和壓力等多種方法確定的盆地東南部延長組致密油成藏時期具有很好的一致性，均為早白堊世[9，22，32]。延長組致密油成藏時期受中生代晚期構造熱事件的控制(圖5)，成藏期晚，總體是在早白堊世延長組儲層已致密的背景下成藏的。

3 延長組致密油成藏主控因素

鄂爾多斯盆地大量的勘探實踐表明延長組油藏的形成和分布主要受延長組生油凹陷的控制[7]，長7段優質烴源巖生成的油氣可沿橫向疊置的砂體及微裂縫向上、向下運移，砂體及微裂縫是石油運移的主要通道。三角洲水下分流河道、湖相濁積巖等是油氣富集的重要場所[2-3，35-36]。研究區長7段、長6段濁積砂體、三角洲前緣分流河道砂體中為主要含油部位，儲層致密，物性較差，為典型的致密油。

以研究區長7油層組為例，已發現的長7油層主要分布于深湖區濁積扇中(圖6)。研究區深湖區面積大，發育優質源巖，濁積扇砂體發育，儲層致密[2,7,36]，源儲大面積接觸，源儲配置關系很好，致密油為短距離運移，就近成藏。在盆地東南部長7段優質烴源巖大面積分布，源儲大面積接觸的背景下，長7段致密油的分布及富集主要受沉積微相及儲層物性的控制。

1) 沉積微相對致密油聚集的控制作用。

研究區目前發現的長7段致密油藏為受巖性、物性控制的巖性油氣藏。儲層含油性受沉積微相的控制。

長7段深湖區濁積扇砂體較為發育，研究區內有較好油顯示的井位大部分分布在濁積扇扇中部位，已發現的油層分布主要分布在研究區西部深湖區厚濁積扇砂體中(圖6)，其中長71、長72段都有油氣顯示，且以長71更優。西部深湖區的塔兒灣區長7段厚濁積砂體區是致密油的富集區。隨著油氣勘探工作及研究工作的深入，會在深湖區濁積扇砂體中發現更多的致密油藏。

圖5 寧39井延長組致密油成藏期次與構造熱事件對應關系Fig.5 Correlation of tight oil accumulation period of the Yanchang Formation with tectonic-thermal events in Well Ning 39

2) 儲層物性是影響致密油富集的關鍵因素。

儲層物性對致密油的富集起最主要控制作用，通常砂體的空間展布與儲層物性的平面展布具有一致性，通常在砂體連片、厚度大、分布廣的區域，也是儲層孔隙度較大、滲透率值較高的區域，其含油性也普遍較好(圖6)。

研究區長7油層組以極細砂、細砂巖為主，孔隙類型為粒間溶孔及剩余粒間孔。在深湖區的寧33井、塔1井長7段濁積扇砂體中試油見高產工業油流，試油產量分別為30.6 t/d及23.63 t/d，儲層平均孔隙度均小于9%，滲透率為0.3×10-3μm2，為低孔、特低滲儲層，屬典型的致密油。

研究區長7段致密油藏形態多呈透鏡體狀，油藏的分布平面上明顯受砂體展布的控制。在生烴凹陷生成的油氣向周圍砂體運移過程中，當遇到砂層側向相變以及儲層物性變差時即聚集成藏。儲層物性條件較好的層段是致密油富集的主要部位，以長7油層為例，研究區西部濁積砂體發育，儲層物性較好，源儲大面積接觸、配置關系很好，是致密油富集的主要場所?？v向上長71亞段儲層更為發育，儲層物性較好，因此71段是致密油發育的主要層段。

裂縫對彌補儲層物性差，促進油氣運移及聚集有著重要意義[7，37]。在盆地東南部儲層物性普遍較差的背景下，延長組長6段、長7段裂縫發育段試油井產量普遍很高，如塔1井、塔15井、寧33井長7段裂縫發育段，試油日產油量可達20.74～30.6 t/d，表明裂縫改善了儲層物性，裂縫對致密油的富集有重要影響。

圖6 鄂爾多斯盆地東南地區長7段砂體厚度、沉積微相與油層分布關系Fig.6 Distribution map of sandbody thickness，sedimentary microfacies and tight oil reservoir of Chang7 in the southeastern Ordos Basin

綜上所述可以看出鄂爾多斯東南部致密油的分布主要受沉積微相和儲層物性控制，其中儲層物性是最關鍵的控制因素，裂縫對儲層物性的改善有重要的影響。

盆地東南區致密油主要分布于長63、長71、長81油層亞組，其次為長61、長62和長72油層亞組。長6段、長7段、長8段是鄂爾多斯盆地東南部延長組的主力勘探層系，也是油致密油的主要勘探層位。綜合研究區三疊系延長組致密油成藏條件、源儲配置關系及致密油富集控制因素，認為盆地東南部延長組長6段、長7段、長8段致密油具有廣闊勘探前景，致密油主要分布于深湖相濁積砂體、三角洲前緣分流河道砂體中。

4 結論

1) 鄂爾多斯盆地東南部研究區中生界各構造層構造展布特征具有很好的繼承性，表現為平緩的斜坡，缺乏背、向斜構造。盆地東南緣燕山期構造運動最為強烈，早白堊世之后，盆地大幅抬升剝蝕，對油氣保存不利。

2) 鄂爾多斯盆地東南部延長組具有形成致密油的良好地質條件，延長組長7段沉積時期處于大型坳陷型盆地的沉積中心部位，為深湖相沉積，發育優質烴源巖，延長組長6段-長8砂體普遍較細，儲層物性較差，源儲大面積接觸，源儲配置關系好。

3) 通過包裹體測溫、盆地熱史、伊利石測年等多種方法確定了盆地東南部延長組致密油藏成藏時期主要為早白堊世(93～120 Ma)，致密油成藏期受構造熱事件控制，成藏期晚，延長組致密油藏總體是在儲層致密的背景下成藏的。

4) 東南部長7段優質烴源巖大面積分布，致密油的分布主要受沉積微相、儲層物性的控制。其中儲層物性是三疊系延長組致密油富集、高產的關鍵。長6、長7、長8油層組是盆地東南部延長組致密油的主力勘探層系。

參 考 文 獻

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