隴東地區延長組長8油層組有機質組成特征及地質意義

齊亞林，孫 勃，龐錦蓮，徐 智

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室)

隴東地區延長組長8油層組有機質組成特征及地質意義

齊亞林1，2，孫 勃1，2，龐錦蓮1，2，徐 智1，2

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室)

地層條件下原油的密度、黏度、凝固點是衡量原油流動性能和產能的重要指標，也是影響地層壓力的關鍵，與儲集層中有機質組成密切相關。綜合應用熱蒸發烴氣相色譜、巖石熱解、核磁共振、熒光顯微圖像等多種儲集層流體性質判別手段，分析了鄂爾多斯盆地隴東地區延長組長8油層組有機質組成特征及其對流體性能和地層壓力的影響，結果表明，儲集層中有機質含有較高的膠質瀝青質等重質組分是導致地層條件下可動油含量低、試油與預期不符的原因；包括溶解氣在內的地層條件下儲集層中有機質的組成、豐度及其縱向分布特征是導致地層異常低壓重要原因之一。

鄂爾多斯盆地；隴東地區；異常低壓；有機質組成；延長組

1 研究背景

鄂爾多斯盆地中生界油藏為典型的低孔、低滲、低壓油藏[1]，作為其主要勘探層系的隴東地區延長組長8 油層組一直是近年的研究熱點，諸多學者圍繞長8油層組的沉積體系[2-3]、沉積環境[4]、油源[5-8]、成藏機理[3，9-10]、油藏特征[10]等方面做了大量卓有成效的研究工作，取得多項認識。如長 8 油藏油源為長 7 烴源巖貢獻、形成上生下儲式成藏組合[5-7],油藏普遍含油飽和度低，與儲層物性關系復雜；油水關系復雜，無明顯的油水界面；油層大面積廣泛分布，構造控制不明顯等[10]。這些研究成果較好地指導了勘探實踐。

勘探開發生產中發現長8油藏有兩類問題需要解決：①長8油層組部分具有錄井顯示較好、分析殘余含油飽和度較高、儲集層物性較好、測井解釋為油(水)層，試油產純水或僅獲低產油流的現象，試油結果與預期明顯不符(表1)，對油層的認識有待深化；②長8油藏整體為低壓油藏，存在自然產能低、產量遞減速度快、地飽壓差小、油層易脫氣的特點[1]，低壓機理存在爭議。試油為純油的高顯示油層與油水同出且以產水為主的高顯示油水層地面原油密度、黏度、凝固點相近且均屬正常原油(表1)[11]。地層條件下原油的密度、黏度、凝固點是衡量原油流動性能和產能的重要指標[11]，也是影響地層壓力的關鍵，與儲集層中有機質組成密切相關，對油層的精細評價具有重要的實踐意義[12]，因此，本文綜合應用飽和烴色譜、巖石熱解、核磁共振、熒光顯微圖像等儲層流體性質識別手段，多角度闡明儲集巖有機質組成特征，以期揭示油層特征，探討油藏低壓機理，指導勘探實踐。

2 有機質組成特征實驗分析

近年來，勘探生產過程中針對隴東地區延長組長8油層開展了儲集巖熱蒸發氣相色譜、巖石熱解等多項有機質組成評價實驗，積累了大量資料。本文通過選擇研究區試油為純油的B203井與油水同出且以產水為主的M53、M100、L21井對高顯示油層、高顯示油水層的有機質組成特征進行論述。

2.1 熱蒸發烴氣相色譜特征

熱蒸發烴氣相色譜分析技術是將儲集巖程序升溫加熱至300℃蒸發出來的烴類組分經毛細色譜柱的高效分離，把復雜的烴類混合物分離并進行定量檢測，可根據譜圖形態、基線特征、包絡線與基線封閉區域面積、烴類物質組成等對儲集層進行定性評價[13]。

表1 隴東地區延長組長8油層測試成果

高顯示油層(圖1a)和高顯示油水層(圖1b) 熱蒸發色譜圖具如下特征：①正構烷烴組分相對齊全，碳數范圍較寬；②正構烷烴峰形飽滿，含量較高,異構烷烴含量低；③色譜流出曲線隆起，基線鼓包，而后者鼓起程度又略強于前者。常規色譜分析由于其峰容量和分辨率的限制而無法將不可分辨的復雜混合物(UCM)分開，即共餾化合物的大量存在導致色譜基線抬高而形成“基線鼓包”，不可分辨的復雜混合物主要由不同取代基的具環烷結構的飽和烴(約占其總量的80%～90%)和非烴類組分[14-15]。

圖1 熱蒸發烴氣相色譜圖譜

考慮到熱蒸發烴氣相色譜分析的成分僅是在小于300 ℃條件下蒸發出來的儲集巖中有機質的輕質部分，高顯示油層的基線隆起較高顯示油水層的略低，顯示后者不可分辨的復雜混合物特別是具環烷結構的飽和烴含量較高，地層條件下儲集層中有機質的密度、黏度也將相應略高。

2.2 巖石熱解圖譜特征

巖石熱解分析是通過特殊的熱解爐對儲油巖樣品進行程序升溫，使巖石中的烴類在不同溫度下揮發和裂解，從而定量檢測獲得分析樣品在不同溫度范圍內氣態烴(S0)、液態烴(S1)、裂解烴(S2)的含量及色譜圖。儲集巖中的烴類組分是一種由飽和烴、芳香烴、膠質和瀝青質等組分組成的混合物，不同的烴類組分構成導致熱解參數S0、S1、S2、Tmax存在差異[13]；此外，多因素可能導致儲集層中的烴類存在損失，熱解參數S0、S1、S2是殘余含量，不同烴類構成將導致殘余程度不同，相對而言，S2由于主要來源于儲集巖中膠質、瀝青質以及C33以上的重質烴類裂解，所受外界影響較S1、S0要低[13]；據此可運用熱解方法根據熱解參數對儲集巖進行烴類組分分析。

高顯示油層(圖2a)S0為0.12 mg/g，S1為7.18 mg/g，S2為4.32 mg/g，S1/ S2為1.66，pg為11.63 mg/g，含油較飽滿，油質較輕；高顯示油水層(圖2b)S0為0.77mg/g，S1為7.82mg/g，S2為2.41 mg/g，S1/S2為3.24，pg為11.0 mg/g，含油較飽滿，油質較輕。高顯示油層或高顯示油水層，熱解S1值均遠大于S2值，pg值均較高，兩者差別不大，均反映儲層含油較好，顯示級別較高。

圖2 巖石熱解圖譜

2.3 核磁共振弛豫譜特征

核磁共振(NMR)錄井技術是將核磁共振技術應用到地質錄井中，通過檢測巖樣孔隙內的流體量、流體性質，以及流體與巖石孔隙固體表面之間的相互作用，快速求取儲層的油水飽和度以及可動流體飽和度等評價參數，為地質錄井儲層快速評價提供準確數據[16-17]。

高顯示油層(圖3a)核磁共振弛豫譜表現為束縛油弛豫信號強，可動油弛豫信號強，可動油面積較大；核磁孔隙信號與干樣信號之間面積為散失的部分油及水,顯示儲集層可動油流動性好。

高顯示油水層(圖3b)核磁共振弛豫譜表現為束縛油弛豫信號強，可動油弛豫信號弱，束縛油面積較大，可動油面積較小；核磁孔隙信號與干樣信號之間面積為散失的部分油及水,顯示儲集層可動油流動性略差。

高顯示油層相對于高顯示油水層具有束縛油含量低、可動油含量高的特點。

圖3 核磁共振弛豫圖譜

2.4 熒光顯微圖像特征

熒光圖像分析技術是通過激發巖石中石油瀝青物質后產生出可見的熒光圖像，直觀觀察熒光的發光顏色、發光強度，確定石油瀝青物質在巖石斷面的宏觀分布及孔隙微觀油水狀態，為油層評價提供微觀可視化信息[18]。

高顯示油層(圖4a)特征: 粒間孔部分充填膠質瀝青和油質瀝青，發中等強度的黃色-黃褐色熒光；含油較飽滿，水特征不明顯或僅存于不連通孔隙中。

高顯示油水層(圖4b)特征: 部分粒間孔充填膠質瀝青和油質瀝青，發中等強度棕黃色、黃褐色熒光；部分粒間孔充填黏土礦物、重質瀝青有機質復合體發中強-極弱棕褐色熒光，部分連通的孔隙熒光呈亮黃、黃白色, 顯示了水對原油輕質組分的溶出富集效應；整體發光顏色、發光強度從不均勻到較均勻,含油不飽滿，水特征明顯。

圖4 熒光顯微圖像

高顯示油層相對于高顯示油水層熒光發光顏色單一，發光強度均勻。

2.5 實驗結論

綜合前述分析，產純油的高顯示油層含油性較好，不可分辨的復雜混合物含量相對較低；膠質、瀝青質等非烴類組分含量相對較低；束縛油含量低，可動油含量高。油水同出且以產水為主的高顯示油水層，含油性也較好，不可分辨的復雜混合物含量相對較高；膠質、瀝青質等非烴類組分含量相對較高；束縛油含量較高，可動油含量較低。

3 有機質組成與地層原油物性的關系

地面原油的密度、黏度、凝固點等物性與有機質組分密切相關，不同有機質組成對原油物性影響不同[19-20]，因此可以推測地層條件下原油的密度、黏度、凝固點等物性與有機質組分密切相關，儲集層中不可分辨的復雜混合物及膠質、瀝青質等非烴類等有機組分的大量存在導致束縛油含量增加與可動油含量減少也證明了這一觀點。

研究區延長組長8儲集層雖具有較高的含油飽和度(表1)和氯仿抽提物含量(0.6%～1.8%)，僅表明可溶抽提物含量較高，不反映其可動性。侏羅紀晚期-白堊紀早期，延長組主力烴源巖長7段泥巖進入低成熟的熱演化階段并生成低熟油[9-10]，早期有高黏度、高密度、低凝固點和低飽和烴、高芳香烴、較高膠質和瀝青質的物理化學特征[21]的低熟油小規模近源充注成藏，以及相對較短的運移距離產生的層析作用，更易使重質組分在長8儲集層中聚集。儲集層較高的含油飽和度和氯仿抽提物含量可能是其中較高的重質有機組分導致，由成藏早期低熟油充注或后期改造兩類原因引起[22]。考慮到延長組長8油層上部與大面積穩定分布的長7段泥巖廣覆式接觸，其上部的長7、長6等油層整體保存條件較好，長8油層整體保存條件較好[1]，可基本排除其油層遭受水洗、氧化等次生改造的可能，推斷早期低熟油的充注及成藏過程中的層析作用造成儲集層有機質重質組分含量偏高、可動油較低，進而導致試油結果與預期存在差異。

4 有機質組成與地層壓力關系

中生界油藏壓力系數為0.63～0.93，為低壓油藏。低壓區主要分布在盆地中部姬塬、華慶的延長組中下組合，相對高壓區主要分布在延長組上組合及延安組[23]；異常低壓主要是由早白堊世末期地層的抬升剝蝕引起孔隙度反彈和溫度降低造成的[23]。

地層壓力即地層孔隙流體壓力，取決于靜水柱高度和地層水的密度[24-25]。對于體系相對開放的含油氣盆地，油、氣、水層縱向上相間分布(地層條件下原油密度0.70～0.75×103kg/m3，油層不局限于砂巖，應包括含油的粉砂巖、泥巖、油頁巖等)，勢必造成地層壓力降低。此外，氣測錄井和高壓物性分析顯示，中生界地層中煤層、砂巖、粉砂巖、泥巖、油頁巖等不同巖性的流體中不同程度溶解氣體(尤其是盆地中部姬塬、華慶地區延長組中下組合地層中，油藏氣油比可達80～125 m3/t[3])，溶解氣的存在將不同程度降低地層條件下油、水的密度。油、氣、水層縱向相間分布將影響地層壓力。中生界地層多層系復合含油和普遍溶解氣體，既導致縱向上靜水柱等效高度小于地層厚度引起異常低壓，同時也造成不同地區或層系地層壓力及其系數存在差異。有機質豐度高且多層系復合含油可能是盆地中部姬塬、華慶地區延長組中下組合壓力系數偏低的原因，而有機質豐度低且含油層系單一可能是延長組上組合及延安組地層壓力系數相對偏高的原因。包括溶解氣在內的有機質的組成、豐度或油層空間分布存在差異可能是引起地層異常低壓的又一原因。

5 地層壓力討論

地層壓力是沉積盆地演化過程中多種因素共同作用的結果，現今中生界地層低壓的形成除受油、氣、水層縱向上相間分布影響外，下述作用或過程也會對其產生不同程度的影響：

(1)壓實作用。從沉積開始，由于埋藏深度的增加和上覆負荷壓力的增大，碎屑物進入壓實作用階段，巖石骨架體積減小，孔隙度降低，流體和壓力釋放[25]。

(2)構造應力作用。地層和其中的流體不可避免地受應力場控制，能在擠壓應力場的作用下因壓縮產生超壓，也能在擠壓或其它性質應力場的作用下產生裂縫引起流體和壓力的釋放。現今的中生界地層處于最大主應力25～35 MP，最小主應力10～20 MP的應力場作用下，是在印支期應力場的基礎上經燕山期、喜山期應力場演化而來。印支期、燕山期主要受擠壓應力場控制[26]，巖石骨架和其中的流體處于壓縮狀態形成異常高壓。喜山期主要受擠壓-拉張應力場聯合控制，早期的裂縫復活[26]，引起流體和壓力的釋放。

(3)含水層系間通過優勢通道發生水動力聯系。砂體、微裂縫、不整合面、古河道可作為油氣運移的通道[9-10]。砂體的垂向疊置、側向拼接以及裂縫、古河道、不整合面的天窗作用，形成流體釋放的優勢通道，使相對隔水層越流進而使處于壓縮狀態下的流體和壓力釋放[27]。

(4)地貌的影響。地表強烈切割形成溝、峁、塬相間的地貌，為流體的釋放創造了條件，導致地表與具有統一壓力系統的油藏起伏不一致，塬地貌處壓力系數異常低。某區塊X1井位于川道，地面海拔1164.78 m，油層中部埋深1210.0 m，油層中部實測壓力12.24 MP，油藏壓力系數1.01；同一油藏的X2井位于塬上，地面海拔1437.13 m，油層中部埋深1500.0 m，油藏壓力系數0.82。區域應力場的演化和應力狀態的轉變、含水層系間的水動力聯系、地表強烈切割形成溝、峁、塬相間的地貌，共同導致了中生界地層異常低壓的形成。

6 結論

(1)研究區延長組長8部分儲集層較高的含油飽和度和氯仿抽提物含量主要由膠質、瀝青質等重質組分引起，早期低熟油小規模充注成藏可能是主要原因，重質有機組分的存在導致地層條件下可動油含量低，進而導致試油與預期不符。

(2)區域應力場的演化和應力狀態的轉變，含水層系間的水動力聯系，地表強烈切割形成溝、峁、塬相間的地貌，包括溶解氣在內的有機質的組成、豐度或油層空間分布的差異，共同導致了中生界地層異常低壓的形成。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)02-0033-05

2014-09-25

齊亞林,工程師，碩士，1974年生，1999年畢業于昆明理工大學礦物加工工程專業，主要從事石油預探現場生產技術支撐工作。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”(2011ZX05044；2011ZX05001-004)資助。

TE112

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