鄂爾多斯盆地中—上三疊統沉積充填特征與延長組低品位含油氣系統的關系

鄧秀芹，張文選，李文厚，孫 勃，周新平，程黨性

(1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室,陜西 西安 710018;2.長慶油田分公司 勘探開發研究院,陜西 西安 710018;3.西北大學 地質學系,陜西 西安 710069)

隨著經濟的持續增長,對油氣的需求越來越多,油氣產業面臨資源類型多元化、開發條件復雜化、環保要求嚴格化的挑戰,勘探開發向深水、深層、極地、非常規領域轉變[1-4]。

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富,長期以來，該區的勘探開發實踐始終立足于低滲透油氣藏,近年來盆地致密油氣勘探取得了一系列重大突破,頁巖油氣的勘探開發也取得了重要進展。盆地低品位油氣資源包含常規資源中的低滲透資源和非常規資源中的致密油、頁巖油、頁巖氣,是多類型共存的混合共生資源。其油氣主要賦存在中生界三疊系延長組三角洲、重力流和湖泊沉積的砂巖、泥頁巖中。近幾年,圍繞延長組低滲透油藏的三角洲類型與沉積樣式、低滲透儲層形成的控制因素、成藏地質條件等方面的研究取得了豐富的成果[5-8]。特別是非常規致密油，研究進展顯著,包括重力流沉積、細粒沉積類型與成因[9-12],圍繞納米孔喉精細描述、滲流特征、儲層脆性指數等內容的致密儲層綜合評價[13-17],基于生儲蓋疊置關系、成藏動力、生油與成藏物理模擬的致密油近源成藏機理[8,13,16,18],以及致密油水平井試驗和開發生產特征[19],等等。同時，學者在延長組頁巖油、頁巖氣特征與資源潛力方面也進行了探索[20-21]。但是,前人的研究常常聚焦于某一種或兩種資源,而對滿拗多類型低品位油氣富集的特征、相互關系、控制因素等方面的分析與論述不足。本文從沉積特征入手,分析沉積作用對鄂爾多斯盆地低品位油氣資源系統形成的影響,并從源儲組合類型、不同類型資源分布、成藏動力、含油豐度與規模等方面，對比分析了低品位油氣藏的特征和混合共生關系。

1 地質背景

在中國沉積盆地的分布格局上,鄂爾多斯盆地位于中部地帶,在大地構造上處于東部穩定區和西部活動帶的結合部位,是一個古生代地臺和臺緣拗陷與中生代內陸拗陷疊置的大型疊合盆地。

現今的鄂爾多斯盆地周圍分別被北部陰山山系、南部秦嶺山系、東部呂梁山系和西部賀蘭—六盤山山系所限,面積超過37×104km2(見圖1)。已有的研究成果證實,處于華北板塊和西伯利亞板塊之間的古亞洲洋在晚二疊世末已閉合,形成了具有一定寬度、包含大量古老陸殼碎塊的板塊碰撞造山帶——興蒙造山帶[22-23]。現今盆地的東部邊界呂梁山構造帶由一系列復背斜、復向斜組成,卷入寧武—靜樂向斜和大同向斜發育連片的三疊系、侏羅系[24],其生物組合、沉積特征等與鄂爾多斯盆地相似,由此可以推斷它們屬同一大型盆地,當時盆地東部呂梁山系尚未隆起成山[25-26]。海西運動階段，盆地西部的阿拉善古陸和祁連褶皺帶已形成[27-28]。因此，在中晚三疊世沉積時,現今盆地的北部、西部和東部邊界地區構造環境較穩定。相比而言,此時盆地南部秦嶺地區的構造活動強烈,在華北和揚子地塊復雜漫長的拼接造山過程中,中晚三疊世是西秦嶺全面碰撞造山的關鍵時刻[29-31],這次構造事件對鄂爾多斯內陸拗陷湖盆的形成、演化產生了重要的影響[32]。因此,在延長組沉積期,鄂爾多斯盆地的東、北緣構造環境穩定,而西南緣構造活動相對較活躍,對鄂爾多斯盆地的演化產生了重要影響。

2 構造-沉積耦合特征

中三疊世晚期—晚三疊世,鄂爾多斯內陸拗陷盆地經歷了一個完整的湖盆演化旋回,沉積了一套連續分布的、厚度約千米的碎屑巖巖系——延長組,其頂底為構造不整合面限制,自下而上劃分長10～長1共10個油層組(見圖1)。晚三疊世末期,盆地整體抬升,遭受風化剝蝕;之后,上部地層進一步受到早侏羅世古河流的侵蝕,造成中西部、南部地區延長組上部地層保存多不完整,地層殘余厚度400～1 000 m。

盡管這套河流、三角洲、湖泊碎屑巖系分布連續、穩定,但其內部蘊含著豐富的、清晰的印支期構造-沉積響應信息。其在表現形式上除了大家熟悉的、指示構造運動的不整合界面外,還有盆地中西部、南部穩定發育的長7底部凝灰巖層以及長6和長7油層組的重力流事件沉積(見表1)。此外,受以凝灰巖為代表的構造事件的影響,造成盆地拗陷幅度急劇增強,長7期大面積深湖亞相發育，沉積中心向西遷移,西部沉積體系的類型由辮狀河三角洲演化為扇三角洲(見圖2),上、下地層在碎屑組成和各個成分的占比上差異明顯,甚至還導致了生物組合面貌的變化[32]。

圖1 鄂爾多斯盆地構造單元劃分及延長組地層發育情況Fig.1 Structural unit division and stratigraphic development of Yanchang Formation Ordos Basin

3 盆地沉積充填特征

鄂爾多斯盆地延長組具有湖相泥頁巖發育、滿盆富砂的沉積充填結構特征。該期盆地經歷了長10期的初始沉降、長9～長8期的加速擴張、長7期的最大湖泛、長6～長4+5期的逐漸萎縮、長3～長1期的湖盆消亡(見圖1，2)，為一個完整的水進和水退二級層序,并可進一步劃分5個三級旋回(見圖1,表1)。

3.1 泥頁巖的分布

長7沉積期為湖盆的最大湖泛期,半深湖、深湖泥頁巖發育。富有機質頁巖主要分布在長7中下部,姬塬、華池等地發育的富有機質頁巖厚度最大,一般大于20 m,局部可達40 m,分布面積約3.5×104km2(見圖3)。這套頁巖夾多層沉凝灰巖薄層,火山物質(灰)經水解易產生豐富的Fe，P2O5等生物營養物質,為浮游藻類、底棲藻類以及水生動物的大量繁殖提供了重要的養分。暗色泥巖一般厚10～60 m,局部地區連續厚度達百米以上,呈厚層塊狀或呈砂泥巖韻律互層出現,分布面積約5.5×104km2。品質好、成熟度適中的長7泥頁巖是盆地中生界的主力烴源巖。此外,在沉積中心較深水地區的長6中下部、長4+5和局部地區的長9中上部(見圖3)，長8均發育富含有機質的暗色泥巖,局部發育頁巖[33]。

圖2 延長組沉積相圖Fig.2 Deposition facies diagram of Yanchang Formation

圖3 鄂爾多斯盆地延長組長7和長9泥頁巖分布圖Fig.3 Mudstone and shale distribution of Chang 7 and Chang 9 members, Yanchang Formation, Ordos Bain

3.2 砂巖的分布

延長組不同沉積期,盆地五大三角洲呈現此消彼長的演化特征(見圖2)。三角洲和湖盆中心的深水區重力流沉積砂體,在平面上相互補充,縱向上相互疊置(見表1),形成滿盆富砂的沉積格局。

長10～長8期,西北物源、西南物源和西部物源供屑能力強,尤其是長10期西部、西南，體系砂地比一般50%以上,為中粗砂巖。到長9，長8期,西南、西部物源供屑能力有所減弱,但西北物源供屑能力強勁,各個三角洲均衡發育,儲層以中砂巖和細砂巖為主。另外,長8早期見灘壩沉積[34]。

長7～長1期,東北三角洲的建設作用突出,規模大,向西南延伸至黃陵—華池一線,尤其在長6期，東北三角洲群的建設作用達到鼎盛階段,與長10～長8期三角洲止于富縣—志丹一線,規模較小形成了鮮明對比。西南、西部、西北沉積體系,從長7期至長1期,隨著湖盆水體的逐漸萎縮,三角洲不斷向湖盆沉積中心進積,砂體規模逐漸增大,砂巖類型也由粉—細砂巖為主逐漸變為中—細砂巖。

此外,長7中期—長6中期為湖退的早期階段,此時的深水分布范圍仍較廣。由于三角洲向前進積，使得沉積中心供屑增強,且受到周邊火山活動等構造動力的誘發,在深水區域形成大面積連片分布的粉砂巖和細砂巖,規模大,沉積類型豐富,疊置關系復雜[9,12,35]。

3.3 盆地沉積充填結構

延長組除了發育長7最大湖泛面外,還存在長9，長4+5等多個次級湖泛面。隨著湖侵、湖退的頻繁發生,盆地周緣的河流、三角洲體系也發生了相應的向湖方向的推進生長和向源方向的后退萎縮,造成進積序列與退積序列、三角洲沉積與湖泊沉積的反復疊置。無論從縱向上(延長組的上部、下部地層向中部)還是平面上(從盆地周邊向沉積中心),沉積物均由河流、三角洲中粗砂巖夾泥質沉積,逐漸過渡為半深湖—深湖粉細砂巖和泥頁巖為主的細粒沉積,因此形成了“夾心千層餅式”的沉積充填結構(見圖4)。

圖4 鄂爾多斯盆地Z2井—S32井延長組沉積充填結構Fig.4 The depositional architecture of well Z2 to Well S32, Yanchang Formation, Ordos Bain

4 低品位油氣資源分布與沉積作用的關系

鄂爾多斯盆地延長組低品位油氣總資源量超過百億噸,資源豐富,類型多樣,主要包括低滲透油藏、致密油、頁巖油和頁巖氣等。目前,在盆地內已建成了姬塬、安塞、西峰、華慶等以低滲透和致密油資源為主的百萬噸油田。

4.1 低品位油氣資源的類型及分布

4.1.1 低滲透資源 按照行業標準(SY/T 6285-2011),低滲透儲層主要是儲層滲透率小于50×10-3μm2的油氣資源,并可進一步劃分為低滲透、特低滲透和超低滲透儲層,其儲層滲透率分別為(10～50)×10-3μm2，(1～10)×10-3μm2, 小于1×10-3μm2 [36]。近幾年，隨著致密油成為全球非常規油氣資源勘探開發的新熱點,致密油從低滲透儲層分類中分離出來,將賦存于滲透率小于1×10-3μm2的儲層中的油氣資源稱為致密油。因此，本文所稱的低滲透資源是指儲層滲透率(1～50)×10-3μm2的油氣資源。

鄂爾多斯盆地中生界低滲透石油資源量約40億噸,其中特低滲透資源主要分布在延長組長9，長8，長6和長3油層組的細砂巖、中細砂巖中,中低滲透資源主要分布在長1—長2和長10油層組,儲層以中細砂巖、中粗砂巖為主。這類資源儲集空間以粒間孔為主,其次為溶孔,面孔率一般大于4%。

4.1.2 致密油 致密油通常是吸附或游離狀態賦存于與生油巖互層或緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲層、未經過大規模長距離運移的石油聚集,覆壓基質滲透率小于0.1×10-3μm2，或空氣滲透率小于1×10-3μm2,單井一般無自然產能,或自然產能低于工業油氣流下限,但在一定經濟條件和技術措施下可以獲得工業油產量[37]。延長組致密油主要賦存在致密碎屑巖儲層中,以細砂巖、粉砂巖為主(見圖5a-a),面孔率一般小于4%,孔隙空間主要為溶孔、粒間孔,位于近湖盆中部的長4+5～長8油層組,資源量約90億噸。

4.1.3 頁巖油 頁巖油是頁巖層系中所含的石油資源,是近幾年非常規油氣勘探開發的又一新熱點。頁巖油資源中,凝析油和輕質油是實現工業開采的主要類型[38-39]。延長組頁巖油既包括泥頁巖孔、縫中的石油(見圖5b),也包括泥頁巖層系中的細砂巖、粉砂巖薄夾層中的石油(見圖5a-b),主要位于長7延長組的中下部。其發育兩種儲集空間類型,一是基質孔,包括粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、干酪根孔等孔隙;另一種是縫隙,包括微裂縫、層理縫、頁理縫等。長7黑色頁巖、暗色泥巖的孔隙度相近,分布于0.53%～2.85%,平均為1.5%。TOC平均為13.75%,Ro一般0.9%～1.2%,地層條件下原油黏度小于5 mPa·s,原油密度約0.73 g·cm-3。目前,在盆地中西部、南部地區，針對長7中下部泥頁巖段，已進行試油壓裂工藝探索,多口井獲得了日產超過20 t的油流,初步評價頁巖油資源量超過10億噸[20]。

4.1.4 頁巖氣 頁巖氣是賦存于以富有機質頁巖為主的儲集巖系中的非常規天然氣。延長組的頁巖氣和頁巖油的產層相同,都是分布在長7中下部的泥頁巖中,但二者的產區位置不同,頁巖油廣泛分布于盆地長7頁巖發育地區,頁巖氣則僅發現于盆地的東南部地區。據王香增(2014)對甘泉地區長7頁巖油研究成果可知，該區頁巖平均孔隙度1.82%,滲透率一般小于0.05×10-3μm2,有機碳含量一般在2%～6%,鏡質體反射率1.25%～1.33%,有機質處于成熟—高成熟演化階段,碳同位素分析顯示天然氣屬于油型氣,估算長7頁巖氣資源量5 318億方[21]。

4.2 沉積作用與低品位油氣資源的關系

延長組沉積期,鄂爾多斯內陸拗陷具有盆大湖廣、地形平緩、多水系注入的特征,總體上講，碎屑沉積物顆粒較細。該套巖系經歷了長達2億年的埋藏、成巖、生排烴、油氣運聚成藏等。雖然受到印支運動、燕山運動和喜山運動多次構造運動的改造,但盆地整體是以垂直升降為主；盆地內部長期處于相對穩定的構造沉積環境,因此斷裂系統不發育,加之埋藏地質歷史時間長,造成儲層成巖作用強烈、巖性致密。這些因素的共同作用,控制了研究區低品位油氣資源的形成、聚集成藏和改造。延長期鄂爾多斯盆地“夾心千層餅”沉積充填結構特征,形成了多種類型的成藏組合,成就了多類型低品位油氣資源差異聚集、立體成藏的延長組含油氣系統。

延長組沉積期,在多期水進水退沉積演化的影響下,形成了圍繞長7主力烴源巖和多套次級烴源巖的、多類型的源儲組合關系。

1)下生上儲型油藏組合:主要由長7烴源巖和長6～長1儲層構造成,儲層為砂巖,具有距離烴源巖越近,資源豐度越高的特征。

2)上生下儲型油藏組合:主要由長7烴源巖與長8—長10油層組組成,陜北地區局部還可形成長9烴源巖與長10儲層構成的上生下儲型油藏組合。儲層為砂巖,與下生上儲型油藏組合相似,該類油藏組合也具有距離烴源巖越近,資源豐度越高的特征。

3)自生自儲型油藏組合:主要分布在長7油層組,烴源巖為長7泥頁巖,儲層類型復雜,既有三角洲前緣砂巖、半深湖—深湖砂巖,也有泥質砂巖和砂質泥巖、泥頁巖,是致密油、頁巖油、頁巖氣的主要產層,致密油含油豐度整體較高。

a L189井長7巖性組合柱狀圖 b G295井長7巖性組合柱狀圖圖5 致密油、頁巖油氣儲層類型Fig.5 Reservoir strata of tight oil and shale oil and gas

4)復合供烴型油藏組合:主要分布在陜北地區下組合,儲層為砂巖,接受了長7烴源巖向下或側向供烴；同時，由于地處長9生烴中心,長9烴源巖對其成藏也有重要的貢獻,尤其是該區長10油層組,已發現油藏和出油井點基本都位于長9頁巖分布區。

4.3 低品位油氣藏特征(見圖6)

1)以長7優質烴源巖為界,長1～長6主要發育下生上儲型成藏組合,長8～長10存在上生下儲、復合供烴型兩種成藏組合,長7發育自生自儲型成藏組合。

2)延長組長7儲層物性最差,向上、下層系儲層儲集性能和滲透性能都逐漸變好。上部長1～長2和下部長9，長10油層組發育中、低滲透油藏,在長3～長8儲層發育特低滲油藏和致密油。尤其是長6～長8儲層,除了位于陜北地區的長6油藏和位于西峰主砂帶長8油藏屬于特低滲透油藏外,其他地區均大面積發育致密油。

3)非常規頁巖油氣藏主要分布在延長組長7段。 其中, 頁巖油廣泛分布在半深湖—深湖泥頁巖發育區, 而頁巖氣僅在甘泉縣、 富縣等地區的長7段有發現。長7泥頁巖Ro一般0.9%～1.2%,處于成熟階段,以生油為主,因此盆地范圍內廣泛發育頁巖油。但在早白堊世末,盆地整體抬升,西部抬升相對較緩慢,幅度較小,剝蝕厚度一般200～400 m,而盆地東南部抬升顯著,地層剝蝕超過1 000 m。東南部的快速抬升降壓作用造成溶解氣解析,局部富集,因此在盆地東南部形成頁巖氣藏。

4)中晚侏羅—早白堊世期間,快速沉降和深埋增溫作用導致長7富有機質泥頁巖產生欠壓實、生烴增壓等一系列作用,從而形成超壓。受沉積和巖性發育特征的影響，在延長組“核心位置”(沉積中心區的長4+5～長9)發育超壓封閉成藏動力系統,在長1～長3主要為常壓開放成藏動力系統[8]。

圖6 鄂爾多斯盆地延長組低品位含油氣系統模式圖Fig.6 Low grade petroleum system pattern, Yanchang Formation, Ordos Basin

5)以長7為核心向周邊地區和上、下層系延伸,隨著物性變好,單井產量逐漸增大,但油藏的含油豐度逐漸降低。長7致密油為源內成藏,儲量豐度高,一般(45.8～71.9)×104t/km2,向下至長10，向上至長1與長2油層,儲量豐度逐漸降至30×104t/km2左右(見圖7a)。同一油層組的不同地區,石油儲量豐度也顯示出同樣的趨勢。以長6油藏為例(見圖7b),位于生烴中心的華慶油田儲量豐度一般(55.5～114.5)×104t/km2;向東北方向,越遠離烴源巖豐度越低,至安塞地區降至(22.8～39.1)×104t/km2。

6)從油藏規模上對比分析可知，特低滲透油藏和致密油具有大面積連片復合分布的特征,油藏規模一般超過億噸;中低滲透油藏由于沉積粒度較粗,儲層物性相對較好,油水分異程度高,局部低幅度構造發育區成為石油聚集的有利區,普遍含油面積小,孤立分布,規模小,最大限于幾千萬噸,有的甚至僅有幾百萬噸。

a 西北沉積體系延長組縱向儲量豐度變化特征 b 不同地區長6油層組儲量豐度對比圖7 鄂爾多斯盆地延長組含油豐度變化趨勢Fig.7 Oil abundance variation tendency, Yanchang Formation, Ordos Basin

5 結 論

1)鄂爾多斯盆地延長組低品位油氣資源包含常規資源中的低滲透資源和非常規資源中的致密油、頁巖油、頁巖氣,是多類型共存的混合共生資源,具有立體疊置成藏的特征。

2)受多期水退水進和構造事件的影響,形成盆地延長組湖相泥頁巖發育、滿盆富砂的“夾心千層餅式”沉積充填結構；不同時期五大三角洲的發育此消彼長,形成多種成藏組合類型。長7烴源巖與長1～長6油層組構成下生上儲型成藏組合,與長8～長10構成上生下儲型成藏組合。陜北地區，長7，長9烴源巖與下組合儲層構成復合供烴型成藏組合。此外，長7油層組為自生自儲型成藏組合。

3)由盆地沉積的核部向外圍(縱向、橫向)延伸,隨著粒度的變粗,物性變好,低品位資源的類型由非常規頁巖油、頁巖氣、致密油,逐漸演變成特低滲透、低滲透油藏,至延長組頂部和底部,以中低滲油藏為主。

4)在延長組的核心部位,油藏的儲量豐度高，大面積連片分布,外圍和頂底端元層系,儲量豐度低,油藏規模小。