吳起-志丹地區(qū)致密油成藏主控因素研究

馬文強(qiáng)， 鄧亞仁, 任戰(zhàn)利

(1.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710069；2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

吳起-志丹地區(qū)致密油成藏主控因素研究

馬文強(qiáng)1,2， 鄧亞仁1,2, 任戰(zhàn)利1,2

(1.西北大學(xué) 大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710069；2.西北大學(xué) 地質(zhì)學(xué)系，陜西 西安 710069)

吳起-志丹地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，近年來(lái)的研究勘探結(jié)果表明，三疊紀(jì)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段主要發(fā)育湖泊-三角洲前緣環(huán)境下的低滲透致密砂巖儲(chǔ)集層，致密油資源豐富。利用干酪根鏡檢、鏡質(zhì)體反射率測(cè)定、熱解等方法研究烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型、豐度和成熟度。與此同時(shí)，根據(jù)儲(chǔ)層物性分析結(jié)果、薄片資料、場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡結(jié)果等分析致密油儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征。研究結(jié)果表明，泥巖干酪跟以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，鏡質(zhì)體反射率普遍大于0.8%，熱解生烴潛量顯示主要為好烴源巖。研究區(qū)致密砂巖礦物成分以石英、長(zhǎng)石和黏土礦物為主?？紫抖绕骄鶠?.6%，滲透率平均為 0.27×10-3μm2，孔隙類(lèi)型主要是粒間孔、溶蝕孔和微裂縫。綜合分析，吳起-志丹地區(qū)優(yōu)質(zhì)的烴源巖是致密油形成的物質(zhì)基礎(chǔ)，儲(chǔ)集層的物性和孔隙特征決定了致密油的廣泛分布和可開(kāi)發(fā)性。

烴源巖； 致密油儲(chǔ)層； 孔隙； 長(zhǎng)7段； 吳起-志丹地區(qū)

鄂爾多斯盆地陜北地區(qū)中生界油氣藏多為巖性油氣藏，儲(chǔ)層低孔隙度、低滲透率特征明顯。近年來(lái)研究發(fā)現(xiàn)陜北地區(qū)油氣田儲(chǔ)層孔滲特征和油氣分布規(guī)律多屬于致密油范疇[1-4]。

本研究區(qū)吳起-志丹地區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部，長(zhǎng)7段構(gòu)造特征與陜北斜坡趨于一致，為西傾單斜，傾角小于3°，不發(fā)育褶皺和斷層，局部發(fā)育低幅度鼻狀隆起。地層厚90～130 m，干酪根主要以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，總有機(jī)碳(TOC)主要分布在1.0%～6.6%，成熟度(Ro)介于0.8%～1.3%。主要發(fā)育湖泊-三角洲前緣沉積相。研究區(qū)長(zhǎng)7段優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育，在鄰近烴源巖的長(zhǎng)6段、長(zhǎng)8段儲(chǔ)層中孔隙系統(tǒng)較發(fā)育，此外長(zhǎng)7段頁(yè)巖中夾雜的粉細(xì)砂巖易捕獲油氣，因此都適合致密油的成藏[5-9]。前人對(duì)致密油的成藏機(jī)制和富集規(guī)律進(jìn)行了一系列研究[5-12]。

烴源巖的好壞及厚度決定成藏范圍及豐度，是致密油形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。儲(chǔ)層的好壞以及厚度決定致密油的分布和開(kāi)發(fā)條件[13]。吳起-志丹地區(qū)致密油的勘探開(kāi)發(fā)正處于起步階段，分析研究區(qū)的烴源巖特征以及致密油儲(chǔ)層的微觀孔隙結(jié)構(gòu)特征,明確該地區(qū)致密油成藏條件及主控因素。

1 研究區(qū)烴源巖特征

1.1 有機(jī)質(zhì)豐度

有機(jī)質(zhì)豐度是評(píng)價(jià)烴源巖生烴潛力和規(guī)模的重要指標(biāo)[14],研究區(qū)長(zhǎng)7暗色泥頁(yè)巖顏色多為深灰色、黑灰色、黑褐色及黑色，致密。巖性以泥巖、頁(yè)巖和泥質(zhì)粉砂巖為主。實(shí)測(cè)總有機(jī)碳(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化較大，分布在2.0%～12.0%，分析樣品中有50%的樣品的TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)分布在2%～4%，為主要的有機(jī)碳含量分布區(qū)間，TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)2%的樣品(據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果)為100%，說(shuō)明有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高(見(jiàn)圖1)。

圖1 研究區(qū)有機(jī)碳含量分布直方圖

Fig.1 Histogram of TOC frequency distribution of organic carbon in the study area

熱解生烴潛量主要介于1.49～22 mg/g之間。根據(jù)陸相烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)認(rèn)為，生烴潛量(S1+S2)<0.5 mg/g為非生油巖，處于0.5～2 mg/g為差生油巖，2～6 mg/g為中等烴源巖，6～20 mg/g為好烴源巖，(S1+S2)>20 mg/g為最好的烴源巖。研究區(qū)最好的烴源巖占60%，好烴源巖占20%，中等和差烴源巖各占10%，說(shuō)明整體研究區(qū)烴源巖好(見(jiàn)圖2)。

圖2 研究區(qū)烴源巖樣品有機(jī)質(zhì)熱解生烴潛量(mg/g)分布圖

Fig.2 Frequency distribution of hydrocarbon potential of organic matter in the source rocks samples of the study area

1.2 有機(jī)質(zhì)類(lèi)型

1.2.1 烴源巖微觀特征 在研究區(qū)選取了幾口典型井的樣品，分析其烴源巖特征。吳起南部地區(qū)的烴源巖中含有大量晶簇狀的黃鐵礦，黃鐵礦的出現(xiàn)表明當(dāng)時(shí)沉積環(huán)境為還原環(huán)境，水體波動(dòng)較小，如圖3所示。

圖3 烴源巖微觀特征

Fig.3 Microstructural characteristics of source rocks

1.2.2 烴源巖顯微組分特征 通過(guò)干酪根顯微組分(見(jiàn)表1)的分析將研究區(qū)的干酪根組分分為腐泥組、鏡質(zhì)組、殼質(zhì)組、惰質(zhì)組，從研究區(qū)干酪根組分來(lái)看，腐泥組包括浮游藻類(lèi)和腐泥無(wú)定形體，浮游藻類(lèi)質(zhì)量分?jǐn)?shù)較少，可以忽略不計(jì)，腐泥無(wú)定形體質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0～19.68%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)9.8%，殼質(zhì)組質(zhì)量分?jǐn)?shù)較大，分布在27.87%～76.03%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為58.09%，鏡質(zhì)組主要有富氫鏡質(zhì)體和正常鏡質(zhì)體，其中富氫鏡質(zhì)體質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0～10.49%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.458%，正常鏡質(zhì)體質(zhì)量分?jǐn)?shù)在8.52%～

60.98%，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為27.26%，惰質(zhì)組中絲質(zhì)體質(zhì)量分?jǐn)?shù)也較少，可忽略(見(jiàn)表1)。由此可知研究區(qū)有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅱ1和Ⅱ2型(見(jiàn)圖4)。

圖4 烴源巖干酪根顯微組分特征

Fig.4 Microstructural characteristics of kerogen in source rocks

表1 干酪根顯微組分和類(lèi)型統(tǒng)計(jì)

1.3 有機(jī)質(zhì)成熟度

對(duì)研究區(qū)10塊樣品進(jìn)行成熟度測(cè)試分析，總體來(lái)看實(shí)測(cè)的鏡質(zhì)體反射率在0.8%～1.3%，平均值1.12%，處于成熟生油階段(見(jiàn)圖5)。

圖5 研究區(qū)烴源巖樣品有機(jī)質(zhì)成熟度頻率分布圖

Fig.5 Ro frequency distribution histogram of organic matter maturity of shale samples in the study area

研究區(qū)最大熱解峰溫在441～465 ℃，平均值453.2 ℃(見(jiàn)圖6)，由圖6可知最大熱解峰溫主要分布在440～460 ℃，由此可知有機(jī)質(zhì)處于成熟生油階段。

根據(jù)實(shí)測(cè)的鏡質(zhì)體反射率、最大熱解峰溫判斷研究區(qū)延長(zhǎng)組烴源巖處于成熟生油階段，已處于生油高峰期。

圖6 研究區(qū)烴源巖樣品最大熱解峰溫頻率分布圖

Fig.6 Frequency distribution of maximum pyrolysis peak temperature of hydrocarbon source rocks samples in the study area

2 研究區(qū)儲(chǔ)集層特征

2.1 儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

研究區(qū)吳起、志丹、永寧地區(qū)長(zhǎng)7段致密油儲(chǔ)層的巖性主要為淺灰色細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，其次中-細(xì)粒、細(xì)-中粒長(zhǎng)石石英砂巖(見(jiàn)圖7)。砂巖的主要礦物成分為石英，占45.4%～78.75%，相對(duì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均64.2%；次為長(zhǎng)石(以鉀長(zhǎng)石為主，次為斜長(zhǎng)石)，占11.25%～41.5%，平均24.5%；巖屑質(zhì)量分?jǐn)?shù)7.4%～20.0%，平均11.3%；云母質(zhì)量分?jǐn)?shù)變

化均勻，在2.0%～6.0%，平均3.8%。巖屑主要為變質(zhì)巖巖屑，其次為火成巖巖屑及少量沉積巖巖屑和變質(zhì)巖屑。

吳起-志丹地區(qū)長(zhǎng)7段砂巖填隙物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%～50.0%，平均25.4%。主要由泥質(zhì)、高嶺石、方解石、碳酸鹽等組成，其中泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%～50%，平均19.7%；高嶺石為0～30%，平均1.34%；方解石質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0～8.0%，平均1.9%；碳酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0～2.0%，平均0.4%，如表2所示。

圖7 研究區(qū)長(zhǎng)7砂巖分類(lèi)三角圖

Fig.7 Triangular diagram of classification of Chang 7 sandstone

表2 研究區(qū)長(zhǎng)7段砂巖儲(chǔ)層礦物成份統(tǒng)計(jì)

研究區(qū)長(zhǎng)7段砂巖的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)為碎屑顆粒較均一，主要粒級(jí)(0.03～0.18 mm)，最大粒徑分布在0.12～0.32 mm，分選中等-好，磨圓度為次棱角-次圓狀，磨圓較好。

2.2 儲(chǔ)層物性特征

根據(jù)研究區(qū)70塊長(zhǎng)7段樣品的巖心分析資料統(tǒng)計(jì)，長(zhǎng)7砂巖儲(chǔ)層的孔隙度最大值為18.3%，最小值為0.20%，平均值為7.6%；滲透率最大值為0.91×10-3μm2，最小值為0.01×10-3μm2，平均值為0.27×10-3μm2(見(jiàn)表3)。

表3 研究區(qū)長(zhǎng)7段砂巖儲(chǔ)層孔隙度、滲透率統(tǒng)計(jì)表

研究區(qū)長(zhǎng)7砂巖儲(chǔ)層孔隙度集中分布在4%～10%，占樣品總數(shù)的91.4%(見(jiàn)圖8)，滲透率多小于0.4×10-3μm2，占樣品總數(shù)的79.9%(見(jiàn)圖9)。

2.3 儲(chǔ)層微觀結(jié)構(gòu)特征

西部研究區(qū)長(zhǎng)7砂巖儲(chǔ)層主要面孔率分布在0～1.3%，平均值為0.43%。主要儲(chǔ)集空間為剩余粒

間孔，次為溶蝕孔，另有少量微裂隙。

2.3.1 原生孔隙 分析測(cè)試資料表明，研究區(qū)長(zhǎng)7段儲(chǔ)層中原生孔隙主要發(fā)育剩余粒間孔隙，在鏡下表現(xiàn)為孔隙周?chē)w粒沒(méi)有明顯的溶蝕痕跡(見(jiàn)圖10)。

圖8 研究區(qū)砂巖樣品孔隙度分布

Fig.8 Porosity distribution of sandstone samples in study area

圖9 研究區(qū)砂巖樣品滲透率分布

Fig.9 Permeability distribution of sandstone samples in study area

圖10 研究區(qū)長(zhǎng)7段致密砂巖儲(chǔ)層剩余粒間孔

Fig.10 Remaining intergranular pores in tight sandstone reservoirs of the Chang 7 member in study area

2.3.2 次生溶蝕孔 西部長(zhǎng)7次生孔隙含量一般在0～0.7%，平均值在0.10%左右(見(jiàn)圖11)。

圖11 研究區(qū)長(zhǎng)7段致密砂巖儲(chǔ)層次生溶蝕孔發(fā)育

Fig.11 Study on the development of secondary dissolution pore in the tight sandstone reservoir of the Chang 7 member in study area

2.3.3 微裂縫 研究區(qū)致密油儲(chǔ)層中微裂隙比較常見(jiàn)，由于脆性礦物組分較多，在受到應(yīng)力的作用下容易形成微裂隙。微裂隙一方面可以增大儲(chǔ)集空間，另一方面提供了油氣運(yùn)移的通道(見(jiàn)圖12)。

圖12 研究區(qū)長(zhǎng)7段致密砂巖儲(chǔ)層微裂縫特征

Fig.12 Characteristics of microfractures in tight sandstone reservoir of the Chang 7 member in study area

根據(jù)儲(chǔ)層距離湖盆遠(yuǎn)近以及孔隙發(fā)育特征，可以劃分兩類(lèi)儲(chǔ)集砂體：靠近湖盆的水下分流河道砂體，長(zhǎng)石受烴源巖產(chǎn)生的有機(jī)酸溶解作用影響，溶孔較多，孔隙連通性好，形成較好的致密油儲(chǔ)層；遠(yuǎn)離湖盆的孤立水下分流河道砂體，粉砂巖較多，湖盆頻繁的湖進(jìn)和湖退常導(dǎo)致砂泥巖互層，非均質(zhì)性比較嚴(yán)重，孔隙常被泥質(zhì)充填，因此，油氣較難運(yùn)移，形成致密油條件較差。

3 結(jié)論

1) 研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段烴源巖有機(jī)碳分布在2.01%～12.03%，平均值為5.404%，有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅱ1和Ⅱ2型為主，鏡質(zhì)體反射率在0.8%～1.2%，處于成熟-高成熟階段。延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段烴源巖具有有機(jī)質(zhì)豐度高、生烴潛力大、類(lèi)型好、成熟度適中，具備致密油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)。

2) 研究區(qū)致密砂巖礦物成分以石英、長(zhǎng)石和黏土礦物為主，長(zhǎng)7段致密砂巖的孔隙度平均為7.6%，滲透率平均為 0.27×10-3μm2，孔隙類(lèi)型主要是粒間孔、溶蝕孔和微裂縫。總體來(lái)看，研究區(qū)長(zhǎng)7段儲(chǔ)層十分致密，具有裂縫以及非均質(zhì)性較弱的砂體是油氣運(yùn)移和儲(chǔ)集的優(yōu)勢(shì)儲(chǔ)集層。

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(編輯 王亞新)

Main Control Factors of Tight Oil Accumulation in WuQi and ZhiDan Area

Ma Wenqiang1,2, Deng Yaren1,2, Ren Zhanli1,2

(1.StateKeyLaboratoryofContinentalDynamics,NorthwestUniversity,Xi’anShaanxi710069,China; 2.DepartmentofGeology,NorthwestUniversity,Xi’anShaanxi710069,China)

WuQi and ZhiDan area is located in the central-western of North Shaanxi Slope, Ordos Basin. The exploration indicates that Chang 7 Member in YanChang Formation of Triassic developed a set of low permeable tight sandstone reservoirs which were formed in lake-delta front facies environments, and the tight oil resource was rich. Based on kerogen learnt, vitrinite reflectance determination, pyrolysis method, the organic type, abundance and maturity were studied. At the same time the microstructure of tight oil reservoir was researched according to the result of physical property analysis, electron microscope thin sections and field emission scanning electron microscopy. Research results showed that the mud shale was Ⅰ and Ⅱbased, vitrinite reflectance was generally more than 0.8%, and hydrocarbon generation potential showed that the hydrocarbon source rocks were good. Major components of sandstone in the study area from the 7th member in Yanchang Formation were composed of clay minerals, quartz and feldspar. Physical property of sandstone results showed that the average porosity was 7.6% and the average permeability was 0.27×10-3μm2. The pore types were mainly intergranular pores, dissolution pores and microcracks. So, the high quality source rocks in Wuqi and Zhidan area were the material basis for the formation of tight oil. The physical properties and pore characteristics of the reservoirs determined the widespread distribution of tight oil.

Source rocks; Tight oil reservoir; Pore; Chang 7 member; WuQi and ZhiDan area

1006-396X(2016)06-0066-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-09-20

2016-10-17

國(guó)家自然科學(xué)基金資助(41372128)；西北大學(xué)大陸動(dòng)力學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室科技部專(zhuān)項(xiàng)(BJ08133-1)；國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)資助(2011ZX05005-004-007HZ)。

馬文強(qiáng)(1988-)，男，碩士研究生，從事油氣成藏及油氣評(píng)價(jià)研究；E-mail：mawenqiangg@163.com。

任戰(zhàn)利(1961-)，男，博士，研究員，博士生導(dǎo)師，從事沉積盆地構(gòu)造熱演化史與油氣關(guān)系及油氣評(píng)價(jià)等方面的研究；E-mail：renzhanl@nwu.edu.cn。

TE345

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10.3969/j.issn.1006-396X.2016.06.014