王永煒,李榮西,王震亮,屈紅軍,趙謙平,高 潮

(1.長安大學 地球科學與資源學院,陜西 西安 710054;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院,陜西 西安 710075;3.陜西省陸相頁巖氣成藏與開發(fā)重點實驗室,陜西 西安 710075;4. 西北大學 地質系,陜西 西安 710069)

繼北美頁巖氣之后,致密油研究也取得突破性進展[1-2],目前已成為當今石油地質學界研究的熱點[3-4]。中國致密油主要分布于鄂爾多斯盆地、四川盆地、松遼盆地等陸相湖盆中[5-7],有利勘探面積達18×104km2,地質資源量在(74～80)×108t[1,7],具有良好的勘探前景。根據(jù)目前的研究成果可知,致密油烴源巖生烴潛力較強,分布面積廣[5],但是儲層巖性復雜,非均質性強,微觀孔喉系統(tǒng)以納米級為主,其次為毫米—微米級孔隙,孔隙網絡復雜多樣[8-9]。在其成藏動力方面，研究認為，其以超壓為主[10-12],生烴增壓是導致烴源巖超壓的重要因素[13-14]。目前，對鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長組致密油的勘探已初見成效[15-16],發(fā)現(xiàn)的致密油藏主要分布于延長組長7油層組油頁巖、致密砂巖中,主要發(fā)育于半深湖—深湖相區(qū),烴源巖厚度大，分布范圍廣[17-18]。但是，研究區(qū)致密油藏的物性致密,非均質性強,成藏地質條件復雜,分布規(guī)律認識不清。本文以鄂爾多斯盆地南部地區(qū)長7段致密油藏為典型實例,在常規(guī)測試手段的基礎上，結合場發(fā)射掃描電鏡、吸附法等測試手段，深入剖析其致密油藏成藏的條件及影響因素,以期為該區(qū)致密油藏的勘探部署及有效開發(fā)提供科學依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地是中國第二大沉積盆地,面積37×104km2 [19],研究區(qū)位于陜北斜坡構造單元,面積10 761.25 km2,構造上主要為西傾的單斜,斷裂不發(fā)育(見圖1)。盆地中生界三疊系延長組,是中國最早勘探開發(fā)的油層，也是盆地主要的產油層位。根據(jù)油層縱向分布規(guī)律，可將其劃分為10個油層組,其中長7，長9段地層是中生界油藏的主要生油層段[19-20]。以往研究區(qū)的石油勘探工作主要集中在延長組長7段以外，包括長2，長6，長8段的構造-巖性油氣藏。近年來，在該區(qū)延長組長7段試油結果較好,部分井致密油突破出油關,證實該區(qū)蘊涵著較豐富的致密油資源。

圖1 研究區(qū)位置及延長組長7油氣顯示特征Fig.1 Position of the study area and the structure characteristics of the Chang 7 division

2 沉積背景

研究區(qū)長7段地層沉積代表了一個完整的湖泊演化過程[18],包括湖泊的形成、鼎盛和消亡3個階段,相應劃分為長71，長72，長73三個亞段。長72亞段即為湖泊鼎盛背景下形成的“張家灘頁巖”,是該地區(qū)延長組上下油層的烴源巖；長71亞段發(fā)育兩支規(guī)模較大的濁積扇砂體,鄰近烴源巖。研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)的長7段的工業(yè)油流井和低產油流井主要分布在張家灣以南，槐樹莊以南地區(qū)以及東部的直羅、張村驛、富縣、岔口鄉(xiāng)地區(qū)。此外,在研究區(qū)王莊臺地區(qū)、朱家莊地區(qū)也有少量長7油組的低產油流井分布。長7段的油氣顯示，其在研究區(qū)廣泛分布(見圖2)。在研究區(qū)西北部王莊臺地區(qū),石油主要富集在長71亞段頂部。研究區(qū)東北部的直羅鎮(zhèn)、張村驛、富縣一帶，長7油組在長71，長72和長73均有分布,以長71亞段為主。由該地區(qū)長7段試油結果可知,日產油大于0.1噸的油層共46層,其中分布在長71亞段的有26層,占總數(shù)的56.5%;分布在長72亞段的有15層,約占總數(shù)的28.3%;分布在長73亞段的有7層,約占總數(shù)的15.2%。該區(qū)長71亞段的油層主要分布在長71亞段上部砂巖的頂部,在長71亞段的26層油層中,有20層分布在長71亞段上部砂巖的頂部,約占總數(shù)的77%；這類油層頂部一般上覆有厚層泥巖和鈣質隔夾層,如富西32井和富西17井。長71亞段的其他油層分布在長71亞段的中下部。

3 成藏條件

3.1 烴源巖

3.1.1 厚度分布 該地區(qū)中生界延長組沉積期為一大型內陸淡水湖盆[18],延長組長7段沉積期湖盆達到鼎盛,沉積并形成了盆地主要的烴源巖,以油頁巖、頁巖、暗色泥巖為主[19-20]；長7段盆地的沉積中心位于研究區(qū)西北部及中部,沉積了厚度較大的油頁巖(見圖2)；其厚度30～70 m,在研究區(qū)西北部及中部最厚,厚度>90 m,整體上呈由西北部及中部向西、向東逐漸變薄的趨勢。

圖2 延長組長7段已發(fā)現(xiàn)致密油層與烴源巖厚度疊合圖Fig.2 Tight oil reservoir and hydrocarbon source rock thicknessof the Chang 7 interval

3.1.2 地化特征 國內外研究發(fā)現(xiàn)，致密油儲層與源巖具有很好的源儲配置關系[21-22],致密油藏分布亦是優(yōu)質源巖的發(fā)育地區(qū)。研究區(qū)延長組長7段泥頁巖有機碳含量變化范圍大,主要變化在0.14%～13.3%,峰值3%～6%,平均4.7%。氯仿瀝青“A”值主要集中在0%～0.1%與0.4%～0.7%,均值為0.52%?？偀N(HC)測試值主要集中在0 ～500 mL/L,3 000～3 500 mL/L這兩個區(qū)間內,均值為3 808 mL/L。生烴潛量(S1+S2)值分布在0～49 mg/g，主要集中在(6～12)mg/g,均值為9.38 mg/g(見表1)。從58個全巖樣品顯微組分含量分析來看,長7段泥頁巖中鏡質組占全巖體積的0.4%～16.0%,平均3.1%。惰性組占全巖體積的0.01%～2.0%,平均不足0.1%;殼質組占全巖體積的0.1%～3.6%,平均2.0%,腐泥組(不含礦物瀝青基質)含量為0.02～5.2%,平均1.1%(見表2);有機質類型主要為I型(腐泥型)—II1型(腐殖-腐泥型),以II1型干酪根為主。鏡質組反射率為0.5%～1.2%,平均0.9%,處于生油窗高峰。根據(jù)以上地化參數(shù)可知,長7段泥頁巖是優(yōu)質的烴源巖,生油能力強。

表1 長7段泥頁巖地化指標分析結果Tab.1 Geochemical parameters analysis results of Chang 7 shale

表2 長7段泥頁巖全巖顯微組分含量Tab.2 Maceral content of Chang 7 shale

注:TMCS3顯微組分含量包含礦物瀝青基質;TMC顯微組分總含量不含礦物瀝青基質;V 鏡質組;I 惰性組;E 殼質組;S 腐泥組;S3礦物瀝青基質。

3.2 致密儲層特征

3.2.1 巖石學特征 長7段致密油儲層的礦物成分以石英和黏土礦物為主,還有少量的長石、碳酸鹽巖和黃鐵礦。其中，石英質量分數(shù)26%～62%,平均為35.2%;黏土礦物質量分數(shù)30%～58%,平均為45.8%。黏土礦物主要為伊利石和伊蒙混層礦物,以及少量的綠泥石。伊利石質量分數(shù)6.5%～19.6%,平均為13.3%;伊蒙混層礦物質量分數(shù)7.3%～31.3%,平均為23.6%。伊蒙混層礦物中蒙脫石質量分數(shù)平均為25.5%。

3.2.2 孔隙類型 根據(jù)前人研究可知,致密油主要儲集于納米級孔隙和部分微米級孔、裂縫中[23-24]。目前，常采用場發(fā)射掃描電鏡對致密油儲層孔隙進行研究[20-21]。根據(jù)場發(fā)射掃描電鏡的觀察結果可知,研究區(qū)常見長石、方解石等易溶顆粒邊緣溶蝕形成的粒間溶蝕孔(見圖3a)以及顆粒內部溶蝕的粒內溶蝕孔(見圖3b)；在相對粗粒級別的粉砂巖中,多見長石、石英或巖屑等碎屑顆粒之間由于相互接觸支撐而形成的殘余粒間孔(見圖3c)、微裂隙(見圖3d);粒度較細的泥質粉砂巖中則發(fā)育黃鐵礦晶間微孔隙(見圖3e)、重晶石晶體微孔隙(見圖3f)、黏土礦物晶間微孔(見圖3g)、方解石晶間微孔隙等晶間微孔隙,大小以納米級為主,甚至在純泥頁巖儲層中可見有機質微孔(見圖3h)。

3.2.3 物性特征 由于致密油儲層樣品致密,難以用常規(guī)的測試手段進行有效測量,學者采用間接的計算方法對此進行恢復[25]。本文借助脈沖式物性測試技術對滲透率進行直接分析。分析后可知，長7段孔隙度分布在0%～12%,主值分布在2.54%～7.78%,平均孔隙度為4.22%,滲透率在(0.001 0～0.824 6)×10-3μm2,平均滲透率為0.416×10-3μm2(見表3)。按照賈承造等對致密油的界定[7],致密油儲集層的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。研究區(qū)長7段致密油儲層滲透率總體小于1×10-3μm2,屬于致密油范疇。

結合場發(fā)射掃描電鏡的實測結果，研究區(qū)致密油儲層孔喉分布在1 μm以下,曲線呈雙峰型,峰值分別位于0.7 μm附近和0.3μm附近。其中以較大峰值區(qū)間的孔喉相對更為發(fā)育,0.01 μm以上的粗孔喉提供了含油砂巖的主要儲集空間, 0.01 μm以下偏細孔喉所提供的孔隙度在2%左右,約占總孔隙度的20%,發(fā)育程度相對較低。對比發(fā)現(xiàn),該區(qū)濁積扇扇中部位細砂和粉砂巖儲層物性較好,孔徑分布較大,主要分布于0.1～1 μm(見圖4),泥質粉砂巖儲層物性較差,孔徑基本小于0.1～1 μm。

a粒緣溶蝕孔,FD8井,1 732 m;b粒間溶蝕孔,FN9井,1 724 m; c殘留原生孔隙,L25井,1 749 m;d微裂隙,L26井,1 698 m;e黃鐵礦粒間孔,N134井,1 757 m; f重晶石晶間孔,FD54井,1 769 m; g黏土礦物間孔,FD5井,1 712 m;h有機質微孔,FX7井,1 738 m;i露頭X剪節(jié)理特征,j垂直剪性構造縫,方解石充填,YY7井,1 143.71 m,長7黑色頁巖;k構造縫溝通非構造縫,DT018井,517.7 m,光片,藍色熒光,50×圖3 研究區(qū)致密油儲層樣品中各類微孔隙Fig.3 All kinds of micro pore of tight oil reservoir in study area

分析測試項目層位樣品數(shù)/個數(shù)值分布/(最小值～最大值/平均值) 孔隙度/%長7370～12/4.22 滲透率/%長7370.001 0～0.824 6/0.416

圖4 研究區(qū)長7儲層孔徑分布特征Fig.4 The distribution of the pore diameter of Chang 7 reservoirs

3.3 運移動力

根據(jù)前人的研究成果可知,致密油生成后運移距離較短,其初次運移的動力為異常過剩的地層壓力[26]。本研究應用十余口深井測井資料,采用平衡深度法計算異常段的壓力,對正常壓實段則采用靜水壓力梯度法計算。結果發(fā)現(xiàn),異常壓實段在研究區(qū)長7段及其以下地層中普遍發(fā)育,表現(xiàn)為聲波時差、電阻率等孔隙度的測井參數(shù)偏離正常壓實趨勢，孔隙度比相應深度的正常壓實情況偏高。統(tǒng)計欠壓實出現(xiàn)的頂部深度發(fā)現(xiàn),從研究區(qū)西北向東南、由西向東表現(xiàn)為欠壓實深度由淺到深的規(guī)律性。研究區(qū)長7段泥頁巖超壓的分布范圍廣泛,過剩壓力由西北部向東南部逐漸降低(最低為4 MPa,最高達12 MPa)。泥巖與周圍鄰層砂巖存在明顯的壓力差(見圖5),為石油向上短距離運移提供了動力。分析研究區(qū)剩余壓力與含油性的關系可知,產油層段主要分布在相鄰剩余壓力相對低值區(qū)和正常壓力區(qū),尤其該區(qū)長71段發(fā)育的濁積扇砂體,成為下部烴源巖石油聚集的主要方向,亦是該區(qū)的主力產油層段。

圖5 LP36井古泥巖壓力剖面圖Fig.5 The mudstone pressure profile of LP36 well

3.4 成藏時期

油氣成藏的歷史過程中,盆地熱演化起著很重要的控制作用[26]。鄂爾多斯盆地在中生代晚期經歷了燕山旋回造成的構造熱事件[27],對其致密油成藏有著重要的促進作用?；謴脱芯繀^(qū)關鍵井的熱演化史(見圖6)發(fā)現(xiàn),白堊紀初期,隨著研究區(qū)地層的快速沉降,長7段烴源巖埋深加大,溫度和壓力迅速升高,長7段烴源巖開始進入主生烴期(145～110 Ma)；至115 Ma,長7段烴源巖全面進入生烴高峰,有機質成熟度主要在0.7%～1.23%,并由研究區(qū)西北向南東逐漸降低；至110 Ma,研究區(qū)遭受快速抬升和剝蝕,長7段烴源巖停止生烴,有機質鏡質體反射率分布特征一直保持到現(xiàn)今。結合前人研究[27],鄰區(qū)延長組包裹體測溫分析也反映了這一期油氣連續(xù)成藏的特征：油氣主要成藏期為早白堊世。根據(jù)鄰區(qū)伊利石測年法對致密儲層含油砂巖進行的伊利石鉀-氬測年,其結果為早白堊世(95.6～117.2Ma)[27]。研究區(qū)長7段致密油成藏時期也為早白堊世(見圖6),成藏期較晚。

3.5 烴源巖生烴量

根據(jù)前人研究所得的烴源巖生烴模板,取烴源巖的有機質類型為II1型干酪根,生烴強度可用以下式計算獲得(黃志龍等,2004):

Sgen=106H×TOC×ρb×Qgen

(1)

式中：Sgen為生烴強度,kg·km-2;H為有效烴源巖厚度,m;TOC為有機碳含量,%;ρb為烴源巖密度,kg·km-3;Qgen為生烴率(Hc/TOC),mg·g-1,與有機質類型、成熟度有關,由生油模版獲得。

研究區(qū)烴源巖在145 Ma開始進入生烴門限,此時烴源巖Ro在0.5%～0.7%,成熟度較低,生烴量相對較小,尤其研究區(qū)西南部烴源巖成熟度低,基本不生烴。平面分布于Ro大于0.5%的區(qū)域,生烴強度在(10～30)×104t/km2,由于生烴量較小,大部分油氣以吸附狀態(tài)在烴源巖內賦存。北部靠近熱演化中心的地區(qū)成熟度相對較高,Ro在0.7%左右, 該區(qū)生烴強度在(30～60)×104t/km2(見圖7)。研究區(qū)烴源巖在100 Ma達到最大埋深位置,有機質普遍成熟,烴源巖開始大量生烴,生烴強度在(20～350)×104t/km2(見圖7),生烴強度較大。此時，烴源巖生烴量已遠遠超過自身吸附的最大量,大量烴類開始向儲層排出,以研究區(qū)北部油頁巖最厚處生排烴量最大。

3.6 運移通道及聚集區(qū)

研究區(qū)延長組裂縫發(fā)育, 實際觀察有NW向和近EW向兩組節(jié)理系(見圖4i), 共同構成平面X型共軛剪節(jié)理系。 砂巖中以發(fā)育直立裂縫(節(jié)理)系統(tǒng)和高角度裂縫(節(jié)理)為特征(見圖4j), 低角度裂縫和水平裂縫不發(fā)育。 泥頁巖中以低角度縫和水平縫為主, 尤其是在長72亞段頁巖中, 層理縫發(fā)育(見圖4k)。 長 71亞段砂巖儲層與長72亞段烴源巖直接接觸, 生成的油氣可以直接進入長71亞段砂巖儲層,通過砂體進行順層運移。因此,研究區(qū)油氣運移存在兩種方式:沿水平

圖6 N1井延長組致密油成藏期次與埋藏史對應關系Fig.6 Accumulation periods and burial history in N1 well

145 Ma 110 Ma圖7 研究區(qū)長7段烴源巖和生烴強度Fig.7 The hydrocarbon source rocks of the region Chang 7 in study area

縫順層橫向運移和沿節(jié)理裂縫及砂體進行垂向穿層運移。圖8是早白堊世末期(70 Ma)長7段輸導層頂面石油優(yōu)勢運移路徑的模擬結果。在此時期,研究區(qū)北部具有大面積的油氣運移,優(yōu)勢運移路徑可以確定為5條,其中2條位于研究區(qū)西北部的王莊臺—張家灣地區(qū);另外3條位于富縣地區(qū),分別是高17—府28—槐302—富西70一線、富縣—富指90—富指268—驛探14和槐5—槐96—槐155。南部地區(qū)優(yōu)勢運移路徑位于馬欄鎮(zhèn)以東(朱家莊—旬26—旬28—延耀1井)。油氣的主要匯聚區(qū)為王莊臺以東地區(qū)、府25—蘆149等井區(qū)、槐樹莊以南地區(qū)、雙龍鎮(zhèn)以北地區(qū)、張村驛地區(qū)和富縣西北地區(qū)。對照圖2中已發(fā)現(xiàn)的油田,圖8與其具有較好的一致性。

注：圖中運移路徑顏色由黑紅黃表示運移通量逐漸增加圖8 早白堊沉積末期長7輸導層頂面石油運移模擬結果及有利區(qū)分布Fig.8 The oil migration simulation results and favorable distribution of Change 7 layer at the end of the early Cretaceous period

4 富集主控因素

4.1 源儲配置是致密油形成的關鍵因素

研究區(qū)致密油儲層致密,石油運移以排烴壓力為聚集主動力。只有源儲共生或緊鄰,同時源巖生烴產生較大生烴增壓,才能通過短距離運移形成致密油藏。因此,有效的源儲配置和優(yōu)質源巖近距離發(fā)育是致密油形成的核心因素。對延長組長7致密油進行勘探研究發(fā)現(xiàn)，其致密油層分布區(qū)和烴源巖的分布關系密切(見圖3)。尤其長71層段內，濁積扇砂體之間被淺湖相泥巖分隔,單砂體厚度5～8 m,這種砂體和泥質體的展布方向與區(qū)域西傾單斜的構造背景形成良好的空間配置關系,構成砂體上傾方向優(yōu)越的泥巖遮擋條件,形成有利的致密油藏,導致絕大部分油氣都分布在濁積扇主砂體內。結合試油數(shù)據(jù)可知，烴源巖厚度大于80 m的區(qū)域中,長71油層亞組油層鉆遇率達83.6%,24口井試油獲日產1 t以上的工業(yè)油流;在此范圍內分布有11個I類有利目標區(qū),其中I類有利區(qū)1、2、3位于研究區(qū)西北部的王莊臺地區(qū),有利區(qū)4、6分別位于張家灣西和直羅鎮(zhèn)一帶,5號有利區(qū)位于甘泉縣—道鎮(zhèn)西一帶。上述有利區(qū)的砂巖厚度在15～35 m,儲層物性、含油性較好。有利區(qū)7～11均位于槐樹莊地區(qū)。該區(qū)長7下部發(fā)育厚層優(yōu)質泥頁巖,有機質成熟度較高,且位于北部王莊臺地區(qū)烴源巖排出油氣往南運聚的主要路徑上,砂體發(fā)育,厚度一般為15～25 m,是油氣富集的重要部位。烴源巖厚度在50～80 m的區(qū)域中,30口井試油獲少量油流。該區(qū)分布5個II類有利目標區(qū),12～17號有利區(qū)位于研究區(qū)北部新27，新41井區(qū)一帶,該區(qū)砂巖厚度大,厚度一般35～40 m,砂巖厚度15～25 m；該區(qū)砂體與烴源巖配置關系較好,位于油氣往南運移的路徑上,相對I類有利區(qū),砂體發(fā)育規(guī)模和物性均較次之,為II類有利區(qū)。在烴源巖厚度20～50 m的區(qū)域中,僅有5口鉆井見油斑以上級別的油氣顯示,統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)的油藏均位于厚度較大的優(yōu)質烴源巖的分布區(qū)。由此可知，砂體與烴源巖配置關系是致密油藏形成的關鍵因素。

4.2 各類孔隙發(fā)育是致密油富集的重要前提

研究區(qū)致密油藏有利儲層可分為2類,鏡下觀察發(fā)現(xiàn),2類儲層的孔隙類型和孔隙組合也有所差別。研究區(qū)I類有利目標區(qū)的含油砂巖中殘余粒間孔、長石溶孔、巖屑溶孔較發(fā)育,其次還有少量晶間孔和微裂縫,其中以殘余粒間孔最為發(fā)育。粒間孔周緣的顆粒常常發(fā)育較厚的自生綠泥石包膜,部分綠泥石礦物還被原油所浸染。由于顆粒邊緣發(fā)育綠泥石膜,且常被原油所浸染,其一方面阻止了孔隙水與碎屑顆粒表面的直接接觸,一定程度上抑制了石英、碳酸鹽等膠結物在顆粒表面的直接沉淀,同時阻止了孔隙水對骨架顆粒的溶蝕作用,使得該類砂巖中的次生溶孔明顯減少。研究區(qū)II類有利目標區(qū),孔隙組合主要為粒間溶蝕擴大孔、粒內溶蝕孔,其次為殘余粒間孔；殘余粒間孔周緣綠泥石膜不發(fā)育,還有少量的鑄?？缀臀⒘芽p。溶蝕孔包括長石顆粒、巖屑、雜基、碳酸鹽膠結物等的溶蝕孔。顆粒邊緣常常被溶蝕成港灣狀,殘余粒間孔形態(tài)復雜,使得殘余粒間孔和粒間溶蝕孔、甚至粒內溶蝕孔連通。

作為非儲層的鈣質砂巖和高塑性巖屑砂巖均為物性較差的致密砂巖,巖石內的孔隙主要呈孤立狀分布。造成高塑性巖屑砂巖整體孔隙不發(fā)育的原因主要因為巖石中蝕變火山巖、千枚巖、片巖、板巖、細粒沉積巖巖屑或云母碎片等的組成成分較高,機械壓實作用導致這些高塑性顆粒發(fā)生定向排列、塑性變形而擠占孔隙,原生孔隙損失殆盡。該層若發(fā)育孔隙,一般也為孤立狀孔隙,孔隙間連通性差。如果云母集中沿層理成層分布,則沿層理常發(fā)育層間縫。鈣質砂巖中因原生孔隙被大量碳酸鹽膠結物所充填,局部顆?；蚰z結物存在溶蝕的現(xiàn)象,但溶蝕的孔隙大多表現(xiàn)為孤立狀,孔隙之間幾乎不連通,砂巖十分致密。

由以上對比可見,各類孔隙發(fā)育是致密油儲存的重要前提,其發(fā)育程度和組合改善了致密油的儲集條件,是決定致密油富集程度的重要因素。

4.3 頂部蓋層和側向遮擋是致密油保存的必要條件

研究區(qū)長7地層頂部、長6底部的泥巖厚度一般不足10 m,油藏頂部的蓋層或側向遮擋的致密層對于已富集油氣的保存非常重要。研究區(qū)長7油組試油結果為工業(yè)油流或低產油流的油層，其頂部均發(fā)育厚層泥巖或致密層。如FZ27井935～941 m段砂體，平均孔隙度9.5%,滲透率平均1.04×10-3μm2,具油跡顯示,頂部發(fā)育一套厚約15.5 m的泥巖,泥巖頂部還發(fā)育一套厚約2.3 m的鈣質膠結致密層,試油結果為日產1.5 t的工業(yè)油流。長7含油砂巖中的熒光顏色以發(fā)藍白色熒光的瀝青為主。而FN65井的917～928 m井段和富指76井的1 077～1 080 m均具油跡顯示,物性較好,但因蓋層不發(fā)育,試油結果均為含油水層；含油砂巖中的熒光顏色主要以褐黃色熒光為主,含油性較差。由此可見,該區(qū)長7致密油的頂部蓋層和側向遮擋能力是致密油保存的必要條件。

5 結 論

1)鄂爾多斯盆地南部地區(qū)延長組長7段油層組具有形成致密油的良好地質條件,其中長72亞段優(yōu)質烴源巖最為發(fā)育,是形成致密油藏的物質基礎；延長組長71亞段濁積扇砂體粒度普遍較細,源儲大面積接觸,縱向上節(jié)理裂隙發(fā)育,提供了有效的運移通道,源儲配置關系好,發(fā)育致密油層厚度一般在3～6 m,平均為2.8 m。

2)通過場發(fā)射掃描電鏡觀察,研究區(qū)致密油藏儲層中孔隙類型多樣,大小不一的孔隙組成復雜的孔隙網絡,巖石物性致密；長71亞段濁積扇砂體中的微、納米級孔隙是致密油分布的主要空間。

圖9 FZ27井長7綜合柱狀圖Fig.9 Comprehensive logging interpretation results of Chang7，F(xiàn)Z27 well

圖10 FN65井長7綜合柱狀圖Fig.10 Comprehensive logging interpretation results of Chang7，F(xiàn)Z27 well

3)研究區(qū)長72亞段泥頁巖超壓的分布范圍廣泛,泥巖與周圍鄰層砂巖存在明顯的壓力差,為致密油向上短距離運移提供了動力,節(jié)理和裂隙則提供運移通道。運用盆地熱史方法確定了研究區(qū)致密油的主生烴期在145～100 Ma,成藏期受構造熱事件控制,成藏期較晚。

4)研究區(qū)長72亞段泥頁巖在100 Ma達到最大埋深位置,有機質普遍成熟,烴源巖開始大量生烴,生烴強度在(20～350)×104t/km2,生烴強度較大,此時烴源巖生烴量已遠遠超過自身吸附的最大量,大量烴類開始向儲層排出。

5)研究區(qū)長7段致密油藏富集的主控因素有:源儲配置是致密油形成的關鍵因素,各類孔隙發(fā)育是致密油富集的重要前提,頂部蓋層和側向遮擋是致密油保存的必要條件。