致密储层源储结构对储层含油性的控制作用——以鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段为例

姚泾利，曾溅辉，罗安湘，杨智峰，邓秀芹

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西 西安 710018； 2.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249； 3.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249；4.中国石油新疆油田分公司 博士后科研工作站，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一热点。2017年美国致密油产量高达1.83×108桶，占美国石油产量的54%[1]。中国致密油地质资源量十分丰富，近年来在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、四川盆地侏罗系、松辽盆地白垩系青山口组和泉头组、准噶尔盆地二叠系等发现了大量的致密油，显示了广阔的致密油勘探前景[2-6]。其中，鄂尔多斯盆地致密油是中国陆相致密油的典型代表[7]，也是中国增储上产的主体之一[3]。

致密油具有与常规油气藏明显不同的成藏条件与地质特征，可以概括为4个方面：①广覆式分布的成熟优质生油层，源岩多为有机质含量很高的优质烃源岩，且成熟度适中；②空间上源储大面积叠置共生，紧密接触，圈闭界限不明显；③致密油层非均质性严重，普遍发育微米—纳米级孔喉网络系统，石油的运移表现为非达西渗流，多以垂向短距离为主；④油水关系复杂，无分异，多表现为油水倒置或无明显的油水界面[2-3,8-13]。致密油源储大面积叠置共生的空间组合关系(源储结构)使得烃源岩生成的油气直接充注进入致密储层中，因此，源储结构对致密油的充注具有重要作用[14]。已有研究指出，长6～长8段是鄂尔多斯盆地重要的含油层系。其中，长7段厚20～110 m，为延长组的主力烃源岩层段，具有强生排烃的特征[11,15]，为该区致密油的形成提供了有利的物质基础，同时重力流砂岩与油页岩互层共生，具有源储一体、自生自储的有利条件[16-17]。长6与长8段含油层段砂体发育，渗透率一般小于1×10-3μm2 [18]，与长7段形成近源充注、下生上储(或上生下储)型源储组合模式[19]。在此源储配置关系中，优质烃源岩生成的油气可以直接充注进入源岩内呈夹层状或邻源的泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、灰岩等致密储层，以吸附烃或游离烃的形式赋存在纳米级孔隙或者微裂缝之中，形成商业性开采规模的致密油聚集[3,16,18]。

鄂尔多斯盆地延长组沉积期为大型内陆凹陷盆地，为湖盆发展的全盛时期，主要发育以河流-湖泊相沉积为主的陆源碎屑储层[20]。与海相沉积体系相比，湖相沉积体系对气候条件变化更加敏感，地层连续性差，岩性变化相对于海相地层更加频繁[21]。湖相致密储层的含油性往往具有较为明显的非均质性[22]，研究表明储层非均质性是影响合水地区剩余油分布和油田开发的重要因素[23]。因此，通过描述研究区发育的源储结构特征，分析不同源储结构对致密油富集的影响，明确储层含油性和源储结构之间的关系具有重要意义。

前人对鄂尔多斯盆地合水地区开展了一定程度的研究，但大多是以致密储层为研究对象[23-26]，对源储结构特征及其对含油性的影响作用研究较少。本文对合水地区长6～长8段致密储层源储结构特征进行精细刻画，分析其通道类型，研究源储结构对储层含油性的控制作用，为预测致密油分布提供理论依据。

1 区域地质背景

合水地区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西南部(图1)，属于陇东地区。该地区延长组构造相对简单，为西倾单斜，地层平缓，一般倾角不足1°。盆地三叠系延长组按照岩性、电性及含油性特征可划分为10个含油层段 (长1～长10段)[27-29](表1)。长8段沉积期，盆地西南部沉积体系发育，合水地区整体为三角洲前缘亚相沉积；长7段沉积期，湖盆快速下沉，主要发育深湖—半深湖沉积与浊流沉积，且发育了一套含较厚富有机质页岩的暗色泥岩，并成为盆地中生界延长组的主力烃源岩，具有较强的生排烃能力[15,30-31]；长6段沉积期，湖盆收缩，合水地区浊积砂体发育，砂岩叠合厚度较大。合水地区长6～长8 段湖相砂岩为典型的低孔低渗储集岩，是研究区的主力产油层，在该层段已发现西田[26]。

图1 鄂尔多斯盆地合水地区构造单元位置Fig.1 Location of Structural Units in Heshui Area of Ordos Basin

表1 鄂尔多斯盆地延长组地层简表Tab.1 Stratigraphic Profile of Yanchang Formation in Ordos Basin

2 源储结构

2.1 岩性组合类型

合水地区长7段为主力烃源岩，长6～长8段复合连片的三角洲砂体与浊积砂体为主要储层。长6与长8段整体表现为邻源型岩性组合。在测井、录井及岩芯观察的基础上，结合单井砂地比分析，将长6与长8段划分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种岩性组合类型(表2)。源储接触型岩性组合单井砂地比约为60%，有效烃源岩与储层直接接触，该类型主要分布在浊积砂体与三角洲前缘浊积砂体、水下分流河道与河口坝垂向叠置的部位；源储过渡型岩性组合单井砂地比约为40%，有效烃源岩与储层之间夹有薄层非烃源岩泥岩，该类型主要发育在多期分流河道砂体与分流间湾或湖相泥岩垂向叠置的区域；源储间隔型岩性组合单井砂地比约为20%，储层厚度小，多与非烃源岩泥岩互层，烃源岩与储层在空间上具有一定的间隔，该类型主要分布在多期分流间湾与湖相泥岩垂向叠置的区域[图2(a)、(b)]。

表2 长6～长8段源储岩性组合类型
Tab.2 Lithological Association Types of Source-reservoir in Chang-6-Chang-8 Members

图2 长6～长8段源储岩性组合平面分布特征Fig.2 Plane Distribution Characteristics of Lithological Association of Source-reservoir in Chang-6-Chang-8 Members

长7段为源储一体型，烃源岩与储层直接接触。根据源储厚度关系可细划分为源夹储型、储夹源型及源储互层型等3种岩性组合类型(表2)。其中，源夹储型岩性组合单井砂地比约为30%，源厚储薄，主要发育在以湖相沉积为主的地区，较厚的源岩夹有孤立的浊积砂体，显示出泥包砂的特征；储夹源型岩性组合单井砂地比约为50%，主要发育在湖盆边缘或多期浊积砂体叠置的部位，以大套厚层砂岩为主，显示出砂包泥的特征；源储互层型岩性组合单井砂地比约为70%，显示出砂岩与烃源岩互层或叠置的特征，主要发育在多期浊积砂体与湖相泥岩或油页岩垂向叠置的部位[图2(c)]。

剖面上，长7段主力烃源岩与深湖—半深湖环境下重力流成因的浊积砂体互层共生，储层以优质储层(孔隙度大于10%，渗透率大于0.2 mD)与有效储层(孔隙度大于8%，渗透率大于0.05 mD)为主。从西南向东北方向，长7段由源储互层型转变为源夹储型。长6段深湖—半深湖环境下的浊积砂体不发育，从西南向东北方向，砂体含量增多，岩性组合由源储间隔型逐渐向源储接触型过渡。长8段三角洲砂体发育，紧邻长7段烃源岩，以优质储层与有效储层为主。从西南向东北方向，岩性组合由源储接触型向源储过渡型转换(图3)。

在研究区西部，长7段主要发育源储互层型岩性组合。长6段深湖—半深湖环境下的浊积砂体不发育，整体发育源储间隔型岩性组合。长8段三角洲砂体发育，自南向北，岩性组合呈源储过渡型→源储接触型→源储间隔型分布(图4)。

2.2 通道组合类型

2.2.1 通道类型

源储通道的发育对致密油充注及聚集具有重要作用。合水地区长7段烃源岩发育干酪根网络、有机质孔隙与构造裂缝3种通道类型。长6与长8段储层中发育孔隙与裂缝(包括构造裂缝和微裂缝)两种通道类型。通过岩芯观察裂缝、铸体薄片和扫描电镜鉴别储层微观孔隙和裂缝类型等手段，对研究区长6～长8段源储通道类型进行了划分。

(1)烃源岩通道。烃源岩内的油气运移通道是油气从源岩内部排驱到相邻输导层经历的所有通道系统[30]。研究发现，合水地区长7 段烃源岩中主要发育干酪根网络、有机质孔隙、构造裂缝等通道类型。①干酪根网络，干酪根生成的油气达到一定含量后，就可以沿着干酪根细脉运移进入到储层中，有机质干酪根网络是油气充注与运移的重要通道[33-34]。合水地区长7段烃源岩有机质发育，能够为烃源岩内致密油充注提供有利的通道网络。②有机质孔隙，源岩中孔径大于100 nm的大孔隙不仅能顺利地让扩散流通过，而且还能发生体积流动。长7段发育良好的有机孔(图5)，是游离相石油重要的运移通道[12]。③构造裂缝，在延长组各层位都广泛分布。其中，在长7段泥岩内部、长7段内部砂泥岩界面及长7段与长6、长8段储层间砂泥岩界面处发育了大量构造裂缝，且多为高角度或垂直裂缝。缝宽多为2 mm 以下，缝长多为10～30 cm，部分可超过1 m，缝面平直且多被方解石充填(图6)。

左侧小图指示宁12井—西20井剖面位置图4 宁12井—西20井剖面及源储岩性组合Fig.4 Profiles and Lithological Association of Source-reservoir from Well Ning12 to Well Xi20

图件引自文献[11]图5 长7段烃源岩有机孔Fig.5 Organic Pores of Source Rocks in Chang-7 Member

图6 长6～长8段构造裂缝特征Fig.6 Characteristics of Structural Fractures in Chang-6-Chang-8 Members

(2)储层通道。①裂缝，除烃源岩内部及边界发育构造裂缝外，长6～长8段储层内也发育构造裂缝及微裂缝[图6(c)、表3]。微裂缝主要分布在呈线状相互接触的矿物颗粒之间，连通各种粒间和粒内孔隙，宽度一般为1～5 μm，长度为50～300 μm，大多数裂缝切穿矿物颗粒，部分裂缝限制在矿物颗粒内部，通常分布在长石与石英等刚性和脆性颗粒中。②孔隙与喉道，依据孔隙与矿物颗粒的空间关系，合水地区储层发育粒间孔、粒内孔和晶间孔3种孔隙类型[35](图7)。粒间孔主要在矿物颗粒边缘形成，孔隙表面较光滑，以粒间原生孔与粒间溶蚀孔为主；粒内孔主要由长石、岩屑与杂基等矿物颗粒溶蚀作用产生，孔隙表面比较粗糙[图8(a)～(c)]。砂岩储层主要的黏土矿物为伊利石、高岭石与绿泥石，其中伊利石呈针状、片状与网状充填于石英与长石等矿物颗粒之间，矿物颗粒集合体相互堆积形成大量的微米级孔隙，黏土矿物晶体之间也存在大量的晶间孔[图8(d)～(f)]。依据孔隙大小，合水地区发育微米级与纳米级两种孔隙类型。微米—纳米级孔喉差异较大，微米级孔喉的孔隙体积较大，其连接孔隙之间的喉道较粗，纳米级孔喉的孔隙体积较小，其连接孔隙之间的喉道较细。将微米—纳米级CT三维重构的孔隙结构与扫描电镜提取的孔隙形态进行对比发现：管束状孔隙为矿物颗粒内的微裂缝和溶蚀裂缝，反映微裂缝的空间形态与空间分布特征；条带状孔隙为矿物颗粒粒间原生孔与粒间溶蚀孔，反映粒间孔与粒内孔的空间形态与空间分布特征；体积较小的球状孔隙为粒内纳米级孔及粒内溶蚀孔，反映粒内原生孔隙与粒内溶蚀孔隙的空间形态与空间分布特征(表4、图9)。

表3 长6～长8段微裂缝特征
Tab.3 Characteristics of Microfractures in Chang-6-Chang-8 Members

图7 长6～长8段储层孔隙类型分布Fig.7 Distributions of Types of Reservoir Pores in Chang-6-Chang-8 Members

图8 长6～长8段储层孔隙特征Fig.8 Characteristics of Reservoir Pores in Chang-6-Chang-8 Members

2.2.2 通道组合

源储通道的发育对致密砂岩石油的充注及成藏具有重要作用。合水地区长6～长8段源储之间发育干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种通道组合类型。

(1)干酪根网络→孔隙+微裂缝型通道组合。长7段烃源岩发育干酪根网络，有机质生成的石油直接通过地质空间中孔隙与微裂缝组成的立体网络通道充注进入到相邻的致密砂岩储层中。庆阳—合水—庆城一带长7段以薄层及中厚层烃源岩为主，长8段三角洲砂体与烃源岩构成源储接触型岩性组合，在构造裂缝不发育的地区主要形成此种类型运移通道。

(2)干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型通道组合。合水地区长6～长8段普遍发育构造裂缝，其中又以长7段烃源岩的构造裂缝最为发育。长7段烃源岩有机质生成的石油首先通过干酪根网络及烃源岩内部的构造裂缝向致密砂岩储层充注运移。砂岩储层中的运移通道主要以孔隙和微裂缝为主。

表4 孔隙形态与类型特征
Tab.4 Characteristics of Pore Morphology and Types

图9 微米级和纳米级孔隙类型分布Fig.9 Distributions of Types of Micro- and Nano-pores

3 源储结构与含油性关系

3.1 含油性特征

长6～长8段储层具有明显的含油非均质性，不同层位油气显示存在差异。从岩芯尺度上看，可以划分为油迹、油斑、油浸和饱含油4类油气显示级别，且岩芯表面油气分布不均匀，呈不规则的条带状(图10)。

长6～长8段含油饱和度主要分布在40%～60%范围内。其中，长8段含油饱和度平均值为32.8%；长7段含油饱和度平均值为40.1%；长6段含油饱和度平均值为35%。整体上，长7段含油饱和度要高于长6、长8段(图11)。

3.2 岩性组合与含油性关系

为了表征不同源储岩性组合类型下致密砂岩含油性差异，本文引入含油性指数(IOI)这一指标，用与烃源岩相邻的有油迹、油斑、油浸及饱含油等油气显示的砂岩厚度(Ho)与整体砂岩厚度(HT)的比值来表征。选取研究区100口典型井，计算长6～长8 段不同源储岩性组合类型的含油性指数，进一步分析不同源储岩性组合类型对致密砂岩含油性的影响。其表达式为

IOI=Ho/HT

(1)

图10 岩芯含油性特征Fig.10 Characteristics of Oil-bearing Property of Cores

图11 长6～长8段含油饱和度分布Fig.11 Distributions of Oil Saturation in Chang-6-Chang-8 Members

长6与长8段主要发育源储过渡型岩性组合，源储接触型和源储间隔型岩性组合分布数量相近[图12(a)]。其中，源储接触型岩性组合的含油性最好，源储过渡型岩性组合次之，源储间隔型岩性组合含油性指数最小[图12(b)]。由此可以认为，源储接触型岩性组合最有利于致密砂岩石油的聚集，源储过渡型岩性组合次之，源储间隔型岩性组合较差。

长7段主要发育源储互层型与源夹储型岩性组合，储夹源型岩性组合较少[图12(c)]。其中，源夹储型岩性组合的含油性指数最大，源储互层型岩性组合次之，而储夹源型岩性组合含油性指数最小[图12(d)]。因此，源夹储型岩性组合最有利于致密砂岩石油的聚集，源储互层型岩性组合次之，而储夹源型岩性组合相对较差。

图12 长6～长8段源储岩性组合及对含油性的影响Fig.12 Lithological Associations of Source-reservoir and Their Influences on Oil-bearing Property in Chang-6-Chang-8 Members

3.3 通道类型与含油性关系

构造裂缝是油气充注重要的运移通道。研究区部分构造裂缝缝面含碳质沥青或被原油浸染，这些裂缝可能曾发生过石油运移[图6(a)]。而在构造裂缝不发育的地区，储层发育孔隙或微裂缝，含油饱和度较高，表明孔隙与微裂缝为致密油主要的运移通道(图13)。

图13 长6～长8段典型井含油饱和度与孔隙特征Fig.13 Characteristics of Oil Saturation and Pores of Typical Wells in Chang-6-Chang-8 Members

4 结 语

(1)鄂尔多斯盆地合水地区长6～长8段源储结构复杂。长7段是主力烃源岩，发育富有机质泥岩和浊积砂体，为源储一体型岩性组合，可细分为源夹储型、源储互层型与储夹源型3种类型；长6与长8段为研究区主要储层，与烃源岩形成邻源型岩性组合，细分为源储接触型、源储过渡型与源储间隔型3种类型。

(2)致密油近源成藏或自生自储特点决定了源储结构对致密储层含油性的重要控制作用。长6与长8段源储接触型岩性组合的含油性最好，最有利于致密油聚集，其次为源储过渡型岩性组合。长7段源夹储型岩性组合的含油性最好，源储互层型岩性组合次之。

(3)源储通道类型对致密储层含油性也具有重要影响。长7段烃源岩发育干酪根网络、有机质孔隙与构造裂缝3种通道类型，长6与长8 段储层中发育孔隙与微裂缝两种通道类型。长6～长8段形成干酪根网络→孔隙+微裂缝型、干酪根网络+构造裂缝→孔隙+微裂缝型两种石油运移通道组合，为致密油充注提供有利的通道网络。