1. 引言
鄂尔多斯盆地是我国的大型含油气盆地之一，非常规和常规油气资源丰富，是全油气系统的典型代表[1]。盆地可划分为多个一级构造单元，其中伊陕斜坡范围内的华庆地区在三叠纪为陆相湖泊中心(图1)，普遍发育了细粒沉积物，形成了源–储共生型的源内致密油[2]-[4]，延长组长7段是最典型代表，普遍发育致密储层，且与烃源岩紧密互层沉积。在盆地内，虽然致密储层的相关地质研究取得了许多认识[5]-[7]，盆地内的致密油也已经实现大规模的商业开发，然而为了实现致密油的大规模开发，致密储层的形成机理的相关科学问题还需进一步深入研究，其中的致密油源–储耦合关系既是探讨致密储层形成机理的关键科学问题。
源–储耦合关系包括时空上的配置关系，是储层孔隙形成的核心问题，相关研究在其他盆地早有开展，如松辽盆地、四川盆地等，且取得很多可以借鉴的研究方法[8]-[12]。本文以华庆地区长7段基础地质资料为基础，从烃源岩及储层的基本特征出发，通过研究生烃过程及储层的成岩演化，探讨烃源岩生烃过程与储层成岩演化之间的耦合关系，明确研究区致密油油气藏的源–储耦合关系，为进一步研究储层的成因机理提供确凿的科学依据。
2. 烃源岩及生烃特征
鄂尔多斯盆地长7段沉积期，为三叠纪湖盆的又一次扩张期，此时的湖盆面积大，水体较前期加深，湖岸线不断向岸边迁移推进[3]。华池–庆阳一带处于当时湖盆的中心位置，为深湖环境，物源来自三个方向，分别是来自北部伊陕斜坡的主要物源以及西部、南部的次要物源，三大物源最终在研究区汇集，研究区水体较深且物源搬运距离较远，沉积了大量的细粒沉积物。细粒沉积物包括了粒度较细的泥岩及砂质碎屑流成因的细砂岩，两种岩性的沉积物在水深频繁变化的控制下，形成了泥岩与砂岩的互层沉积，形成了现今长7段源–储紧密互层接触的源内非常规砂岩致密油藏[2]-[5]。
Figure 1. Location map of the study area
图1. 研究区位置
Table 1. Table of rock pyrolysis and chloroform bitumen extraction experimental data for the Chang 7 member shale
表1. 长7段泥岩岩石热解及氯仿沥青的抽提实验数据表
层位 |
TOC (%) |
氯仿沥青“A”(%) |
总烃/ppm |
S1 + S2 (mg/g) |
丰度评价 |
长7段 |
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|
|
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极好 |
注：表中分式意义为：
。
长7段泥岩在深水的还原环境下形成，由于水体缺氧且沉积物供给充足，含有大量有机质的泥岩得以快速堆积，有机质大量保存，为后期源内砂岩致密油提供了良好的烃类物质基础。通过岩石热解及氯仿沥青的抽提实验对长7段泥岩进行了烃源岩的分析，样品数量共计920样次(表1)。长7段有机质含量TOC均值为6.07%，氯仿沥青“A”均值为0.52%，总烃均值为345 ppm，S1 + S2为22.84 mg/g，每项评价指标均显示烃源岩有机质丰度较高，评价为极好的烃源岩，是生成大量油气的直接保障。烃源岩的有机质类型决定了烃类产物的类型，长7段烃源岩显微组分中矿物沥青基质含量较多，平均值58.21%，HI的平均值为221mg/g，两项指标均表明有机质类型以Ⅱ型干酪根为主，其次是Ⅰ型干酪根，Ⅰ型和Ⅱ型干酪根以生成液态烃为主，部分为Ⅲ型，生成小分子的气态烃为主。烃源岩的热演化程度也是烃源岩评价的重要指标，华庆地区延长组长7烃源岩Ro介于0.48%~1.45%，平均值为0.84%，莫烷/藿烷比值主要分布在0.03~0.14，Ro值与莫烷/藿烷比值均显示烃源岩现今正处于成熟阶段。类型好，成熟度适中的长7段优质的烃源岩为互层共生的细粒砂质碎屑流形成致密油提供了良好的烃类物质来源，本次研究选取了典型井宁29井及庄3井，充分利用地球化学参数，结合研究区的埋藏史，运用最新的JunMod盆地模拟软件对盆地的生烃史进行了模拟，模拟的关键参数包括单井地层的分层数据，地层的厚度，热演化成熟度值取0.84% (图2)。模拟结果显示宁29井长7段烃源岩在距今136 Ma年的时候开始生烃，以生油为主且持续生烃，在距今128 Ma开始生成天然气，生烃高峰期出现在距今120 Ma~102 Ma；庄3井长7段烃源岩在距今134 Ma年的时候开始生烃，以生油为主且持续生烃，在距今125 Ma开始生成天然气，生烃高峰期出现在距今125 Ma~108 Ma，综合不同地区的生烃史特征，最终确定生烃高峰期为125 Ma~102 Ma，之后生烃量趋于稳定。
Figure 2. Hydrocarbon generation history diagram of the Chang 7 formation in Huaqing area
图2. 华庆地区长7段标准井生烃史图
3. 储层特征及成岩演化
长7段致密油储层为深湖相的砂质碎屑流成因的细粒沉积物[13]，储层致密，物性较差，本次分析选用了390个样品进行了恒速亚汞分析进行了致密储层的物性测定。致密油储层的孔隙度集中分布在4%~10%，平均值为7.3%；渗透率集中分布在0.01 mD~0.4 mD之间，平均值为0.14 mD，孔隙度均值小于
Figure 3. Physical property parameters statistical chart of Chang 7 member in Huaqing area
图3. 华庆地区长7段物性参数统计图
10% (图3)，属于典型的致密砂岩储，储层虽然物性差，岩石致密，但在互层的高丰度烃源岩生烃增压的情况下，仍能产生较大的充注动力，互层的砂岩和泥岩大面积接触，增大了排烃的效率，从而形成源内致密油。
照片备注：(a) 宁95井，2097.8 m，塑性组分云母被挤压变形，正交偏光；(b) 庄5井，2047.8 m，石英压溶，正交偏光；(c) 固13井，2195.4 m，长石粒内溶孔，扫描电镜；(d) 白105井，1829.6 m，高岭石充填孔隙，扫描电镜；(e) 里56井，1996.4 m，铁方解石胶结，扫描电镜；(f) 庄26井，2406.2 m，方解石交代长石，阴极发光。
Figure 4. Typical microscopic characteristics of tight reservoirs, Chang 7 member, Huaqing area
图4. 华庆地区长7段致密储层典型微观特征图
通过大量的实验分析，包括正交偏光薄片镜下观察及鉴定、扫描电镜及阴极发光分析测试(图4)。研究区的砂质碎屑流与烃源岩互层沉积后，随着埋深的增加，经历了相关的成岩作用，同时互层的泥岩也发生了生烃演化，对储层的成岩作用产生影响，岩石的压实作用一直持续，体现出片状云母的挤压变形(图4(a))，伴随着压实作用的进行，同时发生了压溶作用，典型的代表可见部分石英的破碎并伴生微弱的溶蚀(图4(b))，长石的抗溶蚀性比石英更弱，镜下可见长石颗粒的边缘有溶蚀孔隙的发育(图4(c))，溶蚀孔隙的发育是建设性的成岩作用，增加了储集空间，是致密油储层形成的主要贡献。扫描电镜下可见高岭石的聚集，在颗粒间呈散乱的不规则分布，具有成岩后期的新生产物的特征(图4(d))。铁方解石及铁白云石也常见，两种矿物呈附着状充填与石英和长石的颗粒表面，堵塞了孔隙，加大了储层的致密化程度。通过大量岩石薄片的分析，结合研究区的埋藏史特征，致密储层经历了多阶段的成岩演化作用，早成岩A期深小于1000 m，古地温在75℃以下，镜质体反射率小于0.35%。绿泥石开始形成、此阶段压实作用最强烈，储层中的孔隙水大量排出[14]；随着埋深到1400 m，早成岩B期结束，此阶段有机质处于未成熟阶段，强烈的压实作用和碳酸盐矿物形成，同时还有方解石交代石英，绿泥石膜形成并保护了原生孔隙；在中成岩A期早期，温度达到110℃，进入成熟阶段，有机质开始大量生烃，自生伊利石和高岭石发生沉淀，与之互层的高丰度有机质泥岩发生蚀变，形成大量的有机酸，并侵入细粒砂岩的孔隙中，使整个储层环境变成了酸性，长石等易溶矿物发生了强烈的溶蚀作用，大大提高了储集空间的体积；当埋深大于1700 m，温度也随之发生变化，储层进入中成岩A期晚期，此阶段的最大特点是烃源岩的生成的有机酸已经逐渐减小，孔隙的溶蚀作用也随之变弱，大量的胶结物(铁白云石、铁方解石)填充于次生孔隙中，储层的孔渗进一步减小(图5)。
Figure 5. Diagenetic evolution stages of tight reservoirs, Chang 7 member, Huaqing area
图5. 华庆地区长7段致密储层成岩演化阶段
4. 源–储耦合关系
照片备注：(a) 西76井，1982.3 m，微裂缝；(b) 庄55井，2003 m，长石粒内溶孔；(c) 西36井 2194.5 m，粒内溶孔。
Figure 6. Secondary fractures and dissolution pores of tight reservoirs, Chang 7 member, Huaqing area (crossed polarized light)
图6. 华庆地区长7段致密储层次生裂缝及溶蚀孔隙(正交偏光)
鄂尔多斯盆地华庆地区长7段沉积后，共经历了四次大的古构造活动[15]。通过对埋藏史的恢复及孔隙演化过程的研究，长7段在中生界三叠世时期，在印支运动的影响下，远源的细粒沉积物在湖盆中心大面积堆积，随着埋深的增加，成岩作用进入早成岩A期，此阶段孔隙度不断降低至约20%，到早成岩B期，压实作用的不断增强，孔隙度又再次降低至约18%，此时有机质并未达到成熟，地层温度小于110℃，随后因盆地不断扩张，沉积物不断沉积，长7段的温度增加，有机质进入成熟阶段，有机质丰度高的Ⅰ-Ⅱ型干酪根在大量生成液态烃的同时也产生了有机酸，进入细粒的砂岩中，对长石、岩屑等易溶的矿物进行了溶解，生成了大量的次生孔隙，阻止了碳酸盐矿物的胶结，同时也形成了大量的微裂缝(图6)，此时对应生烃的高峰期(120 Ma~102 Ma)，时间为白垩纪早期，但由于压实作用一直存在，储层的孔隙度也一直在减小，生烃产生的有机酸对矿物的溶蚀作用大大减缓了这一过程，部分原生孔隙消失的同时，次生的溶蚀孔隙也不断增加，在110 Ma孔隙度达到12% (图7)，均一温度的峰值为130℃~140℃，对应的成藏时间也是储层处于溶蚀高峰的时间。在白垩纪中期100 Ma，由于构造作用发生变化，地层发生抬升，烃源岩中的有机质生烃已经达到高峰，之后进入缓慢生烃阶段直至现今，由于地层缓慢的抬升，压实作用有所减弱，成岩作用处于中成岩A期晚期，有机酸对矿物的溶蚀作用随之变弱，胶结物形成加强了储层致密，孔隙度降低至10%以下，形成了现今的致密储层。
Figure 7. Source-reservoir coupling relationship diagram of tight oil, Chang 7 member, Huaqing area
图7. 华庆地区长7段致密油源–储耦合关系图
5. 结论
长7段烃源岩有机质丰度较高，类型以Ⅱ型干酪根为主，其次是Ⅰ型干酪根，部分为Ⅲ型。烃源岩在距今136 Ma年的时候开始生烃，生烃高峰期出现在距今125 Ma~102 Ma，之后生烃特征趋于稳定。致密油储层在早成岩A期到早成岩B期，压实作用的不断增强，孔隙度从最初的30%降低至约18%，在中成岩A期的早期，有机质进入成熟阶段，生烃作用产生的有机酸进入细粒的砂岩中，对储层进行了改造，生成了大量的次生孔隙，阻止了碳酸盐矿物的胶结，在110 Ma孔隙度达到12%，在中成岩A期晚期，有机酸对矿物的溶蚀作用随之变弱，胶结物形成加强了储层致密，形成了现今的致密储层。