劉明潔，劉震，劉靜靜，朱文奇，黃艷輝，姚星

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中海油研究總院）

0 引言

隨著世界油氣需求持續(xù)增長(zhǎng)、常規(guī)油氣產(chǎn)量不斷下降以及勘探理論和技術(shù)不斷進(jìn)步，具有較大資源潛力的致密砂巖油氣逐漸成為新的研究熱點(diǎn)，受到國(guó)內(nèi)外的高度重視[1-2]。根據(jù)國(guó)土資源部、國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)新一輪油氣資源評(píng)價(jià)，致密砂巖油氣廣泛分布于中國(guó)四川、鄂爾多斯和松遼盆地等區(qū)域，油氣資源豐富，發(fā)展?jié)摿薮骩3]。

鄂爾多斯盆地西峰—安塞地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組為淺水三角洲環(huán)境下形成的一套低滲透砂巖儲(chǔ)集層[4-5]，其中長(zhǎng) 6—長(zhǎng) 8段儲(chǔ)集層尤其致密，孔隙度一般小于10%，空氣滲透率小于 1×10?3μm2[6]。前人對(duì)鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組致密砂巖油藏成藏規(guī)律和成藏機(jī)理進(jìn)行了大量的研究[7-15]。但在延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層致密與成藏時(shí)間先后問題上仍沒有形成統(tǒng)一的認(rèn)識(shí)，主要存在 3種觀點(diǎn)：先成藏后致密[10,16-20]、先致密后成藏[13,21-24]和邊致密邊成藏[25]。

本文在前人研究基礎(chǔ)上，通過薄片鏡下熒光鑒定、砂巖儲(chǔ)集層孔隙度演化模擬及石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)，從不同角度探討鄂爾多斯盆地西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層致密與成藏的耦合關(guān)系，深入認(rèn)識(shí)鄂爾多斯盆地三疊系致密砂巖油藏成藏機(jī)理，為延長(zhǎng)組致密砂巖油藏勘探提供理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)概況

鄂爾多斯盆地是在華北克拉通基礎(chǔ)上發(fā)展演化形成的典型中生代陸相坳陷型湖盆，其湖盆寬緩，水體較淺，多物源、沉積范圍大，構(gòu)造穩(wěn)定[26]。盆地邊緣斷裂褶皺發(fā)育，盆地內(nèi)部構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單，地層平緩，可劃分為 6個(gè)一級(jí)地質(zhì)構(gòu)造單元：伊盟隆起、渭北隆起、晉西撓褶帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡和西緣沖斷構(gòu)造帶[27]（見圖1）。

圖1 研究區(qū)位置及鄂爾多斯盆地構(gòu)造分區(qū)圖

西峰—安塞地區(qū)位于鄂爾多斯盆地西南部的伊陜斜坡構(gòu)造帶內(nèi)，該區(qū)延長(zhǎng)組為三角洲—湖泊相碎屑沉積，是研究區(qū)主要含油層系，自上而下可劃分為長(zhǎng) 1—長(zhǎng)10共10個(gè)油層組[26]。最大湖泛期形成的長(zhǎng)7段湖相泥巖為鄂爾多斯盆地的主力烴源巖，上覆長(zhǎng) 6段和下伏長(zhǎng)8段為致密砂巖油藏的主要儲(chǔ)集層[25,28]。

2 烴類流體包裹體鏡下特征

流體包裹體是礦物結(jié)晶過程中所捕獲的原始成巖流體樣本，是有效的地質(zhì)歷史記錄載體[29]。流體包裹體按成分可分為鹽水包裹體和烴類包裹體。儲(chǔ)集層中的烴類包裹體可以反映地質(zhì)歷史時(shí)期中的油氣充注事件，因而可以根據(jù)烴類包裹體與其宿主礦物的關(guān)系分析油氣充注歷史[6]。

西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層中普遍存在流體包裹體，在石英次生加大邊內(nèi)尤為常見。通過巖石薄片鏡下觀察及熒光分析，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層石英次生加大邊與烴類包裹體存在3種賦存情況：石英次生加大邊夾殘留瀝青、石英次生加大邊夾烴類包裹體以及石英次生加大邊同時(shí)夾殘留瀝青和烴類包裹體。

在單偏光和正交光下，可見明顯的石英次生加大邊夾殘留瀝青。殘留瀝青為早期充注的烴類揮發(fā)或散失后殘留的重組分，在單偏光和正交光下為黑色不透明顯示（見圖2a、2b），在熒光下可見淡黃色的熒光顯示（見圖2c）。

與石英次生加大邊夾殘留瀝青不同，石英次生加大邊夾烴類包裹體時(shí)在石英次生加大內(nèi)部可見許多呈串珠狀分布的烴類包裹體（石英膠結(jié)時(shí)捕獲的烴類）。單偏光下呈灰褐色（見圖2d），正交光下為黑褐色（見圖2e），熒光下為淡黃綠色（見圖2f）。

石英次生加大邊同時(shí)夾殘留瀝青和烴類包裹體是前兩種情況的綜合表現(xiàn)，石英次生加大邊不僅夾殘留的瀝青，在次生加大內(nèi)部還能看到孤立分布的烴類包裹體。瀝青在單偏光和正交光下均為黑色不透明顯示（見圖 2g、2h），但在熒光下為淡黃綠色顯示（見圖2i）；石英次生加大內(nèi)部的烴類包裹體在單偏光下呈淺褐色，在正交光下均表現(xiàn)為深褐色（見圖2g、2h），在熒光下為淡黃綠色（見圖2i）。

由上述 3種情況可以看出，殘留瀝青與烴類包裹體產(chǎn)狀區(qū)別明顯：殘留瀝青位于石英顆粒與次生加大接觸的塵線部位，與石英顆粒緊密接觸，而烴類包裹體主要位于石英次生加大的內(nèi)部，遠(yuǎn)離被次生加大邊包裹的石英顆粒。

本次研究發(fā)現(xiàn)，西峰地區(qū)長(zhǎng) 8段及安塞地區(qū)長(zhǎng) 6段多見石英為烴類包裹體的宿主。由于石英不能在酸性孔隙水介質(zhì)下溶蝕，因此烴類不可能在石英次生加大溶蝕之后充注。結(jié)合前人對(duì)鄂爾多斯盆地中部延長(zhǎng)組烴類包裹體的研究成果[25]認(rèn)為，烴類包裹體或早于石英次生加大進(jìn)入儲(chǔ)集層，之后被石英加大所包裹，或在石英膠結(jié)時(shí)充注被石英加大邊捕獲。因此烴類充注進(jìn)入砂巖儲(chǔ)集層不會(huì)晚于石英膠結(jié)時(shí)期，延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層應(yīng)該是先成藏后致密，或者邊成藏邊致密。

圖2 鄂爾多斯盆地西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層鏡下烴類包裹體特征

3 砂巖儲(chǔ)集層孔隙度演化

本次研究采用基于儲(chǔ)集層成巖作用的分段古孔隙度演化定量模擬方法[30]，在總結(jié)現(xiàn)今孔隙度剖面特征的基礎(chǔ)上，根據(jù)效應(yīng)模擬原則[31]，將孔隙度演化分解為孔隙度減小和孔隙度增大兩個(gè)過程，其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用產(chǎn)生減孔效應(yīng)，溶蝕作用產(chǎn)生增孔效應(yīng)，兩種效應(yīng)的疊加即構(gòu)成總孔隙度的演化[18,30,32]。

現(xiàn)今孔隙度剖面表明，淺部壓實(shí)作用和深部膠結(jié)、壓實(shí)作用對(duì)孔隙度的影響效應(yīng)具有一致性和繼承性，因此減孔過程是 1個(gè)連續(xù)的指數(shù)模型，依據(jù)效應(yīng)模擬原則，淺部的純壓實(shí)模型與深部的壓實(shí)、膠結(jié)模型可以用同一個(gè)數(shù)學(xué)模型來表征，即碎屑巖孔隙度雙元函數(shù)[30, 33]：

利用實(shí)際資料對(duì)砂巖孔隙度、砂巖埋藏時(shí)間和埋藏深度進(jìn)行多元回歸，擬合得到西峰地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng) 8段的孔隙度雙元函數(shù)為：

安塞地區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段孔隙度雙元函數(shù)為：

烴源巖在特定溫度區(qū)間成熟排酸[34-35]，形成了特定的酸化窗口（70～90 ℃）[18,30,32]，依據(jù)化學(xué)動(dòng)力學(xué)原理，砂巖在酸化窗口內(nèi)次生增孔量的函數(shù)模型為：

因此，整個(gè)孔隙度演化過程可用分段函數(shù)描述，分為正常壓實(shí)階段、酸化增孔階段和增孔后的正常壓實(shí)階段[30]：

本文選取西峰地區(qū)X20井長(zhǎng)8段和安塞地區(qū)S165井長(zhǎng)6段分別進(jìn)行孔隙度演化過程模擬。

3.1 X20井長(zhǎng)8段砂巖孔隙度演化

X20井長(zhǎng)8段現(xiàn)今埋深2 085 m，砂巖孔隙度為7%，砂巖孔隙度演化過程見圖3。長(zhǎng) 8段初始孔隙度為47%，距今224 Ma開始接受沉積，在上覆地層的沉積作用下快速持續(xù)沉降；距今198 Ma時(shí)埋深達(dá)到831 m，孔隙度因機(jī)械壓實(shí)作用迅速減小為25.4%；從距今198 Ma開始，地層快速抬升，因?yàn)榈貙又耙焉盥瘢蕴龑?duì)孔隙度影響不大，孔隙度減小量很少；距今189 Ma時(shí)地層停止抬升，開始持續(xù)沉降；距今180 Ma地層埋深達(dá)到1 049 m，此時(shí)孔隙度減小為24.2%；距今180 Ma地層開始抬升，孔隙度基本保持不變；距今174.5 Ma地層轉(zhuǎn)為持續(xù)沉降，在距今149.5 Ma時(shí)地層沉降達(dá)到1 478 m，此時(shí)孔隙度減小為17.7%。

圖3 西峰油田X20井長(zhǎng)8段砂巖儲(chǔ)集層孔隙度演化

距今149.5 Ma時(shí)，西峰地區(qū)開始第3次區(qū)域性抬升，長(zhǎng)8段在距今144.5 Ma時(shí)抬升達(dá)到最大。由于抬升時(shí)間短，所以其間孔隙度基本保持不變；地層在距今144.5 Ma開始大規(guī)模穩(wěn)定沉降，在沉降早期（距今137 Ma）長(zhǎng)8段進(jìn)入酸化窗口。由于該時(shí)期地層沉降速率很大，壓實(shí)作用和膠結(jié)作用使得孔隙度減小速率大于酸化作用次生溶蝕增孔速率，所以沉降期間孔隙度持續(xù)減小；長(zhǎng) 8段在距今 100 Ma時(shí)達(dá)到最大埋深2 479 m，孔隙度也減小到8.7%；地層從距今100 Ma開始第 4次抬升，至今埋深仍沒超過歷史最大埋深，孔隙度隨時(shí)間延續(xù)穩(wěn)定減小，現(xiàn)今孔隙度為7%。

3.2 S165井長(zhǎng)6段砂巖孔隙度演化

圖4 安塞油田S165井長(zhǎng)6段砂巖儲(chǔ)集層孔隙度演化

S165井長(zhǎng)6段現(xiàn)今埋深1 699 m，砂巖孔隙度為9.2%，砂巖孔隙度演化過程見圖4。長(zhǎng)6段初始孔隙度為48%，距今218 Ma開始接受沉積，在上覆地層的沉積作用下持續(xù)沉降，機(jī)械壓實(shí)作用使孔隙度迅速減小；延長(zhǎng)組沉積末期（距今202.5 Ma）埋深達(dá)到671 m，孔隙度減小為28.5%；距今202.5～197.0 Ma，地層遭受振蕩性的抬升剝蝕，此時(shí)埋深對(duì)孔隙度沒有影響，但上覆地層壓力始終存在，時(shí)間效應(yīng)使孔隙度減小了0.5%，降為28.0%。距今197～180 Ma，地層持續(xù)下降，埋深達(dá)到1 300 m，地層再次被壓實(shí)，同時(shí)發(fā)生膠結(jié)作用，孔隙度減小到20.1%；距今180～175 Ma，地層再次抬升，時(shí)間作用使得孔隙度繼續(xù)減小，但由于經(jīng)歷時(shí)間短，孔隙度減小很微弱；距今175～154 Ma，地層持續(xù)深埋，埋深達(dá)到1 486 m，壓實(shí)和膠結(jié)作用使孔隙度下降為17.6%；距今154～132 Ma，地層經(jīng)歷熱事件，地溫快速上升，長(zhǎng) 6段進(jìn)入酸化窗口，這一階段形成大量次生溶蝕孔，次生溶蝕增孔量為3.0%，同時(shí)壓實(shí)和膠結(jié)作用使得孔隙度減小了4.6%，因此總的孔隙度減小1.6%，降為16.0%。距今132～120 Ma，地層持續(xù)下降，埋深達(dá)到1 782 m，由于壓實(shí)及膠結(jié)作用，孔隙度減小為14.9%；距今120～100 Ma為快速沉積階段，在距今100 Ma時(shí)達(dá)到最大埋深2 499 m，壓實(shí)和膠結(jié)作用使孔隙度減小為9.4%；距今100 Ma至現(xiàn)在，地層抬升，壓實(shí)作用不再影響孔隙度，但時(shí)間效應(yīng)和膠結(jié)作用使得孔隙度降為9.2%。

前人的成藏期次研究成果[6, 10, 18, 20-21, 25, 36-37]表明延長(zhǎng)組致密砂巖油藏主成藏期為早白堊世中期（距今約124 Ma）。通過孔隙度演化定量模擬，發(fā)現(xiàn)西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層在主成藏期的孔隙度均大于致密界限 10%，從而表明該地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層先成藏后致密。

4 石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)

石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)?zāi)M不同地層壓力條件下石油充注的過程，確定成藏期油氣充注的臨界孔隙度，對(duì)比砂巖致密標(biāo)準(zhǔn)，間接分析砂巖儲(chǔ)集層致密與成藏的耦合關(guān)系。

4.1 實(shí)驗(yàn)基本原理

實(shí)驗(yàn)通過給砂巖樣品分別施加軸壓和圍壓模擬側(cè)向地層壓力和上覆地層壓力（見圖 5），其中圍壓由人工控制，以5 MPa的增量逐漸增加，軸壓通過地下巖層的平衡關(guān)系確定，石油注入量由樣品兩端的電阻率和計(jì)量管液位確定。在此過程中，超聲波測(cè)量?jī)x直接測(cè)定砂巖孔隙度。

圖5 石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)砂巖樣品受力示意圖

4.2 實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置包括圍壓監(jiān)測(cè)設(shè)備、軸壓監(jiān)測(cè)設(shè)備、流壓監(jiān)測(cè)設(shè)備、平流泵、巖心夾持器、超聲波測(cè)量?jī)x以及油氣注入監(jiān)測(cè)設(shè)備等。

本次實(shí)驗(yàn)最大圍壓pw可達(dá)40 MPa，軸壓pz由關(guān)系式pz=pwγ/(1?γ)計(jì)算得到，其中γ為動(dòng)態(tài)泊松比，由縱橫波速度確定。平流泵以非常小的流量提供石油注入壓力，為了保證壓力穩(wěn)定，中間容器需要向巖心注入石油。RLC電橋用于監(jiān)測(cè)石油注入，石油注入巖心，電阻值會(huì)明顯增加，計(jì)量管中的液位也會(huì)緩慢增加，樣品在夾持器中的受力如圖5所示。

4.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

實(shí)驗(yàn)中的圍壓相當(dāng)于地層有效壓力，臨界注入壓力等效于石油充注時(shí)的臨界充注動(dòng)力，將圍壓轉(zhuǎn)換為地層等效埋深，可以得到不同孔隙度的臨界注入壓力與埋深交會(huì)圖。通過大量實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，石油充注存在 1個(gè)儲(chǔ)集層臨界孔隙度，當(dāng)樣品孔隙度小于臨界孔隙度，無論壓力多大，石油都無法充注進(jìn)入砂巖（見圖6、圖7）。通過擬合臨界注入壓力與埋深的關(guān)系曲線，建立了西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層臨界成藏圖版（見圖 8）。圖版表明西峰—安塞地區(qū)砂巖儲(chǔ)集層成藏臨界孔隙度約為10%，成藏期孔隙度（φ）小于10%的砂巖為無效儲(chǔ)集層，不能被石油充注。

由儲(chǔ)集層臨界成藏圖版可知，西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖成藏期臨界孔隙度近似等于砂巖致密標(biāo)準(zhǔn)（臨界孔隙度為10%）。而石油充注臨界實(shí)驗(yàn)表明，當(dāng)儲(chǔ)集層孔隙度小于10%時(shí)，石油無法充注進(jìn)入砂巖儲(chǔ)集層。因此砂巖儲(chǔ)集層不可能先致密后成藏，從而間接證實(shí)了西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層先成藏后致密。

圖6 西峰油田延長(zhǎng)組儲(chǔ)集層臨界注入壓力與埋深交會(huì)圖

圖7 安塞油田延長(zhǎng)組儲(chǔ)集層臨界注入壓力與埋深交會(huì)圖

圖 8 鄂爾多斯盆地西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層臨界成藏條件解釋圖版

5 結(jié)論

鄂爾多斯盆地西峰地區(qū)長(zhǎng)8段及安塞地區(qū)長(zhǎng)6段砂巖儲(chǔ)集層廣泛存在石英次生加大，普遍可見石英次生加大邊夾殘留瀝青、石英次生加大夾烴類包裹體以及石英次生加大邊同時(shí)夾殘留瀝青和烴類包裹體，說明石油充注不晚于石英膠結(jié)，直接表明延長(zhǎng)組先成藏后再致密或者邊成藏邊致密。定量模擬砂巖孔隙度演化可知，西峰長(zhǎng)8段和安塞長(zhǎng)6段主成藏期砂巖儲(chǔ)集層孔隙度均大于 10%，此時(shí)延長(zhǎng)組砂巖未致密，間接表明延長(zhǎng)組成藏后再致密；石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)西峰—安塞地區(qū)石油充注存在臨界孔隙度 10%，當(dāng)砂巖孔隙度小于臨界孔隙度時(shí)，不論施加多大的壓力也不能使石油充注，表明延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層不能在致密狀態(tài)下被石油充注，證明延長(zhǎng)組砂巖致密后不能成藏，只能先成藏后致密。

綜合分析烴類包裹體鏡下鑒定、砂巖儲(chǔ)集層古孔隙度定量演化和石油充注臨界條件實(shí)驗(yàn)的研究結(jié)果，直接和間接排除了延長(zhǎng)組邊成藏邊致密或先致密后成藏兩種可能，明確了鄂爾多斯盆地西峰—安塞地區(qū)延長(zhǎng)組砂巖儲(chǔ)集層為典型的“后成型”致密砂巖油藏，耦合關(guān)系為先成藏后致密。延長(zhǎng)組成藏后，壓實(shí)作用和自生礦物膠結(jié)作用逐漸使儲(chǔ)集層致密化。

符號(hào)注釋：

φn——正常壓實(shí)條件下孔隙度，%；φ0——初始孔隙度，%；z——地層埋藏深度，m；t——地層埋藏時(shí)間，Ma；a，b，c——雙元函數(shù)擬合系數(shù)；φs——砂巖次生增孔量，%；Δφ——現(xiàn)今儲(chǔ)集層實(shí)際增孔幅度，為現(xiàn)今實(shí)際孔隙度與相同埋深下雙元函數(shù)所計(jì)算正常壓實(shí)孔隙度的差值，%；t1——地層溫度達(dá)到 70 ℃進(jìn)入酸化窗口的時(shí)間，Ma；t2——地層溫度達(dá)到90 ℃退出酸化窗口的時(shí)間，Ma；φ——儲(chǔ)集層孔隙度，%。

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