楊偉偉 石玉江 李劍峰 馮淵 馬軍

摘要：為深化致密油成藏機理，優(yōu)選湖盆中部華池地區(qū)X96井展開全取芯的有機碳、熱解、飽和烴色譜色質(zhì)、干酪根鏡檢等分析及排烴、成藏等綜合地質(zhì)研究。重點利用這些分析測試資料對X96井長7烴源巖地球化學特征展開詳細評價并探討優(yōu)質(zhì)烴源巖在致密油成藏中的作用。X96井長7烴源巖包括油頁巖、泥巖與粉砂質(zhì)泥巖等3種類型，其中油頁巖的有機質(zhì)豐度高（平均15.8%），有機質(zhì)組分以無定形體為主，有機質(zhì)類型好（Ⅰ型為主），并處于生油高峰階段，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴量大，強大的體積膨脹作用為其提供了充足的排烴動力，排烴作用較強，造成油頁巖相對較低的殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率、飽和烴/芳烴值與產(chǎn)率指數(shù)，排烴效率超過70%。區(qū)域上，油頁巖穩(wěn)定分布于長7底部，上覆大范圍致密砂巖，源儲直接接觸。此類廣覆式展布的優(yōu)質(zhì)烴源巖大范圍、高強度的排烴作用為致密油成藏提供了物質(zhì)基礎與動力來源，對近源致密油的成藏意義重大。

關鍵詞：烴源巖；長7；地球化學；強排烴；體積膨脹；致密油；鄂爾多斯盆地

中圖分類號：P618.13；TE122文獻標志碼：A

0引言

長期的油氣勘探開發(fā)實踐表明，鄂爾多斯盆地中生界延長組低滲透（多小于2×10-3μm2）油氣資源十分豐富，具有分布范圍廣、含油層組多、縱向疊置連片的特征[113]。近些年來，隨著低滲透油氣地質(zhì)理論的不斷深入與勘探開發(fā)技術的不斷提高，長慶油田成功實現(xiàn)了滲透率為（0.3～10）×10-3μm2的超低滲透油藏規(guī)模性開發(fā)，如湖盆中部華池、慶城、正寧、寧縣等地區(qū)，盆地的石油儲量和產(chǎn)量持續(xù)增長[1，1415]。隨著勘探開發(fā)程度的不斷提高，滲透率小于0.3×10-3μm2的長7致密油逐漸成為鄂爾多斯盆地中生界石油勘探開發(fā)的重要目標，并發(fā)現(xiàn)了多個含油富集區(qū)[1419]，從而打破了傳統(tǒng)意義上的長7油層組以生油為主的地質(zhì)理論。值得注意的是，滲透率小于0.1×10-3μm2的致密砂巖也具有較好的含油性，顯然如此致密的儲層所需的油氣源條件要比常規(guī)儲層高得多。以往的烴源巖地球化學研究表明，鄂爾多斯盆地油源條件十分優(yōu)越，在湖盆發(fā)育全盛期沉積的長7段富有機質(zhì)烴源巖（油頁巖）為主要油源巖，分布范圍近5×104 km2，生烴量高達1.0×1011 t，奠定了重要的油氣資源基礎，在低滲透油氣成藏中起到了非常重要的作用[13，2025]。與此同時，致密油成藏地質(zhì)理論也取得較大進展，學者們基本明確了致密油的定義并闡明了致密油特征[14，1619，1836]。為聚焦攻關目標，楊華等將儲層空氣滲透率小于03×10-3 μm2，賦存于與油頁巖互層共生或緊鄰的致密砂巖儲層中，未經(jīng)過大規(guī)模長距離運移的石油稱為致密油[14，16]。為深化鄂爾多斯盆地長7致密油源儲配置特征和成藏機理，明確致密油勘探甜點控制因素，本次研究優(yōu)選湖盆中部X96井開展了全取芯配套分析及綜合地質(zhì)研究。本文主要針對X96井長7烴源巖地球化學特征展開系統(tǒng)評價，并結(jié)合源儲配置關系、油源對比、烴源巖生排烴等特征，闡述優(yōu)質(zhì)烴源巖在致密油聚集成藏中所起的關鍵性作用。

1樣品與試驗

X96井位于鄂爾多斯盆地中部華池地區(qū)（圖1），自上而下所鉆地層依次為新生界第四系，中生界白堊系、侏羅系及三疊系。其中三疊系延長組自上而下可劃分為長1～長10共10個油層組，長7為本次研究目的層，為全取芯井段。

根據(jù)巖芯觀察，長7烴源巖有3種巖性類型：油頁巖、泥巖與粉砂質(zhì)泥巖（圖2）。油頁巖分布于長7底部（長73），厚度約為15 m，測井特征與泥巖、粉砂質(zhì)泥巖明顯不同，具有高自然伽馬（γGR）、高電阻率（RT）、高聲波時差（ΔtAC）、低體積密度（ρDEN）等特征（圖2）。

為系統(tǒng)評價長7烴源巖地球化學特征，本次研究對X96井長7源巖進行連續(xù)取樣140塊，分別進行了有機碳測試與巖石熱解分析，并選取其中19塊樣品進行可溶有機質(zhì)抽提及族組分分析、飽和烴色譜色質(zhì)分析、干酪根鏡檢、干酪根碳同位素分析與鏡質(zhì)體反射率測試等多種試驗。此外，連續(xù)取樣240塊砂巖樣品進行常壓孔滲測試，并選取106塊砂巖樣品進行巖石熱解分析來測試致密砂巖含油性。這些分析測試化驗均在低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室完成。

2烴源巖地球化學特征

2.1有機質(zhì)豐度

總有機碳測試結(jié)果表明，X96井長7油頁巖的有機質(zhì)豐度很高，殘余有機碳含量（質(zhì)量分數(shù)，下同）為780%～2943%（圖2、3），平均為1580%（35個樣品），說明油頁巖屬于有機質(zhì)高度富集的優(yōu)質(zhì)烴源巖；泥巖的殘余有機碳含量為1.21%～8.64%，平均為310%（39個樣品）；粉砂質(zhì)泥巖的殘余有機碳含量最低，大都在200%以下，平均為0.89%（64個樣品）。與有機碳含量相對應，油頁巖的殘留瀝青“A”與熱解生烴潛量很高（圖3），平均殘留瀝青“A”含量約為062%，熱解生烴潛量主要分布于（20～80）×10-3之間，最高可達100×10-3；泥巖的平均殘留瀝青“A”含量約為018%，平均熱解生烴潛量為87×10-3；粉砂質(zhì)泥巖的殘留瀝青“A”含量變化較大，在0038%～0430%之間，平均熱解生烴潛量為1.99×10-3。

2.2有機質(zhì)組分

2.2.1干酪根類型

干酪根鏡下觀察表明，X96井長7油頁巖所提取的干酪根類型很好，成分單一，以無定形體為主（94%以上），未見殼質(zhì)組，鏡質(zhì)組含量極低（多小于4%）；泥巖段干酪根類型也較好，無定形體含量在81%～95%之間，未見殼質(zhì)組，鏡質(zhì)組含量在4%～18%之間；粉砂質(zhì)泥巖的干酪根類型明顯較差，無定形體含量很低（平均13.2%），而鏡質(zhì)組含量較高（平均82.4%）。表明長7油頁巖干酪根類型最好（Ⅰ型為主），泥巖干酪根類型較好（Ⅰ、Ⅱ1型為主），而粉砂質(zhì)泥巖的干酪根類型較差（Ⅲ型為主）。同時反映了油頁巖、泥巖干酪根的前身物以湖相低等水生生物為主，而陸源有機質(zhì)對粉砂質(zhì)泥巖有機質(zhì)的貢獻較大。

2.2.2干酪根碳同位素特征

長7油頁巖的干酪根具有富穩(wěn)定同位素12C的特征，其碳同位素較輕，主要分布于-283‰～-300‰（圖3），平均為-287‰；泥巖的干酪根碳同位素比油頁巖偏重，平均為-278‰；粉砂質(zhì)泥巖的干酪根碳同位素最重，平均為-265‰。以上數(shù)據(jù)佐證了油頁巖有機質(zhì)主要來源于低等水生生物的觀點。

2.2.3瀝青“A”族組成特征

X96井長7烴源巖瀝青“A”族組成中烴類含量（飽和烴+芳烴）主要分布在35%～60%之間，三類源巖差異不明顯，但三者的殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率與飽和烴/芳烴值明顯不同（圖3）。粉砂質(zhì)泥巖的平均殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率為10.69%，平均飽和烴/芳烴值為251；泥巖、油頁巖的殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率與飽和烴/芳烴值明顯偏低，平均分別為543%、106。泥巖、油頁巖相對較低的飽和烴/芳烴值及其隨著總有機碳（TOC）的增高而降低的趨勢（圖3），與其較好的干酪根類型（無定形體為主，Ⅰ、Ⅱ1型干酪根）明顯矛盾，可能與其較高的排烴效率有關。

2.2.4生物標志化合物特征

飽和烴氣相色譜分析結(jié)果表明，X96井長7三類源巖的飽和烴色譜圖十分相似，譜圖均呈單峰形，主峰碳為nC17～nC20，奇偶均勢（OEP值為0.99～1.25），Pr/nC17值和Ph/nC18值都較低，分別為0.21～0.68和0.17～0.45（表1）。但粉砂質(zhì)泥巖的Pr/Ph值相對較高（平均為1.3左右，表1），而泥巖、油頁巖的Pr/Ph值在1.0左右，反映了粉砂質(zhì)泥巖形成于相對氧化的沉積環(huán)境[3740]。

甾萜類生物標志化合物特征表明，X96井長7烴源巖均形成于鹽度較低的沉積環(huán)境，表現(xiàn)為很低的伽馬蠟烷含量，平均Gr/C30藿烷值為0.09。受巖性與氧化還原環(huán)境的雙重控制[4145]，三者的C30重排藿烷含量差異明顯，較高的重排藿烷含量（C*30[KG-30x]/C30藿烷值大于1.2，表1）指示暗色泥巖形成于淺湖—半深湖的亞氧化環(huán)境[38]，而油頁巖形成于深湖相還原環(huán)境。此外，三類源巖之間的三環(huán)萜烷含量也有所不同，粉砂質(zhì)泥巖的三環(huán)萜烷含量最低（三環(huán)萜烷/五環(huán)萜烷值小于0.4，表1），泥巖的三環(huán)萜烷含量中等（三環(huán)萜烷/五環(huán)萜烷值為0.4～0.5，表1），油頁巖的三環(huán)萜烷含量最高（三環(huán)萜烷/五環(huán)萜烷值大于08，表1），可能指示了三者不同的有機質(zhì)輸入來源，與其不同的有機顯微組成相對應。

2.3熱成熟度特征

鏡質(zhì)體反射率（Ro）測試結(jié)果表明（圖3），X96井長7烴源巖均已進入了成熟期，大都處于生油高峰階段（Ro為1.02%～1.21%）。其他參數(shù)，如最高熱解峰溫（442 ℃～467 ℃，圖3和表1）、OEP值（0.99～1.25，表1）、甾烷異構(gòu)化指數(shù)（αββ/（αββ+ααα）C2920R甾烷值為053～070；ααα20S/20（S+R）C29甾烷值為048～061）均指示烴源巖處于熱演化程度的成熟期。

3優(yōu)質(zhì)烴源巖排烴特征

X96井烴源巖地球化學特征表明，油頁巖有機質(zhì)豐度高、有機質(zhì)類型好，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。優(yōu)質(zhì)烴源巖內(nèi)有機質(zhì)十分富集，在單位地質(zhì)時間內(nèi)生烴量大，易產(chǎn)生強大的排烴動力促進油氣富集。

3.1體積膨脹提供了重要的排烴動力

石油初次運移的動力往往是烴源巖內(nèi)的異常壓力，其形成原因主要包括欠壓實作用、黏土礦物脫水作用、水熱膨脹作用、有機質(zhì)生烴作用等。對于優(yōu)質(zhì)烴源巖而言，有機質(zhì)生烴作用，即生烴膨脹作用所形成的異常超壓對于石油充注具有更為重要的意義。對此，本文參考張文正等對鄂爾多斯盆地西緣解Ⅱ674井低成熟樣品的熱模擬試驗結(jié)果[24]，通過理論計算生烴作用產(chǎn)生的體積膨脹力來加以說明。結(jié)果表明，當長7優(yōu)質(zhì)烴源巖有機質(zhì)豐度為10%，鏡質(zhì)體反射率為0.8%～1.0%時，生烴作用引起的體積膨脹率為11%～15%，體積膨脹幅度較大。取原油壓縮系數(shù)為0.65×10-3 MPa-1[46]，體積膨脹率與原油壓縮系數(shù)的比值即為有機質(zhì)生烴作用引起的體積膨脹力大小。由此計算得到，在封閉條件下，長7優(yōu)質(zhì)烴源巖所引起的體積膨脹力超過100 MPa。雖然該計算方法比較粗略，把整個生烴過程看做是封閉系統(tǒng)且不計干酪根熱降解過程中體積收縮產(chǎn)生的空間，但足以說明優(yōu)質(zhì)烴源巖的生烴作用可以產(chǎn)生強大的體積膨脹力，并提供重要的排烴動力。

3.2排烴效率高

X96井長7油頁巖的殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率、飽和烴/芳烴值偏低，與其較好的干酪根類型存在明顯反差，暗示其經(jīng)歷了較強的排烴作用。結(jié)合研究區(qū)其他井試驗數(shù)據(jù)，可以看出當TOC值為2%～3%時，其瀝青“A”轉(zhuǎn)化率與產(chǎn)烴率指數(shù)（S1/（S1+S2））較高，之后隨著TOC值的升高，逐漸降低，當TOC值大于10%以后，瀝青“A”轉(zhuǎn)化率與產(chǎn)烴率指數(shù)較低且穩(wěn)定分布（圖4、5）。其中，S1[KG-30x]為殘留烴量，S2[KG-30x]為熱解烴量。

同時，本次研究還采用原始生烴潛力恢復法對長7泥巖、油頁巖等烴源巖進行了排烴效率計算。由于長7泥巖、油頁巖有機質(zhì)類型相似，不同熱演化程度的熱解烴含量與總有機碳呈近似直線分布，隨著熱演化程度增高，斜率變小，即S2/TOC（HI）值隨熱演化程度升高而降低，那么未（低）成熟樣品（Tmax<435 ℃）的S2/TOC值可以近似為原始氫指數(shù)，獲得原始氫指數(shù)（IHI0）后便可以根據(jù)碳守恒原理來計算原始總有機碳（wTOC0），其具體計算為

wTOC0=[wTOC-0.083（S1+S2）]/

（1-0.083IHI0）（1）

式中：wTOC為TOC值。

獲得原始總有機碳后，就得到了原始熱解烴量（S02），便可以根據(jù)物質(zhì)平衡法計算各層系烴源巖的排烴效率（ε）。計算公式為

ε=（S02-S2-S1）/（S02-S2）（2）

計算結(jié)果見圖6，排烴效率隨著總有機碳的增加而明顯升高。當TOC值大于10%時，優(yōu)質(zhì)烴源巖樣品的排烴效率趨于穩(wěn)定，主要分布于70%～90%；TOC值為2%～10%的樣品排烴效率變化范圍較大，主要分布于20%～80%。因此，烴源巖質(zhì)量越好，排烴效率越高，對油氣成藏的意義越大。

4優(yōu)質(zhì)烴源巖對致密油成藏的意義

以往的石油地質(zhì)理論研究與勘探實踐表明，對油氣成藏產(chǎn)生重要影響的往往是生烴層系中的優(yōu)質(zhì)烴源巖，該類烴源巖生排烴量大，排烴效率高，是盆地內(nèi)油氣的主要來源。楊華等油源對比研究已經(jīng)證實長7油頁巖為中生界延長組低滲透油氣的主要來源[12，20，2425]，同時也是近源致密油的主要烴源巖[14，16]。致密砂巖儲層孔喉細小[47]、毛細管阻力大，石油運聚成藏所需驅(qū)動力較大，在儲層孔隙度小于5%的油藏狀態(tài)下所受到的毛細管阻力大于05 MPa[2]。因此，致密砂巖內(nèi)石油成藏比常規(guī)儲層困難得多，只有當各項成藏條件匹配良好時，才能富集成藏。

4.1優(yōu)質(zhì)烴源巖與致密儲層大面積廣泛接觸

鄂爾多斯盆地華池地區(qū)X96井長72、長71致密砂巖發(fā)育，厚度可達45 m，與下伏烴源巖（包括泥巖、油頁巖）直接接觸，屬于“下生上儲”式源儲組合方式（圖7）。這些砂巖雖然孔滲性較差（平均孔隙度為7.6%，平均滲透率為0.16×10-3 μm2），但仍然表現(xiàn)為較好的含油性，砂巖熱解烴（S1+S2）主要分布于（3～15）×10-3。值得注意的是，即使?jié)B透率小于0.1×10-3 μm2的近源致密砂巖，含油性也較好，熱解烴含量為（5～10）×10-3。顯然，這些致密砂巖良好的含油性與優(yōu)質(zhì)烴源巖的展布息息相關。

平面上，長7優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍廣，湖盆中心厚度較大（圖1）；剖面上，其穩(wěn)定分布于長7底部（圖8），上覆大面積厚層致密砂巖，源儲廣覆式接觸，為致密砂巖成藏提供了有利條件。

4.2優(yōu)質(zhì)烴源巖提供了主要油源與成藏動力

飽和烴色質(zhì)特征表明，長7致密油為形成于淡水—微咸水的湖相成熟原油，甾、萜烷指紋分布特征與長7優(yōu)質(zhì)烴源巖基本一致（圖9），都表現(xiàn)為“V”字形分布的C27C28C29的規(guī)則甾烷組成，含量較低的伽馬蠟烷及低C30重排藿烷含量（C*30），說明長7優(yōu)質(zhì)烴源巖為致密油的主要油源。

與常規(guī)儲層相比，致密砂巖儲層喉道細小，毛細管阻力大，使得石油從烴源巖進入儲層以及在儲層中的二次運移變得相對困難。加之地層平緩，油、水密度差產(chǎn)生的浮力較小，不足以驅(qū)動石油發(fā)生運移。因此，在地層平緩的構(gòu)造背景下，致密砂巖儲層內(nèi)石油運移成藏需要較高的驅(qū)動力。鄂爾多斯盆地湖盆中部長7發(fā)育了大面積致密砂體，與優(yōu)質(zhì)烴源巖互鄰共生（圖8），這些優(yōu)質(zhì)烴源巖（油頁巖）在熱演化過程中產(chǎn)生了強大的生烴膨脹力，加之生烴能力強、排烴效率高，石油在生烴膨脹力的作用下經(jīng)由裂縫持續(xù)充注至鄰近砂體，從而形成大面積連續(xù)性致密油藏。在致密油成藏過程中，優(yōu)質(zhì)烴源巖不僅是重要的物質(zhì)來源，而且提供了重要的成藏動力，只有優(yōu)質(zhì)烴源巖的存在，石油才能突破致密儲層的各種阻力而富集成藏，從而形成工業(yè)性油藏。

4.3優(yōu)質(zhì)烴源巖發(fā)育范圍控制了致密油分布范圍

從圖1可以看出，鄂爾多斯盆地長7致密油主要分布于鄰近生烴中心的湖盆中部砂體中，長7優(yōu)質(zhì)烴源巖越發(fā)育的地方，致密油越富集。優(yōu)質(zhì)烴源巖分布范圍控制了致密油分布范圍，與常規(guī)油藏的源灶分離現(xiàn)象明顯不同。

5結(jié)語

（1）鄂爾多斯盆地華池地區(qū)X96井長7烴源巖內(nèi)發(fā)育油頁巖、泥巖與粉砂質(zhì)泥巖等3種類型，其中油頁巖有機質(zhì)豐度很高，平均為15.8%，屬于優(yōu)質(zhì)烴源巖。該套源巖穩(wěn)定分布于長7底部（長73），上覆厚層致密砂體，對致密油成藏的意義重大。

（2）油頁巖形成于鹽度較低的還原環(huán)境，有機質(zhì)來源以低等水生生物為主，有機質(zhì)類型為ⅠⅡ1型，目前處于生油高峰階段。

（3）油頁巖內(nèi)相對較低的殘留瀝青“A”轉(zhuǎn)化率、飽和烴/芳烴值等說明其經(jīng)歷了強烈的排烴作用。排烴效率高的優(yōu)質(zhì)烴源巖（油頁巖）在近源致密油的成藏過程中起到了關鍵作用。

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