0 引言
致密油是指通过水平井和体积压裂技术在覆压基质渗透率小于等于0.1 mD①的致密储层内产出的原油。据美国能源信息署统计，全球致密油地质资源巨大，是现实的非常规石油勘探领域，已成为国内外油气地质研究和油气勘探的焦点之一[1]。目前，美国在致密油领域的勘探开发取得重大进展，已形成Eagle ford、Bakken、Wolfcamp、Niobrara四大致密油生产区(年产量超过2 000×104 t)，2016年致密油产量占美国原油总产量的47%。中国致密油地质资源量为106.7×108~111.5×108 t，技术可采资源量为13×108~14×108 t，中石油已经在鄂尔多斯盆地延长组、准噶尔盆地二叠系芦草沟组、四川盆地川中地区侏罗系大安寨组、柴达木盆地扎哈泉地区中下侏罗统、松辽盆地白垩系青山口组针对致密油开展了勘探开发[1-6]。其中，鄂尔多斯盆地致密油资源量35.5×108~40.6×108 t[3, 7]。2015年中国石油长庆油田分公司在鄂尔多斯盆地发现了亿吨级新安边致密油田，目前致密油产量已超过100万t。
① mD(毫达西)为非法定计量单位，1 mD=0.987×10-3μm2。全文同。
当前，鄂尔多斯盆地致密油的研究集中在致密储层微—纳米级孔喉刻画、微—纳米级孔喉对物性的影响、致密油的形成条件、“甜点区”的优选、致密油的赋存状态以及可动量等领域[7-8]。与常规储层相比，非常规致密储层的孔隙结构更为复杂且非均质性更强，储层研究更关注不同级别孔隙和孔隙结构、储层致密化过程、储层非均质性、成岩和成藏关系等领域，前人已在致密砂岩的成岩作用特点、成岩序列建立、以及油气充注期次恢复等方面研究取得一些新的进展和认识[3, 7-10]；但真正将致密砂岩层内含油非均质性成因与成岩-油气充注结合起来却鲜有报道。深入研究致密砂岩层内含油非均质性及其成因对计算致密油资源潜力、探索油气成藏、构建开采单元等具有重要意义。
本文利用铸体薄片、阴极发光显微镜、同位素分析仪、流体包裹体测温和盆地模拟等技术和手段，对鄂尔多斯盆地长7油层组致密砂岩储层的成岩特征、岩石矿物组成、胶结物形成期次、原油充注时代等进行深入研究；以期明确岩心尺度含油非均质性的成因和触发机制，建立储层成岩与油气充注时序关系，进一步完善致密油的形成和富集理论。
1 石油地质背景鄂尔多斯盆地是中国第二大盆地，盆地面积37×104 km2，属于典型的叠合盆地。古生代为海相和海陆交互相克拉通盆地，中生代为陆相湖泊盆地。根据基底和断裂特征，盆地分为渭北隆起、伊陕(陕北)斜坡、天环凹陷、伊蒙隆起、西缘冲断带和晋西褶皱带6个二级构造单元(图 1)。其中，伊陕斜坡整体上呈现向西倾斜，坡度约1°。三叠系成为独立的陆相湖盆沉积，延长组长7油层组沉积期处于湖盆最大湖泛期，在盆地中南部形成半深—深湖相为主的沉积体系，发育大面积的优质烃源岩和丰富的砂质碎屑流，构成致密油勘探的主体[3]。
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| 图 1 鄂尔多斯盆地构造分区、东西向剖面图、延长组地层以及长7油层组致密油分布 Fig. 1 Tectonic division, east-west cross section, stratum of Yangchang Formation, and tight oil distribution of Chang 7 oil Formation, Ordos basin |
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长7油层组砂岩紧邻优质烃源岩，油源充足普遍含油，同时盆地沉积中心沉积-成岩作用较强，绝大多数长7油层组砂岩孔隙度低于15%，渗透率小于1.0 mD，属于低孔-超低渗砂岩。同时，长7油层组有机质泥、页岩发育，总有机碳质量分数(w(TOC))主要分布在6%~22%，镜质体反射率(Ro)分布在0.6%~1.2%，平均生烃强度高达495×104 t/km2[11]。强生烃和近源聚集导致长7油层组致密砂岩纳米级孔隙内普遍含油。密闭取心显示平均含油饱和度为73%，气油比(GOI)约102 m3/m3，地层条件下原油密度平均为0.727 g/cm3。现今地层压力为7~18 MPa，压力系数为0.6~0.8，属于低压油藏。此外，岩心尺度上长7油层组致密砂岩含油性具有较强的非均质性。
2 样品和实验湖盆中央长7油层组主要存在北东和南西两大物源，两者在沉积微相、岩石类型、矿物组成、成岩作用、孔隙类型等方面均存在明显差异[12]。采集鄂尔多斯盆地不同地区的长7岩心，选取其中的Y185井和L85井长7油层组含油性差异的砂岩开展非均质性研究，井位分布、岩心照片、层段、岩性及测井综合解释等信息见图 2。
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| a. Y185井；b. L85井。VSP.自然电位；AC.声波时差；GR.自然伽马。 图 2 鄂尔多斯盆地典型井含油非均质性致密砂岩照片 Fig. 2 Photos of oil heterogeneity and tight sandstones in typical wells, Ordos basin |
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普通薄片使用德国徕卡公司生产的LEICA DM 4500P型偏光显微镜开展岩石成分、结构构造分析，鉴定岩石类型。阴极发光仪为英国CITL公司生产的CL8200 MK5-1型阴极发光仪，工作环境电压为15 kV，束电流为320 μA。包裹体测温分析依据EJ/T 1105-1999标准执行，仪器型号为LINKAM THMS600型冷热台，采样对象为含油段致密砂岩，在0.1 m之内制作5张包裹体片，利用激光拉曼光谱和带冷热台的显微镜开展油气包裹体伴生盐水包裹体的测温。盆地模拟软件使用软件为BasinMod 1D，岩性、分层、大地热流、埋藏深度等地质参数均依据油田测录井和区域资料进行。
簇同位素13 C18 O16 O丰度(Δ47)的分析使用美国Thermal Finnigan MAT 253型稳定同位素质谱仪。实验的主要步骤如下：1)将粉末化的15 mg砂岩与103%的浓磷酸(密度1.9 g/mL)在真空反应瓶中水浴温度25 ℃下反应16 h。2)反应后的二氧化碳先后经过冷阱Ⅰ、吸附阱和冷阱Ⅱ进行提纯，获得高纯度二氧化碳。其中，冷阱使用无水乙醇与液氮混合冷液，温度为-90.0~-85.0 ℃，吸附阱使用乙二醇与液氮混合冷液，温度为-16.0~-14.5 ℃。3)测试选择标样NB4，双通道模式下进行，实验电压为16 V。4)测试样品前后进行2次标准样品确保体系稳定准确，Δ47测试结果均通过标样校准输出。
3 结果与讨论 3.1 含油与不含油砂岩储层特征鄂尔多斯盆地延长组长6、长8油层组的非均质性已经被广泛关注，长7致密砂岩则在岩心尺度上表现出较强的含油非均质性(图 2)。综合考虑储层的岩性、物性、电性以及含油性，在三维空间分布上的非均质性按照规模可分为平面规模、层内规模、层间规模和微观非均质性[13]。本次研究的延长组长7油层组属于层内规模的非均质性，碎屑岩储层受沉积作用和成岩作用双重控制，特别是沉积物自进入埋藏成岩环境以后，在温度、压力和流体作用下，沉积组分之间、沉积组分和孔隙水之间将发生一系列成岩变化。但薄片分析显示长7含油砂岩和不含油砂岩在沉积粒度方面差异不大，可以排除沉积作用在岩心尺度上含油性差异的控制因素。
长7砂岩孔隙类型以粒间孔为主，溶孔次之；孔隙组合类型是溶孔-粒间孔、粒内孔-溶孔，孔隙结构特征为小孔细喉和小孔微喉型。含油砂岩中碳酸盐质量分数普遍低于10.0%，部分含油砂岩中基本没有明显的钙质胶结物，不含油砂岩中碳酸盐质量分数之和大于20.0%(表 1)。因此，钙质胶结导致砂岩孔隙度降低，进而导致长7砂岩孔喉低于油气充注最小下限，即钙质胶结是长7致密砂岩含油非均质化的原因。单偏光、正交偏光和阴极发光显微镜下，不含油致密砂岩中碳酸盐胶结物主要分布在粒间孔内，胶结物颜色一致，主要为一期成岩产物(图 3)。
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| a-c. Y185井，2 339.10 m，碳酸盐胶结；d-f. L85井，1 852.93 m，碳酸盐胶结。a, d.单偏光照片；b, e.正交偏光照片；c, f.阴极发光照片。 图 3 长7不含油致密砂岩单偏光、正交偏光和阴极发光照片 Fig. 3 Photographs of single, orthogonal and cathode luminescence of chang 7 oil-free tight sandstone |
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| 井号 | 深度/m | 岩性 | 质量分数/% | |||||
| 石英 | 钾长石 | 斜长石 | 方解石 | 白云石 | 黏土矿物 | |||
| Y185 | 2 334.40 | 含油砂岩 | 27.4 | 12.8 | 37.5 | 0.9 | — | 21.4 |
| Y185 | 2 334.90 | 不含油砂岩 | 21.6 | 8.7 | 28.9 | 33.6 | — | 7.2 |
| L85 | 1 853.80 | 含油砂岩 | 35.4 | 6.9 | 13.7 | 0.9 | 7.3 | 35.8 |
| L85 | 1 852.93 | 不含油砂岩 | 34.9 | 8.8 | 20.5 | 16.5 | 4.7 | 14.6 |
| 注：“—”表示未检出。 | ||||||||
准确测定钙质胶结物的形成时间是成岩作用研究的一大难题。近年来，研究发现碳酸盐矿物中的簇同位素13 C18 O16 O丰度(Δ47)对矿物的生长温度比较敏感，而对碳酸盐矿物生长的流体(水)信息不敏感。即Δ47不同于传统氧同位素温度计(18O)，依据矿物晶格中13 C18 O16 O的相对丰度与温度的关系，可以进一步获得矿物的形成温度[14]。事实上，国外已经大量开展Δ47的测试条件、影响因素以及在成岩等领域的研究，国内尚处于探索阶段，且成岩领域仅限于白云岩。Δ47的计算公式为
其中：R47是测试样品中质量数47和质量数44的CO2的比值；R47*是随机分配的质量数47和质量数44的CO2比值。
长7不含油致密砂岩中碳酸盐胶结物为一期成岩产物，本文利用簇同位素开展胶结物形成温度的研究。值得注意的是，在长7致密砂岩样品制备和实验过程中，采用动态的吸附阱方法提取CO2[15]。实验获得姬塬地区Y185井长7致密砂岩中碳酸盐胶结物的Δ47数值为0.60‰，陇东地区L85井长7致密砂岩中碳酸盐胶结物的Δ47数值为0.70‰。目前，主要依靠实验法和理论计算来建立Δ47与温度的标定关系，依据Dennis等[16]标定的方程进行计算(表 2)。
| 序号 | 岩性 | 标定方程 | 方程适用温度 区间/℃ |
温度/℃ | 文献来源 | |
| Y185 | L85 | |||||
| 测试单位 推荐方程 |
碳酸盐 | Δ47=(0.0636±0.0049)×106T-2+ (0.0047±0.0520) |
1~50 | 50.38 | 26.65 | 文献[16] |
| 1 | 方解石 | Δ47=0.0592×106T-2-0.02 | 1~50 | 35.85 | 13.59 | 文献[17] |
| 2 | 碳酸盐 | Δ47=0.0526×106T-2+0.0520 | 5.5~77 | 36.67 | 11.75 | 文献[18] |
| 3 | 方解石 | Δ47=0.0327×106T-2+0.3030 | 9~38 | 58.83 | 13.85 | 文献[19] |
| 4 | 碳酸盐 | Δ47=(0.0387±0.0072)×106T-2+ (0.2532±0.0829) |
60.90 | 21.16 | 文献[20] | |
| 5 | 碳酸盐 | Δ47=0.0397×106T-2+0.248 | 20~250 | 62.28 | 23.21 | 文献[21] |
| 平均值 | 49.54 | 18.36 | ||||
| 注：T为温度。 | ||||||
笔者依据国际上报道的Δ47与温度标定方程计算碳酸盐胶结物的形成温度(表 2、图 4)。需要注意的是，方程1—方程5主要依据合成或者天然碳酸盐样品进行实验数据回归获得，温度标定均为25 ℃，各方程存在计算适用的温度区间[17-21]。事实上，碳酸盐矿物沉降速率、地质流体的pH以及离子强度均影响Δ47与温度之间的标定[20]。通过Δ47与温度之间的标定，Y185井长7致密砂岩中碳酸盐胶结物的形成温度集中在35.85~62.28 ℃之间，平均值为49.54 ℃；L85井长7致密砂岩中碳酸盐胶结物的形成温度集中在11.75~23.21 ℃之间，平均值为18.36 ℃(表 2)。姬塬地区长7致密砂岩碳酸盐胶结物的δ18O为-21.57‰，而陇东地区长7致密砂岩碳酸盐胶结物的δ18O为-20.48‰(表 3)，也佐证了姬塬地区长7致密砂岩中碳酸盐胶结物形成温度高于陇东地区。值得注意的是，鄂尔多斯盆地长7致密砂岩中钙质胶结物的氧同位素偏负很可能与地层中凝灰质的蚀变作用有关[26-27]。
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| 图 4 Δ47与绝对温度相关图 Fig. 4 Related map of Δ47 and sbsolute temperature |
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| 地区 | 井号 | δ13C/12C/‰ | δ18O/16O/‰ | Δ47/‰ |
| 姬塬地区 | Y185 | -2.90 | -21.57 | 0.60 |
| 陇东地区 | L85 | -1.53 | -20.48 | 0.70 |
利用包裹体均一化温度分布图与盆地模拟结合能有效地判定油气充注期次，该方法已经在塔里木等盆地等含油气系统成藏期次研究中得到应用[28]。长7致密油两大分布区为东北体系和西南体系，在上述两大致密油体系中分别选择Y185和L85两口典型致密油井开展流体包裹体和油气充注期次研究，其中，岩性、分层、地温梯度、剥蚀厚度等来自长庆油田和区域资料，单井埋藏史、热史和生烃史模拟则通过盆地模拟软件BasinMod1D获得[12]。
Y185井致密油产层岩性为粉砂岩-细砂岩。包裹体片荧光分析发现，部分粒间孔隙及其微缝隙中为深褐色的油质沥青所充填，沥青充填物显示暗褐色的荧光。主要发育1期次的油气包裹体，该期次油气包裹体发育丰度较高(GOI为3%~4%)，包裹体沿切穿石英颗粒的成岩期后微裂隙成线/带状分布，或沿长石碎屑溶蚀孔洞中成群或成带状分布(图 5)。其中，液烃包裹体占70%±，气液烃包裹体占20%±，气烃包裹体占10%±。包裹体中的液态烃呈褐色、黄褐色、深褐色，显示强浅蓝白色荧光或无荧光显示。根据荧光颜色，认为该期烃类包裹体处于成熟阶段[29-30]。
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| a.沿切穿石英颗粒的微裂缝带状分布；b.长石碎屑溶蚀孔洞成带状；c.粒间孔隙及其微缝隙中为深褐色的油质沥青所充填，呈暗褐色的荧光。 图 5 含烃盐水包裹体 Fig. 5 Saline inclusions with hydrocarbon |
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该期盐水包裹体的均一化温度与捕获温度非常接近，因为盐水包裹体与同期油气包裹体具有相同的状态，都被油气饱和。因此，油气包裹体伴生的同期盐水包裹体均一化温度接近油气包裹体的捕获温度[31]。同期盐水包裹体均一化温度区间为90~130 ℃，结合盆地模拟的热演化史，确定致密油的主充注期为98~132 Ma，研究结果与盆地模拟的埋藏史、温度史和生烃史相符(图 6)。
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| C7.长7油层组；T2.中三叠统。 图 6 Y185井埋藏史、热史、烃类包裹体共生盐水包裹体的均一化温度直方图以及油气充注期 Fig. 6 Burial history, thermal history, homogenization temperature histogram and oil filling time of Well Y185 |
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L85井致密油产层岩性为细砂岩。包裹体片荧光分析发现，部分粒间孔隙及其微缝隙中为深褐色的油质沥青所充填，沥青充填物显示暗褐色的荧光。主要发育1期次的油气包裹体：该期次油气包裹体发育丰度中等(GOI为2%~3%)，包裹体沿切穿石英颗粒的成岩期后微裂隙呈线/带状分布，或沿长石碎屑溶蚀孔洞呈群状或带状分布(图 7中红线)。包裹体中的液烃呈褐色、黄褐色、深褐色，显示强浅蓝白色荧光或无荧光显示，气烃呈灰色。这与Y185井油气包裹体具有可比性，均显示该期油包裹体处于成熟阶段[29]。其中液烃包裹体占85%±，气液烃包裹体占10%±，气烃包裹体占5%±。鉴于气液烃和气烃包裹体数量相比于姬塬地区Y185井略低，揭示其成熟度可能稍稍低于姬塬地区。
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| a.盐水包裹体沿切穿石英颗粒的微裂缝呈带状分布；b.沿长石碎屑溶蚀孔洞呈群状分布。 图 7 烃类包裹体伴生的盐水包裹体的分布特征 Fig. 7 Distribution characteristics of brine inclusions associated with hydrocarbon inclusions |
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油气包裹体伴生的同期盐水包裹体均一化温度分布在90~120 ℃，结合盆地模拟，确定致密油的主充注期为104~129 Ma，研究结果与盆地模拟的埋藏史、温度史和生烃史相符(图 8)。与姬塬地区Y185井充注期对比，姬塬地区长7致密砂岩原油充注时段相对较长、充注开始时间相对较早、成熟度略高，可能与姬塬地区该井埋藏深度较大且更靠近烃源岩有关。总之，陇东地区和姬塬地区的致密油主充注期均发生在早白垩世末抬升之前，证明长7油层在大规模地层抬升之前已经完成油气聚集。盆地模拟结果与该盆地其他长7致密油井结果基本一致[32]。
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| C7.长7油层组；T2.中三叠统。 图 8 L85井单井埋藏史、热史、烃类包裹体共生盐水包裹体的均一化温度直方图以及主充注期 Fig. 8 Burial history, thermal history, homogenization temperature histogram and oil filling time of Well L85 |
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鄂尔多斯盆地长7致密砂岩的成岩作用研究集中在成岩演化序列上，本次研究主要是针对长7层内含油非均质性开展研究。根据不含油砂岩碳酸盐胶结物形成温度和含油砂岩流体包裹体揭示的油气充注时间，可以断定碳酸盐胶结物成岩作用发生在沉积后的早成岩A阶段。按照胶结物形成温度分别投到热史图上，Y185井长7砂岩的碳酸盐胶结时间为晚三叠世—中侏罗世(图 6)，L85井长7砂岩的碳酸盐胶结时间为晚三叠世(图 8)。
鄂尔多斯盆发生了以三叠系-侏罗系、侏罗系延安组-直罗组、侏罗系-白垩系、白垩系-第四系等地层不整合界面为标志的4期差异抬升和地层剥蚀事件。在长7不含油砂岩碳酸盐胶结物发育期，郭正权等[33]研究发现鄂尔多斯盆地南部存在大面积地层缺失，其中姬塬附近出露到长6地层，其余大部分地区出露到长1—长2地层；陇东地区出露到长4+ 5—长1地层不等。推测可能是长7砂岩层埋藏较浅，受构造运动影响与地表水形成连通，从而在长7砂岩内发育形成一些强碳酸盐胶结的不含油致密砂岩。因此，长7不含油致密砂岩中强碳酸盐胶结是早成岩A阶段的产物，不同于含油砂岩内普遍存在的早成岩B阶段早期碳酸盐胶结和晚成岩A阶段形成的晚期碳酸盐胶结。该期成岩胶结同不整合面一样属于三叠系—侏罗系印支运动几次小构造事件的响应。
尽管该期碳酸盐胶结物之后，长7地层先后遭受侏罗系延安组-直罗组、侏罗系-白垩系两次小规模的构造抬升事件，但地层基本处于持续埋深过程中。在早白垩系持续埋藏作用下，长7烃源岩开始大规模生排烃，在长7致密砂岩储层内聚集(图 9)。尽管早白垩是末期经历过最大一次的构造抬升事件，但长7致密砂岩层仍处于2 000 m以下深度，可能经历一定调整，但并未导致油气层的大规模破坏。
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| 图 9 鄂尔多斯盆地长7致密砂岩含油非均质性形成时序 Fig. 9 Sequence of oil heterogeneity in Chang 7 tight sandstone, Ordos basin |
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1) 通过对鄂尔多斯盆地多口井长7油层组致密砂岩的含油性差异分析，认为致密砂岩孔隙度下降的主要因素是钙质胶结作用所致。薄片分析显示钙质胶结是致密砂岩储层含油非均质性的主要因素，阴极发光表明致密砂岩主要发育一期钙质胶结。
2) 簇同位素分析结果判断碳酸盐胶结物的形成温度范围为18~42 ℃，断定碳酸盐胶结物成岩作用处于沉积后的早成岩A阶段，姬塬地区的成岩时间约晚三叠世—中侏罗世，陇东地区的成岩时间要早于姬塬地区，为晚三叠世。长7不含油致密砂岩中强碳酸盐胶结属于三叠系—侏罗系印支运动的成岩响应。
3) 与油气包裹体伴生的同期盐水包裹体的均一化温度为90~120 ℃，表明长7致密砂岩储层内碳酸盐胶结物发育早于石油的规模聚集。
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