在世界油气需求持续增长和技术进步的双重推动下，近年来，致密油、页岩油和致密气等非常规油气资源进入快速发展的阶段，在全球能源结构中扮演着重要的角色^[1]。我国致密气、致密油和页岩油等非常规油气资源丰富。随着致密油等非常规油气资源相关概念、理论的引入，我国致密油气等非常规油气资源的研究、勘探获得重大突破。

鄂尔多斯盆地是我国典型的低渗透、特低渗透油藏发育区，三叠系延长组是其主力目的层，储层渗透率一般小于1×10^-3μm²。延长组储层岩石的成熟度低，成岩作用强，岩石颗粒细、分选差、胶结物含量高；储层物性空间变化大、非均质性强，油气藏呈现出储层致密、储集砂体预测难度大、成藏机理复杂等特点^[2]。关于鄂尔多斯盆地中生界延长组低渗透储层特征、评价、形成机理和油气藏含油气性、特征、分布规律以及开采技术,前人进行了卓有成效的研究，取得了许多新的认识^{[3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13]}，科学地指导了勘探开发，截止2014年底，在已探明的石油储量中，渗透率小于1×10^-3μm²的储量占83.40%，先后发现了姬塬、华庆大油田和镇北含油富集区，并成功实现了对储层渗透率为(0.3~1.0)×10^-3μm²致密油藏(超低渗透油藏)的勘探开发^{[14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21]}，为使致密油攻关更具针对性和有效性，长庆油田目前将储层渗透率小于0.3×10^-3μm²的油藏作为致密油勘探开发的主要目标。

目前国内学术界将致密油定义为储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1×10^-3μm²(空气渗透率小于1×10^-3μm²)的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油；单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，但在一定经济条件和技术措施下可获得工业石油产量。通常情况下，这些措施包括酸化压裂、多级压裂、水平井、多分支井等^{[22, 23, 24, 25]}。

鄂尔多斯盆地延长组长7和长6油层组储层渗透率一般低于1×10^-3μm²。原油密度小，黏度低，流动性好；油藏面积大，油层分布稳定，连续性强；储层微裂缝发育，吸水能力比较强；储层孔隙、微裂缝匹配关系好，渗流条件良好，与目前已开发的延长组超低渗透油藏相比，成藏机理更复杂，孔喉更细微，储层物性更差，填隙物含量更高，是目前鄂尔多斯盆地致密油勘探开发的目的层。笔者以致密油形成条件和控制因素为研究主线，根据鄂尔多斯盆地致密油勘探实践，阐述了致密油分布和特征，并从延长组长7油页岩的空间展布、生烃动力和储集体互层共生的关系等方面讨论鄂尔多斯盆地致密油形成的控制因素。

1 延长组致密油的分布

鄂尔多斯盆地延长组发育一套河、湖相碎屑岩沉积，残余地层厚400~1 200 m，按沉积旋回及含油性自下而上可划分为长10——长1共10个油层组，其中长7早中期为最大湖泛期，发育一套富含有机质的油页岩、暗色泥岩，它是鄂尔多斯盆地中生界大面积岩性油藏系统中的主力烃源岩。长7期在湖盆深水区沉积的浊积砂体和长6湖盆收缩期在湖盆中部形成的砂质碎屑流沉积，是延长组储集体中致密的层段，也是延长组致密油的主要储集体。纵向上致密油分布在延长组的中部层位长6、长7油层组(图 1)；平面上分布在湖盆的中部，即长6湖盆中部砂质碎屑流和长7(图 2)浊积形成的大规模连片展布的富含油储集砂体中。

图 1 鄂尔多斯盆地L57井致密油层位图 Fig. 1 Tight oil stratum of well L57 in Ordos basin

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图 2 鄂尔多斯盆地长7致密油分布图 Fig. 2 Tight oil distribution of Chang 7 in Ordos basin

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在致密储层中，烃类流体地下流动状况是获得工业油流的必要条件^[22]。鄂尔多斯盆地湖盆中部长6致密油原油地层密度0.718 0~0.785 7 g/mL，黏度0.92~1.14(mPa·s)；长7致密油原油地层密度0.717~0.760 g/mL，黏度0.89~1.21(mPa·s)，呈现出低密度、低黏度的特征，为轻质原油。Yc1井延长组长7段致密油，其储层物性孔隙度为11.0% ，渗透率为0.283×10^-3μm²。根据核磁共振可动流体实验分析测试可知，该段致密油可动流体饱和度高达56.05%，表明致密油流体可动性较强，烃类流体在致密储层中具有较好流动性，致密油原油性质好。

2.2 赋存状态

纳米级孔喉连通系统是致密油聚集的关键，超微观储集空间体系中强大的毛管压力限制了浮力在油气聚集中的作用，使油气在源储压差的作用下就近发生层状、短距离运移，最终实现油气聚集，研究致密油储层油气赋存状态，成为揭示致密油气运移、富集机理的基础问题^[22]。鄂尔多斯盆地组致密油在致密砂岩微观孔喉中呈现出不同赋存状态和特征：原油以薄膜状涂抹在颗粒表面，团块状分布(图 3a)；原油以短柱状集合体发育于颗粒间微孔内，相互粘连，呈丝状分布(图 3b)；原油在致密储层中呈现条带状分布(图 3c)；原油黏结于裂缝两壁，相互连接，呈残余状分布(图 3d)。

图 3 鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层荧光薄片 Fig. 3 Fluorescent sheet photo of Chang 7 tight oil reservoir in Ordos basin

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延长组致密油储层主要发育在盆地长7、湖盆中部长6段，属内陆坳陷湖泊沉积。受“西陡东缓”湖盆底形的影响，鄂尔多斯盆地延长组厚层砂体空间展布呈现出多水系输砂，物源供应充足的特点。长7沉积期，发育多期坡折带，在重力作用下，碎屑物滑塌至湖盆中部，形成多期叠加的厚层砂体。沉积砂体主要为重力流、牵引流成因的砂体。长6期沉积经历了长7早期的最大湖泛，长7油层组沉积中晚期沉积后处于湖盆发展萎缩阶段，以湖退砂进的沉积为主，在湖盆中部华庆地区形成了重力流沉积砂体，厚度大，且分布稳定。延长组长7、湖盆中心长6段不同成因、不同空间展布的砂体，纵横交错，形成多套储盖组合，为致密油形成提供了有利储集空间。

延长组长6、长7致密储层岩石类型主要为岩屑长石砂岩，粒度以细砂岩和粉砂岩为主，其中长7段细砂岩平均为78%；填隙物体积分数分别达到15.3%和17.4%，其中伊利石所占比例较大，塑性组分体积分数高(平均为11.7％)。致密储层物性较差，平均面孔率一般2%左右，孔隙度一般为6.5%~14.3%，渗透率小于0.3×10^-3μm²的达90%以上(图 4)。

图 4 研究区致密油储层渗透率分布直方图 Fig. 4 Distribution histogram of the tight oil permeability

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恒速压汞是近年来发展的一种测试孔隙结构的新型技术手段。恒速压汞是以极低的恒定速度，向岩样喉道及孔隙内进汞，实现对喉道数量的测量(图 5)。通过恒速压汞实验可获得的主要参数有主流喉道半径、平均喉道半径、平均孔隙半径等。恒速压汞法测定的长6致密油储层砂岩喉道半径为0.57~2.18 μm，平均为1.25 μm，平均孔喉比为136~417，均值为223。长7致密储层喉道半径主要小于0.2 μm，平均孔喉比492，因此该类储层以纳米级喉道为主，主要为小孔微喉型，喉道分布不均匀，呈网状，连通性较差。

图 5 鄂尔多斯盆地延长组长7致密油储层微观孔隙结构 Fig. 5 Microscopic pore structure of Chang 7 tight oil of Yanchang Formation in Ordos basin

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致密储层孔喉结构复杂，主要为微米级与纳米级孔隙组合体，孔隙大小为10~30 μm，平均孔径17 μm，孔隙以黏土矿物晶间孔与长石溶蚀孔、粒间残余孔等微(纳)米级孔隙为主(图 5)。

鄂尔多斯盆地中生界地层厚度大、分布范围广,三叠世延长统沉积期，湖盆范围扩大，水深明显加深，湖盆发育达鼎盛期，繁殖了大量的水生生物和浮游生物，发育了巨厚的湖相暗色泥质沉积，尤其是长7油层组沉积期，发育了厚度达20~60 m，分布范围达5×10⁴km²的优质烃源岩。延长组长7优质烃源岩主要由深灰——灰黑色炭质泥岩、灰黑色泥岩、黑色页岩和油页岩组成，在盆地广泛分布，呈西薄东厚，北薄南厚的分布特征。该套烃源岩有机质丰度高，w(TOC)平均为13.75%，烃源岩有机质类型好，以Ⅰ、Ⅱ₁型干酪根为主，干酪根中含藻类体，以低等的水生生物为主，高等植物较少，富含铁、硫、磷等生命元素，活化能分布范围相对集中(图 6)。早白垩世处于最大埋深阶段(约3 000 m)，成熟度适中，R_o一般为0.9%~1.1%，进入生排烃高峰阶段。长7优质烃源岩具有高产烃率和高排烃效率，例如耿252井长7³油页岩的累积生烃率最大为483.9 mg/g，在400 ℃时转化率为18%，至450 ℃转化率达88%(图 7)；罗32井长7³泥岩样品的累积生烃率最大为296.1 mg/g，在400 ℃时转化率为32%，至450 ℃转化率达88%，为致密油形成提供充足的油源供给和资源基础。

图 6 鄂尔多斯盆地G252井长7油页岩活化能分布图 Fig. 6 Activation energy distribution of Chang 7 oil shale in Ordos basin

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图 7 鄂尔多斯盆地G252长7油页岩生烃率分布图 Fig. 7 Cumulative hydrocarbon ratio plate of Chang 7 oil shale in Ordos basin

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鄂尔多斯盆地三叠系延长组三角洲发育，延长组长6、长7沉积期湖盆中部的深湖区发育了大型重力流复合沉积砂体。这些砂体在空间展布上具有横向连片，纵向上叠加厚度大，平面上平行于相带界线或围绕三角洲前端稳定分布。长7浊积砂体、长6砂质碎屑流砂体构成了鄂尔多斯盆地致密油藏的储集空间。这套沉积砂岩粒度较细，以细砂岩、粉砂岩为主，局部地区见中砂岩，一些层段夹大量的泥岩撕裂屑，泥屑大小混杂，无分选、无定向性，但有时具有一定的成层性^{[26, 27, 28, 29, 30]}。 该套砂体规模和垂向叠合厚度大，平面上砂体延展长约150 km，宽15～70 km，单旋回厚度从几十厘米至十余米，均匀块状，局部可见正粒序叠复冲刷的现象，滑塌体中还常携带大量的角砾状泥岩撕裂屑。华庆地区由于受丰富的物源、坡折带和突发构造事件的影响，在坳陷湖盆中部发育三角洲前缘与重力流复合沉积，有利于形成大面积展布的储集砂体。湖盆中部以长6³为主的砂体宽度10~20 km，厚度5~60 m，延伸长度50~200 km(图 8)。

图 8 鄂尔多斯盆地华庆地区延长组长63砂体展布图 Fig. 8 Distribution diagram of Yanchang 63 sand body,in Huaqing region，Ordos basin

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巴肯页岩油藏主要发育在盆地坳陷部位，为两套油页岩与粉细砂岩储层互层共生的油藏组合^{[24, 25]}。鄂尔多斯致密油成藏组合特征与巴肯页岩油藏类似，储集层与烃源岩层紧密接触，或呈互层，或为紧邻。长7³主要为油页岩，长7¹、长7²粉细砂岩与泥岩、油页岩互层，形成长7致密油。在湖盆中部地区，长6沉积期为半深湖和深湖、前三角洲和三角洲前缘沉积环境，接受三角洲输送的粉细砂岩沉积，在三角洲和重力流发育沉积砂体层段，形成长7优质烃源岩与长6粉细砂岩紧邻或源储紧密接触的致密层段，由于离长7优质烃源岩层近，具有优先捕获油气的得天独厚的位置优势，长7烃源岩生成的烃类短距离运移至长6段深湖——半深湖砂质碎屑流砂岩中聚集，形成了鄂尔多斯盆地延长组长6致密油(图 9)。

图 9 鄂尔多斯盆地致密油成藏组合图 Fig. 9 Map of tight oil reservoir combinations in Ordos basin

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烃源岩中密度较大的干酪根转化为密度较小的油气而使孔隙流体体积膨胀是产生生烃超压的主要原因。长7优质烃源岩在有机质向烃类转变过程中易引起流体体积增加，生烃增压作用强烈。张文正等^[31]假定干酪根热降解过程中体积收缩产生的空间完全被石油所占据,那么干酪根生烃过程产生的体积膨胀率也可达3%~7%,该数值也远大于油源岩的孔隙度。实际上,油源岩的低孔隙度特征(实测孔隙度为0.5%~0.8%)表明,干酪根热降解收缩产生的空间难以完整地保存下来^[31]。因此我们认为长7 段优质油源岩生烃作用产生的超压是明显的。长7段烃源岩生烃增压范围为0~6.0 MPa，平均为4.4 MPa，生烃增压最高可达6.6 MPa(表 1)，生烃增压中心为华池——庆城地区，对油藏超压异常贡献明显(图 10)。长7优质烃源岩为盆地提供充足的油气以外，间接地为鄂尔多斯盆地油气的初次运移提供了动力前提。

图 10 鄂尔多斯盆地延长组长7段泥岩生烃增压分布图 Fig. 10 Hydrocarbon boost map of Yanchang 7 mudstone in Ordos basin

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鄂尔多斯盆地在地质历史时期盆地曾为超压盆地，早白垩世(烃源岩大规模生排烃期)湖盆中部地区长7普遍存在过剩压力，过剩压力异常高，一般10~30 MPa，压力系数一般为1.5~1.8，向上过剩 压力减少。长6油层组流体过剩压力一般4~8 MPa^{[32, 33]}。通过热动力学模拟及流体包裹体测试恢复成藏期古压力为18～26 MPa，烃源岩、致密砂岩过剩压力差一般为12～15 MPa，为连续充注成藏提供了充足的动力条件。烃源岩和临近的储集层之间存在较大的压力差，强排烃作用下致密砂岩储层中石油充注程度高，含油显示级别和含油饱和度均较高，根据密闭取心分析，长7致密砂岩含油饱和度70%以上，长7油页岩的含油率一般为2.47%～6.75%，局部地区可达到7%以上，因此异常压力在石油运移、聚集过程中起到重要作用。

1)鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油分布在延长组的中部长6、长7油层组，平面上分布在湖盆的中部大规模连片展布的致密储集砂体中。

2)致密油特征是原油性质好、流动性强；赋存状态多样；储层物性差，孔喉结构复杂，发育纳米喉道和微米级与纳米级孔隙且分布不均匀，连通性差。

3)延长组长7油页岩与长7、湖盆中部长6致密砂岩互层共生形成了有利配置，是形成鄂尔多斯盆地致密油藏的先决条件；长7油页岩广覆式生烃，大规模充注，为致密油藏形成奠定了重要的资源基础；致密砂岩储层大面积展布，为致密油藏的形成提供了可容空间。

4)优质烃源岩与大面积、厚层储集体互层共生和地史期生烃增压强排烃作用是控制延长组大面积叠合致密油形成与分布的主要因素。