2017, Vol. 36
2. 中国石油大学(北京) 地球科学学院, 北京 102249
2. College of Geosciences, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China
全球油气工业的发展主要经历了构造油气藏、岩性-地层油气藏与非常规连续型油气藏3个勘探阶段(邹才能等，2013)。伴随北美威利斯顿盆地Bakken致密油(Miller et al., 2008)、德克萨斯州南部Eagle Ford致密油(Mullen，2010)、德克萨斯州中北部Fort Worth盆地Barnett致密油(Hill et al., 2007)的成功勘探开发，致密油已成为继北美页岩气之后又一战略性突破领域(Pollastro et al., 2008)。致密油是指与烃源岩层系紧邻或互层共生的致密碳酸盐岩、致密砂岩储集层中聚集的石油(贾承造等，2012a；U.S. Energy Information Administration(EIA)，2012)。中国的致密油主要分布在陆相湖盆沉积体系内，以中生代与新生代沉积为主(贾承造等，2012b)，部分分布在晚古生代沉积体系中，如鄂尔多斯盆地三叠系致密油(姚泾利等，2013)、四川盆地中部侏罗系致密油(陶士振等，2012)、松辽盆地北部白垩系致密油(黄薇等，2013)、准噶尔盆地二叠系致密油(张国印等，2015；Cao et al., 2016)。初步评价结果显示，中国主要盆地致密油地质资源总量为(110~135)×108 t(U.S. Energy Information Administration(EIA)，2012)，其中鄂尔多斯盆地长7油层组致密油地质资源量可达20×108 t(付金华等，2015)。
油气成藏动力学综合利用地质、地球物理、地球化学与计算机模拟，在盆地构造演化与沉积演化分析的基础上，以油气运聚的动力学系统与过程为核心，把油气的生、储、盖、运、聚连接为统一整体，通过能量场演化及控制的化学动力学、流体动力学与运动学过程分析，研究盆地油气生成、演化与运移过程及聚集规律，是石油地质学研究的热点与难点(曾溅辉等，1998；郝芳等，2000；田世澄等，2007)。随着对鄂尔多斯盆地长7油层组致密油藏研究的深入，许多学者对其成藏动力进行了研究，普遍认为长7优质湖相烃源岩产生的异常高压是原油向致密砂岩储集层充注的主要动力(段毅等，2005；李元昊等，2009；王学军等，2011)。目前对其成藏动力的分析主要是通过声波时差测井资料测定泥岩异常高压进行(张凤奇等，2012；陈占军等，2016)，但声波时差测井资料仅能反映烃源岩最大埋深时期的压力特征(陈荷立和罗晓容，1988；王震亮，2007；张凤奇等，2012)，缺少对原油成藏动力的直接研究，无法确定原油成藏动力的下限值。流体包裹体是沉积盆地演化过程中伴随成岩作用的发生而被捕获于矿物岩石中形成的，其保存了当时地质环境的各种地质地球化学信息，是研究储集层油气成藏期次与时间、流体成藏温度与压力，以及油气充注强度的可靠指标与有力证据(Aplin et al., 1999, 2000；Goldstein，2001；Liu et al., 2003；Bourdet et al., 2008)。近年来，利用包裹体热动力学模拟来重建油气成藏时的古温压状态已经成为简单且应用较广的方法(Aplin et al., 1999, 2000；Goldstein，2001；Liu et al., 2003；Bourdet et al., 2008)。鉴于前人研究，鄂尔多斯盆地长7油层组致密油主要来源于长73油页岩，属于典型的下生上储型致密油(张文正等，2006；白玉彬等，2013；姚泾利等，2013)。本文以鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油为例，通过有机地球化学与成藏动力学相结合的思路与方法，在充分收集与应用研究区地质资料的基础上，进行样品采集，对所采集的样品进行储集层流体包裹体热动力学模拟和颗粒荧光定量分析(QGF与QGF-E)，处理与分析所得结果数据，探讨致密油成藏期次，结合成藏期烃源岩地层压力，分析陇东地区长7湖相致密油成藏动力。
1 地质概况鄂尔多斯盆地是在古生代华北稳定克拉通盆地基础上发育起来的多旋回叠合盆地(Yang et al., 2005)。盆地可划分为伊盟隆起、伊陕斜坡、渭北隆起、西缘逆冲带、天环坳陷和晋西挠摺带6个一级构造单元(图 1)。鄂尔多斯盆地经历5个构造演化阶段：中-晚元古代坳拉谷发育阶段、早古生代浅海台地形成演化阶段、晚古生代近海平原形成演化阶段、中生代内陆湖盆发育阶段和新生代周边断陷形成阶段(杨俊杰，2002；Yang et al., 2005)。陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南部，地跨天环坳陷与伊陕斜坡，为长庆油田石油勘探开发的主要战场，主体面积约3×104 km2(图 1)。
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图 1 鄂尔多斯盆地构造单元划分图 Figure 1 Tectonic units of the Ordos Basin |
研究区晚三叠世延长组沉积时期为大型的内陆湖盆，沉积了一套河流-湖相陆源碎屑岩，厚度约为1300 m(李文厚等，2009)。延长组自下而上可划分为5个岩性段、10个油层组(陈全红，2004)。其中长7油层组沉积期为湖盆发展的鼎盛期，主要为湖相沉积环境，三角洲前缘亚相与半深湖-深湖亚相发育，其岩性主要为暗色泥岩、油页岩以及粉-细砂岩或粉砂质泥岩(袁选俊等，2015)。鄂尔多斯盆地长7致密油分布特征与通过浮力聚集的传统油气藏分布规律具有明显不同，致密油分布与构造起伏没有严格的对应关系：宽缓背斜、向斜与斜坡部位均可含油，且没有明显的圈闭界限(白玉彬等，2013；牛小兵等，2013)(图 2)。
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图 2 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油成藏组合剖面图(井位位置见图 1) Figure 2 Sectional distribution of the Chang 7 tight oil reservoirs in Longdong Area of the Ordos Basin(Location of wells shown in Fig. 1) |
本次研究中，流体包裹体样品采自于研究区10口井的36个储集层岩心样品，颗粒荧光定量分析(QGF)与颗粒萃取液荧光定量分析(QGF-E)样品采自于研究区10口井的31个储集层岩心样品，采集层位为长7油层组，样品岩性均为致密长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩。
流体包裹体所用仪器：显微镜为日本产Olympus，另配100倍8 mm长焦工作镜头；显微测温、测盐使用的仪器为英国产Linkam(THMS 600G)，分析精度±0.1℃。显微测温初始升温速率为10℃/min，当包裹体临近均一状态时升温速率调整为2℃/min。流体包裹体气液比测定仪器为德国产共聚焦激光扫描显微镜(CLSM)。
QGF与QGF-E所用仪器：美国产Varian Cary-Eclipse荧光分光光度计，QGF激发波长为254 nm，QGF-E激发波长260 nm。
2.2 实验方法 2.2.1 流体包裹体热模拟方法油气成藏时被捕获流体形成的包裹体可以有效记录油气藏形成时的温压信息，通过进行烃类包裹体的热动力学模拟可估算某流体成分、捕获温度及捕获压力。鉴于烃类包裹体与盐水包裹体在物理与化学性质的稳定性不同，在确定流体包裹体均一温度的加热冷却过程中，盐水包裹体的稳定性优于烃类包裹体，故盐水包裹体的均一温度稳定性优于烃类包裹体。通常烃类包裹体的均一温度比同期盐水包裹体均一温度低5~15℃(Aplin et al., 1999, 2000；Liu et al., 2003；Bourdet et al., 2008)。基于以下假设，流体包裹体在P-T相图中温-压路径遵循等容变化：① 包裹体中被捕获的流体为均一相；② 流体被捕获之后包裹体的体积没发生变化；③ 包裹体形成之后，内部流体未发生变化(数量与成分)；④ 压力的控制作用不明显或已知；⑤ 包裹体成分已知(Roedder and Bodnar, 1980)。本次研究中，基于盐水包裹体的均一温度近似等同于烃类包裹体及同期盐水包裹体捕获温度的假设，可以通过该捕获温度与石油包裹体在单相区的等容线的交点确定其捕获压力(Roedder and Bodnar, 1980；Aplin et al., 1999；刘可禹等，2013)(图 3)。
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图 3 流体包裹体相变示意图 Figure 3 Sketch map showing phase diagram of oil inclusion |
石油包裹体捕获压力主要通过PVT-sim模拟，利用VTFLINC软件平台，基于Soave-Redlich-Kwong状态方程进行计算(Aplin et al., 1999；Liu et al., 2003)。具体的计算步骤如下：① 利用流体包裹体岩相学特征，分析流体包裹体形成期次，划分油气成藏期次；② 选择小而规则的流体包裹体进行显微测温分析；③ 运用共聚焦激光显微镜测定单个烃类包裹体的气/液比与油/水比；④ 利用VTFLINC软件测定石油包裹体的组分，构筑该类烃类包裹体的P-T相图与等容线；⑤ 绘制捕获温度与烃类包裹体等容线的交点，确定捕获压力(Roedder and Bodnar, 1980；Aplin et al., 1999；Liu et al., 2003；刘可禹等，2013)。
2.2.2 QGF与QGF-E实验方法对岩样进行轻微研磨，如果原始样品为岩心时要经过适当破碎，岩样含泥量高时可经过适当水洗。根据岩样的粒径分布，筛选2 g具有代表性粒径(60~80目)的颗粒作为分析样品。依次用二氯CH4(DCM)、双氧水(浓度为10%)及盐酸(浓度为3.6%)对样品进行处理，烘干(＜60℃)。最终使岩样呈颗粒状(通过镜检确定)，其主要成分为石英与长石，测定其荧光强度，分别记录300~600 nm连续的发射光谱(Liu and Eadington, 2005；李卓等，2013)。
QGF光谱是对颗粒中群体石油包裹体的荧光响应，主要分析参数有QGF指数、QGF强度、最大荧光强度波长(λmax)和光谱半高宽(Δλ)。QGF-E光谱是对储集层颗粒表面吸附油的荧光响应，主要分析参数有QGF-E强度与λQGF-E。
古油层与现今油层具有非常强的QGF光谱，分布在400~600 nm波长范围内，QGF指数通常大于4，λmax为375~475 nm，而水层光谱平缓近于基线，QGF指数很少超过6，输导层的QGF指数一般为0~4。残余油层与现今油层具有很强的QGF-E光谱，QGF-E强度通常超过20，λmax通常出现在370 nm附近，而水层的QGF-E强度很少超过40，λmax为300~500 nm(Liu and Eadington, 2005；陈冬霞等，2007；李卓等，2013；马剑等，2014)。
3 实验结果 3.1 流体包裹体岩相学特征镜下薄片偏光-荧光观察分析，研究区长7致密储集层流体包裹体主要包括3种类型，分别为盐水包裹体、烃类包裹体及有机固相包裹体。其中，盐水包裹体为实验中所观察到的主要包裹体类型，占总数的70%~80%，偏光镜下呈无色透明状，多以次生状态分布于穿石英颗粒裂纹，或石英颗粒内部裂纹。盐水包裹体多数呈串珠状或条带状分布，个体较小，形状大多为椭圆状或近圆状，部分为不规则状，直径主要集中在3~8 μm之间，一般小于15 μm；包裹体气液比多为3%~5%，一般小于10%(图 4)。
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(a)盐水包裹体与烃类包裹体，L89井，2345.20 m，单偏光；(b)烃类包裹体发黄绿色荧光，L89井，2345.20 m，荧光；(c)盐水包裹体与烃类包裹体，Z57井，2003.60 m，单偏光；(d)烃类包裹体发蓝绿色荧光，Z57井，2003.60 m，荧光；(e)盐水包裹体与烃类包裹体，N33井，1674.50 m，单偏光；(f)烃类包裹体发绿色荧光，N33井，1674.50 m，荧光 图 4 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储集层流体包裹体岩石学特征 Figure 4 Microscopic characters of the hydrocarbon inclusions that are trapped in the minerals of the Chang 7 tight reservoir beds in the Longdong Area of the Ordos Basin |
烃类包裹体数量较少，占15%~20%，主要为液相和气液两相，少数为气烃包裹体，主要赋存于穿石英颗粒裂纹与石英颗粒内裂纹，多数呈条带状或线状群体分布，少数在长石裂纹、方解石胶结物与石英颗粒次生加大边中呈个体分布。包裹体形状多为椭圆状或不规则状，直径主要集中在3~9 μm之间，部分达到10~15 μm之间，包裹体气液比多为2%~7%，一般小于10%。油包裹体荧光颜色主要为黄绿色(图 4b)、绿色(图 4f)与蓝绿色(图 4d)。
有机固相包裹体分布较少，主要为固体沥青，形态大多为不规则状，单偏光下呈黑褐色、褐色或深褐色，多赋存于石英胶结物或方解石胶结物中(图 4)。
3.2 流体包裹体显微测温基于研究区流体包裹体的岩相学特征与显微测温特征分析，研究区长7致密储集层共发育5幕盐水包裹体和3幕烃类包裹体(表 1)。
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表 1 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储集层流体包裹体均一温度 Table 1 Homogenization temperatures of the fluid inclusions in the Chang 7 tight reservoir beds in the Longdong Area of the Ordos Basin |
根据以上模拟方法与计算方法，得到研究区19个不同层位、不同井位且不同成藏期的长7致密储集层烃类包裹体捕获压力数据点(表 2)。其中，第1幕油包裹体的捕获压力较小，为20.0 MPa左右，第2幕与第3幕油包裹体的捕获压力相对较大，均大于25 MPa。
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表 2 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储集层烃类包裹体捕获压力 Table 2 Trapping pressures of the oil inclusions in the Chang 7 tight reservoir beds in the Longdong Area of the Ordos Basin |
根据2.2.2实验方法，得到研究区31个不同层位、不同井位的长7致密储集层QGF与QGF-E实验数据点(表 3)。
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表 3 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储集层QGF与QGF-E实验结果 Table 3 Results of the QGF and QGF-E in the Chang 7 tight reservoir beds in the Longdong Area of the Ordos Basin |
根据显微偏光-荧光薄片镜下观察出的流体包裹体类型、相态及荧光颜色特征，结合包裹体宿主矿物的成岩序列以及烃类包裹体均一温度特征等，可识别出研究区长7致密储集层中特征明显的3期烃类包裹体。
第1期主要发育于穿石英颗粒的成岩早期微裂纹与石英颗粒内微裂纹中，多为液烃包裹体，少数为气液两相包裹体，多数呈条带状或线状群体分布，烃类包裹体荧光颜色主要为黄绿色(图 4b)，代表较低成熟度的原油成藏。包裹体形状多为椭圆状或不规则状，直径主要集中在3~7 μm之间，均值为5 μm，部分达到10~13 μm，包裹体气液比多为3%~5%，均值为4%，一般小于10%。烃类包裹体均一温度为68.0~98.0℃，均值为88.9℃，标准差为9.0℃；同期盐水包裹体均一温度为85.7~96.9℃，均值为90.0℃，标准差为4.0℃(表 1)。第2期主要发育于穿石英颗粒的成岩微裂纹中，多为油包裹体，多数呈条带状或线状群体分布，烃类包裹体荧光颜色主要为绿色(图 4f)，代表中等成熟度的原油成藏。包裹体形状多为椭圆状或不规则状，直径主要2~6 μm，均值为3 μm，包裹体气液比为3%~6%，均值为5%，一般小于8%。烃类包裹体均一温度主要为90.3~119.4℃，均值为106.6℃，标准差为8.8℃；同期盐水包裹体均一温度为100.7~116.5℃，均值为108.5℃，标准差为5.4℃(表 1)。第3期主要发育于穿石英颗粒的成岩后期微裂纹与石英颗粒内微裂缝中，少数零星发育于石英胶结物与方解石胶结物中，多为液烃包裹体与气液两相包裹体，多数呈条带状或线状群体分布，烃类包裹体荧光颜色主要为蓝绿色(图 4d)，代表较高成熟度的原油成藏。包裹体形状多为椭圆状或不规则状，直径主要为2~8 μm，均值为4 μm，部分达到10~17 μm，包裹体气液比多为3%~7%，均值为5%，一般小于10%。烃类包裹体均一温度主要为112.5~138℃，均值为128.0℃，标准差为8.3℃；同期盐水包裹体均一温度主要122.1~137.6℃，均值为132.6℃，标准差为5.1℃(表 1)。综上所述，研究区长7致密储集层共发生3幕原油成藏。
流体包裹体形成伴随着油气运移聚集，利用与烃类包裹体同期的盐水包裹体的均一温度，可以确定烃类包裹体的形成时间(肖贤明等，2002)。由于沉积盆地中与油气有关的流体包裹体形成温度相对较低，一般对包裹体均一温度测量结果可以不进行压力校正(Munz，2001)，因此，同期盐水包裹体的均一温度即可代表储集层中烃类包裹体的捕获温度，再结合沉积埋藏史与古地温史，就可以分析油气成藏时期(Aplin et al., 1999, 2000；Goldstein，2001；肖贤明等，2002；Liu et al., 2003；Bourdet et al., 2008)。第1幕与第2幕盐水包裹体的均一温度相对较低，可能与储集层早期成岩作用有关，且第1幕与第2幕盐水包裹体的均一温度并未达到有机质生油窗温度，故没有与之相伴生的烃类包裹体存在。结合研究区长7致密储集层中流体包裹体的岩相学特征与显微测温特征，第3幕、第4幕与第5幕盐水包裹体分别与第1幕、第2幕与第3幕烃类包裹体具有相似的产状、显微测温特征，故第3幕、第4幕与第5幕盐水包裹体分别与第1幕、第2幕以及第3幕烃类包裹体相伴生。结合与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度测试分析，第3幕、第4幕与第5幕盐水包裹体的均一温度大致可以分为3个峰值区(图 5)，第1峰值出现在85~90℃，第2个峰值出现在110~120℃，第3个峰值出现在130~140℃，分别对应致密油3个主要成藏时间的古地温。3个峰值，表示研究区烃类的运移与充注一个强-弱-强-弱-强的幕式充注过程；2期均一温度分布连续，表明整个充注过程未发生大的构造事件，油气为连续充注。综合表明，研究区长7湖相致密油为连续1期3幕成藏，结合研究区典型井位的埋藏史与热史，利用油气伴生的盐水包裹体均一化温度投影法，确定了研究区致密油成藏的主要成藏时间为142~106 Ma，3个主要成藏幕分别为142~139 Ma、128~122 Ma和114~106 Ma(图 6)。
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图 5 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密储集层盐水包裹体均一温度分布直方图 Figure 5 Histogram of the homogenization temperatures of the brine inclusions in the Chang 7 tight reservoir beds in the Longdong Area of the Ordos Basin |
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图 6 鄂尔多斯盆地陇东地区长7致密油成藏时间 Figure 6 The hydrocarbon accumulation timing of Chang 7 tight oil reservoirs in the Longdong Area of the Ordos Basin |
致密油藏属于典型的连续型非常规油藏，非浮力运聚、初次运移与短距离二次运移是其主要运聚特点。促成石油初次运移与短距离二次运移的地质作用十分复杂，其运移动力来源多样。大量研究事实表明，无论烃源岩层还是储集层，地下流体运动总是从高过剩压力区向低剩压力区流动(Bowers，2002)。
就泥质烃源岩而言，目前大多数学者认为压实作用、泥岩欠压实、增压有机质生烃增压、水热膨胀增压、黏土矿物脱水增压等是原油成藏的主要动力来源(查明等，2000；冯志强等，2011；张凤奇等，2013)。对于优质泥质烃源岩来说，早成岩阶段，泥质烃源岩处于未熟-低熟阶段，生烃量较小，欠压实增压占主导地位；中成岩阶段，泥质烃源岩处于成熟-高成熟阶段，生烃量巨大，生烃增压占主导地位(杨华和张文正，2005；张文正等，2006)。因此，就鄂尔多斯盆地长7优质泥质烃源岩而言，早期考虑欠压实增压、晚期考虑生烃增压，其他地质作用因素仅能产生局部增压作用，故在此不予讨论。
欠压实增压与生烃增压在时间域连续、空间域叠置，共同形成了研究区主成藏期厚层暗色泥岩的异常高压。烃源岩超压产生的源储压差即是原油进行持续充注的定量化参数-成藏动力，该动力不仅是原油充注到低孔-超低渗致密储集层的主要动力，而且是驱动低孔-超低渗储集层中原油进行短距离运移的重要动力。
源储压差(成藏动力)的确定首先需要确定原油成藏时的烃源岩地层压力与储集层地层压力，具体计算流程见图 7。其中，成藏期古埋深处烃源岩剩余压力可通过平衡深度法利用声波时差测井数据计算而得(柳广弟和王德强，2001)，成藏期储集层地层压力可以通过流体包裹体PVT-sim模拟而得。
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图 7 源储压差及其下限值计算流程图 Figure 7 Flow diagram for calculating the PDBSR and ascertaining its lower limit |
结合鄂尔多斯盆地构造演化资料，研究区于白垩纪中期达到最大埋深，而后处于持续抬升状态(Yang et al., 2005)。卸载减压应力场背景下，由于砂泥岩弹塑性的差异，处于异常高压状态下的泥质烃源岩多表现为塑性特征，在没有突破泥岩破裂压力的状态下，泥岩很难发生破裂而出现泄压过程，故现今研究区泥岩的异常压力特征可以近似反映最大埋深时(早白垩世中期)的异常压力特征(尹丽娟，2003；何小胡等，2010；王晔，2014)，以此计算古埋深处烃源岩剩余压力。综上，可以综合运用平衡深度法与实测压力预测研究区长7油页岩异常地层压力。所谓平衡深度即在正常压实曲线上与欠压实地层孔隙度相等的深度。根据有效应力定律，孔隙度相同处有效应力相等。因此可以利用声波时差测井来定量计算异常地层压力(式1)。
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其中，PZ为欠压实页岩的孔隙压力或地层压力(MPa)；ρr为沉积岩平均密度(kg/m3)；g为重力加速度(m/s2)；Z为欠压实页岩埋藏深度(m)；ρw为地层孔隙水密度(kg/m3)；C为正常压实页岩的压实系数(m-1)；Δt为欠压实页岩声波时差值(μs/ m)；Δt0为原始地表声波时差值(μs/m)。
基于平衡深度法，利用声波时差测井资料计算出研究区单井长7油页岩在主成藏期的地层压力，并结合单井实测地层与之对比，二者具有良好的对应关系(图 8)，说明该种方法运用于研究区的异常压力计算具有可行性。统计研究区20口井的声波时差测井资料，并计算单井剩余压力，绘制长7油页岩剩余压力平面等值线图(图 9)。
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图 8 鄂尔多斯盆地陇东地区单井长7地层压力分布图(数据来自B305井) Figure 8 Distribution characteristics of formation pressure of the Chang 7 in the Longdong Area of the Ordos Basin(Data from the Well B305) |
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图 9 鄂尔多斯盆地陇东地区早白垩世(主成藏期)长7油岩剩余压差平面分布图 Figure 9 The plane distribution map of mudstone residual pressure difference of Chang 7 Member at the Early Cretaceous(the main accumulation stage)in the Longdong Area of the Ordos Basin |
综上，可以得到研究区长7致密油源储压差(成藏动力)分布特征(表 4)，研究区长7致密油主成藏期源储压差为3.6~27.8 MPa，其中古油层源储压差为3.6~27.8 MPa，均值为18.1 MPa，标准差为6.9 MPa；输导层源储压差为15.5~18.9 MPa，均值为17.2 MPa，标准差为2.4 MPa。其中，第1幕致密油成藏时源储压差为3.6~18.9 MPa，其中古油层源储压差为3.6~13.4 MPa，均值为9.3 MPa；第2幕致密油成藏时源储压差为8.9~21.5 MPa，其中古油层源储压差为8.9~21.5 MPa，均值为14.9 MPa；第3幕致密油成藏时源储压差为17.7~27.8 MPa，其中古油层源储压差为17.7~27.8 MPa，均值为23.9 MPa。综上可得，从第1幕到第3幕，致密油成藏时的源储压差值逐渐升高，主要原因如下：研究区位于长7沉积期的湖盆中心，油页岩发育，长7优质湖相烃源岩在欠压实增压与生烃增压双重作用下产生压力系数较高的异常高压，压力系数逐渐增大，异常高压不能有效并及时的传递到储集层中，致使形成较高的源储压差(成藏压力)。
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表 4 鄂尔多斯盆地长7致密油主成藏期源储压差计算值 Table 4 PDBSR values during the main tight oil charging period in the Chang 7 reservoir beds in the Ordos Basin |
(1) 基于流体包裹体热动力学原理与油气成分模型的VTFLINC软件，利用烃类包裹体捕获温度(同期盐水包裹体均一温度)与烃类包裹体等容线的交点确定烃类包裹体捕获压力，其模拟过程简单且模拟结果具有较好的可靠性。
(2) 研究区长7致密储集层发育5幕盐水包裹体与3幕烃类包裹体，代表连续1期3幕致密油成藏，成藏时间分别为142~139 Ma、128~122 Ma和114~106 Ma。
(3) 利用PVT-sim模拟对长7致密储集层中烃类包裹体捕获压力进行计算，结果表明，捕获压力为18.4~30.6 MPa，其中，第1幕烃类包裹体的捕获压力较小，为20.0 MPa左右，第2幕与第3幕烃类包裹体的捕获压力相对较大，均大于25.0 MPa。
(4) 早白垩世晚期，长7优质湖相烃源岩产生的异常高压与致密储集层之间形成的源储压差为下生上储型致密油有效的成藏动力，源储压差主要为3.6~27.8 MPa。其中，第1幕致密油成藏动力均值为9.3 MPa；第2幕致密油成藏动力均值为14.9 MPa；第3幕致密油成藏动力均值为23.9 MPa。
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