Natural Gas Geoscience >

2019 , Vol. 30 >Issue 10: 1487 - 1495

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.003

Response of organic geochemical parameters of Chang 7 member to the effect of tight oil utilization in Ordos Basin

  • Xiao-nan Ding , 1 ,
  • Xiao-bing Niu 2, 3 ,
  • ping Guan , 1 ,
  • Xiao-wei Liang 2, 3 ,
  • Xiao-wen Wang 1 ,
  • Sheng-bin Feng 2, 3 ,
  • yuan You 2, 3
Expand
  • 1. Key Laboratory of Orogenic Belts and Crustal Evolution, Ministry of Education, School of Earth and Space Sciences, Peking University, Beijing 100871, China
  • 2. Institute of Petroleum Exploration and Development, Changqing Oil field Branch Company, Xi’an 710018, China
  • 3. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low-Permeability Oil & Gas Fields, Xi’an 710018, China

Received date: 2019-03-11

  Revised date: 2019-05-07

  Online published: 2020-03-23

Fold

Highlights

The evaluation index and identification methods of the tight oil fracturing and oil-gas utilization differentiate with different areas. This study extracted pyrolysis parameters S 1/S T, PI and saturated hydrocarbon molecular composition parameters ∑C 20 - /∑C 21 + , ∑tricyclic/∑pentacyclic, Pr/nC17 and Ph/nC18 for comparison between the target horizon Chang 72 and neighboring horizons Chang 71 and Chang 73. The result indicates that there is an obvious variation in ∑C 20 - /∑C 21 + and ∑tricyclic /∑pentacyclic. Meanwhile, Pr/nC17 and Ph/nC18 sensitively reflect the difference in percolation characteristics of linear and branched alkane. The above organic geochemical parameters are consistently conducted as follows: the relative content of light components with simple structure is significantly reduced in the target layer. Collaborative analysis of multiple organic geochemical parameters showed that the dense oil of the target horizon (Chang 72) was used preferentially, but it is not used much. This study believes that the characteristics of the organic geochemical parameters of tight reservoirs can provide a basis for the fine identification of the use of tight oil.

Cite this article

Xiao-nan Ding , Xiao-bing Niu , ping Guan , Xiao-wei Liang , Xiao-wen Wang , Sheng-bin Feng , yuan You . Response of organic geochemical parameters of Chang 7 member to the effect of tight oil utilization in Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019 , 30(10) : 1487 -1495 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2019.05.003

0 引言

对于常规储层，井下地震监测和压力监测可以定性识别压裂裂缝情况，但对于非均质性加强的致密储层，则需要更精细的方法才能预测出可信的动用面积和动用储量。
开发过程中，原油作为流体会与围岩以及压裂液等固、液成分发生相互作用[1]。原油受自然色层吸附作用、渗流作用以及溶解度等因素的影响，其有机组分在开采过程中会发生相应的变化[2,3]。国内外已有一些学者基于室内模拟实验，发现油层开采过程中原油的分子地球化学特征具有一定变化规律[4,5]。基于动态生产资料的研究也表明注水开发过程中水驱作用对原油的族组成、正异构烷烃以及芳烃化合物等会产生较为显著的影响[6,7,8,9,10]。因此，近年来地球化学热解分析、气相色谱、烃类组分检测等有机地球化学方法作为辅助手段，在水淹级别识别、原油物性预测以及产量评估等方面发挥着重要作用[11,12,13]。
鄂尔多斯盆地延长组长72亚段油层物性差异大，孔隙结构复杂，油层压裂开采后油气有效动用范围的评价对后期开发措施的调整和优化至关重要，对实现油藏规模动用意义重大。本文以YJ1井为研究对象，基于油层有机地球化学分析，提取出能够反映油气动用情况的关键地球化学参数。通过对开发目的层位以及相邻层位有机地球化学参数进行对比，探索这些参数对于油层动用程度的响应，一方面为油气动用层位的精细判识寻找指标依据，另一方面为水平井压裂动态评估和后期开发部署提供生产建议。

1 研究区概况

1.1　区域地质背景

鄂尔多斯盆地位于华北地台西部，拥有丰富的油气资源，具有“南油北气”的油气分布格局[14]。晚三叠世全盆地地层发育齐全，除边缘地区外，断裂构造和局部隆起都不甚发育[15]。研究区位于盆地中部的伊陕斜坡二级构造带内，具有面积大、构造平缓的特点，整体为一个西倾平缓单斜（图1）。
图1 X233致密油试验区目标井位图与取样岩性柱状图

Fig.1 Target well map of X233 tight oil experiment area and sampling lithology histogram

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组经历了一个完整的水进、水退过程，并发育一套以河流—三角洲—湖泊为主的陆源沉积体系[14]，自下而上被划分为10个油层组[16]。其中长7段为湖盆发育的鼎盛时期，湖泊范围达到最大，广泛发育一套半深湖—深湖相的暗色泥岩和油页岩。与长7优质烃源岩紧邻的长7段上部和长6段砂体纵向上叠置连片，为深水重力流背景下发育的致密砂岩储层，成为近年来寻找致密油的重点层位[17,18,19]。

1.2　研究区概况

鄂尔多斯盆地长7段具有丰富的致密油资源，是长庆油田保持稳产的关键力量[20]。2011年中国石油长庆油田在陇东地区建立X233致密油试验区，以长72亚段为目标层位，设计并实施多口水平井，开展水平井体积压裂施工，实现了效益开发。
为了进一步研究评价大规模压裂的实际效果，在YP3井和YP4井2口水平井之间部署了检查直井——YJ1井（图1）。2口水平井井距为300m，该井距使得YJ1井与水平井的间距在有效压裂缝长范围之内，因此YJ1井可以为研究开发前后储层及流体的变化情况提供有利的实测依据。

2 样品与实验

2.1　样品概述

本研究对YJ1井选取了分布于长71（29m）、长72（37m）和长73（32m）3个亚段的储层样品进行有机地球化学分析。所选样品的岩性以岩屑细砂岩和粉砂岩为主（表1）。其中对25块储层岩石样品进行岩石热解分析，18块岩石样品采用气相色谱—质谱法进行饱和烃组分的分析。
表1 长7段储层样品饱和烃分子组成主要参数

Table 1 Main parameters of saturated hydrocarbon molecules in Chang 7 reservoir samples

样品号 深度/m 岩性 层位 ∑ C 20 - / ∑ C 21 + ∑三环/∑五环 Pr/nC17 Ph/nC18
3-42 2 004.1 极细粒岩屑长石砂岩 长71 2.48 0.32 0.49 0.85
3-81 2 009.01 含凝灰粉砂岩 长71 1.59 0.29 0.25 0.23
4-2 2 017.44 泥质粉砂岩 长71 1.11 0.21 0.24 0.4
4-29 2 020.69 极细粒岩屑长石砂岩 长72 0.78 0.43 0.34 0.51
4-51 2 022.97 细粒—极细粒岩屑长石砂岩 长72 1.38 0.46 0.33 0.53
5-31 2 027.58 细粒—极细岩屑砂岩 长72 0.78 0.35 0.33 0.54
6-42 2 035.37 细粒—极细岩屑长石砂岩 长72 0.63 0.35 0.29 0.46
7-1 2 037.3 细粒—极细岩屑长石砂岩 长72 0.86 0.35 0.44 0.53
7-20 2 039.28 细粒—极细岩屑长石砂岩 长72 1.01 0.51 0.33 0.49
7-41 2 041.76 粉砂质极细粒岩屑长石砂岩 长72 0.83 0.37 0.31 0.32
7-49 2 042.61 细粒—极细岩屑长石砂岩 长72 0.65 0.32 0.4 0.36
7-53 2 043.22 细粒—极细岩屑砂岩 长72 0.87 0.3 0.3 0.33
9-39 2 055.87 极细—细粒岩屑长石砂岩 长72 1.33 0.32 0.27 0.24
10-54 2 077.18 极细—细粒岩屑长石砂岩 长73 0.75 0.96 0.29 0.25
10-56 2 077.42 极细—细粒岩屑长石砂岩 长73 1.01 0.98 0.25 0.25
10-69 2 079.5 极细—细粒岩屑长石砂岩 长73 0.92 0.59 0.14 0.18
10-86 2 081.85 极细—细粒岩屑长石砂岩 长73 1.17 1.11 0.16 0.15
11-9 2 089.35 凝灰质岩屑细砂岩 长73 4.32 1.4 0.11 0.18

2.2　实验方法

岩石热解分析、可溶有机质含量测定、族组分分析以及饱和烃分析在中国科学院地质与地球物理研究所兰州油气资源研究中心完成。其中，岩石热解分析采用SY5117-1996标准，在Rock-eval6型热解仪上完成。
有机组分分析：首先将岩石样品粉碎至120目以上，用精制氯仿抽提72h；然后采用柱色层分离的方法获得饱和烃、芳烃、非烃和沥青质馏分；最后对所得的饱和烃组分进行色谱—质谱分析。使用的仪器为安捷伦6890N（GC）/5973N (MS)，依据气相色谱—质谱法测定气体、沉积物和原油中生物标志化合物GB/T18606-2017进行检测。

3 饱和烃分子组成特征及油气动用情况

3.1　饱和烃分子组成特征

样品的饱和烃碳数分布在nC18—nC35之间，主峰碳数以nC19、nC20为主。 ∑ C 20 - / ∑ C 21 + 代表轻质组分/重质组分的比值，反映了饱和烃主峰碳数的变化。三环萜烷（<C30）在样品中普遍存在，可能与陆源高等植物的输入有关[21]；以藿烷结构为骨架的五环三萜烷广泛分布于细菌和蓝绿藻中，∑三环/∑五环值反映了具有不同稠和程度碳环的比例。Pr/nC17和Ph/nC18为异构烷烃/正构烷烃的比值，nC17和nC18分别比Pr和Ph相差2个-CH2。
储层样品的 ∑ C 20 - / ∑ C 21 + 值分布在0.75~2.48之间，平均值为1.25（表1），其中比值大于1的样品体现了短链优势，而比值小于1的样品体现了长链优势。∑三环/∑五环值的分布范围在0.21~1.11之间，平均值为0.534（表1）。Pr/nC17值分布在0.14~0.49之间，平均值为0.292；Ph/nC18值分布在0.15~0.85之间，平均值为0.378（表1）。长7段有机地球化学指标分布范围较大，表明原油在开采过程中其饱和烃组成和分布确实存在明显的变化规律。

3.2　饱和烃分子组成差异表征油气动用程度

原油有机组分根本上受到母质来源和形成环境的控制，油气成藏及后期的次生作用会对原油的有机组分产生一定的影响。但本研究中取样点纵向分布较为密集，均位于最大湖侵期长7期，因此开发前的成熟作用、运移效应等次生作用对有机组分造成的差异较小。前人[22,23]对鄂尔多斯盆地中西部地区的油源对比研究认为，长7段油藏为自生自储，且长7段底部的优质烃源岩是邻近油藏的主要烃类来源。基于距离上的相近性和油藏的同源性，可以认为长7段油藏原油的原始地球化学特征应具有高度相似性。
由于相对低分子质量的饱和烃受到围岩的吸附作用较小，同时其具有较大的活性，因此在原油开采的过程中相对低分子量的饱和烃更易被驱出[3,24]。油层原油随开发时间的累积，其饱和烃中低分子量的正烷烃相对减少，高分子量化合物相对增加，主峰碳出现明显后移， ∑ n C 21 - / ∑ n C 22 + 值变小[2]。张敏等[25]对塔中10井分析表明，水洗作用对储层中补身烷的消耗十分显著，三环萜烷的相对含量明显降低。常象春等[6]对临南油田开发前后的样品进行饱和烃组分分析，发现样品中Pr/nC17值和Ph/nC18值均随含水率增加而呈升高趋势。基于以上理论及实际观测，具有不同碳数和碳环个数的饱和烃，其被开采的难易程度会存在差异，也会由此导致轻重组分相对比值的分异。
通过对2个能够反映饱和烃轻重组分变化的参数进行联立分析，能够对油气动用层段进行更好的约束。 ∑ C 20 - / ∑ C 21 + 和∑三环/∑五环关系图（图2）显示，长72亚段的 ∑ C 20 - / ∑ C 21 + 值和∑三环/∑五环值均相对长71亚段和长73亚段偏低。长72亚段储层中剩余原油的轻重比值相关参数整体偏低，表明开采过程中轻质组分优先动用。因此认为长72亚段致密油的动用程度较相邻2个层位更为显著。其中长73亚段的一个样品（11-9）明显偏离该层段的其他样品，这可能与该样品的凝灰质含量较高有关。作为水平井开发的目标层位，长72亚段受到的动用程度较大具有其合理性。而长71亚段和长73亚段虽然在单一轻重比值也具有较低值，显示出一定的动用迹象，但联合作图所显示的动用程度不如长72亚段显著，由此说明长71亚段和长73亚段的致密储层还未充分压裂，由此限制了长71亚段和长73亚段致密油的动用及采出效果。
图2 长7段储层样品∑C 20 - /∑C 2 1 + 与∑三环/∑五环相关性

Fig.2 Correlation diagram of ∑C 20 - /∑C 2 1 + and ∑Tricyclic/∑Pentacyclic of reservoir samples of Chang 7

姥鲛烷（Pr）与植烷（Ph）均为带支链的类异戊二烯烃，无论从分子结构还是分子量上其均比正构烷烃nC17和nC18复杂。因此，Pr/nC17和Ph/nC18的相对含量也会随着开发程度的增加而产生分异。Pr/nC17和Ph/nC18关系图（图3）显示，长72亚段的Pr/nC17值和Ph/nC18值均较其他层段偏高。前人研究认为Pr、Ph形成的空间构型近似呈圆柱体，其带有的4个侧链占据使彼此相距最远的位置，因此其拥有较大的分子横截面积[6]。致密储层的孔隙度和渗透率均较常规储层较差，小孔径下的烃类排驱使得Pr和Ph较结构简单且分子量较小的nC17和nC18更困难，从而导致了开发效果显著层段的Pr/nC17值和Ph/nC18值整体偏高。
图3 长7段储层样品Ph/nC18—Pr/nC17相关性

Fig.3 Correlation diagram of Ph/nC18-Pr/nC17 of reservoir samples of Chang 7

从以上几组饱和烃分子组成参数的联合分析可知，长72亚段作为主力开发层，其油藏受到的开发动用效果较长71亚段和长73亚段更为明显。动用程度的差异使得长7段不同层位油藏中对开发较为灵敏的有机地球化学参数呈现出较为明显的差异。

4 热解参数特征与动用程度的表征

4.1　热解参数特征及其对油气动用的响应

经热解仪分析后的储层样品热解参数见表2。地球化学热解参数S T反映的是热解过程中的全烃含量，S 1指示储层中易动用的轻质组分的烃类含量。
表2 长7段储层样品物性参数与热解参数对比

Table 2 Comparison of physical property parameters and pyrolysis parameters of Chang 7 reservoir samples

样品编号 深度/m 孔隙度/% 含油率/% S 1/(mg/g) S 2/(mg/g) S 3/(mg/g) RC/(mg/g) S T/(mg/g) S 1/S T PI
2-102 1 997.3 - - 0.15 0.28 0.18 0.025 0.89 0.17 0.34
3-61 2 006.31 - - 0.29 0.3 0.29 0.024 1.15 0.25 0.48
3-87 2 009.8 3.67 43.39 1.13 6.11 0.14 0.232 9.96 0.11 0.16
3-123 2 014.09 - - 0.94 4.34 0.11 0.152 7.08 0.13 0.18
4-2 2 017.44 - - 3.05 10.78 0.09 0.301 17.26 0.18 0.22
4-18 2 019.3 - - 3.64 16.94 0.04 0.517 26.36 0.14 0.18
4-29 2 020.69 6.12 79.59 2.56 2.47 0.30 0.033 5.70 0.45 0.51
4-51 2 022.97 11.22 76.96 4.83 4.68 0.12 0.05 10.19 0.47 0.51
5-31 2 027.58 11.81 78.45 5.63 4.61 0.12 0.033 10.73 0.52 0.55
6-42 2 035.37 11.47 70.3 4.97 4.24 0.20 0.043 9.89 0.50 0.54
7-1 2 037.3 11.3 82.41 6.09 4.25 0.25 0.039 11.02 0.55 0.59
7-20 2 039.28 12.5 81.77 6.97 4.93 0.20 0.037 12.51 0.56 0.59
7-41 2 041.76 10.11 72.99 2.05 2.32 0.28 0.056 5.27 0.39 0.47
7-49 2 042.61 4.08 89.81 4.89 3.90 0.21 0.042 9.47 0.52 0.56
7-53 2 043.22 8.26 77.77 2.77 3.03 0.20 0.048 6.53 0.42 0.48
8-22 2 046.07 7.28 68.26 2.50 2.00 0.82 0.045 5.82 0.43 0.56
8-59 2 050.27 - - 1.45 12.16 0.06 0.422 18.36 0.08 0.11
9-39 2 055.87 7.10 72.58 1.31 1.18 0.15 0.015 2.81 0.47 0.53
9-81 2 061.95 - - 0.87 1.67 0.39 0.097 4.01 0.22 0.34
9-115 2 067.53 - - 1.78 8.69 0.07 0.308 13.96 0.13 0.17
10-54 2 077.18 7.17 70.21 5.12 7.71 0.09 0.202 15.16 0.34 0.4
10-56 2 077.42 8.15 85.26 5.44 8.25 0.12 0.211 16.15 0.34 0.40
10-69 2 079.5 2.48 49.77 3.34 5.60 0.11 0.171 10.95 0.31 0.37
10-86 2 081.85 3.25 42.78 2.67 5.16 0.06 0.142 9.47 0.28 0.34
11-9 2 089.35 - - 0.20 0.18 0.07 0.006 0.52 0.39 0.53

注： S T=S 1+S 2+S 3+10*RC/0.9；PI=S 1/(S 1+S 2)

热解参数S 1/S T值能够反映储层中可动流体的相对含量。图4显示，样品S 1/S T与含油率具有较好的线性正相关性，并且S 1/S T对含油率的变化较为敏感。S 1/S T可以很好地表征储层含油性。
图4 长7段储层样品热解参数S1/ST与含油率关系

Fig.4 Relationship between pyrolysis parameters S 1/S T and oil content of Chang 7 reservoir samples

孔隙度与S 1/S T的分析结果（图5）表明，长72亚段虽然整体的S 1/S T值较高，但该值整体位于中值趋势线的下半部分，指示其易动用组分的含量和趋势值相比有所降低，因此进一步证实了作为主力产层长72亚段原油的开发效果较长71亚段和长73亚段明显，这与饱和烃分子组成的分析结果相一致。
图5 长7段储层样品S 1/S T与孔隙度相关性

Fig.5 Correlation diagram between S 1/S T and porosity of Chang 7 reservoir samples

4.2　目标层位动用程度的探讨

PI值为油产率，即S 1占S 1和S 2总和的比例，其所代表的实际地质意义与S 1/S T参数一致，均是对储层中剩余含油饱和度的刻画。从S 1/S T—PI关系图（图6）中可以看出，长72亚段S 1/S T值和PI值整体较其他2个层段偏高，表明开发后的长72亚段油藏的含油情况整体仍优于其余2个层段。
图6 长7段储层样品S 1/S T与PI值相关性

Fig.6 Correlation between S 1/S T and PI values of Chang 7 reservoir samples

以上对长7段各含油层位的含油性分析表明，开发后长72亚段油藏的残余含油饱和度相较其他2个层段更高（图6）。长72亚段作为主力开发层段，但其开发后仍具有含油饱和度较高的优势，这可能与长72亚段的原始物性条件较好，厚层砂体叠合发育有关。物性条件好的油藏其初始含油饱和度较高[26]，而致密油的开采难度大，动用程度并没有使其原始含油饱和度明显降低，长72亚段的原油动用程度并未十分显著。因此可以认为即使在相对相邻层段优先动用的情况下，长72亚段的原油采收率仍然较低。
为进一步落实致密油的动用程度，对YJ1井和具有相似地质背景的相邻井位L303井和YC2井的含油饱和度区间进行统计。其中L303井与YJ1井的含油饱和度数据均为密闭取心的条件下所得。含油饱和度的分布区间对比结果显示，YJ1井的含油饱和度峰值区间位于75%~80%之间，而L303井的含油饱和度峰值区间位于80%~85%之间（图7）。饱和度峰值差异不大，仅为5%，由此也指示了YJ1井的动用程度不会很显著。
图7 YJ 1井与L 303井含油饱和度分布区间对比

Fig.7 Comparison of oil saturation distribution range between Well YJ1 and Well L303

YJ1井和YC2井井距不足1km（图8），选取这2口井同层段（长72亚段）的含油饱和度数据进行进一步对比分析。结果显示YJ1井长72亚段的含油饱和度峰值区间位于75%~80%之间，YC2井的长72亚段含油饱和度峰值区间位于80%~85%之间（图8）。YJ1井长72亚段的含油饱和度峰值有所下降，而下降幅度也仅有5%。
图8 YJ 1井与YC 2井长72段含油饱和度区间对比

Fig.8 Comparison of oil saturation distribution range between Well YJ1 and Well YC2

综合以上对密闭取心段和目标层位的含油饱和度区间分析，认为整体上YJ1井的油气动用程度不大，也因此造成了长72亚段的总体含油饱和度较高。但即使在动用程度不大的背景下，有机地球化学参数指标仍较为灵敏地指示出目标动用层位和相邻层位之间的差异。

5 结论

（1）长72亚段表征饱和烃分子组成轻重比的有机地球化学参数∑C 20 - /∑C 21 + 、∑三环/∑五环、Pr/nC17、Ph/nC18可以灵敏地指示本地区的油气动用情况。多有机地球化学参数协同使用的结果均表明，长72亚段的饱和烃分子组成较其他2个层段存在明显差异，作为主力开发层段的长72亚段其原油经水平井压裂实现动用。
（2）热解参数与物性的协同分析表明，长72亚段的油藏较长71亚段和长73亚段优先动用。同时，表征含油饱和度的热解参数S 1/S T值与PI值均表明长72亚段的剩余含有饱和度仍较相邻两层段高，指示了在优先动用背景下长72亚段的动用程度仍然较低。因此长7段的原油采收率较低。

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