0 引言
随着我国常规油气资源勘探难度日益增大及原油对外依存度长期超能源安全警戒线，发展非常规油气接替资源已成为保障国家能源安全的战略选择［1-4］。国际勘探实践表明，美国借助页岩油的成功勘探开发一跃成为油气净出口国，而我国页岩油资源潜力巨大，技术可采资源量达145×108 t，页岩油的勘探开发将对我国原油自给供应的长期安全形成重大支撑［5-6］。近年来通过理论技术创新，我国在渤海湾盆地沙河街组、鄂尔多斯盆地延长组、松辽盆地青山口组、四川盆地侏罗系等层系相继实现了页岩油勘探开发突破，标志着我国陆相页岩油已进入大规模勘探开发建产阶段［7-11］。我国陆相页岩主要发育于淡水、咸水、碱湖环境，岩石类型和矿物组成复杂，非均质性强，形成了夹层型、混积型和页岩型多类型甜点，其中夹层型页岩油因其砂泥互层结构和较好可动性成为当前勘探开发的重点目标［12-15］。
鄂尔多斯盆地作为我国陆相页岩油富集区，长7段沉积期最大湖侵阶段形成的黑色页岩层系厚度逾百米［16-17］。受沉积水体变化，长7段纵向上不同亚段沉积微相和岩性组合存在较大差异，长73亚段主要发育页岩型甜点，而长72和长71亚段则形成三角洲前缘—重力流夹层型页岩油甜点［18-20］。以半深湖—深湖的重力流砂体为勘探对象，在湖盆中部发现了储量规模超10×108 t的庆城油田，在甘肃陇东建成了百万吨页岩油生产基地［21］。为进一步深化砂体展布规律研究，将含油富集区进一步向陕北三角洲夹层型页岩油扩展，陕北新区带落实含油面积1 200 km2，储量规模为（3~5）×108 t，展示了鄂尔多斯盆地夹层型页岩油巨大的勘探潜力［22-23］。
鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油勘探虽然取得了较大突破，但随着勘探开发的逐步深入，不同区带夹层型页岩油富集程度和勘探开发效果却存在明显差异。例如，姬塬地区和陕北地区夹层型页岩油勘探效果明显差于陇东地区，纵向上陇东庆城地区长71和长72亚段勘探效果均较好，而合水地区长71亚段夹层型页岩油富集程度却明显好于长72亚段。现有研究多聚焦长7段页岩油单一区块成藏解剖，对区域化页岩油差异富集规律和控制因素认识不清，影响了下一步有利勘探区带预测［24-27］。基于此，本文从烃源岩、沉积储层、岩性组合以及裂缝发育等地质特征入手，对比分析陇东、姬塬和陕北地区夹层型页岩油差异富集控制因素，建立不同区带夹层型页岩油成藏模式，以期为强非均质性陆相页岩油甜点优选和开发部署提供理论支撑。
1 区域地质背景
研究区在晚三叠时期为一沉降作用为主的大型坳陷湖盆，长7段则发育于湖盆鼎盛时期，沉积了一套富含有机质的湖相黑色生油岩系，包含长71、长72和长73共3个亚段，总厚度为100~120 m。长73亚段沉积期以深湖相沉积为主，页岩发育，在湖泊周缘发育三角洲砂体，在深湖区发育小规模砂质碎屑流砂体，水体深度可达150 m，发育灰黑色泥岩、深灰色灰质泥岩、含炭屑粉砂质泥岩和黑色页岩等生油岩［18，31-33］。长72亚段沉积期湖泊开始萎缩，深湖相沉积范围减小，西南部大型三角洲发育并向湖延伸，导致深湖区发育大规模砂质碎屑流沉积，水体深度变浅。长71亚段沉积期湖泊继续萎缩，大型三角洲持续发育，深湖区砂质碎屑流沉积范围进一步扩大，水体深度进一步变浅。长71和长72亚段发育粉砂岩、细砂岩和泥岩的交替层［34-35］。
2 夹层型页岩油地质特征
2.1 烃源岩地球化学特征
有机质丰度、类型和成熟度是烃源岩生烃潜力评价常用的指标参数［36］。实验结果表明，纵向上长73亚段烃源岩有机质丰度最高、生烃潜力大，平面上陇东和姬塬地区的烃源岩质量明显好于陕北地区［图2（a）］。陇东地区，长71亚段TOC平均值为1.56%，S 1+S 2平均值为5.02 mg/g，长72亚段TOC平均值为6.31%，S 1+S 2平均值为14.87 mg/g，长73亚段TOC平均值为10.86%，S1+S2 平均值为34.08 mg/g。姬塬地区，长71亚段TOC平均值为3.86%，S 1+S 2平均值为8.28 mg/g，长72亚段TOC平均值为4.31%，S 1+S 2平均值为11.58 mg/g，长73亚段TOC平均值为8.96%，S 1+S 2平均值为26.98 mg/g。陕北地区，长71亚段TOC平均值为1.98%，S 1+S 2平均值为8.15 mg/g，长72亚段TOC平均值为3.69%，S 1+S 2平均值为10.58 mg/g，长73亚段TOC平均值为6.25%，S 1+S 2平均值为17.55 mg/g。
从元素组成和显微组分对比来看，长7段烃源岩主要以Ⅰ型和Ⅱ1型有机质为主，纵向上长73亚段有机质类型最好，平面上姬塬和陇东地区以Ⅰ型有机质为主，而陕北地区以Ⅱ1型有机质为主［图2（b），图2（c）］。从成熟度指标参数镜质体反射率R O值来看，鄂尔多斯盆地长7段烃源岩都已达到了成熟阶段，R O值主体分布在0.7%~1.1%之间，平均值为0.88%，正处于生油高峰期［图2（d）］。纵向上，随着埋深的增加，长7段烃源岩的成熟度也在增加，长71亚段泥页岩R O平均值为0.81%，长72亚段R O平均值为0.87%，长73亚段R O平均值为0.93%［图2（e）］。区域上，陕北地区烃源岩R O平均值为0.85%，姬塬地区R O平均值为0.91%，陇东地区R O平均值为0.89%，陇东和姬塬地区烃源岩成熟度略高于陕北地区，但整体差异较小。
2.2 砂岩储层特征
为了进一步明确夹层型甜点储层特征，系统开展了陇东、陕北和姬塬地区长71亚段和长72亚段砂岩储层岩石学、物性和孔隙结构对比分析（表1）。碎屑物组成上，陇东和姬塬地区整体以岩屑长石砂岩为主，而陕北地区则以长石砂岩为主。填隙物组成上，不同区带差异不明显，整体上以云母、水云母和铁方解石为主。孔隙类型主要以粒间孔和长石溶孔为主，相比较而言，陕北地区长石溶孔比姬塬和陇东地区更为发育（图3）。从储层物性分析结果来看，长71亚段砂岩储层平均孔隙度为8.03%，平均渗透率为0.18×10-3 μm2；长72亚段砂岩储层平均孔隙度为8.33%，平均渗透率为0.19×10-3 μm2；但不同区块却存在明显差异，陕北和陇东地区砂岩物性好于姬塬地区。陇东地区，长71亚段砂岩孔隙度分布在1.19%~16.70%之间，平均为8.47%，渗透率分布在（0.001~14.280）×10-3 μm2之间，平均值为0.194×10-3 μm2；长72亚段砂岩孔隙度分布在0.90%~14.40%之间，平均为8.27%，渗透率分布在（0.001~1.680）×10-3 μm2之间，平均值为0.183×10-3 μm2。姬塬地区，长71亚段砂岩孔隙度分布在1.60%~17.20%之间，平均值为7.15%，渗透率分布在（0.055~2.860）×10-3 μm2之间，平均值为0.117×10-3 μm2；长72亚段砂岩孔隙度分布在2.12%~15.90%之间，平均值为6.64%，渗透率分布在（0.001~1.980）×10-3 μm2之间，平均值为0.103×10-3 μm2。陕北地区，长71亚段砂岩孔隙度分布在1.33%~14.89%之间，平均值为8.14%，渗透率分布在（0.055~7.440）×10-3 μm2之间，平均值为0.201×10-3 μm2；长72亚段砂岩孔隙度分布在3.02%~15.30%之间，平均值为8.86%，渗透率分布在（0.006~5.510）×10-3 μm2之间，平均值为0.215×10-3 μm2（表1）。从高压压汞实验数据分析来看，陕北和陇东地区砂岩排驱压力明显小于姬塬地区，也表明陕北和陇东地区砂岩孔隙结构明显好于姬塬地区。值得注意的是，陇东和姬塬2个地区的长71和长72亚段砂岩的成分和含量接近，但是孔隙度、渗透率和排替压力相差较大，尤其是渗透率和排替压力相差接近一倍，这主要是由于不同地区砂体沉积体系不一样导致的，陕北地区长7段整体为三角洲沉积体系砂体，分选好，泥质含量低［37］；而陇东和姬塬主要发育重力流砂体，分选差，杂基含量高［38］，尤其是姬塬地区，黏土矿物胶结作用和碳酸盐胶结作用强烈，极大降低了储层品质［39-41］。
表1 鄂尔多斯盆地长71亚段和长72亚段不同区带砂岩储层特征实验数据Table 1 Experimental data table of sandstone reservoir characteristics in different zones of Chang 71 and Chang 72 sub-members in Ordos Basin |
| 参数 | 陇东 | 姬塬 | 陕北 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 长71亚段（633） | 长72亚段（531） | 长71亚段（383） | 长72亚段（205） | 长71亚段（537） | 长72亚段（701） | |||
| 石英/% | 39.56 | 38.68 | 39.21 | 37.89 | 24.97 | 25.6 | ||
| 长石/% | 20.55 | 19.3 | 15.55 | 20.25 | 38.82 | 40.3 | ||
| 岩屑/% | 17.29 | 18.07 | 19.55 | 20.33 | 10.89 | 10.45 | ||
| 杂基/% | 7.44 | 8.31 | 12.7 | 11.6 | 6.21 | 6.42 | ||
| 胶结物/% | 6.55 | 6.22 | 7.31 | 7.55 | 6.97 | 6.32 | ||
| 孔隙度/% | 1.19~16.70 8.47（633） | 0.90~14.40 8.27（531） | 1.60~17.20 7.15（383） | 2.12~15.9 6.64（205） | 1.33~14.89 8.14（537） | 3.02~15.30 8.86（701） | ||
| 渗透率/（10-3 μm2） | 0.001~14.280 0.194（633） | 0.001~1.68 0.183（531） | 0.055~2.86 0.117（383） | 0.001~1.98 0.103（205） | 0.001~7.44 0.201（537） | 0.006~5.51 0.215（701） | ||
| 排驱压力/MPa | 0.047 5~7.631 5 2.88（133） | 0.571 3~7.893 6 2.92（97） | 1~13.111 7 3.62（15） | 0.823~19.280 1 4.57（11） | 0.193 9~9.662 8 2.86（10） | 0.455 3~8.683 4 2.74（28） | ||
|
图3 研究区砂体储层显微照片（a）陇东地区B144井，长71亚段，1 927.46 m，溶孔和粒间孔；（b）陇东地区L189井，长72亚段，2 189.2 m，溶孔和粒间孔；（c）陇东地区N112井，长71亚段，1 443.93 m，颗粒溶蚀现象及溶蚀孔；（d）陇东地区X259井，长71亚段，1 895.5 m，粒间杂基溶蚀产生溶孔；（e）姬塬地区H59井，长72亚段，2 405.32 m，溶孔和粒间孔；（f）姬塬地区H304井，长71亚段，2 581.0 m，溶孔和粒间孔；（g）姬塬地区L88井，长71亚段，2 247.03 m，长石颗粒溶蚀孔隙；（h）姬塬地区L38井，长71亚段，1 927.46 m，长石粒类溶蚀孔隙；（i）陕北地区A92井，长72亚段，2 297.67 m，溶孔和粒间孔；（j）陕北地区Y149井，长72亚段，2 173.85 m，绿泥石膜和长石溶孔；（k）陕北地区B144井，长71亚段，1 927.46 m，绿泥石填充参与孔喉；（l）陕北地区X42井，长72亚段，2 388.71 m，高岭石填充粒间孔 Fig.3 Micrograph of sand body reservoir in the study area |
2.3 岩性组合特征
鄂尔多斯盆地长7段页岩油主要发育夹层型和页岩型2大类，前人［42-44］结合不同地区沉积相、岩性组合、源储配置等差异性，进一步将其划分为重力流型、三角洲前缘型、纹层型和页理型4小类。本文针对长71和长72亚段夹层型页岩油，根据源储配置组合的关系，可以将夹层型页岩油的岩性组合划分为厚泥薄砂、厚泥厚砂以及薄泥厚砂3类（图4）。厚泥薄砂主要发育在姬塬地区，长73、长72和长71亚段烃源岩均发育，砂岩厚度呈薄互层分布，砂地比普遍小于20%，如Y56井；厚泥厚砂主要发育在陇东地区，烃源岩以长73亚段厚层泥页岩为主，长71和长72亚段主要发育厚层砂岩，砂地比主要分布在30%~50%之间，如Z233井；薄泥厚砂主要分布在陕北一带，位于三角洲前缘，烃源岩厚度和连续性明显差于姬塬和陇东地区，整体上以砂岩为主，砂地比普遍大于50%，如H261井。
3 夹层型页岩油富集控制因素
3.1 充足的供烃能力为页岩油富集提供了物质基础
3.2 优质的储集能力决定了页岩油富集规模
砂体分布和储集能力决定了夹层型页岩油甜点的富集规模。受湖盆水体变化，由长73亚段到长71亚段沉积过程中，盆地西南部逐渐抬升，使湖盆沉积中心逐渐向东迁移，湖盆深水区面积逐渐减少，砂体发育规模逐渐增加。从不同区域上来看，姬塬地区砂体发育规模远不如陇东和陕北地区［图6（a），图6（b）］。受浊流和碎屑流沉积影响，陇东地区长71亚段和长72亚段浊积砂体发育，砂体厚度大，累计厚度可以超过40 m，为夹层型页岩油大规模发育提供了良好的储集空间。陕北发育三角洲砂体，前缘主体砂体连续性好，厚度大，长71亚段、长72亚段砂体均发育，三角洲前缘末端砂体多为薄层，单层厚度小，岩性变化频繁。姬塬地区水体相对较深，长73亚段到长71亚段均发育泥页岩，砂体发育规模小，砂体厚度薄，横向连续性差。此外，从恒速压汞分析结果来看，陕北和陇东地区储层孔隙结构也明显优于姬塬地区，陇东地区砂岩平均喉道半径为0.359 μm，平均孔隙半径为161.41 μm［图6（c）］，陕北地区砂岩平均喉道半径为0.398 μm，平均孔隙半径为178.71 μm［图6（d）］，而姬塬地区砂岩平均喉道半径为0.28 μm，平均孔隙半径为151.03 μm［图6（e）］。因此，砂岩的发育规模和储集能力导致陇东和陕北地区夹层型页岩油勘探效果明显好于姬塬地区。
3.3 有利的岩性组合控制了页岩油差异聚集
岩性组合发育特征的差异性控制了不同地区夹层型页岩油差异聚集。姬塬地区，长7段沉积时期水体深，主要发育泥岩，砂岩发育规模小，主要以厚泥夹薄砂型岩性组合为主，砂地比普遍小于20%，虽然烃源岩厚度大，但夹层型砂体储集甜点不发育，导致姬塬地区夹层型页岩油勘探效果较差。陇东地区长73亚段泥页岩发育且横向分布稳定，长71亚段和长72亚段物性好的重力流砂体与下伏泥页岩直接接触，发育厚泥厚砂岩性组合，形成了陇东地区夹层型页岩油大面积规模聚集。而陕北地区，位于湖盆边缘，三角洲前缘砂体连续性好，厚度大，但烃源岩厚度相对薄于姬塬和陇东地区，主要发育薄泥厚砂型岩性组合，供烃能力不足，导致陕北地区夹层型页岩油富集规模差于陇东地区（图7）。
3.4 裂缝发育控制了页岩油运移
位于陇东地区的东南部合水，沉积相带与华池—庆城一带相似，夹层型页岩油甜点主要为浊积砂体，但从纵向对比上来看，长71亚段原油富集程度却比靠近优质烃源岩的长72亚段更高。一方面，合水地区长71亚段砂岩储层物性优于长72亚段，长71亚段储层平均孔隙度为9.42%，平均渗透率为0.25×10-3 μm2，而长72亚段储层平均孔隙度为7.27%，平均渗透率为0.075×10-3 μm2，好的储层物性有利于原油的充注与聚集；另一方面，更重要的是合水地区裂缝的发育为长7段页岩油运移至长71亚段优质储层提供了良好的输导体系。除此之外，合水地区长7段普遍发育各种裂缝，宏观裂缝包括张性裂缝、剪切裂缝，平均线密度为0.31条/m，微裂缝包括穿粒裂缝等，平均面密度为0.25~0.50 μm/μm2，有效增加了地层连通性和孔隙连通性［46-47］。而通过实际的岩心观察也证实了这一情况，合水地区岩心普遍发育裂缝（图8）。显微镜下观察裂缝中存在发黄色荧光的原油，进一步证实了裂缝是该地区原油运移的有效通道。大量发育的裂缝为原油向上运移提供了运移通道，且长72亚段砂体储层物性较差制约了原油的侧向运移，原油沿裂缝大规模优先运移至长71亚段优质储层中，在裂缝和砂体控藏背景下，形成了如今页岩油在长71亚段大规模富集的局面。
图8 合水地区长7段裂缝发育岩心照片和荧光薄片（a）N33井，长72 亚段，1 691.4 m发育裂缝；（b）Z40井，长73 亚段，1 463.45 m微裂缝含油；（c）Z40井，长73 亚段，1 463.45 m微裂缝含油；（d）Z40井，长73亚段，1 463.45 m发育裂缝；（e）ZH147井，长72亚段，1 827.50 m微裂缝含油；（f）ZH147井，长72亚段，1 827.95 m微裂缝含油 Fig.8 Core photos and fluorescent thin sections of Chang 7 Member fracture development in Heshui area |
3.5 成藏模式
通过陇东、姬塬和陕北3个地区长7段夹层型页岩油生烃条件、储集层物性、岩性组合和裂缝发育程度等成藏条件对比分析，建立了鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油“优质烃源岩供烃、优质储层控富、岩性组合控聚、裂缝发育控运”的四元联控差异富集成藏模式。姬塬地区，长73亚段、长72亚段和长71亚段烃源岩均发育，夹层型砂岩储层发育规模小、砂体横向连续性差，夹层型页岩油富集规模差，发育厚砂薄泥岩性组合，纵向上多套厚层烃源岩相互排烃制约，有利于长73亚段源内页岩型页岩油滞留聚集成藏；陕北地区，位于湖盆边缘，三角洲前缘砂体横向连续性好，但烃源岩供烃能力差，发育薄泥厚砂岩性组合，导致夹层型页岩油富集规模差于陇东地区；陇东地区的华池—庆城一带，重力流砂体规模大、物性好，稳定分布的长73亚段厚层泥页岩供烃，发育厚泥厚砂岩性组合，靠近优质烃源岩的长72亚段夹层型页岩油富集规模最大；陇东地区东南部合水一带，裂缝发育为页岩油垂向运移提供了良好输导条件，再加上长71亚段砂体物性更好，长71亚段夹层型页岩油富集规模好于长72亚段。综合以上分析，陇东地区厚泥厚砂直接接触的源储组合，长73亚段泥页岩生成的原油高效运移至长71亚段和长72亚段砂岩聚集成藏，是长7段夹层型页岩油勘探的主要目标。陕北地区砂体厚度大，储集层物性好，在三角洲前缘末端烃源岩质量相对较好，是长7段夹层型页岩油勘探的新领域。对于姬塬地区而言，长73亚段到长71亚段烃源岩均发育，厚泥薄砂，长71亚段和长72亚段的烃源岩可以作为长73亚段的封挡层，长73亚段排烃效率低，是长7段页岩型页岩油勘探的重要目标（图9）。
4 结论
（1）鄂尔多斯盆地不同地区页岩油地质特征存在差异。姬塬地区长73亚段到长71亚段烃源岩均较为发育，砂体发育规模小，主要为厚泥薄砂岩性组合；陇东地区长73亚段烃源岩稳定发育，长71和长72亚段发育优质的重力流砂体，累计厚度大，主要为厚泥厚砂岩性组合；陕北地区位于三角洲沉积体系，烃源岩厚度薄且不连续，主要为薄泥厚砂岩性组合。
（2）充足的供烃能力为页岩油富集提供了物质基础，陕北地区烃源岩质量差是该区块夹层型页岩油规模差于陇东地区的关键因素。优质的储集能力决定了页岩油富集规模，姬塬地区砂体发育规模最差是该区块夹层型页岩油富集规模最小的主要原因。有利的岩性组合控制了页岩油差异聚集，陇东地区厚泥厚砂源储直接接触，有利于夹层型页岩油聚集成藏。微裂缝发育控制了页岩油运移，合水地区裂缝发育，页岩油可沿裂缝运移至长71亚段富集成藏。
（3）建立了鄂尔多斯盆地长7段夹层型页岩油“优质源岩供烃、优质储层控富、岩性组合控聚、裂缝发育控运”的四元联控差异富集成藏模式，并指出了陇东和陕北地区三角洲前缘末端是夹层型页岩油勘探的主要目标区域，姬塬地区长73亚段是页岩型页岩油勘探的重要区域，为鄂尔多斯盆地长7段页岩油下一步勘探开发部署提供了理论依据。
甘公网安备 62010202000678号
