鄂尔多斯盆地三叠系延长组致密油含油边界识别研究

Tight oil refers to oil that accumulates in source rocks in a free or absorbed state or in tight sandstones and carbonates interbedded with or adjacent to source rocks. Generally, this oil accumulation has not yet experienced a large-scale, long-distance migration. Tight oil is a new hot spot in global exploration of unconventional oil and gas resources after shale gas. Tight oil is widely distributed in Yanchang Formation of Triassic in Ordos Basin, and a number of important exploration discoveries have been achieved currently. In this study, based on cores, logging curves, cutting logging and analytical experiments data, research techniques on tight reservoir and means of basin modeling will be adopted to analyze the low limit of tight reservoir. And the theoretical model of tight oil accumulation and the prediction model of its boundary will be set up by comprehensively considering the hydrocarbon expulsion state of source rock, source-reservoir-cap assemblages, overpressure development situation, petrophysical conditions in pool-forming stage and structural background. Also, many parameters, such as fluid abundance index of oil inclusions(GOI), quantitative grain fluorescence analysis (QGF, QGF-E), chloroform bitumen "A" and oil saturation are analyzed and tested. Finally, the tight oil boundaries in Triassic Chang 7 oil layer group and Chang 63 section of Yanchang Formation in the Ordos Basin are defined.

致密油是指以吸附或游离状态赋存于生油岩中，或与生油岩互层的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。它是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点。鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育丰富的致密油资源，目前已获得了一些重要的勘探发现。本次研究拟利用岩心、测井、岩屑录井以及分析化验等基础资料，结合致密储层的研究技术和盆地模拟的方法，分析致密油藏物性下限。综合考虑烃源岩排烃状况、生储盖配置关系、超压发育情况、成藏期储层物性条件、构造环境等因素，同时利用含油包裹体流体丰度指标(GOI)、定量颗粒荧光分析（QGF、QGF-E）、氯仿沥青"A"、含油饱和度等参数的分析测试，并且通过实验模拟的方法，将建立致密油聚集的理论模型和边界预测模型，最终确定鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7油层组和长63层段致密油边界。

鄂尔多斯盆地延长组致密油主要分布在盆地南部的伊陕斜坡，包括姬塬、陕北、华庆、正宁四个地区，以长7油层组和长63小层最为发育。致密油区的储层砂体以湖盆中心的砂质碎屑流为主，部分为滨浅湖中发育的水下分流河道砂，致密储层与半深湖—深湖中发育的厚层富有机质泥页岩形成共生层系，在盆地南部大范围连续或准连续分布，构成了良好的储、源配置关系，油气只需经过初次运移就可在紧邻的砂岩中聚集成藏。.烃源岩累积厚度均超过20m。长7烃源岩的有机碳含量较高，均值远远大于1%，有机母质类型以Ⅱ1、Ⅱ2型为主，Ro大部分介于0.43%~1.3%，总体评价处于成熟阶段的优质烃源岩。致密储集层的岩石类型主要为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩，储集层的孔隙度平均值是7.6%，其渗透率为0.15mD，储集空间类型以次生溶蚀孔隙为主，孔隙半径平均值为160μm，其喉道半径不超过0.55μm，均值为0.33μm；孔隙通过大小不等的微观孔喉相互连通，孔隙在三维空间内分布极不均匀，整体呈孤立状，局部呈条带状。致密油油层和水层之间无明显的油水界面，不存在明显的油水边界。烃源岩从侏罗纪末（160~140Ma）开始生烃，在早白垩纪世（140~100Ma）进入生烃高峰，并持续至今。岩石颗粒粒度细、杂基含量高、以及强压实作用和胶结作用是储层致密化的重要成因。储层致密史和烃源岩的生、排烃史表明：延长组致密油为晚期成藏。.现今含油边界受多种地质条件的控制，其划分标准为：储集砂体成因为砂质碎屑流、水下分流河道砂体；孔隙度上限为10%，下限为5%，渗透率上限为0.3mD，下限为0.03mD；烃源岩的厚度大于20m，TOC大于5%，干酪根类型以Ⅱ1型为主，Ro大于0.6%，现今累积生油强度和排油强度均大于100×104t/km2；含油饱和度大于40%；含油边界范围从长73到长63逐渐变大。致密油主要成藏期为早白垩世，早白垩世的含油边界主要受烃源岩的生烃演化特征、物性特征、源、储剩余压力、储集砂体展布等因素的控制，其划分依据是：成藏期烃源岩的Ro大于0.7%，累积生烃强度大于5×104t/km2，源、储剩余压力大于8MPa，孔隙度下限为7%，渗透率下限为0.07mD。.对比分析了致密油的现今含油边界和主要成藏期的含油边界，其演化的控制因素受烃源岩生排烃史演化、物性演化、储集砂体展布、构造热事件、成岩演化等地质条件的综合控制。