打开文本图片集

【摘 要】：基于岩石取心、薄片、物性、有机质地化等资料，采用镜下观察、岩石热解分析、地化参数交会等方法，探讨了东濮凹陷三叠纪刘家沟组混积岩的源储特征、生烃潜力及其成藏条件。结果表明，刘家沟组储层储集空间以粒间孔—粒内孔、晶间孔、溶蚀缝为主，物性特征为低孔、特低渗。烃源岩的优势岩性为白云质泥岩和泥岩，TOC平均值为4.41%，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ2型，成熟度以低成熟—成熟为主，源岩为有机质丰度高、有机质类型好、生烃演化处于生油阶段的优质烃源岩。综合分析认为，刘家沟组浅—半深湖相混积岩源储一体，生烃潜力大，是一套具备“物资基础好、基本条件够、油气高效聚集”有利成藏条件的“自生自储、高效聚集、他源供给”致密油藏。

【关键词】：致密油；储层特征；生烃潜力；成藏条件；烃源岩

0引言

东濮凹陷广泛发育优质湖相烃源岩与致密云质岩储层，存在多个大规模致密油勘探领域[1]，成为地质勘探的持续热点。盆地刘家沟组致密油勘探是“十四五”期间重要的勘探目标，是实现油田储量跨越式增长的重要接替领域和建设新油田的资源基础。勘探实践表明，刘家沟组致密油主要发育在下部，为近源聚集云质岩致密油藏，为一套特低渗、高饱和度致密油藏[2，4]，其中底部烃源岩质量更好，油藏品质更佳，长期备受关注。东濮凹陷作为主要的生烃区和产油区，前人针对凹陷内底部油层已开展了大量有关致密油储层特征[5]、烃源岩地化特征[7]、油源分析[8]及勘探潜力探讨[3-6]等诸多方面的研究工作，并取得丰富的成果。但致密油藏作为非常规油气的重要组成部分，普遍具有低孔隙度、特低渗透率特征，且岩性复杂、孔隙类型多样，给储层评价与勘探开发不断带来新的挑战[9-10]。随着东濮凹陷新的地质资料的获取，其三叠纪刘家沟组致密油持续、细致的跟进研究很有必要。

本文基于凹陷内刘家沟组22口井岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜，1840块次物性分析，600余块样品有机碳含量（TOC）、岩石最高热解峰温（Tmax）、生烃潜量（S1+S2）、氯仿沥青“A”测定，以及400余块镜质体反射率（Ro）、岩石峰温（Tmax）等数据，并结合前人成果，从沉积背景出发，分析东濮凹陷刘家沟组源储一体特征和烃源岩的生烃潜力，并总结了刘家沟组致密油的成藏条件，为勘探开发提供参考依据。

1研究区概况

东濮盆地整体构造为北东方向，南部位置边长大概有62公里长，北部大概有16公里，盆地南北边长差距较大，整体面积5300平方千米，形状似等腰梯形。盆地先后经历了加里东运动、海西运动、印支运动、燕山运动及喜山运动等多期构造运动加以改造，地势呈现出北高、南低，东西分带、南北分块的态势。在构造上由于裂陷伸缩等作用力占据主导位置，盆地整体受到来自于地幔向上的力，使得地壳发生伸展变化，最终导致构造盆地呈现出现在的东西长条，南北分区分块的情况。东濮凹陷在之后经历一系列构造活动后，最终内部形成斜坡、隆起等五大块体[11-13]。

刘家沟组为浅—半深湖相沉积，自下而上划分为l1、l2 、l3三段，l1段为下粗上细的正旋回，下部为深灰色泥质细砂岩、钙质砂岩及粉砂岩等，中上部则以深灰色凝灰质泥岩为主，夹少量薄层泥灰岩[14]。l2段为典型的云灰岩系列，深灰色凝灰质白云岩和白云质凝灰岩互层产出，为刘家沟组主力产油层段[15-18]。l3段深灰色钙质、凝灰质泥岩为主，接触条湖组底部玄武岩，该段在东濮凹陷内以大段泥岩偶尔夹薄层砂岩为特征，向东则逐渐变为泥岩与泥灰岩、砂岩不等厚互层。

2储集岩特征

2.1岩矿特征

东濮盆地进行了系统的岩石学分析，东濮凹陷22口井岩屑，或岩石薄片样品镜下观察表明，刘家沟组岩性多变，主要为一套深色泥岩、粉砂质泥岩、泥质碳酸盐岩及火山碎屑岩，局部夹灰黑色碳质泥岩及煤线的混和沉积。

M3、W1、W2、M6、W19等井岩矿分析结果显示，刘家沟组岩石组分以碳酸盐及火山碎屑为主，夹杂陆源碎屑。其中，碳酸盐岩主要由含灰白云岩、白云质灰岩组成，白云质和凝灰质在偏光镜下分别形成亮、暗图像（图2a、b）。白云岩部分粒屑被方解石交代，这类岩石孔隙度6.80%，渗透率0.05×10-3μm2，具典型的致密油特征。刘家沟组沉积期的咸化湖盆背景，为碳酸盐岩沉积提供了有利条件，加上周缘火山活动频发，空降火山灰凝灰岩大量形成。凝灰岩呈致密块状、纹层状（多为毫米级），比云质岩更致密，火山物质含量高（图2c）。泥岩、凝灰岩的铸体薄片见微裂缝和溶蚀孔隙（图2d）。

根据薄片鉴定结果，结合录井、取心资料，最终将刘家沟组岩性分为4类，分别为泥质白云岩、泥质灰岩、凝灰岩和泥岩（夹砂质）。受火山间歇性喷发及水体环境影响，凝灰质纹层、碳酸盐纹层、杂陆源碎屑物纵向上呈一定韵律的互层状分布，普遍厚度一般小于0.2m，这套混积岩整体厚度大（200～400 m），分布范围广，是刘家沟组乃至三叠纪主要的储集岩、生油岩。

2.2储集空间类型

受沉积、成岩作用影响，刘家沟组细粒混积岩储层的孔隙类型复杂多样，原生孔隙、次生孔隙和裂缝均有发育。原生孔隙主要为碎屑沉积物的粒间孔—粒内孔，镜下可见其孔径微小，普遍低于5μm，但数量较多，这类孔隙具有较好的储集能力（图2a）。次生孔隙主要为碳酸盐岩以及火山沉积物的晶间孔、裂缝型溶孔、基质型溶孔和裂缝。碳酸盐岩的晶间孔隙孔径具不规则形，孔隙喉道均匀，对储层基础物性其重要作用（图2b）。裂缝包括构造缝、充填-半充填缝和溶蚀缝，缝宽0.01～0.05 mm，呈条带状、网状分布，连通了数量较多的孔隙，较大程度改善了储集层的渗透性（图2c～e）。

M6、M11、M7等井铸体薄片分析认为，研究区目的层的储集空间类型为裂缝—孔隙型。其中，构造缝多被方解石或白云石充填，有效裂缝多为后期溶蚀以及火山灰的脱玻化作用形成。孔隙在碳酸盐岩中发育较多，且以次生孔隙为主，主要为烃源岩在生烃过程中因体积缩小释放的孔隙、高丰度烃源岩有机质成熟时形成的有机酸对长英质和白云石溶蚀产生的孔隙，以及火山灰的脱玻化作用形成的孔隙。

（a.M6井，粒间孔-粒内孔，灰质砂岩；b.M11井，l，晶间孔隙，灰质泥岩；c.M7井，裂缝型溶孔，含灰泥岩；d.M6井，基质型溶孔，泥晶灰岩；e.M7井，裂缝，灰质泥岩）

刘家沟组22口井1840块岩心孔隙度分析结果显示，其孔隙度整体较低，约80%的样品孔隙度小于10%，孔隙度小于5%的样品占一半比例（图 3a）。894块岩心渗透率测试结果显示，渗透率低于4×103μm2的样品占比高达82%，渗透率低于2的样品接近66%（图3b），去除典型的溶蚀及裂缝样品，渗透率高于10×103μm2的样品很少，为典型的低孔、特低渗储层物性特征。

3烃源岩特征

3.1有机质丰度

有机质丰度评价指标主要有TOC、S1+S2、氯仿沥青“A”和总烃含量HC。东濮盆地烃源岩地球化学资料丰富，根据刘家沟组岩心实验数据分析结果，TOC分布范围0.18%～21.3%，平均值为4.41% ，TOC>1%样品占比92.65%（694块样品）；S1+S2分布范围0.03～186.33 mg/g，平均值为30.63 mg/g，S1+S2>6 mg/g样品占比86.97%（852块样品）；氯仿沥青“A”分布范围0.19%～1.81%，平均值为0.47%，氯仿沥青“A”>0.1%样品占比100%（12块样品）。

通用的陆相烃源岩有机质丰度评价标准（表1）将烃源岩类型分为好、较好、较差以及非烃源岩4类。根据该标准结合有机质实验分析结果，东濮凹陷刘家沟组90%以上的烃源岩有机质丰度属于好的类型（图4）。在4个有机质丰度评价指标中，TOC直接测量沉积岩中与有机质有关的碳元素，是烃源岩丰度评价最重要的指标。该组内烃源岩岩性分泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩，其TOC实验分析平均值分别为6.9%（151块样品）、5.4%（151块样品）、3.8%（151块样品）和2.3%（21块样品），如图5所示。由此可见，东濮凹陷刘家沟组烃源岩好，有机质丰度高，且烃源岩的优势岩性为泥质白云岩和泥岩，泥质白云岩和泥岩为主要生油岩。

3.2有机质成熟度

评价有机质成熟度常用方法有镜质体反射率法、岩石热解法、抱粉和干酪根的颜色法、可溶有机质的化学法等，后3种方法在东濮盆地分析样品少，难以建立有效的地球化学剖面。其中，Ro是应用效果最好的指标，其次为Tmax，且这2种参数样品资料丰富。Ro可用来划分有机质演化阶段、确定有机质成熟度、判断油气深成带、说明盆地的构造史、区分原生和再沉积的镜质体及发现剖面中的火成岩体。随成熟度的增高，烃源岩生成的油气越来越多，Tmax逐渐增大，故也可用Tmax来判断生油岩的成熟度。相关研究认为有机质在排烃之前会生成大量有机酸液，排烃的阈值处于Ro为0.5%附近，Ro小于0.5%时，有机质处于未成熟阶段；Ro在0.5%～1.3%之间，为有机质的成熟阶段，是石油的生成带；Ro在1.3%～2.0%之间，为高成熟阶段，是湿气和凝析气的生成带；Ro大于2.0%时，属于过成熟阶段，有机质只能生成干气（表2），三叠纪刘家沟组高丰度烃源岩释放的有机酸液为储集层易溶组分（长英质）的溶蚀创造了有利条件。

根据东濮凹陷刘家沟组源岩分析结果，Ro分布在0.8%～1.1%范围内，平均值为0.75%（65个数据），如图6、7所示。Tmax分布在448～480℃之间的样品占比19.58%，分布在438～445℃之间的样品占比66.82%，低于435℃的样品占比13.25%（853个数据）。图6为分岩性Tmax统计直方图，结合表2成熟度指标，泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩有约50%以上的样品Tmax值集中在435～445℃之间，占比相对较高，其次为445～480℃之间和435～445℃之间。

不同岩性的有机质成熟度分布范围分析表明，组成刘家沟组烃源岩的岩性有机质成熟演化程度基本都在低成熟和未成熟阶段，部分在成熟阶段。其中，泥质白云岩（405块样品）和泥岩（292块样品）低成熟和成熟部分所占比重较大，达90%以上，泥质灰岩（26块样品）和凝灰岩（44块样品）以低成熟和未成熟为主。总体来看，刘家沟组有机质热演化程度主要以低成熟为主，其次为成熟和未成熟，泥质白云岩和泥岩类的成熟度较高。

3.3有机质类型

有机质是生成油气的物质基础，有机质类型则决定烃源岩质量的优劣。本文采用源岩样品热解划分烃源岩有机质类型并确定其热演化阶段。结果证明，刘家沟组源岩有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，Ⅱ2型和Ⅲ型相对较少。源岩的腐泥组占绝大多数，有机质类型很好，是湖盆中藻类繁盛的表现。

总体来看，刘家沟组烃源岩生烃潜力极强，泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩均具有较好的生油能力（图8），其中泥质白云岩和泥岩有机质类型Ⅰ型和Ⅱ1型相对泥质灰岩和凝灰岩占比更高。在热演化程度方面，烃源岩主要集中在生油阶段，Ⅲ型部分处于未成熟阶段。

4成藏条件

4.1物质基础好

实践证明，东濮凹陷L1、M1、M2、M56等井刘家沟组细粒混层中均含有高丰度有机质，TOC平均值达4.41%，具备良好的生烃物质基础，微观上生烃能力强。烃源岩总体的有机质热演化程度达到低成熟—成熟阶段，干酪根类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，占比87%以上，源岩的生烃演化阶段主要集中在石油的生成带上。此外，泥质白云岩和泥岩为研究区烃源岩的优势岩性，烃源岩质量最好，且具有平面分布范围广、纵向厚度大的特点，宏观上生烃潜力大。前人油源分析结果表明，刘家沟组生排烃不仅自生自储、资源量大，还形成上覆储集层的原油供给。

4.2基本条件够

油气的成藏最基本的条件为生—储—盖的有效组合。东濮凹陷刘家沟组致密油储层是一套半深湖－浅湖沉积，伴有火山喷发产物，岩石类型为碳酸盐系、火山岩系和碎屑岩系，矿物成分主要为白云岩和火山碎屑，储集岩和烃源岩主要为泥质白云岩、泥质灰岩、凝灰岩和泥岩（夹砂质）。储层的原始孔隙度低，但在后期生烃过程中高丰度有机质的溶蚀作用下，基质溶孔、裂缝溶孔、以及改造型裂缝发育，为原油保存提供了有利条件，促使形成一套有效的具有原油储集能力的裂缝—孔隙型致密储层。在油源保障方面，刘家沟组烃源岩具有丰度高、成熟度高、干酪根类型好的特点，自身源岩供烃能力充足。另外，刘家沟组上覆的条湖组底部厚层致密玄武岩则构成了天然的盖层。

4.3油气聚集高效

东濮凹陷三叠纪烃源岩质量好、厚度大，已形成多个生烃中心。整个三叠纪源储共生的特征缩短了原油纵向运移距离，储集层和烃源岩的大面积分布，增加了源储横向的接触面积，为烃源岩在空间上持续排烃提供了有利条件，保证了致密油能够高效地聚集。前人通过凹陷内三叠纪岩石润湿性研究发现，条湖组前期自生的少量油气对刘家沟组致密储层起到了润湿作用，使得岩石润湿性向亲油方向转变，为致密油成藏进一步创造了有利因素。另外，净水湖盆安静的沉积环境形成的以碳酸盐岩和火山物质为主的有利相带，和远离构造断裂也是芦草沟致密油有效聚集与保存的重要因素。因此，东濮凹陷三叠纪刘家沟组致密油藏具有“自生自储、高效聚集、他源供给”的总体特征。

结论

（1）东濮凹陷三叠纪刘家沟组储层为碳酸盐岩、火山岩及碎屑岩纹层状、细粒混积，岩性主要为泥岩、泥质灰岩、泥质白云岩和凝灰岩。储集空间以碎屑粒间孔—粒内孔、火山灰脱玻孔以及长英质溶蚀孔、溶蚀缝为主，孔隙度集中在5%左右，渗透率大多低于0.1×103μm2，为一套岩性复杂、孔隙类型多样的低孔、特低渗致密储层。

（2）刘家沟组混积的4类岩性均具有较好的生烃能力，其中泥质白云岩和泥岩是优势烃源岩。烃源岩的TOC平均值为4.41% ，S1+S2的平均值为30.63 mg/g，氯仿沥青“A”的平均值为0.47%，有机质丰度高。源岩有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主，有机质成熟度为低成熟—成熟，生烃演化处于生油阶段。

（3）东濮凹陷三叠纪刘家沟组致密油油藏纵向上次生孔隙发育，横向上优势相带分布广。烃源岩生烃潜力大，整体上为一套既有有利的成藏条件，又有利于致密油保存与聚集的“近源聚集、自生自储、源储共生、高效聚集、他源供给”的致密油藏。

文献参考：

[1]孟旺才，孟祥振，陈立军等.鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评价[J].能源与环保，2018，40（11）：144-151.

[2] 高红灿， 郑荣才， 陈发亮， 等. 渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组层序地层[J]. 石油与天然气地质， 2011， 32（6）： 839-850.

[3] 刘丽. 东濮凹陷及邻区凹陷上古生界热演化史与二次生烃史研究[D].西北大学，2007.

[4] 常俊合. 东濮凹陷煤系地层受热史与有机质生烃成藏期关系[A].石油大学（北京）盆地与油藏研究中心， 2006：5.

[5] 王瑞. 临清坳陷上古生界典型油气藏解剖与分析[D].中国石油大学，2011.

[6] 常振恒. 东濮凹陷深层天然气成藏机理研究[D].中国石油大学，2007.

[7] 何显莉，王秀林，武晓玲等.东濮凹陷天然气成因类型及勘探潜力[J].断块油气田，2002（06）：25-28+90.

[8] 彭君. 东濮凹陷煤成气成藏机理[D].中国地质大学（北京），2006.

[9]张严，郑亚峰，孙四维等.基于数据驱动的长庆油田致密砂岩压后产量预测[J].能源与环保，2021，43（10）：96-101+127.

[10]秦晓艳，赵晓东，石登王等.基于成像测井和常规测井多信息融合的致密油砂地比测井解释[J].能源与环保，2022，44（10）：68-73+83.

[11] 彭玉鲸，陈跃军，刘跃文. 本溪组—岩石地层和年代地层与穿时性[J].世界地质，2003（02）：111-118.

[12] 俎新许，陈倩倩，李锋，等.河南省上石炭统本溪组沉积相分析[J].矿产与地质，2019，33（04）：683-689.

[13] 陈世悦.华北地块南部晚古生代—三叠纪盆山耦合关系[J].沉积与特提斯地质，2000（03）：37-43.

[14] 王瑞. 临清坳陷上古生界典型油气藏解剖与分析[D].中国石油大学，2011.

[15] 张璐. 豫西地区太原组碳酸盐岩微相分析及垂向演化特征[D].河南理工大学，2012.

[16] 李万忠，宋克金，范军.河南省濮阳-滑县一带煤田地质特征[J].资源调查与环境，2012，33（02）：104-109.

[17] 苏东旭，于兴河，李胜利，等. 鄂尔多斯盆地东南部本溪组障壁海岸沉积特征与展布规律[J].天然气工业，2017，37（09）：48-56.

[18] 王良忱，张金亮．沉积环境和沉积相[M]．北京：石油工业出版社，1996．

基金项目：中国石油天然气股份有限公司“四川省四川盆地中部仪陇-营山地区油气勘查”项目（许可证号0200002030130）

作者简介：徐同希，男，1994年出生，汉，湖北潜江，本科，工程师，从事非常规储层有效性评价工作