Characteristics and main controlling factors of Chang 7 shale oil in Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
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摘要: 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7页岩段具有埋深浅、油质轻、油井产能变化大、资源潜力大的特点，明确油藏的富集主控因素是进行高效勘探的关键。根据富县地区长7页岩段铸体薄片、物性、扫描电镜等测试分析结果，结合岩心、测井、地震等资料，对该区长7段地层特征进行了研究，并对其主控因素展开讨论。研究区长7段广泛发育灰色—深灰色—灰黑色烃源岩，其岩性为泥岩和泥页岩，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ2型，源岩的镜质体反射率(Ro)值为0.81%~1.1%，生烃能力强。砂岩储层以细粒长石砂岩为主，孔隙类型以粒内孔、残余粒间孔、溶蚀孔隙和原生粒间孔为主；储层致密，孔隙度主要分布在2.0%~16.0%之间，渗透率主要分布在(0.01~1.20)×10-3 μm2之间。砂岩夹层的物性以及距离断裂的远近影响储层的含油性：储层粒度越粗、物性越好，含油气性也越好。储层物性受控于两方面因素：一是沉积微相，水下分流河道微相物性最好，河口坝微相次之；二是成岩作用，早成岩期绿泥石强胶结及方解石弱胶结有助于物性甜点的形成。断层的发育和断层性质对富县地区长7页岩油的富集至关重要。统计发现，当断层断距超过10 m且井筒距断裂在1 km以内时，难以获得工业油流；当断距小于7 m且井筒距离大断裂超过1 km以上时，容易获得工业油流。Abstract: The shale in the 7th member (Chang 7) of Triassic Yanchang Formation on the southeastern margin of the Ordos Basin is characterized by shallow burial depth, light oil quality, large variability in oil well production capacity, and significant resource potential. Identifying the main controlling factors of reservoir enrichment is key to efficient exploration. Based on analysis results of cast thin sections, physical properties, and scanning electron microscope (SEM) tests of the Chang 7 shale member in the Fuxian area, combined with core, well logging, and seismic data, its layer characteristics are described and the main controlling factors are discussed. The results show that the Chang 7 shale in the research area extensively develops gray, dark gray, and gray black source rocks. The lithology is mainly mudstone and mud shale, with organic matter types mainly classified as type Ⅰ-Ⅱ2. The vitrinite reflectance (Ro) values of source rocks range from 0.81% to 1.10%, indicating strong hydrocarbon generation potential. The sandstone reservoirs are mainly fine-grained feldspathic sandstone, with pore types primarily consisting of intragranular pores, residual intergranular pores, dissolution pores, and primary intergranular pores. Porosity ranges from 2.0% to 16.0%, and permeability ranges from 0.01×10-3 to 1.20×10-3 μm2, indicating tight reservoirs. The oil-bearing properties of the reservoir are impacted by the physical properties of the sandstone interlayers and proximity to faults: coarser-grained reservoirs with better physical properties exhibit better oil and gas bearing potential. Reservoir properties are controlled by two factors, sedimentary microfacies and diagenesis. Subaqueous distributary channel microfacies have the best properties, followed by mouth bar microfacies. Strong early diagenetic chlorite cementation and weak calcite cementation contribute to the formation of sweet spots in the physical properties. The development and nature of faults play a crucial role in the Chang 7 shale oil enrichment. Statistical analysis shows that it is difficult to obtain industrial oil flow when the fault displacement exceeds 10 m and the wellbore is within 1 km of the fault. However, when the fault displacement is less than 7 m or when the wellbore is more than 1 km away from a large fault, industrial oil flow is more easily obtained.
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页岩油是指赋存于富有机质页岩层系(由同沉积形成的页岩、泥岩及相关致密砂岩、碳酸盐岩等组成)内的石油资源[1-3]。按照页岩层系源储组合特征与“甜点”类型，中国陆相湖盆页岩油可划分为夹层型页岩油、混积型页岩油和页岩型页岩油3类[4]。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7页岩储层中主要发育夹层型页岩油和页岩型页岩油，资源丰富。其中，位于盆地西南部的庆城油田在夹层型页岩油的勘探开发中取得了突破[5]。前人对鄂尔多斯盆地长7夹层型页岩油的富集主控因素做过大量的研究工作，认为源储配置是基础，储层物性是关键，微裂缝的发育可以为油气输导以及工程造复杂缝网提供有利条件[6-11]。
富县地区位于盆地东南部(图 1)，以往对延长组的勘探集中在长2、长3、长6、长8段和局部地区的长7段。对长7段的认识局限于开发区内的致密砂岩储层的“四性”关系分析，鲜少对烃源岩的分布、生油能力、上覆砂岩储层的宏观背景与储层致密原因、断裂与油气产出的关系等进行系统研究；对长7源岩发育情况、砂岩储层特征、有利储层展布情况、油气富集产出影响因素等问题认识不清。基于此，本文从取心资料、化验分析资料、测录井资料、试油气资料等入手，对富县地区长7源岩特征、储层的岩石学特征、物性特征进行系统梳理，并对夹层型页岩油的油气富集产出关键因素进行探讨。
图 1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长72亚段沉积相平面分布Figure 1. Planar characteristics of sedimentary facies in Chang 72 sub-member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin1. 地质概况
鄂尔多斯盆地是一个构造变形弱、多旋回演化、多沉积类型的大型叠合盆地。目前在盆地内共发现了下古生界、上古生界及中生界3套含油气层系。其中上三叠统延长组长7段沉积期为湖盆最大扩张期，主要为半深湖—深湖沉积，沉积面积达6.5×104 km2，发育一套富有机质泥页岩及三角洲—重力流的细粒砂岩沉积。广覆式烃源岩与大面积细粒砂岩紧密接触或互层共生，形成了丰富的页岩油资源。其具有源储一体、整体含油、单砂体厚度普遍小于5 m、叠合厚度大却无自然产能等特点，是中国陆相湖盆夹层型页岩油的典型代表[4-5, 12-13]。根据相带分布、岩性组合、源储配置等特征，鄂尔多斯盆地长7夹层型页岩油可进一步划分为重力流夹层型页岩油和三角洲前缘夹层型页岩油[14](表 1)。
表 1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段夹层型页岩油特征对比[14]Table 1. Comparison of interlayer-type shale oil characteristics in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin项目 页岩油类型 重力流夹层型 三角洲前缘夹层型 岩性组合 半深湖—深湖泥页岩夹薄层砂岩 三角洲前缘泥夹厚层砂岩 砂地比/% >20(一般 < 30) 一般 < 30 单砂体厚度/m < 5 5~10 代表区块 庆城油田 新安边油田、志靖—安塞地区 主要发育层位 长71亚段、长72亚段 长71亚段、长72亚段 富县区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带东南部，长7段是其中生界主要含油气层位之一，自下而上划分为3个亚段。富县地区位于深水与半深水交界区域，长7段主要发育三角洲前缘砂体，西南方见少量碎屑流和浊流沉积。页岩油类型主要为三角洲前缘夹层型。
2. 烃源岩
富县油田中生界烃源岩主要发育在三叠系延长组长9—长4+5段，其中长7段沉积时期为湖盆最大水侵时期，广泛发育湖相烃源岩，构成了盆地中生界最主要的生油岩[15]。纵向上，在长7底部发育一套在全盆范围内稳定可追踪的厚层优质泥页岩，俗称“张家滩”页岩。除此之外，上部地层也会有不连续泥页岩发育(图 2)。统计全区7口取心井64个样品的测试结果，富县地区长7段泥页岩的总有机碳(TOC)含量为1.07%~12.02%，其中有59个样品的TOC含量在2%以上；镜质体反射率(Ro)值为0.81%~1.1%，有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ2型，其中暗色泥岩有机质类型为Ⅱ1—Ⅱ2型，黑色页岩的有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型(图 2d)；平均Tmax达452 ℃，已达成熟阶段，处于生油高峰期。上部砂岩甜点段具有低TOC含量、高S1的特征，表明油气经过源内运移形成差异聚集；而下部具有高S1和高TOC含量的特征，二者基本叠置，是潜在的甜点层(图 3)。
图 2 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长7段油页岩发育位置(a-c)及其干酪根类型(d)Figure 2. Development locations (a-c) and kerogen type diagram (d) of oil-bearing shale in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 3 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段烃源岩主要评价参数Figure 3. Main evaluation parameters of source rocks in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin平面上，泥页岩分布范围广、厚度大，优质烃源岩(TOC含量大于2%)厚度为10~40 m，往湖盆中心方向(富县西偏北)泥页岩厚度有增加趋势(图 4)。丰富的烃源岩资源为富县长7页岩油的富集提供了充足的油源基础。
图 4 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7泥页岩厚度平面展布Figure 4. Planar distribution of mud shale thickness in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin3. 储层
3.1 岩相划分
鄂尔多斯盆地长7段沉积时期总体沉积环境为淡水、缺氧还原环境，其中长73亚段沉积时期为温湿气候，长71+2亚段沉积时期为干热气候；长7段总体表现为3个旋回控制的由半深湖、深湖亚相向三角洲前缘亚相演化的特征，其中长73亚段为深湖、半深湖亚相沉积；长71亚段底部—长72亚段顶部为三角洲前缘水下河道微相沉积，发育水下分流河道、河口坝、分流间湾、远砂坝微相。在此基础上，结合岩心特征，将富县地区长7段在纵向上划分为三大类7种岩相类型(表 2)，其中细砂岩岩相是主要的夹层型页岩油甜点类型，页岩岩相是页岩型页岩油类型。
表 2 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段岩相识别指标体系Table 2. Lithofacies identification index system for Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin岩相划分 特征描述 层位分布 微相 细砂岩岩相 块状细砂岩岩相 块状细砂岩，多见水平缝发育 长71亚段下部
长72亚段上部水下分流河道 层理状细砂岩岩相 块状、平行、波状层理灰色细砂岩互层，间夹平行或波状泥质纹层 长71亚段下部
长72亚段上部混合岩相 层理细砂岩—泥岩薄交互岩相 块状/波状层理细砂岩与波状层理粉砂岩及粉砂质泥岩薄互层 长71亚段中部
长72亚段中部河口坝、分流间湾 层理粉砂岩—泥质粉砂岩夹薄层泥岩岩相 波状层理粉砂岩与波状泥质粉砂岩夹深灰色水平层理泥岩，或波状层理泥质粉砂岩夹水平层理泥岩 长71亚段上部
长72亚段中部前三角洲泥、远砂坝 水平层理泥岩—粉砂质泥岩岩相 水平层理含粉砂质泥岩、水平层理泥岩夹波状层理泥质粉砂岩 长71亚段中部
长72亚段下部
长73亚段下部分流间湾、半深湖 页岩岩相 纹层状页岩岩相 黑色纹层状页岩 长73亚段中、上部 深湖 水平层理页岩岩相 黑色水平层理页岩 长73亚段中、上部 半深湖 3.2 夹层砂岩的岩石学特征
区别于陇东地区高石英、低长石含量[14]的特点，富县地区长7段砂岩长石、岩屑含量高，石英含量相对较少；砂岩颗粒直径一般在0.25 mm以下，多为细砂岩—粉砂岩。砂岩类型主要为细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩，含有少量长石岩屑砂岩(图 5，图 6)。其石英含量在27%~51%之间，平均含量为46.2%，与陕北地区基本一致[16]。
图 5 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段储层岩石特征Figure 5. Characteristics of reservoir rocks of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 6 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段砂岩储层孔渗关系Figure 6. Porosity vs. permeability of sandstone reservoirs of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin3.3 物性特征
富县地区长7段储层孔隙度主要分布在2.0%~ 16.0%范围内，平均为9.3%；渗透率主要分布在(0.01~1.2)×10-3 μm2之间，渗透率与孔隙度具有良好的正相关性(图 6)。其中，块状细砂岩岩相物性明显优于层理状细砂岩。以R203井数据为例，其块状细砂岩岩相的孔隙度为2.6%~12.2%，平均为7.6%；层理状细砂岩岩相孔隙度为2.2%~11.8%，平均为6.1%，明显小于前者，表明泥质含量对储层物性影响较大。
3.4 孔隙发育特征
根据薄片和扫描电镜观察结果，富县地区长7段砂岩储层的孔隙类型有原生粒间孔和次生粒内孔、残余粒间孔以及溶蚀孔隙(图 7)，还有部分微裂隙。受压实作用、成岩作用影响，原生孔隙比较少，次生孔隙是主要孔隙类型。其中溶蚀孔隙是通过溶解作用改造而产生的孔隙，主要形成于长石颗粒、杂基和胶结物中(图 7b)。粒内孔主要是黏土矿物晶体内包含的类内孔。样品中黏土矿物主要为伊利石、伊/蒙混层和绿泥石以及少量高岭石(图 7c)。在研究区长7油层组的块状细砂岩样品中，溶蚀作用产生的粒间和粒内孔隙之间相互连通，这在一定程度上改善了长7油层组的储集物性，为研究区油气运移以及储集提供通道和场所。值得一提的是，本次研究在富县地区长7段块状细砂岩样品中发现大量绿泥石膜(图 7d)，且绿泥石膜多与良好的物性相对应。
图 7 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段砂岩储层中的孔隙特征a.原生孔隙，主要由长石、石英等脆性矿物围成，边缘光滑，孔径较大，往往可至数百微米(图中长度约为150 μm)；b.左图为长石溶孔，右图为次生钠长石充填，孔隙丰富；c.左为伊利石发育次生孔，右为绿泥石发育次生孔，在扫描电镜下可以观察到黏土矿物聚合体中有大量粒内孔；d.绿泥石膜，光学显微镜下(左)，绿泥石膜因遭受沥青质浸染呈原生孔隙的黑褐色或黑色环边，电子显微镜下(右)，在骨架颗粒相互接触的位置，可以观察到零星分布着平行于颗粒表面的绿泥石晶体，由颗粒相互接触的位置向孔隙方向，则转化为绿泥石膜垂直生长在颗粒表面。Figure 7. Pore characteristics in sandstone reservoirs of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin4. 长7段夹层型页岩油富集关键因素
结合前人认识与前期勘探开发实际经验，分析认为，富县地区夹层型页岩油主要受沉积相、成岩作用、储集体物性、断缝发育规模的影响。
4.1 沉积微相控制物性有利区范围
鄂尔多斯盆地东南部构造平缓，延长组主要发育陆相三角洲前缘相带，储层非均质性强。前人研究证实，在岩性—地层圈闭中，沉积作用控制水动力条件、砂体展布、厚度和砂体构型, 进而对油气藏的形成和油气富集具有显著的控制作用[16-23]。
富县地区长7段主要发育三角洲前缘亚相，少部分地区有重力流沉积[24-26]。对三角洲前缘相覆盖区域内不同沉积微相条件下的岩心物性资料进行统计分析，可知水下分流河道的物性条件最好，其次为河口坝(图 8)，证明沉积相对储层的岩相、物性具有一定的控制作用。在三角洲前缘微相区域内，水下分流河道与河口坝是甜点目标区。
图 8 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段不同沉积微相条件下的物性条件对比Figure 8. Comparison of physical properties under different sedimentary microfacies conditions of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin4.2 储集物性控制了砂岩储层的含油性
选取7口取心井，对其物性数据与录井含油气显示情况进行分析，结果显示富县地区长7储层物性与含油性有明显正相关性，即岩性粒度粗、分选好、泥质含量低的砂岩，物性相对较好、含油显示级别较高(图 9)。通过统计，油层岩性为细砂质粉砂岩及以上，含油显示级别为油迹及以上。同时，对富县长7段系统取心井R203井分不同岩性进行物性对比分析，结果显示，砂岩夹层中孔隙度及渗透率明显具有随岩性粒度变细而减小的特征，岩性、物性与含油性三者呈现明显正相关关系。具体表现为：细砂岩孔隙度为3.5%~11.8%，平均为7.5%，渗透率为(0.007~0.654)×10-3 μm2，平均为0.13×10-3 μm2，含油显示为油斑、油迹；粉砂岩孔隙度为1.5%~5.2%，平均为3.9%，渗透率为(0.000 5~0.015) ×10-3 μm2，平均为0.003×10-3 μm2，含油显示为荧光；粉砂质泥岩孔隙度为2.7%~3.6%，平均为3.2%，渗透率为(0.000 4~0.002)×10-3 μm2，平均为0.000 8×10-3 μm2，无油气显示；泥页岩孔隙度为1.5%~2.9%，平均为2.2%，渗透率为(0.007~0.682)×10-3 μm2，平均为0.261×10-3 μm2，无油气显示(表 3)。
图 9 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段油藏岩性与含油性图版Figure 9. Lithology and oil-bearing properties of the reservoir of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin表 3 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段不同岩性对应的物性与含油性条件对比Table 3. Comparison of physical and oil-bearing properties of different lithologies of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin参数 样品岩性 细砂岩(52件) 粉砂岩(8件) 粉砂质泥岩(4件) 泥页岩(6件) 孔隙度/% $ \frac{3.5 \sim 11.8}{7.5}$ $ \frac{1.5 \sim 5.2}{3.9}$ $ \frac{2.7 \sim 3.6}{3.2}$ $ \frac{1.5 \sim 2.9}{2.2}$ 渗透率/10-3μm2 $ \frac{0.007 \sim 0.654}{0.13}$ $ \frac{0.0005 \sim 0.015}{0.003}$ $ \frac{0.0004 \sim 0.002}{0.0008}\frac{0.0004 \sim 0.002}{0.0008}$ $ \frac{0.007 \sim 0.682}{0.261}$ 含油级别 油迹—油斑 荧光 注：表中分式意义为$ \frac{\text { 最小值~最大值 }}{\text { 平均值 }}$。 4.3 胶结作用助力物性甜点的形成
前人对鄂尔多斯盆地延长组地层致密成因展开过诸多研究[7-9, 27-36]，普遍认为主要是成岩作用而致。其中压实作用与石英的压溶作用多被认为是首要因素，其次为胶结作用[7-9, 25-32]，大气淡水、储层的粒度细、成分成熟度和结构成熟度低亦有影响[34-36]；成岩作用早期的绿泥石胶结薄膜和白云石环边胶结以及溶蚀和破裂作用是形成优质储层的重要因素[34-36]。
本次研究中，通过开展系统薄片观察、扫描电镜观察以及岩心CT扫描，发现荧光细砂岩与油斑细砂岩在矿物组分分布方面存在明显的差异。从整体的矿物分布来看，二者均属于石英长石细砂岩，其主要的陆源碎屑矿物组分含量差异不大。最大的差异在于碳酸盐胶结物(方解石)和黏土矿物(绿泥石)，前者方解石含量可达11.74%而绿泥石含量为3.55%，后者方解石含量仅为0.58%但绿泥石含量却高达10.71%(图 10)，并且绿泥石的二维平面分布具有细长条带状包裹矿物颗粒的特征(图 7d)，表明荧光细砂岩自生碳酸盐胶结强度明显高于油斑细砂岩，即碳酸盐胶结充填于粒间孔，破坏储层，而早期的绿泥石黏土矿物胶结对原生孔隙起到重要的保护作用。
图 10 多尺度CT扫描下不同含油级别细砂岩矿物成分对比Figure 10. Comparison of mineral composition in fine-grained sandstone of different oil-bearing grades under multi-scale CT scanning结合黏土矿物X衍射结果(图 11)不难发现，系统取心井物性、含油性最好的“甜点段”(617.5~619.5 m)处绿泥石含量较高，方解石含量低。对比之下，在含油性差的部位，是方解石强胶结+弱绿泥石组合。
图 11 鄂尔多斯盆地富县地区R203井三叠系延长组长7砂岩甜点段分析结果Figure 11. Results from sweet spot section of sandstones of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation in well R203, Fuxian area, Ordos Basin周晓峰等[37]在总结前人研究经验的基础上，结合实验室资料给出绿泥石膜成因机制的解释：早成岩阶段A期，砂岩中丰富的柔性组分(火山岩、云母、千枚岩、板岩等岩屑)持续水解形成大量的Fe2+、Mg2+等离子，使孔隙水逐渐转化为碱性，并为绿泥石的形成提供了充足的物质来源；绿泥石从孔隙水中沉淀，依附在颗粒表面生长。由于原生孔隙提供了充足的空间，致使形成的绿泥石晶粒粗大，晶形好，集合体有规律地排列。至早成岩阶段B期，绿泥石在骨架颗粒表面聚集成均匀的外层膜，表现为原生孔隙的环边。当时间推移至中成岩阶段，油气进行充注。在这个过程中，会有酸性物质伴随油气进入砂岩中，原先偏碱性的孔隙水介质进而转化为酸性。在此环境下，长石颗粒的表面会出现差异溶蚀，在外层膜和颗粒之间慢慢形成了溶蚀小孔腔。由于绿泥石外层膜的阻滞作用，这些小孔腔内的方解石胶结与硅质胶结偏弱[37]，从而在一定程度上保护了储层。可以认为富县地区砂岩储层中绿泥石膜对储层具有保护(支撑)作用。而钙质胶结和黏土胶结等胶结作用则会导致储层孔渗能力变差。因此，早成岩期绿泥石强胶结及方解石弱胶结促进了物性甜点的形成。
4.4 “建设性”断层沟通是夹层型页岩油富集的关键因素
结合地质背景与地震剖面分析，富县地区中生界主要发育两期断裂，分别发育于燕山运动晚期以及喜马拉雅运动晚期，两期发育的断层均为走滑断裂，在地震剖面上绝大部分断层表现为逆断层的性质，断距较小(小于15 m)。其中燕山期发育的断裂往下贯穿至古生界，延展长度较长，断距一般较大(10~15 m)；喜马拉雅期发育的断裂往下只延展到中生界，断距普遍在4~9 m(图 12)。
图 12 鄂尔多斯盆地富县地区中生界断裂解释剖面红色虚线为燕山期断裂，蓝色虚线为喜马拉雅期断裂；剖面位置见图 4。Figure 12. Interpretation of Mesozoic fault profiles in Fuxian area, Ordos Basin地层抬升造成断层垂向封闭性变差，微裂隙发育而造成油气散逸，地层压力降低，不利于页岩油保存[38]。以富县最新钻探的风险井FY1H井为例，该井1 500 m的水平段中钻遇裂缝与微断裂近500条。在整个钻进过程中，当井轨迹钻穿断缝带之后，气测全烃值便会呈现低值状态；在裂缝、断裂相对欠发育的地区，气测全烃值会相对走高(图 13)。
图 13 鄂尔多斯盆地富县地区FY1H井水平段裂缝发育程度与全烃关系Figure 13. Relationship between fracture development degree and total hydrocarbon content in horizontal section of well FY1H in Fuxian area, Ordos Basin事实上，断裂的作用是双向的而非单向，庆城油田的勘探开发经验认为：储集层中天然裂缝的存在是长7段页岩油“甜点”富集的重要因素，天然裂缝发育有利于通过体积压裂形成复杂的缝网体系，实现页岩油工业规模开发[5]。统计富县地区长7开发区发现，当断裂为喜马拉雅期且断距小于7 m，或断裂为燕山期但断距小于7 m且断裂与井筒距离超过1 km时，容易获得工业油流。这两种情况下的断裂，笔者称其为建设性断裂；其他情况下，如断距规模较大、井筒距断裂较近，则更可能试获低产油流(表 4)。究其原因，认为主要是由于富县地区长7段埋深浅(600~1 200 m，而陇东地区与陕北地区埋深在1 600~2 200 m)，燕山期开始活动、喜马拉雅持续活动、平面延伸距离15~20 km的大规模断裂纵向断穿长7段，同时由于浅埋深条件下长6—长1段泥岩盖层欠发育，导致燕山期近东西向断裂附近保存条件差，油气溢散严重。故而，在后续工作中，对于断裂与裂缝的刻画以及上覆保存条件的研究至关重要。
表 4 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段试油试采井与断裂关系Table 4. Relationship between trial production wells in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation and faults in Fuxian area, Ordos Basin井号 试油成果 储层厚度 距断裂距离/m 断裂发育时期 断距/m 油/(m3/d) 水/(m3/d) LH13 1.43 0.03 12 1 600 喜马拉雅期 4 LH16 0 5.8 10.5 680 燕山期 13 LH20 0.25 2.4 25 750/1 300 喜马拉雅期 8 LH26 0 5.8 15.3 2 200 燕山期 9 LH29 0.9 3.9 13.5 120 喜马拉雅期 5 LH38 0 2.1 12.5 250/780 燕山期 9 LH39 0 6.5 11.2 280 燕山期 15 LH504 0 13.6 16.3 1 600 喜马拉雅期 8 LH9 0.24 4.68 15 1 500 燕山期 6 XF8 0.08 0.62 7.3 1 750 喜马拉雅期 9 ZF17 2.24 11.7 16 470 喜马拉雅期 3 5. 结论
(1) 鄂尔多斯盆地富县地区烃源岩全区广泛分布，生油能力强，能够为夹层砂岩提供有力的油源保障。
(2) 研究区长7储层岩性主要为长石砂岩、岩屑质长石砂岩；孔隙类型以次生粒内孔、残余粒间孔以及原生粒间孔为主，溶蚀孔对储层的物性起到显著的改善作用。
(3) 泥质含量与方解石胶结程度对储层物性影响最大。不含泥质的方解石弱胶结块状细砂岩物性最好，是最优甜点砂岩。
(4) 富县地区长7砂岩的含油性受物性控制，而物性同时受沉积相与成岩作用的约束，优势甜点区为三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相下的物性有利区。
(5) 断层延伸的层位与断距的规模对富县地区长7页岩油的聚集与产出具有至关重要的作用。断距、断层期次、井轨迹与断裂的距离都是井位部署中必须要考虑的因素。
利益冲突声明/Conflict of Interests作者钱门辉、张毅是本刊主办单位员工，均未参与本文的同行评审或决策。Authors QIAN Menhui and ZHANG Yi are the employees of the sponsor of this journal, and they did not take part in peer review or decision making of this article.作者贡献/Authors’Contributions何发岐、齐荣、尹超参与研究项目的整体设计规划、研究方式方法的确定；姜龙燕、钱门辉、张毅、占小刚负责项目执行；姜龙燕完成论文的写作；钱门辉、张毅、占小刚参与论文的修改。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。The study was designed and the research method was determined by HE Faqi, QI Rong, and YIN Chao. JIANG Longyan, QIAN Menhui, ZHANG Yi, and ZHAN Xiaogang were responsible for project implementation. The manuscript was wrote by JIANG Longyan and revised by QIAN Menhui, ZHANG Yi, and ZHAN Xiaogang. All authors have read the last version of the paper and consented to its submission. -
图 1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长72亚段沉积相平面分布
Figure 1. Planar characteristics of sedimentary facies in Chang 72 sub-member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin
图 2 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系长7段油页岩发育位置(a-c)及其干酪根类型(d)
Figure 2. Development locations (a-c) and kerogen type diagram (d) of oil-bearing shale in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 3 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段烃源岩主要评价参数
Figure 3. Main evaluation parameters of source rocks in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 4 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7泥页岩厚度平面展布
Figure 4. Planar distribution of mud shale thickness in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 5 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段储层岩石特征
Figure 5. Characteristics of reservoir rocks of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 6 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段砂岩储层孔渗关系
Figure 6. Porosity vs. permeability of sandstone reservoirs of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 7 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段砂岩储层中的孔隙特征
a.原生孔隙，主要由长石、石英等脆性矿物围成，边缘光滑，孔径较大，往往可至数百微米(图中长度约为150 μm)；b.左图为长石溶孔，右图为次生钠长石充填，孔隙丰富；c.左为伊利石发育次生孔，右为绿泥石发育次生孔，在扫描电镜下可以观察到黏土矿物聚合体中有大量粒内孔；d.绿泥石膜，光学显微镜下(左)，绿泥石膜因遭受沥青质浸染呈原生孔隙的黑褐色或黑色环边，电子显微镜下(右)，在骨架颗粒相互接触的位置，可以观察到零星分布着平行于颗粒表面的绿泥石晶体，由颗粒相互接触的位置向孔隙方向，则转化为绿泥石膜垂直生长在颗粒表面。
Figure 7. Pore characteristics in sandstone reservoirs of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 8 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段不同沉积微相条件下的物性条件对比
Figure 8. Comparison of physical properties under different sedimentary microfacies conditions of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 9 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段油藏岩性与含油性图版
Figure 9. Lithology and oil-bearing properties of the reservoir of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
图 10 多尺度CT扫描下不同含油级别细砂岩矿物成分对比
Figure 10. Comparison of mineral composition in fine-grained sandstone of different oil-bearing grades under multi-scale CT scanning
图 11 鄂尔多斯盆地富县地区R203井三叠系延长组长7砂岩甜点段分析结果
Figure 11. Results from sweet spot section of sandstones of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation in well R203, Fuxian area, Ordos Basin
图 12 鄂尔多斯盆地富县地区中生界断裂解释剖面
红色虚线为燕山期断裂，蓝色虚线为喜马拉雅期断裂；剖面位置见图 4。
Figure 12. Interpretation of Mesozoic fault profiles in Fuxian area, Ordos Basin
图 13 鄂尔多斯盆地富县地区
FY1H井水平段裂缝发育程度与全烃关系
Figure 13. Relationship between fracture development degree and total hydrocarbon content in horizontal section of well FY1H in Fuxian area, Ordos Basin
表 1 鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段夹层型页岩油特征对比[14]
Table 1. Comparison of interlayer-type shale oil characteristics in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin
项目 页岩油类型 重力流夹层型 三角洲前缘夹层型 岩性组合 半深湖—深湖泥页岩夹薄层砂岩 三角洲前缘泥夹厚层砂岩 砂地比/% >20(一般 < 30) 一般 < 30 单砂体厚度/m < 5 5~10 代表区块 庆城油田 新安边油田、志靖—安塞地区 主要发育层位 长71亚段、长72亚段 长71亚段、长72亚段 
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表 2 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段岩相识别指标体系
Table 2. Lithofacies identification index system for Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
岩相划分 特征描述 层位分布 微相 细砂岩岩相 块状细砂岩岩相 块状细砂岩，多见水平缝发育 长71亚段下部
长72亚段上部水下分流河道 层理状细砂岩岩相 块状、平行、波状层理灰色细砂岩互层，间夹平行或波状泥质纹层 长71亚段下部
长72亚段上部混合岩相 层理细砂岩—泥岩薄交互岩相 块状/波状层理细砂岩与波状层理粉砂岩及粉砂质泥岩薄互层 长71亚段中部
长72亚段中部河口坝、分流间湾 层理粉砂岩—泥质粉砂岩夹薄层泥岩岩相 波状层理粉砂岩与波状泥质粉砂岩夹深灰色水平层理泥岩，或波状层理泥质粉砂岩夹水平层理泥岩 长71亚段上部
长72亚段中部前三角洲泥、远砂坝 水平层理泥岩—粉砂质泥岩岩相 水平层理含粉砂质泥岩、水平层理泥岩夹波状层理泥质粉砂岩 长71亚段中部
长72亚段下部
长73亚段下部分流间湾、半深湖 页岩岩相 纹层状页岩岩相 黑色纹层状页岩 长73亚段中、上部 深湖 水平层理页岩岩相 黑色水平层理页岩 长73亚段中、上部 半深湖
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表 3 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段不同岩性对应的物性与含油性条件对比
Table 3. Comparison of physical and oil-bearing properties of different lithologies of Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation, Fuxian area, Ordos Basin
参数 样品岩性 细砂岩(52件) 粉砂岩(8件) 粉砂质泥岩(4件) 泥页岩(6件) 孔隙度/% $ \frac{3.5 \sim 11.8}{7.5}$ $ \frac{1.5 \sim 5.2}{3.9}$ $ \frac{2.7 \sim 3.6}{3.2}$ $ \frac{1.5 \sim 2.9}{2.2}$ 渗透率/10-3μm2 $ \frac{0.007 \sim 0.654}{0.13}$ $ \frac{0.0005 \sim 0.015}{0.003}$ $ \frac{0.0004 \sim 0.002}{0.0008}\frac{0.0004 \sim 0.002}{0.0008}$ $ \frac{0.007 \sim 0.682}{0.261}$ 含油级别 油迹—油斑 荧光 注：表中分式意义为$ \frac{\text { 最小值~最大值 }}{\text { 平均值 }}$。
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表 4 鄂尔多斯盆地富县地区三叠系延长组长7段试油试采井与断裂关系
Table 4. Relationship between trial production wells in Chang 7 member of Triassic Yanchang Formation and faults in Fuxian area, Ordos Basin
井号 试油成果 储层厚度 距断裂距离/m 断裂发育时期 断距/m 油/(m3/d) 水/(m3/d) LH13 1.43 0.03 12 1 600 喜马拉雅期 4 LH16 0 5.8 10.5 680 燕山期 13 LH20 0.25 2.4 25 750/1 300 喜马拉雅期 8 LH26 0 5.8 15.3 2 200 燕山期 9 LH29 0.9 3.9 13.5 120 喜马拉雅期 5 LH38 0 2.1 12.5 250/780 燕山期 9 LH39 0 6.5 11.2 280 燕山期 15 LH504 0 13.6 16.3 1 600 喜马拉雅期 8 LH9 0.24 4.68 15 1 500 燕山期 6 XF8 0.08 0.62 7.3 1 750 喜马拉雅期 9 ZF17 2.24 11.7 16 470 喜马拉雅期 3
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