鄂爾多斯盆地胡尖山地區(qū)長6段油水分布規(guī)律及主控因素分析

范泓澈 黃志龍 高 崗 李 君 吳中彬 劉敬明

(1.中國石油大學(xué)(北京) 北京 102249;2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 河北廊坊 065000; 3.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司樁西采油廠 山東東營 257237; 4.中國石油新疆油田分公司開發(fā)公司 新疆克拉瑪依 834000)

鄂爾多斯盆地位于華北地臺的西部,呈一南北向較長的矩形盆地:北起陰山、大青山和狼山,南至秦嶺,東自呂梁山、中條山,西抵賀蘭山、六盤山,面積約37 X104km2,是我國陸上第二大盆地[1]。目前,對該盆地石油地質(zhì)已進行了大量的研究工作[2～5],尤其在沉積、砂體和儲層特征研究方面,取得了許多重要的研究成果[6～8]。隨著石油勘探工作的進行,對該區(qū)原油富集規(guī)律及成藏條件的研究顯得尤為重要。在對原油成藏規(guī)律研究的過程中發(fā)現(xiàn),位于盆地西部的胡尖山地區(qū)油水分布非常復(fù)雜,關(guān)于油水分布的控制因素一直沒有清晰的認識,導(dǎo)致近年來的勘探未有大的突破。本文擬在大量基礎(chǔ)資料分析基礎(chǔ)上,對該區(qū)沉積相演化特征進行研究,并結(jié)合實際地質(zhì)條件對油水分布規(guī)律及主要控制因素進行探討,以期對下一步油氣勘探起到一定的指導(dǎo)作用。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

胡尖山油田地理上位于陜西省定邊縣和吳旗縣境內(nèi),東鄰靖安油田,西邊與油房莊油田相鄰,東南邊與吳旗油田接壤,區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地中部陜北斜坡中西部靠近天環(huán)坳陷的構(gòu)造部位(圖1)。在地質(zhì)歷史上,區(qū)域構(gòu)造具有相對的穩(wěn)定性,發(fā)育北西-南東向的基底斷裂,而在延長組地層中沒有明顯的斷層存在,主要發(fā)育規(guī)模不等的高角度裂縫。這些裂縫對油氣的垂向運移與調(diào)整具有重要作用[9]。主要產(chǎn)層為延長組的長6段,可進一步劃分為3個油層組(自上而下依次為長61、長62、長63),目前為止已鉆探多口探井,大量的鉆探與測試顯示多處地層中產(chǎn)水,除少量探井獲得油氣顯示和少量油流外,仍未獲得大的勘探突破。

2 沉積相演化與油水分布特征

2.1 沉積相演化

鄂爾多斯盆地長6-長1期為湖盆三角洲建設(shè)發(fā)育期,湖水退縮至逐漸消亡,縱向上呈反旋回沉積,平面上各期湖岸線向湖心收斂[10]。通過大量巖芯、錄井和測井資料分析認為,研究區(qū)長6段主要以三角洲前緣亞相為主,發(fā)育水下分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間4種沉積微相砂體,沉積相的演變具有如下特征:

長63期,湖水面積大,水動力相對較弱,發(fā)育較為狹窄的水下分流河道,自北東向向湖心延伸(圖2a)。砂體連片性差,水下分流河道砂地比一般介于0.4～0.6之間。分流河道間砂地比小于0.25,河壩砂地比介于二者之間。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造位置圖Fig.1 The location of the study area

圖2 胡尖山地區(qū)長63(a)、長62(b)、長61(c)沉積微相與試油疊合圖Fig.2 The overlappingmap of sedimentarymicrofacies and well testing of Chang 63(a), Chang 62(b),Chang 61(c)in Hujianshan area

長62期的湖水緩慢萎縮,沉積水動力有所加強,水下分流河道砂體發(fā)育的規(guī)模及分布范圍較長61期擴大(圖2b)。水下分流河道砂體厚度一般為6～15 m,分流河道間也可見到因溢岸沉積薄砂體,厚度約2 m,在工區(qū)中上部河道小面積交叉成片。

長61期,湖水大面積萎縮,三角洲規(guī)模繼續(xù)擴大,主河道寬度增加,自北北東向向湖心深處大范圍延伸,局部覆蓋在先前沉積的泥巖之上(圖2c)。在研究區(qū)中西部地區(qū),河道的側(cè)向遷移及迅速擴展,使早期分流河道不斷地被新的水下分流河道所破壞,造成多期水下分流河道砂體的疊合,砂體厚度可達25 m。

2.2 油水分布規(guī)律

研究區(qū)地形坡度小(一般小于5o),且斷裂不發(fā)育,油藏的分布主要應(yīng)受沉積環(huán)境的控制[11～13]。但從沉積微相與油、水層分布關(guān)系來看,沉積相并不是控制該區(qū)油水層分布的唯一因素。主要表現(xiàn)在以下幾個方面:

①不同沉積微相均有油藏分布;研究區(qū)以長61段油層組砂體最為發(fā)育,油、水分布面積也最廣。測試該層水下分流河道平均日產(chǎn)油20.4 t/d,平均日產(chǎn)水32.8 t/d,河口壩微相平均日產(chǎn)油14.6 t/d,平均日產(chǎn)水10.0 t/d,河道間微相平均日產(chǎn)油也在3.1 t/ d左右。河口壩微相與水下分流河道相比,具有更高的含油飽和度(表1)。

②厚層疊置砂體多為水層占據(jù);通常認為厚度大、物性好的砂體有利于石油的聚集成藏[7]。但研究區(qū)似乎砂體過大、物性過好的儲集層對油藏富集并不一定有利。從儲層厚度與油、水層分布來看,油層主要分布在砂體厚度為3～8 m水下分流河道微相側(cè)翼或河口壩微相中,水層則主要集中分布在6～19 m厚砂體中,油水層則兩端均有分布,主要集中在3～8 m砂層中(表1)。

③同一時期沉積砂體的不同部位含油性不盡相同;大量的油藏剖面和試油數(shù)據(jù)顯示,研究區(qū)同一砂體內(nèi)部油藏的規(guī)模及流體性質(zhì)存在差異,可能與儲層物性、厚度、隔夾層等因素有關(guān)。此外,除具有常規(guī)高部位含油、低部位含水的油水分布規(guī)律外,還存在砂體高部位含水,低部位含油的油水倒置現(xiàn)象(表1)。

可見,沉積相并非是控制研究區(qū)油、水層復(fù)雜分布的唯一因素,深層剖析胡尖山地區(qū)油水分布的主控因素有助于探尋油氣的富集規(guī)律。

3 主控因素分析

研究區(qū)油水分布規(guī)律具有一定的特殊性,這種特殊性不僅受沉積環(huán)境的控制,同時也受源巖的供給能力、儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)、原油側(cè)向輸導(dǎo)能力等因素控制。

3.1 沉積砂體的儲層物性決定原油驅(qū)替地層水的能力

表1 長6段油層組各種沉積微相物性及含油性對比Table1 The com parison between physical property and oil-bearing capability of various sedimentary m icrofacies of Chang 6 oil layer

不同沉積環(huán)境形成的砂體往往具有不同的幾何形態(tài)及沉積特征,砂體的粒徑、分選性、雜基含量和碎屑顆粒組成各異,引起砂體內(nèi)部儲層物性、孔隙結(jié)構(gòu)存在較大差異[14]。胡尖山地區(qū)長6段地層沒有明顯的斷層存在,主要發(fā)育不同規(guī)模的高角度裂縫,裂縫傾角大都在75°以上,裂縫間距介于25～155 cm,多為開啟裂縫和半充填裂縫,有效裂縫居多,未見完全充填。巖芯分析表明:大部分被方解石膠結(jié)的裂縫表面發(fā)現(xiàn)有油存在,裂縫所在砂巖為油斑細砂巖,推測油注入裂縫的時間應(yīng)在方解石膠結(jié)之后。原油從深層源巖排除后,即可以通過裂縫向淺部砂體供烴,進入儲層后可以沿上傾方向進行橫向調(diào)整,最終在構(gòu)造或砂體的高部位富集成藏。但試油分析結(jié)果表明,并不是每個砂層都可以有油氣的進入,這與油氣運移的動力和毛細管阻力大小有關(guān)。只有運移動力大于砂體的毛細管阻力時,原油才可能進入砂體,驅(qū)替地層水,從而占據(jù)孔隙;反之,則原油難以進入儲層當(dāng)中。最終導(dǎo)致物性好的砂體原油容易進入形成油藏,物性稍差的砂體可以充注部分原油,形成含水油層,而更差的砂體石油通常難以進入,主要為水層。如元250井長61段頂部砂層厚度一般為6～8 m,物性好,測試為純油層。下部臨近儲層厚度一般3～4 m,且物性較差,測試主要產(chǎn)水(圖3)。

3.2 沉積微相砂體側(cè)向遮擋條件制約著油水層的分布

厚層砂體在研究區(qū)中部分布范圍較廣,其成因主要與形成環(huán)境、形成水動力條件及砂體疊置方式有關(guān)。沉積時期物源方向的改變及河道的頻繁遷移,垂向上可形成多期河道砂體的疊置,砂體厚度明顯增大,測井曲線表現(xiàn)為箱形-箱形或箱形-鐘形的疊加特征。這些沉積厚度較大的砂體,通常具有沉積粒度粗,分選性一般,孔隙度和滲透率大的特點,而其內(nèi)部泥巖作為夾層對油氣橫向運移的總趨勢不會有太大影響。結(jié)合研究區(qū)油源對比關(guān)系,發(fā)現(xiàn)目的層段原油主要為下部長7段源巖貢獻,由于源儲之間溝通性較差,使得儲層難以得到充足的油源供給。因此,當(dāng)一定量原油沿裂縫進入厚層砂體內(nèi)部運移過程中,難以遇到有效的遮擋,成為原油橫向運移的優(yōu)勢輸導(dǎo)通道。僅當(dāng)原油沿上傾方向運移至沉積微相過渡帶時,表現(xiàn)為砂巖厚度逐漸變薄,物性變差,最終尖滅與封閉性好的泥巖層中,成為研究區(qū)油氣富集的主要場所(圖3)。而在砂體厚度較大的地層,受原油供給能力限制,原油難以完全驅(qū)替地層水,儲層內(nèi)部充滿度較低,以至多處厚層砂體中底水和邊水發(fā)育。

圖3 胡尖山地區(qū)油水層分布成因模式Fig.3 The genetic model of oil-water distribution in Hujianshan area

3.3 沉積韻律不同影響油、水層的空間分布位置

研究區(qū)既有正韻律,也有反韻律,還有復(fù)合韻律。不同韻律的砂層決定了巖層垂向滲透率存在差異[15,16]。高滲透率段孔隙喉道半徑大,毛細管力小,流體流動阻力小,原油在運移到砂層時優(yōu)先進入高孔滲段,并排出孔隙水,占據(jù)孔隙。相對低孔滲段由于孔喉半徑相對較小,毛細管力阻力大,原油難以進入其中,或者僅有少量進入。因此,在正韻律單砂層中,由于底部巖性、物性優(yōu)于頂部地層,原油更容易在砂層底部或中下部運移,并在合適圈閉條件下富集成藏,從砂層底部向頂部依次出現(xiàn)油層、油水層和水層。反韻律砂體則相反。復(fù)合韻律也具有相似的油水分布特征。即滲透性好的部位含油性總體比滲透率差的部位要好,含油飽和度高,含水飽和度低。如元132長62段地層發(fā)育一套反韻律砂體,頂部砂巖好于下部地層,測試日產(chǎn)油13.43 t/d。底部砂體物性較差,主要為含油水層。元142長61段地層發(fā)育一套正韻律砂體,測試底部日產(chǎn)油4.51 t/d,頂部主要產(chǎn)水(圖3)。

3.4 低孔低滲儲層鈣質(zhì)膠結(jié)是油水倒置的主要原因

原油在富集成藏的過程,實際是油驅(qū)替地層水的過程,相同成藏條件下,砂巖孔隙連通性越好,孔隙喉道的毛細管阻力越小,則原油在向上傾方向運移過程中往往具有較高的驅(qū)水效率和油氣充滿度[17,18]。而鈣質(zhì)膠結(jié)的砂體儲層孔隙結(jié)構(gòu)和物性被破壞,儲層孔隙結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜,滲透率變低,對原油的運聚不利。巖芯分析結(jié)果表明:研究區(qū)鈣質(zhì)膠結(jié)的砂巖主要為細砂巖和粉砂巖,多未見油氣顯示。其中鈣質(zhì)細砂巖孔隙度分布介于1.24～16.18之間,均值為7.25,滲透率分布于0.004～13.58之間,均值為0.405;鈣質(zhì)粉砂巖孔隙度介于1.21～14.63之間,均值為7.07,滲透率分布于0.006～4.643之間,均值為0.356。同一塊巖芯砂巖中鈣質(zhì)膠結(jié)與含油部分相臨。含油砂巖鈣質(zhì)膠結(jié)特征不明顯,表明鈣質(zhì)膠結(jié)主要應(yīng)該在油氣運移之前,屬于早期成巖作用產(chǎn)物。在砂巖的上傾構(gòu)造高部位,由于砂巖層變薄,鈣質(zhì)膠結(jié)作用更強烈,儲層物性變差,導(dǎo)致油驅(qū)水阻力增大,效率降低,在油氣不充足的情況下,最終形成由構(gòu)造高部位向低部位呈現(xiàn)水→油→水的規(guī)律性變化,導(dǎo)致高部位呈現(xiàn)油水倒置。如耿400-元108-元62油藏剖面上,元108井砂巖的下傾部位日產(chǎn)油5.37 t/d,向砂巖上傾構(gòu)造高部位,油層逐漸過渡為含油水層和水層,且砂巖逐漸變薄,測井曲線上表現(xiàn)為低的自然伽馬(GR)和聲波時差(AC),高電阻率值特征,其碳酸鹽含量介于38%～50%之間,顯示該層段鈣質(zhì)膠結(jié)嚴重。

3.5 不同沉積時期砂體連通控制著油水相間分布

不同時期沉積砂體部分橫向疊置,使砂體大面積連片分布,從而使孤立的幾個砂體之間具有一定的連通性。但受不同時期沉積環(huán)境、沉積水動力條件等差異影響,砂體內(nèi)部通常具有較強的非均質(zhì)性。原油進入儲層后,往往沿橫向連通性好的砂體以較高的速度向上傾方向運移,難以原地富集,而只有當(dāng)遇到砂巖厚度突然變薄、物性較差的部位,運移速度才會降低。原油便慢慢在構(gòu)造上傾的低滲透砂層中聚集,但仍有部分或全部繼續(xù)向前運移,最終在砂體尖滅部位形成穩(wěn)定分布的巖性油藏。原油橫向運移與砂體的規(guī)模有關(guān),分布范圍廣的砂體可以形成橫向上油水間互分布的格局,而分布小的砂體可以形成分布范圍小的巖性油藏。如元207-元214-元218-元233-元85油藏連井剖面,元207井長61段底部鉆遇薄水層,向上傾方向的元214井日產(chǎn)油4.3 t/d,日產(chǎn)水4 t/d,元217井也鉆遇薄油層,而位于構(gòu)造高部位的元218和元223井試油顯示為油花,向上傾方向,水層再次過渡為純油層(圖3)。

3.6 夾層影響著單砂體內(nèi)部油水層的分布

胡尖山地區(qū)儲層內(nèi)部常存在一些不連續(xù)的、薄層夾層,巖性主要是純泥巖及鈣質(zhì)膠結(jié)致密的砂巖,盡管面積不大,厚度也很小,由于物性及毛細管阻力差異,對油氣的二次運移具有一定的遮擋作用(圖3)。當(dāng)夾層面未形成有效遮擋時,原油可以沿致密夾層底部向上傾方向運移(圖4),影響了油水的空間運移方式,不規(guī)則分布的夾層使得油水分布更加復(fù)雜,在重力分異作用下,易形成多個油水系統(tǒng)。然而,對油氣橫向運移的總趨勢不會有太大影響。此外,當(dāng)夾層面形成了有效圈閉時,原油也可以聚集成藏,但一般規(guī)模較小。

可見,研究區(qū)油、水復(fù)雜分布是沉積環(huán)境與成巖作用共同作用的結(jié)果。在研究區(qū)低幅度構(gòu)造背景下,沉積相控制著砂體空間展布特征,也為原油的富集提供了必要的儲集空間,是控制油水分布主要原因。后期成巖作用的差異改造,使儲集孔隙空間結(jié)構(gòu)發(fā)生變化,儲集性能千差萬別,有的砂體甚至幾乎完全喪失作為儲集體的功能,是導(dǎo)致沉積后期油水復(fù)雜分布的重要原因。

圖4 耿252井長61段砂體內(nèi)部夾層分布特征Fig.4 The pattern of interlayer in Chang 6 sand ofWell Geng 252

4 結(jié)論

研究區(qū)長6段地層沉積環(huán)境主要包括水下分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間沉積微相,垂向上具有明顯的進積演化特征?？傮w上,控制研究區(qū)油水層復(fù)雜分布的因素較多,不同沉積微相內(nèi)部原油充注能力及油水側(cè)向遮擋條件差異較大,是導(dǎo)致油水分布復(fù)雜的主要原因。此外,沉積后期儲層內(nèi)部鈣質(zhì)膠結(jié)程度、儲層內(nèi)部空間結(jié)構(gòu)變化是導(dǎo)致油水復(fù)雜分布的另一重要原因。

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