鄂爾多斯盆地延長組儲層致密化及其影響下的致密油充注特征

郭繼剛，郭 凱，宮鵬騏，徐 靜，郭 晶

(1.國土資源部 油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京 100034； 2.中國石油 長城鉆探工程有限公司 解釋研究中心，北京 100101；3.中國石油 長城鉆探工程有限公司 井下作業(yè)分公司，北京 100101； 4.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249)

鄂爾多斯盆地延長組儲層致密化及其影響下的致密油充注特征

郭繼剛1，郭 凱2，宮鵬騏3，徐 靜4，郭 晶1

(1.國土資源部 油氣資源戰(zhàn)略研究中心，北京 100034； 2.中國石油 長城鉆探工程有限公司 解釋研究中心，北京 100101；3.中國石油 長城鉆探工程有限公司 井下作業(yè)分公司，北京 100101； 4.中國石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249)

通過對鄂爾多斯盆地延長組儲層成巖作用、致密歷史、油水分布特征的分析，并結(jié)合充注動力與阻力的計算，探討了儲層早期致密化影響下的致密油充注特征。結(jié)果表明，延長組長6-長8段儲層孔隙演化經(jīng)過4個階段，在中成巖階段A1期基本達到致密，而此時油氣大規(guī)模充注尚未開始。儲層早期致密化形成的高充注阻力導(dǎo)致浮力難以成為驅(qū)替致密油運移的有效動力。同時，結(jié)合該區(qū)具有緊鄰源巖的致密砂巖普遍含油、“甜點”富油且流體分異性差的特征，認為廣泛發(fā)育的長7段烴源巖與長6和長8段儲層間的剩余壓力差是致密油充注的主要動力，且是導(dǎo)致致密砂巖含油而甜點富油的重要因素。

儲層致密化；充注動力；致密油；延長組；鄂爾多斯盆地

致密油是指賦存在與生油巖互層、緊鄰的致密砂巖、致密碳酸鹽巖等儲層中，未經(jīng)大規(guī)模長距離運移形成的石油聚集[1-4]；儲層低孔低滲，孔隙度一般小于10%，基質(zhì)覆壓滲透率一般小于0.1×10-3μm2，單井無自然工業(yè)產(chǎn)能，多采用水平井壓裂技術(shù)進行開發(fā)[1,3]。近年來，隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷進步，致密油成為繼致密氣、煤層氣、頁巖氣之后非常規(guī)油氣勘探的又一新熱點[1-5]。目前，致密油已在美國、加拿大、阿根廷等國家實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)[6-8]，我國目前在鄂爾多斯、準噶爾、三塘湖等盆地勘探開發(fā)致密油，已探明儲量十分巨大，但總體上還處于起步和探索階段[2]。鄂爾多斯盆地致密油氣資源豐富，具有很大的勘探開發(fā)潛力，延長組是其致密油分布的主要層位，目前已在延長組相繼發(fā)現(xiàn)西峰、姬塬和華慶等3個10億噸級的致密油儲量規(guī)模區(qū)[9-11]。本文在研究區(qū)已有資料的基礎(chǔ)上，通過對采集的沉積儲層等樣品的分析，對隴東地區(qū)延長組致密儲層成巖作用、致密化歷史、油水分布特征進行了研究，并探討了致密儲層背景下石油的充注動力，以期對該區(qū)致密油的勘探部署提供地質(zhì)依據(jù)。

1 研究區(qū)概況

鄂爾多斯盆地面積25×104km2，是發(fā)育在華北克拉通之上的多旋回疊合盆地[12]，分為伊盟隆起、渭北隆起、伊陜斜坡、天環(huán)坳陷、西緣逆沖帶和晉西撓褶帶6個一級構(gòu)造單元(圖1)。其中，伊陜斜坡是東北高西南低的平緩斜坡，傾角不到1°，為油氣聚集的主要構(gòu)造單元。隴東地區(qū)位于盆地的西南部，地跨天環(huán)坳陷和伊陜斜坡2個構(gòu)造單元，面積約3×104km2(圖1)。

上三疊統(tǒng)延長組是鄂爾多斯盆地主要的石油勘探層系，自下而上分為長10—長1等10個油層組，各油層組又進一步分為多個油層段[13]。延長組沉積期間，湖盆水體由淺變深再變淺，代表著湖盆產(chǎn)生、發(fā)展與消亡的全過程。湖盆從長10沉積期開始發(fā)育，到長7沉積期達到鼎盛，發(fā)育一套含較厚油頁巖的暗色泥巖，成為盆地內(nèi)中生界的主力烴源巖[14]；長4+5沉積期后湖盆開始收縮消亡[15]。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造單元劃分及研究區(qū)位置

除長4+5期也發(fā)育較大范圍暗色泥巖沉積外，其他各時期砂泥巖互層沉積、砂巖為主的沉積或泥質(zhì)巖為主的沉積均有發(fā)育。長6—長8油層組是隴東地區(qū)的主力油層，儲集砂體主要為三角洲前緣水下分流河道、河口壩、前緣席狀砂以及滑塌濁積砂體[16]。

2 儲層成巖作用與致密史

2.1 巖石學(xué)特征與儲集特征

2.1.1 巖石學(xué)特征

隴東地區(qū)砂巖儲層主要為巖屑長石砂巖，其次為長石砂巖和長石巖屑砂巖(圖2)。砂巖的成分成熟度普遍較低，碎屑顆粒中石英含量平均僅為41%，長石含量為32.2%，巖屑含量為26.8%，以噴發(fā)巖、隱晶巖、千枚巖、板巖和沉積巖屑為主。雜基含量明顯較低，平均為1%～2%，而膠結(jié)物平均含量為6.8%，以綠泥石、高嶺石、方解石、鐵方解石、鐵白云石和硅質(zhì)膠結(jié)物為主。該地區(qū)砂巖主要為細砂巖，分選性較好，但磨圓度較差，以次棱角狀為主，反映沉積區(qū)近物源的特點。接觸方式主要為線接觸，其次為點—線接觸；膠結(jié)類型以孔隙膠結(jié)和薄膜—孔隙膠結(jié)為主。

2.1.2 孔隙結(jié)構(gòu)與物性

隴東地區(qū)延長組砂巖儲層的儲集空間主要為原生粒間孔、粒內(nèi)溶孔、晶間微孔、粒間溶孔及微裂縫等。其中，原生粒間孔大多是經(jīng)過壓實作用或膠結(jié)作用形成的殘余粒間孔，占總孔隙類型的37%～67%；長石溶孔是最主要的次生孔隙類型，占總孔隙類型的21%～49%；巖屑溶孔占總孔隙類型的5%～8%。隴東地區(qū)延長組400余組砂巖壓汞數(shù)據(jù)分析結(jié)果表明，長8段儲層砂巖孔隙結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，孔喉中值半徑介于0.02～0.58μm，平均0.2μm，孔喉半徑多小于7.5 μm，以0.2～1 μm為主；分選系數(shù)平均為1.7，儲層排替壓力平均為1.54 MPa(表1)。與長8段相比，長7段和長6段孔隙結(jié)構(gòu)更為復(fù)雜，孔隙也更??；上部長3段具有明顯較好的儲集性，平均中值半徑可達0.4 μm，平均排替壓力和中值壓力明顯較小，最大進汞飽和度可達82.4%(表1)。

圖2 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組儲層巖石類型劃分

表1 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組砂巖儲層壓汞數(shù)據(jù)統(tǒng)計

Table 1 Sandstone reservoir mercury injection statistics of Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin

層位中值半徑/μm平均中值壓力/MPa排替壓力/MPa分選系數(shù)最大進汞飽和度/%長3(0.04～1.0)/0.43.8(0.12～2.66)/0.59(0.13～3)/2.1(54～93)/82.4長6(0.02～0.42)/0.129.3(0.06～9.1)/2.53(0.05～2.6)/1.23(28～95)/75.6長7(0.016～0.26)/0.119.9(0.1～10)/2.56(0.04～2.3)/1.1(25～91)/72.8長8(0.02～0.58)/0.27.5(0.07～7.7)/1.54(0.2～2.9)/1.7(30～91)/72

注：表中數(shù)字意義為(最小值～最大值)/平均值。

隴東地區(qū)延長組1 000余塊巖石樣品物性測試結(jié)果表明，長6—長8段儲層孔隙度主要分布在5%～10%，滲透率多小于1×10-3μm2(圖3)，平均孔隙度約為8%，平均滲透率為(0.1～0.4)×10-3μm2，為低孔超低滲儲層。而上部長3段儲層物性明顯較好，孔隙度主要分布在10%～15%，滲透率分布在(0.1～10)×10-3μm2(圖3)，平均孔隙度和滲透率可達11%和3.5×10-3μm2。長6—長8段儲層中值孔喉直徑主要分布在50～400 nm，而上部長3段儲層孔喉直徑較大，但也多小于1 000 nm。結(jié)合前人[2,17]對延長組儲層孔喉大小的分析可知，隴東地區(qū)延長組儲層已進入納米級孔喉范圍，為典型的致密砂巖儲層。

2.2 成巖作用類型

2.2.1 壓實作用

隴東地區(qū)延長組長6—長8段儲層經(jīng)歷了中等強度的壓實作用，主要壓實現(xiàn)象包含：云母和泥質(zhì)巖屑等塑性組分發(fā)生彎曲變形，石英、長石等剛性顆粒形成碎裂紋或微裂縫(圖4a)；碎屑顆粒主要為線接觸和點—線接觸，凹凸接觸和縫合線接觸基本不發(fā)育，說明儲層尚未進入強烈的壓溶階段。大量塑性組分假雜基化擠占原生孔隙空間，說明壓實作用是該區(qū)砂巖物性降低的主要因素[18]。

圖3 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組儲層孔隙度和滲透率交會圖

2.2.2 膠結(jié)作用

長6—長8段儲層硅質(zhì)膠結(jié)物主要為石英自生加大邊和自形石英晶體[18]，含量變化較大，一般為0.2%～6.6%，平均1.85%，掃描電鏡下可見充填于粒間孔隙中的六方雙錐狀自生石英晶體(圖4b)。自生黏土礦物以綠泥石最為常見，含量多為0.4%～13%，平均為3.1%，主要以孔隙襯邊方式產(chǎn)出或充填于孔隙中[18-20]，掃描電鏡下的綠泥石襯邊常以針葉狀集合體向孔隙中心生長(圖4b)。高嶺石含量多在0.2%～8%，平均為2.5%，以孔隙充填的方式產(chǎn)出，掃描電鏡下的高嶺石單個晶體呈六方板狀，集合體呈書頁狀或蠕蟲狀，有時與自生石英共生(圖4c)。

2.2.3 碳酸鹽膠結(jié)物

長6—長8段儲層碳酸鹽膠結(jié)物十分發(fā)育，平均占膠結(jié)物總量的27%，以方解石、鐵方解石和鐵白云石為主，少量白云石和零星的菱鐵礦[21]。成巖早期以方解石為主[18]，晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)物多形成連晶狀或嵌晶狀膠結(jié)(圖4d-e)。鐵碳酸鹽膠結(jié)物不僅充填原生粒間孔隙，而且充填長石和巖屑溶蝕產(chǎn)生的次生孔隙(圖4d)。

2.2.4 溶蝕作用

延長組儲層的溶蝕作用發(fā)生在長石、巖屑與碳酸鹽膠結(jié)物之中，以長石的溶蝕作用最為普遍，溶蝕形成的次生孔隙被石油充注或被后期含鐵碳酸鹽膠結(jié)物充填(圖4d)。

2.2.5 破裂作用

隴東地區(qū)延長組廣泛發(fā)育構(gòu)造裂縫，而且相當(dāng)數(shù)量的裂縫被鐵方解石充填(圖4f)。廣泛發(fā)育的構(gòu)造裂縫是該區(qū)烴類流體的重要活動通道，可有效溝通烴源巖與儲層并提高儲層的滲流能力[22]。

圖4 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6—長8段主要成巖現(xiàn)象

2.3 成巖序列與致密史

2.3.1 成巖序列

長6—長8段儲層中發(fā)育綠泥石膜的顆粒表面未見石英次生加大現(xiàn)象，僅在粒間孔中可見自形石英晶體，說明綠泥石膜形成于成巖早期(圖4b)；長石溶蝕孔中可見鐵方解石膠結(jié)物，說明鐵方解石膠結(jié)物的形成時間同步或晚于長石顆粒的溶蝕(圖4d)；長石溶蝕孔中可見烴類侵位形成的瀝青質(zhì)，碎屑顆粒與鐵方解石膠結(jié)物接觸部位可見殘余瀝青質(zhì)，且在鐵方解石內(nèi)部也可見部分烴類活動留下的褐色痕跡，說明烴類侵位時間晚于長石顆粒溶蝕，同步或稍早于鐵方解石的形成時間(圖4e)。結(jié)合前人的研究[18-20,23-25]，將長6—長8段儲層的成巖序列總結(jié)為：早期方解石沉淀—綠泥石膜形成—石英次生加大—有機酸性流體注入—長石與巖屑溶蝕—自生高嶺石形成—自生石英晶體發(fā)育—烴類充注—晚期鐵方解石充填原生或次生孔隙—晚期鐵白云石交代。根據(jù)碎屑巖成巖階段劃分標準[26]，結(jié)合隴東地區(qū)延長組地層埋藏史—熱史，建立了長6—長8段儲層的成巖序列演化史(圖5)。結(jié)果表明，目前長6—長8段儲層位于中成巖階段A期。

2.3.2 孔隙演化史

根據(jù)對隴東地區(qū)延長組地層埋藏史、成巖作用及膠結(jié)物含量、溶蝕增孔等的分析，并結(jié)合前人對延長組成巖作用與孔隙演化的研究結(jié)果[18,27-28]，將長6—長8段儲層孔隙演化劃分為4個階段。

第一階段：三疊紀末—侏羅紀末，儲層主要處于早成巖階段，孔隙快速減小。強烈的壓實作用及早期膠結(jié)作用使該階段儲層孔隙度從原始的35%減小到11%～13%。第二階段：侏羅紀末—早白堊世中期，儲層處于中成巖階段A1亞期，次生孔隙發(fā)育階段；有機質(zhì)脫羧基作用產(chǎn)生的大量有機酸性流體進入儲層，導(dǎo)致長石、巖屑等易溶礦物溶蝕形成次生孔隙，此階段孔隙度增加1%～2%。第三階段：從早白堊世早期—早白堊世末期，孔隙度緩慢減小階段，烴源巖成熟伴生的有機酸和二氧化碳等酸性流體進入儲層發(fā)生溶蝕作用被緩釋后，隨著成巖環(huán)境的變化形成晚期含鐵碳酸鹽膠結(jié)，導(dǎo)致孔隙度進一步減小，約減小3%～5%。第四階段：晚白堊世至今，儲層仍處于中成巖階段A期，孔隙保持階段。由于盆地抬升剝蝕，成巖作用基本停止，儲層保持了最大埋深時的孔隙特征，孔隙度變化不大，現(xiàn)今孔隙度約為8%。

3 儲層含油性與油水分布特征

3.1 含油飽和度低

對隴東地區(qū)延長組120余塊巖心樣品相對滲透率的分析結(jié)果表明，長6—長8段儲層殘余油飽和度較低，主要在24%～51%，平均39%；束縛水飽和度較高，主要分布在19%～45%，平均29%。800余塊巖心樣品含油飽和度測試結(jié)果也表明，該區(qū)長6—長8段儲層含油飽和度低，主要分布于5%～45%(圖6)。由于該含油飽和度為巖心中殘留石油的飽和度，實測結(jié)果偏低，不能代表儲層的原始含油飽和度。根據(jù)低滲透砂巖儲層的束縛水飽和度可推測其含油飽和度一般不超過70%。從長6—長8段儲層含油飽和度與孔隙度和滲透率的關(guān)系可以看出，含油飽和度與孔隙度和滲透率的關(guān)系復(fù)雜(圖6)，不像常規(guī)砂巖儲層一樣表現(xiàn)出良好的相關(guān)性，說明儲層物性對含油飽和度沒有明顯的控制作用。

3.2 緊鄰源巖儲層普遍含油

隴東地區(qū)長6和長8段儲層與長7段主力烴源巖緊鄰接觸，形成垂向疊置的源儲組合關(guān)系，因此，長6段和長8段砂巖具有有利的烴類充注條件，砂層普遍含油。而遠離長7段主力烴源巖的長3段儲層，以水層或含油水層分布為主，僅在少量物性較好的砂層中分布油水層或油層。以西86井為例(圖7)，長3段縱向上大多數(shù)砂層為水層，僅物性較好的極少部分砂層為油水層，含油砂層滲透率均大于2×10-3μm2，含油飽和度不超過45%。而該井長7和長8段砂層雖然物性較差，但普遍含油。可見，垂向上遠離烴源巖的砂層含油性普遍較差，水層居多，而與烴源巖緊密接觸或相鄰的砂層則普遍含油。

圖5 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6-長8段儲層成巖序列及孔隙演化包裹體均一溫度數(shù)據(jù)來自文獻[29]。

圖6 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6-長8段儲層含油飽和度與孔隙度及滲透率的關(guān)系

圖7 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)西86井長3段和長7—長8段砂巖含油特征

3.3 “甜點”砂巖更富油

隴東地區(qū)長6—長8段儲層整體上大面積分布低孔低滲的致密砂巖。通過分析砂層實測物性及其試油結(jié)果可知，油層和油水層的孔隙度通常大于7%，滲透率可低至0.05×10-3μm2，但多大于0.1×10-3μm2；而水層和干層的孔隙度多小于10%，滲透率多小于0.3×10-3μm2(圖8)，這說明長6—長8段大面積致密砂巖背景下的相對高孔滲“甜點”砂巖更富油。對該區(qū)150余口井長6—長8段2 000余砂層測井解釋含油飽和度統(tǒng)計結(jié)果也表現(xiàn)出致密砂巖普遍含油，而“甜點”砂巖富油的特征。

圖8 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長6-長8段儲層實測物性與含油性的關(guān)系

以油層為代表的“甜點”砂巖含油飽和度更高，一般介于48%～70%，平均為57.5%；而以致密層和干層為代表的致密砂巖含油飽和度較低，分別介于25%～60%和10%～50%，平均為40%和30%。

3.4 流體分異性差

隴東地區(qū)延長組砂體具有垂向疊置、側(cè)向大面積疊合連片分布的特點，該區(qū)沒有明顯的構(gòu)造圈閉，以巖性圈閉為主[15]。從圖9可看出，該區(qū)低滲透油藏為多砂體疊置連片含油，形成大面積的連續(xù)石油聚集；流體分異性差，同一砂層高部位常為差油層或致密層，而低部位為油層，油藏表現(xiàn)出明顯的滯留特征；無統(tǒng)一的油水界面和圈閉界限，油層、水層或干層在垂向上疊置，在側(cè)向上相互連接；含油性變化大，干層、致密層、差油層、油水層或油層普遍發(fā)育，具有整體含油的特征，但僅在局部砂層富集形成油層。

4 致密儲層控制下的油氣充注動力

4.1 油氣大規(guī)模充注時的古孔滲及古排替壓力

早白堊世是隴東地區(qū)延長組主要生排烴期與石油充注成藏期(圖5)。成巖分析表明，石油大規(guī)模充注的時間晚于儲層的大規(guī)模壓實的時間，因此在恢復(fù)油氣充注時儲層的古孔隙度可忽略晚期壓實作用造成的孔隙度損失。而晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)作用是導(dǎo)致儲層致密的主要因素，且其作用時間稍晚于石油的大規(guī)模充注時間[18,30]，因此，石油大規(guī)模充注時的古孔隙度近似等于現(xiàn)今孔隙度與石油充注后期含鐵碳酸鹽膠結(jié)導(dǎo)致的孔隙度損失之和[30]。

薄片統(tǒng)計表明，隴東地區(qū)長8、長7、長6和長3段含鐵碳酸鹽膠結(jié)物平均導(dǎo)致的孔隙度損失分別為4.31%，4.05%，3.59%，4.01%，結(jié)合儲層現(xiàn)今孔隙度可計算出石油大規(guī)模充注時儲層的古孔隙度(表2)?，F(xiàn)今儲層孔隙度和滲透率具有良好的相關(guān)性(圖3)，假定古孔滲關(guān)系與現(xiàn)今孔滲關(guān)系基本一致，那么據(jù)古孔隙度，可推算出石油大規(guī)模充注時各段儲層的古滲透率(表2)，可見石油大規(guī)模充注時長6—長8段儲層已經(jīng)致密，而淺層長3段則具有相對較好的儲集物性。

圖9 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)白281井—白280井延長組長63亞段油藏剖面

表2 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組石油大規(guī)模充注時的古孔滲與古排替壓力

Table 2 Paleo-porosity, paleo-permeability, paleo-displacement pressure of Yanchang Formation during large-scale oil charging in Longdong area, Ordos Basin

層位現(xiàn)今孔隙度/%鐵碳酸鹽膠結(jié)導(dǎo)致的孔隙損失/%古孔隙度/%古滲透率/10-3μm2壓汞條件下的古排替壓力/MPa油藏條件下的古排替壓力/MPa長3(9.2～15.4)/11.354.01(13.21～19.41)/15.36(2.9～101)/9.92(0.03～0.3)/0.14(0.003～0.026)/0.012長6(5.5～10.5)/8.043.59(9.09～14.09)/11.63(0.06～0.54)/0.19(0.84～3.08)/1.59(0.07～0.26)/0.14長7(5～10.7)/7.94.05(9.05～14.75)/11.95(0.09～1.27)/0.35(0.5～2.47)/1.09(0.04～0.21)/0.1長8(5.1～13.2)/8.84.31(9.41～17.51)/13.11(0.19～4.6)/0.82(0.23～1.56)/0.65(0.02～0.13)/0.06

注：表中數(shù)字意義為(最小值～最大值)/平均值。

同樣假定古排替壓力與古滲透率的關(guān)系與現(xiàn)今一致，那么利用排替壓力與儲層滲透率的關(guān)系(圖10)，并結(jié)合表2中的古滲透率可大致計算出石油大規(guī)模充注時長8、長7、長6和長3段的古排替壓力，利用公式(1)將其轉(zhuǎn)換為油藏條件下的儲層排替壓力，平均分別為0.06，0.1，0.14，0.012 MPa(表2)。

PcR=0.086PcHg

(1)

式中：PcR為油藏條件下的儲層排替壓力；PcHg為壓汞條件下的儲層排替壓力。

4.2 古浮力不是致密儲層石油充注的主要動力

在滲透性地層中，石油必須要達到臨界油柱高度，浮力才能克服儲層的毛細管阻力而使石油發(fā)生運移[31]。傾斜地層條件下，石油從烴源巖排入儲層后，在浮力的作用下先運移至儲層頂部，然后再沿儲層頂部向上傾方向運移[31]。假設(shè)石油完全在浮力作用下發(fā)生垂向或側(cè)向運移，則必須要達到一定的臨界油柱高度，浮力才能克服進入儲層的最小阻力即排替壓力。石油垂向運移需要的臨界油柱高度(Zvc)可根據(jù)公式(2)計算得出，側(cè)向運移所需的臨界油柱高度(Zlc)可根據(jù)公式(3)計算得出。

圖10 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組低滲透砂巖排替壓力與滲透率的關(guān)系

Zvc=106PcR/(ρw-ρo)g

(2)

Zlc=106PcR/(ρw-ρo)g·sinα

(3)

式中：PcR為油藏條件下的儲層排替壓力；ρw為地層水密度；ρo為石油密度；g為重力加速度；α為地層傾角。

隴東地區(qū)延長組地層平緩，取其較大的地層傾角(α)約為1.5°，地層水密度平均為1.05 g/cm3，地下原油密度為0.75 g/cm3，油藏條件下的古排替壓力見表2，將這些數(shù)值代入公式(2)和公式(3)，便可推算出假設(shè)延長組石油大規(guī)模充注時完全在浮力作用下發(fā)生垂向和側(cè)向運移的臨界油柱高度與長度(表3)。由推算結(jié)果可知，僅長3段所需臨界油柱高度較小，長6—長8段所需臨界油柱高度普遍較大，僅垂向運移就需形成18.9～46.5 m的平均連續(xù)油柱，這對于研究區(qū)一般為5～25 m的單層砂巖厚度來說較難實現(xiàn)。假設(shè)浮力驅(qū)動延長組原油進行側(cè)向運移，則需要沿連續(xù)砂體展布的方向形成至少幾十千米長的連續(xù)油柱(表3)，研究區(qū)的砂帶延伸最遠雖然可達80 km，但需要在砂帶全部連續(xù)含油這種最理想的情況下才能達到側(cè)向運移的臨界長度，在實際中這種情況很難實現(xiàn)，況且研究區(qū)的地層傾角多小于1°，石油側(cè)向運移所需要的臨界油柱長度更要遠遠大于表3中的推算值。因此，長6—長8段低滲透儲層中原油大規(guī)模充注時，浮力難以驅(qū)動石油進行長距離側(cè)向運移，部分砂層連續(xù)分布且物性較好的“甜點”區(qū)可能存在短距離的側(cè)向運移。

表3 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)延長組浮力作用下的石油運移臨界油柱高度與距離

注：表中數(shù)字意義為(最小值～最大值)/平均值。

前人研究表明，浮力驅(qū)動下的油氣運移主要通過優(yōu)勢運移通道進行，砂體輸導(dǎo)層通常只占整個充注輸導(dǎo)層的1%～10%[32-33]，滲透率級差控制下的油氣充注運移往往會造成低滲透區(qū)域無或很少有油氣充注運移，而油氣充注運移主要發(fā)生在相對高滲透區(qū)域[34]。結(jié)合前述研究區(qū)致密油具有致密砂巖含油而甜點富油的特征可知，以浮力驅(qū)動的充注運移方式難以導(dǎo)致這種區(qū)域性普遍含油的特征，而應(yīng)受其他因素控制。

4.3 異常壓力為致密儲層石油充注提供動力

異常高壓是油氣聚集成藏的主要動力之一[5,31]。前人研究結(jié)果表明，異常高壓為鄂爾多斯盆地延長組致密油藏的形成提供了充足的動力[35-36]。本文利用泥巖聲波時差資料，采用平衡深度法研究了隴東地區(qū)長6—長8段最大埋深時期的地層壓力，并計算了長7段烴源巖與長6段、長8段儲層的剩余壓力差(圖11)。結(jié)果表明，長7段與長6段的剩余壓力差在研究區(qū)大部分范圍都有發(fā)育，多為1～10 MPa(圖11a)；長7段與長8段的剩余壓力差也廣泛分布于研究區(qū)內(nèi)，多為1～7 MPa(圖11b)。根據(jù)表2中的推算結(jié)果，油藏條件下長6—長8段致密儲層的古排替壓力不到0.5 MPa，遠小于長7段與長6段、長8段的地層剩余壓力差。因此，隴東地區(qū)廣泛分布的源儲剩余壓力差可為長6—長8段致密儲層的石油充注提供充足的動力。

儲層早期致密化導(dǎo)致較高的充注運移阻力存在，因而只有在后期較高的源儲剩余壓力差的驅(qū)動下，大規(guī)模的油氣充注運移才會發(fā)生。烴源巖與致密儲層的“三明治”式緊密接觸關(guān)系導(dǎo)致油氣充注主要以整體式充注運移為主，即致密砂巖與甜點均能在異常高壓的驅(qū)動下發(fā)生油氣充注運移。由于甜點具有更低的充注阻力，因而可以達到更高的含油飽和度，從而形成研究區(qū)致密砂巖含油而“甜點”富油的特征。

5 結(jié)論

(1)隴東地區(qū)延長組儲層經(jīng)歷的成巖作用主要有壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用、破裂作用等，長6—長8段儲層位于中成巖階段A期，孔隙演化可以劃分為孔隙快速減小、次生孔隙發(fā)育、孔隙緩慢減小、孔隙保持等4個階段。

(2)緊鄰長7段烴源巖的長6和長8段儲層普遍含油，含油飽和度較低；遠離長7段烴源巖的長3段僅優(yōu)質(zhì)儲層含油。長6—長8段大面積致密砂巖普遍含油，相對高孔滲“甜點”砂巖更富油。長6和長8段儲層流體分異性差，無統(tǒng)一的油水界面和圈閉界限。

圖11 鄂爾多斯盆地隴東地區(qū)長7與長6段、長8段最大埋深時期源儲剩余壓差分布

(3)致密儲層背景下，浮力不是石油充注進隴東地區(qū)長6—長8段儲層的主要動力，長7段烴源巖與長6、長8段致密儲層的剩余壓力差為石油充注提供了充足的動力。

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(編輯 徐文明)

Reservoir densification and tight-oil charging in Yanchang Formation, Ordos Basin

Guo Jigang1, Guo Kai2, Gong Pengqi3, Xu Jing4, Guo Jing1

(1.StrategicResearchCenterofOilandGasResources,MLR,Beijing100034,China;2.GeoscienceCenter,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;3.DownholeServiceCompany,CNPCGreatwallDrillingCompany,Beijing100101,China;4.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

The Yanchang Formation in Longdong area, Ordos Basin, is characterized by low porosity and permeability and is considered as a tight-oil reservoir. However, reservoir densification and its influence on oil charging are not well-understood. Based on the analysis of reservoir diagenesis, densification history, oil-water distribution, driving force and resistance, the oil charging process in tight-sand reservoirs was discussed. The results showed that porosity evolution of the Chang 6-Chang 8 reservoirs has gone through four stages, and they became tight during the diagenetic A1stage, which was prior to oil charging. And the large resistance due to narrow pore throats made it impossible for buoyancy to be a driving force. Since the tight-sand reservoir is currently oil-saturated with “sweet spots” in locally high-quality reservoir, the excess pressure difference between the Chang 7 source rock and the Chang 6-Chang 8 reservoir is considered to be the main driving force for oil charging in the tight reservoirs.

reservoir densification; charging force; tight oil; Yanchang Formation; Ordos Basin

2016-11-29；

2017-02-17。

郭繼剛(1986—)，男，博士，助理研究員，從事油氣地質(zhì)綜合研究。E-mail：guojigang1986@126.com。

國家自然科學(xué)基金項目(U1262205)資助。

1001-6112(2017)02-0169-11

10.11781/sysydz201702169

TE122

A