小層尺度儲層質(zhì)量對致密砂巖油分布的影響1油藏為例
——以華慶地區(qū)延長組長8

王 濤，鄧西里，吳勝和，李恕軍，吳瓊螈

(1.中國地質(zhì)科學院，北京 100037；2.中國石油勘探開發(fā)研究院， 北京 100083； 3.中國石油大學(北京) 地球科學學院，北京 102249； 4.中國石油長慶油田公司，陜西 西安 710018； 5.中海石油( 中國)有限公司 天津分公司， 天津 300452)

致密砂巖油是覆壓基質(zhì)滲透率小于0.2×10-3μm2或者空氣滲透率小于2 μm2的砂巖油層,單井一般無自然產(chǎn)能,或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油氣流下限,但其在一定經(jīng)濟條件和壓裂、水平井、多分支井等技術措施下可以獲得工業(yè)油氣產(chǎn)量,石油賦存于烴源巖內(nèi)或者與之相鄰的砂巖中[1-2]。隨著水平井及水力壓裂等技術的突破，致密砂巖油成為繼頁巖氣之后非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的一個新熱點[3],被石油工業(yè)界譽為“黑金”。

與國外致密砂巖油的海相沉積環(huán)境有所不同,中國的致密砂巖油大多為陸相湖盆沉積背景,以大面積“連續(xù)”分布且局部富集為特征[4]。在盆地尺度上,油藏范圍巨大但邊界模糊,幾乎沒有圈閉的概念。近年來,研究人員發(fā)現(xiàn)，致密砂巖油所謂的“連續(xù)”分布的規(guī)模遠沒有早期認識的那么龐大。因此,趙靖舟等又提出了“準連續(xù)型油氣聚集”的概念,用來描述發(fā)生在眾多橫向上彼此相鄰、縱向上相互疊置的中、小型非常規(guī)巖性圈閉構(gòu)成的大面積分布的圈閉群中的油氣聚集[5]。

隨著勘探開發(fā)的持續(xù)細化,關于致密砂巖油的找油思路也從“油氣藏”深入到“油氣層”[4]。在組規(guī)模上,鄂爾多斯盆地延長組已知油區(qū)基本大面積連續(xù)分布于近源區(qū),致密砂巖油的聚集具有“源控區(qū)、相控帶及源儲壓力差控位”的聚集規(guī)律[6]。在段規(guī)模上,油藏分布受控于沉積儲層、烴源巖及源儲之間的組合關系[7]。

實際上，宏觀上“連續(xù)分布”的致密砂巖油藏,只是由于研究的尺度較粗造成的一種假象。從更精細的砂體尺度上看,致密砂巖油所謂的“連續(xù)型分布”是由于多個小的含油砂體疊合造成的假象。華慶油田目前勘探開發(fā)的實踐表明,組段規(guī)模上含油面內(nèi)石油的分布仍然存在極強的非均質(zhì)性。由于陸相沉積相變快,單一砂體規(guī)模小[8-19],橫縱向上疊合后,組段尺度上認識的砂體規(guī)模及連續(xù)性遠遠超出了單個含油砂體的實際規(guī)模,形成“假連片”，在一定程度上掩蓋了致密砂巖油藏差異分布的規(guī)律。這些規(guī)模較小的含油砂體的分布以及遵循的規(guī)律等問題，目前尚不能很好解決，使得開發(fā)人員面對致密砂巖油藏進行開發(fā)選區(qū)及井網(wǎng)布置時面臨很大的困難。

另一方面,砂體作為石油輸導及聚集的載體,石油在其內(nèi)部分布更多受到砂體自身滲流性能差異的影響,直觀體現(xiàn)為受儲層質(zhì)量的影響。Schowalter在20世紀70年代就提出，油氣總是沿最大孔隙和最小排驅(qū)壓力的通道進行運移,這一過程主要受控于輸導體的物性和非均質(zhì)程度[20]。優(yōu)質(zhì)儲層由于具有良好的滲流特性往往成為儲層內(nèi)油氣聚集的有利場所[18]。石油受到的運移動力大于孔喉中的毛細管力時,石油即可沿這些運移通道發(fā)生運移和聚焦。

華慶地區(qū)三疊系延長組長8段發(fā)育致密砂巖油藏,其烴源巖為上覆的長7段富含有機質(zhì)的地層,為典型的上生下儲的源儲關系。本研究選取鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)三疊系延長組長81致密砂巖儲層作為主要研究對象，開展致密砂巖油差異分布機理及規(guī)律研究：利用研究區(qū)豐富的巖心及測井資料,精細刻畫小層尺度的砂體分布樣式,通過成巖演化及成藏史分析進而恢復主要成藏時期的儲層質(zhì)量及石油分布樣式；通過對儲層質(zhì)量展布以及流體差異分布的對比,探討小層級次的石油差異分布規(guī)律,從而有效指導相似油氣藏的高效勘探與開發(fā)。

1 研究區(qū)概況

1.1 地層及沉積概況

華慶地區(qū)在行政區(qū)域上北起陜西省延安市吳起縣長官廟鎮(zhèn),南至甘肅省慶陽市華池縣城壕鄉(xiāng),西起華池縣白馬,東抵華池縣山莊鄉(xiāng),面積約4.3×103km2,約占盆地總體面積的15%。構(gòu)造單元屬于伊陜斜坡構(gòu)造,為一個東高西低的單斜構(gòu)造,是鄂爾多斯盆地目前主要的油氣富集區(qū)域之一。全區(qū)共完鉆430口井(其中包括取心井138口),均包含完整的常規(guī)測井序列。探評井井距多為2 km,井位分布較為均勻,基本能控制住砂體的展布。區(qū)內(nèi)建有白455，白465等多個開發(fā)加密井區(qū),井距在200～400 m(見圖1)。豐富的測井資料為砂體、儲層質(zhì)量及油層的刻畫提供了基礎。

前人對延長組的堆積樣式及11個具有等時意義的界面進行了識別[21]。其中整個延長組對應于一個二級層序,內(nèi)部包含自下而上的SQ1(LSCⅠ)，SQ2(LSCⅡ)，SQ3(LSCⅢ)，SQ4(LSCⅣ)和SQ5(LSCⅤ)5個三級層序,對應于5個開發(fā)層段。長8油層組位于延長組第二段上部,厚度約100～150 m,包含長81，長82兩個砂層組。其中,長81砂層組位于LSCⅢ三級層序的下部,為一個完整的中期旋回,其內(nèi)部又可分為3個向上的短期旋回,分別對應于長811，長812，長813三個小層(見圖2)。長82砂層組位于LSCⅡ三級層序的上部,向下整體表現(xiàn)為一個反旋回。其內(nèi)部發(fā)育兩個向下的短期反旋回,對應于長821和長822，分為2個小層。

圖1 華慶地區(qū)區(qū)域位置Fig.1 Location map of Huaqing Area

圖2 長8油組地層對比示意圖Fig.2 Schematic diagram of stratigraphic correlation, Chang 8

1.2 沉積及儲層巖石學特征

華慶地區(qū)位于盆地的沉積中心，延長組長8地層沉積時伴隨著盆地沉降,湖盆開始向四周擴張,但整體水體仍較淺。自南西、北東兩個方向的三角洲沉積體在華慶地區(qū)中心區(qū)域交匯,形成混源沉積[22]。在研究區(qū)內(nèi)發(fā)育三角洲前緣及濱淺湖亞相。沉積砂體受頻繁的水退水進旋回的影響,平面上砂體分布范圍較大。

研究區(qū)長8段至長7段屬于水體迅速變深的湖侵序列。長8沉積時期,位于盆地中心位置的華慶地區(qū)主要發(fā)育淺水三角洲前緣及濱淺湖沉積[23],包括分流河道、河口壩、分流間灣等3種沉積微相類型,以淺水三角洲前緣的分流河道及河口壩為主要砂體類型。

統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長8儲層中砂巖粒度較細,以細砂巖為主,其次為中砂巖,含少量的粉砂巖，各小層粒度差異不大。長811與長812儲層粒度特征與長8總體特征相似,以細砂巖為主,粉砂巖和細砂巖含量基本相當,二者質(zhì)量分數(shù)大于90%,其中長822儲層中砂巖含量相比于其他層位含量較高,但仍以細砂巖和粉砂巖為主。

本研究收集了華慶地區(qū)長81油層組138口井共523塊砂巖樣品。通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn),長8油層組儲層碎屑成分中石英相對含量較低,質(zhì)量分數(shù)約為30%;長石含量相對較高,質(zhì)量分數(shù)多大于30%,其中長811和長822質(zhì)量分數(shù)大于35%;巖屑含量相對較高,質(zhì)量分數(shù)大于30%(見表1)。整體成分成熟度Q/(F+R)相對較低,約為0.5。小層之間存在較大差異,長821的成分成熟度最高,可達0.52,長813的成分成熟度最低,僅為0.44。

表1 華慶地區(qū)長81各小層儲層碎屑成分相對含量統(tǒng)計表Tab.1 Relative content clastic component statistics of small layers in Chang 81, Huaqing Area

2 儲層質(zhì)量展布樣式

華慶地區(qū)高角度構(gòu)造裂縫不發(fā)育，疊置的滲透性砂體是石油主要的輸導儲集空間。在砂體內(nèi)部,儲層質(zhì)量是影響儲層含油的重要因素。本研究在精細解剖砂體展布的基礎上，重構(gòu)了研究區(qū)成藏時期的孔滲特征。

2.1 砂體展布樣式

前人對致密砂巖的研究尺度多為組段規(guī)模。在這個規(guī)模上,砂體往往由于疊置造成假連片，造成對油藏認識較粗,無法滿足精細描述石油分布的要求。本研究借助豐富的測井資料,將研究尺度細化為砂體,并分小層對其描述。

研究區(qū)長813受南西物源控制的河道—河口壩組合向前進積,受北東物源控制的分流河道—河口壩組合向物源方向退積(見圖3a)。分流河道與河口壩存在共生的組合關系。規(guī)模相對較大的分流河道,由于物源供給充足,砂體在河道前方卸載形成河口壩的規(guī)模也較大；沉積后的河口壩被進積的分流河道繼續(xù)破壞,在原河口壩殘留的殘余壩上穿過。規(guī)模相對較小的分流河道進入盆地中心后逐漸分叉變細,形成的河口壩規(guī)模小。

研究區(qū)長812小層沉積時期,華慶地區(qū)的沉積樣式主要以河口壩的大規(guī)模切疊為主。分流河道整體不發(fā)育,規(guī)模也減小。受水體變深的影響,河口壩經(jīng)湖水的改造呈現(xiàn)席狀化,壩的數(shù)量及規(guī)模都迅速減小(見圖3b)。研究區(qū)長811小層發(fā)育時,華慶地區(qū)內(nèi)分流河道及河口壩的規(guī)模增大。東北及西南兩個物源所形成的河口壩在華慶地區(qū)中部交匯連片,形成了一個垂直于物源的河口壩條帶,呈現(xiàn)出良好的連片態(tài)勢(見圖3c)。整體上看，不同物源形成的河口壩規(guī)模及樣式差異不大。在這個條帶內(nèi)部,河口壩主要以兩種形式出現(xiàn):彼此相鄰的河口壩連片呈席狀；彼此較遠或規(guī)模小的分流河道的河口。

圖3 華慶地區(qū)長81沉積平面圖Fig.3 Planar sedimentary facies of Chang 81

2.2 成巖作用類型

成巖作用對儲層孔隙的形成、演化及保存起著重要的決定作用,致密儲層物性很大程度上受控于成巖作用。研究區(qū)長8致密砂巖儲層在沉積埋藏過程中發(fā)生了以壓實及膠結(jié)為主的破壞性成巖作用及溶解為主的建設性成巖作用[24]。

2.2.1 壓實作用 鄂爾多斯盆地延長組經(jīng)歷了長期的深埋過程。壓實作用是造成華慶地區(qū)長8儲層致密的主要成巖作用之一(見圖4)。研究區(qū)砂巖的成分成熟度較低,塑性巖屑的含量相對較高。隨著埋深的加大,抗壓能力較弱的碎屑物質(zhì)(塑性巖屑、云母、泥巖等)在上覆地層壓力的作用下發(fā)生變形,迅速填充顆粒的原始孔隙,造成儲層孔滲降低(見圖4a)。

2.2.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是造成研究區(qū)儲層孔隙度和滲透率下降的另一主要原因。

1)硅質(zhì)膠結(jié)物。華慶地區(qū)長8儲層的硅質(zhì)膠結(jié)物多以石英顆粒次生加大的形式出現(xiàn)，以次生加大3期為主,部分石英顆粒次生加大可達4期。盡管次生加大普遍出現(xiàn),但由于長8儲層的石英含量相對較低,整體上看，硅質(zhì)膠結(jié)物造成的損孔率較低,對儲層的破壞程度有限(見圖4a，b)。

2)鈣質(zhì)膠結(jié)物。碳酸鹽膠結(jié)物的質(zhì)量分數(shù)為3.05%～3.61%,是研究區(qū)長8油層組主要的膠結(jié)物類型之一,各小層鈣質(zhì)膠結(jié)物含量沒有明顯差異。碳酸鹽膠結(jié)物類型主要為鐵方解石(見圖4b),其次為菱鐵礦、含鐵白云石及白云石。鈣質(zhì)膠結(jié)物的廣泛發(fā)育,造成了原始儲集空間的大大降低,同時也阻塞喉道,造成儲層質(zhì)量變差。而且，一旦發(fā)生強烈膠結(jié),該儲層則較難再發(fā)生大規(guī)模的溶解作用。

3)黏土膠結(jié)物。黏土膠結(jié)物主要類型依次為綠泥石、伊利石及高嶺石。統(tǒng)計分析表明,黏土礦物在長811層含量最高，質(zhì)量分數(shù)達6.57%,從長811向下含量逐漸減少,質(zhì)量分數(shù)在4.0%～6.0%。其中，長812及長813伊利石含量較高,質(zhì)量分數(shù)多超過50%。長811綠泥石相對含量較高，質(zhì)量分數(shù)大于50%。

綠泥石是來自北部伊盟隆起及南部渭北隆起富含鐵鎂的礦物在堿性環(huán)境下沉淀形成的,多形成于早成巖A期。由于其主要以襯邊的形式吸附在顆粒表面(見圖4a),對儲層減孔的影響較小。然而,這些綠泥石膜增加了顆粒的抗壓能力,同時又防止了儲層內(nèi)的石英發(fā)生大規(guī)模的次生加大,對原始孔隙具有良好的保護效應。另一方面,綠泥石由于其天然的親油特征,是致密砂巖中石油運移的一個有利條件。伊利石常呈毛發(fā)狀依附于顆粒表面,高嶺石多充填粒間孔。以上兩種礦物對孔隙度的損失量很小,一般不超過3%；但是，其多產(chǎn)出在孔隙之間，阻塞喉道,對滲透率的有一定影響。

2.2.3 溶解作用 華慶地區(qū)長8油層組富含巖屑及長石,為成巖過程中發(fā)生廣泛的溶解作用提供了良好的物質(zhì)基礎(見圖4)。由于發(fā)生溶解作用的酸性物質(zhì)從長7烴源巖自上而下排出,頂部儲層有機酸充注量大,故而溶孔較為發(fā)育；自上而下，溶孔的面孔率整體上由大減小。發(fā)生溶解作用的礦物組分主要為長石(質(zhì)量分數(shù)大于40%),其次為巖屑,同時部分雜基及沸石也會發(fā)生溶解。小層溶蝕組分整體不存在大的差異。

華慶地區(qū)巖屑的溶解量要遠低于長石。這是因為溶解作用需要連續(xù)的地層酸性流體注入,而華慶地區(qū)的巖屑多為塑性礦物。富含巖屑的儲層在早期的壓實過程中孔隙度已大大降低,不利于酸性流體的通過。反觀長石含量相對較高的儲層,由于長石屬于剛性礦物,在早期未被膠結(jié)致密，為酸性流體的注入提供了良好的孔隙條件,繼而溶解作用要強于巖屑。

2.3 成巖序列與孔隙演化

前人研究表明,華慶地區(qū)長8儲層經(jīng)歷了早期低熟油充注(第一期成藏)及早白堊世晚期石油大規(guī)模充注(第二期成藏)[25-27]。本研究關注的主要是以上兩個時期(尤其是第二期成藏)儲層質(zhì)量的特征,借助恢復該時期內(nèi)孔隙度的演化,可以最大程度上利用現(xiàn)今豐富的研究資料,反推到成藏時期各小層砂體的儲層質(zhì)量。

在長期埋藏過程中,華慶地區(qū)長8儲層經(jīng)歷了壓實→石英次生加大→綠泥石膠結(jié)→濁沸石、早期方解石膠結(jié)→溶蝕→烴類充注→鐵方解石膠結(jié)的成巖演化過程(見圖4,5)。早白堊世期間，少量的烴類開始被緩慢排替到儲層中,此時長8砂巖儲層已經(jīng)經(jīng)歷了早期強烈的壓實以及綠泥石、早期方解石的膠結(jié),整體已經(jīng)較為致密。之后，儲層繼續(xù)埋深壓實,在儲層已經(jīng)致密的背景之下,隨著成藏酸性流體的進入,儲層局部發(fā)生溶解而改善。充注完成后,在未被石油經(jīng)過的孔隙內(nèi)，后期含鐵碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生膠結(jié)。之后，致密砂巖油藏處于相對穩(wěn)定的深埋環(huán)境,儲層質(zhì)量變化不大。

圖4 華慶地區(qū)長8儲層演化鏡下特征Fig.4 Evolution characteristics of Chang 8 reservoir under microscope, Huaqing Area

圖5 華慶地區(qū)長8儲層成巖序列孔隙演化模式圖Fig.5 Diagenesis sequence & porosity evolution of Chang 8 reservoir, Huaqing Area

在研究過程中,利用巖心測試復查了已有的測井解釋成果。通過檢驗,523塊樣品中有74塊解釋存在較大誤差,已有測井解釋成果的回判準確率可達80%以上，因而可以應用于研究區(qū)的孔隙度分析。研究現(xiàn)有的測井資料發(fā)現(xiàn)，華慶地區(qū)長8儲層的孔隙度和滲透率具有良好的線性關系,相關系數(shù)為0.81,因此，可將古孔隙度作為表征其儲層質(zhì)量的主要參數(shù)。

研究區(qū)現(xiàn)今與第二期成藏孔隙度的變化主要來自于含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失孔隙度:

φ2nd=φp+φFe，

(1)

φ1st=φ2nd-φd+φc，

(2)

其中,φ2nd為第二期成藏古孔隙度,%;φp為現(xiàn)今孔隙度,%;φFe為含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失的孔隙度，%;φ1st為第一期成藏古孔隙度,%;φ2nd為第二期成藏古孔隙度,%;φd為溶蝕增加的孔隙度,%;φc為第二期成藏至第一期成藏間壓實損失孔隙度,%。

由于華慶地區(qū)長8儲層中的石油主要來自于第二期成藏,因此本研究主要對第二期的儲層孔隙度進行恢復。

從研究區(qū)的成巖演化可知,第一期成藏與第二次成藏之間,孔隙的變化主要是由于成藏酸性流體溶蝕增加的孔隙度和這一時期地層埋深壓實損失的孔隙度。主成藏期后，儲層主要經(jīng)歷了晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)物的膠結(jié)?？紤]到成藏儲層物性的變化很小[25],因此晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)物的膠結(jié)是造成第二次成藏時期孔隙度與現(xiàn)今孔隙度差異的主要因素。

1) 溶蝕增加的孔隙度。鏡下觀察發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長8砂巖中溶蝕作用雖然較為普遍，但并不十分強烈。這是由于鄂爾多斯盆地古地溫梯度較低,烴源巖有機質(zhì)成熟時產(chǎn)生酸性水的時間晚于早白堊世末期,此時延長組已經(jīng)變得非常致密,影響了酸性水的滲透擴散，因而成藏時期形成的溶蝕孔隙占溶蝕孔隙總量的絕大部分。早白堊世以后,由于燕山運動盆地抬升,導致了晚期溶蝕作用持續(xù)時間較短，溶蝕作用較弱,所以在計算時將這部分忽略。因此,結(jié)合臨區(qū)前人的研究成果和本次的觀察、測試分析的結(jié)果得知,華慶地區(qū)長81儲層溶蝕增加的孔隙度為2%～7%，均值為5.37%。

2) 第二期成藏至第一期成藏期間壓實損失的孔隙度。長81儲層孔隙度隨著最大埋藏深度的增加而減小。根據(jù)付金華等對延長組成藏事件的研究成果[25],在第一期成藏時期,長8儲層整體埋深在2 000 m左右,在早白堊世晚期第二期成藏時埋深達到最大,約為2 800 m。利用前人建立的針對長8儲層埋深與孔隙度的機械壓實方法[28-29]計算可知，這一時期經(jīng)歷機械壓實作用之后孔隙度損失約為3.50%。

3) 含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失的孔隙度。華慶地區(qū)長8儲層中晚期含鐵碳酸鹽膠結(jié)物形成于大規(guī)模溶蝕作用發(fā)生之后,其一旦析出，很難再溶蝕形成次生孔隙,對原生孔隙、次生孔隙造成極大的破壞。同時，其堵塞喉道而使?jié)B透率急劇下降。通過統(tǒng)計可知,華慶地區(qū)長8儲層中鐵方解石膠結(jié)損失孔隙度2.19%～3.26%,均值為2.98%。

通過以上分析計算,可以獲得不同時期孔隙度平均值(見表2)。第一期成藏時期的平均古孔隙度為10.12%,經(jīng)歷了溶蝕及持續(xù)壓實過程,至第二期成藏時期的平均古孔隙度略微升高至11.99%。無論在早成藏期還是第二期的主成藏期,華慶地區(qū)長8儲層整體上都處于較為致密的狀態(tài)。

表2 華慶地區(qū)長8儲層不同時期孔隙度平均值

Tab.2 The average porosity value of different periods of Chang 8 reservoir Huaqing Area

時期孔隙度/%含鐵碳酸鹽膠結(jié)孔隙損失/%溶蝕增加孔隙度/%兩期間隔壓實損失孔隙度/% 第一期成藏10.12///第二期成藏11.99/5.373.50 現(xiàn)今9.012.98//

2.4 儲層質(zhì)量展布特征

利用單井測井解釋成果,以大量的井點為約束，對全區(qū)儲層的孔隙度進行相控插值,得到小層砂體的孔隙度等值線(見圖6)。在研究中發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長81儲層的孔滲具有良好的相關性,因此本文以孔隙度作為表征儲層質(zhì)量的主要參數(shù)，分析研究區(qū)內(nèi)儲層質(zhì)量的差異分布樣式。

研究區(qū)長811小層砂體的古孔隙度多為5%～10%，在分流河道砂體及河口壩砂體的邊部位置,孔隙度進一步降低,呈環(huán)狀圍繞在分流河道及河口壩砂體邊緣(孔隙度多在1%～5%)。分流河道中部存在不連續(xù)條帶狀分布的高孔區(qū)域,孔隙度可達15%。在河口壩砂體的中部,高孔區(qū)域則呈透鏡狀分布,孔隙度為10%～15%(見圖6a)。

研究區(qū)長812小層砂體主成藏期的儲層質(zhì)量整體上與長811小層砂體相似。 但是， 其高孔區(qū)規(guī)模相對長811小層砂體明顯減小,多呈條帶狀和孤立透鏡狀分布在研究區(qū)東北部和東南部砂體的中部,西部儲層質(zhì)量較差,西北部局部地區(qū)儲層質(zhì)量較好(見圖6b)。

研究區(qū)長813小層砂體在主成藏期，儲層質(zhì)量較好。東北部、西北部和東南部局部可見條帶狀連續(xù)分布的高孔區(qū),局部孔隙度可達16%,這種甜點式砂體在所有小層中發(fā)育程度最高(見圖6c)。

圖6 長81小層古孔隙度等值線圖Fig.6 The palaeo-porosity contourline map of Chang 81

綜上所述,華慶地區(qū)長8油層組主成藏期古孔隙度總體較小,儲層質(zhì)量受沉積相展布控制明顯。高孔部位基本沿分流河道和河口壩砂體中部展布,分流河道砂體的兩側(cè)和壩緣儲層孔隙度較小。

3 致密砂巖油分布樣式

根據(jù)本區(qū)產(chǎn)能的下限，將砂體劃分為有效儲層和非有效儲層(干層),利用243口井試油數(shù)據(jù)中的日產(chǎn)油/日產(chǎn)液值,將儲層試油分為油層、含水油層、含油水層以及水層4類。

研究表明,在各個小層中,長811小層整體含油性最好。油層、含水油層及含油水層在華慶地區(qū)廣泛發(fā)育,水層相對較少。分流河道砂體及河口壩砂體的中部，油層含油性好,向邊部逐漸過渡為含水油層。區(qū)內(nèi)南北含油差異不明顯(見圖7a)。

研究區(qū)長812整體含油性略低于長811,含油面積減小且多以油層的形式發(fā)育,含水油層的發(fā)育程度大大降低,水層的發(fā)育程度開始升高。從區(qū)域上講，石油在全區(qū)都有分布,差異分布不明顯。但是，在分流河道砂體及河口壩砂體內(nèi)部,石油差異分布明顯。大部分油層都呈條帶狀或呈朵狀發(fā)育在分流河道砂體或河口壩砂體的中部儲層較好的位置,向邊部過渡為水層(見圖7b)。

研究區(qū)長813的含油性進一步變差。西南位置的砂體多以油層及含油水層產(chǎn)出,西北位置的砂體則多以水層形式產(chǎn)出。從區(qū)域上講，含油性呈現(xiàn)西南高東北低的態(tài)勢。在分流河道砂體及河口壩砂體內(nèi)部,油層依稀能看出條帶或朵狀形態(tài),但連續(xù)性變差(見圖7c)。

4 儲層質(zhì)量對致密砂巖油差異分布的影響

研究中發(fā)現(xiàn),油層往往出現(xiàn)在儲層質(zhì)量比較好的位置,因此需對儲層質(zhì)量與石油差異分布的關系做進一步分析。由于研究區(qū)密閉取心獲得的含油飽和度測試資料較少,無法建立小層級次的含油性與儲層質(zhì)量關系。因此，本研究通過統(tǒng)計油層、含水油層對應的孔隙分布區(qū)間來分析儲層質(zhì)量對含油性的影響。

圖7 長81小層油水分布平面圖Fig.7 Oil and water distribution planar of Chang 81

為了排除烴源巖因素的影響,在生烴強度相似的華池西南地區(qū)選取了72口井進行對比研究。選用單井解釋成果分別對這些井長8段所有砂體的孔隙度求取平均值,作為該砂體的孔隙度值。參照孔隙度6%的干層儲層質(zhì)量下限，分區(qū)間對以上樣本點按小層進行歸類；之后分小層統(tǒng)計不同孔隙度區(qū)間內(nèi)油層及含水油層出現(xiàn)的頻率(見圖8)。

統(tǒng)計結(jié)果顯示，研究區(qū)長811小層內(nèi)74.6%的油層主要發(fā)育在孔隙度大于12%的砂體中，22.3%的油層發(fā)育在孔隙度為9%～12%的砂體中，僅有3.1%的油層發(fā)育在孔隙度不到5%的砂體中。含水油層孔隙度分布符合油層的分布規(guī)律，但儲層質(zhì)量分布的范圍相對要廣。研究區(qū)長811小層中油層及含水油層的發(fā)育程度與砂體儲層質(zhì)量具有良好相關關系，儲層質(zhì)量越好，石油的富集程度就越高。

研究區(qū)長812小層和長813小層孔隙度與油層、含水油層分布也都明顯地呈現(xiàn)了上述趨勢,但是略有差異:隨著源儲距離的增大,油層及含水油層對應的砂體孔隙度分布范圍減小,開始集中于孔隙度大于12%的砂體中。

由于剔除了烴源巖及源儲距離因素的影響,此時影響致密砂巖油差異聚集的主要因素是儲層質(zhì)量差異。石油會優(yōu)先充注儲層質(zhì)量較好的儲層,儲層質(zhì)量條件差的儲層不利于石油的富集。

隨著源儲距離的增大,油層及含水油層更多地開始集中于儲層質(zhì)量好的砂體中。石油可充注到一些儲層質(zhì)量相對較差(孔隙度6%～9%)的砂體內(nèi),形成油層或含水油層。而隨著向下充注地不斷進行,石油運移能力降低,對砂體儲層質(zhì)量條件的要求更為苛刻。此時，只有儲層質(zhì)量較好的砂體才有可能富集石油,表現(xiàn)為源儲距離越大,砂體的含油性對儲層質(zhì)量越敏感。

圖8 長81油層、含水油層分布柱狀圖Fig.8 Oil layers and water-cut oil layers in Chang 81

5 結(jié) 論

1)源儲距離在垂向上控制著致密砂巖儲層內(nèi)含油砂體的分布。自上而下，各小層隨著源儲距離的增大，砂體含油性降低,隨著源儲距離的增大,油層及含水油層對應的砂體孔隙度分布范圍減小。華慶地區(qū)長8油層組中的長811小層由于鄰近烴源巖,石油可以在其內(nèi)部相對快速地充注、因而富集程度較高。

2)在同一源儲距離下,油層組內(nèi)各小層在主成藏時期的儲層質(zhì)量受到沉積相控制,同一小層不同相帶內(nèi)部儲層質(zhì)量分布樣式存在較大差異,由于毛細管力較大，不存在連續(xù)穩(wěn)定油柱,因此砂體內(nèi)部也無法在浮力的作用下自發(fā)分異,造成砂層內(nèi)部短距離內(nèi)油水組合也較為復雜。

3)研究區(qū)內(nèi)，石油優(yōu)先充注物性較好的儲層,物性條件差的儲層不利于石油的富集，且充注主要發(fā)生在物性較好的分流河道砂體及河口壩砂體的中心部位。在差異充注的過程中,物性較差的分流河道砂體及河口壩砂體側(cè)緣，在充注強度足夠大的情況下也可以捕捉少量石油,但是富集程度明顯比分流河道及河口壩中心部位差,形成油水同層或含水油層；而更差的砂體石油則難以進入,形成水層或者干層。