有限充注動力背景下致密儲層油水差異成藏再認識
——以鄂爾多斯盆地華池地區(qū)延長組8段為例

肖正錄，陳世加，劉廣林，王 攀，唐隆祥，劉章昊

(1.西南石油大學 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；2.西南石油大學 地球科學與技術學院,四川 成都 610500；3.中國石油 長慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；4.中國石油 長慶油田第一采氣廠，陜西 西安 710018)

近年來，世界范圍內(nèi)有關非常規(guī)油氣藏的研究熱度不斷增加，鄂爾多斯盆地由于其獨特的沉積環(huán)境和構(gòu)造特征，在中國致密油氣勘探開發(fā)領域處于重要地位[1-4]。前期的勘探實踐表明鄂爾多斯盆地延長組具有良好的油氣成藏條件，并在各層系中均發(fā)現(xiàn)了油氣藏的存在，這在很大程度上完善并發(fā)展了中國致密油氣源內(nèi)、近源和遠源成藏理論[5-8]。在國內(nèi)致密油成藏方面，前人做了大量的研究，并提出不少值得借鑒的理論：如趙靖舟等[9]認為優(yōu)質(zhì)烴源巖、“甜點區(qū)”、成藏動力和近源聚集是中國陸相致密油成藏的主要條件；楊華等[10]提出豐富的微尺度孔隙是稠油富集的前提；陳世加等[11-12]發(fā)現(xiàn)源儲之間泥質(zhì)隔夾層對原油的運移起到阻礙作用；任戰(zhàn)利等[13]則認為沉積微相、優(yōu)質(zhì)儲層控制了延長組致密油藏的形成和富集。但在將這些理論運用于實際生產(chǎn)中時卻出現(xiàn)新的問題，如在大量的研究中發(fā)現(xiàn)致密儲層中油水差異富集的現(xiàn)象，而油藏的成藏主控因素和富集規(guī)律不明[14-16]。鄂爾多斯盆地華池地區(qū)東西部相距較近，砂體規(guī)模、連續(xù)性和儲層物性較差的華池東部主要為油井，而砂體規(guī)模、連續(xù)性和儲層物性更好的華池西部卻出大水(圖1)，油水分布關系主要受何種因素的控制目前還沒有成熟的理論對此做出解釋。本文在前人研究的基礎上，從烴源巖條件、源儲接觸關系、砂體發(fā)育規(guī)模和儲層物性及非均質(zhì)性等方面入手，探討了華池地區(qū)油水差異富集的成藏規(guī)律，以求對未來相似領域的勘探開發(fā)起到參考作用。

圖1 鄂爾多斯盆地位置示意圖(a)及華池地區(qū)油藏分布(b)Fig.1 Schematic diagram showing the location of the Ordos Basin (a) and the reservoir distribution in the Huachi area (b)

1 研究區(qū)成藏背景

鄂爾多斯盆地華池地區(qū)延長組8段(長8段)儲層以淺水三角洲前緣亞相為主，重要的儲集體為三角洲前緣水下分流河道[17-18]。長8段作為延長組三大主力油層組之一，屬于低孔、低滲儲層，其與上覆長7段的厚層優(yōu)質(zhì)烴源巖形成近源“倒灌”成藏模式。這種模式下，源巖和下伏儲層之間的壓差和輸導斷裂是造成油氣倒灌運移的主要原因，而源巖超壓值大小決定著油氣垂向倒灌運移的距離和分布范圍[19-20]。姚涇利等[21]利用測井聲波資料計算得出長7段烴源巖與長8段儲層之間存在著4～10 MPa的過剩壓力差；郭秋麟等[22]用“膨脹流驅(qū)動論”模擬延長組致密油聚集量時得出75 m厚的長8段儲層中油柱高度為15.5 m，顯示源儲間的過剩壓力差在長8段致密儲層中所能引起的原油充注距離有限。筆者通過該區(qū)的聲波測井資料計算亦發(fā)現(xiàn)長7段烴源巖與長8段儲集層之間的剩余壓差達到6～18 MPa，但其所能提供的原油充注動力有限。

以Z256井為例，雖然長8段儲集層與長7段烴源巖緊鄰，但由于儲層致密(平均孔隙度7.34%，平均滲透率0.16×10-3μm2),原油只能夠向下運移7～9 m的距離，在巖心上反映為長8段塊狀砂巖從上到下含油性依次減弱，由油浸、油斑逐漸變?yōu)椴缓?圖2)。華池地區(qū)靠近湖盆中心，河道擺動大、持續(xù)時間短、分叉嚴重，造成了儲層垂向和平面上強的非均質(zhì)性。有限的充注動力和復雜的沉積環(huán)境，使得華池地區(qū)長8段儲層中油水差異富集情況頻繁出現(xiàn)。

圖2 鄂爾多斯盆地西南部Z256井剩余壓力及巖心含油性特征Fig.2 Point diagram showing the residual pressure (a) of and images showing oil-bearing cores (b) from Well Z256 in southwest Ordos Basina.等效深度法測井計算的剩余壓力隨深度變化；b.長81亞段(埋深1 701.26～1 711.65 m)巖心照片

2 成藏控制因素

2.1 烴源巖條件

據(jù)前人的研究[23-24]，鄂爾多斯盆地長7段發(fā)育有一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，其厚度達到40 m以上，有機質(zhì)豐度高，生烴能力強，分布范圍廣，干酪根類型為Ⅰ型和Ⅱ型，屬腐泥型有機質(zhì)，且已達到成熟-高成熟階段，處在強排烴階段，為延長組各層系組提供了充足的油源支撐。長71亞段、長72亞段和其他層位的薄層烴源巖和黑色泥巖生烴能力有限，長8段儲層中的原油主要來自于上覆的長73亞段烴源巖[25-26]。華池地區(qū)處于湖盆中心地帶，其東西部相距近，沉積環(huán)境相同，在烴源巖質(zhì)量和異常高壓方面無明顯的區(qū)別，烴源巖條件和異常高壓不是造成華池東西部油水差異聚集的主要控制因素。

2.2 源-儲接觸關系

長8段儲層與長7段源巖之間構(gòu)成倒灌成藏模式，這種模式下原油充注動力隨深度急劇減小，源、儲之間發(fā)育的泥質(zhì)隔層對原油向下運移產(chǎn)生重要影響。從華池東西部井的測井曲線上來看(圖3)，油水井的源、儲接觸關系明顯不同，出水井的源、儲之間存在明顯的GR曲線高值段，普遍發(fā)育粉砂質(zhì)泥巖、泥巖等隔層，阻礙油氣大規(guī)模向下運移；而油井源、儲之間GR曲線無明顯變化，有利于長73亞段烴源巖生成的油氣向下運移。圖3顯示，雖然華池西部出水井的長8段儲層與長73亞段底界面相距較近，甚至是緊挨著，但是由于在長7段底部存在一套或多套有別于長73亞段烴源巖的泥質(zhì)隔層，導致原油不能夠順利的向下運移，長81亞段儲層普遍不含油。相反，華池東部出油井長73亞段為整套的烴源巖，在其下部未見有明顯的隔層存在，使得原油可以向下運移，并在長81亞段的儲層中聚集成藏，下伏儲層普遍含油?？梢?，源、儲之間泥質(zhì)或粉砂質(zhì)隔層的存在，對油藏的平面分布起到關鍵的控制作用。

圖3 華池東西部源儲之間泥質(zhì)隔層發(fā)育差異Fig.3 Differences of argillaceous barriers between source and reservoir in the eastern and western parts of the Huachi area

2.3 砂體發(fā)育規(guī)模

華池地區(qū)大量出現(xiàn)物性好的厚砂體不出油而薄砂體出油的情況，通過巖心觀察和試油資料發(fā)現(xiàn)，華池西部的P112、B504和B241等井砂體發(fā)育規(guī)模大，砂體厚度達到21 m，中間無明顯的巖性變化，平均日產(chǎn)水40.6 m3；而華池東部的B465和B447等井砂體發(fā)育規(guī)模較小，砂體厚度小于10 m，多見泥質(zhì)粉砂巖或泥巖的互層，平均日產(chǎn)油26.18 t。將華池東西部的測井資料行分類，發(fā)現(xiàn)普遍存在厚砂體出水而薄砂體出油的情況(圖4)。此現(xiàn)象與以往“原油主要聚集于好砂帶”的認識相違背，體現(xiàn)了華池地區(qū)長8段儲層油水富集的特殊性。分析認為，原油主要富集于薄砂層，主要得益于薄砂層側(cè)向容易尖滅而利于形成砂體尖滅型巖性油氣藏，較厚的砂層側(cè)向延伸遠，原油可以經(jīng)過長距離的運移而不易于保存。

圖4 華池地區(qū)長81亞段砂體發(fā)育規(guī)模與儲層含油性之間的關系Fig.4 Relationship between sand body size and oil-bearing property of the Chang 81 submember in the Huachi area

2.4 儲層物性差異

分別統(tǒng)計華池東西部長81亞段儲層中油、水、干層的孔隙度和滲透率(圖5)，顯示水層的物性好于油層好于干層。其中，水層的平均孔隙度為10.14%，平均滲透率為1.01×10-3μm2；油層的平均孔隙度為9.29%，平均滲透率為0.56×10-3μm2；干層的平均孔隙度為7.79%，平均滲透率為0.51×10-3μm2。華池西部水井的儲層物性整體好于東部地區(qū)的油井。華池地區(qū)長81亞段儲層中物性較好的儲層出水，物性較差的儲層卻出油，這與以往的認知不符，也是華池地區(qū)致密油藏的特殊之處，故儲層物性亦不是華池地區(qū)長8段油藏的主控因素。

圖5 華池地區(qū)長81亞段油、水、干層儲層物性條形圖Fig.5 Physical properties of oil,water and dry layers of the Chang 81 submember in the Huachi area

2.5 儲層非均質(zhì)性

2.5.1 單砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)差異

在華池地區(qū)大量發(fā)現(xiàn)如P112井長81亞段同一套砂體中油水差異富集的現(xiàn)象(圖6)。這種由斜層理、平行層理、砂紋交錯層理和塊狀層理組合起來的厚層復合砂體中包含了多套油層與干、水層的縱向疊置體，而原油往往只富集于均質(zhì)性更強的塊狀砂體中，非均質(zhì)性較強的含紋層砂體充當了相對蓋層的作用，經(jīng)過地層水長時間的浸泡而鈣化[27]。對比認為，相對于非均質(zhì)性強的砂體來說，均質(zhì)性強的塊狀砂體更易于原油充注和富集。

圖6 華池地區(qū)P112井長81亞段單砂體中油水差異富集Fig.6 Differential accumulations of oil and water in a single sand body of Chang 81 submember in Well P112 in Huachi area

2.5.2 河道構(gòu)型差異

除了砂體內(nèi)部存在差異外，砂體構(gòu)型也是影響儲層非均質(zhì)性的重要因素[28-38]。根據(jù)砂體構(gòu)型的相關理論[39-41]，將河道劃分為河道主體和河道側(cè)翼兩個河道構(gòu)型單元，并對不同河道構(gòu)型砂體的物性做了對比：由巖心及其配套資料可以看出(圖7)，河道主體為細砂巖，發(fā)育塊狀或平行層理，孔隙式膠結(jié)，顆粒較大，分選磨圓較好；而河道側(cè)翼為粉砂巖或粉細砂巖，包含泥質(zhì)團塊，發(fā)育斜層理和砂紋交錯層理等，基底式膠結(jié)，顆粒粒度較小，分選磨圓較差。

圖7 華池地區(qū)B504井長81亞段河道主體與河道側(cè)翼對比Fig.7 Comparison of the main body and flanks of channels of Chang 81 submember in Well B504 in Huachi area

通過對不同構(gòu)型巖樣進行壓汞分析，發(fā)現(xiàn)河道主體與側(cè)翼的孔喉結(jié)構(gòu)差距明顯(圖8)：河道主體的排驅(qū)壓力為1.105 MPa，中值半徑為0.326 μm，最大汞飽和度為92.4%；而河道側(cè)翼對應值分別為5.736 MPa、0.033 μm和87.75%。河道主體砂的門檻壓力和中值壓力較河道側(cè)翼砂低，說明河道側(cè)翼相比主體具有更強的微觀非均質(zhì)性，河道主體的物性遠好于河道側(cè)翼。

圖8 華池地區(qū)長81亞段河道主體與側(cè)翼壓汞曲線Fig.8 Curves obtained from mercury intrusion porosimetry of the main body and flanks of channels of Chang 81 submember in Huachi areaa.河道主體；b.河道側(cè)翼

華池西部砂體規(guī)模大，儲層物性好，河道側(cè)翼砂體在整個河道砂體中的占比較小，儲層的均質(zhì)性整體較強。相反，華池東部砂體規(guī)模小，儲層物性差，河道側(cè)翼砂體在整個河道砂體中的占比較大，儲層的非均質(zhì)性較強?？傊?，砂體規(guī)模、儲層物性和非均質(zhì)性等因素互相消長、相互制約，共同控制著華池地區(qū)油藏的分布。

3 成藏機理

根據(jù)以上成藏控制因素的分析，排除了烴源巖條件與儲層物性對華池地區(qū)油水差異性富集的影響，并認為長7段烴源巖形成的異常高壓所能提供給原油向長8段儲層中倒灌的動力有限。源、儲之間的泥質(zhì)隔層、砂體的發(fā)育規(guī)模和儲層非均質(zhì)性是引起華池東西部油水差異聚集的主要控制因素。

3.1 泥質(zhì)隔層決定原油能否進入儲層

源儲之間的泥質(zhì)和粉砂質(zhì)隔層決定了原油能否倒灌下來。在有限的充注動力背景下，源儲之間的隔夾層對原油倒灌運移的動力起到急速的衰減作用。相比華池東部地區(qū)，華池西部源儲之間泥質(zhì)隔層更發(fā)育，不易于原油的倒灌運移，故多數(shù)井以出水為主，而華池東部地區(qū)由于具有更好的源-儲接觸關系而利于原油向下運移成藏。

3.2 砂體規(guī)模決定原油能否側(cè)向封堵成藏

在原油能運移進入儲層的基礎上，砂體的規(guī)模決定了原油能否側(cè)向封堵成藏。無明顯內(nèi)部結(jié)構(gòu)變化的厚層砂體物性較好，側(cè)向延伸距離遠，不易于原油的封堵而變?yōu)樵蛡?cè)向運移的通道，反之則容易形成巖性上傾尖滅圈閉，對原油具有側(cè)向的封堵作用，利于形成巖性油氣藏。華池西部地區(qū)砂體厚度達到20 m以上，原油會沿著河道長距離運移在砂體的尖滅處或是構(gòu)造的高部位成藏，華池東部薄砂體很容易發(fā)生側(cè)向尖滅，平面上延伸不遠，更利于原油的封堵和成藏。

3.3 儲層非均質(zhì)性決定單砂體內(nèi)部原油差異富集

具有內(nèi)部結(jié)構(gòu)變化的厚層河道砂亦可成藏，其與儲層的非均質(zhì)性有很大關系。砂體側(cè)翼和含紋理構(gòu)造的砂體在理論上起到減小砂體規(guī)模相同的作用。具有紋理的砂體或河道側(cè)翼砂由于物性較差和非均質(zhì)性更強，往往起到對原油相對封堵的作用，在有限充注動力下，原油不能夠突破此巖性界面而在砂體均質(zhì)性更強的部位成藏。

3.4 成藏模式

基于上述成藏主控因素，認為華池西部因為源儲間存在泥質(zhì)隔層,阻擋了原油的大規(guī)模向下運移,少量的原油在規(guī)模大、物性好、均質(zhì)性強的儲層中不易于側(cè)向封堵(圖9，P112井和B504井)，原油會沿著大套的河道砂向其他部位運移，最后在河道尖滅處或構(gòu)造的高部位聚集成藏(圖9，B447井)。華池東部則與其相反，因為沒有源儲之間隔擋層的影響，原油利于向下倒灌，加之儲層規(guī)模小、非均質(zhì)性強，原油不能側(cè)向長距離運移,反而更利于原油的運聚成藏，在物性相對較好的薄砂體中聚集形成巖性油氣藏(圖9，B465井、B405井和B484井)。

圖9 華池地區(qū)長81亞段油藏成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation patterns in Chang 81 submember in Huachi area

4 結(jié)論與認識

1) 在倒灌成藏模式有限的充注動力條件下，華池西部源、儲之間普遍發(fā)育的泥質(zhì)隔層阻礙了原油向下運移，其長8段儲層均質(zhì)性強、物性好、砂體規(guī)模大，從長7段烴源巖生成并運移下來的少量原油不能側(cè)向封堵而沿著河道砂體遠距離運移，在構(gòu)造的高部位或河道尖滅處聚集成藏；華池東部源、儲之間無明顯泥質(zhì)隔層存在，原油易于向下運移，其長8段砂體規(guī)模小、儲層非均質(zhì)性強，原油不易側(cè)向運移而就地成藏。故華池東部皆為油井而西部皆為水井。

2) 以往認為規(guī)模大、物性好和均質(zhì)性強的砂帶不利于華池地區(qū)長8段致密儲層中原油的保存。充注動力有限背景下油水復雜區(qū)的成藏研究，應該擯棄“好砂帶找油”的常規(guī)思想，反而規(guī)模小、非均質(zhì)性強的“差砂帶”更利于充注動力有限背景下油水復雜區(qū)原油的封堵和成藏。