陜北華慶地區(qū)長8油藏復(fù)雜水體成因與分布

董滿倉，楊水勝，王全，付國民

(1.延長油田股份有限公司，陜西 延安 716000；2.延長油田股份有限公司勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716001；3.長安大學(xué)地球科學(xué)與資源學(xué)院，陜西 西安 710054)

華慶地區(qū)隸屬甘肅省華池縣，構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地西南部陜北斜坡與天環(huán)凹陷之間，三疊系延長組長7烴源巖之下的長8油層組是目前該區(qū)的主力開發(fā)層系之一。隨著油田勘探開發(fā)進程的推進，發(fā)現(xiàn)該區(qū)長8油藏油水關(guān)系復(fù)雜，局部主砂體的高滲帶出水，砂體邊部低滲帶出油，且部分開發(fā)井組發(fā)育高阻水層，同一井組開發(fā)的同一砂體部分井產(chǎn)水，所部署開發(fā)井試采高含水井及純水井達40%以上，建產(chǎn)難度大，復(fù)雜的油水關(guān)系及其水體成因與分布規(guī)律是目前制約開發(fā)部署的關(guān)鍵因素。

前人研究普遍認(rèn)為鄂爾多斯盆地延長組下組合油層組為致密巖性油藏(張志升等，2020)。該類油藏的油驅(qū)水過程一般進行得不徹底，油氣最終占據(jù)砂巖主體帶上毛管阻力相對較小的大、中孔隙空間，而細、小孔隙一般仍為原生地層水所占據(jù)。油藏特征表現(xiàn)為無邊底水、油水分異差、油水混儲、含油性較差、水飽和度相對較高，試油試產(chǎn)多為油水層(趙靖舟等，2012；蘇復(fù)義等，2012；唐海發(fā)等，2007；丁曉琪等，2007；楊華等，2007；竇偉坦等，2008；姚宜同等，2015)。故此類油藏一般發(fā)育在砂巖主體帶上，且以周邊相對低滲透帶為(邊界)形成圈閉，河道側(cè)翼砂體孔喉細小且滲透性較差，油氣很難進入發(fā)生油水替換，多為低產(chǎn)層或水層，同時局部地區(qū)高滲河道主砂體遠離優(yōu)質(zhì)烴源灶，油源不足，側(cè)向運移條件差，儲層致密形成高含水層(陳世加等，2012；王維斌等，2017；張創(chuàng)等，2014；蘇妮娜等，2007；孫寧亮等，2019)。然而華慶地區(qū)長8油層組臨近長7優(yōu)質(zhì)烴源，部分分布在主砂體高滲帶發(fā)育規(guī)模較大水體，與其毗鄰的砂體側(cè)緣低滲帶反而發(fā)育油層，前述研究無法解釋該類復(fù)雜水體的成因及其發(fā)育規(guī)律。筆者通過油藏控制因素及儲層結(jié)構(gòu)差異性研究，分析復(fù)雜水體成因及分布特征，為有利建產(chǎn)區(qū)篩選奠定基礎(chǔ)。

1 油藏基本特征

華慶地區(qū)長8油層組自下而上可進一步細分為長82、長81兩個油層，巖性分別以灰色、深灰色中細粒長石石英砂巖、長石巖屑砂巖為主，成因類型主要為三角洲前緣水下分流河道砂體，儲層總體表現(xiàn)為低孔-特低滲儲層。與陜北其他地區(qū)延長組儲層不同的是該區(qū)長8儲層中普遍發(fā)育瀝青，類似孔隙中的填隙物堵塞孔隙，降低了孔隙連通性，造成儲層非均質(zhì)性更強。

華慶地區(qū)長8油藏構(gòu)造形態(tài)單一，總體呈平緩傾斜的大單斜(約1°～2°)，外力的作用(外圍板塊的擠壓作用)及局部的軟弱層巖體的塑性流動或差異壓實作用僅形成低幅度的隆起，總體對油層分布無明顯控制作用，圈閉成因與砂巖的側(cè)向尖滅及巖性致密遮擋有關(guān)，為巖性油藏，進一步可劃分為砂巖上傾尖滅巖性油藏和砂巖透鏡體巖性油藏2類。與此同時，儲層中發(fā)育廣泛的碳酸鹽膠結(jié)，在局部區(qū)域形成了儲層物性變化封堵的非均質(zhì)性油藏(陳林等，2015；陳世加等，2013；張紀(jì)智等，2013)。

華慶油田長8油藏總體油水分異程度較差，主要目的層段油水同出，多數(shù)井區(qū)油水關(guān)系符合常規(guī)規(guī)律，即構(gòu)造較高或砂體主體帶含油飽和度較高，試油或試產(chǎn)產(chǎn)量較高，以純油或油水同層為主，但局部仍存在規(guī)模較大水體，油水關(guān)系復(fù)雜，代表性水體有：坪1111井區(qū)長81主砂體高滲帶發(fā)育水體，而砂體側(cè)緣低滲帶發(fā)育油層；白465井區(qū)、白441井區(qū)同一井組、同一砂體投產(chǎn)，個別開發(fā)井發(fā)育水體，試采為水層；山126井區(qū)長81低滲帶發(fā)育滯留水，試油低產(chǎn)或為水層(圖1)。由于對上述復(fù)雜的油水關(guān)系認(rèn)識不清，導(dǎo)致原主砂帶30%以上勘探部開發(fā)部署井試油試采全為水層，如何規(guī)避主砂帶水體成為提高勘探開發(fā)部署成功率的關(guān)鍵。

圖1 華慶地區(qū)坪111井區(qū)主砂體高滲帶水體分布特征Fig.1 Water distribution characteristics of main sand body hyperpermeability zone in Ping111 well area, Huaqing Area

2 水體發(fā)育主控因素分析

2.1 儲層結(jié)構(gòu)差異性與油水分布關(guān)系

沉積環(huán)境、成巖演化控制著儲層巖石非均質(zhì)性，而儲層結(jié)構(gòu)差異及非均質(zhì)性又進而控制著儲層孔隙空間中流體的非均質(zhì)分布和流動(位云生等，2009；何拓平等，2020)。研究區(qū)長8儲層結(jié)構(gòu)差異性及非均質(zhì)性造成局部油水分布復(fù)雜化，形成局部產(chǎn)水帶。

2.1.1 儲層隔夾層發(fā)育與油水分布關(guān)系

儲層中夾層的分布對流體起隔擋作用，同時使儲層致密，從而影響油氣充注，使部分厚砂體產(chǎn)水或成為干層，如白498井長81及白473井長81層，儲層中泥質(zhì)和鈣質(zhì)夾層增多，導(dǎo)致儲層品質(zhì)差，增加油氣從上往下充注難度，不利于油水替換，故因夾層密集發(fā)育，試油出水(圖2)。

圖2 白498井夾層分布對產(chǎn)能影響Fig.2 Influence of sandwich distribution on productivity of Well Bai498

同時，單砂體連通性—層間隔層會對流體起阻礙作用(圖3)，白241-白473等井砂體厚度小，層間隔層發(fā)育，以產(chǎn)水為主，而白280井砂層厚度大，連通性好，試油高產(chǎn)。

圖3 白280井等砂體連通性剖面圖Fig.3 Connectivity profile of sands of Bai280 Well，et al

2.1.2 長7烴源巖與長8儲層間泥巖發(fā)育與油水關(guān)系

華慶油田由于長8儲層與長7烴源巖之間存在泥質(zhì)層段，阻擋油氣向下充注，致使原始水體置換不徹底，含水飽和度高，形成產(chǎn)層出水。統(tǒng)計各井長8儲層與長7烴源巖之間泥巖厚度(圖4)，總體來看頂部泥巖層厚度大，出水井所占比例增高，如在白241、白254、白240、白506等井區(qū)(圖5)。但中部出水區(qū)，砂層與烴源巖之間夾層厚度較小?？梢姡瑹N源巖與長811砂層之間的泥巖隔層厚度小，不是導(dǎo)致長811出水的唯一原因。

圖4 白241等井小段泥巖隔層發(fā)育示意圖Fig.4 Schematic illustration of the development of mudstone interbeds in the small section of Bai 241 well，et al

圖5 華慶地區(qū)長8砂層頂部泥巖厚度分布圖Fig.5 Mudstone thickness distribution on top of Chang 8 sand layer in Huaqing area

2.2 瀝青發(fā)育與油水分布關(guān)系

研究區(qū)白456-坪110砂體儲層富含瀝青等有機質(zhì)，巖石熒光薄片特征為瀝青等黑色填隙物多，殘余孔隙聚集少量油，巖石形成孔隙黑邊為綠泥石膜-有機質(zhì)復(fù)合體(瀝青)，黏土-有機質(zhì)復(fù)合體等影響了油水在孔隙中的微觀分布，并導(dǎo)致在同等飽和度條件下此類巖石具有更高的電阻率，大量生烴時的油主要運移到填隙物少的儲層或儲層的殘余孔中，從而形成瀝青充填包水帶(圖6)?？梢姡瑸r青充填及其綠泥石膜-有機質(zhì)復(fù)合體(瀝青)致使局部油水關(guān)系復(fù)雜，形成產(chǎn)水帶。

a.白456井，長81，2 137.50 m，×10，礦物邊緣及充填物發(fā)熒光;b.白473井，長81，2 062.79 m，×10，充填物發(fā)熒光

2.3 儲層潤濕性與油水分布關(guān)系

巖石潤濕性對產(chǎn)層性質(zhì)具有一定影響(表1)，與延長組其他親水性油層不同，華慶油田長8油層以親油性為主，儲層受早期低成熟油充注影響，低成熟油占據(jù)孔隙或孔喉，形成“油包水”，水相容易流動，在富集程度較低時，試油含水率較高。

表1 華慶地區(qū)儲層潤濕性統(tǒng)計表Tab.1 Statistical table of reservoir wettability in Huaqing area

3 水體成因類型及模式

在綜合分析長8油藏水體發(fā)育控制因素基礎(chǔ)上，逐一剖析研究區(qū)各水體成因，建立水體發(fā)育模式圖(圖7)，將水體分為以下7類：①高滲帶殘余瀝青充填包水帶。②高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體。③頂部泥巖段隔檔未置換帶水體。④局部邊底水。⑤致密砂巖透鏡體水體。⑥河道邊部層間夾層隔檔水體。⑦上部層位注入水滲漏。其中，高滲帶殘余瀝青充填包水帶、高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體與頂部泥巖段隔檔未置換帶水體是區(qū)內(nèi)最發(fā)育的水體類型。研究區(qū)水體成因類型相當(dāng)復(fù)雜，控制因素多樣，常見某井區(qū)水體受多種因素控制，儲層宏觀與微觀非均質(zhì)性是造成油水分布復(fù)雜的主要因素。

①.高滲帶殘余瀝青充填包水帶；②.局部邊底水；③.高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體；④.頂部泥巖段隔擋位置換帶水體；⑤.致密砂巖透鏡體水體；⑥.河道邊部層間夾層隔擋水體；⑦.上部層位注入水滲透

根據(jù)以上水體發(fā)育主控因素分析及成因類型劃分，研究區(qū)白448-坪110-白504主要為高滲帶殘余瀝青充填包水帶，砂體邊部物性較差部位含有性較好；白240等井為頂部泥巖段隔檔未置換帶水體，白505井區(qū)主要為高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體，東南部山101等主要為致密砂巖透鏡體水體。

綜合油井產(chǎn)能控制因素分析，研究區(qū)高產(chǎn)油井與高產(chǎn)油低產(chǎn)水的油水同層井儲層物性好，瀝青等充填少，且長7主泥巖段與長8儲層直接接觸或相距較近，無夾層或很少。因此，在建產(chǎn)部署中，針對不同水體成因，應(yīng)因地制宜，合理規(guī)避可能發(fā)育水體的區(qū)域，例如通過儲層瀝青測井響應(yīng)判別進而預(yù)測主砂帶中部分殘余瀝青充填包水帶，通過長7烴源巖與長8儲層間小段泥巖發(fā)育判別儲層中原始水體置換程度。

4 結(jié)論

(1)長慶油田長8油藏油水關(guān)系復(fù)雜，局部水體分布主要受儲層結(jié)構(gòu)差異、瀝青充填及其綠泥石膜-有機質(zhì)復(fù)合體的形成、儲層潤濕性等因素控制。

(2)通過對各水體成因分析，建立了研究區(qū)水體發(fā)育模式圖，將水體分為以下7類：①高滲帶殘余瀝青充填包水帶。②局部邊底水。③高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體。④頂部泥巖段隔檔未置換帶水體。⑤致密砂巖透鏡體水體。⑥河道邊部層間夾層隔檔水體。⑦上部層位注入水滲漏。其中，高滲帶殘余瀝青充填包水帶、高滲帶砂體致密透鏡體滯留水體與頂部泥巖段隔檔未置換帶水體是區(qū)內(nèi)最發(fā)育的水體類型。

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