致密油儲層含油性主控因素及分布特征
——以鄂爾多斯盆地紅河油田36 井區(qū)長8 油層組為例

郭秀娟，王建寧，伍岳，鄒敏，王靜，何苗

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司，北京 100029；3.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

0 引言

致密砂巖油藏是目前全球非常規(guī)油氣資源中重要的油藏類型，已成為未來石油開發(fā)的重要接替領(lǐng)域。據(jù)中石油（2016 年）數(shù)據(jù)，我國致密油總資源量超過151×108t，主要分布在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、四川盆地和準(zhǔn)噶爾盆地等，其中鄂爾多斯盆地延長組占總資源量的43.4%［1］。目前國內(nèi)學(xué)者多認為，控制鄂爾多斯盆地延長組致密油富集的關(guān)鍵因素為沉積微相、 儲層物性、烴源巖和源-儲壓差等［2-5］。他們指出，國內(nèi)陸相致密油藏具有儲層巖性控制物性、 物性決定含油性的總體規(guī)律［6］，儲層物性越好，則含油性越好，對產(chǎn)能貢獻越大；含油飽和度常隨孔隙度的增大呈線性增加，隨滲透率的增大呈指數(shù)增加［7-8］。因而，以此作為致密油有利區(qū)與目標(biāo)優(yōu)選的重要依據(jù)［6-8］。該認識在鄂爾多斯盆地北部適用性較好，但在盆地西南緣，斷裂更發(fā)育，地質(zhì)條件不同，其實并不適用。

紅河油田勘探開發(fā)實踐表明：在烴源巖變化不大的小范圍內(nèi)，長8 油層組致密砂巖儲層含油非均質(zhì)性極強。表現(xiàn)為：有些儲層段，物性很好，但不含油或含油性差；有些儲層段，物性差，反而含油性較好，且斷裂對油氣富集有一定的控制作用。受含油非均質(zhì)性極強的影響，水平井產(chǎn)能差異極大。因此，厘清含油性差異主控因素，并找準(zhǔn)高含油飽和度的儲層“甜點”區(qū)，是鄂爾多斯盆地南部長8 油層組高效勘探開發(fā)的關(guān)鍵。本文基于鉆、測、錄井及巖心測試、生產(chǎn)動態(tài)等資料，開展了紅河油田紅河36 井區(qū)長8 油層組含油性分析，探討了含油性差異主控因素，預(yù)測了含油飽和度分布，以期為優(yōu)化井位部署及調(diào)整提供科學(xué)依據(jù)。

1 區(qū)域地質(zhì)特征

紅河油田毗鄰西峰億噸級大油田，位于鄂爾多斯盆地天環(huán)向斜南部，東鄰伊陜斜坡，南鄰渭北隆起［9］。紅河36 井區(qū)位于紅河油田川口條帶南部，內(nèi)部被若干條北西及近東西走向的大、小斷裂分割，總體呈“東高西低、東西分區(qū)、南北分塊”的構(gòu)造格局，在工區(qū)東部發(fā)育多個低幅度鼻狀構(gòu)造［10］（見圖1a）。

紅河36 井區(qū)主力開發(fā)油層為上三疊統(tǒng)延長組的長8 油層組，上覆長7 油層組為主力生油層兼蓋層，二者構(gòu)成了鄂爾多斯盆地典型的“上生下儲”式生儲蓋組合（見圖1b）。長8 油層組細分為2 個亞油層組，即長81和長82。長82亞油層組儲層不發(fā)育，長81亞油層組自上而下分為3 個小層，即長811、長812和長813。其中，長811小層為一套厚5～8 m 的湖相暗色泥巖沉積；長812小層為一套辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積，主要由細砂巖和粉砂巖組成，為主力生產(chǎn)層；長813小層為一套以暗色泥巖夾薄層細砂巖為主的辮狀河三角洲前緣沉積，其中不發(fā)育有利的水下分流河道沉積。長812小層砂巖物性較差，孔隙度平均值為8.2%，滲透率平均值為0.21×10-3μm2，屬于典型的致密砂巖儲層［10-13］。

2 研究數(shù)據(jù)與方法

本次工作主要基于紅河36 井區(qū)7 口取心井和71口水平井的資料。其中，長8 油層組取心總長度為156 m。巖心含油性記錄完整，現(xiàn)象清晰，取樣頻率平均為2個/m。樣品實驗情況見表1。分析所用的71 口水平井的錄井、氣測及生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)由中國石化華北油氣分公司提供，水平段各項資料齊全、準(zhǔn)確；含油飽和度解釋數(shù)據(jù)由中國石化石油勘探開發(fā)研究院提供。綜合以上資料和大量的實驗及測井解釋數(shù)據(jù)，主要從基質(zhì)儲層、裂縫、構(gòu)造、保存條件等4 個要素著手，采用單井精細解釋、數(shù)據(jù)線性回歸等方法，開展儲層含油性主控因素分析。

表1 巖心樣品室內(nèi)實驗情況Table 1 Laboratory experiments of core samples

3 含油性主控因素

烴源巖是儲集體含油的基本物質(zhì)基礎(chǔ)。長7 油層組作為鄂爾多斯盆地中生界主力烴源巖層，為下伏長8油層組“上生下儲”近源成藏提供了物質(zhì)條件。但研究區(qū)位于盆地邊緣，受近物源影響，可作為烴源巖的泥頁巖內(nèi)發(fā)育了多套粉砂質(zhì)條帶夾層，優(yōu)質(zhì)烴源巖累計厚度僅有10～15 m，總有機碳質(zhì)量分數(shù)（TOC）在5%～9%，烴源巖整體呈“厚度薄、質(zhì)量差、生油量不足”的特點；加上長8 油層組油氣充注壓力僅為4～8 MPa，使得儲集體油氣充注強度整體較低［14-15］。受此影響，長8 油層組呈現(xiàn)“大面積含油、局部富集”的油氣分布特點。

3.1 多尺度斷裂是導(dǎo)致含油性差異的關(guān)鍵因素

受印支、燕山期構(gòu)造活動的改造作用，研究區(qū)發(fā)育多尺度的北西及近東西走向的斷裂構(gòu)造，并伴（派）生多尺度的裂縫［16］。從斷裂的規(guī)模、性質(zhì)及力學(xué)層邊界考慮，主要發(fā)育3 類斷裂及其伴（派）生裂縫帶：1）大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。由三級及以上斷層（斷距大于20 m）及其伴（派）生裂縫帶組成；斷層平面延伸千米級，縱向可貫穿第四系，控制了研究區(qū)的構(gòu)造格局；裂縫帶在地震剖面上反映為雜亂空白反射、 弱振幅條帶，鉆井中顯示為井漏、溢流、垮塌、氣測異常。2）中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。斷層斷距介于5～20 m，平面延伸百米級； 裂縫帶的地震響應(yīng)和鉆井響應(yīng)特征與大尺度斷裂伴（派）生裂縫帶相似，只是響應(yīng)規(guī)模略小。3）小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。斷層斷距較小，平面延伸米級至十米級；裂縫帶地震響應(yīng)不明顯，氣測有異常，但無明顯井漏，在水平井段可測井識別。3類斷裂及其伴（派）生裂縫帶對油氣富集產(chǎn)生的影響不同，裂縫帶含油性差別較大。

3.1.1 大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶局部油氣保存條件不利，含油性較差。

研究區(qū)1 號、2 號和3 號斷層為控制構(gòu)造格局的大尺度斷裂（見圖1a），規(guī)模較大（斷距大于20 m，延伸長度大于2.5 km），貫穿第四系。本次將水平段穿過斷裂的水平井定義為斷裂影響井，研究區(qū)71 口水平井中，有28 口為斷裂影響井。同一條斷裂被多口井鉆穿時，取各井產(chǎn)能的平均值作為該斷裂影響的水平井的產(chǎn)能值。統(tǒng)計結(jié)果表明，大尺度斷裂影響的水平井含水率普遍大于50%（見圖2）。水平井含水率主要受儲集體含油性影響，因此認為，大尺度斷裂附近儲層含油性較差。另一方面，單井分析也表明，水平井離大尺度斷裂較近的儲層段含油性較差。以HH36P118 井為例，該井儲層段發(fā)育有利的砂體類型即水下分流河道砂體，且位于河道中部，處在2 號斷層伴（派）生的裂縫帶。在該井水平段A 靶點處，鉆遇2 號斷層（見圖1a），氣測卻無油氣顯示，測井解釋含油飽和度小于30%。遠離該斷層，氣測顯示逐漸變好，含油飽和度從30%逐漸上升到60%。分析認為：大尺度斷裂在成藏初期是油氣運移的優(yōu)勢通道，在周圍基質(zhì)儲層中發(fā)生了油氣富集，但后期由于斷裂活動持續(xù)時間較長，斷層局部段的斷距超過了上覆蓋層（張家灘頁巖）的厚度，保存條件不利，使得附近區(qū)域油氣散失，含油性變差。

圖2 研究區(qū)水平井初期含水率與斷層規(guī)模的關(guān)系Fig.2 Relationship between initial water cut of horizontal wells and scale of faults in the study area

3.1.2 中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，中尺度斷裂為油氣運移的優(yōu)勢通道，其伴（派）生的裂縫帶為主要的油氣富集帶（區(qū)）。

中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶在水平井中表現(xiàn)為密集發(fā)育的裂縫段。根據(jù)水平井單井分析，裂縫段的含油性明顯好于基質(zhì)段。以HH36P11 井為例，該井鉆遇2 條中尺度斷裂，即位于2 790 m 處的4 號斷層和3 557 m 處的5 號斷層（見圖1、圖3）；儲層段為主河道沉積，物性差別較小。一般來說，斷層的規(guī)模與其伴（派）生裂縫帶的寬度呈冪指數(shù)關(guān)系［17-18］，結(jié)合裂縫測井解釋結(jié)果，可以判斷水平井中裂縫帶分布的大致范圍。該井鉆遇的4 號斷層斷距約為7 m，5 號斷層斷距約為15 m。由圖3 可以看出：4 號斷層伴（派）生的裂縫帶位于水平段2 763～2 806 m，氣測全烴值大于30%，錄井油氣顯示以油斑為主，含油飽和度達58%，含油性較好；5 號斷層附近發(fā)育3 個裂縫帶，分別位于水平段3 242～3 257，3 307～3 335，3 780～3 860 m，氣測全烴值較高，錄井油氣顯示以油斑為主，測井解釋含油飽和度為50%以上；在裂縫帶以外的基質(zhì)段，氣測全烴值相對較低，錄井油氣顯示以熒光為主，平均含油飽和度約為40%，含油性明顯比裂縫段差。據(jù)統(tǒng)計，紅河36井區(qū)71 口水平井共發(fā)育121 個裂縫段，平均含油飽和度為55%，基質(zhì)段平均含油飽和度為38%?？梢?，水平井鉆遇裂縫帶的水平段即裂縫段的含油性明顯好于基質(zhì)段的含油性，裂縫帶是油氣富集的有利場所。

圖3 HH36P11 水平井裂縫帶與含油性剖面Fig.3 Profile of fracture zones and oil-bearing in horizontal Well HH36P11

一般認為，在斷裂發(fā)育的部位，其伴（派）生的裂縫帶是上覆烴源巖生成的油氣向下運移的良好輸導(dǎo)體，為油氣運移的優(yōu)勢通道。研究區(qū)在油氣充注強度整體較低的情況下，油氣在沿優(yōu)勢通道運移的過程中，優(yōu)先充注于裂縫帶內(nèi)及相鄰的基質(zhì)儲層中，形成裂縫帶型油氣富集帶（區(qū)）；在遠離斷裂及其伴（派）生裂縫帶的基質(zhì)儲層中，油氣充注量很少。這就較好地解釋了為什么水平井裂縫段含油性明顯好于基質(zhì)段。

3.1.3 小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶可以改善儲層物性，但對油氣富集影響程度有限。

研究區(qū)受北西及近東西走向大、 中尺度斷裂的影響，發(fā)育若干近似走向的小尺度斷裂，主要分布在HH36 井區(qū)北部（見圖1a）。該類斷裂的斷距一般小于5 m，主要發(fā)育在目的層內(nèi)，地震響應(yīng)不明顯，主要依靠測井識別，在水平井中表現(xiàn)為零散分布的多個裂縫段，單個裂縫段的長度通常小于5 m。受裂縫影響，儲層物性明顯改善。據(jù)統(tǒng)計，該井區(qū)內(nèi)9 口水平井裂縫段的平均孔隙度為12%，平均滲透率為0.5×10-3μm2；基質(zhì)段平均孔隙度為9%，平均滲透率為0.2×10-3μm2。該類斷裂由于規(guī)模有限，難以溝通上覆烴源巖層，無法成為油氣運移的優(yōu)勢通道，因而對油氣富集的影響程度有限。統(tǒng)計結(jié)果表明： 水平井相應(yīng)的儲層段氣測全烴值小于10%，錄井油氣顯示以油跡為主，平均含油飽和度為42%，平均初期含水率為55%，儲層含油性一般。

不同尺度的斷裂在水平井中表現(xiàn)為不同的裂縫發(fā)育程度。為定量表征裂縫發(fā)育程度，本次優(yōu)選了5 條裂縫敏感測井曲線，即AC，DEN，CNL，ILD，LL8，依照不同的權(quán)系數(shù)，構(gòu)建裂縫綜合指數(shù)（FIP）曲線，以放大裂縫的測井響應(yīng)信號。應(yīng)用表明，新構(gòu)建曲線的裂縫解釋結(jié)果與巖心、成像測井的符合率達76%。

考慮水平井FIP 曲線響應(yīng)特征、 裂縫段長度（xi），通過式（1）和式（2）計算求得單井裂縫發(fā)育強度指數(shù)FFI，定量評價水平井單井裂縫發(fā)育強度（見圖3、圖4。圖4 中L1，L2，L3分別為水平段鉆遇砂巖、泥巖、砂巖段的長度）。

圖4 水平井裂縫發(fā)育強度定量評價示意Fig.4 Quantitative evaluation of fracture development strength in horizontal wells

式中：Si為水平井第i 個裂縫段的裂縫發(fā)育強度指數(shù)；xi為水平井第i 個裂縫段的長度，m；FIP（x）為裂縫綜合指數(shù)函數(shù)；n 為水平井裂縫段總個數(shù)。

將FFI 與水平井產(chǎn)能（以累計產(chǎn)油量為評價指標(biāo)）作相關(guān)性分析（見圖5），結(jié)果表明：大尺度斷裂裂縫發(fā)育強度指數(shù)大于0.45 時，水平井累計產(chǎn)油量小于1 000 t；中、 小尺度斷裂的裂縫發(fā)育強度與水平井產(chǎn)能相關(guān)性較好，裂縫發(fā)育強度越大，水平井產(chǎn)能越高，裂縫發(fā)育強度指數(shù)大于0.45 時，水平井累計產(chǎn)油量達4 000 t 以上。

圖5 水平井累計產(chǎn)油量與FFI 的相關(guān)性Fig.5 Correlation between cumulative oil production and FFI of horizontal wells

3.2 儲層物性是控制含油性的重要因素

研究區(qū)長8 油層組儲集體主要為辮狀河三角洲分流河道砂體，河道遷移快且以復(fù)合河道為主，受沉積作用和后期成巖作用控制，同一河道內(nèi)，儲層物性空間非均質(zhì)性極強。在斷裂伴（派）生的裂縫帶內(nèi)，由于油氣充注程度較高，儲層物性差異對含油性的影響不大。在遠離裂縫帶的基質(zhì)區(qū)，油氣主要通過源-儲接觸面排出，優(yōu)先充注于物性相對較好的砂體即優(yōu)質(zhì)儲層中，并在源-儲壓差的（多次）驅(qū)動下，發(fā)生相對的側(cè)向和垂向運移并聚集，當(dāng)優(yōu)質(zhì)儲層疊置連片時，形成次油氣富集區(qū)。

根據(jù)巖心觀察，研究區(qū)長8 油層組巖心含油級別整體較低，以油浸—油斑為主；滴水試驗時發(fā)生緩滲，含油飽和度較低且含油非均質(zhì)性較強。對區(qū)內(nèi)7 口取心井巖心樣品（不含裂縫）經(jīng)實驗分析得到的滲透率和孔隙度作交會分析（見圖6），可以看出：二者相關(guān)性較好，孔隙度大于13%、滲透率大于0.4×10-3μm2的樣品以油浸及以上為主，油斑以下含油級別的樣品物性相對較差。結(jié)合水平井試油資料，確定含油儲層的物性下限：孔隙度為7%，滲透率為0.1×10-3μm2（見圖6）。

圖6 研究區(qū)長8 油層組巖心滲透率-孔隙度交會Fig.6 Core permeability-porosity crossplot of Chang 8 oil layers in the study area

此外，分析以基質(zhì)段為主的水平井可見，物性好的儲層段比物性差的儲層段含油性略好。以HH36P98井為例：在2 529～2 578 m 井段，儲層物性較好，孔隙度達13.0%，氣測全烴值為6%，油氣顯示為油斑，含油飽和度為46%，含油性較好； 在2 633～2 704 m 井段，孔隙度為11.7%，氣測全烴值為6%，油氣顯示為油跡，含油飽和度為43%，含油性較2 529～2 578 m 井段略差；在2 578～2 633 m 井段，孔隙度為7.0%，氣測全烴值為4%，油氣顯示為熒光，含油飽和度為25%，含油性較差（見圖7）。由此可見，在基質(zhì)區(qū)，儲層物性影響了儲層的含油性，物性越好，含油性就越好，且在儲層物性較好的局部區(qū)域，可形成次油氣富集區(qū)。

圖7 HH36P98 水平井長8 油層組含油性剖面Fig.7 Oil-bearing profile of Chang 8 oil layers in horizontal Well HH36P98

3.3 含油性差異成因模式

綜上所述, 建立了研究區(qū)長8 油層組致密油藏含油性差異成因模式（見圖8，據(jù)文獻［10］修改）。研究區(qū)內(nèi)儲層含油性主要受（中尺度）斷裂和儲層物性2 個因素控制。

圖8 研究區(qū)長8 油層組含油性差異成因模式Fig.8 Genetic model of oil-bearing property difference in Chang 8 oil layers in the study area

在油氣充注壓差較有限的情況下，斷裂作為油氣運移的優(yōu)勢通道，在其伴（派）生的裂縫帶內(nèi)及其相鄰的基質(zhì)儲層中，油氣優(yōu)先充注，油氣的富集成藏以斷-縫輸導(dǎo)成藏模式為主。對于較大尺度的斷裂，可能存在后期保存條件不利、油氣出現(xiàn)不同程度散失的情況，而在保存條件較好的中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶內(nèi)，可形成高含油飽和度區(qū)。該區(qū)含油飽和度一般大于50%，在構(gòu)造高部位可能達60%以上。

在裂縫帶以外的基質(zhì)區(qū)，裂縫往往不發(fā)育，儲層含油性主要受基質(zhì)儲層物性影響，在源-儲壓差的作用下，油氣優(yōu)先在優(yōu)質(zhì)儲層段充注成藏。因此，基質(zhì)區(qū)油氣的富集成藏以源-儲接觸成藏模式為主［19］。該區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層含油飽和度略低于裂縫帶，介于40%～50%［11］。

4 含油飽和度平面分布

基于巖心實驗、 測井解釋和含油性差異成因模式，采用“井點實驗及測井?dāng)?shù)據(jù)控制、井間含油性差異模式約束”的方法，刻畫了研究區(qū)長812小層含油飽和度平面分布（見圖9，據(jù)文獻［10］修改）?？梢?，研究區(qū)致密油儲層高含油飽和度區(qū)并非連片分布，而是裂縫帶內(nèi)沿斷裂走向呈條帶狀、裂縫帶以外沿優(yōu)質(zhì)儲層呈片狀分布。

以HH36P111 井組為例，該井組有4 口水平井，自西向東依次為HH36P110，HH36P113，HH36P112，HH36P111，鉆遇的高含油飽和度條帶寬度呈依次增加趨勢（見圖9），鉆揭含油飽和度大于50%的儲層水平段長度分別為150，190，250，387 m，90 d 平均日產(chǎn)油量分別為0.7，5.2，10.4，12.8 t，初期含水率分別為90.9%，81.2%，63.2%，44.3%?？梢?，水平井鉆遇的高含油飽和度條帶越多、越寬，鉆揭的高含油飽和度儲層水平段越長，產(chǎn)能越好。

由圖9 還可知，在“雁列式中尺度斷裂+優(yōu)質(zhì)儲層”部位，含油飽和度較高，因而是今后開發(fā)的有利目標(biāo)區(qū)。但高含油飽和度區(qū)呈條帶狀分布，使得鉆井水平段軌跡始終在此條帶內(nèi)穿行難以順利實現(xiàn)。正是此原因，紅河油田水平井水平段長度平均為874 m，但鉆遇油層段長度平均僅為93.8 m，油層鉆遇率僅為10.7%。可見，對于紅河油田這類盆緣致密油區(qū)而言，因為其烴源巖厚度薄、質(zhì)量差，油氣充注強度整體較低，而且受裂縫、基質(zhì)儲層非均質(zhì)性強的影響，儲層含油性差異大，所以長水平井密切割技術(shù)并不太適用。因此建議：以含油性分布預(yù)測為指導(dǎo)，針對條帶狀分布的裂縫帶型油氣富集帶（區(qū)），采用短水平井或定向井優(yōu)先開發(fā)動用；針對基質(zhì)區(qū)優(yōu)質(zhì)儲層疊置連片發(fā)育、 含油飽和度介于40%～50%的次油氣富集區(qū)，采取差異化開發(fā)對策。

5 結(jié)論

1）多尺度斷裂是導(dǎo)致含油性差異的關(guān)鍵因素，其中，大、中尺度斷裂可作為油氣運移的優(yōu)勢通道；不同尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶含油性差異大，其中，中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶既是良好的源-儲輸導(dǎo)體系，也能改善儲層物性，油氣可優(yōu)先充注于其中及其相鄰的基質(zhì)儲層中，形成裂縫帶型油氣富集帶（區(qū)），并成為主要的油氣富集帶（區(qū)）。

2）儲層物性空間非均質(zhì)性極強，是控制含油性的重要因素，對裂縫帶以外的基質(zhì)區(qū)影響尤為明顯，其中優(yōu)質(zhì)儲層疊置連片發(fā)育的區(qū)域，油氣可優(yōu)先充注成藏，成為次油氣富集區(qū)。

3）研究區(qū)存在斷-縫輸導(dǎo)成藏和源-儲接觸成藏2種油氣成藏模式，由此建立了長8 油層組致密油藏含油性差異成因模式，明確了高含油飽和度區(qū)呈“裂縫帶內(nèi)沿斷裂走向條帶狀分布、 裂縫帶以外沿優(yōu)質(zhì)儲層片狀分布”的特征，“雁列式中尺度斷裂+優(yōu)質(zhì)儲層”部位為有利的開發(fā)目標(biāo)區(qū)，并提出了開發(fā)建議。