梁承春，劉小虎，林清申，楊 帆，吉園園

(中國石化華北油氣分公司，甘肅 慶陽 745000)

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紅河油田長8致密油成藏機(jī)理及“甜點(diǎn)”模式

梁承春，劉小虎，林清申，楊 帆，吉園園

(中國石化華北油氣分公司，甘肅 慶陽 745000)

鄂爾多斯盆地西南部延長組長8油層組致密油成藏條件研究程度低，與盆地中部、北部同類油藏相比，勘探開發(fā)效果較差。為了分析其原因，通過對“生、儲、蓋、運(yùn)、圈、?！钡瘸刹貤l件的研究，結(jié)合盆地構(gòu)造演化特征和油田開發(fā)動態(tài)分析認(rèn)為，中期成熟油在生烴超壓驅(qū)動下，向下連續(xù)充注進(jìn)入同期致密化的鄰近砂體，形成低豐度致密砂巖巖性油藏，油水基本不分異，晚白堊世以來的構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生了多組斷裂，改造調(diào)整了原生油藏，原油在局部浮力驅(qū)動下沿高角度裂縫進(jìn)行垂向、側(cè)向運(yùn)移調(diào)整，直至上傾方向裂縫消失或閉合，聚集形成較高豐度次生油藏。建立了長8油層組7種次生油藏“甜點(diǎn)”模式，明確了盆緣構(gòu)造區(qū)致密砂巖構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏的勘探和開發(fā)方向。

致密油；成藏機(jī)理；“甜點(diǎn)”模式；長8油層組；天環(huán)拗陷；鄂爾多斯盆地

0 引 言

鄂爾多斯盆地油氣資源豐富，近20 a來，油氣勘探開發(fā)已取得豐碩成果[1]。2001年隴東地區(qū)西X井首次在延長組長8油層組獲得高產(chǎn)油流，拉開了對長8致密油深度研究和勘探開發(fā)的序幕[2]。近幾年來，許多學(xué)者對致密油氣的成藏規(guī)律和成藏機(jī)理開展了大量的研究，闡述了沉積地質(zhì)特征[3]、成藏機(jī)理與成藏期次[4-7]、致密油“六特性”等主控因素及“甜點(diǎn)”成藏模式[8-9]。截至目前，已在盆地長8油層組探明數(shù)億噸石油地質(zhì)儲量。

紅河油田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地天環(huán)拗陷南端，工區(qū)面積約為2 515 km2，油氣資源量為3.2×108t，具有較好的勘探開發(fā)前景。2012至2014年，對該油田進(jìn)行規(guī)模開發(fā)，開發(fā)效果未達(dá)到預(yù)期。此次重點(diǎn)研究了該區(qū)油藏地質(zhì)、動態(tài)特征，闡明了成藏條件及主控因素，建立長8油層組次生油藏“甜點(diǎn)”模式，對于油田改善開發(fā)效果和進(jìn)一步勘探具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1 地質(zhì)背景

紅河油田延長組沉積期，鄂爾多斯盆地整體呈現(xiàn)西南高、東北低的單斜陡坡構(gòu)造，晚侏羅世至中白堊世，地層埋深增大，地溫迅速增高，主要生油巖長7段底部張家灘頁巖大規(guī)模生排烴。在構(gòu)造運(yùn)動作用下，晚白堊世地層抬升翹傾，形成現(xiàn)今的西傾單斜構(gòu)造，地層傾角一般為1 °左右，局部發(fā)育微弱鼻狀構(gòu)造。研究區(qū)發(fā)育北東—南西向、北西—南東向、近東西向、近南北向4組斷裂，前2組較常見，以高角度裂縫為主，最大主應(yīng)力方向?yàn)?1～103 °。主要含油層系為長8油層組，其沉積物源來自于鄂爾多斯盆地西南，沉積厚度為60～96 m，油層埋深約為2 190～2 280 m，其上緊鄰長7段底部張家灘頁巖，為主要生油巖，又是良好的蓋層。長8儲集層分長81和長82亞段，儲層平均孔隙度為10.7%，平均滲透率為0.4×10-3μm2。截至2014年，探明長8油層組含油面積為415.4 km2，石油地質(zhì)儲量為1.725 4×108t。

2 油藏特征

2.1 位于原型盆地的西南緣，烴源巖品質(zhì)低

盆地主力烴源巖為延長組長7段底部的張家灘頁巖，為最大湖泛期深湖—半深湖環(huán)境下沉積的暗色泥巖，分布面積廣，有效厚度一般為30～60 m，有機(jī)質(zhì)母質(zhì)類型為腐泥型—混合型(Ⅰ—Ⅱ型)，有機(jī)碳含量平均為12.9%，有機(jī)質(zhì)成熟度為0.6%～0.8%，因此，長8油層組成藏模式主要為近源充注、上生下儲型。紅河油田處于原型盆地西南緣陡坡區(qū)，沉積相帶的差異造成烴源巖厚度總體較小(平均為12.9 m)、生烴強(qiáng)度低(150×104t/km2)、成藏動力不足，過剩壓力一般小于1 MPa[2]，儲量豐度及含油飽和度低。儲層含油飽和度一般為34.0%～50.0%，平均為43.8%(西峰油田為57.0%～62.0%)，統(tǒng)計414口水平井初始平均含水率為71.2%，大多數(shù)油井沒有無水采油期和低含水期。

2.2 富集高產(chǎn)區(qū)主要受構(gòu)造、斷裂所控制

在高角度斷裂和裂縫的劈裂下，原生致密油藏基質(zhì)孔隙中的石油會滲流到附近的縫網(wǎng)體系中，并在局部浮力驅(qū)動下沿縫網(wǎng)垂向、側(cè)向運(yùn)移到高部位的有利儲集空間，直至上傾方向被不滲透的泥巖或無縫致密砂巖所遮擋形成次生構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏；從基質(zhì)孔隙滲流出來的水在油水分異下被交換到裂縫連通的較低部位的儲集空間；遠(yuǎn)離裂縫面的石油仍保留在基質(zhì)孔隙中，保持原生巖性油藏特征。從已開發(fā)井區(qū)的砂體、斷裂、構(gòu)造與高產(chǎn)井區(qū)分布疊合圖來看(圖1)，高產(chǎn)區(qū)一定受到斷裂、裂縫的控制，但不是所有裂縫區(qū)都是高產(chǎn)區(qū)。

圖1 研究區(qū)主要開發(fā)富集高產(chǎn)區(qū)分布

2.3 同一井區(qū)內(nèi)油井含水差異大，地層水性質(zhì)差異大

(1) 油藏?zé)o明顯的油水界面。長8油層組原生油藏儲層致密，孔隙度低，毛管阻力大，浮力作用十分微弱，層內(nèi)油水無明顯分異。在斷裂或裂縫發(fā)育的次生油藏，一般構(gòu)造高部位含油飽和度較高，較低部位含油飽和度低，但很難識別其油水界面，很難劃分有效油層邊界。

(2) 同一井區(qū)內(nèi)富油區(qū)與高含水區(qū)共存。油藏內(nèi)沒有統(tǒng)一的油水界面，井間含水差異主要受控于致密巖性和裂縫。致密基質(zhì)儲層保留原生油藏低飽和度特性，含水較高，如該油田有66口水平井鉆遇基質(zhì)型儲層，投產(chǎn)初期平均含水為90.2%，但油田初始含水低于30%的油井中有71%的井屬于鉆遇致密裂縫儲層高部位油井。

(3) 距離主源巖越遠(yuǎn)，油井含水越高。研究區(qū)長81二亞段油層投產(chǎn)油井303口，初期平均含水為64.1%；長81三亞段油層投產(chǎn)油井49口，初期平均含水為77.0%；物性較好的長82一亞段油層投產(chǎn)油井62口，初期平均含水為83.6%，這說明物性不是決定長8油層組含油飽和度的關(guān)鍵因素。

(4) 同一井區(qū)地層水性質(zhì)差異大。油田主斷裂縱向上延伸長，縱向溝通不同深度砂巖和泥巖，因不同層礦物離子的差異導(dǎo)致基質(zhì)區(qū)和裂縫區(qū)油井產(chǎn)出水水性差異大，這在全油田是普遍現(xiàn)象，如HH36井區(qū)基質(zhì)區(qū)油井產(chǎn)出水的氯離子含量一般大于25 000 mg/L，處于斷裂較發(fā)育區(qū)油井的氯離子含量在10 000 mg/L左右，且在生產(chǎn)過程中井筒及管網(wǎng)結(jié)垢現(xiàn)象較嚴(yán)重。

3 成藏機(jī)理及主控因素

前人研究認(rèn)為隴東地區(qū)延長組成藏充注過程分為3期：早期低成熟小規(guī)模充注，中期成熟油大規(guī)模充注，晚期構(gòu)造抬升調(diào)整成藏。筆者認(rèn)為早、中期形成原生致密巖性油藏，晚期形成次生構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏。

3.1 石油垂向充注與原生油藏的形成

早白堊世末期，構(gòu)造熱事件的發(fā)生使得烴源巖進(jìn)入生烴、排烴高峰期，從長7段底部張家灘頁巖向下排烴至長8儲層，超壓驅(qū)動(源、儲壓力差)是主要充注動力，其次是擴(kuò)散作用，在快速埋深過程中，儲層孔隙大幅度快速降低，毛管阻力增大。因此，在邊致密邊充注成藏過程中，在離油源較近的相對較大孔喉優(yōu)先充注石油，較小孔喉水未排出，形成了致密深盆巖性油藏，“近源-優(yōu)相-低勢”復(fù)合區(qū)是其地質(zhì)“甜點(diǎn)”，上傾砂巖尖滅、上傾砂巖致密和微幅構(gòu)造巖性油藏是其原生油藏的主要類型，但其儲層致密，儲量豐度低、含油飽和度低、油相滲透率低，一般無自然產(chǎn)能。

3.2 構(gòu)造裂縫與次生油藏的形成

在印支期末期形成的以北西—南東向?yàn)橹鞯闹鞲蓴嗔哑骄L度為30 km，平均斷距為33 m。這些斷裂和裂縫早于主成藏期或者是同期形成，部分石油可沿斷裂垂向或側(cè)向運(yùn)移。該組斷裂呈壓扭性，導(dǎo)流性相對較差，側(cè)向運(yùn)移的距離有限；垂向上受斷距大小控制，當(dāng)斷距不大于烴源巖厚度時，烴源巖作為蓋層封蓋性好，石油以向下運(yùn)移為主，在主斷裂附近油井原油普遍呈現(xiàn)稀油特性證明了這一觀點(diǎn)。

現(xiàn)今的構(gòu)造定型于喜馬拉雅期，新生代以來，由于印度板塊和歐亞板塊發(fā)生強(qiáng)烈的陸陸碰撞，在水平擠壓引張應(yīng)力作用下，形成以北東—南西向?yàn)橹鞯臄嗔?，平均長度為13 km，平均斷距為25 m，斷裂陡直，具有走滑性和張扭性，導(dǎo)流性較好，因而認(rèn)為該組主斷裂開啟可能性較大。當(dāng)致密儲層產(chǎn)生斷層或裂縫，其毛細(xì)管力變小，界面勢能降低，周邊油氣易進(jìn)入斷裂系統(tǒng)，并沿裂縫網(wǎng)向有利高部位運(yùn)移，當(dāng)遇到上傾封閉條件時聚集成藏，從而形成次生構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏(圖2)。近幾年，長慶油田在盆地西緣的彭陽—演武地區(qū)發(fā)現(xiàn)了富集高產(chǎn)的構(gòu)造油氣藏也證明了這一點(diǎn)。

圖2 裂縫性致密油藏富集模式

3.3 成藏條件及主控因素

研究區(qū)長8油層組既保存有原生巖性油藏，也發(fā)育次生構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏。該區(qū)致密油富集區(qū)的成藏條件仍然離不開常規(guī)油藏的“生、儲、蓋、運(yùn)、圈、保”六大條件，只是表現(xiàn)形式與常規(guī)油藏相比有明顯的差異(表1)，有利高部位儲層縫網(wǎng)系統(tǒng)控制富集和高產(chǎn)的規(guī)模，是其“甜點(diǎn)”的主要模式。

表1 紅河油田延長組長8油層組成藏條件

4 長8油層組致密油次生油藏“甜點(diǎn)”模式

國內(nèi)外學(xué)者認(rèn)為高產(chǎn)“甜點(diǎn)”主要集中在油質(zhì)好、壓力高和天然裂縫發(fā)育的有利構(gòu)造部位。中國學(xué)者提出著眼于致密油“六特性”的匹配關(guān)系評價及8項非常規(guī)油氣富集“甜點(diǎn)”評價標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為除地質(zhì)“甜點(diǎn)”及周圍油氣相對富集程度高外，其余大多數(shù)以分散狀不規(guī)律分布。研究區(qū)富集高產(chǎn)的地質(zhì)“甜點(diǎn)”模式更多表現(xiàn)為次生構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏，結(jié)合礦場實(shí)際，建立該區(qū)7種次生油藏“甜點(diǎn)”模式(圖3)。

(1) 縫網(wǎng)溝通疊置砂上砂體富油型(圖3中a)。

圖3 研究區(qū)長8油層組次生油藏地質(zhì)“甜點(diǎn)”模式

這類油藏是由于斷裂溝通上下疊置砂體，且上下砂體有一定的儲集規(guī)模，由于上砂體距離油源較近，優(yōu)先充注，在油源不足情況下，下砂體往往充注很少，且在裂縫網(wǎng)的局部長期浮力作用，下砂體含油飽和度變得越來越低。如HH42井區(qū)HH51P4井鉆遇上砂體長81二亞段，初期日產(chǎn)油為9.4 t/d，含水為21.0%，鄰井HH42P4井鉆遇下砂體長82一亞段小層，初期含水高達(dá)95.2%(圖1中⑨井區(qū))。

(2) 縫網(wǎng)溝通疊置砂上砂體致密下砂體富油型(圖3中b)。這類油藏同樣是斷裂上下溝通的上下疊置砂體，但上砂體因成巖作用致密化導(dǎo)致儲集性能極差、儲集規(guī)模小，而下砂體具有較好的儲集空間，在烴源巖生烴超壓動力下，石油沿斷裂輸送到相對較遠(yuǎn)源的下砂體中成藏(圖1中⑤井區(qū)高部位)。

(3) 斷塊區(qū)縫網(wǎng)地壘富油型(圖3中c)。這類油藏發(fā)育于斷塊區(qū)，斷層具有明顯的斷距，其圈閉受構(gòu)造和巖性雙重因素控制，富油區(qū)分布于縫網(wǎng)較發(fā)育的地壘區(qū)。由于構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生明顯斷距的斷層及其伴生的裂縫網(wǎng)，在縫網(wǎng)的局部浮力驅(qū)動下，石油向有利高部位聚集富集，水向低部位聚集，形成上油下水的構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏。如HH36井區(qū)地壘區(qū)HH38P80和HH36P81井(圖1中井區(qū))，彈性生產(chǎn)累計產(chǎn)油均大于7 500 t，而鄰近的地塹區(qū)幾口油井全部為高含水低產(chǎn)井。

(4)上傾方向砂巖尖滅且縫網(wǎng)消失或閉合型(圖3中d)。這類油藏是上傾方向砂巖尖滅巖性油藏被構(gòu)造裂縫改造后形成的構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏。原生油藏地層傾角較小、孔滲性小，浮力作用微弱，但當(dāng)砂體發(fā)育高角度裂縫后，裂縫網(wǎng)區(qū)域原油受到浮力驅(qū)動向上傾方向運(yùn)移，當(dāng)遇到縫網(wǎng)消失或者裂縫閉合情況下停止運(yùn)移，形成低含水率富集高產(chǎn)區(qū)，這類油藏是研究區(qū)的主要“甜點(diǎn)”模式之一。如HH12井區(qū)HH12P31井初期日產(chǎn)油為23.1 t/d，含水為10.4%，累計采油已達(dá)16 915 t(圖1中③、⑨井區(qū))。

(5) 上傾方向砂巖致密且縫網(wǎng)消失型(圖3中e)。這類油藏是原生巖性油藏被構(gòu)造裂縫改造后形成的構(gòu)造-巖性復(fù)合油藏，與圖3中d模式不同的是分布于油藏的中部，上傾方向?yàn)橹旅軆拥p網(wǎng)不向上延伸，形成遮擋條件?？p網(wǎng)區(qū)原油受到浮力作用向上傾方向運(yùn)移，形成局部富集高產(chǎn)區(qū)，這類油藏也是研究區(qū)的主要富集高產(chǎn)“甜點(diǎn)”模式之一。如HH12井區(qū)HH12P1井初期日產(chǎn)油為23.5 t/d，含水為18.9%，累計產(chǎn)油達(dá)到8 313 t，而其高、低部位油井均是低產(chǎn)井(圖1中②井區(qū))。

(6) 縫網(wǎng)溝通錯位砂低位上砂體富油型(圖3中f)。這類油藏在縱向上發(fā)育2套或2套以上的砂體，鄰近但不疊合，原生成藏過程中均充注一定規(guī)模的原油，在構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生高角度長裂縫條件下，溝通了上下錯位砂體，石油在縫網(wǎng)中依托浮力驅(qū)動向上運(yùn)移，當(dāng)構(gòu)造低部位為上砂體時，往往上砂體富集高產(chǎn)。如HH73P84井鉆遇井區(qū)構(gòu)造低部位長81二亞段，初期日產(chǎn)油為4.3 t/d，含水為61.0%，其高部位長81三亞段的HH73P85井初期含水達(dá)87.8%(圖1中⑦井區(qū))。

(7) 縫網(wǎng)溝通錯位砂高位上砂體富油型(圖3中g(shù))。這類油藏與圖3中f模式基本相同，但構(gòu)造高部位為上砂體、低部位為下砂體，在低豐度區(qū)裂縫網(wǎng)溝通情況下，高部位上砂體富集高產(chǎn)，低部位往往為水層。如HH73P67井累計產(chǎn)油量達(dá)9 389 t時，含水不超過20.0%(圖1中⑥井區(qū))。

5 結(jié)論與建議

(1) 紅河油田位于盆地邊緣，長7段烴源巖厚度薄、生烴強(qiáng)度小、排烴動力低，決定了該油區(qū)為低豐度油藏，總體含油飽和度低，油水關(guān)系復(fù)雜，儲層巖性、物性不是含油性的絕對控制因素，有別于盆地中部、中北部斜坡區(qū)高豐度致密低滲巖性油藏。

(2) 晚白堊世延長組地層抬升翹傾和新生代構(gòu)造活動，使研究區(qū)發(fā)育多組斷裂和裂縫，改造了原生油藏，局部石油在浮力驅(qū)動下沿裂縫發(fā)生垂向、側(cè)向運(yùn)移，在構(gòu)造和儲層有利部位聚集形成次生油藏，這是盆緣構(gòu)造帶的主要油藏類型。

(3) 盆緣構(gòu)造帶油氣富集高產(chǎn)的主控因素是有利構(gòu)造部位、優(yōu)質(zhì)儲集空間、有利縫網(wǎng)體系和有利遮擋條件，其合理配置形成了次生油藏，研究區(qū)已發(fā)現(xiàn)7種次生油藏“甜點(diǎn)”模式。

(4) 盆緣拗陷區(qū)低豐度致密砂巖油藏油氣富集“甜點(diǎn)”與有利勘探目標(biāo)受眾多地質(zhì)因素的控制和影響，除了著眼于致密油“六特性”及其“近源-優(yōu)相-低勢”復(fù)合區(qū)匹配評價外，更要注重斷裂、裂縫的展布及性質(zhì)研究，還應(yīng)包括源斷全時空配置關(guān)系與油氣運(yùn)聚控制作用關(guān)系等在內(nèi)的“全含油系統(tǒng)”綜合評價研究。

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編輯 林樹龍

20160516；改回日期：20160915

國家科技重大專項“低豐度致密低滲油氣藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)”(2016ZX05048)

梁承春(1973-)，男，高級工程師，1998年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(北京)油藏工程專業(yè)，2007年畢業(yè)于長江大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事致密低滲油田開發(fā)地質(zhì)及提高采收率技術(shù)研究工作，曾獲得中國石油化工集團(tuán)公司科技進(jìn)步二等獎1項。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.006

TE121；TE122

A

1006-6535(2016)06-0026-05