賈京坤，尹 偉，邱楠生，徐士林，陳純芳，馬立元

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與油藏研究中心,北京 102249； 3.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083]

鄂爾多斯盆地紅河油田延長組輸導(dǎo)體系定量表征

賈京坤1,2，尹 偉3，邱楠生1,2，徐士林3，陳純芳3，馬立元3

[1.中國石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 102249； 2.中國石油大學(xué)(北京) 盆地與油藏研究中心,北京 102249； 3.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083]

輸導(dǎo)體系控制紅河油田油氣運(yùn)聚成藏，為了更為有效地研究鄂爾多斯盆地輸導(dǎo)體系，基于地質(zhì)、錄井、測井及地震解釋，系統(tǒng)分析紅河油田延長組輸導(dǎo)體系“斷-砂”組合的匹配性。利用泥巖涂抹因子(SGR)及斷層緊閉指數(shù)(IFT)定量分析研究區(qū)斷層輸導(dǎo)性能，斷層間不同的封堵特征體現(xiàn)了斷層輸導(dǎo)差異性。采用有效空間系數(shù)(Cm)及砂體輸導(dǎo)系數(shù)(Ks)，定量厘定主力輸導(dǎo)層并分析其輸導(dǎo)性能，砂體輸導(dǎo)系數(shù)與油氣顯示的關(guān)系研究表明，Ks>2的砂體具有較好的輸導(dǎo)性能。結(jié)合成藏關(guān)鍵時期及現(xiàn)今的油藏剖面解析，發(fā)現(xiàn)油氣運(yùn)聚區(qū)域與現(xiàn)今油藏分布基本吻合。研究認(rèn)為，現(xiàn)今鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)涇區(qū)塊紅河油田儲層在低孔低滲的背景下，成藏關(guān)鍵時期的“斷-砂”輸導(dǎo)體系是油氣運(yùn)聚的主要通道，部分區(qū)域存在油氣沿裂縫垂向運(yùn)移。

泥巖涂抹因子；斷層緊閉指數(shù)；有效空間系數(shù)；砂體輸導(dǎo)系數(shù)；輸導(dǎo)體系；紅河油田；鄂爾多斯盆地

輸導(dǎo)體系是溝通烴源巖與圈閉之間油氣運(yùn)聚的樞紐，是油氣成藏與分布的關(guān)鍵控制因素[1-4]。近年來，鄂南石油勘探實(shí)踐表明，“斷-砂”組合是油氣成藏時期的主要輸導(dǎo)體系，并控制石油的分布特征[5-8]，而目前大多學(xué)者對鄂爾多斯盆地油氣運(yùn)移輸導(dǎo)的研究大多以定性為主[9-12]。

本文選取了紅河油田為研究區(qū)，以長7生油層、長8油層組作為研究層段，系統(tǒng)恢復(fù)研究區(qū)輸導(dǎo)格架，結(jié)合輸導(dǎo)性能參數(shù)，定量研究“斷-砂”輸導(dǎo)體系對油氣運(yùn)聚成藏的影響。

1 地質(zhì)概況

紅河油田位于鄂爾多斯盆地天環(huán)坳陷南部鎮(zhèn)涇區(qū)塊。研究區(qū)延長組各層面構(gòu)造形態(tài)基本一致，構(gòu)造面貌具有較強(qiáng)的繼承性，整體為一東高西低的西傾單斜，在燕山運(yùn)動期發(fā)育NW向及NEE向兩組斷裂。上三疊統(tǒng)延長組發(fā)育多層深灰色、灰黑色湖泊相泥頁巖，其中以長7段的暗色泥頁巖為最有利的烴源巖。儲層以辮狀河三角洲沉積為主，沉積相帶在平面上呈環(huán)帶狀展布，并以三角洲前緣亞相為沉積主體，砂體的發(fā)育情況完全受控于沉積微相的展布特征。而現(xiàn)今儲層整體具有低孔特低滲特征，長81儲層平均孔隙度為8.22%，平均滲透率為0.257×10-3μm2；長82儲層平均孔隙度為5.38%，平均滲透率為0.044×10-3μm2(圖1)。

2 輸導(dǎo)體系類型與分布

通過前期鉆、測井和地震資料綜合分析發(fā)現(xiàn)，研究區(qū)目的層發(fā)育“長7生-長8儲-長7蓋”組合。長7段底部張家灘頁巖為一套湖相泥頁巖，分布穩(wěn)定，總體呈北東向條帶狀展布，厚度變化在10～16 m，東北厚西南薄，有機(jī)碳含量為0.72%～33.01%，生烴潛力為0.56～139.86 mg/g，氯仿瀝青“A”為0.33～1.81%，總烴為775.92～9 437.6 ppm，是本生儲蓋組合的主力烴源巖；長7段中上部以暗色泥巖沉積為主，泥巖連續(xù)性較好，厚度整體由東北部向西南方向逐漸減薄，有機(jī)碳含量為0.03%～5.78%，生烴潛力為0.05～46.88 mg/g，氯仿瀝青“A”為0.01%～0.69%，總烴為28.37×10-6～4 539.09×10-6，作為次級烴源巖與張家灘頁巖共同作用生烴[10,13]。

圖1 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油層組砂體展布與斷層分布Fig.1 Distribution of sandbodies and faults in the eighth member of the Yangchang Formation,Honghe oilfield,Ordos Basin

長8油層組厚度約70～90 m，砂體厚度一般在8～30 m范圍內(nèi)。通過電性、巖性組合和地震解釋等資料自上而下劃分為長81和長82兩段，儲層主要為長81儲層，以中-細(xì)砂巖為主，夾雜泥巖，以三角洲前緣沉積為主，自下而上呈現(xiàn)一個退積序列[7-14]，孔隙類型以原生孔隙、次生溶蝕孔隙及微裂縫為主。長8油層組在主要成藏時期相對于現(xiàn)階段具有略好的孔滲性，且鄰近優(yōu)質(zhì)烴源巖，處于以超壓驅(qū)動為主要古動力的特殊能量系統(tǒng)內(nèi)，使得長8油層組輸導(dǎo)層對紅河油田油氣分布起到了重要控制作用。

研究區(qū)驅(qū)替壓力和非滲透性巖層厚度資料表明，蓋層質(zhì)量以長7段最優(yōu)，其次是長81層段砂體頂部因沉積水動力變?nèi)鹾蠖练e的泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖和泥巖，而區(qū)域蓋層長7段遮擋能力強(qiáng)且分布穩(wěn)定，其下部輸導(dǎo)層由多個層段構(gòu)成，運(yùn)移通道以微裂縫、巖石頁理和連通孔隙組合為主。

紅河油田在燕山期主要發(fā)育NW向及NEE向兩組走滑斷裂體系，斷裂活動期基本與成藏期相吻合[15-17]。以溝通長7段烴源巖的花狀走滑斷裂體系為主體，構(gòu)成了油氣垂向運(yùn)移通道，并起到側(cè)向封閉遮擋的作用。現(xiàn)今勘探成果顯示，在以巖性圈閉為主的紅河油田，斷裂作為主要油源輸導(dǎo)通道，其有效性顯得尤為重要。已鉆圈閉油氣顯示情況與斷層關(guān)系統(tǒng)計(jì)結(jié)果揭示，圈閉含油性與距油源斷層距離之間存在很強(qiáng)的相關(guān)性，圈閉距離油源斷層越近，油氣顯示越好，進(jìn)一步驗(yàn)證了研究區(qū)斷層油氣輸導(dǎo)有效性研究的重要性。

平面上，斷裂與長8油層組砂體呈斜交關(guān)系；剖面上，斷層與目的層砂體相鄰連接。目的層砂體可構(gòu)成了油氣側(cè)向運(yùn)移的輸導(dǎo)層，和斷層、裂縫垂向運(yùn)移通道相匹配，構(gòu)成“斷-砂”階梯式輸導(dǎo)體系(圖1,圖2)?！皵?砂”輸導(dǎo)體系的輸導(dǎo)機(jī)制為油氣先沿斷層面或裂縫發(fā)生垂向運(yùn)移，然后再在鄰近斷層的砂體中發(fā)生短距離側(cè)向運(yùn)移及聚集，形成構(gòu)造-巖性或巖性油氣藏。

3 輸導(dǎo)體系定量表征

3.1 斷層輸導(dǎo)性能定量表征

3.1.1 垂向輸導(dǎo)性能定量表征

前文已述，斷層活動時期基本上與油氣成藏時期吻合，對于斷層輸導(dǎo)性能的研究，多轉(zhuǎn)換為對斷層封閉性的評價[23]。本文針對研究區(qū)的斷裂性質(zhì)，通過剖析斷層面壓力條件及斷裂帶物質(zhì)的抗壓性質(zhì)對斷層封閉性進(jìn)行評價。據(jù)此，本文建立適用于研究區(qū)的斷層緊閉指數(shù)(IF T)公式[3]：

(1)

其中

式中:IF T≥1時表明泥巖已發(fā)生塑性流動，可堵塞緊閉后殘留的空間，形成較強(qiáng)的垂向封閉，IF T<1時斷層垂向輸導(dǎo)；σv為斷面所受構(gòu)造壓應(yīng)力，MPa；Δp為斷點(diǎn)剩余流體壓力，MPa；pL為斷裂帶物質(zhì)的抗壓強(qiáng)度，MPa；H為斷點(diǎn)埋深，m；θ為斷面傾角，(°)；ρr為上覆地層平均密度，g/cm3；ρw為上覆地層水密度，g/cm3；α為斷層走向與最大主應(yīng)力之間的夾角，(°)；σH為最大水平主應(yīng)力，MPa；σh為最小水平主應(yīng)力，MPa;σCM為泥巖抗壓強(qiáng)度，取12.4 MPa;σCS為砂巖抗壓強(qiáng)度，取35.3 MPa。

圖2 鄂爾多斯盆地紅河油田延長組現(xiàn)今“斷-砂”輸導(dǎo)組合Fig.2 Present fault-sandbody migration systems in the Yanchang Formation,Honghe oilfield,Ordos Basin

為了研究成藏關(guān)鍵時期(100 Ma)的斷層輸導(dǎo)性能，式中各參數(shù)在古構(gòu)造恢復(fù)成果的基礎(chǔ)上獲得；同時，假設(shè)式中斷裂帶內(nèi)流體壓力與同深度地層壓力基本一致。為更加直觀具體的展現(xiàn)成藏關(guān)鍵時期長8油層組砂體形態(tài)展布及斷層輸導(dǎo)性能，本文調(diào)節(jié)了剖面的橫縱向比例尺。

斷層緊閉指數(shù)計(jì)算結(jié)果顯示,斷層F1目的層段斷點(diǎn)的緊閉指數(shù)均小于1，斷層垂向上為開啟狀態(tài)；斷層F2緊閉指數(shù)均大于1，斷層垂向上為封閉狀態(tài)；通過F1與F2的數(shù)據(jù)對比，構(gòu)造應(yīng)力對北西向斷層F2的正壓力明顯大于對北東向斷層F1的正壓力，且斷裂帶內(nèi)的流體壓力及抗壓強(qiáng)度均有差異，從而導(dǎo)致斷層F2封閉而斷層F1開啟。斷層F3緊閉指數(shù)均大于1，斷層垂向上為封閉狀態(tài)；斷層F4緊閉指數(shù)僅在長81(1)層段大于1，即僅在長81(1)層段處斷層F4為封閉狀態(tài)；可以看出F3與F4斷層傾角略有不同，導(dǎo)致重力在斷面上的分量相差較大，成為導(dǎo)致F3封閉的主要因素。通過統(tǒng)計(jì)表中各斷層數(shù)據(jù)對比，可以看出斷點(diǎn)深度、斷層走向、傾角、斷裂帶中流體剩余壓力大小以及抗壓強(qiáng)度都能對斷層垂向封閉性產(chǎn)生較為明顯的影響(表1;圖3)。

3.1.2 側(cè)向輸導(dǎo)性能定量表征

Yielding G等(1997)提出采用SGR從整體評價泥巖涂抹效應(yīng)，在砂泥巖互層的地層中，被斷地層不是單純的泥巖或砂巖，因此完善公式為：

(4)

式中：SGR≥0.25時斷面可以形成連續(xù)分布的泥巖涂抹帶；hi為斷距范圍內(nèi)某泥巖層的厚度，m；Vci為泥巖層的百分含量；i為泥巖層數(shù)；L為垂直斷距，m。

從斷層兩盤地層巖性配置關(guān)系及SGR數(shù)據(jù)來看，斷層F1下盤長81(1)、長81(2)層與上盤長81(2)層砂體部分接觸，且SGR<0.25，斷層側(cè)向封閉性較差，砂體連通；斷層F2上、下盤長81(1)、長81(2)層砂體對接差，雖下盤SGR<0.25，但側(cè)向封閉性較好；F3斷層上、下盤長81(2)層砂體部分接觸，但SGR>0.25，涂抹效果好，具有較強(qiáng)側(cè)向封閉性，可以封堵早期生成的油氣；F4斷層上盤長81(2)層與下盤長81(2)層砂體稍有對接，但SGR>0.25，側(cè)向封閉性較好(圖3)。

3.2 輸導(dǎo)層輸導(dǎo)性能定量表征

3.1.2 主力輸導(dǎo)層厘定

前人把運(yùn)載層和通道中真正發(fā)生了運(yùn)移作用的空間稱之為二次運(yùn)移的有效空間，有效運(yùn)移空間概念的提出不僅可以進(jìn)一步認(rèn)識油氣在地下運(yùn)移所遵循的規(guī)律，同時對二次運(yùn)移和油氣運(yùn)聚的定量研究也具有很大意義[18]。前人根據(jù)單井的油氣錄井資料統(tǒng)計(jì)剖面上除生油層以外各運(yùn)載層中的油氣顯示段，得到每口井各層中油氣顯示段所占的厚度比。因?yàn)檫\(yùn)載層中的油氣顯示段肯定是發(fā)生了二次運(yùn)移的空間，所以該比值即為該層的有效運(yùn)移空間系數(shù)[18],本文用Cm表示。

表1 鄂爾多斯盆地紅河油田延長組長8油層組斷層緊閉指數(shù)(IFT)Table 1 Fault tightness index (IFT) of the eighth member of the Yangchang Formation,Honghe Oilfield,Ordos Basin

圖3 鄂爾多斯盆地紅河油田成藏關(guān)鍵時期斷層輸導(dǎo)性能分布Fig.3 Transport capacity of faults during key reservoiring period in Honghe oilfield,Ordos Basin

根據(jù)紅河油田各井錄井油氣顯示數(shù)據(jù)，計(jì)算了長8油層組各小層的有效空間系數(shù)(表1)。長81(1)為0.44，長81(2)為0.63，長81(3)為0.11，長82(1)為0.05，長82(2)為0.01。結(jié)合數(shù)據(jù)分布特征，表明油氣運(yùn)移主要發(fā)生在長81(1)和長81(2)小層中，其中長81(2)砂體連片發(fā)育，橫向相對分布穩(wěn)定，砂體展布整體呈SW-NE向，并分成多支分流河道，因此既是長8油層組主力產(chǎn)油層，又是較好的側(cè)向運(yùn)移砂體輸導(dǎo)層；而長81(1)小層雖和烴源巖距離最小，但局部地區(qū)砂體不發(fā)育，砂體厚度較薄，儲層質(zhì)量相對較差，油氣運(yùn)移效果差；長81(3)小層整體砂體不發(fā)育，無法進(jìn)行油氣運(yùn)移；長82(1)及長82(2)小層中雖存在較好砂層，但源儲壓差動力有限，部分地區(qū)油氣無法到達(dá)(表2)。

3.2.2 砂體輸導(dǎo)性能定量表征

砂體輸導(dǎo)系數(shù)是基于油藏解剖統(tǒng)計(jì)學(xué)及流體動力學(xué)成因原理所構(gòu)建的砂體輸導(dǎo)性能評價模型，這一指標(biāo)能夠綜合考慮油氣運(yùn)移過程中受力情況,表達(dá)方法更為直觀，能夠很好表征砂體的輸導(dǎo)能力[19]。在不同盆地和不同輸導(dǎo)體系中，油氣受力的類型及大小皆不相同。在超壓盆地中，剩余壓力是油氣運(yùn)移的重要動力，對油氣運(yùn)聚過程具有關(guān)鍵作用，其大小能直接影響成藏動力的強(qiáng)弱[20]。長8油層組中的砂體在成藏關(guān)鍵時期處于超壓范圍，且研究區(qū)地層傾角不足1°，浮力作為動力的效果微弱，主要驅(qū)動力應(yīng)為地層超壓，且從高壓區(qū)向低壓區(qū)發(fā)生側(cè)向運(yùn)移[21]。輸導(dǎo)側(cè)向動力主要為地層剩余壓力Δp，盡管浮力F浮力在地層傾向上的分量甚微，可其仍為側(cè)向運(yùn)移的動力之一；輸導(dǎo)阻力為毛細(xì)管阻力pc。因此將前人建立的砂體輸導(dǎo)系數(shù)進(jìn)行修正，以適用于超壓盆地情況，砂體輸導(dǎo)系數(shù)表達(dá)式為：

表2 鄂爾多斯盆地紅河油田油氣運(yùn)移有效運(yùn)移空間系數(shù)(Cm)Table 2 Effective migration-space coefficients (Cm) of Honghe oilfield,Ordos Basin (data from some wells)

(5)

式中:Ks為砂體輸導(dǎo)系數(shù)，無量綱；ρw為地下水的密度，g/cm3；ρo為地下石油的密度，g/cm3；h為該點(diǎn)在以地表為基準(zhǔn)面以下的高度，m；Δp為該點(diǎn)的地層剩余壓力，MPa；α為地層傾角，(°)；σ為油水界面張力，mN/m；θ為潤濕角，(°)；r為毛細(xì)管半徑，μm。研究區(qū)長8油層組的ρo取0.83 g/cm3，σ和θ分別取20 mN/m和30°。

從砂體輸導(dǎo)系數(shù)與油氣顯示的關(guān)系可以看出，輸導(dǎo)系數(shù)Ks>2的砂體具有較好的輸導(dǎo)性能，可供油氣持續(xù)運(yùn)移，因此本文將輸導(dǎo)系數(shù)Ks>2作為“砂體連通、可供油氣輸導(dǎo)”的標(biāo)準(zhǔn)；Ks<2的砂體連通性差，鄰近巖性圈閉可聚集成藏(圖4)。通過關(guān)系圖發(fā)現(xiàn)，存在Ks>2的砂體仍可能是干層，說明砂體雖具有較好的連通性，但可能附近無溝通油源的斷裂或足夠的古動力為其提供油氣，再次證明“斷-砂”輸導(dǎo)組合配置關(guān)系及超壓驅(qū)動的重要性。

圖4 鄂爾多斯盆地紅河油田砂體輸導(dǎo)系數(shù)與油氣顯示關(guān)系Fig.4 Relationship between sand body transport coefficients and oil or gas shows in Honghe oilfield,Ordos Basin

統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，有效空間運(yùn)移系數(shù)(Cm)和砂體輸導(dǎo)系數(shù)(Ks)與含油飽和度之間皆存在相對較好的正相關(guān)關(guān)系。一般認(rèn)為，具有高含油飽和度的井，該井的砂體輸導(dǎo)性能較佳，因此Cm和Ks兩者可以有效地表現(xiàn)砂體的輸導(dǎo)性能，即輸導(dǎo)性能較好的砂體其有效空間運(yùn)移系數(shù)(Cm)和砂體輸導(dǎo)系數(shù)(Ks)值均較高(圖5)。

將連井剖面AB各點(diǎn)恢復(fù)到成藏關(guān)鍵時期的最大古埋深及該時期的古孔隙度，本文調(diào)節(jié)了剖面橫縱向比例尺，以便更為直觀準(zhǔn)確的表現(xiàn)長8油層組砂體形態(tài)展布及輸導(dǎo)性能。通過計(jì)算得出，砂體輸導(dǎo)系數(shù)皆大于2，說明長81(2)段輸導(dǎo)層在成藏關(guān)鍵時期具有較好的油氣輸導(dǎo)性能，雖此時古孔隙度已接近低孔低滲的特征[22,24]，但受超壓差異發(fā)育的影響，長81(2)段油氣運(yùn)移動力大大增強(qiáng)，輸導(dǎo)層油氣輸導(dǎo)能力得到顯著改善(圖6)。

3.3 “斷-砂”組合輸導(dǎo)性能綜合分析

綜上所述，研究區(qū)成藏關(guān)鍵時期的斷砂空間配置關(guān)系和輸導(dǎo)性能在不同井區(qū)有所不同。為更好觀測長8油層組油氣輸導(dǎo)格架配置及油氣運(yùn)移特征，本文調(diào)節(jié)了剖面的橫縱向比例尺。斷層F1附近，油源斷裂與輸導(dǎo)層直接溝通，且F1在垂向上處于開啟狀態(tài)，油氣主要沿斷層進(jìn)行垂向運(yùn)移，斷層的側(cè)向封閉性差導(dǎo)致下盤砂體與上盤連通，油氣進(jìn)入主要輸導(dǎo)層長81(2)層段后，油氣沿輸導(dǎo)層側(cè)向運(yùn)移；斷層F2附近，油源斷裂雖與輸導(dǎo)層直接溝通，但卻處于垂向封閉狀態(tài)，油氣垂向輸導(dǎo)可能主要沿超壓或構(gòu)造應(yīng)力“誘導(dǎo)”成因的裂縫進(jìn)行，側(cè)向上斷層封閉性較好，使油氣聚集；斷層F3附近，油源斷裂處于封閉狀態(tài)，因此油氣亦可能是通過裂縫進(jìn)行垂向運(yùn)移，由于斷層在輸導(dǎo)層附近側(cè)向封堵，油氣在斷層附近富集并沿輸導(dǎo)層向低勢區(qū)HH37井區(qū)運(yùn)移；斷層F4附近，油源斷裂在近源處封閉、在輸導(dǎo)層處開啟，因此油氣可能先通過裂縫垂向運(yùn)移后，再通過斷層運(yùn)移實(shí)現(xiàn)“油氣運(yùn)移接力”，之后油氣沿輸導(dǎo)層向低勢區(qū)HH12井區(qū)側(cè)向運(yùn)移(表3;圖7)。早白堊世晚期地層開始發(fā)生抬升后，經(jīng)輸導(dǎo)格架解剖與油氣運(yùn)移分析表明，油氣可能沿古油氣運(yùn)移通道再次發(fā)生油氣運(yùn)移調(diào)整，HH105,HH373,HH18井附近可能成為有利聚集富集區(qū)，繼而發(fā)現(xiàn)預(yù)測的油氣運(yùn)聚區(qū)域與現(xiàn)今油藏分布特征基本吻合。

圖5 鄂爾多斯盆地紅河油田砂體輸導(dǎo)性能參數(shù)與含油飽和度關(guān)系Fig.5 Relationship between transport capacity parameters (Ks & Cm) and oil saturation(So) of sandbody samples from Honghe oilfield,Ordos Basin

圖6 鄂爾多斯盆地紅河油田成藏關(guān)鍵時期剖面砂體輸導(dǎo)性能分布Fig.6 Diagram showing transport capacity of sandbodies in profile during key reservoiring period of Honghe oilfield,Ordos Basin

表3 鄂爾多斯盆地紅河油田長8油層組成藏關(guān)鍵時期流體勢(部分井?dāng)?shù)據(jù))Talbe 3 Fluid potential during key reservoiring period of the eighth member of the Yangchang Formation in Honghe oilfield,Ordos Basin (data from some wells)

油氣在紅河油田長8油層組內(nèi)運(yùn)聚普遍遵循如下規(guī)律：油氣在斷層垂向輸導(dǎo)狀態(tài)的區(qū)域主要沿斷層垂向運(yùn)移至輸導(dǎo)層長81(2)層段，在斷層封閉狀態(tài)的區(qū)域可能沿裂縫發(fā)生垂向輸導(dǎo)[25,26]；在垂向運(yùn)移過程中，少量油氣運(yùn)移至長81(1)層段零星薄砂體中發(fā)生成藏；當(dāng)超壓達(dá)到一定程度，油氣將繼續(xù)垂向運(yùn)移進(jìn)入長82儲層中；在輸導(dǎo)層長81(2)層段中油氣沿輸導(dǎo)層向低勢區(qū)側(cè)向運(yùn)移，隨著儲層致密化的進(jìn)行，油氣在向有效低勢區(qū)運(yùn)移過程中，遇到“甜點(diǎn)”或側(cè)向封堵斷層富集成藏。

4 結(jié)論

1) 紅河油田延長組長8油層組主力輸導(dǎo)層為長81(2)層段；盡管隨著儲層致密化過程進(jìn)行，砂體輸導(dǎo)性能變差，但關(guān)鍵成藏期生烴超壓的發(fā)育明顯增強(qiáng)油氣運(yùn)移動力，促使輸導(dǎo)層油氣輸導(dǎo)性能顯著提高；且Ks>2的砂體連通性較好，可供油氣持續(xù)運(yùn)移。

2) 斷層緊閉指數(shù)(IF T)可有效定量評價走滑斷層垂向輸導(dǎo)性能，斷層緊閉指數(shù)IF T≥1時斷層垂向封閉，該指數(shù)可反映不同斷層和同一斷層不同部位的垂向輸導(dǎo)性能變化；不同斷層兩種參數(shù)的變化特征說明了斷層封閉性的差異性及動態(tài)性。

3) 研究區(qū)的輸導(dǎo)體系以“斷-砂”運(yùn)移通道組合為主，部分區(qū)域垂向上也可沿因構(gòu)造應(yīng)力或水力破裂形成裂縫進(jìn)行運(yùn)移。油氣輸導(dǎo)體系對油氣藏的形成與分布具有明顯控制作用，長81(2)層段的斷層及砂體發(fā)育匹配性遠(yuǎn)遠(yuǎn)優(yōu)于長8油層組其他小層，成為油氣運(yùn)聚的有利層段。紅河油田長8段有利的勘探目標(biāo)為：①斷裂系統(tǒng)開啟區(qū)域與輸導(dǎo)層發(fā)育疊合區(qū)；②物性“甜點(diǎn)”的巖性圈閉及局部良好側(cè)向封閉條件的巖性-構(gòu)造圈閉；③超壓帶中剩余壓力低值區(qū)與相對低勢區(qū)的可成藏區(qū)域。

圖7 鄂爾多斯盆地紅河油田延長組長8油層組成藏關(guān)鍵時期輸導(dǎo)體系格架及運(yùn)聚模式Fig.7 Framework of carrier system and hydrocarbon migration and accumulation patterns during key reservoiring period in the eighth member of the Yangchang Formation in Honghe oilfield,Ordos Basin

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Quantitative characterization of migration system of Yanchang Formation in Honghe oilfield，Ordos Basin

Jia Jingkun1,2,Yin Wei3,Qiu Niansheng1,2,Xu Shilin3,Chen Chunfang3,Ma Liyuan3

[1.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China;2.BasinandReservoirResearchCenter,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing) ,Beijing102249,China;3.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China]

Previous study shows that migration system is a major factor that controlled hydrocarbon migration and accumula-tion in Honghe oilfield in Ordos Basin.To better understand migration systems in the Yanchang Formation of this oilfield,we systematically analyzed the compatibility of the fault-sandbody assemblages in the field based on geological,mud logging and well logging,as well as seismic data of the area.A quantitative approach based on two indicators (the shale gouge ratio simplified asSGRand fault tightness index represented byIFT) was employed to study the transport capacity of faults in the study area.The results indicate that differential sealing behaviors between faults represent the differences of fault transport capacity.The effective migration-space coefficient(Cm) and sand body transport coefficient(Ks) were used to identify the main carrier beds and quantitatively analyzed their transport capacity.Study on the relationship between sandbody transport coefficients and oil and gas shows in the area revealed that sandbodies withKs>2 have better transport capacity.A comparison between reservoir profiles of the key reservoiring period and present shows a good match between the area of oil and gas migration and accumulation and the distribution of nowadays reservoirs.The study indicates that the fault-sandbody assemblages were the main migration systems during the key reservoiring period of the low-porosity and permeability field (Honghe).It also points out that vertical migration along fractures was also possible in certain locations of the area.

SGR,fault tightness index,effective migration-space coefficient,sand body transport coefficient,migration system,Honghe oilfield,Ordos Basin

2015-09-21;

2017-08-10。

賈京坤(1990—)，男，博士研究生，油氣成藏機(jī)理。E-mail:hzjjk.2009@163.com。

邱楠生(1968—)，男，教授、博士生導(dǎo)師，沉積盆地溫壓場和油氣成藏機(jī)理。E-mail:qiunsh@cup.edu.cn。

國家科技重大專項(xiàng)(2016ZX05002-006)。

0253-9985(2017)05-0878-09

10.11743/ogg20170506

TE122.1

A

(編輯 董 立)