陳立軍，王彩霞，冷丹鳳，鄧南濤，黃 峰，王冬冬

1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

2陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安

3北京華油明信能源技術(shù)有限責(zé)任公司，北京

1. 區(qū)域概況

富縣-甘泉地區(qū)構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡中西部，延長組為一套內(nèi)陸湖泊淺水三角洲沉積體系，發(fā)育大規(guī)模的三角洲前緣水下分流河道砂體，是大型的儲集層[1][2]，長6～長9油層組具有較大的勘探潛力。

2. 成藏條件

2.1. 烴源巖條件

區(qū)內(nèi)主力烴源巖層為長7和長9油層組。從宏觀分布來看，長7油層組烴源巖遍布全區(qū)，最厚達(dá)90 m，沿南西-北東方向厚度逐漸變薄，有機(jī)質(zhì)豐度好，總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～7.28%，平均2.75%，有機(jī)質(zhì)類型以I和II1型為主；長9油層組有機(jī)質(zhì)豐度較好，總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.73%～5.55%，平均2.41%，有機(jī)質(zhì)類型主要為II1型。長7和長9油層組烴源巖總體進(jìn)入成熟階段[3][4]。

2.2. 儲集條件

區(qū)內(nèi)儲層砂巖類型主要以細(xì)粒的長石砂巖、巖屑長石砂巖為主，含有少量長石巖屑砂巖。碎屑成分中長石、巖屑含量較高，石英含量較少，成分成熟度較低。砂巖主要以中等-尖銳峰度為主，偏度以正偏態(tài)為主，總體反映出好-中等的結(jié)構(gòu)成熟度。膠結(jié)物含量較高，其中，方解石含量較高，雜基含量較少?？傮w看來，長7油層組物性最好(平均孔隙度分別為8.49%，平均滲透率為0.57 mD)，長8油層組次之(平均孔隙度為8.08%，平均滲透率為0.37 mD)。研究區(qū)長7～長8儲層中發(fā)育了多種類型的孔隙，粒間孔隙最多，其次為長石溶孔、巖屑溶孔、填隙物溶孔及微裂隙。研究區(qū)成巖作用類型豐富，主要包括機(jī)械壓實(shí)作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用以及破裂作用。研究區(qū)砂體呈北西-南東向展布，沿物源方向，砂體向兩側(cè)有分叉現(xiàn)象，表明沉積時(shí)，河道的遷移、擺動(dòng)及分流、匯合較明顯，表現(xiàn)為縱向上切割疊加厚度大，平面上復(fù)合連片分布的特點(diǎn)。

2.3. 源儲配置

富縣-甘泉地區(qū)長7油層組烴源巖為主力烴源巖，長7～長8油層組復(fù)合連片的三角洲砂體與濁積砂體為主要儲層。烴源巖與儲層直接接觸，源儲大面積相鄰分布，形成了緊密接觸的“三明治”式結(jié)構(gòu)，離烴源巖越近的層位，含油飽和度相對越高，源儲配置越有利。根據(jù)烴源巖與儲集層的空間配置關(guān)系可進(jìn)一步將源儲結(jié)構(gòu)劃分為下生上儲、自生自儲和上生下儲3種。

3. 石油運(yùn)移動(dòng)力學(xué)特征

3.1. 石油運(yùn)移的阻力

致密砂巖油成藏，在親水巖石中是油驅(qū)水的過程，運(yùn)移阻力主要為毛細(xì)管阻力。對富縣-甘泉地區(qū)延長組主要層位的儲層壓汞條件下，毛細(xì)管壓力統(tǒng)計(jì)表明，長6～長9油層組儲層排驅(qū)壓力主要為0.0545～30.19 MPa，平均4.7 MPa，中值壓力為0.79～115.48 MPa，平均20.9 MPa。根據(jù)油層物理經(jīng)驗(yàn)與相關(guān)鄰區(qū)成果，油層條件下的排驅(qū)壓力均值約為0.31 MPa，中值壓力1.39 MPa。

3.2. 石油運(yùn)移的動(dòng)力

3.2.1. 浮力

富縣-甘泉地區(qū)延長組較為平緩，取其較大的地層傾角為1.5?，根據(jù)資料統(tǒng)計(jì)得到地層水密度平均為1.01 g/cm3，地下原油密度為0.82 g/cm3，計(jì)算出油藏條件下的古排驅(qū)壓力見表1。由計(jì)算結(jié)果可知，長6～長9油層組的臨界油柱高度普遍較大，僅垂向運(yùn)移就需形成數(shù)十米(約35 m)的連續(xù)油柱，對于研究區(qū)的單層砂巖(厚度為5～25 m)來說較難實(shí)現(xiàn)。平緩的富縣-甘泉地區(qū)延長組，若依靠浮力驅(qū)動(dòng)進(jìn)行側(cè)向運(yùn)移，需沿連續(xù)砂體展布的方向形成至少幾十千米長的連續(xù)油柱，雖然研究區(qū)的砂帶延伸最遠(yuǎn)可達(dá)120 km，但實(shí)際上很難實(shí)現(xiàn)。因此，油氣大規(guī)模充注時(shí)期浮力難以驅(qū)動(dòng)長6～長9油層組致密儲層中的石油進(jìn)行長距離側(cè)向運(yùn)移，但不排除在部分砂層連續(xù)分布且物性較好的“甜點(diǎn)”區(qū)存在短距離的側(cè)向運(yùn)移。因此，浮力不是致密油成藏的主要?jiǎng)恿Α?/p>

Table 1. The critical oil column height and length of oil migration under the expulsion pressure and buoyancy表1. 排驅(qū)壓力及浮力作用下的石油運(yùn)移臨界油柱高度與長度

3.2.2. 過剩壓力

富縣-甘泉地區(qū)延長組的過剩壓力主要始于長6油層組的底部或者長7油層組的頂部，長7～長9油層組均有過剩壓力的分布，其中長7油層組過剩壓力最大。

據(jù)各單井過剩壓力的資料，繪制出長7～長9油層組的過剩壓力平面分布特征(圖1)。各油層過剩壓力總體趨勢較為一致，研究區(qū)的西部，尤其是西北部，過剩壓力較大，向東部逐漸減小。造成不同層位過剩壓力差異的主要原因可能與泥巖分布的特征和性質(zhì)有關(guān)，通常厚度大、總有機(jī)碳質(zhì)量分?jǐn)?shù)高的泥巖層具有較大的過剩壓力。

Figure 1. The distribution of excess pressure of each oil layer in the studied area圖1. 研究區(qū)各油層過剩壓力展布

3.3. 動(dòng)力與阻力的耦合關(guān)系

當(dāng)運(yùn)移動(dòng)力大于阻力時(shí)，油氣能在儲層中運(yùn)移并進(jìn)入圈閉聚集成藏，反之，則不能成藏。長7油層組烴源巖普遍發(fā)育較高的異常壓力，且存在持續(xù)的源儲剩余壓差，在該壓力下石油順利進(jìn)入儲層。石油進(jìn)入儲層后，其運(yùn)移動(dòng)力為初次運(yùn)移動(dòng)力的延續(xù)，由于受到毛細(xì)管阻力的影響，隨著運(yùn)移距離的增大，其動(dòng)力逐漸減弱，剩余壓力逐漸降低，當(dāng)動(dòng)力不足以克服阻力時(shí)石油聚集成藏。

油藏形成時(shí)，長6～長9油層組儲層已致密且現(xiàn)今仍處于致密狀態(tài)，石油難以在浮力的作用下進(jìn)行運(yùn)移和調(diào)整，可能僅在部分儲層物性較好的地區(qū)存在短距離的側(cè)向運(yùn)移。

4. 結(jié)論

1) 長7油層組主力烴源巖排烴在早白堊世晚期。研究區(qū)石油開始充注時(shí)期對應(yīng)于中成巖階段A期，儲層已經(jīng)歷了大規(guī)模減孔，孔隙度大約只有10%，石油大規(guī)模充注時(shí)致密儲層已基本形成，即先致密，后成藏。

2) 致密砂巖油成藏，在親水巖石中，是油驅(qū)水的過程，運(yùn)移阻力主要為毛細(xì)管阻力；主要?jiǎng)恿檫^剩壓力，浮力不是致密油成藏的主要?jiǎng)恿Α?/p>

3) 研究區(qū)過剩壓力的平面分布特征總體趨勢較為一致，即研究區(qū)的西部，尤其是西北部，過剩壓力較大，向東部呈現(xiàn)出逐漸減小的趨勢，長7和長9油層組的過剩壓力要高于長8油層組。