李錦鋒，楊連如，張鳳博，羅江云，薛 佺，曹丹丹，張獻(xiàn)偉，吳 丹

（延長(zhǎng)油田股份有限公司下寺灣采油廠，延安陜西716000）

下寺灣油田位于鄂爾多斯盆地南部洛河流域甘泉縣境內(nèi)，可開(kāi)發(fā)資源總面積約為1 600 km2[1-2]。區(qū)域構(gòu)造呈平緩西傾單斜，地層傾角小于1°，坡降6～9 m/km，內(nèi)部構(gòu)造較為簡(jiǎn)單，無(wú)大型斷層發(fā)育，局部發(fā)育大小不一且由東向西傾沒(méi)的低幅度鼻狀隆起構(gòu)造[1-3]。三疊系延長(zhǎng)組屬陸源碎屑巖沉積體系，其中上組合以河流相為主，下組合以湖泊相為主，該沉積體系客觀地記錄了這個(gè)大型淡水湖盆從發(fā)生、發(fā)展到消亡的演化歷史[4]。2012年至今，下寺灣油田在三疊系延長(zhǎng)組下組合長(zhǎng)7段、長(zhǎng)8段和長(zhǎng)9段致密油的勘探中取得了突破性的進(jìn)展[5-7]，其中長(zhǎng)7段在南部DG區(qū)域已建立了一定規(guī)模的產(chǎn)能，長(zhǎng)8段也在西部LLY區(qū)、南部CD區(qū)、北部YC區(qū)和QZ區(qū)取得了一定突破。2016年之前，長(zhǎng)8段致密油主要采用探井及叢式井相結(jié)合的方式開(kāi)采，投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)液3.21 m3/d，產(chǎn)油0.21 m3/d，含水率93.4%，年遞減率近70%，整體開(kāi)發(fā)效果較差。隨著近幾年水平井及大規(guī)模體積壓裂改造工藝的成熟[8]，長(zhǎng)8段致密油采用了水平井加大規(guī)模體積壓裂后衰竭式開(kāi)發(fā)。水平井投產(chǎn)初期平均單井產(chǎn)油量達(dá)到8.2 m3/d，部分區(qū)塊開(kāi)發(fā)效果較好，但隨之又有新的問(wèn)題暴露出來(lái)，即在部分區(qū)域出現(xiàn)了低液量或高含水低效井。研究區(qū)長(zhǎng)8段地質(zhì)基礎(chǔ)研究十分薄弱，對(duì)其致密砂巖油藏富集主控因素及“甜點(diǎn)”模式等認(rèn)識(shí)尚不明確，本次研究重點(diǎn)對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖油藏富集主控因素進(jìn)行分析，并對(duì)其“甜點(diǎn)”模式進(jìn)行研究，對(duì)研究區(qū)今后致密砂巖油藏的高效開(kāi)發(fā)具有重要的參考作用。

研究區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層沉積厚度在85～120 m，分為長(zhǎng)81段和長(zhǎng)82段2個(gè)亞段，以細(xì)粒長(zhǎng)石砂巖為主，主力含油層位為長(zhǎng)82段油層組，部分區(qū)域長(zhǎng)81段為主力含油層位，長(zhǎng)8段儲(chǔ)層孔隙度平均為8.4%，滲透率平均為0.3×10-3μm2。截至2018年，長(zhǎng)8段儲(chǔ)層探明含油面積156 km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量2 643×104t。

1 富集主控因素分析

基于趙靖舟[9]及張文正、楊華等[10]對(duì)鄂爾多斯盆地致密油的研究成果，以致密油“六特性”評(píng)價(jià)參數(shù)為研究出發(fā)點(diǎn)，對(duì)研究區(qū)烴源巖特征、沉積特征、儲(chǔ)層特征、過(guò)剩壓力特征及微裂縫發(fā)育特征等進(jìn)行了深入研究，在此基礎(chǔ)上對(duì)研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段致密油地質(zhì)“甜點(diǎn)區(qū)”進(jìn)行了評(píng)價(jià)。綜合分析認(rèn)為下寺灣油田長(zhǎng)8段致密油富集主要受以下四大因素控制，即“優(yōu)質(zhì)烴源巖”“優(yōu)相優(yōu)儲(chǔ)”“較高的過(guò)剩壓力差”和“廣泛發(fā)育的微裂縫”。

1.1 優(yōu)質(zhì)烴源巖是成藏的基礎(chǔ)

優(yōu)質(zhì)的烴源巖可提供豐富的油源，是致密砂巖油藏形成的物質(zhì)基礎(chǔ)[9，11]。研究表明三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)7段和長(zhǎng)9段沉積的兩套烴源巖是盆地內(nèi)最為主要的兩套生油巖，干酪根以I型和II型為主，具有沉積厚度大且分布面積廣（圖1），埋藏深度適中（1 000～1 750 m），有機(jī)質(zhì)類型好且含量豐富（TOC為1%～20%），成熟度高（Ro為0.6%～1.09%）等特點(diǎn)[8]。下寺灣油田位于鄂爾多斯盆地沉積—沉降中心處，廣泛分布的這兩套優(yōu)質(zhì)烴源巖為長(zhǎng)8段致密砂巖油藏的形成奠定了豐富的物質(zhì)基礎(chǔ)[10，12-13]。此外在研究區(qū)，中西部區(qū)域在長(zhǎng)8段中部亦發(fā)育一套2～8 m的頁(yè)巖或泥巖，張海林等的研究成果[12]表明，在部分區(qū)域該套泥巖或頁(yè)巖對(duì)長(zhǎng)8段致密油氣富集也具有一定貢獻(xiàn)。

圖1 下寺灣油田長(zhǎng)7段和長(zhǎng)9段烴源巖厚度Fig.1 Source rock thickness of Chang-7 Member and Chang-9 Member in Xiasiwan Oilfield

結(jié)合鄂爾多斯盆地三疊系烴源巖現(xiàn)有研究成果及下寺灣油田現(xiàn)有分析化驗(yàn)資料，本次研究分別對(duì)下寺灣油田長(zhǎng)7段中下部烴源巖、長(zhǎng)8段中部泥巖（頁(yè)巖）和長(zhǎng)9段頂部烴源巖進(jìn)行了研究。在研究區(qū)長(zhǎng)7段烴源巖是主要的一套生油巖，在整個(gè)研究區(qū)均有分布，其中在研究區(qū)西南部LLY區(qū)最為發(fā)育，其厚度達(dá)50 m以上，向東呈逐漸變薄的趨勢(shì)，具備很好的生烴潛質(zhì)；而長(zhǎng)9段烴源巖是研究區(qū)除長(zhǎng)7段烴源巖外又一套非常重要的烴源巖[8]，在研究區(qū)中東部CD區(qū)和CY區(qū)最為發(fā)育，厚度達(dá)20 m以上，向周邊呈逐漸變薄的趨勢(shì)，也具備很好的生烴潛質(zhì)。長(zhǎng)8段中部泥巖（頁(yè)巖）在局部地區(qū)對(duì)長(zhǎng)8段致密油的富集也具有一定的貢獻(xiàn)[12]，主要分布在研究區(qū)西部LLY地區(qū)，部分區(qū)域達(dá)10 m以上。

受長(zhǎng)7段烴源巖、長(zhǎng)9段烴源巖及部分區(qū)域長(zhǎng)8段泥巖（頁(yè)巖）分布的控制，在LLY區(qū)西部LP172井區(qū)，距離長(zhǎng)7段優(yōu)質(zhì)烴源巖和長(zhǎng)8段泥巖（頁(yè)巖）較近的長(zhǎng)81段儲(chǔ)層砂體富集的油氣較多，為該區(qū)域長(zhǎng)8段主力產(chǎn)油層，研究區(qū)高產(chǎn)油井其開(kāi)發(fā)層位均為長(zhǎng)81段，如LP172井及LP60井等。而距離長(zhǎng)7段烴源巖相對(duì)較遠(yuǎn)的長(zhǎng)82段儲(chǔ)層富集的油氣相對(duì)較少，為長(zhǎng)8段非主力產(chǎn)油層。在研究區(qū)中部CD區(qū)，距離長(zhǎng)8段泥巖（頁(yè)巖）和長(zhǎng)9段烴源巖較近的長(zhǎng)82段儲(chǔ)層砂體富集的油氣較多，為該區(qū)域長(zhǎng)8段主力產(chǎn)油層，研究區(qū)高產(chǎn)油井其開(kāi)發(fā)層位均為長(zhǎng)82段，如H45井、X41井及LP1井等；而距離長(zhǎng)9段優(yōu)質(zhì)烴源巖相對(duì)較遠(yuǎn)的長(zhǎng)81段儲(chǔ)層富集的油氣則相對(duì)較少，為該區(qū)域長(zhǎng)8段非主力產(chǎn)油層。

1.2 優(yōu)相優(yōu)儲(chǔ)是成藏的關(guān)鍵

優(yōu)越的成巖相和沉積相有利于形成優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層，是油氣富集的主要區(qū)域[14-15]。通過(guò)對(duì)研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層薄片的大量觀察研究，發(fā)現(xiàn)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段成巖作用主要類型有壓實(shí)作用、膠結(jié)作用和溶蝕作用等。其中壓實(shí)作用和膠結(jié)作用是破壞性成巖作用，是導(dǎo)致長(zhǎng)8段儲(chǔ)層物性變差的主要原因，研究區(qū)延長(zhǎng)組在成巖作用早期淺埋藏階段，成巖作用主要以機(jī)械壓實(shí)為主，礦物顆粒以線接觸和面接觸為主（圖2a、圖2b），壓實(shí)作用使顆粒的緊密堆積，導(dǎo)致儲(chǔ)層原始的孔隙度降低，儲(chǔ)層物性變差。研究區(qū)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段砂巖膠結(jié)物主要以硅質(zhì)膠結(jié)和鈣質(zhì)膠結(jié)為主，膠結(jié)方式包括礦物顆粒的次生加大邊（圖2d）、碎屑顆粒邊緣的黏土襯邊、礦物顆粒的孔隙和粒間膠結(jié)等。顯微鏡觀察發(fā)現(xiàn)，硅質(zhì)膠結(jié)物主要為分布在碎屑顆粒之間的不同形態(tài)產(chǎn)狀的硅質(zhì)膠結(jié)物（圖2c）和分布在顆粒周圍的石英次生加大邊（圖2d）。研究區(qū)延長(zhǎng)組碳酸鹽膠結(jié)物主要呈粒間亮晶、連晶膠結(jié)物產(chǎn)出（圖2e、圖2f），同時(shí)伴有碳酸鹽交代碎屑顆粒的現(xiàn)象。碳酸鹽膠結(jié)物會(huì)對(duì)砂巖孔隙起到堵塞作用，使原本物性較好的砂巖，逐漸成為低孔、低滲的砂巖（圖2f）。

圖2 下寺灣油田長(zhǎng)8儲(chǔ)層成巖作用Fig.2 Diagenesis of Chang-8 reservoir in Xiasiwan Oilfield

溶蝕作用屬建設(shè)性成巖作用，研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層普遍存在不同程度的溶蝕作用，主要有碎屑顆粒溶蝕（圖2g）和膠結(jié)物溶蝕（圖2h）。研究區(qū)主要為長(zhǎng)石和巖屑溶蝕作用，部分顆粒全部被溶蝕形成鑄?？紫丁Ｄz結(jié)物溶蝕，多為鈣質(zhì)膠結(jié)物溶蝕（圖2h），在脫水排烴過(guò)程中產(chǎn)生有機(jī)酸，溶蝕碳酸鹽，形成大量溶蝕孔。顯微鏡下發(fā)現(xiàn)大部分富鈣質(zhì)的碳酸鹽膠結(jié)物常容易被溶蝕，而白云石膠結(jié)物溶蝕程度相對(duì)較弱，溶蝕后大部分仍然殘留，其礦物解理和形態(tài)仍然保留。

下寺灣油田已發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)8段油層組“甜點(diǎn)區(qū)”多數(shù)分布在三角洲前緣水下分流河道優(yōu)相優(yōu)儲(chǔ)區(qū)（圖3）。儲(chǔ)層物性的平面分布與砂體的空間展布具有相關(guān)性，通常在砂體厚度大、連片性好的區(qū)域，也是儲(chǔ)層物性條件相對(duì)較好的區(qū)域，其含油性也相對(duì)較好[2,8]。

研究區(qū)11口取心井巖心分析孔隙度分布范圍為6.1%～15.6%，平均為8.4%；滲透率分布范圍在（0.03～1.25）×10-3μm2，平均為0.31×10-3μm2。根據(jù)研究區(qū)取心井巖心錄井、常規(guī)錄井及試油試采資料，當(dāng)儲(chǔ)層滲透率下限值取0.05×10-3μm2時(shí)，錄井顯示為油跡級(jí)以上，儲(chǔ)層仍有一定的產(chǎn)油能力。根據(jù)巖心含油產(chǎn)狀統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)層滲透率大于0.05×10-3μm2，孔隙度大于6.5%時(shí)，含油級(jí)別一般在油跡級(jí)以上，試油可獲油流，據(jù)此在研究區(qū)長(zhǎng)8段致密油開(kāi)發(fā)的前期將儲(chǔ)層物性下限定為滲透率大于等于0.05×10-3μm2，孔隙度大于等于6.5%。但以此為標(biāo)準(zhǔn)，水平井在投產(chǎn)后部分區(qū)域出現(xiàn)了低液量低效井。當(dāng)孔隙度小于8.5%，滲透率小于0.15×10-3μm2時(shí)，穩(wěn)產(chǎn)后其液量小于10 m3/d，為低液量低效井。因此本次研究將有效儲(chǔ)層滲透率下限從原來(lái)的0.05×10-3μm2提高到0.15×10-3μm2，孔隙度下限從原來(lái)的6.5%提高到8.5%，從而避免了低液量低效井的出現(xiàn)。

研究區(qū)已投產(chǎn)長(zhǎng)8段水平井20余口，其產(chǎn)油量與砂體油層有效厚度存在明顯相關(guān)性，油層有效厚度越大，累產(chǎn)油越多[7]。如LP19井和QP3井在水平段長(zhǎng)度、壓裂方式及壓裂規(guī)模相近的情況下，由于其鉆遇的油層有效厚度的不同，導(dǎo)致二者產(chǎn)量存在很大的差異（LP19井初周月累產(chǎn)油57.9 t，QP3井初周月累產(chǎn)油257.6 t）。因此，將研究區(qū)長(zhǎng)8段砂體油層有效厚度下限從原來(lái)的3.0 m提高到5.0 m，進(jìn)一步提高其油層鉆遇率及單井可控儲(chǔ)量，避免低效井的出現(xiàn)。

如在研究區(qū)西南部LLY區(qū)LP172井區(qū)位于三角洲前緣水下分流河道儲(chǔ)層物性好的區(qū)域（圖3a），為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81段油氣富集的“甜點(diǎn)區(qū)”；但在西南部LLY區(qū)X32井區(qū)位于主河道前緣末端及邊部，儲(chǔ)層物性較差，其產(chǎn)量整體較差，屬低效區(qū)。在研究區(qū)中部CD區(qū)X88井區(qū)、西北部YC區(qū)H24井區(qū)和西部QZ區(qū)QT18井區(qū)均位于三角洲前緣水下分流河道儲(chǔ)層物性好的區(qū)域（圖3b），為三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)82段油氣富集的“甜點(diǎn)區(qū)”，其產(chǎn)量均較好；但在河道邊部?jī)?chǔ)層物性整體變差，其產(chǎn)量也整體變差，如在LLY區(qū)YY4井區(qū)、YY7井區(qū)和CD區(qū)X39井區(qū)，其儲(chǔ)層物性整體較差，均小于重新厘定的下限值，屬于低效區(qū)。

圖3 下寺灣油田長(zhǎng)81和長(zhǎng)82儲(chǔ)層沉積微相Fig.3 Sedimentary microfacies of Chang-81reservoir and Chang-82reservoir in Xiasiwan Oilfield

1.3 較高的過(guò)剩壓力差是油氣富集的重要條件

任戰(zhàn)利、李文厚、李元昊等的研究成果表明，過(guò)剩壓力差的存在是油氣在垂向和橫向上運(yùn)移的主要?jiǎng)恿Γ怯蜌獠爻刹氐闹匾獥l件[16-18]。在研究區(qū)長(zhǎng)8段油層組頂部、中部和底部均存在著高剩余壓力帶，長(zhǎng)7段地層與長(zhǎng)9段地層之間普遍存在較高的過(guò)剩壓力差（圖4a），其中在西南部LLY區(qū)局部剩余壓力差值達(dá)到15 MPa以上（圖4），沿著東北方向呈逐漸降低的趨勢(shì)。當(dāng)壓力大于地層破裂壓力（主要指大于泥巖破裂壓力）時(shí)，巖石發(fā)生破裂，會(huì)形成有效的微裂縫，油氣便可通過(guò)微裂縫進(jìn)行運(yùn)移或直接富集成藏。田亞銘等的研究表明，鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組微裂縫和節(jié)理廣泛發(fā)育，微裂縫和節(jié)理溝通了長(zhǎng)7段烴源巖和長(zhǎng)9段烴源巖與長(zhǎng)8段儲(chǔ)層的聯(lián)系[19-20]，在生烴增壓產(chǎn)生的異常壓力作用下，油氣通過(guò)微裂縫和節(jié)理由高壓區(qū)向低壓區(qū)（從長(zhǎng)7段烴源巖向長(zhǎng)8段儲(chǔ)層或長(zhǎng)9段烴源巖向長(zhǎng)8段儲(chǔ)層）運(yùn)移，然后在較為優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)層中富集成藏。因此，在高壓區(qū)的相對(duì)低壓區(qū)是油氣成藏的主要區(qū)域。如長(zhǎng)81段在北部YC區(qū)H13井區(qū)、東部CY區(qū)C107井區(qū)，為長(zhǎng)81段油氣富集的“甜點(diǎn)區(qū)”；長(zhǎng)82段在西部QZ區(qū)QT24井區(qū)、南部LLY區(qū)X32井區(qū)，為長(zhǎng)82段油氣富集的“甜點(diǎn)區(qū)”。

1.4 廣泛發(fā)育的微裂縫控制致密油富集高產(chǎn)

裂縫型“甜點(diǎn)”是下寺灣油田三疊系長(zhǎng)8段致密油藏非常典型的一個(gè)特征。如研究區(qū)LP172井微裂縫極為發(fā)育，單井日產(chǎn)油105 t，LP60井微裂縫極為發(fā)育，單井日產(chǎn)油92 t，LP1井微裂縫極為發(fā)育，單井日產(chǎn)油64 t。在縱向上較為明顯的特征是在砂泥巖界面轉(zhuǎn)換處各種天然裂縫較為發(fā)育，是致密油富集高產(chǎn)的有利指向區(qū)[21-23]；在平面上較為明顯的特征是在河道邊部或靠近邊部的地方天然裂縫較為發(fā)育，是致密油富集高產(chǎn)的有利指向區(qū)。

下寺灣油田延長(zhǎng)組下組合已有裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，裂縫方位基本上均為NE向，主要分布在北偏東65°～85°，均值為北偏東75°[21]。本次研究對(duì)部分取心井進(jìn)行薄片觀察，發(fā)現(xiàn)其薄片裂縫比較發(fā)育，以構(gòu)造縫（高角度剪切微裂縫）為主，約占75%，層理縫發(fā)育較差，約占25%。研究區(qū)長(zhǎng)8段巖心分析表明：微裂縫的長(zhǎng)度差異較大，分布在2.2～28.6 mm，更多的微裂縫貫穿了整個(gè)薄片；微裂縫的開(kāi)度主要集中在0.10～0.15 mm，約占41.7%；開(kāi)度在0～0.05 mm的微裂縫次之，約占33.3%；開(kāi)度在0.05～0.10 mm的微裂縫較少，占16.7%；微裂縫的間距差異較大，較短的在0.1～1.0 mm，較長(zhǎng)的在4.0～5.0 mm。

圖4 LPX井過(guò)剩壓力剖面和下寺灣油田長(zhǎng)7—長(zhǎng)9段異常壓力差等值線Fig.4 Excess pressure profile of well LPX and excess pressure contour from Chang-7 reservoir to Chang-9 reservoir in Xiasiwan Oilfield

鏡下觀察統(tǒng)計(jì)表明，研究區(qū)長(zhǎng)8段微裂縫主要有未充填裂縫、完全充填裂縫和半充填裂縫3種類型，其中以未充填裂縫為主，約占總裂縫數(shù)的70%，已充填裂縫根據(jù)其充填物成分可分為方解石充填裂縫和有機(jī)質(zhì)充填裂縫。已充填裂縫的充填物類型主要有方解石和有機(jī)質(zhì)兩種。方解石充填了原本已經(jīng)形成的裂縫（圖5a），鏡下觀察表明，充填裂縫的方解石與鈣質(zhì)膠結(jié)作用幾乎同時(shí)發(fā)生，為同一期地質(zhì)流體成因。部分薄片中同樣見(jiàn)到了有機(jī)質(zhì)充填裂縫的現(xiàn)象，在單偏光顯微鏡下，裂縫成組系平行排列，呈半透光或者微弱透光的特征，在有機(jī)質(zhì)通過(guò)裂縫運(yùn)移時(shí)，輕烴優(yōu)先運(yùn)移，重?zé)N停留在了原本未充填的裂縫中，逐步使裂縫被完全充填。半充填裂縫是有機(jī)質(zhì)或者其他充填物在裂縫中，未完全充填原本張開(kāi)的裂縫（圖5b）。未充填裂縫比較容易識(shí)別，正交鏡下與樹(shù)膠的光性相同（圖5c）。鑄體薄片中，裂縫呈現(xiàn)明顯的鑄體顏色（圖5d、5e、5f），從鑄體薄片可以明顯的看出，部分裂縫有切穿孔隙的現(xiàn)象（圖5d）。剪性未充填裂縫一般發(fā)育在巖石內(nèi)部（圖5f），此外在巖石力學(xué)性質(zhì)突變帶（砂泥巖轉(zhuǎn)換面）也常有發(fā)育（圖5e）。

圖5 下寺灣油田長(zhǎng)8段微裂縫特征Fig.5 Microfracture characteristics of Chang-8 Member in Xiasiwan Oilfield

研究區(qū)成像測(cè)井資料較少，但已有成像測(cè)井資料表明，研究區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層以高角度構(gòu)造縫為主，裂縫主要分布在長(zhǎng)81段儲(chǔ)層中，長(zhǎng)82段儲(chǔ)層中裂縫發(fā)育情況相對(duì)較差（圖6），其中傾角大于60°的裂縫占92%；傾角小于60°的低角度裂縫占8%。最大裂縫體密度為3.7 m2/m3，平均裂縫體密度約為0.7 m2/m3；最大裂縫寬度為2.03 mm，平均裂縫寬度為0.65 mm且裂縫寬度小于0.9 mm的約占85%；最大裂縫孔隙度為0.43%，平均裂縫孔隙度為0.09%，孔隙度小于0.15%的約占85%。

微裂縫常規(guī)測(cè)井綜合識(shí)別研究表明：研究區(qū)長(zhǎng)8段微裂縫整體較為發(fā)育，其中長(zhǎng)81段微裂縫整體發(fā)育情況優(yōu)于長(zhǎng)82段。在不同的區(qū)域微裂縫發(fā)育的程度差異較大，其中在中部CD區(qū)X45井區(qū)和LP1井區(qū)微裂縫最為發(fā)育，北部YC區(qū)域微裂縫集中發(fā)育在H14井周邊，西部QZ區(qū)QT24井區(qū)和QT19井區(qū)微裂縫較為發(fā)育，南部LLY區(qū)微裂縫集中發(fā)育在LP172井、X32井和X118井周邊。研究區(qū)微裂縫常規(guī)裂縫解釋結(jié)果與裂縫監(jiān)測(cè)報(bào)告及成像測(cè)井結(jié)果吻合較好。

表1 常規(guī)測(cè)井微裂縫綜合識(shí)別情況統(tǒng)計(jì)Table1 Statistics of comprehensive identification of micro-fractures in conventional logging

2 長(zhǎng)8段致密油藏“甜點(diǎn)”模式

下寺灣油田三疊系延長(zhǎng)組發(fā)育多套優(yōu)質(zhì)烴源巖。長(zhǎng)8段儲(chǔ)層成藏模式主要有“上生下儲(chǔ)”“自生自儲(chǔ)”和“下生上儲(chǔ)”三種類型?！吧仙聝?chǔ)”型儲(chǔ)層以長(zhǎng)7段中下部油頁(yè)巖作為烴源巖，短距離向下運(yùn)移至長(zhǎng)81段或長(zhǎng)82段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中富集成藏（圖7，CP1井）；“自生自儲(chǔ)”型儲(chǔ)層以長(zhǎng)7段下部油頁(yè)巖作為烴源巖，在與其緊鄰的長(zhǎng)81段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中就近富集成藏（圖7，AP1井），或以長(zhǎng)8段中部暗色泥巖（頁(yè)巖）為烴源巖，在長(zhǎng)81段或長(zhǎng)82段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中就近富集成藏（圖7，EP1井）；“下生上儲(chǔ)”型儲(chǔ)層以長(zhǎng)9段頂部頁(yè)巖為烴源巖，短距離向上運(yùn)移至長(zhǎng)81段或長(zhǎng)82段優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層中富集成藏（圖7，BP1井）。因此，研究區(qū)長(zhǎng)8段勘探開(kāi)發(fā)潛力較大。近幾年對(duì)致密油（包括頁(yè)巖油）研究成果表明：在油質(zhì)較好、優(yōu)相優(yōu)儲(chǔ)、生烴增壓異常高壓和天然微裂縫較為發(fā)育的區(qū)域是致密油主要地質(zhì)“甜點(diǎn)”區(qū)。結(jié)合之前的致密油研究成果[23-24]及礦場(chǎng)實(shí)際情況，本次研究在研究區(qū)長(zhǎng)8段致密油藏中共識(shí)別出5種“甜點(diǎn)”模式。

圖6 X118井長(zhǎng)8地層地層傾角及裂縫解釋成果Fig.6 Diagonal angle and fracture interpretation results of Chang-8 Formation in well-X118

1）上砂富油下砂致密型（圖7，AP1井）

這類油藏在研究區(qū)較為常見(jiàn)，下砂體因成巖作用而致密化，使其儲(chǔ)集規(guī)模和儲(chǔ)集性能變差，而上砂體則具有較好的儲(chǔ)集性能，且上砂體距離長(zhǎng)7段優(yōu)質(zhì)烴源巖較近，優(yōu)先充注成藏，如LLY區(qū)LP7井便鉆遇長(zhǎng)82段上砂體，投產(chǎn)初周月累產(chǎn)液619.0 m3/m，累產(chǎn)油481.9 m3/m，含水為22.14%。此類“甜點(diǎn)”在水平井入窗時(shí)需考慮上下砂體物性，選擇在上砂體中下部位入窗。

2）上砂致密下砂富油型（圖7，BP1井）

這類油藏上砂體因成巖作用導(dǎo)致儲(chǔ)層致密化，儲(chǔ)層物性變差、儲(chǔ)集規(guī)模變小，但下砂體物性較好，具有較好的儲(chǔ)集空間。在優(yōu)質(zhì)烴源巖生烴增壓動(dòng)力下，巖石會(huì)發(fā)生破裂形成部分有效的微裂縫，油氣便沿著有效微裂縫運(yùn)移到下部?jī)?yōu)質(zhì)砂體中富集成藏。如LLY區(qū)LP22井便鉆遇長(zhǎng)82段上部砂體，投產(chǎn)初周月累產(chǎn)液266.0 m3/m，累產(chǎn)油85.1 m3/m，含水為68.0%，屬低液量低效井。此類“甜點(diǎn)“在水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇下砂體中上部位入窗。

3）上砂富油下砂高含水型（圖7，CP1井）

圖7 長(zhǎng)8致密砂巖油藏“甜點(diǎn)”模式Fig.7 Sweet spot mode of tight sandstone oil reservoir in Chang-8 Member

這類油藏在研究區(qū)局部分布，上下砂體物性均較好，都具有一定的油氣富集能力，但由于上砂體距離主力油源長(zhǎng)7段烴源巖較近，優(yōu)先充注，而下砂體則充注相對(duì)較少，在縫網(wǎng)的局部長(zhǎng)期浮力及擴(kuò)散作用下，上砂體含油飽和度逐漸升高而下砂體含油飽和度則逐漸降低，導(dǎo)致上砂體富油而下砂體高含水。如LLY區(qū)LP17井便鉆遇長(zhǎng)82段上部砂體，投產(chǎn)初周月累產(chǎn)液930.0 m3/m，累產(chǎn)油289.0 m3/m，含水為31.1%；而距離其不到1 km的鄰井LP13井鉆遇下砂體，投產(chǎn)初周月累產(chǎn)液765.0 m3/m，累產(chǎn)油72.0 m3/m，含水為90.6%，屬高含水低效井。此類“甜點(diǎn)“在水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇上砂體中上部位入窗。

4）上下砂致密中砂富油型即“三明治”型（圖7，DP1井）

這類油藏在研究區(qū)相對(duì)較少，上下砂體因成巖作用（壓實(shí)作用和膠結(jié)作用）導(dǎo)致儲(chǔ)層物性變差，為致密儲(chǔ)層且縫網(wǎng)不延伸，形成遮擋條件。烴源巖生烴增壓沿著生成的微裂縫運(yùn)移至中部?jī)?yōu)質(zhì)砂體中富集成藏，形成局部富集高產(chǎn)區(qū)，而鉆遇上下部位砂體油井均是低效井。如LP60井便鉆遇長(zhǎng)81段中部砂體，初周月累產(chǎn)液6 323.0 m3/m，累產(chǎn)油2 428.0 m3/m，含水為60.0%。此類“甜點(diǎn)”在水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇中砂體中部位入窗。

5）上砂高含水下砂富油型（圖7，EP1井）

這類油藏在研究區(qū)局部分布，主要分布在烴源巖生烴增壓產(chǎn)生的異常壓力差較大的區(qū)域。這類油藏上砂體物性相對(duì)較差，下砂體物性相對(duì)較好，且在該區(qū)域異常壓力差比浮力高一個(gè)數(shù)量級(jí)，為油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿?。油氣在異常壓力?dòng)力下在物性相對(duì)較好的下砂體中優(yōu)先充注成藏，上砂體聚集成藏的難度相對(duì)較大，以水層為主。如QZ區(qū)水平井QP5井鉆遇長(zhǎng)82段上砂體，投產(chǎn)初周月累產(chǎn)液2 038 m3/m，累產(chǎn)油139 m3/m，含水為93.17%。此類“甜點(diǎn)”在水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇下砂體中下部位入窗。

根據(jù)研究區(qū)長(zhǎng)8段致密砂巖油藏已識(shí)別出的5種“甜點(diǎn)”模式，可以看出，長(zhǎng)8段油藏油氣水分布較為復(fù)雜，在部分區(qū)域存在油水倒置現(xiàn)象，長(zhǎng)8段儲(chǔ)層在大部分區(qū)域?qū)傧戎旅芎蟪刹兀ㄈ鏏P1“甜點(diǎn)”區(qū)、BP1“甜點(diǎn)”區(qū)和CP1“甜點(diǎn)”區(qū)等），在部分區(qū)域?yàn)檫呏旅苓叧刹兀ㄈ鏓P1“甜點(diǎn)”區(qū)等）。

3 結(jié)論

1）通過(guò)對(duì)研究區(qū)烴源巖特征、沉積儲(chǔ)層、地層異常壓力特征及微裂縫發(fā)育特征等的深入研究，綜合分析認(rèn)為研究區(qū)長(zhǎng)8段致密油富集主要受“優(yōu)質(zhì)烴源巖”“優(yōu)相優(yōu)儲(chǔ)”“較高的過(guò)剩壓力差”及“廣泛的微裂縫發(fā)育”四大因素控制。研究區(qū)長(zhǎng)8段致密油開(kāi)發(fā)需以四大致密油富集控制因素優(yōu)選區(qū)帶，以儲(chǔ)層物性、單砂體油層有效厚度優(yōu)選區(qū)塊，以其含油性（參考綜合氣測(cè)錄井）確定井位的致密油地質(zhì)“甜點(diǎn)”優(yōu)選方法。根據(jù)長(zhǎng)8段致密油四大控制因素優(yōu)選出三大有利區(qū)帶即YC區(qū)H13井區(qū)以南—QZ區(qū)QT24井區(qū)一帶、QZ區(qū)QT19以南—LLYLP172井區(qū)一帶和CD西部X33—X32一帶可作為下一步勘探開(kāi)發(fā)的優(yōu)選區(qū)帶。

2）針對(duì)不同的長(zhǎng)8段致密油“甜點(diǎn)”模式，需進(jìn)一步優(yōu)化水平井鉆井及入窗方式。上砂體富油下砂體致密型“甜點(diǎn)”區(qū)，在入窗時(shí)需考慮上下砂體物性，選擇在上砂體中下部位入窗；上砂體致密下砂體富油型“甜點(diǎn)”區(qū)，在入窗時(shí)應(yīng)選擇下砂體中上部位入窗；上砂體富油下砂體高含水型“甜點(diǎn)”區(qū)，水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇上砂體中上部位入窗；上下砂體致密中砂體富油型“甜點(diǎn)”區(qū)，水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇中部位入窗；上砂體高含水下砂體富油型“甜點(diǎn)”區(qū)，水平井入窗時(shí)應(yīng)選擇下砂體下部位入窗。以此來(lái)進(jìn)一步提高致密油有效儲(chǔ)層的鉆遇率，在此基礎(chǔ)上進(jìn)一步優(yōu)化壓裂參數(shù)，提高產(chǎn)建效益，避免低效井的出現(xiàn)。