肖正錄，陳世加，劉廣林，王 攀，唐隆祥，劉章昊

(1.西南石油大學(xué) 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,四川 成都 610500；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司 勘探開發(fā)研究院，陜西 西安 710018；4.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田第一采氣廠，陜西 西安 710018)

近年來，世界范圍內(nèi)有關(guān)非常規(guī)油氣藏的研究熱度不斷增加，鄂爾多斯盆地由于其獨(dú)特的沉積環(huán)境和構(gòu)造特征，在中國(guó)致密油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域處于重要地位[1-4]。前期的勘探實(shí)踐表明鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組具有良好的油氣成藏條件，并在各層系中均發(fā)現(xiàn)了油氣藏的存在，這在很大程度上完善并發(fā)展了中國(guó)致密油氣源內(nèi)、近源和遠(yuǎn)源成藏理論[5-8]。在國(guó)內(nèi)致密油成藏方面，前人做了大量的研究，并提出不少值得借鑒的理論：如趙靖舟等[9]認(rèn)為優(yōu)質(zhì)烴源巖、“甜點(diǎn)區(qū)”、成藏動(dòng)力和近源聚集是中國(guó)陸相致密油成藏的主要條件；楊華等[10]提出豐富的微尺度孔隙是稠油富集的前提；陳世加等[11-12]發(fā)現(xiàn)源儲(chǔ)之間泥質(zhì)隔夾層對(duì)原油的運(yùn)移起到阻礙作用；任戰(zhàn)利等[13]則認(rèn)為沉積微相、優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層控制了延長(zhǎng)組致密油藏的形成和富集。但在將這些理論運(yùn)用于實(shí)際生產(chǎn)中時(shí)卻出現(xiàn)新的問題，如在大量的研究中發(fā)現(xiàn)致密儲(chǔ)層中油水差異富集的現(xiàn)象，而油藏的成藏主控因素和富集規(guī)律不明[14-16]。鄂爾多斯盆地華池地區(qū)東西部相距較近，砂體規(guī)模、連續(xù)性和儲(chǔ)層物性較差的華池東部主要為油井，而砂體規(guī)模、連續(xù)性和儲(chǔ)層物性更好的華池西部卻出大水(圖1)，油水分布關(guān)系主要受何種因素的控制目前還沒有成熟的理論對(duì)此做出解釋。本文在前人研究的基礎(chǔ)上，從烴源巖條件、源儲(chǔ)接觸關(guān)系、砂體發(fā)育規(guī)模和儲(chǔ)層物性及非均質(zhì)性等方面入手，探討了華池地區(qū)油水差異富集的成藏規(guī)律，以求對(duì)未來相似領(lǐng)域的勘探開發(fā)起到參考作用。

圖1 鄂爾多斯盆地位置示意圖(a)及華池地區(qū)油藏分布(b)Fig.1 Schematic diagram showing the location of the Ordos Basin (a) and the reservoir distribution in the Huachi area (b)

1 研究區(qū)成藏背景

鄂爾多斯盆地華池地區(qū)延長(zhǎng)組8段(長(zhǎng)8段)儲(chǔ)層以淺水三角洲前緣亞相為主，重要的儲(chǔ)集體為三角洲前緣水下分流河道[17-18]。長(zhǎng)8段作為延長(zhǎng)組三大主力油層組之一，屬于低孔、低滲儲(chǔ)層，其與上覆長(zhǎng)7段的厚層優(yōu)質(zhì)烴源巖形成近源“倒灌”成藏模式。這種模式下，源巖和下伏儲(chǔ)層之間的壓差和輸導(dǎo)斷裂是造成油氣倒灌運(yùn)移的主要原因，而源巖超壓值大小決定著油氣垂向倒灌運(yùn)移的距離和分布范圍[19-20]。姚涇利等[21]利用測(cè)井聲波資料計(jì)算得出長(zhǎng)7段烴源巖與長(zhǎng)8段儲(chǔ)層之間存在著4～10 MPa的過剩壓力差；郭秋麟等[22]用“膨脹流驅(qū)動(dòng)論”模擬延長(zhǎng)組致密油聚集量時(shí)得出75 m厚的長(zhǎng)8段儲(chǔ)層中油柱高度為15.5 m，顯示源儲(chǔ)間的過剩壓力差在長(zhǎng)8段致密儲(chǔ)層中所能引起的原油充注距離有限。筆者通過該區(qū)的聲波測(cè)井資料計(jì)算亦發(fā)現(xiàn)長(zhǎng)7段烴源巖與長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層之間的剩余壓差達(dá)到6～18 MPa，但其所能提供的原油充注動(dòng)力有限。

以Z256井為例，雖然長(zhǎng)8段儲(chǔ)集層與長(zhǎng)7段烴源巖緊鄰，但由于儲(chǔ)層致密(平均孔隙度7.34%，平均滲透率0.16×10-3μm2),原油只能夠向下運(yùn)移7～9 m的距離，在巖心上反映為長(zhǎng)8段塊狀砂巖從上到下含油性依次減弱，由油浸、油斑逐漸變?yōu)椴缓?圖2)。華池地區(qū)靠近湖盆中心，河道擺動(dòng)大、持續(xù)時(shí)間短、分叉嚴(yán)重，造成了儲(chǔ)層垂向和平面上強(qiáng)的非均質(zhì)性。有限的充注動(dòng)力和復(fù)雜的沉積環(huán)境，使得華池地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層中油水差異富集情況頻繁出現(xiàn)。

圖2 鄂爾多斯盆地西南部Z256井剩余壓力及巖心含油性特征Fig.2 Point diagram showing the residual pressure (a) of and images showing oil-bearing cores (b) from Well Z256 in southwest Ordos Basina.等效深度法測(cè)井計(jì)算的剩余壓力隨深度變化；b.長(zhǎng)81亞段(埋深1 701.26～1 711.65 m)巖心照片

2 成藏控制因素

2.1 烴源巖條件

據(jù)前人的研究[23-24]，鄂爾多斯盆地長(zhǎng)7段發(fā)育有一套優(yōu)質(zhì)烴源巖，其厚度達(dá)到40 m以上，有機(jī)質(zhì)豐度高，生烴能力強(qiáng)，分布范圍廣，干酪根類型為Ⅰ型和Ⅱ型，屬腐泥型有機(jī)質(zhì)，且已達(dá)到成熟-高成熟階段，處在強(qiáng)排烴階段，為延長(zhǎng)組各層系組提供了充足的油源支撐。長(zhǎng)71亞段、長(zhǎng)72亞段和其他層位的薄層烴源巖和黑色泥巖生烴能力有限，長(zhǎng)8段儲(chǔ)層中的原油主要來自于上覆的長(zhǎng)73亞段烴源巖[25-26]。華池地區(qū)處于湖盆中心地帶，其東西部相距近，沉積環(huán)境相同，在烴源巖質(zhì)量和異常高壓方面無明顯的區(qū)別，烴源巖條件和異常高壓不是造成華池東西部油水差異聚集的主要控制因素。

2.2 源-儲(chǔ)接觸關(guān)系

長(zhǎng)8段儲(chǔ)層與長(zhǎng)7段源巖之間構(gòu)成倒灌成藏模式，這種模式下原油充注動(dòng)力隨深度急劇減小，源、儲(chǔ)之間發(fā)育的泥質(zhì)隔層對(duì)原油向下運(yùn)移產(chǎn)生重要影響。從華池東西部井的測(cè)井曲線上來看(圖3)，油水井的源、儲(chǔ)接觸關(guān)系明顯不同，出水井的源、儲(chǔ)之間存在明顯的GR曲線高值段，普遍發(fā)育粉砂質(zhì)泥巖、泥巖等隔層，阻礙油氣大規(guī)模向下運(yùn)移；而油井源、儲(chǔ)之間GR曲線無明顯變化，有利于長(zhǎng)73亞段烴源巖生成的油氣向下運(yùn)移。圖3顯示，雖然華池西部出水井的長(zhǎng)8段儲(chǔ)層與長(zhǎng)73亞段底界面相距較近，甚至是緊挨著，但是由于在長(zhǎng)7段底部存在一套或多套有別于長(zhǎng)73亞段烴源巖的泥質(zhì)隔層，導(dǎo)致原油不能夠順利的向下運(yùn)移，長(zhǎng)81亞段儲(chǔ)層普遍不含油。相反，華池東部出油井長(zhǎng)73亞段為整套的烴源巖，在其下部未見有明顯的隔層存在，使得原油可以向下運(yùn)移，并在長(zhǎng)81亞段的儲(chǔ)層中聚集成藏，下伏儲(chǔ)層普遍含油?？梢?，源、儲(chǔ)之間泥質(zhì)或粉砂質(zhì)隔層的存在，對(duì)油藏的平面分布起到關(guān)鍵的控制作用。

圖3 華池東西部源儲(chǔ)之間泥質(zhì)隔層發(fā)育差異Fig.3 Differences of argillaceous barriers between source and reservoir in the eastern and western parts of the Huachi area

2.3 砂體發(fā)育規(guī)模

華池地區(qū)大量出現(xiàn)物性好的厚砂體不出油而薄砂體出油的情況，通過巖心觀察和試油資料發(fā)現(xiàn)，華池西部的P112、B504和B241等井砂體發(fā)育規(guī)模大，砂體厚度達(dá)到21 m，中間無明顯的巖性變化，平均日產(chǎn)水40.6 m3；而華池東部的B465和B447等井砂體發(fā)育規(guī)模較小，砂體厚度小于10 m，多見泥質(zhì)粉砂巖或泥巖的互層，平均日產(chǎn)油26.18 t。將華池東西部的測(cè)井資料行分類，發(fā)現(xiàn)普遍存在厚砂體出水而薄砂體出油的情況(圖4)。此現(xiàn)象與以往“原油主要聚集于好砂帶”的認(rèn)識(shí)相違背，體現(xiàn)了華池地區(qū)長(zhǎng)8段儲(chǔ)層油水富集的特殊性。分析認(rèn)為，原油主要富集于薄砂層，主要得益于薄砂層側(cè)向容易尖滅而利于形成砂體尖滅型巖性油氣藏，較厚的砂層側(cè)向延伸遠(yuǎn)，原油可以經(jīng)過長(zhǎng)距離的運(yùn)移而不易于保存。

圖4 華池地區(qū)長(zhǎng)81亞段砂體發(fā)育規(guī)模與儲(chǔ)層含油性之間的關(guān)系Fig.4 Relationship between sand body size and oil-bearing property of the Chang 81 submember in the Huachi area

2.4 儲(chǔ)層物性差異

分別統(tǒng)計(jì)華池東西部長(zhǎng)81亞段儲(chǔ)層中油、水、干層的孔隙度和滲透率(圖5)，顯示水層的物性好于油層好于干層。其中，水層的平均孔隙度為10.14%，平均滲透率為1.01×10-3μm2；油層的平均孔隙度為9.29%，平均滲透率為0.56×10-3μm2；干層的平均孔隙度為7.79%，平均滲透率為0.51×10-3μm2。華池西部水井的儲(chǔ)層物性整體好于東部地區(qū)的油井。華池地區(qū)長(zhǎng)81亞段儲(chǔ)層中物性較好的儲(chǔ)層出水，物性較差的儲(chǔ)層卻出油，這與以往的認(rèn)知不符，也是華池地區(qū)致密油藏的特殊之處，故儲(chǔ)層物性亦不是華池地區(qū)長(zhǎng)8段油藏的主控因素。

圖5 華池地區(qū)長(zhǎng)81亞段油、水、干層儲(chǔ)層物性條形圖Fig.5 Physical properties of oil,water and dry layers of the Chang 81 submember in the Huachi area

2.5 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

2.5.1 單砂體內(nèi)部結(jié)構(gòu)差異

在華池地區(qū)大量發(fā)現(xiàn)如P112井長(zhǎng)81亞段同一套砂體中油水差異富集的現(xiàn)象(圖6)。這種由斜層理、平行層理、砂紋交錯(cuò)層理和塊狀層理組合起來的厚層復(fù)合砂體中包含了多套油層與干、水層的縱向疊置體，而原油往往只富集于均質(zhì)性更強(qiáng)的塊狀砂體中，非均質(zhì)性較強(qiáng)的含紋層砂體充當(dāng)了相對(duì)蓋層的作用，經(jīng)過地層水長(zhǎng)時(shí)間的浸泡而鈣化[27]。對(duì)比認(rèn)為，相對(duì)于非均質(zhì)性強(qiáng)的砂體來說，均質(zhì)性強(qiáng)的塊狀砂體更易于原油充注和富集。

圖6 華池地區(qū)P112井長(zhǎng)81亞段單砂體中油水差異富集Fig.6 Differential accumulations of oil and water in a single sand body of Chang 81 submember in Well P112 in Huachi area

2.5.2 河道構(gòu)型差異

除了砂體內(nèi)部存在差異外，砂體構(gòu)型也是影響儲(chǔ)層非均質(zhì)性的重要因素[28-38]。根據(jù)砂體構(gòu)型的相關(guān)理論[39-41]，將河道劃分為河道主體和河道側(cè)翼兩個(gè)河道構(gòu)型單元，并對(duì)不同河道構(gòu)型砂體的物性做了對(duì)比：由巖心及其配套資料可以看出(圖7)，河道主體為細(xì)砂巖，發(fā)育塊狀或平行層理，孔隙式膠結(jié)，顆粒較大，分選磨圓較好；而河道側(cè)翼為粉砂巖或粉細(xì)砂巖，包含泥質(zhì)團(tuán)塊，發(fā)育斜層理和砂紋交錯(cuò)層理等，基底式膠結(jié)，顆粒粒度較小，分選磨圓較差。

圖7 華池地區(qū)B504井長(zhǎng)81亞段河道主體與河道側(cè)翼對(duì)比Fig.7 Comparison of the main body and flanks of channels of Chang 81 submember in Well B504 in Huachi area

通過對(duì)不同構(gòu)型巖樣進(jìn)行壓汞分析，發(fā)現(xiàn)河道主體與側(cè)翼的孔喉結(jié)構(gòu)差距明顯(圖8)：河道主體的排驅(qū)壓力為1.105 MPa，中值半徑為0.326 μm，最大汞飽和度為92.4%；而河道側(cè)翼對(duì)應(yīng)值分別為5.736 MPa、0.033 μm和87.75%。河道主體砂的門檻壓力和中值壓力較河道側(cè)翼砂低，說明河道側(cè)翼相比主體具有更強(qiáng)的微觀非均質(zhì)性，河道主體的物性遠(yuǎn)好于河道側(cè)翼。

圖8 華池地區(qū)長(zhǎng)81亞段河道主體與側(cè)翼壓汞曲線Fig.8 Curves obtained from mercury intrusion porosimetry of the main body and flanks of channels of Chang 81 submember in Huachi areaa.河道主體；b.河道側(cè)翼

華池西部砂體規(guī)模大，儲(chǔ)層物性好，河道側(cè)翼砂體在整個(gè)河道砂體中的占比較小，儲(chǔ)層的均質(zhì)性整體較強(qiáng)。相反，華池東部砂體規(guī)模小，儲(chǔ)層物性差，河道側(cè)翼砂體在整個(gè)河道砂體中的占比較大，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性較強(qiáng)?？傊?，砂體規(guī)模、儲(chǔ)層物性和非均質(zhì)性等因素互相消長(zhǎng)、相互制約，共同控制著華池地區(qū)油藏的分布。

3 成藏機(jī)理

根據(jù)以上成藏控制因素的分析，排除了烴源巖條件與儲(chǔ)層物性對(duì)華池地區(qū)油水差異性富集的影響，并認(rèn)為長(zhǎng)7段烴源巖形成的異常高壓所能提供給原油向長(zhǎng)8段儲(chǔ)層中倒灌的動(dòng)力有限。源、儲(chǔ)之間的泥質(zhì)隔層、砂體的發(fā)育規(guī)模和儲(chǔ)層非均質(zhì)性是引起華池東西部油水差異聚集的主要控制因素。

3.1 泥質(zhì)隔層決定原油能否進(jìn)入儲(chǔ)層

源儲(chǔ)之間的泥質(zhì)和粉砂質(zhì)隔層決定了原油能否倒灌下來。在有限的充注動(dòng)力背景下，源儲(chǔ)之間的隔夾層對(duì)原油倒灌運(yùn)移的動(dòng)力起到急速的衰減作用。相比華池東部地區(qū)，華池西部源儲(chǔ)之間泥質(zhì)隔層更發(fā)育，不易于原油的倒灌運(yùn)移，故多數(shù)井以出水為主，而華池東部地區(qū)由于具有更好的源-儲(chǔ)接觸關(guān)系而利于原油向下運(yùn)移成藏。

3.2 砂體規(guī)模決定原油能否側(cè)向封堵成藏

在原油能運(yùn)移進(jìn)入儲(chǔ)層的基礎(chǔ)上，砂體的規(guī)模決定了原油能否側(cè)向封堵成藏。無明顯內(nèi)部結(jié)構(gòu)變化的厚層砂體物性較好，側(cè)向延伸距離遠(yuǎn)，不易于原油的封堵而變?yōu)樵蛡?cè)向運(yùn)移的通道，反之則容易形成巖性上傾尖滅圈閉，對(duì)原油具有側(cè)向的封堵作用，利于形成巖性油氣藏。華池西部地區(qū)砂體厚度達(dá)到20 m以上，原油會(huì)沿著河道長(zhǎng)距離運(yùn)移在砂體的尖滅處或是構(gòu)造的高部位成藏，華池東部薄砂體很容易發(fā)生側(cè)向尖滅，平面上延伸不遠(yuǎn)，更利于原油的封堵和成藏。

3.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性決定單砂體內(nèi)部原油差異富集

具有內(nèi)部結(jié)構(gòu)變化的厚層河道砂亦可成藏，其與儲(chǔ)層的非均質(zhì)性有很大關(guān)系。砂體側(cè)翼和含紋理構(gòu)造的砂體在理論上起到減小砂體規(guī)模相同的作用。具有紋理的砂體或河道側(cè)翼砂由于物性較差和非均質(zhì)性更強(qiáng)，往往起到對(duì)原油相對(duì)封堵的作用，在有限充注動(dòng)力下，原油不能夠突破此巖性界面而在砂體均質(zhì)性更強(qiáng)的部位成藏。

3.4 成藏模式

基于上述成藏主控因素，認(rèn)為華池西部因?yàn)樵磧?chǔ)間存在泥質(zhì)隔層,阻擋了原油的大規(guī)模向下運(yùn)移,少量的原油在規(guī)模大、物性好、均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)層中不易于側(cè)向封堵(圖9，P112井和B504井)，原油會(huì)沿著大套的河道砂向其他部位運(yùn)移，最后在河道尖滅處或構(gòu)造的高部位聚集成藏(圖9，B447井)。華池東部則與其相反，因?yàn)闆]有源儲(chǔ)之間隔擋層的影響，原油利于向下倒灌，加之儲(chǔ)層規(guī)模小、非均質(zhì)性強(qiáng)，原油不能側(cè)向長(zhǎng)距離運(yùn)移,反而更利于原油的運(yùn)聚成藏，在物性相對(duì)較好的薄砂體中聚集形成巖性油氣藏(圖9，B465井、B405井和B484井)。

圖9 華池地區(qū)長(zhǎng)81亞段油藏成藏模式Fig.9 Hydrocarbon accumulation patterns in Chang 81 submember in Huachi area

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1) 在倒灌成藏模式有限的充注動(dòng)力條件下，華池西部源、儲(chǔ)之間普遍發(fā)育的泥質(zhì)隔層阻礙了原油向下運(yùn)移，其長(zhǎng)8段儲(chǔ)層均質(zhì)性強(qiáng)、物性好、砂體規(guī)模大，從長(zhǎng)7段烴源巖生成并運(yùn)移下來的少量原油不能側(cè)向封堵而沿著河道砂體遠(yuǎn)距離運(yùn)移，在構(gòu)造的高部位或河道尖滅處聚集成藏；華池東部源、儲(chǔ)之間無明顯泥質(zhì)隔層存在，原油易于向下運(yùn)移，其長(zhǎng)8段砂體規(guī)模小、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，原油不易側(cè)向運(yùn)移而就地成藏。故華池東部皆為油井而西部皆為水井。

2) 以往認(rèn)為規(guī)模大、物性好和均質(zhì)性強(qiáng)的砂帶不利于華池地區(qū)長(zhǎng)8段致密儲(chǔ)層中原油的保存。充注動(dòng)力有限背景下油水復(fù)雜區(qū)的成藏研究，應(yīng)該擯棄“好砂帶找油”的常規(guī)思想，反而規(guī)模小、非均質(zhì)性強(qiáng)的“差砂帶”更利于充注動(dòng)力有限背景下油水復(fù)雜區(qū)原油的封堵和成藏。