王 濤，鄧西里，吳勝和，李恕軍，吳瓊螈

(1.中國(guó)地質(zhì)科學(xué)院，北京 100037；2.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院， 北京 100083； 3.中國(guó)石油大學(xué)(北京) 地球科學(xué)學(xué)院，北京 102249； 4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田公司，陜西 西安 710018； 5.中海石油( 中國(guó))有限公司 天津分公司， 天津 300452)

致密砂巖油是覆壓基質(zhì)滲透率小于0.2×10-3μm2或者空氣滲透率小于2 μm2的砂巖油層,單井一般無(wú)自然產(chǎn)能,或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油氣流下限,但其在一定經(jīng)濟(jì)條件和壓裂、水平井、多分支井等技術(shù)措施下可以獲得工業(yè)油氣產(chǎn)量,石油賦存于烴源巖內(nèi)或者與之相鄰的砂巖中[1-2]。隨著水平井及水力壓裂等技術(shù)的突破，致密砂巖油成為繼頁(yè)巖氣之后非常規(guī)油氣勘探開(kāi)發(fā)的一個(gè)新熱點(diǎn)[3],被石油工業(yè)界譽(yù)為“黑金”。

與國(guó)外致密砂巖油的海相沉積環(huán)境有所不同,中國(guó)的致密砂巖油大多為陸相湖盆沉積背景,以大面積“連續(xù)”分布且局部富集為特征[4]。在盆地尺度上,油藏范圍巨大但邊界模糊,幾乎沒(méi)有圈閉的概念。近年來(lái),研究人員發(fā)現(xiàn)，致密砂巖油所謂的“連續(xù)”分布的規(guī)模遠(yuǎn)沒(méi)有早期認(rèn)識(shí)的那么龐大。因此,趙靖舟等又提出了“準(zhǔn)連續(xù)型油氣聚集”的概念,用來(lái)描述發(fā)生在眾多橫向上彼此相鄰、縱向上相互疊置的中、小型非常規(guī)巖性圈閉構(gòu)成的大面積分布的圈閉群中的油氣聚集[5]。

隨著勘探開(kāi)發(fā)的持續(xù)細(xì)化,關(guān)于致密砂巖油的找油思路也從“油氣藏”深入到“油氣層”[4]。在組規(guī)模上,鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組已知油區(qū)基本大面積連續(xù)分布于近源區(qū),致密砂巖油的聚集具有“源控區(qū)、相控帶及源儲(chǔ)壓力差控位”的聚集規(guī)律[6]。在段規(guī)模上,油藏分布受控于沉積儲(chǔ)層、烴源巖及源儲(chǔ)之間的組合關(guān)系[7]。

實(shí)際上，宏觀上“連續(xù)分布”的致密砂巖油藏,只是由于研究的尺度較粗造成的一種假象。從更精細(xì)的砂體尺度上看,致密砂巖油所謂的“連續(xù)型分布”是由于多個(gè)小的含油砂體疊合造成的假象。華慶油田目前勘探開(kāi)發(fā)的實(shí)踐表明,組段規(guī)模上含油面內(nèi)石油的分布仍然存在極強(qiáng)的非均質(zhì)性。由于陸相沉積相變快,單一砂體規(guī)模小[8-19],橫縱向上疊合后,組段尺度上認(rèn)識(shí)的砂體規(guī)模及連續(xù)性遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出了單個(gè)含油砂體的實(shí)際規(guī)模,形成“假連片”，在一定程度上掩蓋了致密砂巖油藏差異分布的規(guī)律。這些規(guī)模較小的含油砂體的分布以及遵循的規(guī)律等問(wèn)題，目前尚不能很好解決，使得開(kāi)發(fā)人員面對(duì)致密砂巖油藏進(jìn)行開(kāi)發(fā)選區(qū)及井網(wǎng)布置時(shí)面臨很大的困難。

另一方面,砂體作為石油輸導(dǎo)及聚集的載體,石油在其內(nèi)部分布更多受到砂體自身滲流性能差異的影響,直觀體現(xiàn)為受儲(chǔ)層質(zhì)量的影響。Schowalter在20世紀(jì)70年代就提出，油氣總是沿最大孔隙和最小排驅(qū)壓力的通道進(jìn)行運(yùn)移,這一過(guò)程主要受控于輸導(dǎo)體的物性和非均質(zhì)程度[20]。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層由于具有良好的滲流特性往往成為儲(chǔ)層內(nèi)油氣聚集的有利場(chǎng)所[18]。石油受到的運(yùn)移動(dòng)力大于孔喉中的毛細(xì)管力時(shí),石油即可沿這些運(yùn)移通道發(fā)生運(yùn)移和聚焦。

華慶地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)8段發(fā)育致密砂巖油藏,其烴源巖為上覆的長(zhǎng)7段富含有機(jī)質(zhì)的地層,為典型的上生下儲(chǔ)的源儲(chǔ)關(guān)系。本研究選取鄂爾多斯盆地華慶地區(qū)三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)81致密砂巖儲(chǔ)層作為主要研究對(duì)象，開(kāi)展致密砂巖油差異分布機(jī)理及規(guī)律研究：利用研究區(qū)豐富的巖心及測(cè)井資料,精細(xì)刻畫(huà)小層尺度的砂體分布樣式,通過(guò)成巖演化及成藏史分析進(jìn)而恢復(fù)主要成藏時(shí)期的儲(chǔ)層質(zhì)量及石油分布樣式；通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量展布以及流體差異分布的對(duì)比,探討小層級(jí)次的石油差異分布規(guī)律,從而有效指導(dǎo)相似油氣藏的高效勘探與開(kāi)發(fā)。

1 研究區(qū)概況

1.1 地層及沉積概況

華慶地區(qū)在行政區(qū)域上北起陜西省延安市吳起縣長(zhǎng)官?gòu)R鎮(zhèn),南至甘肅省慶陽(yáng)市華池縣城壕鄉(xiāng),西起華池縣白馬,東抵華池縣山莊鄉(xiāng),面積約4.3×103km2,約占盆地總體面積的15%。構(gòu)造單元屬于伊陜斜坡構(gòu)造,為一個(gè)東高西低的單斜構(gòu)造,是鄂爾多斯盆地目前主要的油氣富集區(qū)域之一。全區(qū)共完鉆430口井(其中包括取心井138口),均包含完整的常規(guī)測(cè)井序列。探評(píng)井井距多為2 km,井位分布較為均勻,基本能控制住砂體的展布。區(qū)內(nèi)建有白455，白465等多個(gè)開(kāi)發(fā)加密井區(qū),井距在200～400 m(見(jiàn)圖1)。豐富的測(cè)井資料為砂體、儲(chǔ)層質(zhì)量及油層的刻畫(huà)提供了基礎(chǔ)。

前人對(duì)延長(zhǎng)組的堆積樣式及11個(gè)具有等時(shí)意義的界面進(jìn)行了識(shí)別[21]。其中整個(gè)延長(zhǎng)組對(duì)應(yīng)于一個(gè)二級(jí)層序,內(nèi)部包含自下而上的SQ1(LSCⅠ)，SQ2(LSCⅡ)，SQ3(LSCⅢ)，SQ4(LSCⅣ)和SQ5(LSCⅤ)5個(gè)三級(jí)層序,對(duì)應(yīng)于5個(gè)開(kāi)發(fā)層段。長(zhǎng)8油層組位于延長(zhǎng)組第二段上部,厚度約100～150 m,包含長(zhǎng)81，長(zhǎng)82兩個(gè)砂層組。其中,長(zhǎng)81砂層組位于LSCⅢ三級(jí)層序的下部,為一個(gè)完整的中期旋回,其內(nèi)部又可分為3個(gè)向上的短期旋回,分別對(duì)應(yīng)于長(zhǎng)811，長(zhǎng)812，長(zhǎng)813三個(gè)小層(見(jiàn)圖2)。長(zhǎng)82砂層組位于LSCⅡ三級(jí)層序的上部,向下整體表現(xiàn)為一個(gè)反旋回。其內(nèi)部發(fā)育兩個(gè)向下的短期反旋回,對(duì)應(yīng)于長(zhǎng)821和長(zhǎng)822，分為2個(gè)小層。

圖1 華慶地區(qū)區(qū)域位置Fig.1 Location map of Huaqing Area

圖2 長(zhǎng)8油組地層對(duì)比示意圖Fig.2 Schematic diagram of stratigraphic correlation, Chang 8

1.2 沉積及儲(chǔ)層巖石學(xué)特征

華慶地區(qū)位于盆地的沉積中心，延長(zhǎng)組長(zhǎng)8地層沉積時(shí)伴隨著盆地沉降,湖盆開(kāi)始向四周擴(kuò)張,但整體水體仍較淺。自南西、北東兩個(gè)方向的三角洲沉積體在華慶地區(qū)中心區(qū)域交匯,形成混源沉積[22]。在研究區(qū)內(nèi)發(fā)育三角洲前緣及濱淺湖亞相。沉積砂體受頻繁的水退水進(jìn)旋回的影響,平面上砂體分布范圍較大。

研究區(qū)長(zhǎng)8段至長(zhǎng)7段屬于水體迅速變深的湖侵序列。長(zhǎng)8沉積時(shí)期,位于盆地中心位置的華慶地區(qū)主要發(fā)育淺水三角洲前緣及濱淺湖沉積[23],包括分流河道、河口壩、分流間灣等3種沉積微相類(lèi)型,以淺水三角洲前緣的分流河道及河口壩為主要砂體類(lèi)型。

統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中砂巖粒度較細(xì),以細(xì)砂巖為主,其次為中砂巖,含少量的粉砂巖，各小層粒度差異不大。長(zhǎng)811與長(zhǎng)812儲(chǔ)層粒度特征與長(zhǎng)8總體特征相似,以細(xì)砂巖為主,粉砂巖和細(xì)砂巖含量基本相當(dāng),二者質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于90%,其中長(zhǎng)822儲(chǔ)層中砂巖含量相比于其他層位含量較高,但仍以細(xì)砂巖和粉砂巖為主。

本研究收集了華慶地區(qū)長(zhǎng)81油層組138口井共523塊砂巖樣品。通過(guò)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn),長(zhǎng)8油層組儲(chǔ)層碎屑成分中石英相對(duì)含量較低,質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為30%;長(zhǎng)石含量相對(duì)較高,質(zhì)量分?jǐn)?shù)多大于30%,其中長(zhǎng)811和長(zhǎng)822質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于35%;巖屑含量相對(duì)較高,質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于30%(見(jiàn)表1)。整體成分成熟度Q/(F+R)相對(duì)較低,約為0.5。小層之間存在較大差異,長(zhǎng)821的成分成熟度最高,可達(dá)0.52,長(zhǎng)813的成分成熟度最低,僅為0.44。

表1 華慶地區(qū)長(zhǎng)81各小層儲(chǔ)層碎屑成分相對(duì)含量統(tǒng)計(jì)表Tab.1 Relative content clastic component statistics of small layers in Chang 81, Huaqing Area

2 儲(chǔ)層質(zhì)量展布樣式

華慶地區(qū)高角度構(gòu)造裂縫不發(fā)育，疊置的滲透性砂體是石油主要的輸導(dǎo)儲(chǔ)集空間。在砂體內(nèi)部,儲(chǔ)層質(zhì)量是影響儲(chǔ)層含油的重要因素。本研究在精細(xì)解剖砂體展布的基礎(chǔ)上，重構(gòu)了研究區(qū)成藏時(shí)期的孔滲特征。

2.1 砂體展布樣式

前人對(duì)致密砂巖的研究尺度多為組段規(guī)模。在這個(gè)規(guī)模上,砂體往往由于疊置造成假連片，造成對(duì)油藏認(rèn)識(shí)較粗,無(wú)法滿足精細(xì)描述石油分布的要求。本研究借助豐富的測(cè)井資料,將研究尺度細(xì)化為砂體,并分小層對(duì)其描述。

研究區(qū)長(zhǎng)813受南西物源控制的河道—河口壩組合向前進(jìn)積,受北東物源控制的分流河道—河口壩組合向物源方向退積(見(jiàn)圖3a)。分流河道與河口壩存在共生的組合關(guān)系。規(guī)模相對(duì)較大的分流河道,由于物源供給充足,砂體在河道前方卸載形成河口壩的規(guī)模也較大；沉積后的河口壩被進(jìn)積的分流河道繼續(xù)破壞,在原河口壩殘留的殘余壩上穿過(guò)。規(guī)模相對(duì)較小的分流河道進(jìn)入盆地中心后逐漸分叉變細(xì),形成的河口壩規(guī)模小。

研究區(qū)長(zhǎng)812小層沉積時(shí)期,華慶地區(qū)的沉積樣式主要以河口壩的大規(guī)模切疊為主。分流河道整體不發(fā)育,規(guī)模也減小。受水體變深的影響,河口壩經(jīng)湖水的改造呈現(xiàn)席狀化,壩的數(shù)量及規(guī)模都迅速減小(見(jiàn)圖3b)。研究區(qū)長(zhǎng)811小層發(fā)育時(shí),華慶地區(qū)內(nèi)分流河道及河口壩的規(guī)模增大。東北及西南兩個(gè)物源所形成的河口壩在華慶地區(qū)中部交匯連片,形成了一個(gè)垂直于物源的河口壩條帶,呈現(xiàn)出良好的連片態(tài)勢(shì)(見(jiàn)圖3c)。整體上看，不同物源形成的河口壩規(guī)模及樣式差異不大。在這個(gè)條帶內(nèi)部,河口壩主要以兩種形式出現(xiàn):彼此相鄰的河口壩連片呈席狀；彼此較遠(yuǎn)或規(guī)模小的分流河道的河口。

圖3 華慶地區(qū)長(zhǎng)81沉積平面圖Fig.3 Planar sedimentary facies of Chang 81

2.2 成巖作用類(lèi)型

成巖作用對(duì)儲(chǔ)層孔隙的形成、演化及保存起著重要的決定作用,致密儲(chǔ)層物性很大程度上受控于成巖作用。研究區(qū)長(zhǎng)8致密砂巖儲(chǔ)層在沉積埋藏過(guò)程中發(fā)生了以壓實(shí)及膠結(jié)為主的破壞性成巖作用及溶解為主的建設(shè)性成巖作用[24]。

2.2.1 壓實(shí)作用 鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組經(jīng)歷了長(zhǎng)期的深埋過(guò)程。壓實(shí)作用是造成華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層致密的主要成巖作用之一(見(jiàn)圖4)。研究區(qū)砂巖的成分成熟度較低,塑性巖屑的含量相對(duì)較高。隨著埋深的加大,抗壓能力較弱的碎屑物質(zhì)(塑性巖屑、云母、泥巖等)在上覆地層壓力的作用下發(fā)生變形,迅速填充顆粒的原始孔隙,造成儲(chǔ)層孔滲降低(見(jiàn)圖4a)。

2.2.2 膠結(jié)作用 膠結(jié)作用是造成研究區(qū)儲(chǔ)層孔隙度和滲透率下降的另一主要原因。

1)硅質(zhì)膠結(jié)物。華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的硅質(zhì)膠結(jié)物多以石英顆粒次生加大的形式出現(xiàn)，以次生加大3期為主,部分石英顆粒次生加大可達(dá)4期。盡管次生加大普遍出現(xiàn),但由于長(zhǎng)8儲(chǔ)層的石英含量相對(duì)較低,整體上看，硅質(zhì)膠結(jié)物造成的損孔率較低,對(duì)儲(chǔ)層的破壞程度有限(見(jiàn)圖4a，b)。

2)鈣質(zhì)膠結(jié)物。碳酸鹽膠結(jié)物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.05%～3.61%,是研究區(qū)長(zhǎng)8油層組主要的膠結(jié)物類(lèi)型之一,各小層鈣質(zhì)膠結(jié)物含量沒(méi)有明顯差異。碳酸鹽膠結(jié)物類(lèi)型主要為鐵方解石(見(jiàn)圖4b),其次為菱鐵礦、含鐵白云石及白云石。鈣質(zhì)膠結(jié)物的廣泛發(fā)育,造成了原始儲(chǔ)集空間的大大降低,同時(shí)也阻塞喉道,造成儲(chǔ)層質(zhì)量變差。而且，一旦發(fā)生強(qiáng)烈膠結(jié),該儲(chǔ)層則較難再發(fā)生大規(guī)模的溶解作用。

3)黏土膠結(jié)物。黏土膠結(jié)物主要類(lèi)型依次為綠泥石、伊利石及高嶺石。統(tǒng)計(jì)分析表明,黏土礦物在長(zhǎng)811層含量最高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)6.57%,從長(zhǎng)811向下含量逐漸減少,質(zhì)量分?jǐn)?shù)在4.0%～6.0%。其中，長(zhǎng)812及長(zhǎng)813伊利石含量較高,質(zhì)量分?jǐn)?shù)多超過(guò)50%。長(zhǎng)811綠泥石相對(duì)含量較高，質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于50%。

綠泥石是來(lái)自北部伊盟隆起及南部渭北隆起富含鐵鎂的礦物在堿性環(huán)境下沉淀形成的,多形成于早成巖A期。由于其主要以襯邊的形式吸附在顆粒表面(見(jiàn)圖4a),對(duì)儲(chǔ)層減孔的影響較小。然而,這些綠泥石膜增加了顆粒的抗壓能力,同時(shí)又防止了儲(chǔ)層內(nèi)的石英發(fā)生大規(guī)模的次生加大,對(duì)原始孔隙具有良好的保護(hù)效應(yīng)。另一方面,綠泥石由于其天然的親油特征,是致密砂巖中石油運(yùn)移的一個(gè)有利條件。伊利石常呈毛發(fā)狀依附于顆粒表面,高嶺石多充填粒間孔。以上兩種礦物對(duì)孔隙度的損失量很小,一般不超過(guò)3%；但是，其多產(chǎn)出在孔隙之間，阻塞喉道,對(duì)滲透率的有一定影響。

2.2.3 溶解作用 華慶地區(qū)長(zhǎng)8油層組富含巖屑及長(zhǎng)石,為成巖過(guò)程中發(fā)生廣泛的溶解作用提供了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)(見(jiàn)圖4)。由于發(fā)生溶解作用的酸性物質(zhì)從長(zhǎng)7烴源巖自上而下排出,頂部?jī)?chǔ)層有機(jī)酸充注量大,故而溶孔較為發(fā)育；自上而下，溶孔的面孔率整體上由大減小。發(fā)生溶解作用的礦物組分主要為長(zhǎng)石(質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于40%),其次為巖屑,同時(shí)部分雜基及沸石也會(huì)發(fā)生溶解。小層溶蝕組分整體不存在大的差異。

華慶地區(qū)巖屑的溶解量要遠(yuǎn)低于長(zhǎng)石。這是因?yàn)槿芙庾饔眯枰B續(xù)的地層酸性流體注入,而華慶地區(qū)的巖屑多為塑性礦物。富含巖屑的儲(chǔ)層在早期的壓實(shí)過(guò)程中孔隙度已大大降低,不利于酸性流體的通過(guò)。反觀長(zhǎng)石含量相對(duì)較高的儲(chǔ)層,由于長(zhǎng)石屬于剛性礦物,在早期未被膠結(jié)致密，為酸性流體的注入提供了良好的孔隙條件,繼而溶解作用要強(qiáng)于巖屑。

2.3 成巖序列與孔隙演化

前人研究表明,華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層經(jīng)歷了早期低熟油充注(第一期成藏)及早白堊世晚期石油大規(guī)模充注(第二期成藏)[25-27]。本研究關(guān)注的主要是以上兩個(gè)時(shí)期(尤其是第二期成藏)儲(chǔ)層質(zhì)量的特征,借助恢復(fù)該時(shí)期內(nèi)孔隙度的演化,可以最大程度上利用現(xiàn)今豐富的研究資料,反推到成藏時(shí)期各小層砂體的儲(chǔ)層質(zhì)量。

在長(zhǎng)期埋藏過(guò)程中,華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層經(jīng)歷了壓實(shí)→石英次生加大→綠泥石膠結(jié)→濁沸石、早期方解石膠結(jié)→溶蝕→烴類(lèi)充注→鐵方解石膠結(jié)的成巖演化過(guò)程(見(jiàn)圖4,5)。早白堊世期間，少量的烴類(lèi)開(kāi)始被緩慢排替到儲(chǔ)層中,此時(shí)長(zhǎng)8砂巖儲(chǔ)層已經(jīng)經(jīng)歷了早期強(qiáng)烈的壓實(shí)以及綠泥石、早期方解石的膠結(jié),整體已經(jīng)較為致密。之后，儲(chǔ)層繼續(xù)埋深壓實(shí),在儲(chǔ)層已經(jīng)致密的背景之下,隨著成藏酸性流體的進(jìn)入,儲(chǔ)層局部發(fā)生溶解而改善。充注完成后,在未被石油經(jīng)過(guò)的孔隙內(nèi)，后期含鐵碳酸鹽膠結(jié)物發(fā)生膠結(jié)。之后，致密砂巖油藏處于相對(duì)穩(wěn)定的深埋環(huán)境,儲(chǔ)層質(zhì)量變化不大。

圖4 華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層演化鏡下特征Fig.4 Evolution characteristics of Chang 8 reservoir under microscope, Huaqing Area

圖5 華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層成巖序列孔隙演化模式圖Fig.5 Diagenesis sequence & porosity evolution of Chang 8 reservoir, Huaqing Area

在研究過(guò)程中,利用巖心測(cè)試復(fù)查了已有的測(cè)井解釋成果。通過(guò)檢驗(yàn),523塊樣品中有74塊解釋存在較大誤差,已有測(cè)井解釋成果的回判準(zhǔn)確率可達(dá)80%以上，因而可以應(yīng)用于研究區(qū)的孔隙度分析。研究現(xiàn)有的測(cè)井資料發(fā)現(xiàn)，華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層的孔隙度和滲透率具有良好的線性關(guān)系,相關(guān)系數(shù)為0.81,因此，可將古孔隙度作為表征其儲(chǔ)層質(zhì)量的主要參數(shù)。

研究區(qū)現(xiàn)今與第二期成藏孔隙度的變化主要來(lái)自于含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失孔隙度:

φ2nd=φp+φFe，

(1)

φ1st=φ2nd-φd+φc，

(2)

其中,φ2nd為第二期成藏古孔隙度,%;φp為現(xiàn)今孔隙度,%;φFe為含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失的孔隙度，%;φ1st為第一期成藏古孔隙度,%;φ2nd為第二期成藏古孔隙度,%;φd為溶蝕增加的孔隙度,%;φc為第二期成藏至第一期成藏間壓實(shí)損失孔隙度,%。

由于華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中的石油主要來(lái)自于第二期成藏,因此本研究主要對(duì)第二期的儲(chǔ)層孔隙度進(jìn)行恢復(fù)。

從研究區(qū)的成巖演化可知,第一期成藏與第二次成藏之間,孔隙的變化主要是由于成藏酸性流體溶蝕增加的孔隙度和這一時(shí)期地層埋深壓實(shí)損失的孔隙度。主成藏期后，儲(chǔ)層主要經(jīng)歷了晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)物的膠結(jié)?？紤]到成藏儲(chǔ)層物性的變化很小[25],因此晚期鐵碳酸鹽膠結(jié)物的膠結(jié)是造成第二次成藏時(shí)期孔隙度與現(xiàn)今孔隙度差異的主要因素。

1) 溶蝕增加的孔隙度。鏡下觀察發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長(zhǎng)8砂巖中溶蝕作用雖然較為普遍，但并不十分強(qiáng)烈。這是由于鄂爾多斯盆地古地溫梯度較低,烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟時(shí)產(chǎn)生酸性水的時(shí)間晚于早白堊世末期,此時(shí)延長(zhǎng)組已經(jīng)變得非常致密,影響了酸性水的滲透擴(kuò)散，因而成藏時(shí)期形成的溶蝕孔隙占溶蝕孔隙總量的絕大部分。早白堊世以后,由于燕山運(yùn)動(dòng)盆地抬升,導(dǎo)致了晚期溶蝕作用持續(xù)時(shí)間較短，溶蝕作用較弱,所以在計(jì)算時(shí)將這部分忽略。因此,結(jié)合臨區(qū)前人的研究成果和本次的觀察、測(cè)試分析的結(jié)果得知,華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層溶蝕增加的孔隙度為2%～7%，均值為5.37%。

2) 第二期成藏至第一期成藏期間壓實(shí)損失的孔隙度。長(zhǎng)81儲(chǔ)層孔隙度隨著最大埋藏深度的增加而減小。根據(jù)付金華等對(duì)延長(zhǎng)組成藏事件的研究成果[25],在第一期成藏時(shí)期,長(zhǎng)8儲(chǔ)層整體埋深在2 000 m左右,在早白堊世晚期第二期成藏時(shí)埋深達(dá)到最大,約為2 800 m。利用前人建立的針對(duì)長(zhǎng)8儲(chǔ)層埋深與孔隙度的機(jī)械壓實(shí)方法[28-29]計(jì)算可知，這一時(shí)期經(jīng)歷機(jī)械壓實(shí)作用之后孔隙度損失約為3.50%。

3) 含鐵碳酸鹽膠結(jié)物損失的孔隙度。華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中晚期含鐵碳酸鹽膠結(jié)物形成于大規(guī)模溶蝕作用發(fā)生之后,其一旦析出，很難再溶蝕形成次生孔隙,對(duì)原生孔隙、次生孔隙造成極大的破壞。同時(shí)，其堵塞喉道而使?jié)B透率急劇下降。通過(guò)統(tǒng)計(jì)可知,華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層中鐵方解石膠結(jié)損失孔隙度2.19%～3.26%,均值為2.98%。

通過(guò)以上分析計(jì)算,可以獲得不同時(shí)期孔隙度平均值(見(jiàn)表2)。第一期成藏時(shí)期的平均古孔隙度為10.12%,經(jīng)歷了溶蝕及持續(xù)壓實(shí)過(guò)程,至第二期成藏時(shí)期的平均古孔隙度略微升高至11.99%。無(wú)論在早成藏期還是第二期的主成藏期,華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層整體上都處于較為致密的狀態(tài)。

表2 華慶地區(qū)長(zhǎng)8儲(chǔ)層不同時(shí)期孔隙度平均值

Tab.2 The average porosity value of different periods of Chang 8 reservoir Huaqing Area

時(shí)期孔隙度/%含鐵碳酸鹽膠結(jié)孔隙損失/%溶蝕增加孔隙度/%兩期間隔壓實(shí)損失孔隙度/% 第一期成藏10.12///第二期成藏11.99/5.373.50 現(xiàn)今9.012.98//

2.4 儲(chǔ)層質(zhì)量展布特征

利用單井測(cè)井解釋成果,以大量的井點(diǎn)為約束，對(duì)全區(qū)儲(chǔ)層的孔隙度進(jìn)行相控插值,得到小層砂體的孔隙度等值線(見(jiàn)圖6)。在研究中發(fā)現(xiàn),華慶地區(qū)長(zhǎng)81儲(chǔ)層的孔滲具有良好的相關(guān)性,因此本文以孔隙度作為表征儲(chǔ)層質(zhì)量的主要參數(shù)，分析研究區(qū)內(nèi)儲(chǔ)層質(zhì)量的差異分布樣式。

研究區(qū)長(zhǎng)811小層砂體的古孔隙度多為5%～10%，在分流河道砂體及河口壩砂體的邊部位置,孔隙度進(jìn)一步降低,呈環(huán)狀圍繞在分流河道及河口壩砂體邊緣(孔隙度多在1%～5%)。分流河道中部存在不連續(xù)條帶狀分布的高孔區(qū)域,孔隙度可達(dá)15%。在河口壩砂體的中部,高孔區(qū)域則呈透鏡狀分布,孔隙度為10%～15%(見(jiàn)圖6a)。

研究區(qū)長(zhǎng)812小層砂體主成藏期的儲(chǔ)層質(zhì)量整體上與長(zhǎng)811小層砂體相似。 但是， 其高孔區(qū)規(guī)模相對(duì)長(zhǎng)811小層砂體明顯減小,多呈條帶狀和孤立透鏡狀分布在研究區(qū)東北部和東南部砂體的中部,西部?jī)?chǔ)層質(zhì)量較差,西北部局部地區(qū)儲(chǔ)層質(zhì)量較好(見(jiàn)圖6b)。

研究區(qū)長(zhǎng)813小層砂體在主成藏期，儲(chǔ)層質(zhì)量較好。東北部、西北部和東南部局部可見(jiàn)條帶狀連續(xù)分布的高孔區(qū),局部孔隙度可達(dá)16%,這種甜點(diǎn)式砂體在所有小層中發(fā)育程度最高(見(jiàn)圖6c)。

圖6 長(zhǎng)81小層古孔隙度等值線圖Fig.6 The palaeo-porosity contourline map of Chang 81

綜上所述,華慶地區(qū)長(zhǎng)8油層組主成藏期古孔隙度總體較小,儲(chǔ)層質(zhì)量受沉積相展布控制明顯。高孔部位基本沿分流河道和河口壩砂體中部展布,分流河道砂體的兩側(cè)和壩緣儲(chǔ)層孔隙度較小。

3 致密砂巖油分布樣式

根據(jù)本區(qū)產(chǎn)能的下限，將砂體劃分為有效儲(chǔ)層和非有效儲(chǔ)層(干層),利用243口井試油數(shù)據(jù)中的日產(chǎn)油/日產(chǎn)液值,將儲(chǔ)層試油分為油層、含水油層、含油水層以及水層4類(lèi)。

研究表明,在各個(gè)小層中,長(zhǎng)811小層整體含油性最好。油層、含水油層及含油水層在華慶地區(qū)廣泛發(fā)育,水層相對(duì)較少。分流河道砂體及河口壩砂體的中部，油層含油性好,向邊部逐漸過(guò)渡為含水油層。區(qū)內(nèi)南北含油差異不明顯(見(jiàn)圖7a)。

研究區(qū)長(zhǎng)812整體含油性略低于長(zhǎng)811,含油面積減小且多以油層的形式發(fā)育,含水油層的發(fā)育程度大大降低,水層的發(fā)育程度開(kāi)始升高。從區(qū)域上講，石油在全區(qū)都有分布,差異分布不明顯。但是，在分流河道砂體及河口壩砂體內(nèi)部,石油差異分布明顯。大部分油層都呈條帶狀或呈朵狀發(fā)育在分流河道砂體或河口壩砂體的中部?jī)?chǔ)層較好的位置,向邊部過(guò)渡為水層(見(jiàn)圖7b)。

研究區(qū)長(zhǎng)813的含油性進(jìn)一步變差。西南位置的砂體多以油層及含油水層產(chǎn)出,西北位置的砂體則多以水層形式產(chǎn)出。從區(qū)域上講，含油性呈現(xiàn)西南高東北低的態(tài)勢(shì)。在分流河道砂體及河口壩砂體內(nèi)部,油層依稀能看出條帶或朵狀形態(tài),但連續(xù)性變差(見(jiàn)圖7c)。

4 儲(chǔ)層質(zhì)量對(duì)致密砂巖油差異分布的影響

研究中發(fā)現(xiàn),油層往往出現(xiàn)在儲(chǔ)層質(zhì)量比較好的位置,因此需對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量與石油差異分布的關(guān)系做進(jìn)一步分析。由于研究區(qū)密閉取心獲得的含油飽和度測(cè)試資料較少,無(wú)法建立小層級(jí)次的含油性與儲(chǔ)層質(zhì)量關(guān)系。因此，本研究通過(guò)統(tǒng)計(jì)油層、含水油層對(duì)應(yīng)的孔隙分布區(qū)間來(lái)分析儲(chǔ)層質(zhì)量對(duì)含油性的影響。

圖7 長(zhǎng)81小層油水分布平面圖Fig.7 Oil and water distribution planar of Chang 81

為了排除烴源巖因素的影響,在生烴強(qiáng)度相似的華池西南地區(qū)選取了72口井進(jìn)行對(duì)比研究。選用單井解釋成果分別對(duì)這些井長(zhǎng)8段所有砂體的孔隙度求取平均值,作為該砂體的孔隙度值。參照孔隙度6%的干層儲(chǔ)層質(zhì)量下限，分區(qū)間對(duì)以上樣本點(diǎn)按小層進(jìn)行歸類(lèi)；之后分小層統(tǒng)計(jì)不同孔隙度區(qū)間內(nèi)油層及含水油層出現(xiàn)的頻率(見(jiàn)圖8)。

統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，研究區(qū)長(zhǎng)811小層內(nèi)74.6%的油層主要發(fā)育在孔隙度大于12%的砂體中，22.3%的油層發(fā)育在孔隙度為9%～12%的砂體中，僅有3.1%的油層發(fā)育在孔隙度不到5%的砂體中。含水油層孔隙度分布符合油層的分布規(guī)律，但儲(chǔ)層質(zhì)量分布的范圍相對(duì)要廣。研究區(qū)長(zhǎng)811小層中油層及含水油層的發(fā)育程度與砂體儲(chǔ)層質(zhì)量具有良好相關(guān)關(guān)系，儲(chǔ)層質(zhì)量越好，石油的富集程度就越高。

研究區(qū)長(zhǎng)812小層和長(zhǎng)813小層孔隙度與油層、含水油層分布也都明顯地呈現(xiàn)了上述趨勢(shì),但是略有差異:隨著源儲(chǔ)距離的增大,油層及含水油層對(duì)應(yīng)的砂體孔隙度分布范圍減小,開(kāi)始集中于孔隙度大于12%的砂體中。

由于剔除了烴源巖及源儲(chǔ)距離因素的影響,此時(shí)影響致密砂巖油差異聚集的主要因素是儲(chǔ)層質(zhì)量差異。石油會(huì)優(yōu)先充注儲(chǔ)層質(zhì)量較好的儲(chǔ)層,儲(chǔ)層質(zhì)量條件差的儲(chǔ)層不利于石油的富集。

隨著源儲(chǔ)距離的增大,油層及含水油層更多地開(kāi)始集中于儲(chǔ)層質(zhì)量好的砂體中。石油可充注到一些儲(chǔ)層質(zhì)量相對(duì)較差(孔隙度6%～9%)的砂體內(nèi),形成油層或含水油層。而隨著向下充注地不斷進(jìn)行,石油運(yùn)移能力降低,對(duì)砂體儲(chǔ)層質(zhì)量條件的要求更為苛刻。此時(shí)，只有儲(chǔ)層質(zhì)量較好的砂體才有可能富集石油,表現(xiàn)為源儲(chǔ)距離越大,砂體的含油性對(duì)儲(chǔ)層質(zhì)量越敏感。

圖8 長(zhǎng)81油層、含水油層分布柱狀圖Fig.8 Oil layers and water-cut oil layers in Chang 81

5 結(jié) 論

1)源儲(chǔ)距離在垂向上控制著致密砂巖儲(chǔ)層內(nèi)含油砂體的分布。自上而下，各小層隨著源儲(chǔ)距離的增大，砂體含油性降低,隨著源儲(chǔ)距離的增大,油層及含水油層對(duì)應(yīng)的砂體孔隙度分布范圍減小。華慶地區(qū)長(zhǎng)8油層組中的長(zhǎng)811小層由于鄰近烴源巖,石油可以在其內(nèi)部相對(duì)快速地充注、因而富集程度較高。

2)在同一源儲(chǔ)距離下,油層組內(nèi)各小層在主成藏時(shí)期的儲(chǔ)層質(zhì)量受到沉積相控制,同一小層不同相帶內(nèi)部?jī)?chǔ)層質(zhì)量分布樣式存在較大差異,由于毛細(xì)管力較大，不存在連續(xù)穩(wěn)定油柱,因此砂體內(nèi)部也無(wú)法在浮力的作用下自發(fā)分異,造成砂層內(nèi)部短距離內(nèi)油水組合也較為復(fù)雜。

3)研究區(qū)內(nèi)，石油優(yōu)先充注物性較好的儲(chǔ)層,物性條件差的儲(chǔ)層不利于石油的富集，且充注主要發(fā)生在物性較好的分流河道砂體及河口壩砂體的中心部位。在差異充注的過(guò)程中,物性較差的分流河道砂體及河口壩砂體側(cè)緣，在充注強(qiáng)度足夠大的情況下也可以捕捉少量石油,但是富集程度明顯比分流河道及河口壩中心部位差,形成油水同層或含水油層；而更差的砂體石油則難以進(jìn)入,形成水層或者干層。