鄂爾多斯盆地胡尖山地區長6段油水分布規律及主控因素分析

范泓澈 黃志龍 高 崗 李 君 吳中彬 劉敬明

(1.中國石油大學(北京) 北京 102249;2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 河北廊坊 065000; 3.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司樁西采油廠 山東東營 257237; 4.中國石油新疆油田分公司開發公司 新疆克拉瑪依 834000)

鄂爾多斯盆地位于華北地臺的西部,呈一南北向較長的矩形盆地:北起陰山、大青山和狼山,南至秦嶺,東自呂梁山、中條山,西抵賀蘭山、六盤山,面積約37 X104km2,是我國陸上第二大盆地[1]。目前,對該盆地石油地質已進行了大量的研究工作[2～5],尤其在沉積、砂體和儲層特征研究方面,取得了許多重要的研究成果[6～8]。隨著石油勘探工作的進行,對該區原油富集規律及成藏條件的研究顯得尤為重要。在對原油成藏規律研究的過程中發現,位于盆地西部的胡尖山地區油水分布非常復雜,關于油水分布的控制因素一直沒有清晰的認識,導致近年來的勘探未有大的突破。本文擬在大量基礎資料分析基礎上,對該區沉積相演化特征進行研究,并結合實際地質條件對油水分布規律及主要控制因素進行探討,以期對下一步油氣勘探起到一定的指導作用。

1 區域地質概況

胡尖山油田地理上位于陜西省定邊縣和吳旗縣境內,東鄰靖安油田,西邊與油房莊油田相鄰,東南邊與吳旗油田接壤,區域構造上位于鄂爾多斯盆地中部陜北斜坡中西部靠近天環坳陷的構造部位(圖1)。在地質歷史上,區域構造具有相對的穩定性,發育北西-南東向的基底斷裂,而在延長組地層中沒有明顯的斷層存在,主要發育規模不等的高角度裂縫。這些裂縫對油氣的垂向運移與調整具有重要作用[9]。主要產層為延長組的長6段,可進一步劃分為3個油層組(自上而下依次為長61、長62、長63),目前為止已鉆探多口探井,大量的鉆探與測試顯示多處地層中產水,除少量探井獲得油氣顯示和少量油流外,仍未獲得大的勘探突破。

2 沉積相演化與油水分布特征

2.1 沉積相演化

鄂爾多斯盆地長6-長1期為湖盆三角洲建設發育期,湖水退縮至逐漸消亡,縱向上呈反旋回沉積,平面上各期湖岸線向湖心收斂[10]。通過大量巖芯、錄井和測井資料分析認為,研究區長6段主要以三角洲前緣亞相為主,發育水下分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間4種沉積微相砂體,沉積相的演變具有如下特征:

長63期,湖水面積大,水動力相對較弱,發育較為狹窄的水下分流河道,自北東向向湖心延伸(圖2a)。砂體連片性差,水下分流河道砂地比一般介于0.4～0.6之間。分流河道間砂地比小于0.25,河壩砂地比介于二者之間。

圖1 研究區構造位置圖Fig.1 The location of the study area

圖2 胡尖山地區長63(a)、長62(b)、長61(c)沉積微相與試油疊合圖Fig.2 The overlappingmap of sedimentarymicrofacies and well testing of Chang 63(a), Chang 62(b),Chang 61(c)in Hujianshan area

長62期的湖水緩慢萎縮,沉積水動力有所加強,水下分流河道砂體發育的規模及分布范圍較長61期擴大(圖2b)。水下分流河道砂體厚度一般為6～15 m,分流河道間也可見到因溢岸沉積薄砂體,厚度約2 m,在工區中上部河道小面積交叉成片。

長61期,湖水大面積萎縮,三角洲規模繼續擴大,主河道寬度增加,自北北東向向湖心深處大范圍延伸,局部覆蓋在先前沉積的泥巖之上(圖2c)。在研究區中西部地區,河道的側向遷移及迅速擴展,使早期分流河道不斷地被新的水下分流河道所破壞,造成多期水下分流河道砂體的疊合,砂體厚度可達25 m。

2.2 油水分布規律

研究區地形坡度小(一般小于5o),且斷裂不發育,油藏的分布主要應受沉積環境的控制[11～13]。但從沉積微相與油、水層分布關系來看,沉積相并不是控制該區油水層分布的唯一因素。主要表現在以下幾個方面:

①不同沉積微相均有油藏分布;研究區以長61段油層組砂體最為發育,油、水分布面積也最廣。測試該層水下分流河道平均日產油20.4 t/d,平均日產水32.8 t/d,河口壩微相平均日產油14.6 t/d,平均日產水10.0 t/d,河道間微相平均日產油也在3.1 t/ d左右。河口壩微相與水下分流河道相比,具有更高的含油飽和度(表1)。

②厚層疊置砂體多為水層占據;通常認為厚度大、物性好的砂體有利于石油的聚集成藏[7]。但研究區似乎砂體過大、物性過好的儲集層對油藏富集并不一定有利。從儲層厚度與油、水層分布來看,油層主要分布在砂體厚度為3～8 m水下分流河道微相側翼或河口壩微相中,水層則主要集中分布在6～19 m厚砂體中,油水層則兩端均有分布,主要集中在3～8 m砂層中(表1)。

③同一時期沉積砂體的不同部位含油性不盡相同;大量的油藏剖面和試油數據顯示,研究區同一砂體內部油藏的規模及流體性質存在差異,可能與儲層物性、厚度、隔夾層等因素有關。此外,除具有常規高部位含油、低部位含水的油水分布規律外,還存在砂體高部位含水,低部位含油的油水倒置現象(表1)。

可見,沉積相并非是控制研究區油、水層復雜分布的唯一因素,深層剖析胡尖山地區油水分布的主控因素有助于探尋油氣的富集規律。

3 主控因素分析

研究區油水分布規律具有一定的特殊性,這種特殊性不僅受沉積環境的控制,同時也受源巖的供給能力、儲層內部結構、原油側向輸導能力等因素控制。

3.1 沉積砂體的儲層物性決定原油驅替地層水的能力

表1 長6段油層組各種沉積微相物性及含油性對比Table1 The com parison between physical property and oil-bearing capability of various sedimentary m icrofacies of Chang 6 oil layer

不同沉積環境形成的砂體往往具有不同的幾何形態及沉積特征,砂體的粒徑、分選性、雜基含量和碎屑顆粒組成各異,引起砂體內部儲層物性、孔隙結構存在較大差異[14]。胡尖山地區長6段地層沒有明顯的斷層存在,主要發育不同規模的高角度裂縫,裂縫傾角大都在75°以上,裂縫間距介于25～155 cm,多為開啟裂縫和半充填裂縫,有效裂縫居多,未見完全充填。巖芯分析表明:大部分被方解石膠結的裂縫表面發現有油存在,裂縫所在砂巖為油斑細砂巖,推測油注入裂縫的時間應在方解石膠結之后。原油從深層源巖排除后,即可以通過裂縫向淺部砂體供烴,進入儲層后可以沿上傾方向進行橫向調整,最終在構造或砂體的高部位富集成藏。但試油分析結果表明,并不是每個砂層都可以有油氣的進入,這與油氣運移的動力和毛細管阻力大小有關。只有運移動力大于砂體的毛細管阻力時,原油才可能進入砂體,驅替地層水,從而占據孔隙;反之,則原油難以進入儲層當中。最終導致物性好的砂體原油容易進入形成油藏,物性稍差的砂體可以充注部分原油,形成含水油層,而更差的砂體石油通常難以進入,主要為水層。如元250井長61段頂部砂層厚度一般為6～8 m,物性好,測試為純油層。下部臨近儲層厚度一般3～4 m,且物性較差,測試主要產水(圖3)。

3.2 沉積微相砂體側向遮擋條件制約著油水層的分布

厚層砂體在研究區中部分布范圍較廣,其成因主要與形成環境、形成水動力條件及砂體疊置方式有關。沉積時期物源方向的改變及河道的頻繁遷移,垂向上可形成多期河道砂體的疊置,砂體厚度明顯增大,測井曲線表現為箱形-箱形或箱形-鐘形的疊加特征。這些沉積厚度較大的砂體,通常具有沉積粒度粗,分選性一般,孔隙度和滲透率大的特點,而其內部泥巖作為夾層對油氣橫向運移的總趨勢不會有太大影響。結合研究區油源對比關系,發現目的層段原油主要為下部長7段源巖貢獻,由于源儲之間溝通性較差,使得儲層難以得到充足的油源供給。因此,當一定量原油沿裂縫進入厚層砂體內部運移過程中,難以遇到有效的遮擋,成為原油橫向運移的優勢輸導通道。僅當原油沿上傾方向運移至沉積微相過渡帶時,表現為砂巖厚度逐漸變薄,物性變差,最終尖滅與封閉性好的泥巖層中,成為研究區油氣富集的主要場所(圖3)。而在砂體厚度較大的地層,受原油供給能力限制,原油難以完全驅替地層水,儲層內部充滿度較低,以至多處厚層砂體中底水和邊水發育。

圖3 胡尖山地區油水層分布成因模式Fig.3 The genetic model of oil-water distribution in Hujianshan area

3.3 沉積韻律不同影響油、水層的空間分布位置

研究區既有正韻律,也有反韻律,還有復合韻律。不同韻律的砂層決定了巖層垂向滲透率存在差異[15,16]。高滲透率段孔隙喉道半徑大,毛細管力小,流體流動阻力小,原油在運移到砂層時優先進入高孔滲段,并排出孔隙水,占據孔隙。相對低孔滲段由于孔喉半徑相對較小,毛細管力阻力大,原油難以進入其中,或者僅有少量進入。因此,在正韻律單砂層中,由于底部巖性、物性優于頂部地層,原油更容易在砂層底部或中下部運移,并在合適圈閉條件下富集成藏,從砂層底部向頂部依次出現油層、油水層和水層。反韻律砂體則相反。復合韻律也具有相似的油水分布特征。即滲透性好的部位含油性總體比滲透率差的部位要好,含油飽和度高,含水飽和度低。如元132長62段地層發育一套反韻律砂體,頂部砂巖好于下部地層,測試日產油13.43 t/d。底部砂體物性較差,主要為含油水層。元142長61段地層發育一套正韻律砂體,測試底部日產油4.51 t/d,頂部主要產水(圖3)。

3.4 低孔低滲儲層鈣質膠結是油水倒置的主要原因

原油在富集成藏的過程,實際是油驅替地層水的過程,相同成藏條件下,砂巖孔隙連通性越好,孔隙喉道的毛細管阻力越小,則原油在向上傾方向運移過程中往往具有較高的驅水效率和油氣充滿度[17,18]。而鈣質膠結的砂體儲層孔隙結構和物性被破壞,儲層孔隙結構更加復雜,滲透率變低,對原油的運聚不利。巖芯分析結果表明:研究區鈣質膠結的砂巖主要為細砂巖和粉砂巖,多未見油氣顯示。其中鈣質細砂巖孔隙度分布介于1.24～16.18之間,均值為7.25,滲透率分布于0.004～13.58之間,均值為0.405;鈣質粉砂巖孔隙度介于1.21～14.63之間,均值為7.07,滲透率分布于0.006～4.643之間,均值為0.356。同一塊巖芯砂巖中鈣質膠結與含油部分相臨。含油砂巖鈣質膠結特征不明顯,表明鈣質膠結主要應該在油氣運移之前,屬于早期成巖作用產物。在砂巖的上傾構造高部位,由于砂巖層變薄,鈣質膠結作用更強烈,儲層物性變差,導致油驅水阻力增大,效率降低,在油氣不充足的情況下,最終形成由構造高部位向低部位呈現水→油→水的規律性變化,導致高部位呈現油水倒置。如耿400-元108-元62油藏剖面上,元108井砂巖的下傾部位日產油5.37 t/d,向砂巖上傾構造高部位,油層逐漸過渡為含油水層和水層,且砂巖逐漸變薄,測井曲線上表現為低的自然伽馬(GR)和聲波時差(AC),高電阻率值特征,其碳酸鹽含量介于38%～50%之間,顯示該層段鈣質膠結嚴重。

3.5 不同沉積時期砂體連通控制著油水相間分布

不同時期沉積砂體部分橫向疊置,使砂體大面積連片分布,從而使孤立的幾個砂體之間具有一定的連通性。但受不同時期沉積環境、沉積水動力條件等差異影響,砂體內部通常具有較強的非均質性。原油進入儲層后,往往沿橫向連通性好的砂體以較高的速度向上傾方向運移,難以原地富集,而只有當遇到砂巖厚度突然變薄、物性較差的部位,運移速度才會降低。原油便慢慢在構造上傾的低滲透砂層中聚集,但仍有部分或全部繼續向前運移,最終在砂體尖滅部位形成穩定分布的巖性油藏。原油橫向運移與砂體的規模有關,分布范圍廣的砂體可以形成橫向上油水間互分布的格局,而分布小的砂體可以形成分布范圍小的巖性油藏。如元207-元214-元218-元233-元85油藏連井剖面,元207井長61段底部鉆遇薄水層,向上傾方向的元214井日產油4.3 t/d,日產水4 t/d,元217井也鉆遇薄油層,而位于構造高部位的元218和元223井試油顯示為油花,向上傾方向,水層再次過渡為純油層(圖3)。

3.6 夾層影響著單砂體內部油水層的分布

胡尖山地區儲層內部常存在一些不連續的、薄層夾層,巖性主要是純泥巖及鈣質膠結致密的砂巖,盡管面積不大,厚度也很小,由于物性及毛細管阻力差異,對油氣的二次運移具有一定的遮擋作用(圖3)。當夾層面未形成有效遮擋時,原油可以沿致密夾層底部向上傾方向運移(圖4),影響了油水的空間運移方式,不規則分布的夾層使得油水分布更加復雜,在重力分異作用下,易形成多個油水系統。然而,對油氣橫向運移的總趨勢不會有太大影響。此外,當夾層面形成了有效圈閉時,原油也可以聚集成藏,但一般規模較小。

可見,研究區油、水復雜分布是沉積環境與成巖作用共同作用的結果。在研究區低幅度構造背景下,沉積相控制著砂體空間展布特征,也為原油的富集提供了必要的儲集空間,是控制油水分布主要原因。后期成巖作用的差異改造,使儲集孔隙空間結構發生變化,儲集性能千差萬別,有的砂體甚至幾乎完全喪失作為儲集體的功能,是導致沉積后期油水復雜分布的重要原因。

圖4 耿252井長61段砂體內部夾層分布特征Fig.4 The pattern of interlayer in Chang 6 sand ofWell Geng 252

4 結論

研究區長6段地層沉積環境主要包括水下分流河道、河口壩、遠砂壩及河道間沉積微相,垂向上具有明顯的進積演化特征。總體上,控制研究區油水層復雜分布的因素較多,不同沉積微相內部原油充注能力及油水側向遮擋條件差異較大,是導致油水分布復雜的主要原因。此外,沉積后期儲層內部鈣質膠結程度、儲層內部空間結構變化是導致油水復雜分布的另一重要原因。

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