鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原油田長8油藏油水分布規(guī)律研究

胡友清,侯長冰李建中,劉小強(qiáng)(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項(xiàng)目部,甘肅慶陽 745000)

鄂爾多斯盆地鎮(zhèn)原油田長8油藏油水分布規(guī)律研究

胡友清,侯長冰李建中,劉小強(qiáng)(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項(xiàng)目部,甘肅慶陽 745000)

鎮(zhèn)原油田長8油藏油層厚度大,連續(xù)性好,儲量規(guī)模相對落實(shí),資源潛力大,是目前鎮(zhèn)原油田開發(fā)的主力層系之一。隨著長8油藏的規(guī)模開發(fā),產(chǎn)建區(qū)塊西進(jìn),儲層物性變差,油水關(guān)系日趨復(fù)雜,開發(fā)難度增大。通過對鎮(zhèn)原油田長8油藏油水分布規(guī)律和油水分布主控因素進(jìn)行研究,提出長8油藏的油水分布模式。整體上鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組富水的規(guī)律為:總體西部富水、東部貧水,底部富水、上部貧水;砂體邊部富水,疊置厚層部位貧水;中、西部缺乏烴源巖區(qū)及源儲距離大的區(qū)域富水;上部砂體油氣補(bǔ)給弱,下部砂體一般富水;砂體物性差的區(qū)域相對富水。

油水分布規(guī)律;油氣運(yùn)移;長8油藏;鎮(zhèn)原油田

1 油藏分布特征

鎮(zhèn)原油田位于鄂爾多斯盆地西南部,是多油層復(fù)合的含油富集區(qū),從多年勘探開發(fā)情況來看,鎮(zhèn)原油田長8油藏油層厚度大,連續(xù)性好,儲量規(guī)模相對落實(shí),資源潛力大,是目前鎮(zhèn)原油田開發(fā)的主力層系之一。但由于受到油藏富集空間貧富的差異性、油水性質(zhì)的復(fù)雜性和油藏類型的多樣性等勘探現(xiàn)狀的影響,嚴(yán)重制約了油藏評價(jià)及開發(fā)前期工作的深入拓展。已有的勘探開發(fā)資料表明,鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組長81油層和長82油層均有不同程度的油氣富集度,油藏空間分布具有明顯規(guī)律[1]。

1.1 單井油層分布特征

統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示,鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組內(nèi)單井油層厚度存在較大差異,在1～20m范圍內(nèi)均有分布,但主要集中在1～10m范圍內(nèi),平均厚度偏薄,主要為油層、含油水層及油水層,總體上具有厚度差異大、平均厚度偏薄的特點(diǎn)(見圖1)。

圖1 鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組及長81和長82油層單井油層厚度對比圖

1.2 垂向油層分布特征

統(tǒng)計(jì)研究區(qū)長8油層組測試成果及其相關(guān)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料顯示,長81油層出油點(diǎn)及含油面積遠(yuǎn)比長82油層富集,且在垂向上呈現(xiàn)出一定的串珠狀疊置現(xiàn)象;側(cè)向連通性較差,并且出油點(diǎn)主要集中在長81油層中上段,呈現(xiàn)出垂向不連續(xù)疊置,側(cè)向不連通的特征。長82油層具有相對連續(xù)、厚度大的沉積砂體,但出油點(diǎn)遠(yuǎn)遠(yuǎn)少于長81油層。

1.3 平面油層分布特征

鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組勘探成果顯示,平面上油層主要集中在研究區(qū)的東部,即桐川-太白梁-孟壩及曲子、太平地區(qū)(見圖2)。但各油藏主要呈現(xiàn)出孤立分散、小規(guī)模的分布形態(tài),非均質(zhì)性強(qiáng)、隱蔽性強(qiáng),單井產(chǎn)量低、油氣富集豐度不高。鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組油層厚度整體較低(基本處于2～10m),局部地區(qū)有差異,桐川、太白梁、孟壩等地區(qū)相對較高[2]。

圖2 鎮(zhèn)原地區(qū)長81油層平面分布圖

圖3 長7油層組與長8油層組沉積期以來單井壓力演化圖

2 油水分布主控因素

鎮(zhèn)原長8油藏為典型的巖性油藏,油氣的充注程度是決定平面及縱向上油藏含油差異性的決定性因素,總體上長8油層組油源來源于上覆長7油層組主力烴源巖層,具有“上生下儲、高壓驅(qū)動(dòng)、裂縫與砂體輸導(dǎo)、多點(diǎn)充注、近源成藏”的成藏模式, 長7油層組烴源巖排烴向下運(yùn)聚到長8油層組過程中的3個(gè)主要因素決定了儲層中的油水分布。

1)排烴動(dòng)力必須能克服浮力與進(jìn)入長8油層組砂體的毛細(xì)管壓力之和,因此生烴動(dòng)力、源儲距離和砂體物性是決定長7油層組油氣進(jìn)入長8油層組砂體動(dòng)力體系的因素。通過5口鉆井的測井模型識別砂泥巖方法,利用等效深度法分析了鎮(zhèn)原地區(qū)長7油層組～長8油層組泥巖經(jīng)歷的欠壓實(shí)程度(即欠壓實(shí)導(dǎo)致超壓的強(qiáng)度),結(jié)果表明,與長7油層組泥巖普遍發(fā)育強(qiáng)超壓有別,長8油層組泥巖地層現(xiàn)今的流體壓力基本趨于常壓?；謴?fù)古壓力的方法很多,以現(xiàn)今鉆探的實(shí)測地層壓力為約束條件和起始點(diǎn),采用一維古壓力模擬演化的方法對研究區(qū)多口深鉆探井和多條剖面進(jìn)行了古壓力恢復(fù)研究,分別再現(xiàn)了鎮(zhèn)原地區(qū)長8、長7油層組地層沉積期以來該地層流體壓力場的演化歷史。模擬結(jié)果顯示,長7油層組地層古壓力場經(jīng)歷了早期輕微波動(dòng)-中期迅速升高-后期降低的演化過程,其中壓力高峰值出現(xiàn)在120～100Ma,最大壓力系數(shù)達(dá)1.6以上;而長8油層組古壓力場經(jīng)歷了早期輕微波動(dòng)-中期緩慢升高-后期緩慢降低的演化過程,最大壓力系數(shù)不超過1.3,反映該地層自沉積以來其流體壓力基本處于常壓狀態(tài)(見圖3)。經(jīng)過多口深鉆井及多條剖面對長7油層組與長8油層組壓力差值(120Ma油氣充注的關(guān)鍵時(shí)期)的計(jì)算,結(jié)果表明,鎮(zhèn)原東部地區(qū)油氣主要充注期長7油層組與長8油層組的壓力差最大,局部超過8MPa;中部地區(qū)次之,存在一定的壓力差(2～6MPa);西部地區(qū)基本不存在壓力差。

2)研究區(qū)長7油層組的優(yōu)質(zhì)烴源巖的演化程度差異不大,但分布存在東好西差的總體趨勢,且分布存在一定的非均質(zhì)性。結(jié)合鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組沉積相展布及古鹽度平面分布特征,通過有機(jī)質(zhì)豐度、有機(jī)質(zhì)類型和有機(jī)質(zhì)成熟度的評價(jià)對比研究,圈定了研究區(qū)潛在烴源巖的發(fā)育空間。如圖4所示,長7油層組烴源巖發(fā)育規(guī)模較大,整個(gè)研究區(qū)基本均有分布,且發(fā)育厚度亦較大;而長8油層組潛在烴源巖發(fā)育較為局限,主要集中于鎮(zhèn)原-太平和桐川-太白梁一帶,發(fā)育厚度在40m左右[3]。2套潛在烴源巖對比結(jié)果顯示,長7油層組為主要烴源巖,其分布范圍廣、厚度大,有機(jī)質(zhì)豐度高(TOC＞10%)、有機(jī)質(zhì)類型好(Ⅰ～ⅡA型)、處于成熟階段;而長8油層組為次要烴源巖,其僅局限發(fā)育,有機(jī)質(zhì)豐度一般(總體TOC＜1.5%),有機(jī)質(zhì)類型較差(ⅡA～Ⅲ型)。整體上表現(xiàn)出東部區(qū)域烴源巖分布更廣、有機(jī)質(zhì)成熟度更高,并且表現(xiàn)出局部混源性特征,這也決定了東部區(qū)域油氣充注程度較西部更有利(見圖5)。

3)研究區(qū)成藏組合為上生下儲結(jié)構(gòu),烴源巖的油氣靠與緊鄰的砂體或者通過斷裂系統(tǒng)與下伏砂體溝通進(jìn)入砂體,垂向運(yùn)移為主、側(cè)向運(yùn)移為輔的運(yùn)聚方式形成了平面及縱向含油性的差異。根據(jù)鎮(zhèn)原地區(qū)長8油層組主要含油區(qū)垂向上具有多點(diǎn)式充注的特征,認(rèn)為對研究區(qū)更有意義的是裂隙型輸導(dǎo)體。筆者選取長8油層組原油較富集的長81油層為剖析對象,采用砂巖抽提物含氮化合物示蹤劑(地質(zhì)色層效應(yīng)原理),分別進(jìn)行了平面上及垂向上油氣充注方向及運(yùn)移路徑的研究。示蹤結(jié)果表明:整體而言,流體示蹤效果較好,研究區(qū)以垂向運(yùn)移為主(多點(diǎn)型中心式向下充注為主),側(cè)向近距離運(yùn)移為輔。具體而言,首先應(yīng)用儲集砂巖抽提物含氮化合物中屏蔽型異構(gòu)體與裸露型異構(gòu)體比值(1-8二甲基苯并咔唑/2-5二甲基苯并咔唑)、含氮化合物總量等指標(biāo)參數(shù)對研究區(qū)油氣運(yùn)移方向平面上的特征進(jìn)行了研究。平面上的局部小區(qū)域呈現(xiàn)出一定的運(yùn)移指向,如從鎮(zhèn)255井-鎮(zhèn)38井-鎮(zhèn)376井有著一定的側(cè)向運(yùn)移指向特征,但更多的體現(xiàn)出多個(gè)中心點(diǎn)垂向充注,輔以短距離的側(cè)向運(yùn)移為特征;其次通過含氮化合物運(yùn)移示蹤劑在單井或局部小區(qū)域的多套油層中進(jìn)行了垂向運(yùn)移特征的研究。結(jié)果顯示出垂向上存在良好的運(yùn)移指向,說明研究區(qū)原油存在由上部向下部充注運(yùn)移的過程,這也是研究區(qū)主要的運(yùn)移特征(見圖6)。

圖4 長8油層組烴源巖厚度分布圖

圖5 鎮(zhèn)原地區(qū)長8油藏成藏模式圖

圖6 鎮(zhèn)原地區(qū)長81油層油氣運(yùn)移方向示蹤圖

3 油水分布模式

長7油層組強(qiáng)超壓優(yōu)質(zhì)烴源巖(輔以少量長8油層組烴源貢獻(xiàn))為長8油層組成藏提供的輕質(zhì)原油,在較大的源儲壓差動(dòng)力條件下,在構(gòu)造裂縫和疊置砂體的高效輸導(dǎo)下,在儲層未致密化之前,近源垂向運(yùn)移、輔以側(cè)向聚集成藏,在砂體側(cè)向連續(xù)性較差的情況下,只能近源、垂向、短距離向下運(yùn)聚成藏[4],從長7油層組烴源巖平面展布特征及長7油層組與長8油層組間距離而言,鎮(zhèn)原東部地區(qū)孟壩-太白梁-桐川一帶長7油層組烴源巖主要位于長73油層,厚度大,距離長8油層組首套砂巖5～50m,主要為20m左右的距離,油氣運(yùn)移充注相對較近;而研究區(qū)西部地區(qū)烴源巖厚度相對較薄,距離長8油層組儲集砂巖距離達(dá)30～60m,油氣運(yùn)移充注較為困難。所以,研究區(qū)東部的成藏條件較西部地區(qū)優(yōu)越(見表1)。

表1 鎮(zhèn)原地區(qū)東部、中部及西部長8油層組成藏差異性對比表

同時(shí)東高西低的地勢決定了油氣聚集的低勢區(qū)為東部,因此自西向東油氣充注程度增強(qiáng),反過來自東向西油層富水程度增高。長8油藏縱向上,上部砂體具有優(yōu)先補(bǔ)給油氣的優(yōu)勢,因此長砂體油氣富集程度最高,其次為長821砂體和長831砂體。生產(chǎn)上的含水層主要為中西部和下部砂體油氣充注不夠造成,一種是物性變差導(dǎo)致油氣充注豐度偏低,另外一種是處在連續(xù)砂體的西段,油氣注入后通過砂體的疊置向東部進(jìn)一步運(yùn)移形成(見圖7)。

圖7 鎮(zhèn)原油田長8油藏油層、油水層分布模式圖

整體上鎮(zhèn)原地區(qū)長8油藏富水的規(guī)律為:總體西部富水、東部貧水,底部富水、上部貧水;砂體邊部富水,疊置厚層部位貧水;中、西部缺乏烴源巖區(qū)及源儲距離大的區(qū)域富水;上部砂體油氣補(bǔ)給弱,下部砂體一般富水;砂體物性差的區(qū)域相對富水。

[1]黃思靜.鄂爾多斯盆地中南部延長組主要油層組有利儲集體特征及展布研究[D].成都:成都理工大學(xué),2001.

[2]李克勤.陜甘寧地區(qū)上三疊統(tǒng)隱蔽低滲油藏的找油方向[J].石油學(xué)報(bào),1986,7(1):31-38.

[3]孫國凡,謝秋元,劉景平,等.鄂爾多斯盆地的演化疊加與含油氣性[J].石油與天然氣地質(zhì),1986,7(4):356-366.

[4]王昌勇,鄭榮才,李忠權(quán),等.鄂爾多斯盆地姬塬油田長8油層組巖性油藏特征[J].地質(zhì)科技情報(bào),2010,29(3):69-74.

[編輯] 辛長靜

TE122.3

A

1673-1409(2014)32-0012-04

2014-07-15

胡友清(1972-),男,工程師,現(xiàn)主要從事低滲透油藏開發(fā)方面的研究工作。