黃陵地區(qū)儲層成藏條件及主控因素

李亞婷，李 旦，尚有戰(zhàn)，吳小斌，李海飛 ，李曉峰，李 浩

(1.延安大學(xué) 石油學(xué)院，陜西 延安 716000；2.延長油田股份有限公司 黃陵勘探開發(fā)項(xiàng)目指揮部，陜西 黃陵 727300)

0 引 言

致密砂巖儲層有巨大開發(fā)潛力，同時(shí)有較大開發(fā)難度，成為儲層地質(zhì)學(xué)研究的重點(diǎn)[1-4]。致密儲層的研究融入了地質(zhì)學(xué)、地球物理探測、計(jì)算機(jī)技術(shù)等角度來進(jìn)行各種宏觀和微觀特征探究[5-8]，有利于更好認(rèn)識致密儲層。致密儲層由于顆粒小、成巖壓實(shí)作用強(qiáng)，低孔低滲、油水滲流機(jī)理不同于常規(guī)儲層[9-12]，研究其成藏因素對后續(xù)勘探開發(fā)有指導(dǎo)作用。

結(jié)合陜北油氣勘探情況，三疊系延長組致密砂巖儲量最為豐富，關(guān)于低滲透儲層特征、分類評價(jià)、油氣分布規(guī)律及有利區(qū)預(yù)測，前人進(jìn)行大量研究，對其成藏模式取得重要認(rèn)識，科學(xué)指導(dǎo)勘探開發(fā)。趙靖舟認(rèn)為延長組致密砂巖成藏介于連續(xù)與不連續(xù)油氣聚集之間過渡類型，稱為準(zhǔn)連續(xù)型油藏，成藏主要因素是烴源和儲層條件，其中烴源條件是控制大油田形成和分布最主要的因素[13]。郭彥如以層序地層學(xué)為指導(dǎo)，從孔隙演化的角度分析三疊系延長組低滲透致密巖性油藏成藏機(jī)理，主要從烴源巖、沉積環(huán)境、成巖作用等方面歸納其成藏演化模式[14]。在此基礎(chǔ)上，前人分別對延長組長7、長8油藏主控因素及分布規(guī)律進(jìn)行系統(tǒng)研究，張忠義認(rèn)為長7致密油源儲共生，烴類在高壓驅(qū)動下，沿著互相疊置的高滲砂體、網(wǎng)狀裂縫等疏導(dǎo)系統(tǒng)運(yùn)移，形成大面積連續(xù)或準(zhǔn)連續(xù)分布的油氣聚集[15]；楚美娟對長8油藏油源成藏期、古物性特征、毛細(xì)管力、浮力和過剩壓力進(jìn)行研究，得出過剩壓力大于毛細(xì)管力、儲源壓差能夠克服儲層毛細(xì)管力從而運(yùn)移成藏的認(rèn)識[16]。

延長組長6是其主力目的層，巖石壓實(shí)作用強(qiáng)烈，磨圓度差，填隙物含量高；儲層分布面積廣、沉積環(huán)境多樣、物性差、成藏機(jī)理復(fù)雜[17-18]。長6作為重要產(chǎn)層，在已往結(jié)果中研究較少，仍未取得重大進(jìn)展，制約進(jìn)一步勘探開發(fā)。

黃陵地區(qū)為新開發(fā)區(qū)塊，以長6為例進(jìn)行探討，儲層物性條件差，非均質(zhì)性強(qiáng)，低孔低滲，是致密油藏典型代表，油氣成藏涉及生儲蓋圈運(yùn)保，以及其他各種地質(zhì)因素及作用，是一個(gè)非常復(fù)雜的過程。通過分析長6致密儲層特征，進(jìn)一步研究成藏主控因素、油氣運(yùn)移驅(qū)動力等。

1 長6致密儲層成藏條件

1.1 烴源巖規(guī)模大，受構(gòu)造影響分區(qū)分布

優(yōu)質(zhì)烴源巖富集有機(jī)質(zhì)，其成熟度高、含量豐富，是油氣形成物質(zhì)基礎(chǔ)，是評價(jià)成藏模式的首要工作。其中長7是盆地發(fā)育主要時(shí)期，分布范圍大，平均沉積厚度96 m，主要為深水環(huán)境下的灰黑色泥巖沉積，大部分地區(qū)長7烴源巖成熟度高，熱演化程度好，其含量由盆地中心向周圍逐漸減小[19-20]。

選取剖面上4口井槐156，上123，槐167，上171，收集50個(gè)干酪根鏡檢，有機(jī)碳含量在1.8%～4.1%，生烴潛力在10.68～20.7 mgg-1，總烴質(zhì)量分?jǐn)?shù)在1 578×10-6～2 450×10-6，總體說明有機(jī)質(zhì)地球化學(xué)特征較好，有機(jī)質(zhì)豐度好(表1)。顯微結(jié)構(gòu)中腐泥質(zhì)含量高達(dá)90%以上，說明有機(jī)質(zhì)生油潛力大，主要為為Ⅰ型。以上數(shù)據(jù)分析得出該區(qū)長7烴源巖為優(yōu)質(zhì)生油巖。

表1 長7烴源巖地球化學(xué)特征參數(shù)表Table 1 Geochemical characteristics of parameters of Chang 7 source rocks

通過地球化學(xué)分析，烴源巖R0平均值較高，范圍在0.53%～1.1%，表明油源灶熱演化程度較好，成熟度高。本區(qū)地層走向東南部向西北部單斜走向，東南部地層凸起，R0值較小，平均值為0.63%，上123值為0.53%；R0值西北部凹陷，R0值較大，R0平均值為1%，上35井值為1.05%.從R0平面圖中可看出：烴源巖分區(qū)分布，由于受構(gòu)造條件控制，黃陵東南部較長時(shí)間隆起，R0值較小，熱演化程度低；西北部凹陷，R0值較大，熱演化程度高。致密油成藏因素之一是發(fā)育大面積優(yōu)質(zhì)烴源巖，油源受構(gòu)造影響分區(qū)分布(圖1)。從試油資料顯示，長6段上170日產(chǎn)油3.21 m3，日產(chǎn)水0.78 m3，上123日產(chǎn)油0.83 m3，日產(chǎn)水3.54 m3，明顯上170井產(chǎn)油量高于上123井。以上結(jié)論可得出：烴源巖的規(guī)模、成熟度、控制長6致密油分布。

根據(jù)電測曲線特征表明：延長組長7地層沉積較厚，平均厚度為90 m，與前人研究結(jié)果吻合。長7發(fā)育一套烴源巖，主要集中在長7底部張家灘頁巖，其曲線特征為高伽馬，高電位，高時(shí)差，低電阻，簡稱“三高一低”。

從圖2中可看出烴源巖平均厚度為30 m，厚度較大，連續(xù)性較好，為生成油氣提供物質(zhì)基礎(chǔ)。上170-上123剖面是由西北延伸至東南方向，烴源巖厚度由厚至薄，上170井烴源巖厚度為43 m，相對應(yīng)R0值也較高，從平面圖可以看出值為0.97.隨著烴源巖厚度減薄，R0值也減小，與上123井對比明顯，其厚度為10 m，其R0值為0.53%.從剖面圖中可以看出，長72油源較豐富，從上170至上123烴源巖厚度逐漸減少，油源運(yùn)移進(jìn)入上部層位長6后，生成的致密油從上170至上123明顯減少，說明烴源巖厚度、規(guī)模控制致密油分布。

圖1 長7烴源巖R0等值線Fig.1 R0 contour of Chang 7 source rocks

圖2 S170-S123剖面長7段優(yōu)質(zhì)烴源巖剖面分布Fig.2 Source rocks section distribution of Chang 7 in S170-S123 section

1.2 儲層特征及儲源關(guān)系

長6低孔低滲儲集層一般發(fā)育在三角洲平原和三角洲前緣，物性較差儲集層集中在河漫灘、席狀砂、濁積流等微相環(huán)境中，由于沉積物磨圓度、分選性差，在搬運(yùn)過程中攜帶泥巖量較大，成巖作用強(qiáng)烈，儲集層物性變差。

長6儲集層物性差主要由于不同階段的成巖作用影響。在早期成巖作用，儲集層形成環(huán)境為弱堿-弱酸型[21]，膠結(jié)作用較顯著，主要膠結(jié)物為方解石、石膏等。在成巖作用后期，由于壓實(shí)、交代等作用，使得物性變差，儲層致密。

對長6儲層壓汞分析得出平均孔隙度為7.6%，平均滲透率為0.3×10-3μm2，其相關(guān)系數(shù)較好，R=0.826 5(圖3)，平均吼道半徑是0.3 μm，為微細(xì)吼道孔隙結(jié)構(gòu)，為典型的致密砂巖儲層。長6主要儲集空間類型為粒間孔、巖屑溶孔及粒內(nèi)溶孔。粒間孔隙呈不規(guī)則狀或三角形，殘余粒間孔發(fā)育，孔隙內(nèi)充填自生綠泥石及石英次生加大現(xiàn)象，降低孔滲，影響儲層物性。雖然儲層物性差，但不同程度聚集石油。

研究區(qū)長7烴源巖與長6儲集層形成下生上儲組合，長6濁積砂體整體較發(fā)育，橫向上連續(xù)性好，其儲源接觸關(guān)系有利于長7烴源巖生成的油氣直接進(jìn)入長6儲集層，該配置關(guān)系為成藏提供了良好條件。

圖3 長6儲集層孔滲關(guān)系分布Fig.3 Relationship between porosity and permeability distribution of Chang 6 Reservoir

1.3 成藏聚集分析

油氣成藏機(jī)理是目前國內(nèi)外學(xué)者研究的重點(diǎn)，地下流體受到重力、浮力、壓力、毛細(xì)管力等作用下，也具有自身能力[22-23]。油氣聚集過程中驅(qū)動力是油氣成藏重要條件，決定方位和力度。目前主要認(rèn)識油藏在運(yùn)移過程動力包括浮力、地應(yīng)力等，對于運(yùn)移阻力主要為毛細(xì)管力，以此討論成藏因素。

本次分別求取油藏條件下毛細(xì)管力和壓汞條件下毛細(xì)管力，其關(guān)系為

式中PcR為油藏條件下毛細(xì)管力；PcHg為壓汞條件下毛細(xì)管力；θHg為汞與巖石接觸角；σHg為汞的表面張力；θwo為油水接觸角；σwo為油水界面張力。

根據(jù)樣品化驗(yàn)分析結(jié)果：θwo=34°，σwo=25 mN/m，θHg=60°，σHg=470 mN/m，根據(jù)公式(1)可得到他們之間的關(guān)系如下

PcR=0.088 3×PcHg

(2)

排驅(qū)壓力是石油在最好孔隙度中驅(qū)替所需的壓力，根據(jù)排驅(qū)壓力值可以反映石油在最好物性條件下下運(yùn)移動力，通過對于本區(qū)134塊樣品做實(shí)驗(yàn)分析，得出排驅(qū)壓力與滲透率的線性關(guān)系，相關(guān)系數(shù)對應(yīng)很好，其關(guān)系式如下

Pd=0.61k-0.6

(3)

全區(qū)均勻取樣，進(jìn)行核磁共振化驗(yàn)分析，得出滲透率平均值0.1×10-3μm2，從而可以求出Pd即為PcHg。通過公式(2)求出PcR。油氣聚集的過程一般從泄流區(qū)運(yùn)移到聚集區(qū)，運(yùn)移過程中出現(xiàn)物性變差帶，驅(qū)動力必須大于以上所求的油藏毛細(xì)管阻力，才能有效聚集。根據(jù)以上方法可得到油藏條件下毛細(xì)管力范圍0.014～0.078 MPa.在本區(qū)驅(qū)動力必須大于以上范圍，流體有可能會從泄流區(qū)運(yùn)移到聚集區(qū)，形成油藏。

2 長6儲層成藏主控因素

2.1 沉積環(huán)境對長6致密油控制因素

長6為深水、半深水湖泊沉積，在深水區(qū)斜坡地帶發(fā)育深水重力流沉積，如長6的濁積砂體，實(shí)際為三角洲前緣往深水斜坡區(qū)的延伸，含油性好，是研究區(qū)內(nèi)非常重要的一個(gè)油層。平面上長6沉積環(huán)境有水道間、濁積水道、水道末梢、分支水道等微相。

研究區(qū)存在三條相互匯聚的濁積水道微相沉積，分別沿槐187至槐190，上170至槐167，槐137-3至上1208分布，基本占據(jù)了研究區(qū)80%范圍，濁積水道匯集區(qū)域砂厚大于40 m，砂地比大于0.5.砂地比是用于油藏評價(jià)的一個(gè)重要的參數(shù)。研究區(qū)長6油層與砂地比有很好相關(guān)性，高產(chǎn)油井分布區(qū)域砂地比均大于0.5.

通過分析試油產(chǎn)量和沉積微相圖，濁積水道分布區(qū)域所在的油井產(chǎn)量較高，而位于水道間微相分布的井試油一般為水層。如上170，槐190處于濁積水道，其產(chǎn)油量較高，上170日產(chǎn)油3.21 m3，日產(chǎn)水0.78 m3，上190日產(chǎn)油2.81 m3，日產(chǎn)水0.23 m3；槐249處于水道間，基本產(chǎn)水，日產(chǎn)油0.25 m3，日產(chǎn)水2.89 m3；上123處于水道末梢，產(chǎn)油量少于槐190和上170，日產(chǎn)油0.93 m3，日產(chǎn)水1.56 m3(圖4)。其原因主要為：濁積水道區(qū)域砂地比較大，砂體較厚且連通性較好，儲層發(fā)育較好，下部油源通過一次運(yùn)移進(jìn)入儲集層后，通過優(yōu)質(zhì)砂體時(shí)聚集成藏。通過上述分析，長6致密油的沉積優(yōu)勢區(qū)為濁積水道區(qū)域。然而在沉積優(yōu)勢區(qū)，有些井產(chǎn)油量少，產(chǎn)水量大，如槐60處于優(yōu)勢沉積區(qū)，日產(chǎn)油0.3 m3，日產(chǎn)水1.23 m3，說明砂體含油性不僅與沉積相有關(guān)，還受其它因素控制。

圖4 長6沉積相與試油產(chǎn)量圖關(guān)系Fig.4 Correlatin of sedimentary and testing production of Chang 6

2.2 孔-縫輸導(dǎo)體系控制儲層物性

長6儲層總體低孔低滲，物性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，同套砂體由于輸導(dǎo)體系不同差異很大。油氣在砂體中沿著孔-縫輸導(dǎo)體系側(cè)向運(yùn)移，遇到物性變差時(shí)聚集成藏。前人研究，致密儲層中砂體物性和含油性成正比，物性越好，儲層中油氣越容易聚集[24]。研究區(qū)沉積優(yōu)勢區(qū)中砂體含油性變化大，通過資料分析，沉積優(yōu)勢區(qū)中，高產(chǎn)油井多數(shù)物性較好，說明物性對砂體含油性有一定控制作用。

研究區(qū)烴源巖生成的油氣向周圍擴(kuò)散時(shí)，在物性較好區(qū)域容易聚集成藏，孔滲較好，濁積砂體發(fā)育，儲蓋配置關(guān)系好，是長6致密油主要發(fā)育層段。長6物性“甜點(diǎn)”主要集中在中部5個(gè)區(qū)域，如物性較好的上170，上172，槐177，黃參37，上0021-3等井，通過試油資料顯示：上170日產(chǎn)油3.21 m3，上172日產(chǎn)油2.98 m3，槐177日產(chǎn)油2.76 m3，黃參37日產(chǎn)油2.54 m3，上0021-3日產(chǎn)油2.68 m3(圖5)。

低孔低滲致密砂巖儲層開發(fā)難度較大，裂縫發(fā)育情況對這類儲層的油氣運(yùn)移影響十分重要。研究區(qū)長6裂縫較發(fā)育，在取巖心的過程中發(fā)現(xiàn)巖心發(fā)育有垂直裂縫，部分裂縫被方解石充填。發(fā)育程度總體為中等-較高，泥巖中較少。裂縫的長度在0～10 cm，占70.4%；在10～20 cm之間的裂縫占22.2%；裂縫的發(fā)育密度一般為3～4條/m；在20～30 cm之間的裂縫占3.4%；大于1 m的占4%，最長的可達(dá)到1.5 m.

長6段裂縫較發(fā)育的井段試油產(chǎn)量很高，如槐140-8，槐141井，黃參37井裂縫較發(fā)育，日產(chǎn)油范圍高達(dá)10.5-15.3t/d，裂縫發(fā)育改善物性，促進(jìn)油氣聚集。油氣沿裂縫垂向進(jìn)入儲集層后，沿上傾方向側(cè)向運(yùn)移，形成構(gòu)造油氣藏，裂縫集中區(qū)域控制物性。

圖5 長6孔隙度分布Fig.5 Porosity distribution of Chang 6

2.3 局部隆起構(gòu)造控制油氣富集

研究區(qū)長6致密油藏是受到巖性、構(gòu)造影響的巖性-構(gòu)造復(fù)合油氣藏，局部鼻狀隆起對油氣聚集有控制作用。

依據(jù)野外露頭構(gòu)造特征，結(jié)合長6頂面構(gòu)造圖，長6頂面構(gòu)造與區(qū)域構(gòu)造相符，整體呈西傾單斜，平均坡降8～12 m/ km，局部有壓實(shí)差異作用形成鼻狀隆起，研究區(qū)發(fā)育三排鼻狀構(gòu)造：中部鼻狀構(gòu)造幅度較大，上172井組周圍構(gòu)造起伏最為明顯，油井產(chǎn)量高；東北和南部鼻狀構(gòu)造幅度較小，槐187井組與槐1208井組含油量較少。根據(jù)試油資料顯示：172井日產(chǎn)油2.98 m3，日產(chǎn)水0.98 m3；槐187井日產(chǎn)油0.32 m3，日產(chǎn)水1.46 m3；上1208日產(chǎn)油0.41 m3，日產(chǎn)水1.56 m3。相同鼻狀構(gòu)造側(cè)翼比頂部、底部容易聚集油氣[25]。研究區(qū)中間鼻狀構(gòu)造側(cè)翼上172產(chǎn)量如上，鼻狀構(gòu)造頂部上171日產(chǎn)油0.85 m3，日產(chǎn)水1.49 m3(圖6)。因此，局部鼻狀隆起也是成藏有利區(qū)域，控制致密油分布。

圖6 長6頂面構(gòu)造圖Fig.6 Top structure diagram of Chang 6

3 結(jié) 論

1)黃陵地區(qū)長7烴源巖分布范圍廣，有機(jī)質(zhì)成熟度高。長6砂體整體較發(fā)育，橫向上連續(xù)性好，良好儲源配置為油氣富集提供有利通道和場所。研究區(qū)油藏毛細(xì)管力范圍0.014～0.078 MPa，驅(qū)動力必須大于此范圍，油氣才能聚集成藏；

2)長6儲層成藏主要受控于沉積環(huán)境、儲層物性、局部隆起構(gòu)造等。濁積水道、物性較好的孔縫疏導(dǎo)體系、局部鼻狀構(gòu)造等控制油氣分布及富集。