红河油田长8致密油成藏机理及“甜点”模式

梁承春，刘小虎，林清申，杨 帆，吉园园

(中国石化华北油气分公司，甘肃 庆阳 745000)



红河油田长8致密油成藏机理及“甜点”模式

梁承春，刘小虎，林清申，杨 帆，吉园园

(中国石化华北油气分公司，甘肃 庆阳 745000)

鄂尔多斯盆地西南部延长组长8油层组致密油成藏条件研究程度低，与盆地中部、北部同类油藏相比，勘探开发效果较差。为了分析其原因，通过对“生、储、盖、运、圈、保”等成藏条件的研究，结合盆地构造演化特征和油田开发动态分析认为，中期成熟油在生烃超压驱动下，向下连续充注进入同期致密化的邻近砂体，形成低丰度致密砂岩岩性油藏，油水基本不分异，晚白垩世以来的构造运动产生了多组断裂，改造调整了原生油藏，原油在局部浮力驱动下沿高角度裂缝进行垂向、侧向运移调整，直至上倾方向裂缝消失或闭合，聚集形成较高丰度次生油藏。建立了长8油层组7种次生油藏“甜点”模式，明确了盆缘构造区致密砂岩构造-岩性复合油藏的勘探和开发方向。

致密油；成藏机理；“甜点”模式；长8油层组；天环拗陷；鄂尔多斯盆地

0 引 言

鄂尔多斯盆地油气资源丰富，近20 a来，油气勘探开发已取得丰硕成果[1]。2001年陇东地区西X井首次在延长组长8油层组获得高产油流，拉开了对长8致密油深度研究和勘探开发的序幕[2]。近几年来，许多学者对致密油气的成藏规律和成藏机理开展了大量的研究，阐述了沉积地质特征[3]、成藏机理与成藏期次[4-7]、致密油“六特性”等主控因素及“甜点”成藏模式[8-9]。截至目前，已在盆地长8油层组探明数亿吨石油地质储量。

红河油田构造上位于鄂尔多斯盆地天环拗陷南端，工区面积约为2 515 km2，油气资源量为3.2×108t，具有较好的勘探开发前景。2012至2014年，对该油田进行规模开发，开发效果未达到预期。此次重点研究了该区油藏地质、动态特征，阐明了成藏条件及主控因素，建立长8油层组次生油藏“甜点”模式，对于油田改善开发效果和进一步勘探具有重要的现实意义。

1 地质背景

红河油田延长组沉积期，鄂尔多斯盆地整体呈现西南高、东北低的单斜陡坡构造，晚侏罗世至中白垩世，地层埋深增大，地温迅速增高，主要生油岩长7段底部张家滩页岩大规模生排烃。在构造运动作用下，晚白垩世地层抬升翘倾，形成现今的西倾单斜构造，地层倾角一般为1 °左右，局部发育微弱鼻状构造。研究区发育北东—南西向、北西—南东向、近东西向、近南北向4组断裂，前2组较常见，以高角度裂缝为主，最大主应力方向为61～103 °。主要含油层系为长8油层组，其沉积物源来自于鄂尔多斯盆地西南，沉积厚度为60～96 m，油层埋深约为2 190～2 280 m，其上紧邻长7段底部张家滩页岩，为主要生油岩，又是良好的盖层。长8储集层分长81和长82亚段，储层平均孔隙度为10.7%，平均渗透率为0.4×10-3μm2。截至2014年，探明长8油层组含油面积为415.4 km2，石油地质储量为1.725 4×108t。

2 油藏特征

2.1 位于原型盆地的西南缘，烃源岩品质低

盆地主力烃源岩为延长组长7段底部的张家滩页岩，为最大湖泛期深湖—半深湖环境下沉积的暗色泥岩，分布面积广，有效厚度一般为30～60 m，有机质母质类型为腐泥型—混合型(Ⅰ—Ⅱ型)，有机碳含量平均为12.9%，有机质成熟度为0.6%～0.8%，因此，长8油层组成藏模式主要为近源充注、上生下储型。红河油田处于原型盆地西南缘陡坡区，沉积相带的差异造成烃源岩厚度总体较小(平均为12.9 m)、生烃强度低(150×104t/km2)、成藏动力不足，过剩压力一般小于1 MPa[2]，储量丰度及含油饱和度低。储层含油饱和度一般为34.0%～50.0%，平均为43.8%(西峰油田为57.0%～62.0%)，统计414口水平井初始平均含水率为71.2%，大多数油井没有无水采油期和低含水期。

2.2 富集高产区主要受构造、断裂所控制

在高角度断裂和裂缝的劈裂下，原生致密油藏基质孔隙中的石油会渗流到附近的缝网体系中，并在局部浮力驱动下沿缝网垂向、侧向运移到高部位的有利储集空间，直至上倾方向被不渗透的泥岩或无缝致密砂岩所遮挡形成次生构造-岩性复合油藏；从基质孔隙渗流出来的水在油水分异下被交换到裂缝连通的较低部位的储集空间；远离裂缝面的石油仍保留在基质孔隙中，保持原生岩性油藏特征。从已开发井区的砂体、断裂、构造与高产井区分布叠合图来看(图1)，高产区一定受到断裂、裂缝的控制，但不是所有裂缝区都是高产区。

图1 研究区主要开发富集高产区分布

2.3 同一井区内油井含水差异大，地层水性质差异大

(1) 油藏无明显的油水界面。长8油层组原生油藏储层致密，孔隙度低，毛管阻力大，浮力作用十分微弱，层内油水无明显分异。在断裂或裂缝发育的次生油藏，一般构造高部位含油饱和度较高，较低部位含油饱和度低，但很难识别其油水界面，很难划分有效油层边界。

(2) 同一井区内富油区与高含水区共存。油藏内没有统一的油水界面，井间含水差异主要受控于致密岩性和裂缝。致密基质储层保留原生油藏低饱和度特性，含水较高，如该油田有66口水平井钻遇基质型储层，投产初期平均含水为90.2%，但油田初始含水低于30%的油井中有71%的井属于钻遇致密裂缝储层高部位油井。

(3) 距离主源岩越远，油井含水越高。研究区长81二亚段油层投产油井303口，初期平均含水为64.1%；长81三亚段油层投产油井49口，初期平均含水为77.0%；物性较好的长82一亚段油层投产油井62口，初期平均含水为83.6%，这说明物性不是决定长8油层组含油饱和度的关键因素。

(4) 同一井区地层水性质差异大。油田主断裂纵向上延伸长，纵向沟通不同深度砂岩和泥岩，因不同层矿物离子的差异导致基质区和裂缝区油井产出水水性差异大，这在全油田是普遍现象，如HH36井区基质区油井产出水的氯离子含量一般大于25 000 mg/L，处于断裂较发育区油井的氯离子含量在10 000 mg/L左右，且在生产过程中井筒及管网结垢现象较严重。

3 成藏机理及主控因素

前人研究认为陇东地区延长组成藏充注过程分为3期：早期低成熟小规模充注，中期成熟油大规模充注，晚期构造抬升调整成藏。笔者认为早、中期形成原生致密岩性油藏，晚期形成次生构造-岩性复合油藏。

3.1 石油垂向充注与原生油藏的形成

早白垩世末期，构造热事件的发生使得烃源岩进入生烃、排烃高峰期，从长7段底部张家滩页岩向下排烃至长8储层，超压驱动(源、储压力差)是主要充注动力，其次是扩散作用，在快速埋深过程中，储层孔隙大幅度快速降低，毛管阻力增大。因此，在边致密边充注成藏过程中，在离油源较近的相对较大孔喉优先充注石油，较小孔喉水未排出，形成了致密深盆岩性油藏，“近源-优相-低势”复合区是其地质“甜点”，上倾砂岩尖灭、上倾砂岩致密和微幅构造岩性油藏是其原生油藏的主要类型，但其储层致密，储量丰度低、含油饱和度低、油相渗透率低，一般无自然产能。

3.2 构造裂缝与次生油藏的形成

在印支期末期形成的以北西—南东向为主的主干断裂平均长度为30 km，平均断距为33 m。这些断裂和裂缝早于主成藏期或者是同期形成，部分石油可沿断裂垂向或侧向运移。该组断裂呈压扭性，导流性相对较差，侧向运移的距离有限；垂向上受断距大小控制，当断距不大于烃源岩厚度时，烃源岩作为盖层封盖性好，石油以向下运移为主，在主断裂附近油井原油普遍呈现稀油特性证明了这一观点。

现今的构造定型于喜马拉雅期，新生代以来，由于印度板块和欧亚板块发生强烈的陆陆碰撞，在水平挤压引张应力作用下，形成以北东—南西向为主的断裂，平均长度为13 km，平均断距为25 m，断裂陡直，具有走滑性和张扭性，导流性较好，因而认为该组主断裂开启可能性较大。当致密储层产生断层或裂缝，其毛细管力变小，界面势能降低，周边油气易进入断裂系统，并沿裂缝网向有利高部位运移，当遇到上倾封闭条件时聚集成藏，从而形成次生构造-岩性复合油藏(图2)。近几年，长庆油田在盆地西缘的彭阳—演武地区发现了富集高产的构造油气藏也证明了这一点。

图2 裂缝性致密油藏富集模式

3.3 成藏条件及主控因素

研究区长8油层组既保存有原生岩性油藏，也发育次生构造-岩性复合油藏。该区致密油富集区的成藏条件仍然离不开常规油藏的“生、储、盖、运、圈、保”六大条件，只是表现形式与常规油藏相比有明显的差异(表1)，有利高部位储层缝网系统控制富集和高产的规模，是其“甜点”的主要模式。

表1 红河油田延长组长8油层组成藏条件

4 长8油层组致密油次生油藏“甜点”模式

国内外学者认为高产“甜点”主要集中在油质好、压力高和天然裂缝发育的有利构造部位。中国学者提出着眼于致密油“六特性”的匹配关系评价及8项非常规油气富集“甜点”评价标准，认为除地质“甜点”及周围油气相对富集程度高外，其余大多数以分散状不规律分布。研究区富集高产的地质“甜点”模式更多表现为次生构造-岩性复合油藏，结合矿场实际，建立该区7种次生油藏“甜点”模式(图3)。

(1) 缝网沟通叠置砂上砂体富油型(图3中a)。

图3 研究区长8油层组次生油藏地质“甜点”模式

这类油藏是由于断裂沟通上下叠置砂体，且上下砂体有一定的储集规模，由于上砂体距离油源较近，优先充注，在油源不足情况下，下砂体往往充注很少，且在裂缝网的局部长期浮力作用，下砂体含油饱和度变得越来越低。如HH42井区HH51P4井钻遇上砂体长81二亚段，初期日产油为9.4 t/d，含水为21.0%，邻井HH42P4井钻遇下砂体长82一亚段小层，初期含水高达95.2%(图1中⑨井区)。

(2) 缝网沟通叠置砂上砂体致密下砂体富油型(图3中b)。这类油藏同样是断裂上下沟通的上下叠置砂体，但上砂体因成岩作用致密化导致储集性能极差、储集规模小，而下砂体具有较好的储集空间，在烃源岩生烃超压动力下，石油沿断裂输送到相对较远源的下砂体中成藏(图1中⑤井区高部位)。

(3) 断块区缝网地垒富油型(图3中c)。这类油藏发育于断块区，断层具有明显的断距，其圈闭受构造和岩性双重因素控制，富油区分布于缝网较发育的地垒区。由于构造运动产生明显断距的断层及其伴生的裂缝网，在缝网的局部浮力驱动下，石油向有利高部位聚集富集，水向低部位聚集，形成上油下水的构造-岩性复合油藏。如HH36井区地垒区HH38P80和HH36P81井(图1中井区)，弹性生产累计产油均大于7 500 t，而邻近的地堑区几口油井全部为高含水低产井。

(4)上倾方向砂岩尖灭且缝网消失或闭合型(图3中d)。这类油藏是上倾方向砂岩尖灭岩性油藏被构造裂缝改造后形成的构造-岩性复合油藏。原生油藏地层倾角较小、孔渗性小，浮力作用微弱，但当砂体发育高角度裂缝后，裂缝网区域原油受到浮力驱动向上倾方向运移，当遇到缝网消失或者裂缝闭合情况下停止运移，形成低含水率富集高产区，这类油藏是研究区的主要“甜点”模式之一。如HH12井区HH12P31井初期日产油为23.1 t/d，含水为10.4%，累计采油已达16 915 t(图1中③、⑨井区)。

(5) 上倾方向砂岩致密且缝网消失型(图3中e)。这类油藏是原生岩性油藏被构造裂缝改造后形成的构造-岩性复合油藏，与图3中d模式不同的是分布于油藏的中部，上倾方向为致密储层但缝网不向上延伸，形成遮挡条件。缝网区原油受到浮力作用向上倾方向运移，形成局部富集高产区，这类油藏也是研究区的主要富集高产“甜点”模式之一。如HH12井区HH12P1井初期日产油为23.5 t/d，含水为18.9%，累计产油达到8 313 t，而其高、低部位油井均是低产井(图1中②井区)。

(6) 缝网沟通错位砂低位上砂体富油型(图3中f)。这类油藏在纵向上发育2套或2套以上的砂体，邻近但不叠合，原生成藏过程中均充注一定规模的原油，在构造运动产生高角度长裂缝条件下，沟通了上下错位砂体，石油在缝网中依托浮力驱动向上运移，当构造低部位为上砂体时，往往上砂体富集高产。如HH73P84井钻遇井区构造低部位长81二亚段，初期日产油为4.3 t/d，含水为61.0%，其高部位长81三亚段的HH73P85井初期含水达87.8%(图1中⑦井区)。

(7) 缝网沟通错位砂高位上砂体富油型(图3中g)。这类油藏与图3中f模式基本相同，但构造高部位为上砂体、低部位为下砂体，在低丰度区裂缝网沟通情况下，高部位上砂体富集高产，低部位往往为水层。如HH73P67井累计产油量达9 389 t时，含水不超过20.0%(图1中⑥井区)。

5 结论与建议

(1) 红河油田位于盆地边缘，长7段烃源岩厚度薄、生烃强度小、排烃动力低，决定了该油区为低丰度油藏，总体含油饱和度低，油水关系复杂，储层岩性、物性不是含油性的绝对控制因素，有别于盆地中部、中北部斜坡区高丰度致密低渗岩性油藏。

(2) 晚白垩世延长组地层抬升翘倾和新生代构造活动，使研究区发育多组断裂和裂缝，改造了原生油藏，局部石油在浮力驱动下沿裂缝发生垂向、侧向运移，在构造和储层有利部位聚集形成次生油藏，这是盆缘构造带的主要油藏类型。

(3) 盆缘构造带油气富集高产的主控因素是有利构造部位、优质储集空间、有利缝网体系和有利遮挡条件，其合理配置形成了次生油藏，研究区已发现7种次生油藏“甜点”模式。

(4) 盆缘拗陷区低丰度致密砂岩油藏油气富集“甜点”与有利勘探目标受众多地质因素的控制和影响，除了着眼于致密油“六特性”及其“近源-优相-低势”复合区匹配评价外，更要注重断裂、裂缝的展布及性质研究，还应包括源断全时空配置关系与油气运聚控制作用关系等在内的“全含油系统”综合评价研究。

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编辑 林树龙

20160516；改回日期：20160915

国家科技重大专项“低丰度致密低渗油气藏开发关键技术”(2016ZX05048)

梁承春(1973-)，男，高级工程师，1998年毕业于中国地质大学(北京)油藏工程专业，2007年毕业于长江大学石油与天然气工程专业，获硕士学位，现从事致密低渗油田开发地质及提高采收率技术研究工作，曾获得中国石油化工集团公司科技进步二等奖1项。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.006

TE121；TE122

A

1006-6535(2016)06-0026-05