鄂尔多斯盆地红河油田致密油藏过剩压力与油气富集

张建华，常象春，尹伟，梁吉学

(1.山东科技大学 山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室，山东 青岛 266590；2.青岛海洋科学与技术国家实验室 海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室，山东 青岛266071；3.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；4.江苏省水文地质海洋地质勘查院，江苏 淮安223005)

引 言

红河油田位于鄂尔多斯盆地西南部、天环向斜南部、镇泾区块中部(图1)。中生代地层平缓西倾，为一倾角小于1°的西倾单斜构造[1]。红河油田主要目的层位为上三叠统延长组长8、长9、长6油层组和下侏罗统延安组延9、延10油层组[2]。受印支运动导致的湖盆隆升作用影响，三叠系延长组上部地层遭受剥蚀[3]，剥蚀作用具有西部强东部较弱的特点，尤其是西南部地区剥蚀最为强烈，普遍缺失长1、长2两个油层组以及长3油层组的大部分，剥蚀强烈区长4及长5油层组地层也受到损失，导致西南部地区地层呈现与盆地内部其他区域构造稳定不符合的角度不整合接触状态。长7油层组时期湖水分布范围最广，水深达到最大，盆地处在全盛时期，广泛发育浅湖-半深湖相厚层暗色富有机质泥岩、油页岩，沉积厚度大、有机质丰度高、类型较好，是盆地中生界最主要的烃源岩[4]。紧邻的长6和长8油层组低孔低渗-特低渗储层是红河油田的主要储集层，长6、长8油层组每年均提交上百万吨探明储量。成藏流体动力学条件对油气排替、运移、聚集成藏过程有着重要的影响，对于致密砂岩岩性油藏来说，油气运移的主要通道为连通砂体、不整合面及微裂缝，浮力、构造力无法为油气的运聚提供足够的动力，运移动力主要来自过剩压力[5-6]，因而解剖过剩压力的成因、分布特征对于搞清楚致密油气富集程度、油气充注下限意义重大。

1 延长组过剩压力的成因

在地质演化历史中，导致过剩压力形成的因素有很多，主要包括不均衡压实作用[7-8]、构造挤压作用[9]、烃类和非烃类气体的大量生成、水热增压[10-11]、成岩过程中黏土矿物转化、自生矿物的形成以及胶结作用等。一般依据其形成过程分为三大类[12]：第一类与应力有关，为引起岩石孔隙体积变化从而导致增压的过程，包括欠压实作用引起的增压和构造作用引起的增压。欠压实作用是由于盆地在沉积过程中不均衡的压实及排水作用而导致的，欠压实泥岩中的孔隙水产生高于正常压力的孔隙流体压力是异常高压最常见的成因[13-16]。第二类为增大孔隙流体体积而引起的增压过程，包括生烃增压作用、水热增压作用以及矿物转换引起的增压作用，其中矿物转换主要包括蒙脱石转换成伊利石、石膏或硬石膏的转化；第三类是由流体流动和浮力而产生的增压过程。对于某一研究对象而言，虽然过剩压力的成因机制很多，且过剩压力的形成往往是多种因素共同作用的结果，但往往是以某一种因素为主其他因素为辅[13-14]。

图1 红河油田构造位置示意图Fig.1 Structural location of Honghe Oilfield

明确异常压力的成因与分布，不但能够提高研究区优质储层的预测精度，也是进一步对油气成藏进行分析的基础[17]。延长组长7油层组在早白垩世产生流体过剩压力的主要原因有两个方面[18]：一方面是鄂尔多斯盆地延长组在侏罗纪—早白垩世快速埋藏，在早白垩世末埋深达到最大[19]。长7油层组为一套半深湖相—深湖相暗色泥质沉积[20]，为延长组油气的主力烃源岩，单层厚度5～25 m，最厚可达80 m[20-22]。在上覆负荷快速增加时，泥岩中的流体不能随压实充分排出，产生了流体过剩压力；另一方面，在早白垩世，长7油层组优质烃源岩已成熟，大量烃类生成，生烃增压作用明显，导致流体体积剧烈增加[23]，从而产生过剩压力。

2 延长组过剩压力分布特征

2.1 单井过剩压力分布特征

根据声波测井资料，计算了研究区延长组的过剩压力。红河油田延长组普遍发育不同程度的过剩压力，纵向过剩压力分布呈现单峰形状。以长7为界，过剩压力向上、向下均变小，峰值位于长7中下部。长6以上地层过剩压力很小，基本都在3 MPa左右，个别井位能够达到5 MPa。从长6油层组顶部开始过剩压力向下逐渐变大，长6油层组整体过剩压力平均在5 MPa，最小为2 MPa，最大为8 MPa。各井最大过剩压力均发育在延长组的长7油层组，长7油层组发育有厚层暗色泥岩，沉积速率快，泥岩流体排出受阻，异常压力发育最为明显,最大过剩压力位于长7油层组底部张家滩页岩，压力最高值达到16 MPa，其整体过剩压力平均在13 MPa，最小也达到5 MPa，且越靠近长7油层组底部过剩压力越大，长7油层组为红河油田主力烃源岩层位，其发育异常高的流体压力是油气从烃源岩排出进入上部及下部储层的主要驱动力。长7和长8油层组之间，过剩压力开始呈现下降趋势。长8油层组发育有砂泥岩互层沉积，泥岩层发育不稳定，为延长组的主要油气储层。长8油层组的过剩压力平均在7 MPa，最小为4 MPa，最大为9 MPa，过剩压力整体高于长6油层组(图2)。

图2 延长组部分单井过剩压力分布特征Fig.2 Distribution characteristics of overpressure in Yanchang Formationin of some single wells

2.2 平面过剩压力分布特征

研究区长6油层组过剩压力平面分布普遍偏低，为3～8 MPa，西南部的红河59井、红河36井过剩压力较高，在8 MPa左右，过剩压力以此为中心向四周逐渐降低。长7油层组的过剩压力平面分布普遍偏高，分布在6～14 MPa，过剩压力整体呈西部高东部低的特点。部分井位出现过剩压力高值区，中部红河37井、红河100井、红河105井以及西北部红河79井过剩压力偏高。长8油层组平面过剩压力值处于中等，整体分布在4～12 MPa，呈中部高两边低(图3)。中部红河37井、红河105井以及红河142井过剩压力较高，达到10 MPa，西北部红河79井过剩压力达到7 MPa，比周围其他井略高。长8与长7油层组的过剩压力高值区基本相同，都分布在研究区中部。长6、长8与长7油层组过剩压力差值明显，这为油气从长7进入长6和长8提供了充足的动力条件。

图3 红河油田过剩压力平面分布(单位：MPa)Fig.3 Horizontal distribution of overpressure in HongheOilfield

3 源储压差与油气富集程度

3.1 源储压差与油气平面分布

烃源岩层位与储层之间的过剩压力差值称为源储压差，源储压差能够驱动油气从高势区向低势区运移聚集成藏[24-26]，因此,源储压差的大小及分布对油气的分布具有重要的影响。长6油层组的源储压差在整个研究区普遍较大，绝大部分高于3.5 MPa，最高值位于红河86井附近，达到9 MPa，最低值位于红河10井、红河36井附近，约 2 MPa。长8油层组的源储压差在整个研究区普遍较小，介于2～6 MPa，红河45井、红河79井附近源储压差较大，达6 MPa，红河141井、红河9井附近源储压差较小，约2 MPa(图4)。

红河油田长6油层组油气分布范围较广，几乎涵盖整个研究区，在研究区中部和西北部油气分布较为密集。研究区中部的油层厚度大且含油级别高，西北部的含油级别较低但油层厚度大。其余位置有少量油气分布，但含油级别低，油层厚度小。纵向上，从长63亚油层组到长61亚油层组油气富集程度减弱，分布范围逐渐缩小，油层厚度和含油级别逐渐降低，这正好与过剩压力的纵向变化一致。

长8油层组的油气分布范围小于长6油层组，油气主要分布在研究区中部，在西北部也有少量的油气显示，且主要集中于长81亚油层组，长82亚油层组基本不含油或者油气含量很少。相比较而言，长6油层组油气分布范围广，中部和西北部油气厚度大，含油级别较高的油气仅分布在中部；长8油层组的油气整体分布范围小于长6油层组，但中部的油层厚度大于长6油层组，含油级别高的油气分布范围更广，厚度更大。

源储压差与油气分布叠合图表明，源储压差特别高的区域，油气的含量并不一定是最高的，如长6油层组红河86井区域，长8油层组红河56井区域；在源储压差小的地方，如长8、长6油层组的红河9井、红河82井、红河10井围成的区域附近油气含量很低，长6、长8油层组的红河141、红河36、红河59井围成的右下角区域油气含量也很低。表明源储压差并非决定油气分布的主控因素，压差大的地方油气含量并不一定高，但压差小的地方油气含量往往很低。从油气分布以及平面压差分布可以看出长6、长8油层组的源储压差为油气的充注和运移提供了充足的动力条件。

3.2 源储压差与含油饱和度的关系

红河油田长6油层组、长8油层组含油饱和度和油层厚度具有相似的分布特征(图5)，含油饱和度可高达50%～60%，油层厚度最厚达到24 m以上。长6油层组与长8油层组相比，长8油层组油层厚度和含油饱和度分布范围更广，高含油饱和度和厚油层面积大于长6油层组，因此，长8油层组的油气含量优于长6油层组。

图4 红河油田源储压差与油气分布(柱体高度指示油层厚度)Fig.4 Pressure difference between source rock and reservoir and hydrocarbon distribution in Honghe Oilfield

长6、长8油层组含油饱和度和油层厚度高值区基本都分布在源储压差高值区域附近。长6油层组源储压差高值区域较广，大体可分为3个区域，分别为西北部的红河79井区域附近、中部偏西的红河142井区域附近、东部的红河37井区域附近，含油饱和度和油层厚度的高值区域基本都在三者区域内部或者附近分布，例如：红河37井区域附近源储压差都在5 MPa以上， 最高含油饱和度区域及油层厚度区域都位于此。长8油层组源储压差的高值区分别是西北部的红河79井附近、中西部的红河45井、红河61井区域以及东南部的红河56井区域附近，三者区域附近的油层含油饱和度和油层厚度都很高，特别是中西部区域，这个区域的油气含量丰富，含油饱和度基本都在30%以上，油层厚度达到20 m以上。这种现象说明了源储压差的分布影响着油气的分布，压差大的地方，油气充注运移的动力就大，在压差的作用下油气能够克服更大的阻力进入储集层，储集层储集油气的油层厚度和含油饱和度就越高。

3.3 源储压差与含油性下限的关系

图6为红河油田延长组主力储集层孔渗关系。根据其孔渗关系可以测出：长61亚油层组的储油下限为渗透率=1.3×10-4μm2，孔隙度=9.1%；长62亚油层组的下限为渗透率=7.3×10-5μm2，孔隙度=8%；长63亚油层组的下限为渗透率=7×10-5μm2，孔隙度=6%；长81亚油层组的下限为渗透率=(0.7～1.0)×10-5μm2，孔隙度=2%。从长61亚油层组到长63亚油层组，距长7油层组越来越近，源储压差对油气充注的影响就越来越大，储油下限也不断降低。因此，可以推断出源储压差影响着储层的储油下限，源储压差越大，储油下限相对就越低。

图5 红河油田延长组油层厚度、含油饱和度分布Fig.5 Distribution of reservoir thickness and oil saturation in the Yanchang Formation of Honghe Oilfield

图6 红河油田延长组主力储层孔渗关系Fig.6 Relationships between porosity and permeability of main reservoirs in the Yanchang Formation of Honghe Oilfield

4 结 论

红河油田致密油主要赋存于长6、长8油层组，介于其间的长7油层组由于地层快速堆积，油气大量生成，产生了较大的过剩压力，为油气进入长6和长8油层组提供了充足的动力。

长7与长6、长8油层组之间的源储压差对长6、长8油层组油气的富集产生了重要的影响，源储压差与油气富集紧密相关，表现为控制油气平面分布，影响油气充注层位、油气层厚度、含油饱和度以及储层的储油物性下限。