2017, Vol. 47
2. 成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 四川 成都 610059；
3. 中国石油天然气集团公司 长庆油田 超低渗透油藏第四项目部, 甘肃 庆阳 745100
2. Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China;
3. The Fourth Section of Ultra-low Permeability Reservoir in Changqing Oilfield, Qingyang 745100, China
红井子—罗庞塬地区位于鄂尔多斯盆地中偏西部, 区域构造横跨伊陕斜坡和天环拗陷[1]。该地区长9沉积期主要发育浅水三角洲沉积体系[2]。区内长9油层组分为红井子、罗庞塬和胡尖山3个区块, 作为姬塬油田最新、最有潜力的储量和产量接替区, 3个区块仍处于初期开发阶段, 油藏的基本地质特征研究较薄弱。为提高该油层组的油藏勘探开发效果, 有必要对研究区的油藏特征、成藏模式和控制因素进行深入研究[3-10]，以期对后续的油藏开发提供地质依据。
1 石油地质基本特征 1.1 地层和沉积特征红井子—罗庞塬地区长9油层组主要发育一套灰色细—粗粒砂岩与深灰色粉砂岩、泥岩互层组合, 局部夹薄层煤或煤线, 自下而上可划分为长92和长91二个岩性亚段(见图 1), 长92亚段较长91亚段砂体更发育, 粒度更大。碎屑中的长石含量普遍很高, 平均质量含量达42.42%, 岩性主要为岩屑长石砂岩, 次为长石岩屑砂岩和长石砂岩。杂基含量很低, 颗粒分选中等, 但磨圆较差, 以次圆状—次棱角状为主, 多呈点—线式接触的颗粒支撑和等厚环边胶结结构；剩余原生粒间孔保存良好, 为主要储渗空间, 次为粒间溶孔和少量铸模孔；局部发育微裂缝，其对孔隙度的贡献虽然很小, 但可有效地改善储层空隙结构和提高渗透率。
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图 1 黄97井长9油层组综合柱状图 Fig. 1 Comprehensive histogram of Chang 9 oil-bearing set of H-97 well |
沉积构造以发育与牵引流成因有关的槽状、板状、楔状交错层理、平行层理、沙纹层理和水平层理为主, 滑动变形、包卷层理和液化变形等沉积构造也较发育。常见的古生物化石主要为芦木、植物根迹化石和生物钻孔、扰动等遗迹化石，反映出河、湖过渡的三角洲沉积环境特征。
综合岩石学、沉积构造和古生物特征, 可确定长9油层组属于典型的浅水三角洲沉积体系, 可划分出三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相及包括水上和水下分流河道、分流间、河口坝和前三角洲泥在内的10个微相类型(见图 1)，其中以水上和水下分流河道为最有利储层发育的沉积微相。
1.2 储层特征研究区长9油层组砂体储层孔隙度为10%~16%(平均13.6%), 渗透率为(0.5~400)×10-3μm2(平均24.7×10-3μm2), 按国家标准(SY/T5601-2009)，其属于中孔-中渗型储层。需指出的是, 红井子、罗庞塬和胡尖山3个区块受胶结、溶蚀和破裂作用的影响，储层特征和质量有很大差别：红井子区块砂岩普遍具绿泥石环边包壳胶结作用, 剩余原生粒间孔保存较多, 同时浊沸石溶蚀较强, 次生孔隙和微裂缝都较发育, 因而储层质量最好; 胡尖山区块以发育伊/蒙混层环边胶结为主, 剩余原生粒间孔和微裂缝也都较发育而储层质量普遍较好, 但因含有较多伊/蒙混层黏土矿物, 储层水敏感性强而不利于注水开发; 罗庞塬区块绿泥石环边包壳最厚，但浊沸石溶蚀较弱, 剩余原生粒间孔和次生孔隙含量都较低, 微裂缝不发育, 因此储层质量相对于前2个区块要差得多。从总体上看, 研究区长9油层组储层质量由好到差依次为红井子、胡尖山、罗庞塬区块。勘探实践也证实红井子区块勘探效果最好, 而罗庞塬区块勘探效果稍差。
1.3 油气分布特征研究区长9油层组受圈闭类型多样、圈闭空间隐蔽、运聚规律复杂、富集区域局限等成藏条件的影响, 总体体现出油藏规模小、油水关系复杂的特征。红井子—罗庞塬地区长9油层组中的长91油层和长92油层均有不同程度的油气富集, 油气分布具有一定的特征。
1.3.1 垂向分布特征红井子—罗庞塬地区长9油层组单井油层厚度存在较大差异, 在1~12 m内均有分布, 但主要集中在2~8 m的厚度范围内, 平均厚度偏薄, 且主要为含油水层及油水层, 总体上具有厚度差异大、平均厚度偏薄的特点。测试成果及相关生产动态资料显示, 长91油层出油点及含油面积远大于长92油层, 但由于长91油层砂体连续性和侧向连通性都较差, 导致油藏规模偏小、隐蔽性较强, 且在垂向上呈现出串珠状叠置现象, 进而导致油水关系复杂。而砂体更发育的长92油层的储层质量虽然明显优于长91油层, 砂体连续性和物性也更好, 但由于缺乏圈闭及油源、输导、动力等成藏要素, 出油点和含油面积反而远低于长91油层(见图 2)。
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图 2 红井子—罗庞塬地区元153井—胡157井长9油藏剖面图 Fig. 2 Reservoir profile of Y-153 and H-157 of Chang 91 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
长9油层组油藏平面分布主要集中在红井子区块, 油藏呈具有较大分布范围的带状, 单井产量相对较高(见图 3)。而胡尖山和罗庞塬区块的油藏多呈小规模孤立状分散分布, 非均质性和隐蔽性强, 单井产量小。如与研究区内长6和长8油层组相比较, 长9油层组的油气富集丰度和含油饱和度(或充满度)整体都偏低(平均＜15%), 区块间的差异较大, 红井子相对较高(≥20%), 罗庞塬最低(≤12%), 胡尖山介于二者之间。
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图 3 红井子—罗庞塬地区长91油层顶面构造和油藏类型与平面分布图 Fig. 3 Distribution map of top structure and reservoir types of Chang 91 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
与长8油层组油藏类型相似[11], 研究区长9油层组油藏类型可划分出构造型、岩性-构造复合型、构造-岩性复合型和岩性型4种油藏圈闭类型, 主体以岩性-构造复合型和构造-岩性复合型圈闭油藏为主(见图 4)[12]。从平面上看, 3个区块的油藏类型也存在明显差异性(见图 3), 其中位于西北部的红井子区块以构造型和岩性-构造复合型圈闭油藏为主, 东北部的胡尖山区块以构造-岩性型和岩性型圈闭油藏为主，南部的罗庞塬区块以构造-岩性复合型圈闭油藏为主。
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图 4 安82—胡147井长9油层组油藏剖面图 Fig. 4 Reservoir profile of A-82 and H-147 of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
红井子—罗庞塬地区长9油层组油藏以原油平面分区、纵向分带展布为显著特点[7]。平面上，红井子、罗庞塬和胡尖山区块各自独立; 纵向上，长91与长92差异明显。针对该区长9油层组油气来源及贡献等问题, 采用从各层位暗色泥岩有机质抽提物的氯仿沥青内饱和烃质量色谱进行油源对比分析得分析图 5。从图 5中可看出如下几个特点:①区内长9油层组泥岩有机质与志丹地区长9油层组泥岩的有机质具有类似的地球化学特征, 均不同于长7油层组有机质的典型生物标志化合物特征; ②区内长9油层组原油化学特征与长8油层组原油相似, 均与长7烃源岩特征较为一致, 整体呈现长7生烃有机质油源贡献为主的油源关系; ③叠合长7烃源岩与长9油藏展布关系, 可发现研究区内的长9油藏绝大部分叠合分布在长7的有利烃源岩范围内[13], 且高产井大都位于红井子—小涧子—罗庞塬一带的长7生烃中心, 油源供给充足[13], 具备典型上生下储倒灌型成藏模式[14]。
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图 5 长9油层段油源对比综合分析图 Fig. 5 Comprehensive analysis chart of oilsource correlation of Chang 9 oil-bearing set |
通过测井模型识别砂泥岩的技术方法, 利用等效深度法反演红井子—罗庞塬地区长7—长9油层组泥岩因欠压实导致超压的强度(见图 6), 结果表明，长9泥岩现今的地层流体压力基本趋于常压, 并与长8相近, 明显有别于长7泥岩普遍发育的强超压。本研究先后采用一维和二维古压力模拟演化的方法, 对研究区多口深钻探井剖面进行了古压力恢复, 模拟结果显示，长9油层组古压力场经历了早期轻微波动下降、中后期缓慢升高的演化过程, 最大压力系数不超过1.2, 反映出该地层自沉积以来其流体压力基本上始终处于常压状态。由多口深钻井剖面的长7与长9压力差值计算(见图 7)进一步显示，此3个区块油气主要充注期的长7与长9压力差有很大差异性[15], 其中以红井子区块为最大, 局部超过20 MPa；罗庞塬地区次之, 大于14 MPa; 胡尖山地区压差最小, 在10 MPa左右。
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图 6 红井子—罗庞塬地区耿75井长7油层组欠压实特征图 Fig. 6 The under compaction characteristic graph of Chang 9 oil-bearing set of G-75 well in Hongjingzi and Luo Pangyuan area |
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图 7 红井子—罗庞塬地区长7段与长9段沉积期以来单井流体压力演化模拟图 Fig. 7 The single well fluid pressure evolution simulation of Chang 9 and Chang 7 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
红井子—罗庞塬地区延长组长9油层组主要发育构造裂缝和连通砂体两种输导体[15], 以构造裂缝型垂向输导体为主。孔隙连通砂体型输导体局部地区垂向上有一定的叠置性, 但受泥质隔层或相变的影响, 叠置规模不大, 而在侧向上连通性较差, 输导能力有限, 总体上呈现出裂隙-砂体组合型“L”样式的输导体系。根据研究区长9油层组主要含油区垂向上具有串珠状原油分布的特征, 认为对成藏更为有意义的是裂隙型输导体, 故对此类输导体的输导性能及其输导效应进行了探讨。
鄂尔多斯盆地上部附近由于构造作用的影响, 易产生X型构造裂缝[11, 16]。研究区受晚印支、燕山、喜山多期构造运动的影响, 主要发育NE和NW向两组构造裂缝；结合原油充注历史分析表明，燕山中晚期构造活动形成的NE，NW向裂缝应为原油主充注期的输导通道, 而喜山运动引起的活动裂缝可能为后期原油的调整通道[14-15]。通过岩心观察、镜下微观鉴定, 进一步发现研究区长9油层组发育的多组裂缝系统, 主要延伸方位为NW—SE向和NE—SW向, 裂缝面互相平行, 或成雁列式排列, 部分地区裂缝成对出现, 裂缝产状稳定，裂缝面平直光滑, 以开启缝为主, 偶见有沥青充填, 且以高角度(倾角>60°)和近水平构造裂缝为主(见图 8)。有意义的是, 现今长9油层组发现的出油点及含油气面积大多处于裂缝发育带的附近，这进一步证实了裂缝输导体是该地区油气主要的运移通道。
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A池53井长9层2 624~2 632 m；B黄47井长9层2 691~2 697 m 图 8 井筒裂缝成像测井特征图 Fig. 8 Photograph of Borehole image logging characteristics of Chang 9 oil-bearing set of C-53 and H-47 well |
选取长9油层组长91油层原油较富集的红井子地区、罗庞塬地区和胡尖山地区为剖析对象, 采用砂岩抽提物的含油包裹体颗粒指数、碳同位素、含氮化合物等3种示踪剂, 分别进行了平面上及垂向上油气充注方向及运移路径的研究。结果显示，流体示踪效果较好, 以多点型中心式向下倒灌运移充注为主, 侧向近距离运移为辅。平面上, 局部小区域呈现出一定的运移指向, 如从峰202井—盐45井、池238井—池229井、元152井—胡192井等均有侧向运移指向特征(见图 9), 但更多的是体现多个中心点垂向向下充注, 辅以短距离侧向运移为主要特征; 垂向上, 显示了存在良好的向下运移指向, 说明存在原油由上部向下部倒灌为主要的充注运移过程, 以胡157井GOI自上而下的垂向指示特征最为明显(见图 10), 此特征与长7供烃中心地层压力远高于长9油层组相吻合。同样, 小区域的碳同位素和含氮化合物也呈现了较好的垂向指示特征(见图 10)。故认为红井子—罗庞塬地区长9油层组充注期原油运移路径为短距离垂向汇聚型, 以多中心式垂向串珠状运聚成藏为主, 侧向运移为辅。
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图 9 红井子—罗庞塬地区长9油层组油气侧向运移平面图 Fig. 9 Map of oil lateral migration of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
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图 10 红井子—罗庞塬地区长9垂向运移方向示踪综合图 Fig. 10 Comprehensive map of vertical migration direction of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
根据含烃流体包裹体产状、相态、颜色、均一温度的观察与测试结果，分析研究区长9油层组原油充注的时间与期次。镜下透射光/荧光薄片观察具有成熟的亮黄褐色和高熟的很亮的蓝白色2种荧光(见图 11)，这显示长9油层组砂岩储层至少存在两期的原油充注过程。又据与烃类包裹体共生的同期盐水包裹体均一温度分布直方图中出现两个主峰值(分别在100℃和130℃附近)，将各期与烃类包裹体相伴生的同期盐水包裹体的均一温度“投影”到附有古地温演化的埋藏史中, 综合判断长9油层组油藏原油充注期次应为连续的两期, 相应的充注时间大致为早白垩世早期(135 Ma±)和早白垩世晚期(105 Ma±)的两期, 并且以长7油源晚期充注为主(见图 12)[15, 17]。
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图 11 红井子罗庞塬地区长9油层组有机流体包裹体荧光照片 Fig. 11 Photograph of organic fluid inclusion fluorescence of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
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图 12 红井子罗庞塬地区长9油层组油气充注期次综合图 Fig. 12 Oil filling stagessynthesis chart of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
红井子—罗庞塬地区为由长7段强超压优质烃源岩提供轻质原油的单一含油气系统, 即长7源岩—长9储集含油气系统。具体而言, 长7上源贡献、长9叠置砂体、构造开启裂缝混合输导、垂向压差动力驱动、岩性-构造圈闭聚集的成藏过程, 具备典型的“上生下储、高压驱动、裂缝与砂体输导、多点充注、近源倒灌”成藏模式(见图 13)。
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图 13 红井子—罗庞塬地区长9油层组成藏模式 Fig. 13 Accumulation model of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
基于研究区内长9油层组潜在烃源岩评价总体较差, 不能作为有效烃源岩, 故作为主力烃源岩的长7烃源岩排出的原油, 在砂体侧向连续性较差的情况下, 只能垂向、近源短距离向下运聚成藏, 形成红井子—罗庞塬地区长9油层组中多因素控制的“隐蔽油藏”, 主控因素可归纳为如下几点。
3.2.1 储层重叠发育对成藏的控制作用试油成果表明, 研究区内长9油层组出油点及含油区带基本与上覆长8油层组含油区重叠发育。对于储集条件更好的长8油层组而言, 源于长7段的原油将优先就近倒灌于长8油层组的储层内, 之后剩余的原油再继续倒灌进入长9油层组, 因而长9油层组的油藏分布更局限且隐蔽。显然, 由于长8油层组储层发育于长9油层组之上, 对原油充注起到了截留的作用，这是造成长9油层组成藏过程中油源不足的重要因素之一。
3.2.2 砂体结构和储层质量对成藏的控制作用由于3个区块的砂体结构、储层质量和裂缝发育程度不同, 导致油气富集程度不同, 其中红井子区块砂体连续叠置发育, 储层质量较好且裂缝也较发育, 因此原油充满度和油气富集程度相对较高; 罗庞塬区块主要属于砂、泥岩薄互层或砂体间隔发育的砂体结构类型, 储层质量相对较差，微裂缝不发育, 致使油气富集程度较低；胡尖山区块的砂体结构、储层质量和裂缝发育程度都介于前二者之间, 因此其原油充满度和油气富集程度也介于前二者之间, 但偏向于红井子区块。
3.2.3 长7烃源岩对成藏的控制作用长7烃源岩对长9油层组成藏的控制作用表现在2个方面：①长7烃源岩平面展布对成藏的控制。红井子区块位于长7烃源岩厚度最大的生油洼陷中心部位, 而胡尖山和罗庞塬二区块对应的长7烃源岩厚度较薄, 因而红井子区块具备更充沛的油源供给条件。②长9油层组与长7烃源岩之间的垂直距离对成藏的控制(见图 14)。如红井子区块距离长7烃源岩为80~90 m, 油气运移和充注相对较近; 胡尖山区块距离长7烃源岩为130~160 m, 油气运移充注较为困难; 罗庞塬区块距离长7烃源岩为80~120 m, 介于前二者之间，具有较好的油气运移充注条件, 其储层条件虽然很差, 但仍具备良好的成藏条件。从总体上看, 以红井子区块油气近距离运移充注的成藏条件最优越。
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图 14 红井子—罗庞塬地区长7烃源岩与长91油层首套砂岩垂直距离等值线图 Fig. 14 Contour map of Chang 7 source rocks and the first Chang 91 oil-bearing sandstone vertical distance from in Hongjingzi and Luopangyuan area |
以长91油层顶面构造为例, 研究区现今的顶面构造形态整体上呈现西低东高的简单单斜态势, 并在西北部发育有一个低幅鼻状构造(见图 3)。结合岩心观察和成像测井资料分析表明，红井子区块裂缝较为发育, 而胡尖山与罗庞塬二区块仅零星发育。叠合构造等值线图和出油点与含油区分析发现，目前主要的含油区为位于西北部的红井子区块, 该区块恰好处在鼻状构造及裂缝的发育区。此外, 北部、中部等部分出油点和含油区也都处于构造高部位。不难确定, 构造顶面及裂缝展布对研究区油气的输导通道、油藏类型、原油分布及成藏均有重要的控制作用。
3.3 有利成藏区块从油源、砂体、储集物性、圈闭、源储压差、输导通道、油藏厚度、充满度等几个方面, 对红井子、胡尖山、罗庞塬3区块长9油层组成藏条件的差异性进行对比(见表 1)可知:红井子区块源储压差强，裂缝发育，靠近烃源岩，砂体厚度大，储层物性好，原油充满度高，油层厚度大，岩性-构造型圈闭发育, 属于油气富集程度良好的地区; 胡尖山区块(包括相邻的郝滩—王盘山等区块)源储压差小，微裂缝较少，距离生烃灶相对较远，砂体结构和物性较好，具构造-岩性圈闭, 属于油气富集程度较好—中等地区; 罗庞塬区块源储压差中等，微裂缝少，紧邻烃源岩，砂体结构和物性都较差，具岩性型圈闭, 属于油气富集程度中等地区。从总体上看，此3个区块的油藏开发潜力各不相同, 如从经济效益上考虑, 应该以红井子区块为首选开发目标。
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表 1 红井子罗庞塬地区长9油层组成藏特征对比表 Tab. 1 Comparison table of the reservoir characteristics of Chang 9 oil-bearing set in Hongjingzi and Luopangyuan area |
1) 研究区长91油层出油点及含油面积远比长92油层富集, 且在垂向上呈现出一定的串珠状叠置现象, 侧向连通性较差；平面上各油藏主要呈现出孤立分散、小规模的分布形态, 非均质性强，隐蔽性强, 单井产量小，油气富集丰度不高。油藏类型主要有构造型、岩性-构造复合型、构造-岩性复合型和岩性型4种。
2) 根据试油/试采成果, 结合长9油层组地质要素与成藏条件的时空耦合匹配关系进行综合研究后认为，油源发育区、储层发育区、输导叠置区、动力发育区、长8充注剩余区、构造汇聚区的叠合部位是红井子—罗庞塬地区油气富集成藏的有利区带。油气成藏的主要模式为:长7段强超压优质烃源岩提供的轻质原油, 在较大的源储压差动力条件下, 在构造裂缝和叠置砂体的高效输导下, 在储层未致密化之前, 垂向串珠状近源运聚成藏。
3) 基于对红井子、胡尖山、罗庞塬3区块长9油层组成藏地质条件、成藏模式和油气富集规律的分析, 认为储层、油源、通道、压差和构造是控制红井子—罗庞塬地区长9油层组油藏的主要因素。
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