致密油儲層含油性主控因素及分布特征
——以鄂爾多斯盆地紅河油田36 井區長8 油層組為例

郭秀娟，王建寧，伍岳，鄒敏，王靜，何苗

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；2.中國石化國際石油勘探開發有限公司，北京 100029；3.中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海 200335）

0 引言

致密砂巖油藏是目前全球非常規油氣資源中重要的油藏類型，已成為未來石油開發的重要接替領域。據中石油（2016 年）數據，我國致密油總資源量超過151×108t，主要分布在鄂爾多斯盆地、松遼盆地、四川盆地和準噶爾盆地等，其中鄂爾多斯盆地延長組占總資源量的43.4%［1］。目前國內學者多認為，控制鄂爾多斯盆地延長組致密油富集的關鍵因素為沉積微相、 儲層物性、烴源巖和源-儲壓差等［2-5］。他們指出，國內陸相致密油藏具有儲層巖性控制物性、 物性決定含油性的總體規律［6］，儲層物性越好，則含油性越好，對產能貢獻越大；含油飽和度常隨孔隙度的增大呈線性增加，隨滲透率的增大呈指數增加［7-8］。因而，以此作為致密油有利區與目標優選的重要依據［6-8］。該認識在鄂爾多斯盆地北部適用性較好，但在盆地西南緣，斷裂更發育，地質條件不同，其實并不適用。

紅河油田勘探開發實踐表明：在烴源巖變化不大的小范圍內，長8 油層組致密砂巖儲層含油非均質性極強。表現為：有些儲層段，物性很好，但不含油或含油性差；有些儲層段，物性差，反而含油性較好，且斷裂對油氣富集有一定的控制作用。受含油非均質性極強的影響，水平井產能差異極大。因此，厘清含油性差異主控因素，并找準高含油飽和度的儲層“甜點”區，是鄂爾多斯盆地南部長8 油層組高效勘探開發的關鍵。本文基于鉆、測、錄井及巖心測試、生產動態等資料，開展了紅河油田紅河36 井區長8 油層組含油性分析，探討了含油性差異主控因素，預測了含油飽和度分布，以期為優化井位部署及調整提供科學依據。

1 區域地質特征

紅河油田毗鄰西峰億噸級大油田，位于鄂爾多斯盆地天環向斜南部，東鄰伊陜斜坡，南鄰渭北隆起［9］。紅河36 井區位于紅河油田川口條帶南部，內部被若干條北西及近東西走向的大、小斷裂分割，總體呈“東高西低、東西分區、南北分塊”的構造格局，在工區東部發育多個低幅度鼻狀構造［10］（見圖1a）。

紅河36 井區主力開發油層為上三疊統延長組的長8 油層組，上覆長7 油層組為主力生油層兼蓋層，二者構成了鄂爾多斯盆地典型的“上生下儲”式生儲蓋組合（見圖1b）。長8 油層組細分為2 個亞油層組，即長81和長82。長82亞油層組儲層不發育，長81亞油層組自上而下分為3 個小層，即長811、長812和長813。其中，長811小層為一套厚5～8 m 的湖相暗色泥巖沉積；長812小層為一套辮狀河三角洲前緣水下分流河道沉積，主要由細砂巖和粉砂巖組成，為主力生產層；長813小層為一套以暗色泥巖夾薄層細砂巖為主的辮狀河三角洲前緣沉積，其中不發育有利的水下分流河道沉積。長812小層砂巖物性較差，孔隙度平均值為8.2%，滲透率平均值為0.21×10-3μm2，屬于典型的致密砂巖儲層［10-13］。

2 研究數據與方法

本次工作主要基于紅河36 井區7 口取心井和71口水平井的資料。其中，長8 油層組取心總長度為156 m。巖心含油性記錄完整，現象清晰，取樣頻率平均為2個/m。樣品實驗情況見表1。分析所用的71 口水平井的錄井、氣測及生產動態數據由中國石化華北油氣分公司提供，水平段各項資料齊全、準確；含油飽和度解釋數據由中國石化石油勘探開發研究院提供。綜合以上資料和大量的實驗及測井解釋數據，主要從基質儲層、裂縫、構造、保存條件等4 個要素著手，采用單井精細解釋、數據線性回歸等方法，開展儲層含油性主控因素分析。

表1 巖心樣品室內實驗情況Table 1 Laboratory experiments of core samples

3 含油性主控因素

烴源巖是儲集體含油的基本物質基礎。長7 油層組作為鄂爾多斯盆地中生界主力烴源巖層，為下伏長8油層組“上生下儲”近源成藏提供了物質條件。但研究區位于盆地邊緣，受近物源影響，可作為烴源巖的泥頁巖內發育了多套粉砂質條帶夾層，優質烴源巖累計厚度僅有10～15 m，總有機碳質量分數（TOC）在5%～9%，烴源巖整體呈“厚度薄、質量差、生油量不足”的特點；加上長8 油層組油氣充注壓力僅為4～8 MPa，使得儲集體油氣充注強度整體較低［14-15］。受此影響，長8 油層組呈現“大面積含油、局部富集”的油氣分布特點。

3.1 多尺度斷裂是導致含油性差異的關鍵因素

受印支、燕山期構造活動的改造作用，研究區發育多尺度的北西及近東西走向的斷裂構造，并伴（派）生多尺度的裂縫［16］。從斷裂的規模、性質及力學層邊界考慮，主要發育3 類斷裂及其伴（派）生裂縫帶：1）大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。由三級及以上斷層（斷距大于20 m）及其伴（派）生裂縫帶組成；斷層平面延伸千米級，縱向可貫穿第四系，控制了研究區的構造格局；裂縫帶在地震剖面上反映為雜亂空白反射、 弱振幅條帶，鉆井中顯示為井漏、溢流、垮塌、氣測異常。2）中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。斷層斷距介于5～20 m，平面延伸百米級； 裂縫帶的地震響應和鉆井響應特征與大尺度斷裂伴（派）生裂縫帶相似，只是響應規模略小。3）小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶。斷層斷距較小，平面延伸米級至十米級；裂縫帶地震響應不明顯，氣測有異常，但無明顯井漏，在水平井段可測井識別。3類斷裂及其伴（派）生裂縫帶對油氣富集產生的影響不同，裂縫帶含油性差別較大。

3.1.1 大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，大尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶局部油氣保存條件不利，含油性較差。

研究區1 號、2 號和3 號斷層為控制構造格局的大尺度斷裂（見圖1a），規模較大（斷距大于20 m，延伸長度大于2.5 km），貫穿第四系。本次將水平段穿過斷裂的水平井定義為斷裂影響井，研究區71 口水平井中，有28 口為斷裂影響井。同一條斷裂被多口井鉆穿時，取各井產能的平均值作為該斷裂影響的水平井的產能值。統計結果表明，大尺度斷裂影響的水平井含水率普遍大于50%（見圖2）。水平井含水率主要受儲集體含油性影響，因此認為，大尺度斷裂附近儲層含油性較差。另一方面，單井分析也表明，水平井離大尺度斷裂較近的儲層段含油性較差。以HH36P118 井為例，該井儲層段發育有利的砂體類型即水下分流河道砂體，且位于河道中部，處在2 號斷層伴（派）生的裂縫帶。在該井水平段A 靶點處，鉆遇2 號斷層（見圖1a），氣測卻無油氣顯示，測井解釋含油飽和度小于30%。遠離該斷層，氣測顯示逐漸變好，含油飽和度從30%逐漸上升到60%。分析認為：大尺度斷裂在成藏初期是油氣運移的優勢通道，在周圍基質儲層中發生了油氣富集，但后期由于斷裂活動持續時間較長，斷層局部段的斷距超過了上覆蓋層（張家灘頁巖）的厚度，保存條件不利，使得附近區域油氣散失，含油性變差。

圖2 研究區水平井初期含水率與斷層規模的關系Fig.2 Relationship between initial water cut of horizontal wells and scale of faults in the study area

3.1.2 中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，中尺度斷裂為油氣運移的優勢通道，其伴（派）生的裂縫帶為主要的油氣富集帶（區）。

中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶在水平井中表現為密集發育的裂縫段。根據水平井單井分析，裂縫段的含油性明顯好于基質段。以HH36P11 井為例，該井鉆遇2 條中尺度斷裂，即位于2 790 m 處的4 號斷層和3 557 m 處的5 號斷層（見圖1、圖3）；儲層段為主河道沉積，物性差別較小。一般來說，斷層的規模與其伴（派）生裂縫帶的寬度呈冪指數關系［17-18］，結合裂縫測井解釋結果，可以判斷水平井中裂縫帶分布的大致范圍。該井鉆遇的4 號斷層斷距約為7 m，5 號斷層斷距約為15 m。由圖3 可以看出：4 號斷層伴（派）生的裂縫帶位于水平段2 763～2 806 m，氣測全烴值大于30%，錄井油氣顯示以油斑為主，含油飽和度達58%，含油性較好；5 號斷層附近發育3 個裂縫帶，分別位于水平段3 242～3 257，3 307～3 335，3 780～3 860 m，氣測全烴值較高，錄井油氣顯示以油斑為主，測井解釋含油飽和度為50%以上；在裂縫帶以外的基質段，氣測全烴值相對較低，錄井油氣顯示以熒光為主，平均含油飽和度約為40%，含油性明顯比裂縫段差。據統計，紅河36井區71 口水平井共發育121 個裂縫段，平均含油飽和度為55%，基質段平均含油飽和度為38%?？梢?，水平井鉆遇裂縫帶的水平段即裂縫段的含油性明顯好于基質段的含油性，裂縫帶是油氣富集的有利場所。

圖3 HH36P11 水平井裂縫帶與含油性剖面Fig.3 Profile of fracture zones and oil-bearing in horizontal Well HH36P11

一般認為，在斷裂發育的部位，其伴（派）生的裂縫帶是上覆烴源巖生成的油氣向下運移的良好輸導體，為油氣運移的優勢通道。研究區在油氣充注強度整體較低的情況下，油氣在沿優勢通道運移的過程中，優先充注于裂縫帶內及相鄰的基質儲層中，形成裂縫帶型油氣富集帶（區）；在遠離斷裂及其伴（派）生裂縫帶的基質儲層中，油氣充注量很少。這就較好地解釋了為什么水平井裂縫段含油性明顯好于基質段。

3.1.3 小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶

總體上，小尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶可以改善儲層物性，但對油氣富集影響程度有限。

研究區受北西及近東西走向大、 中尺度斷裂的影響，發育若干近似走向的小尺度斷裂，主要分布在HH36 井區北部（見圖1a）。該類斷裂的斷距一般小于5 m，主要發育在目的層內，地震響應不明顯，主要依靠測井識別，在水平井中表現為零散分布的多個裂縫段，單個裂縫段的長度通常小于5 m。受裂縫影響，儲層物性明顯改善。據統計，該井區內9 口水平井裂縫段的平均孔隙度為12%，平均滲透率為0.5×10-3μm2；基質段平均孔隙度為9%，平均滲透率為0.2×10-3μm2。該類斷裂由于規模有限，難以溝通上覆烴源巖層，無法成為油氣運移的優勢通道，因而對油氣富集的影響程度有限。統計結果表明： 水平井相應的儲層段氣測全烴值小于10%，錄井油氣顯示以油跡為主，平均含油飽和度為42%，平均初期含水率為55%，儲層含油性一般。

不同尺度的斷裂在水平井中表現為不同的裂縫發育程度。為定量表征裂縫發育程度，本次優選了5 條裂縫敏感測井曲線，即AC，DEN，CNL，ILD，LL8，依照不同的權系數，構建裂縫綜合指數（FIP）曲線，以放大裂縫的測井響應信號。應用表明，新構建曲線的裂縫解釋結果與巖心、成像測井的符合率達76%。

考慮水平井FIP 曲線響應特征、 裂縫段長度（xi），通過式（1）和式（2）計算求得單井裂縫發育強度指數FFI，定量評價水平井單井裂縫發育強度（見圖3、圖4。圖4 中L1，L2，L3分別為水平段鉆遇砂巖、泥巖、砂巖段的長度）。

圖4 水平井裂縫發育強度定量評價示意Fig.4 Quantitative evaluation of fracture development strength in horizontal wells

式中：Si為水平井第i 個裂縫段的裂縫發育強度指數；xi為水平井第i 個裂縫段的長度，m；FIP（x）為裂縫綜合指數函數；n 為水平井裂縫段總個數。

將FFI 與水平井產能（以累計產油量為評價指標）作相關性分析（見圖5），結果表明：大尺度斷裂裂縫發育強度指數大于0.45 時，水平井累計產油量小于1 000 t；中、 小尺度斷裂的裂縫發育強度與水平井產能相關性較好，裂縫發育強度越大，水平井產能越高，裂縫發育強度指數大于0.45 時，水平井累計產油量達4 000 t 以上。

圖5 水平井累計產油量與FFI 的相關性Fig.5 Correlation between cumulative oil production and FFI of horizontal wells

3.2 儲層物性是控制含油性的重要因素

研究區長8 油層組儲集體主要為辮狀河三角洲分流河道砂體，河道遷移快且以復合河道為主，受沉積作用和后期成巖作用控制，同一河道內，儲層物性空間非均質性極強。在斷裂伴（派）生的裂縫帶內，由于油氣充注程度較高，儲層物性差異對含油性的影響不大。在遠離裂縫帶的基質區，油氣主要通過源-儲接觸面排出，優先充注于物性相對較好的砂體即優質儲層中，并在源-儲壓差的（多次）驅動下，發生相對的側向和垂向運移并聚集，當優質儲層疊置連片時，形成次油氣富集區。

根據巖心觀察，研究區長8 油層組巖心含油級別整體較低，以油浸—油斑為主；滴水試驗時發生緩滲，含油飽和度較低且含油非均質性較強。對區內7 口取心井巖心樣品（不含裂縫）經實驗分析得到的滲透率和孔隙度作交會分析（見圖6），可以看出：二者相關性較好，孔隙度大于13%、滲透率大于0.4×10-3μm2的樣品以油浸及以上為主，油斑以下含油級別的樣品物性相對較差。結合水平井試油資料，確定含油儲層的物性下限：孔隙度為7%，滲透率為0.1×10-3μm2（見圖6）。

圖6 研究區長8 油層組巖心滲透率-孔隙度交會Fig.6 Core permeability-porosity crossplot of Chang 8 oil layers in the study area

此外，分析以基質段為主的水平井可見，物性好的儲層段比物性差的儲層段含油性略好。以HH36P98井為例：在2 529～2 578 m 井段，儲層物性較好，孔隙度達13.0%，氣測全烴值為6%，油氣顯示為油斑，含油飽和度為46%，含油性較好； 在2 633～2 704 m 井段，孔隙度為11.7%，氣測全烴值為6%，油氣顯示為油跡，含油飽和度為43%，含油性較2 529～2 578 m 井段略差；在2 578～2 633 m 井段，孔隙度為7.0%，氣測全烴值為4%，油氣顯示為熒光，含油飽和度為25%，含油性較差（見圖7）。由此可見，在基質區，儲層物性影響了儲層的含油性，物性越好，含油性就越好，且在儲層物性較好的局部區域，可形成次油氣富集區。

圖7 HH36P98 水平井長8 油層組含油性剖面Fig.7 Oil-bearing profile of Chang 8 oil layers in horizontal Well HH36P98

3.3 含油性差異成因模式

綜上所述, 建立了研究區長8 油層組致密油藏含油性差異成因模式（見圖8，據文獻［10］修改）。研究區內儲層含油性主要受（中尺度）斷裂和儲層物性2 個因素控制。

圖8 研究區長8 油層組含油性差異成因模式Fig.8 Genetic model of oil-bearing property difference in Chang 8 oil layers in the study area

在油氣充注壓差較有限的情況下，斷裂作為油氣運移的優勢通道，在其伴（派）生的裂縫帶內及其相鄰的基質儲層中，油氣優先充注，油氣的富集成藏以斷-縫輸導成藏模式為主。對于較大尺度的斷裂，可能存在后期保存條件不利、油氣出現不同程度散失的情況，而在保存條件較好的中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶內，可形成高含油飽和度區。該區含油飽和度一般大于50%，在構造高部位可能達60%以上。

在裂縫帶以外的基質區，裂縫往往不發育，儲層含油性主要受基質儲層物性影響，在源-儲壓差的作用下，油氣優先在優質儲層段充注成藏。因此，基質區油氣的富集成藏以源-儲接觸成藏模式為主［19］。該區優質儲層含油飽和度略低于裂縫帶，介于40%～50%［11］。

4 含油飽和度平面分布

基于巖心實驗、 測井解釋和含油性差異成因模式，采用“井點實驗及測井數據控制、井間含油性差異模式約束”的方法，刻畫了研究區長812小層含油飽和度平面分布（見圖9，據文獻［10］修改）?？梢?，研究區致密油儲層高含油飽和度區并非連片分布，而是裂縫帶內沿斷裂走向呈條帶狀、裂縫帶以外沿優質儲層呈片狀分布。

以HH36P111 井組為例，該井組有4 口水平井，自西向東依次為HH36P110，HH36P113，HH36P112，HH36P111，鉆遇的高含油飽和度條帶寬度呈依次增加趨勢（見圖9），鉆揭含油飽和度大于50%的儲層水平段長度分別為150，190，250，387 m，90 d 平均日產油量分別為0.7，5.2，10.4，12.8 t，初期含水率分別為90.9%，81.2%，63.2%，44.3%?？梢?，水平井鉆遇的高含油飽和度條帶越多、越寬，鉆揭的高含油飽和度儲層水平段越長，產能越好。

由圖9 還可知，在“雁列式中尺度斷裂+優質儲層”部位，含油飽和度較高，因而是今后開發的有利目標區。但高含油飽和度區呈條帶狀分布，使得鉆井水平段軌跡始終在此條帶內穿行難以順利實現。正是此原因，紅河油田水平井水平段長度平均為874 m，但鉆遇油層段長度平均僅為93.8 m，油層鉆遇率僅為10.7%?？梢?，對于紅河油田這類盆緣致密油區而言，因為其烴源巖厚度薄、質量差，油氣充注強度整體較低，而且受裂縫、基質儲層非均質性強的影響，儲層含油性差異大，所以長水平井密切割技術并不太適用。因此建議：以含油性分布預測為指導，針對條帶狀分布的裂縫帶型油氣富集帶（區），采用短水平井或定向井優先開發動用；針對基質區優質儲層疊置連片發育、 含油飽和度介于40%～50%的次油氣富集區，采取差異化開發對策。

5 結論

1）多尺度斷裂是導致含油性差異的關鍵因素，其中，大、中尺度斷裂可作為油氣運移的優勢通道；不同尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶含油性差異大，其中，中尺度斷裂及其伴（派）生裂縫帶既是良好的源-儲輸導體系，也能改善儲層物性，油氣可優先充注于其中及其相鄰的基質儲層中，形成裂縫帶型油氣富集帶（區），并成為主要的油氣富集帶（區）。

2）儲層物性空間非均質性極強，是控制含油性的重要因素，對裂縫帶以外的基質區影響尤為明顯，其中優質儲層疊置連片發育的區域，油氣可優先充注成藏，成為次油氣富集區。

3）研究區存在斷-縫輸導成藏和源-儲接觸成藏2種油氣成藏模式，由此建立了長8 油層組致密油藏含油性差異成因模式，明確了高含油飽和度區呈“裂縫帶內沿斷裂走向條帶狀分布、 裂縫帶以外沿優質儲層片狀分布”的特征，“雁列式中尺度斷裂+優質儲層”部位為有利的開發目標區，并提出了開發建議。