鄂爾多斯盆地鎮原油田長8油藏油水分布規律研究

胡友清,侯長冰李建中,劉小強(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鄂爾多斯盆地鎮原油田長8油藏油水分布規律研究

胡友清,侯長冰李建中,劉小強(中石油長慶油田分公司超低滲透油藏第四項目部,甘肅慶陽 745000)

鎮原油田長8油藏油層厚度大,連續性好,儲量規模相對落實,資源潛力大,是目前鎮原油田開發的主力層系之一。隨著長8油藏的規模開發,產建區塊西進,儲層物性變差,油水關系日趨復雜,開發難度增大。通過對鎮原油田長8油藏油水分布規律和油水分布主控因素進行研究,提出長8油藏的油水分布模式。整體上鎮原地區長8油層組富水的規律為:總體西部富水、東部貧水,底部富水、上部貧水;砂體邊部富水,疊置厚層部位貧水;中、西部缺乏烴源巖區及源儲距離大的區域富水;上部砂體油氣補給弱,下部砂體一般富水;砂體物性差的區域相對富水。

油水分布規律;油氣運移;長8油藏;鎮原油田

1 油藏分布特征

鎮原油田位于鄂爾多斯盆地西南部,是多油層復合的含油富集區,從多年勘探開發情況來看,鎮原油田長8油藏油層厚度大,連續性好,儲量規模相對落實,資源潛力大,是目前鎮原油田開發的主力層系之一。但由于受到油藏富集空間貧富的差異性、油水性質的復雜性和油藏類型的多樣性等勘探現狀的影響,嚴重制約了油藏評價及開發前期工作的深入拓展。已有的勘探開發資料表明,鎮原地區長8油層組長81油層和長82油層均有不同程度的油氣富集度,油藏空間分布具有明顯規律[1]。

1.1 單井油層分布特征

統計結果顯示,鎮原地區長8油層組內單井油層厚度存在較大差異,在1～20m范圍內均有分布,但主要集中在1～10m范圍內,平均厚度偏薄,主要為油層、含油水層及油水層,總體上具有厚度差異大、平均厚度偏薄的特點(見圖1)。

圖1 鎮原地區長8油層組及長81和長82油層單井油層厚度對比圖

1.2 垂向油層分布特征

統計研究區長8油層組測試成果及其相關生產動態資料顯示,長81油層出油點及含油面積遠比長82油層富集,且在垂向上呈現出一定的串珠狀疊置現象;側向連通性較差,并且出油點主要集中在長81油層中上段,呈現出垂向不連續疊置,側向不連通的特征。長82油層具有相對連續、厚度大的沉積砂體,但出油點遠遠少于長81油層。

1.3 平面油層分布特征

鎮原地區長8油層組勘探成果顯示,平面上油層主要集中在研究區的東部,即桐川-太白梁-孟壩及曲子、太平地區(見圖2)。但各油藏主要呈現出孤立分散、小規模的分布形態,非均質性強、隱蔽性強,單井產量低、油氣富集豐度不高。鎮原地區長8油層組油層厚度整體較低(基本處于2～10m),局部地區有差異,桐川、太白梁、孟壩等地區相對較高[2]。

圖2 鎮原地區長81油層平面分布圖

圖3 長7油層組與長8油層組沉積期以來單井壓力演化圖

2 油水分布主控因素

鎮原長8油藏為典型的巖性油藏,油氣的充注程度是決定平面及縱向上油藏含油差異性的決定性因素,總體上長8油層組油源來源于上覆長7油層組主力烴源巖層,具有“上生下儲、高壓驅動、裂縫與砂體輸導、多點充注、近源成藏”的成藏模式, 長7油層組烴源巖排烴向下運聚到長8油層組過程中的3個主要因素決定了儲層中的油水分布。

1)排烴動力必須能克服浮力與進入長8油層組砂體的毛細管壓力之和,因此生烴動力、源儲距離和砂體物性是決定長7油層組油氣進入長8油層組砂體動力體系的因素。通過5口鉆井的測井模型識別砂泥巖方法,利用等效深度法分析了鎮原地區長7油層組～長8油層組泥巖經歷的欠壓實程度(即欠壓實導致超壓的強度),結果表明,與長7油層組泥巖普遍發育強超壓有別,長8油層組泥巖地層現今的流體壓力基本趨于常壓。恢復古壓力的方法很多,以現今鉆探的實測地層壓力為約束條件和起始點,采用一維古壓力模擬演化的方法對研究區多口深鉆探井和多條剖面進行了古壓力恢復研究,分別再現了鎮原地區長8、長7油層組地層沉積期以來該地層流體壓力場的演化歷史。模擬結果顯示,長7油層組地層古壓力場經歷了早期輕微波動-中期迅速升高-后期降低的演化過程,其中壓力高峰值出現在120～100Ma,最大壓力系數達1.6以上;而長8油層組古壓力場經歷了早期輕微波動-中期緩慢升高-后期緩慢降低的演化過程,最大壓力系數不超過1.3,反映該地層自沉積以來其流體壓力基本處于常壓狀態(見圖3)。經過多口深鉆井及多條剖面對長7油層組與長8油層組壓力差值(120Ma油氣充注的關鍵時期)的計算,結果表明,鎮原東部地區油氣主要充注期長7油層組與長8油層組的壓力差最大,局部超過8MPa;中部地區次之,存在一定的壓力差(2～6MPa);西部地區基本不存在壓力差。

2)研究區長7油層組的優質烴源巖的演化程度差異不大,但分布存在東好西差的總體趨勢,且分布存在一定的非均質性。結合鎮原地區長8油層組沉積相展布及古鹽度平面分布特征,通過有機質豐度、有機質類型和有機質成熟度的評價對比研究,圈定了研究區潛在烴源巖的發育空間。如圖4所示,長7油層組烴源巖發育規模較大,整個研究區基本均有分布,且發育厚度亦較大;而長8油層組潛在烴源巖發育較為局限,主要集中于鎮原-太平和桐川-太白梁一帶,發育厚度在40m左右[3]。2套潛在烴源巖對比結果顯示,長7油層組為主要烴源巖,其分布范圍廣、厚度大,有機質豐度高(TOC＞10%)、有機質類型好(Ⅰ～ⅡA型)、處于成熟階段;而長8油層組為次要烴源巖,其僅局限發育,有機質豐度一般(總體TOC＜1.5%),有機質類型較差(ⅡA～Ⅲ型)。整體上表現出東部區域烴源巖分布更廣、有機質成熟度更高,并且表現出局部混源性特征,這也決定了東部區域油氣充注程度較西部更有利(見圖5)。

3)研究區成藏組合為上生下儲結構,烴源巖的油氣靠與緊鄰的砂體或者通過斷裂系統與下伏砂體溝通進入砂體,垂向運移為主、側向運移為輔的運聚方式形成了平面及縱向含油性的差異。根據鎮原地區長8油層組主要含油區垂向上具有多點式充注的特征,認為對研究區更有意義的是裂隙型輸導體。筆者選取長8油層組原油較富集的長81油層為剖析對象,采用砂巖抽提物含氮化合物示蹤劑(地質色層效應原理),分別進行了平面上及垂向上油氣充注方向及運移路徑的研究。示蹤結果表明:整體而言,流體示蹤效果較好,研究區以垂向運移為主(多點型中心式向下充注為主),側向近距離運移為輔。具體而言,首先應用儲集砂巖抽提物含氮化合物中屏蔽型異構體與裸露型異構體比值(1-8二甲基苯并咔唑/2-5二甲基苯并咔唑)、含氮化合物總量等指標參數對研究區油氣運移方向平面上的特征進行了研究。平面上的局部小區域呈現出一定的運移指向,如從鎮255井-鎮38井-鎮376井有著一定的側向運移指向特征,但更多的體現出多個中心點垂向充注,輔以短距離的側向運移為特征;其次通過含氮化合物運移示蹤劑在單井或局部小區域的多套油層中進行了垂向運移特征的研究。結果顯示出垂向上存在良好的運移指向,說明研究區原油存在由上部向下部充注運移的過程,這也是研究區主要的運移特征(見圖6)。

圖4 長8油層組烴源巖厚度分布圖

圖5 鎮原地區長8油藏成藏模式圖

圖6 鎮原地區長81油層油氣運移方向示蹤圖

3 油水分布模式

長7油層組強超壓優質烴源巖(輔以少量長8油層組烴源貢獻)為長8油層組成藏提供的輕質原油,在較大的源儲壓差動力條件下,在構造裂縫和疊置砂體的高效輸導下,在儲層未致密化之前,近源垂向運移、輔以側向聚集成藏,在砂體側向連續性較差的情況下,只能近源、垂向、短距離向下運聚成藏[4],從長7油層組烴源巖平面展布特征及長7油層組與長8油層組間距離而言,鎮原東部地區孟壩-太白梁-桐川一帶長7油層組烴源巖主要位于長73油層,厚度大,距離長8油層組首套砂巖5～50m,主要為20m左右的距離,油氣運移充注相對較近;而研究區西部地區烴源巖厚度相對較薄,距離長8油層組儲集砂巖距離達30～60m,油氣運移充注較為困難。所以,研究區東部的成藏條件較西部地區優越(見表1)。

表1 鎮原地區東部、中部及西部長8油層組成藏差異性對比表

同時東高西低的地勢決定了油氣聚集的低勢區為東部,因此自西向東油氣充注程度增強,反過來自東向西油層富水程度增高。長8油藏縱向上,上部砂體具有優先補給油氣的優勢,因此長砂體油氣富集程度最高,其次為長821砂體和長831砂體。生產上的含水層主要為中西部和下部砂體油氣充注不夠造成,一種是物性變差導致油氣充注豐度偏低,另外一種是處在連續砂體的西段,油氣注入后通過砂體的疊置向東部進一步運移形成(見圖7)。

圖7 鎮原油田長8油藏油層、油水層分布模式圖

整體上鎮原地區長8油藏富水的規律為:總體西部富水、東部貧水,底部富水、上部貧水;砂體邊部富水,疊置厚層部位貧水;中、西部缺乏烴源巖區及源儲距離大的區域富水;上部砂體油氣補給弱,下部砂體一般富水;砂體物性差的區域相對富水。

[1]黃思靜.鄂爾多斯盆地中南部延長組主要油層組有利儲集體特征及展布研究[D].成都:成都理工大學,2001.

[2]李克勤.陜甘寧地區上三疊統隱蔽低滲油藏的找油方向[J].石油學報,1986,7(1):31-38.

[3]孫國凡,謝秋元,劉景平,等.鄂爾多斯盆地的演化疊加與含油氣性[J].石油與天然氣地質,1986,7(4):356-366.

[4]王昌勇,鄭榮才,李忠權,等.鄂爾多斯盆地姬塬油田長8油層組巖性油藏特征[J].地質科技情報,2010,29(3):69-74.

[編輯] 辛長靜

TE122.3

A

1673-1409(2014)32-0012-04

2014-07-15

胡友清(1972-),男,工程師,現主要從事低滲透油藏開發方面的研究工作。