富縣油田姜家川地區(qū)長8油層組 巖性油藏勘探

馬芳俠，李曉路，張 慶，陳義國，段昕婷

(陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司，陜西 西安 710075)

0 引 言

鄂爾多斯盆地是中國重要的油氣生產(chǎn)基地，已投入勘探開發(fā)的4套含油氣系統(tǒng)均為地層-巖性油氣藏[1]。其中，在上三疊統(tǒng)延長組含氣系統(tǒng)中已發(fā)現(xiàn)特低滲、超低滲、致密等多種類型的巖性油藏，并取得較好的勘探效果及理論成果[2-4]。隨著近年來勘探的不斷深入，石油勘探工作者逐漸將工作重心轉(zhuǎn)移到延長組下部層系，緊鄰長7烴源巖的長8油層組成為勘探的重要層系，并在盆地的西南部、西北部、東北部已陸續(xù)發(fā)現(xiàn)多個長8油層組的油田[5-8]。

富縣油田姜家川地區(qū)位于鄂爾多斯盆地的東南部。研究區(qū)長8油層組為灰綠色細(xì)砂巖、灰黑色泥巖互層，非均質(zhì)性強，儲層的物性普遍較差，導(dǎo)致該地區(qū)巖性油藏勘探程度較低且難度較大。早期勘探及研究表明，粒度細(xì)、成熟度低、大孔細(xì)喉型孔隙結(jié)構(gòu)是導(dǎo)致長8儲層物性差的主要因素[9-10]；同時認(rèn)為，長8油藏的分布主要受烴源巖、沉積微相、低幅構(gòu)造、優(yōu)勢儲層等因素控制[11-13]。前人研究對象大多是東南部地區(qū)勘探較為成熟的區(qū)塊，而姜家川地區(qū)勘探程度低，對油氣的分布及主控因素仍缺乏系統(tǒng)認(rèn)識，很大程度制約了該區(qū)巖性油藏的勘探進程。此次研究根據(jù)近年來鉆井及測井資料，在深入分析長8油層組沉積特征、儲層特征、油藏特征的基礎(chǔ)上，探討該地區(qū)巖性油藏的主控因素及油氣成藏模式，明確研究區(qū)巖性油藏的勘探前景，以期對該區(qū)下一步的勘探工作提供依據(jù)。

1 基本地質(zhì)特征

姜家川地區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡的南部富縣范圍內(nèi)，晚三疊世延長組時期，研究區(qū)位于湖盆沉積中心的東南部，發(fā)育多套生、儲、蓋組合，三疊系延長組為已發(fā)現(xiàn)的主力含油層系，包括長2、長6、長7、長8多個油層組。其中，長8油層組是該區(qū)域近年來勘探的重要目的層，最新的油氣資源評價結(jié)果顯示，長8油層組的控制儲量約占南部探區(qū)延長組的46%，且目前勘探程度較低，是該地區(qū)未來增儲上產(chǎn)的主力層系。

1.1 沉積特征

鄂爾多斯盆地在晚三疊世延長組長8沉積時期，湖盆水體較淺，湖底地形平緩，以淺水湖泊三角洲為主要沉積類型[14-15]，研究區(qū)位于濱淺湖區(qū)，物源主要來自盆地東北部的物源區(qū)，形成進積型三角洲[11，16]。通過對區(qū)域內(nèi)的巖心進行觀察，同時結(jié)合前人的研究成果，認(rèn)為研究區(qū)長8油層組主要發(fā)育三角洲前緣亞相，微相類型主要為水下分流河道、分流間灣、水下天然堤。

長82時期，由于長9段后期的湖盆擴張結(jié)束，三角洲進積速度較快，研究區(qū)發(fā)育三角洲前緣沉積，自北東向南西方向展布(圖1)。該時期三角洲前緣水下分流河道較為發(fā)育，分布范圍廣，巖性以灰綠色細(xì)砂巖為主，砂體累計厚度普遍大于20 m，最大厚度可達(dá)30 m；其邊部發(fā)育水下天然堤，巖性偏細(xì)，多為粉砂巖，砂體厚度偏薄；水下分流間灣微相發(fā)育較為局限，泥質(zhì)沉積為主，巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖。

長81時期，湖盆重新開始擴張，水體上升，三角洲發(fā)生退積。研究區(qū)三角洲沉積范圍比長82時期小，但整體具有一定的繼承性，三角洲展布方向大致相同(圖2)，水下分流河道微相的發(fā)育范圍變小，砂體厚度小；水下分流間灣分布范圍增加，整體沉積了一套砂泥巖互層的巖性組合。

圖1 姜家川地區(qū)長82沉積相

圖2 姜家川地區(qū)長81沉積相

1.2 儲集層特征

研究區(qū)長8儲層巖性主要為細(xì)粒長石砂巖，碎屑顆粒直徑為0.03～0.12 mm，分選中等，磨圓為次棱角—次圓狀。砂巖礦物成分中長石含量較高，占38.0%～65.0%，平均為51.4%；其次為石英，占11.0%～28.0%，平均為21.3%；巖屑含量為7.0%～13.0%，平均為9.7%。填隙物含量為4.0%～21.0%，平均為12.1%，主要為黏土雜基和碳酸鹽巖膠結(jié)物、黏土礦物膠結(jié)物、硅質(zhì)膠結(jié)物。膠結(jié)類型以孔隙為主，其他膠結(jié)類型不發(fā)育。

研究區(qū)薄片鑒定資料統(tǒng)計顯示，長8儲層孔隙類型主要為次生孔隙，包括長石溶孔、巖屑溶孔以及沸石溶孔，孔隙組合為溶蝕孔-粒間孔。其孔隙度最大為13.60%，最小為1.40%，平均為6.75%；滲透率最大為0.487×10-3μm2，最小為0.050×10-3μm2，平均為0.380×10-3μm2。根據(jù)低滲透砂巖儲層的評價標(biāo)準(zhǔn)[17]認(rèn)為，研究區(qū)長8儲層為超低滲透儲層。

1.3 油藏特征

研究區(qū)長8油層組的油藏類型以巖性油藏為主，埋深為1 200～1 400 m，平均地層溫度為53.1 ℃，原始地層壓力較低，壓力系數(shù)為0.426 4，屬于低壓油藏。已發(fā)現(xiàn)的油藏一般不具有邊底水，結(jié)合前文的物性分析，認(rèn)為該地區(qū)長8油層為低壓、差物性油藏，油井基本無自然產(chǎn)能。研究區(qū)原油密度和黏度較低，密度一般為0.807 8～0.831 8 g/cm3，黏度為2.33～5.29 mPa·s。油層段經(jīng)過壓裂改造后，單井試油最高日產(chǎn)油為3.825 t/d，平均日產(chǎn)油為1.150 t/d，具有較好的勘探潛力。

2 巖性油藏主控因素

巖性油藏是指儲集層巖性變化所形成的圈閉，后期為油氣充注成藏。儲集層的巖性變化可以由沉積作用形成，也可以在后期成巖過程中形成。通過對長8油層組的沉積相、儲層、油藏特征進行綜合分析認(rèn)為，研究區(qū)長8油層組巖性油藏主要受沉積相分布、烴源巖供給、成巖作用的影響。

2.1 有利的沉積相帶控制油藏的分布

沉積相控制著儲集體的形態(tài)、規(guī)模以及相互間的聯(lián)系，同時也是巖性油藏形成的基礎(chǔ)條件。研究區(qū)長8油層組主要為發(fā)育在淺湖環(huán)境中的三角洲前緣沉積，長82砂體自然伽馬曲線呈鐘形，多個砂體疊加時呈齒狀箱形，夾有薄層深灰色泥巖；長81則為中厚層鐘形砂體與中厚—厚層的深灰色泥巖互層。垂向上，砂泥巖互層的巖性特征可發(fā)育多個生儲蓋組合，利于多套油層的形成；平面上，分流間灣的細(xì)粒沉積分布于水下分流河道砂體之間，側(cè)向上對油氣形成遮擋，對巖性油藏的形成提供有利條件。長8水下分流河道砂體較為發(fā)育，其規(guī)模及物性較好，是研究區(qū)巖性油藏勘探的有利相帶。

2.2 優(yōu)質(zhì)的烴源巖供給充足的油源

研究區(qū)位于湖盆邊緣的東南部，發(fā)育長7中下部和長9頂部2套主要的烴源巖。其中，長7沉積時期發(fā)生最大湖泛，湖盆面積最大，水體較深，形成大面積的淺湖—半深湖暗色泥巖、油頁巖組合[18-19]；長7中下部黑色頁巖與暗色泥巖的厚度最大可達(dá)76.9 m，平均厚度為53.6 m，整體呈現(xiàn)東薄西厚的分布特征。長9頂部的黑色頁巖主要形成于湖盆發(fā)展初期，發(fā)育范圍及厚度較小，平均厚度為8.4 m，雖然發(fā)育規(guī)模遠(yuǎn)小于長7的烴源巖，但對于長8下部的油藏仍然起著重要作用。

長7與長92套烴源巖的分析結(jié)果顯示，其烴源巖樣品的有機質(zhì)類型主要以Ⅰ型—Ⅱ1型為主，有機質(zhì)豐度高，總生烴潛量較大；同時，根據(jù)泥巖壓實曲線發(fā)現(xiàn)，這2套泥巖地層中存在欠壓實帶。烴源巖欠壓實形成的異常高壓可以促進流體的運移，并且在欠壓實作用下，流體的運移方向是由烴源巖向鄰近的儲集層或運載層運移。長8油層組屬于正常壓實帶，位于2個欠壓實帶之間，長7和長9烴源巖內(nèi)的流體在異常壓力的作用下優(yōu)先進入長8的優(yōu)勢砂體中，直至被泥巖或物性較差的砂巖封閉成藏。

其次，長7中下部的厚層泥巖直接沉積于長8之上，通過毛細(xì)管壓力封堵油氣的物性封閉、欠壓實帶形成的異常高壓造成的超壓封閉以及烴濃度封閉3種方式封存油氣。研究區(qū)域內(nèi)已發(fā)現(xiàn)的長8工業(yè)油流井大多分布在水下分流河道砂體與長7烴源巖優(yōu)勢區(qū)(烴源巖厚度大于40 m)重疊的區(qū)域。由此可見，烴源巖與優(yōu)勢砂體的匹配關(guān)系也是油氣成藏的關(guān)鍵。

2.3 強烈的溶蝕作用提高儲層的儲集性能

砂巖中的任何碎屑顆粒、雜基、自生礦物在一定的成巖環(huán)境中都可以發(fā)生不同程度的溶蝕作用。溶蝕作用形成了砂巖中的次生孔隙，進而提高砂巖儲層的儲集性能。研究區(qū)長8砂巖儲層中長石和巖屑含量較高，二者含量之和約占61%，成分成熟度低；由于砂巖中含有的不穩(wěn)定組分較高，容易發(fā)生酸性溶蝕作用，主要表現(xiàn)在各種易溶的砂巖組分發(fā)生部分、甚至全部溶蝕，并形成多種類型的次生孔隙。區(qū)內(nèi)常見長石邊緣溶蝕，顆粒內(nèi)部沿解理縫溶蝕成蜂窩狀，碳酸鹽巖屑顆粒溶蝕以及粒間填隙物的溶蝕作用也較強烈(圖3)。溶蝕作用可改善研究區(qū)儲層的儲集性能，為油氣富集提供充足的空間。

圖3 研究區(qū)長8儲層微觀特征

3 長8油層組巖性油藏勘探前景

3.1 成藏模式

研究區(qū)長8油層組主要受三角洲前緣砂體控制，具有良好的巖性油藏成藏基礎(chǔ)。其上部的長7油層組底部的烴源巖，有機質(zhì)含量較高，生烴潛力較好，不僅是長8油藏的主力烴源巖，而且還是有效封閉油氣的蓋層；下部為長9頂部的烴源巖，其發(fā)育規(guī)模及生烴強度雖不及上部的長7烴源巖，但是局部發(fā)育較好，上下2套烴源巖均為長8巖性油藏提供充足的油源。長8儲集砂體主要為水下分流河道砂體，砂體相互疊置，厚度較大，與水下分流間灣泥質(zhì)沉積形成巖性圈閉。后期發(fā)生強烈的溶蝕作用，使儲層得到有效改善，為油氣的運移及富集提供通道和空間。

優(yōu)勢砂體形成的儲層既是油氣儲集的空間也是油氣在致密儲層中運移的主要通道，因此，優(yōu)勢砂體與烴源巖良好的匹配關(guān)系至關(guān)重要。上下2套烴源巖在內(nèi)部壓力的作用下均向長8油層組的儲層供給油氣，形成獨有的“夾心式”充注、優(yōu)勢砂體儲集的油氣成藏模式(圖4)，同時在研究區(qū)發(fā)育小型鼻狀隆起，油氣同時受到構(gòu)造的控制，局部可形成構(gòu)造-巖性油藏。

圖4 長8油層組油藏成藏模式

3.2 有利區(qū)預(yù)測

在上述分析基礎(chǔ)上，首先利用烴源巖分布規(guī)律、砂體分布特征以及頂面構(gòu)造進行綜合分析，進而對潛力區(qū)進行預(yù)測；然后結(jié)合近年來該地區(qū)長8油層組的勘探成果，對潛力區(qū)進行再次評估，優(yōu)選出有利區(qū)；最終，研究區(qū)內(nèi)共預(yù)測Ⅰ類有利區(qū)5個，Ⅱ類有利區(qū)2個(圖5，h為砂體厚度)。下一步的勘探重點為姜家川地區(qū)的西北部，同時兼探南部區(qū)域，采取擴邊勘探，逐步擴大勘探成果。

4 結(jié) 論

(1) 研究區(qū)長8油層組主要為三角洲前緣沉積，物性較差，為超低滲透儲層，油藏類型主要為低壓低密度的巖性油藏，經(jīng)壓裂改造后，具有較好的產(chǎn)能。

(2) 研究區(qū)巖性油藏主要受沉積微相分布、烴源巖供給以及成巖作用的控制，其中，三角洲前緣亞相形成良好的儲集砂體，控制著油藏的分布規(guī)律；烴源巖供給及其與優(yōu)勢砂體的匹配關(guān)系是油氣運移成藏的關(guān)鍵；強烈的溶蝕作用改善了儲集條件，為油氣的富集提供了空間。

(3) 建立了研究區(qū)長8油層組獨有的“夾心式”充注、優(yōu)勢砂體儲集的油氣成藏模式，綜合分析烴源巖分布規(guī)律、砂體分布特征以及頂面構(gòu)造，預(yù)測出5個Ⅰ類有利區(qū)和2個Ⅱ類有利區(qū)。

圖5研究區(qū)長8油層組有利區(qū)預(yù)測

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