鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密油藏非均質性表征方法

夏東領，伍 岳，夏冬冬，郭秀娟，鄒 敏

(中國石化 石油勘探開發研究院，北京 102206)

開發實踐表明，鄂爾多斯盆地南緣(以下簡稱鄂南)紅河油田長8致密油藏油井產能差異極大，“甜點”小而分散，地質條件異常復雜。鄂南構造帶斷裂發育，活動性強，與常規意義上的源儲相鄰、高壓充注的典型致密油成藏模式不同，多尺度斷縫在鄂南致密油成藏富集過程中起了關鍵作用[1-3]。此外，與盆地腹部相比，鄂南烴源巖品質較差，有機質豐度和成熟度低，含油飽和度整體較低，但存在局部高含油區，含油分布受儲層質量、裂縫發育程度等因素控制。總體來說，鄂南致密油藏具有“儲層質量、裂縫、含油性”三大強非均質性特征，三大強非均質性的疊加使得油水分布復雜，開發目標區預測難度大。目前鄂南紅河油田多數開發井快速遞減進入低產期，下一步增產調整方向不明確，同時產建新區不落實，亟需攻關三大強非均質性表征與評價技術，提高油藏描述精度，深化富集高產規律認識。

1 區域地質背景

鄂爾多斯盆地是一個大型的克拉通盆地，內部劃分為6個一級構造單元，其中伊陜斜坡作為盆地主體是一個傾角約1°的寬緩單斜，構造較為簡單。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，西部為西緣逆沖帶。紅河油田主力開發層為上三疊統延長組長8油層組，上覆長7既是主力烴源巖，也是主要的蓋層，形成典型的“上生下儲”組合。長8油層組自上而下包括長81和長82兩個亞油層組。長82亞油層組儲層相對欠發育，長81亞油層組發育3個次級沉積旋回，自上而下為長811、長812和長813三個小層，長811普遍發育一套5～8 m的泥巖，長812是長8油層組的主力油層。前人研究表明，長812砂體主要為辮狀河三角洲分流河道沉積，主要由細砂巖、粉砂巖組成[4-5]；砂巖物性較差，孔隙度平均僅為8.2%，滲透率平均為0.21×10-3μm2，屬于典型的致密油儲層。

本文選取了開發井數多、儲量豐度高、產量占比大的紅河36井區為研究實例，該井區資料豐富程度高，油藏非均質性強，具有典型性和代表性。紅河36井區位于紅河油田南部，總體構造格局東高西低，內部被NW向大斷裂和NEE向小斷裂分割，形成東西分區、南北成塊的特征，發育多個低幅度鼻狀構造(圖1)。該井區2012年采用水平井多段壓裂建產，井區投產63口井，峰值日產油347 t，目前日產油36 t；但油井間產能差異極大，由動態產能反映出的地質條件異常復雜，非均質性極強，總體呈現油井利用率低、單井產能低、采出程度低、綜合含水高的“三低一高”特點。

圖1 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區構造特征

2 儲層質量非均質性表征

2.1 儲層質量分級標準

在近幾年致密砂巖研究過程中，普遍認為微觀孔隙結構是導致致密砂巖基質儲層質量差異的根本原因[6-8]。通過15口井651塊普通薄片及鑄體薄片數據分析，紅河36區塊長8油層基質儲層孔隙類型以粒間孔、粒內溶孔、微孔隙群為主,喉道以片狀喉道為主(圖2)。研究井區共發育7種孔隙組合類型，不同孔隙結構具有不同的孔滲關系，相近孔隙度的樣品滲透率卻相差較大，導致儲層質量差異性較大且難以評價優劣。本次綜合考慮儲集能力與滲流能力2個方面，將具有相似孔滲關系的孔隙結構進行組合，優選能夠表征基質儲層質量儲集能力和滲流能力的參數，將不同孔隙結構對應的參數截斷值作為分級界限，建立了致密砂巖基質儲層質量分級標準，將紅河油田長8基質儲層分為4類(圖3，表1)。

圖2 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區孔隙類型和喉道相對占比

圖3 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田上三疊統延長組長8致密砂巖不同孔隙結構孔隙度—滲透率關系

表1 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密砂巖基質儲層質量分級標準

2.2 沉積—成巖聯合約束的儲層質量表征

常規砂巖儲層質量預測往往采用井震結合預測方法或單因素地質規律預測方法[9-10]，但鄂爾多斯盆地受黃土塬影響，地震品質差、分辨率低，地震資料難以識別砂巖及內部非均質性，常規方法在本區難以適用。

通過巖心化驗數據分析，致密砂巖儲層質量受控于沉積和成巖雙重作用，紅河36井區發育中—細砂巖、細砂巖、粉砂巖3種巖石類型，不同的巖石類型經過不同的成巖演化序列，形成了綠泥石膠結中溶解相、高嶺石強膠結相、方解石中膠結相、方解石強膠結相、強壓實相5種成巖相類型(圖4a)，不同成巖相類型具有對應的微觀孔隙結構類型，最終導致了儲層質量的差異。本次在儲層質量分級基礎上，提出“沉積約束成巖、成巖相約束儲層質量”的新思路，以成巖相為橋梁，建立了微觀孔隙結構與宏觀儲層質量的對應關系，實現了“微觀”與“宏觀”的有效融合，預測單期河道內部儲層非均質性特征[11-15]。

總體看來，紅河36區塊長8油層整體以Ⅱ類和Ⅲ類儲層為主，Ⅰ類儲層分布范圍有限，主要呈透鏡狀分布在東北部紅河105井區附近；Ⅱ類儲層主要呈長條狀發育在河道主體內部；Ⅲ類儲層發育范圍最廣；Ⅳ類儲層主要發育在主河道側翼和規模較小的分支河道中(圖4b)。

圖4 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區長8致密油藏成巖相及儲層質量分類表征結果

3 多尺度裂縫非均質性表征

3.1 多尺度裂縫分級方案

多尺度裂縫發育是鄂南致密油區別于長慶油田致密油的最大特征之一。統計研究井區36口水平井單井裂縫強度與累產液量、可采儲量關系，顯示兩者具有較好的正相關性(圖5)，表明裂縫對鄂南油井產能起到非常關鍵的控制作用。通過對裂縫特征及受控因素的分析，認為裂縫主要受控于斷層[16-18]。在對斷層大小進行分類基礎上，根據斷層控制裂縫帶發育規模、鉆測錄井及地震響應差異，將裂縫帶劃分了3級(表2)。

圖5 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區單井裂縫強度與累產液(a)和預測可采儲量(b)關系

表2 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密儲層多尺度裂縫分級方案

3.2 分級裂縫定量表征及預測

3.2.1 分級裂縫帶地質統計

根據上述斷層—裂縫帶分級標準及不同級別斷層附近井上裂縫信息的分布情況，選擇研究井區具有水平井穿過的斷層并對其井上裂縫密度與斷層距離進行統計，結果表明，裂縫密度與其到斷層的距離相關明顯，可以按照斷層規模劃分為3類，得到斷層附近裂縫概率分布的數學模型(圖6)。根據所建的裂縫分布模型，定量評價研究區斷層附近裂縫分布。通過區內3類斷層對其附近裂縫控制距離的統計表明，大尺度裂縫帶范圍(單側)為200 m左右，中尺度裂縫帶范圍為150 m左右，小尺度裂縫帶分布范圍小于100 m。

圖6 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密儲層 裂縫密度與距離斷層距離函數模型

3.2.2 分級裂縫帶井震預測

通過測井裂縫解釋標定地震響應，裂縫帶主要為弱振幅、雜亂或空白反射，主要表現為地震能量的異常帶[19-22]。基于裂縫帶地震響應特征，優選相干、傾角及曲率等地層不連續性檢測屬性預測大—中尺度裂縫帶分布。在裂縫帶地質函數模型約束下，確定裂縫帶邊界地震屬性門檻值，定量刻畫大—中尺度裂縫帶分布。小尺度裂縫帶與大—中尺度裂縫帶具有力學成因上的聯系，通常是伴生次級亞斷層形成的裂縫帶。一方面，在大—中尺度裂縫帶約束下，采用螞蟻體追蹤技術預測小尺度裂縫帶；另一方面，對于地震上無明顯響應的小尺度網狀縫密集區，通過追蹤與對比鄰井間測井裂縫段，定性—半定量刻畫裂縫帶。裂縫帶呈雁列式排列，長度小于500 m，寬度小于100 m(圖7)。

圖7 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區長8致密油藏多尺度裂縫帶表征結果

3.2.3 多尺度裂縫融合表征及分布規律

在裂縫帶分級表征基礎上，考慮不同尺度裂縫帶耦合配置關系，建立多尺度裂縫融合分布模式，表征裂縫強非均質性，實現從米級到千米級裂縫帶的定量刻畫。紅河36井區共發育4組近EW向裂縫帶，3組NW向裂縫帶，小尺度裂縫帶受控于大—中尺度裂縫帶，主要發育于大—中尺度裂縫帶的轉折區、交會區及延展區(圖7)。

4 含油非均質性表征

4.1 含油性主控地質因素

綜合63口水平井的鉆測錄、動態資料，分別從裂縫、基質儲層、構造、保存條件4個方面，基于大量統計數據，采用水平井段精細對比分析、線性回歸等方法，開展儲集體含油性主控因素分析；明確了裂縫和儲層質量是影響含油性的2個最關鍵因素。本區處于盆地邊緣，烴源巖厚度薄且質量差，在油氣充注期充注壓差有限，整體充注不足，存在斷縫輸導成藏和源儲接觸成藏2種油氣成藏類型，建立了長8致密油藏含油性差異成因模式[23-25](圖8)。斷裂作為油氣運移優勢通道，形成的裂縫帶附近基質優先充注，形成主要油氣富集區，后期受構造活動影響，規模較大的邊界斷層局部保存條件不利，導致油氣不同程度的散失，而保存條件較好的中尺度斷裂形成的裂縫帶成為最重要的富集區，含油飽和度一般大于50%。對于裂縫帶以外的基質區，儲層含油性主要受儲層物性的影響，在致密油充注聚集過程中，質量較好的儲層段更易充注，優質儲層區含油飽和度介于40%～50%之間，形成比富油裂縫帶略差的次油氣富集區[26-28]。

圖8 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密油藏含油性差異成因模式

4.2 含油飽和度平面分布

基于巖心測試、測井解釋和含油性差異成因模式，結合紅河36井區50口探井和導眼井、63口水平井測井解釋含油飽和度成果，采用“井點數據控制、富集模式約束”的方法，精細刻畫了該區含油飽和度分布(圖9)。鄂南致密油含油飽和度區并非像常規砂巖油藏一樣連片狀分布，有明確的油水界面，而是呈現“普遍含油，高飽和度區在裂縫帶內呈條帶狀分布、裂縫帶外沿優質儲層呈片狀分布”的特征。

圖9 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區長8致密油藏含油飽和度平面預測

5 致密油藏非均質性綜合評價

在“儲層質量、裂縫、含油性”三大非均質性評價基礎上，結合高產富集規律、產能主控因素等，開展致密油藏非均質性綜合評價，將研究井區油藏分為3類：一類區最為有利，中尺度裂縫帶與Ⅰ類或Ⅱ類儲層質量疊合區，含油飽和度大于50%，評價初期產能在10 t/d以上，屬于目前經濟技術可采儲量區；二類區為較有利區，小尺度裂縫帶與Ⅰ類或Ⅱ類儲層質量疊合區，含油飽和度介于40%～50%，預期初期產能為3～10 t/d，通過技術攻關有望實現有效動用；三類區為難動用儲量區，裂縫不發育，儲量質量差，含油飽和度小于40%，產能小于3 t/d，不具備經濟價值(表3)。評價認為，研究井區Ⅰ類儲量約413×104t，占比31.6%，Ⅱ類儲量約636×104t，占比48.7%，是儲量主要構成類型(圖10)。目前I類儲量通過水平井分段體積壓裂方式已成功開發建產，Ⅱ類儲量正處于開發技術攻關中。致密油藏非均質性綜合評價深化了油藏地質認識，明確了油藏開發潛力，建立了油藏開發動用序列，指明了油藏下一步開發目標及調整方向。

表3 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田長8致密油藏分類評價方案

圖10 鄂爾多斯盆地南緣紅河油田紅河36井區長8油藏分類評價

6 結論

(1)鄂爾多斯盆地南緣致密油地質條件異常復雜，具有“儲層質量、裂縫、含油性”三大強非均質性，針對儲層質量評價，形成了沉積—成巖聯合約束的儲層質量表征方法；針對裂縫評價，形成了多信息融合的分級裂縫表征方法；針對含油性預測，形成了油氣富集模式約束的含油性表征方法。

(2)以紅河36井區為例，通過對“儲層質量、裂縫、含油性”的非均質性表征和綜合評價，建立了與生產動態吻合程度高的盆緣致密油“甜點區”分布模式，為下一步老區開發調整及新區滾動評價奠定了地質基礎。