黄陵地区储层成藏条件及主控因素

2018-08-10李亚婷尚有战吴小斌李海飞李晓峰

西安科技大学学报 2018年4期

李亚婷，李旦，尚有战，吴小斌，李海飞，李晓峰，李浩

(1.延安大学石油学院，陕西延安 716000；2.延长油田股份有限公司黄陵勘探开发项目指挥部，陕西黄陵 727300)

0 引言

致密砂岩储层有巨大开发潜力，同时有较大开发难度，成为储层地质学研究的重点[1-4]。致密储层的研究融入了地质学、地球物理探测、计算机技术等角度来进行各种宏观和微观特征探究[5-8]，有利于更好认识致密储层。致密储层由于颗粒小、成岩压实作用强，低孔低渗、油水渗流机理不同于常规储层[9-12]，研究其成藏因素对后续勘探开发有指导作用。

结合陕北油气勘探情况，三叠系延长组致密砂岩储量最为丰富，关于低渗透储层特征、分类评价、油气分布规律及有利区预测，前人进行大量研究，对其成藏模式取得重要认识，科学指导勘探开发。赵靖舟认为延长组致密砂岩成藏介于连续与不连续油气聚集之间过渡类型，称为准连续型油藏，成藏主要因素是烃源和储层条件，其中烃源条件是控制大油田形成和分布最主要的因素[13]。郭彦如以层序地层学为指导，从孔隙演化的角度分析三叠系延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理，主要从烃源岩、沉积环境、成岩作用等方面归纳其成藏演化模式[14]。在此基础上，前人分别对延长组长7、长8油藏主控因素及分布规律进行系统研究，张忠义认为长7致密油源储共生，烃类在高压驱动下，沿着互相叠置的高渗砂体、网状裂缝等疏导系统运移，形成大面积连续或准连续分布的油气聚集[15]；楚美娟对长8油藏油源成藏期、古物性特征、毛细管力、浮力和过剩压力进行研究，得出过剩压力大于毛细管力、储源压差能够克服储层毛细管力从而运移成藏的认识[16]。

延长组长6是其主力目的层，岩石压实作用强烈，磨圆度差，填隙物含量高；储层分布面积广、沉积环境多样、物性差、成藏机理复杂[17-18]。长6作为重要产层，在已往结果中研究较少，仍未取得重大进展，制约进一步勘探开发。

黄陵地区为新开发区块，以长6为例进行探讨，储层物性条件差，非均质性强，低孔低渗，是致密油藏典型代表，油气成藏涉及生储盖圈运保，以及其他各种地质因素及作用，是一个非常复杂的过程。通过分析长6致密储层特征，进一步研究成藏主控因素、油气运移驱动力等。

1 长6致密储层成藏条件

1.1 烃源岩规模大，受构造影响分区分布

优质烃源岩富集有机质，其成熟度高、含量丰富，是油气形成物质基础，是评价成藏模式的首要工作。其中长7是盆地发育主要时期，分布范围大，平均沉积厚度96 m，主要为深水环境下的灰黑色泥岩沉积，大部分地区长7烃源岩成熟度高，热演化程度好，其含量由盆地中心向周围逐渐减小[19-20]。

选取剖面上4口井槐156，上123，槐167，上171，收集50个干酪根镜检，有机碳含量在1.8%～4.1%，生烃潜力在10.68～20.7 mgg-1，总烃质量分数在1 578×10-6～2 450×10-6，总体说明有机质地球化学特征较好，有机质丰度好(表1)。显微结构中腐泥质含量高达90%以上，说明有机质生油潜力大，主要为为Ⅰ型。以上数据分析得出该区长7烃源岩为优质生油岩。

表1 长7烃源岩地球化学特征参数表Table 1 Geochemical characteristics of parameters of Chang 7 source rocks

通过地球化学分析，烃源岩R0平均值较高，范围在0.53%～1.1%，表明油源灶热演化程度较好，成熟度高。本区地层走向东南部向西北部单斜走向，东南部地层凸起，R0值较小，平均值为0.63%，上123值为0.53%；R0值西北部凹陷，R0值较大，R0平均值为1%，上35井值为1.05%.从R0平面图中可看出：烃源岩分区分布，由于受构造条件控制，黄陵东南部较长时间隆起，R0值较小，热演化程度低；西北部凹陷，R0值较大，热演化程度高。致密油成藏因素之一是发育大面积优质烃源岩，油源受构造影响分区分布(图1)。从试油资料显示，长6段上170日产油3.21 m3，日产水0.78 m3，上123日产油0.83 m3，日产水3.54 m3，明显上170井产油量高于上123井。以上结论可得出：烃源岩的规模、成熟度、控制长6致密油分布。

根据电测曲线特征表明：延长组长7地层沉积较厚，平均厚度为90 m，与前人研究结果吻合。长7发育一套烃源岩，主要集中在长7底部张家滩页岩，其曲线特征为高伽马，高电位，高时差，低电阻，简称“三高一低”。

从图2中可看出烃源岩平均厚度为30 m，厚度较大，连续性较好，为生成油气提供物质基础。上170-上123剖面是由西北延伸至东南方向，烃源岩厚度由厚至薄，上170井烃源岩厚度为43 m，相对应R0值也较高，从平面图可以看出值为0.97.随着烃源岩厚度减薄，R0值也减小，与上123井对比明显，其厚度为10 m，其R0值为0.53%.从剖面图中可以看出，长72油源较丰富，从上170至上123烃源岩厚度逐渐减少，油源运移进入上部层位长6后，生成的致密油从上170至上123明显减少，说明烃源岩厚度、规模控制致密油分布。

图1 长7烃源岩R0等值线Fig.1 R0 contour of Chang 7 source rocks

图2 S170-S123剖面长7段优质烃源岩剖面分布Fig.2 Source rocks section distribution of Chang 7 in S170-S123 section

1.2 储层特征及储源关系

长6低孔低渗储集层一般发育在三角洲平原和三角洲前缘，物性较差储集层集中在河漫滩、席状砂、浊积流等微相环境中，由于沉积物磨圆度、分选性差，在搬运过程中携带泥岩量较大，成岩作用强烈，储集层物性变差。

长6储集层物性差主要由于不同阶段的成岩作用影响。在早期成岩作用，储集层形成环境为弱碱-弱酸型[21]，胶结作用较显著，主要胶结物为方解石、石膏等。在成岩作用后期，由于压实、交代等作用，使得物性变差，储层致密。

对长6储层压汞分析得出平均孔隙度为7.6%，平均渗透率为0.3×10-3μm2，其相关系数较好，R=0.826 5(图3)，平均吼道半径是0.3 μm，为微细吼道孔隙结构，为典型的致密砂岩储层。长6主要储集空间类型为粒间孔、岩屑溶孔及粒内溶孔。粒间孔隙呈不规则状或三角形，残余粒间孔发育，孔隙内充填自生绿泥石及石英次生加大现象，降低孔渗，影响储层物性。虽然储层物性差，但不同程度聚集石油。

研究区长7烃源岩与长6储集层形成下生上储组合，长6浊积砂体整体较发育，横向上连续性好，其储源接触关系有利于长7烃源岩生成的油气直接进入长6储集层，该配置关系为成藏提供了良好条件。

图3 长6储集层孔渗关系分布Fig.3 Relationship between porosity and permeability distribution of Chang 6 Reservoir

1.3 成藏聚集分析

油气成藏机理是目前国内外学者研究的重点，地下流体受到重力、浮力、压力、毛细管力等作用下，也具有自身能力[22-23]。油气聚集过程中驱动力是油气成藏重要条件，决定方位和力度。目前主要认识油藏在运移过程动力包括浮力、地应力等，对于运移阻力主要为毛细管力，以此讨论成藏因素。

本次分别求取油藏条件下毛细管力和压汞条件下毛细管力，其关系为

式中PcR为油藏条件下毛细管力；PcHg为压汞条件下毛细管力；θHg为汞与岩石接触角；σHg为汞的表面张力；θwo为油水接触角；σwo为油水界面张力。

根据样品化验分析结果：θwo=34°，σwo=25 mN/m，θHg=60°，σHg=470 mN/m，根据公式(1)可得到他们之间的关系如下

PcR=0.088 3×PcHg

(2)

排驱压力是石油在最好孔隙度中驱替所需的压力，根据排驱压力值可以反映石油在最好物性条件下下运移动力，通过对于本区134块样品做实验分析，得出排驱压力与渗透率的线性关系，相关系数对应很好，其关系式如下

Pd=0.61k-0.6

(3)

全区均匀取样，进行核磁共振化验分析，得出渗透率平均值0.1×10-3μm2，从而可以求出Pd即为PcHg。通过公式(2)求出PcR。油气聚集的过程一般从泄流区运移到聚集区，运移过程中出现物性变差带，驱动力必须大于以上所求的油藏毛细管阻力，才能有效聚集。根据以上方法可得到油藏条件下毛细管力范围0.014～0.078 MPa.在本区驱动力必须大于以上范围，流体有可能会从泄流区运移到聚集区，形成油藏。

2 长6储层成藏主控因素

2.1 沉积环境对长6致密油控制因素

长6为深水、半深水湖泊沉积，在深水区斜坡地带发育深水重力流沉积，如长6的浊积砂体，实际为三角洲前缘往深水斜坡区的延伸，含油性好，是研究区内非常重要的一个油层。平面上长6沉积环境有水道间、浊积水道、水道末梢、分支水道等微相。

研究区存在三条相互汇聚的浊积水道微相沉积，分别沿槐187至槐190，上170至槐167，槐137-3至上1208分布，基本占据了研究区80%范围，浊积水道汇集区域砂厚大于40 m，砂地比大于0.5.砂地比是用于油藏评价的一个重要的参数。研究区长6油层与砂地比有很好相关性，高产油井分布区域砂地比均大于0.5.

通过分析试油产量和沉积微相图，浊积水道分布区域所在的油井产量较高，而位于水道间微相分布的井试油一般为水层。如上170，槐190处于浊积水道，其产油量较高，上170日产油3.21 m3，日产水0.78 m3，上190日产油2.81 m3，日产水0.23 m3；槐249处于水道间，基本产水，日产油0.25 m3，日产水2.89 m3；上123处于水道末梢，产油量少于槐190和上170，日产油0.93 m3，日产水1.56 m3(图4)。其原因主要为：浊积水道区域砂地比较大，砂体较厚且连通性较好，储层发育较好，下部油源通过一次运移进入储集层后，通过优质砂体时聚集成藏。通过上述分析，长6致密油的沉积优势区为浊积水道区域。然而在沉积优势区，有些井产油量少，产水量大，如槐60处于优势沉积区，日产油0.3 m3，日产水1.23 m3，说明砂体含油性不仅与沉积相有关，还受其它因素控制。

图4 长6沉积相与试油产量图关系Fig.4 Correlatin of sedimentary and testing production of Chang 6

2.2 孔-缝输导体系控制储层物性

长6储层总体低孔低渗，物性差，非均质性强，同套砂体由于输导体系不同差异很大。油气在砂体中沿着孔-缝输导体系侧向运移，遇到物性变差时聚集成藏。前人研究，致密储层中砂体物性和含油性成正比，物性越好，储层中油气越容易聚集[24]。研究区沉积优势区中砂体含油性变化大，通过资料分析，沉积优势区中，高产油井多数物性较好，说明物性对砂体含油性有一定控制作用。

研究区烃源岩生成的油气向周围扩散时，在物性较好区域容易聚集成藏，孔渗较好，浊积砂体发育，储盖配置关系好，是长6致密油主要发育层段。长6物性“甜点”主要集中在中部5个区域，如物性较好的上170，上172，槐177，黄参37，上0021-3等井，通过试油资料显示：上170日产油3.21 m3，上172日产油2.98 m3，槐177日产油2.76 m3，黄参37日产油2.54 m3，上0021-3日产油2.68 m3(图5)。

低孔低渗致密砂岩储层开发难度较大，裂缝发育情况对这类储层的油气运移影响十分重要。研究区长6裂缝较发育，在取岩心的过程中发现岩心发育有垂直裂缝，部分裂缝被方解石充填。发育程度总体为中等-较高，泥岩中较少。裂缝的长度在0～10 cm，占70.4%；在10～20 cm之间的裂缝占22.2%；裂缝的发育密度一般为3～4条/m；在20～30 cm之间的裂缝占3.4%；大于1 m的占4%，最长的可达到1.5 m.

长6段裂缝较发育的井段试油产量很高，如槐140-8，槐141井，黄参37井裂缝较发育，日产油范围高达10.5-15.3t/d，裂缝发育改善物性，促进油气聚集。油气沿裂缝垂向进入储集层后，沿上倾方向侧向运移，形成构造油气藏，裂缝集中区域控制物性。

图5 长6孔隙度分布Fig.5 Porosity distribution of Chang 6

2.3 局部隆起构造控制油气富集

研究区长6致密油藏是受到岩性、构造影响的岩性-构造复合油气藏，局部鼻状隆起对油气聚集有控制作用。

依据野外露头构造特征，结合长6顶面构造图，长6顶面构造与区域构造相符，整体呈西倾单斜，平均坡降8～12 m/ km，局部有压实差异作用形成鼻状隆起，研究区发育三排鼻状构造：中部鼻状构造幅度较大，上172井组周围构造起伏最为明显，油井产量高；东北和南部鼻状构造幅度较小，槐187井组与槐1208井组含油量较少。根据试油资料显示：172井日产油2.98 m3，日产水0.98 m3；槐187井日产油0.32 m3，日产水1.46 m3；上1208日产油0.41 m3，日产水1.56 m3。相同鼻状构造侧翼比顶部、底部容易聚集油气[25]。研究区中间鼻状构造侧翼上172产量如上，鼻状构造顶部上171日产油0.85 m3，日产水1.49 m3(图6)。因此，局部鼻状隆起也是成藏有利区域，控制致密油分布。