下寺湾油田延长组长8段致密油富集主控因素及“甜点”模式

李锦锋，杨连如，张凤博，罗江云，薛 佺，曹丹丹，张献伟，吴 丹

（延长油田股份有限公司下寺湾采油厂，延安陕西716000）

下寺湾油田位于鄂尔多斯盆地南部洛河流域甘泉县境内，可开发资源总面积约为1 600 km2[1-2]。区域构造呈平缓西倾单斜，地层倾角小于1°，坡降6～9 m/km，内部构造较为简单，无大型断层发育，局部发育大小不一且由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造[1-3]。三叠系延长组属陆源碎屑岩沉积体系，其中上组合以河流相为主，下组合以湖泊相为主，该沉积体系客观地记录了这个大型淡水湖盆从发生、发展到消亡的演化历史[4]。2012年至今，下寺湾油田在三叠系延长组下组合长7段、长8段和长9段致密油的勘探中取得了突破性的进展[5-7]，其中长7段在南部DG区域已建立了一定规模的产能，长8段也在西部LLY区、南部CD区、北部YC区和QZ区取得了一定突破。2016年之前，长8段致密油主要采用探井及丛式井相结合的方式开采，投产初期平均单井产液3.21 m3/d，产油0.21 m3/d，含水率93.4%，年递减率近70%，整体开发效果较差。随着近几年水平井及大规模体积压裂改造工艺的成熟[8]，长8段致密油采用了水平井加大规模体积压裂后衰竭式开发。水平井投产初期平均单井产油量达到8.2 m3/d，部分区块开发效果较好，但随之又有新的问题暴露出来，即在部分区域出现了低液量或高含水低效井。研究区长8段地质基础研究十分薄弱，对其致密砂岩油藏富集主控因素及“甜点”模式等认识尚不明确，本次研究重点对研究区长8段致密砂岩油藏富集主控因素进行分析，并对其“甜点”模式进行研究，对研究区今后致密砂岩油藏的高效开发具有重要的参考作用。

研究区三叠系延长组长8段储集层沉积厚度在85～120 m，分为长81段和长82段2个亚段，以细粒长石砂岩为主，主力含油层位为长82段油层组，部分区域长81段为主力含油层位，长8段储层孔隙度平均为8.4%，渗透率平均为0.3×10-3μm2。截至2018年，长8段储层探明含油面积156 km2，探明石油地质储量2 643×104t。

1 富集主控因素分析

基于赵靖舟[9]及张文正、杨华等[10]对鄂尔多斯盆地致密油的研究成果，以致密油“六特性”评价参数为研究出发点，对研究区烃源岩特征、沉积特征、储层特征、过剩压力特征及微裂缝发育特征等进行了深入研究，在此基础上对研究区延长组长8段致密油地质“甜点区”进行了评价。综合分析认为下寺湾油田长8段致密油富集主要受以下四大因素控制，即“优质烃源岩”“优相优储”“较高的过剩压力差”和“广泛发育的微裂缝”。

1.1 优质烃源岩是成藏的基础

优质的烃源岩可提供丰富的油源，是致密砂岩油藏形成的物质基础[9，11]。研究表明三叠系延长组长7段和长9段沉积的两套烃源岩是盆地内最为主要的两套生油岩，干酪根以I型和II型为主，具有沉积厚度大且分布面积广（图1），埋藏深度适中（1 000～1 750 m），有机质类型好且含量丰富（TOC为1%～20%），成熟度高（Ro为0.6%～1.09%）等特点[8]。下寺湾油田位于鄂尔多斯盆地沉积—沉降中心处，广泛分布的这两套优质烃源岩为长8段致密砂岩油藏的形成奠定了丰富的物质基础[10，12-13]。此外在研究区，中西部区域在长8段中部亦发育一套2～8 m的页岩或泥岩，张海林等的研究成果[12]表明，在部分区域该套泥岩或页岩对长8段致密油气富集也具有一定贡献。

图1 下寺湾油田长7段和长9段烃源岩厚度Fig.1 Source rock thickness of Chang-7 Member and Chang-9 Member in Xiasiwan Oilfield

结合鄂尔多斯盆地三叠系烃源岩现有研究成果及下寺湾油田现有分析化验资料，本次研究分别对下寺湾油田长7段中下部烃源岩、长8段中部泥岩（页岩）和长9段顶部烃源岩进行了研究。在研究区长7段烃源岩是主要的一套生油岩，在整个研究区均有分布，其中在研究区西南部LLY区最为发育，其厚度达50 m以上，向东呈逐渐变薄的趋势，具备很好的生烃潜质；而长9段烃源岩是研究区除长7段烃源岩外又一套非常重要的烃源岩[8]，在研究区中东部CD区和CY区最为发育，厚度达20 m以上，向周边呈逐渐变薄的趋势，也具备很好的生烃潜质。长8段中部泥岩（页岩）在局部地区对长8段致密油的富集也具有一定的贡献[12]，主要分布在研究区西部LLY地区，部分区域达10 m以上。

受长7段烃源岩、长9段烃源岩及部分区域长8段泥岩（页岩）分布的控制，在LLY区西部LP172井区，距离长7段优质烃源岩和长8段泥岩（页岩）较近的长81段储层砂体富集的油气较多，为该区域长8段主力产油层，研究区高产油井其开发层位均为长81段，如LP172井及LP60井等。而距离长7段烃源岩相对较远的长82段储层富集的油气相对较少，为长8段非主力产油层。在研究区中部CD区，距离长8段泥岩（页岩）和长9段烃源岩较近的长82段储层砂体富集的油气较多，为该区域长8段主力产油层，研究区高产油井其开发层位均为长82段，如H45井、X41井及LP1井等；而距离长9段优质烃源岩相对较远的长81段储层富集的油气则相对较少，为该区域长8段非主力产油层。

1.2 优相优储是成藏的关键

优越的成岩相和沉积相有利于形成优质储层，是油气富集的主要区域[14-15]。通过对研究区长8段储层薄片的大量观察研究，发现延长组长8段成岩作用主要类型有压实作用、胶结作用和溶蚀作用等。其中压实作用和胶结作用是破坏性成岩作用，是导致长8段储层物性变差的主要原因，研究区延长组在成岩作用早期浅埋藏阶段，成岩作用主要以机械压实为主，矿物颗粒以线接触和面接触为主（图2a、图2b），压实作用使颗粒的紧密堆积，导致储层原始的孔隙度降低，储层物性变差。研究区延长组长8段砂岩胶结物主要以硅质胶结和钙质胶结为主，胶结方式包括矿物颗粒的次生加大边（图2d）、碎屑颗粒边缘的黏土衬边、矿物颗粒的孔隙和粒间胶结等。显微镜观察发现，硅质胶结物主要为分布在碎屑颗粒之间的不同形态产状的硅质胶结物（图2c）和分布在颗粒周围的石英次生加大边（图2d）。研究区延长组碳酸盐胶结物主要呈粒间亮晶、连晶胶结物产出（图2e、图2f），同时伴有碳酸盐交代碎屑颗粒的现象。碳酸盐胶结物会对砂岩孔隙起到堵塞作用，使原本物性较好的砂岩，逐渐成为低孔、低渗的砂岩（图2f）。

图2 下寺湾油田长8储层成岩作用Fig.2 Diagenesis of Chang-8 reservoir in Xiasiwan Oilfield

溶蚀作用属建设性成岩作用，研究区长8段储层普遍存在不同程度的溶蚀作用，主要有碎屑颗粒溶蚀（图2g）和胶结物溶蚀（图2h）。研究区主要为长石和岩屑溶蚀作用，部分颗粒全部被溶蚀形成铸模孔隙。胶结物溶蚀，多为钙质胶结物溶蚀（图2h），在脱水排烃过程中产生有机酸，溶蚀碳酸盐，形成大量溶蚀孔。显微镜下发现大部分富钙质的碳酸盐胶结物常容易被溶蚀，而白云石胶结物溶蚀程度相对较弱，溶蚀后大部分仍然残留，其矿物解理和形态仍然保留。

下寺湾油田已发现长8段油层组“甜点区”多数分布在三角洲前缘水下分流河道优相优储区（图3）。储层物性的平面分布与砂体的空间展布具有相关性，通常在砂体厚度大、连片性好的区域，也是储层物性条件相对较好的区域，其含油性也相对较好[2,8]。

研究区11口取心井岩心分析孔隙度分布范围为6.1%～15.6%，平均为8.4%；渗透率分布范围在（0.03～1.25）×10-3μm2，平均为0.31×10-3μm2。根据研究区取心井岩心录井、常规录井及试油试采资料，当储层渗透率下限值取0.05×10-3μm2时，录井显示为油迹级以上，储层仍有一定的产油能力。根据岩心含油产状统计，储层渗透率大于0.05×10-3μm2，孔隙度大于6.5%时，含油级别一般在油迹级以上，试油可获油流，据此在研究区长8段致密油开发的前期将储层物性下限定为渗透率大于等于0.05×10-3μm2，孔隙度大于等于6.5%。但以此为标准，水平井在投产后部分区域出现了低液量低效井。当孔隙度小于8.5%，渗透率小于0.15×10-3μm2时，稳产后其液量小于10 m3/d，为低液量低效井。因此本次研究将有效储层渗透率下限从原来的0.05×10-3μm2提高到0.15×10-3μm2，孔隙度下限从原来的6.5%提高到8.5%，从而避免了低液量低效井的出现。

研究区已投产长8段水平井20余口，其产油量与砂体油层有效厚度存在明显相关性，油层有效厚度越大，累产油越多[7]。如LP19井和QP3井在水平段长度、压裂方式及压裂规模相近的情况下，由于其钻遇的油层有效厚度的不同，导致二者产量存在很大的差异（LP19井初周月累产油57.9 t，QP3井初周月累产油257.6 t）。因此，将研究区长8段砂体油层有效厚度下限从原来的3.0 m提高到5.0 m，进一步提高其油层钻遇率及单井可控储量，避免低效井的出现。

如在研究区西南部LLY区LP172井区位于三角洲前缘水下分流河道储层物性好的区域（图3a），为三叠系延长组长81段油气富集的“甜点区”；但在西南部LLY区X32井区位于主河道前缘末端及边部，储层物性较差，其产量整体较差，属低效区。在研究区中部CD区X88井区、西北部YC区H24井区和西部QZ区QT18井区均位于三角洲前缘水下分流河道储层物性好的区域（图3b），为三叠系延长组长82段油气富集的“甜点区”，其产量均较好；但在河道边部储层物性整体变差，其产量也整体变差，如在LLY区YY4井区、YY7井区和CD区X39井区，其储层物性整体较差，均小于重新厘定的下限值，属于低效区。

图3 下寺湾油田长81和长82储层沉积微相Fig.3 Sedimentary microfacies of Chang-81reservoir and Chang-82reservoir in Xiasiwan Oilfield

1.3 较高的过剩压力差是油气富集的重要条件

任战利、李文厚、李元昊等的研究成果表明，过剩压力差的存在是油气在垂向和横向上运移的主要动力，是油气藏成藏的重要条件[16-18]。在研究区长8段油层组顶部、中部和底部均存在着高剩余压力带，长7段地层与长9段地层之间普遍存在较高的过剩压力差（图4a），其中在西南部LLY区局部剩余压力差值达到15 MPa以上（图4），沿着东北方向呈逐渐降低的趋势。当压力大于地层破裂压力（主要指大于泥岩破裂压力）时，岩石发生破裂，会形成有效的微裂缝，油气便可通过微裂缝进行运移或直接富集成藏。田亚铭等的研究表明，鄂尔多斯盆地延长组微裂缝和节理广泛发育，微裂缝和节理沟通了长7段烃源岩和长9段烃源岩与长8段储层的联系[19-20]，在生烃增压产生的异常压力作用下，油气通过微裂缝和节理由高压区向低压区（从长7段烃源岩向长8段储层或长9段烃源岩向长8段储层）运移，然后在较为优质的储层中富集成藏。因此，在高压区的相对低压区是油气成藏的主要区域。如长81段在北部YC区H13井区、东部CY区C107井区，为长81段油气富集的“甜点区”；长82段在西部QZ区QT24井区、南部LLY区X32井区，为长82段油气富集的“甜点区”。

1.4 广泛发育的微裂缝控制致密油富集高产

裂缝型“甜点”是下寺湾油田三叠系长8段致密油藏非常典型的一个特征。如研究区LP172井微裂缝极为发育，单井日产油105 t，LP60井微裂缝极为发育，单井日产油92 t，LP1井微裂缝极为发育，单井日产油64 t。在纵向上较为明显的特征是在砂泥岩界面转换处各种天然裂缝较为发育，是致密油富集高产的有利指向区[21-23]；在平面上较为明显的特征是在河道边部或靠近边部的地方天然裂缝较为发育，是致密油富集高产的有利指向区。

下寺湾油田延长组下组合已有裂缝监测结果表明，裂缝方位基本上均为NE向，主要分布在北偏东65°～85°，均值为北偏东75°[21]。本次研究对部分取心井进行薄片观察，发现其薄片裂缝比较发育，以构造缝（高角度剪切微裂缝）为主，约占75%，层理缝发育较差，约占25%。研究区长8段岩心分析表明：微裂缝的长度差异较大，分布在2.2～28.6 mm，更多的微裂缝贯穿了整个薄片；微裂缝的开度主要集中在0.10～0.15 mm，约占41.7%；开度在0～0.05 mm的微裂缝次之，约占33.3%；开度在0.05～0.10 mm的微裂缝较少，占16.7%；微裂缝的间距差异较大，较短的在0.1～1.0 mm，较长的在4.0～5.0 mm。

图4 LPX井过剩压力剖面和下寺湾油田长7—长9段异常压力差等值线Fig.4 Excess pressure profile of well LPX and excess pressure contour from Chang-7 reservoir to Chang-9 reservoir in Xiasiwan Oilfield

镜下观察统计表明，研究区长8段微裂缝主要有未充填裂缝、完全充填裂缝和半充填裂缝3种类型，其中以未充填裂缝为主，约占总裂缝数的70%，已充填裂缝根据其充填物成分可分为方解石充填裂缝和有机质充填裂缝。已充填裂缝的充填物类型主要有方解石和有机质两种。方解石充填了原本已经形成的裂缝（图5a），镜下观察表明，充填裂缝的方解石与钙质胶结作用几乎同时发生，为同一期地质流体成因。部分薄片中同样见到了有机质充填裂缝的现象，在单偏光显微镜下，裂缝成组系平行排列，呈半透光或者微弱透光的特征，在有机质通过裂缝运移时，轻烃优先运移，重烃停留在了原本未充填的裂缝中，逐步使裂缝被完全充填。半充填裂缝是有机质或者其他充填物在裂缝中，未完全充填原本张开的裂缝（图5b）。未充填裂缝比较容易识别，正交镜下与树胶的光性相同（图5c）。铸体薄片中，裂缝呈现明显的铸体颜色（图5d、5e、5f），从铸体薄片可以明显的看出，部分裂缝有切穿孔隙的现象（图5d）。剪性未充填裂缝一般发育在岩石内部（图5f），此外在岩石力学性质突变带（砂泥岩转换面）也常有发育（图5e）。

图5 下寺湾油田长8段微裂缝特征Fig.5 Microfracture characteristics of Chang-8 Member in Xiasiwan Oilfield

研究区成像测井资料较少，但已有成像测井资料表明，研究区长8段储层以高角度构造缝为主，裂缝主要分布在长81段储层中，长82段储层中裂缝发育情况相对较差（图6），其中倾角大于60°的裂缝占92%；倾角小于60°的低角度裂缝占8%。最大裂缝体密度为3.7 m2/m3，平均裂缝体密度约为0.7 m2/m3；最大裂缝宽度为2.03 mm，平均裂缝宽度为0.65 mm且裂缝宽度小于0.9 mm的约占85%；最大裂缝孔隙度为0.43%，平均裂缝孔隙度为0.09%，孔隙度小于0.15%的约占85%。

微裂缝常规测井综合识别研究表明：研究区长8段微裂缝整体较为发育，其中长81段微裂缝整体发育情况优于长82段。在不同的区域微裂缝发育的程度差异较大，其中在中部CD区X45井区和LP1井区微裂缝最为发育，北部YC区域微裂缝集中发育在H14井周边，西部QZ区QT24井区和QT19井区微裂缝较为发育，南部LLY区微裂缝集中发育在LP172井、X32井和X118井周边。研究区微裂缝常规裂缝解释结果与裂缝监测报告及成像测井结果吻合较好。

表1 常规测井微裂缝综合识别情况统计Table1 Statistics of comprehensive identification of micro-fractures in conventional logging

2 长8段致密油藏“甜点”模式

下寺湾油田三叠系延长组发育多套优质烃源岩。长8段储层成藏模式主要有“上生下储”“自生自储”和“下生上储”三种类型。“上生下储”型储层以长7段中下部油页岩作为烃源岩，短距离向下运移至长81段或长82段优质储层中富集成藏（图7，CP1井）；“自生自储”型储层以长7段下部油页岩作为烃源岩，在与其紧邻的长81段优质储层中就近富集成藏（图7，AP1井），或以长8段中部暗色泥岩（页岩）为烃源岩，在长81段或长82段优质储层中就近富集成藏（图7，EP1井）；“下生上储”型储层以长9段顶部页岩为烃源岩，短距离向上运移至长81段或长82段优质储层中富集成藏（图7，BP1井）。因此，研究区长8段勘探开发潜力较大。近几年对致密油（包括页岩油）研究成果表明：在油质较好、优相优储、生烃增压异常高压和天然微裂缝较为发育的区域是致密油主要地质“甜点”区。结合之前的致密油研究成果[23-24]及矿场实际情况，本次研究在研究区长8段致密油藏中共识别出5种“甜点”模式。

图6 X118井长8地层地层倾角及裂缝解释成果Fig.6 Diagonal angle and fracture interpretation results of Chang-8 Formation in well-X118

1）上砂富油下砂致密型（图7，AP1井）

这类油藏在研究区较为常见，下砂体因成岩作用而致密化，使其储集规模和储集性能变差，而上砂体则具有较好的储集性能，且上砂体距离长7段优质烃源岩较近，优先充注成藏，如LLY区LP7井便钻遇长82段上砂体，投产初周月累产液619.0 m3/m，累产油481.9 m3/m，含水为22.14%。此类“甜点”在水平井入窗时需考虑上下砂体物性，选择在上砂体中下部位入窗。

2）上砂致密下砂富油型（图7，BP1井）

这类油藏上砂体因成岩作用导致储层致密化，储层物性变差、储集规模变小，但下砂体物性较好，具有较好的储集空间。在优质烃源岩生烃增压动力下，岩石会发生破裂形成部分有效的微裂缝，油气便沿着有效微裂缝运移到下部优质砂体中富集成藏。如LLY区LP22井便钻遇长82段上部砂体，投产初周月累产液266.0 m3/m，累产油85.1 m3/m，含水为68.0%，属低液量低效井。此类“甜点“在水平井入窗时应选择下砂体中上部位入窗。

3）上砂富油下砂高含水型（图7，CP1井）

图7 长8致密砂岩油藏“甜点”模式Fig.7 Sweet spot mode of tight sandstone oil reservoir in Chang-8 Member

这类油藏在研究区局部分布，上下砂体物性均较好，都具有一定的油气富集能力，但由于上砂体距离主力油源长7段烃源岩较近，优先充注，而下砂体则充注相对较少，在缝网的局部长期浮力及扩散作用下，上砂体含油饱和度逐渐升高而下砂体含油饱和度则逐渐降低，导致上砂体富油而下砂体高含水。如LLY区LP17井便钻遇长82段上部砂体，投产初周月累产液930.0 m3/m，累产油289.0 m3/m，含水为31.1%；而距离其不到1 km的邻井LP13井钻遇下砂体，投产初周月累产液765.0 m3/m，累产油72.0 m3/m，含水为90.6%，属高含水低效井。此类“甜点“在水平井入窗时应选择上砂体中上部位入窗。

4）上下砂致密中砂富油型即“三明治”型（图7，DP1井）

这类油藏在研究区相对较少，上下砂体因成岩作用（压实作用和胶结作用）导致储层物性变差，为致密储层且缝网不延伸，形成遮挡条件。烃源岩生烃增压沿着生成的微裂缝运移至中部优质砂体中富集成藏，形成局部富集高产区，而钻遇上下部位砂体油井均是低效井。如LP60井便钻遇长81段中部砂体，初周月累产液6 323.0 m3/m，累产油2 428.0 m3/m，含水为60.0%。此类“甜点”在水平井入窗时应选择中砂体中部位入窗。

5）上砂高含水下砂富油型（图7，EP1井）

这类油藏在研究区局部分布，主要分布在烃源岩生烃增压产生的异常压力差较大的区域。这类油藏上砂体物性相对较差，下砂体物性相对较好，且在该区域异常压力差比浮力高一个数量级，为油气运移的主要动力。油气在异常压力动力下在物性相对较好的下砂体中优先充注成藏，上砂体聚集成藏的难度相对较大，以水层为主。如QZ区水平井QP5井钻遇长82段上砂体，投产初周月累产液2 038 m3/m，累产油139 m3/m，含水为93.17%。此类“甜点”在水平井入窗时应选择下砂体中下部位入窗。

根据研究区长8段致密砂岩油藏已识别出的5种“甜点”模式，可以看出，长8段油藏油气水分布较为复杂，在部分区域存在油水倒置现象，长8段储层在大部分区域属先致密后成藏（如AP1“甜点”区、BP1“甜点”区和CP1“甜点”区等），在部分区域为边致密边成藏（如EP1“甜点”区等）。

3 结论

1）通过对研究区烃源岩特征、沉积储层、地层异常压力特征及微裂缝发育特征等的深入研究，综合分析认为研究区长8段致密油富集主要受“优质烃源岩”“优相优储”“较高的过剩压力差”及“广泛的微裂缝发育”四大因素控制。研究区长8段致密油开发需以四大致密油富集控制因素优选区带，以储层物性、单砂体油层有效厚度优选区块，以其含油性（参考综合气测录井）确定井位的致密油地质“甜点”优选方法。根据长8段致密油四大控制因素优选出三大有利区带即YC区H13井区以南—QZ区QT24井区一带、QZ区QT19以南—LLYLP172井区一带和CD西部X33—X32一带可作为下一步勘探开发的优选区带。

2）针对不同的长8段致密油“甜点”模式，需进一步优化水平井钻井及入窗方式。上砂体富油下砂体致密型“甜点”区，在入窗时需考虑上下砂体物性，选择在上砂体中下部位入窗；上砂体致密下砂体富油型“甜点”区，在入窗时应选择下砂体中上部位入窗；上砂体富油下砂体高含水型“甜点”区，水平井入窗时应选择上砂体中上部位入窗；上下砂体致密中砂体富油型“甜点”区，水平井入窗时应选择中部位入窗；上砂体高含水下砂体富油型“甜点”区，水平井入窗时应选择下砂体下部位入窗。以此来进一步提高致密油有效储层的钻遇率，在此基础上进一步优化压裂参数，提高产建效益，避免低效井的出现。