鄂爾多斯盆地紅河油田致密油藏過(guò)剩壓力與油氣富集

張建華，常象春，尹偉，梁吉學(xué)

(1.山東科技大學(xué) 山東省沉積成礦作用與沉積礦產(chǎn)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東 青島 266590；2.青島海洋科學(xué)與技術(shù)國(guó)家實(shí)驗(yàn)室 海洋礦產(chǎn)資源評(píng)價(jià)與探測(cè)技術(shù)功能實(shí)驗(yàn)室，山東 青島266071；3.中國(guó)石化 石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；4.江蘇省水文地質(zhì)海洋地質(zhì)勘查院，江蘇 淮安223005)

引 言

紅河油田位于鄂爾多斯盆地西南部、天環(huán)向斜南部、鎮(zhèn)涇區(qū)塊中部(圖1)。中生代地層平緩西傾，為一傾角小于1°的西傾單斜構(gòu)造[1]。紅河油田主要目的層位為上三疊統(tǒng)延長(zhǎng)組長(zhǎng)8、長(zhǎng)9、長(zhǎng)6油層組和下侏羅統(tǒng)延安組延9、延10油層組[2]。受印支運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的湖盆隆升作用影響，三疊系延長(zhǎng)組上部地層遭受剝蝕[3]，剝蝕作用具有西部強(qiáng)東部較弱的特點(diǎn)，尤其是西南部地區(qū)剝蝕最為強(qiáng)烈，普遍缺失長(zhǎng)1、長(zhǎng)2兩個(gè)油層組以及長(zhǎng)3油層組的大部分，剝蝕強(qiáng)烈區(qū)長(zhǎng)4及長(zhǎng)5油層組地層也受到損失，導(dǎo)致西南部地區(qū)地層呈現(xiàn)與盆地內(nèi)部其他區(qū)域構(gòu)造穩(wěn)定不符合的角度不整合接觸狀態(tài)。長(zhǎng)7油層組時(shí)期湖水分布范圍最廣，水深達(dá)到最大，盆地處在全盛時(shí)期，廣泛發(fā)育淺湖-半深湖相厚層暗色富有機(jī)質(zhì)泥巖、油頁(yè)巖，沉積厚度大、有機(jī)質(zhì)豐度高、類(lèi)型較好，是盆地中生界最主要的烴源巖[4]。緊鄰的長(zhǎng)6和長(zhǎng)8油層組低孔低滲-特低滲儲(chǔ)層是紅河油田的主要儲(chǔ)集層，長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組每年均提交上百萬(wàn)噸探明儲(chǔ)量。成藏流體動(dòng)力學(xué)條件對(duì)油氣排替、運(yùn)移、聚集成藏過(guò)程有著重要的影響，對(duì)于致密砂巖巖性油藏來(lái)說(shuō)，油氣運(yùn)移的主要通道為連通砂體、不整合面及微裂縫，浮力、構(gòu)造力無(wú)法為油氣的運(yùn)聚提供足夠的動(dòng)力，運(yùn)移動(dòng)力主要來(lái)自過(guò)剩壓力[5-6]，因而解剖過(guò)剩壓力的成因、分布特征對(duì)于搞清楚致密油氣富集程度、油氣充注下限意義重大。

1 延長(zhǎng)組過(guò)剩壓力的成因

在地質(zhì)演化歷史中，導(dǎo)致過(guò)剩壓力形成的因素有很多，主要包括不均衡壓實(shí)作用[7-8]、構(gòu)造擠壓作用[9]、烴類(lèi)和非烴類(lèi)氣體的大量生成、水熱增壓[10-11]、成巖過(guò)程中黏土礦物轉(zhuǎn)化、自生礦物的形成以及膠結(jié)作用等。一般依據(jù)其形成過(guò)程分為三大類(lèi)[12]：第一類(lèi)與應(yīng)力有關(guān)，為引起巖石孔隙體積變化從而導(dǎo)致增壓的過(guò)程，包括欠壓實(shí)作用引起的增壓和構(gòu)造作用引起的增壓。欠壓實(shí)作用是由于盆地在沉積過(guò)程中不均衡的壓實(shí)及排水作用而導(dǎo)致的，欠壓實(shí)泥巖中的孔隙水產(chǎn)生高于正常壓力的孔隙流體壓力是異常高壓最常見(jiàn)的成因[13-16]。第二類(lèi)為增大孔隙流體體積而引起的增壓過(guò)程，包括生烴增壓作用、水熱增壓作用以及礦物轉(zhuǎn)換引起的增壓作用，其中礦物轉(zhuǎn)換主要包括蒙脫石轉(zhuǎn)換成伊利石、石膏或硬石膏的轉(zhuǎn)化；第三類(lèi)是由流體流動(dòng)和浮力而產(chǎn)生的增壓過(guò)程。對(duì)于某一研究對(duì)象而言，雖然過(guò)剩壓力的成因機(jī)制很多，且過(guò)剩壓力的形成往往是多種因素共同作用的結(jié)果，但往往是以某一種因素為主其他因素為輔[13-14]。

圖1 紅河油田構(gòu)造位置示意圖Fig.1 Structural location of Honghe Oilfield

明確異常壓力的成因與分布，不但能夠提高研究區(qū)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的預(yù)測(cè)精度，也是進(jìn)一步對(duì)油氣成藏進(jìn)行分析的基礎(chǔ)[17]。延長(zhǎng)組長(zhǎng)7油層組在早白堊世產(chǎn)生流體過(guò)剩壓力的主要原因有兩個(gè)方面[18]：一方面是鄂爾多斯盆地延長(zhǎng)組在侏羅紀(jì)—早白堊世快速埋藏，在早白堊世末埋深達(dá)到最大[19]。長(zhǎng)7油層組為一套半深湖相—深湖相暗色泥質(zhì)沉積[20]，為延長(zhǎng)組油氣的主力烴源巖，單層厚度5～25 m，最厚可達(dá)80 m[20-22]。在上覆負(fù)荷快速增加時(shí)，泥巖中的流體不能隨壓實(shí)充分排出，產(chǎn)生了流體過(guò)剩壓力；另一方面，在早白堊世，長(zhǎng)7油層組優(yōu)質(zhì)烴源巖已成熟，大量烴類(lèi)生成，生烴增壓作用明顯，導(dǎo)致流體體積劇烈增加[23]，從而產(chǎn)生過(guò)剩壓力。

2 延長(zhǎng)組過(guò)剩壓力分布特征

2.1 單井過(guò)剩壓力分布特征

根據(jù)聲波測(cè)井資料，計(jì)算了研究區(qū)延長(zhǎng)組的過(guò)剩壓力。紅河油田延長(zhǎng)組普遍發(fā)育不同程度的過(guò)剩壓力，縱向過(guò)剩壓力分布呈現(xiàn)單峰形狀。以長(zhǎng)7為界，過(guò)剩壓力向上、向下均變小，峰值位于長(zhǎng)7中下部。長(zhǎng)6以上地層過(guò)剩壓力很小，基本都在3 MPa左右，個(gè)別井位能夠達(dá)到5 MPa。從長(zhǎng)6油層組頂部開(kāi)始過(guò)剩壓力向下逐漸變大，長(zhǎng)6油層組整體過(guò)剩壓力平均在5 MPa，最小為2 MPa，最大為8 MPa。各井最大過(guò)剩壓力均發(fā)育在延長(zhǎng)組的長(zhǎng)7油層組，長(zhǎng)7油層組發(fā)育有厚層暗色泥巖，沉積速率快，泥巖流體排出受阻，異常壓力發(fā)育最為明顯,最大過(guò)剩壓力位于長(zhǎng)7油層組底部張家灘頁(yè)巖，壓力最高值達(dá)到16 MPa，其整體過(guò)剩壓力平均在13 MPa，最小也達(dá)到5 MPa，且越靠近長(zhǎng)7油層組底部過(guò)剩壓力越大，長(zhǎng)7油層組為紅河油田主力烴源巖層位，其發(fā)育異常高的流體壓力是油氣從烴源巖排出進(jìn)入上部及下部?jī)?chǔ)層的主要驅(qū)動(dòng)力。長(zhǎng)7和長(zhǎng)8油層組之間，過(guò)剩壓力開(kāi)始呈現(xiàn)下降趨勢(shì)。長(zhǎng)8油層組發(fā)育有砂泥巖互層沉積，泥巖層發(fā)育不穩(wěn)定，為延長(zhǎng)組的主要油氣儲(chǔ)層。長(zhǎng)8油層組的過(guò)剩壓力平均在7 MPa，最小為4 MPa，最大為9 MPa，過(guò)剩壓力整體高于長(zhǎng)6油層組(圖2)。

圖2 延長(zhǎng)組部分單井過(guò)剩壓力分布特征Fig.2 Distribution characteristics of overpressure in Yanchang Formationin of some single wells

2.2 平面過(guò)剩壓力分布特征

研究區(qū)長(zhǎng)6油層組過(guò)剩壓力平面分布普遍偏低，為3～8 MPa，西南部的紅河59井、紅河36井過(guò)剩壓力較高，在8 MPa左右，過(guò)剩壓力以此為中心向四周逐漸降低。長(zhǎng)7油層組的過(guò)剩壓力平面分布普遍偏高，分布在6～14 MPa，過(guò)剩壓力整體呈西部高東部低的特點(diǎn)。部分井位出現(xiàn)過(guò)剩壓力高值區(qū)，中部紅河37井、紅河100井、紅河105井以及西北部紅河79井過(guò)剩壓力偏高。長(zhǎng)8油層組平面過(guò)剩壓力值處于中等，整體分布在4～12 MPa，呈中部高兩邊低(圖3)。中部紅河37井、紅河105井以及紅河142井過(guò)剩壓力較高，達(dá)到10 MPa，西北部紅河79井過(guò)剩壓力達(dá)到7 MPa，比周?chē)渌愿?。長(zhǎng)8與長(zhǎng)7油層組的過(guò)剩壓力高值區(qū)基本相同，都分布在研究區(qū)中部。長(zhǎng)6、長(zhǎng)8與長(zhǎng)7油層組過(guò)剩壓力差值明顯，這為油氣從長(zhǎng)7進(jìn)入長(zhǎng)6和長(zhǎng)8提供了充足的動(dòng)力條件。

圖3 紅河油田過(guò)剩壓力平面分布(單位：MPa)Fig.3 Horizontal distribution of overpressure in HongheOilfield

3 源儲(chǔ)壓差與油氣富集程度

3.1 源儲(chǔ)壓差與油氣平面分布

烴源巖層位與儲(chǔ)層之間的過(guò)剩壓力差值稱(chēng)為源儲(chǔ)壓差，源儲(chǔ)壓差能夠驅(qū)動(dòng)油氣從高勢(shì)區(qū)向低勢(shì)區(qū)運(yùn)移聚集成藏[24-26]，因此,源儲(chǔ)壓差的大小及分布對(duì)油氣的分布具有重要的影響。長(zhǎng)6油層組的源儲(chǔ)壓差在整個(gè)研究區(qū)普遍較大，絕大部分高于3.5 MPa，最高值位于紅河86井附近，達(dá)到9 MPa，最低值位于紅河10井、紅河36井附近，約 2 MPa。長(zhǎng)8油層組的源儲(chǔ)壓差在整個(gè)研究區(qū)普遍較小，介于2～6 MPa，紅河45井、紅河79井附近源儲(chǔ)壓差較大，達(dá)6 MPa，紅河141井、紅河9井附近源儲(chǔ)壓差較小，約2 MPa(圖4)。

紅河油田長(zhǎng)6油層組油氣分布范圍較廣，幾乎涵蓋整個(gè)研究區(qū)，在研究區(qū)中部和西北部油氣分布較為密集。研究區(qū)中部的油層厚度大且含油級(jí)別高，西北部的含油級(jí)別較低但油層厚度大。其余位置有少量油氣分布，但含油級(jí)別低，油層厚度小。縱向上，從長(zhǎng)63亞油層組到長(zhǎng)61亞油層組油氣富集程度減弱，分布范圍逐漸縮小，油層厚度和含油級(jí)別逐漸降低，這正好與過(guò)剩壓力的縱向變化一致。

長(zhǎng)8油層組的油氣分布范圍小于長(zhǎng)6油層組，油氣主要分布在研究區(qū)中部，在西北部也有少量的油氣顯示，且主要集中于長(zhǎng)81亞油層組，長(zhǎng)82亞油層組基本不含油或者油氣含量很少。相比較而言，長(zhǎng)6油層組油氣分布范圍廣，中部和西北部油氣厚度大，含油級(jí)別較高的油氣僅分布在中部；長(zhǎng)8油層組的油氣整體分布范圍小于長(zhǎng)6油層組，但中部的油層厚度大于長(zhǎng)6油層組，含油級(jí)別高的油氣分布范圍更廣，厚度更大。

源儲(chǔ)壓差與油氣分布疊合圖表明，源儲(chǔ)壓差特別高的區(qū)域，油氣的含量并不一定是最高的，如長(zhǎng)6油層組紅河86井區(qū)域，長(zhǎng)8油層組紅河56井區(qū)域；在源儲(chǔ)壓差小的地方，如長(zhǎng)8、長(zhǎng)6油層組的紅河9井、紅河82井、紅河10井圍成的區(qū)域附近油氣含量很低，長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組的紅河141、紅河36、紅河59井圍成的右下角區(qū)域油氣含量也很低。表明源儲(chǔ)壓差并非決定油氣分布的主控因素，壓差大的地方油氣含量并不一定高，但壓差小的地方油氣含量往往很低。從油氣分布以及平面壓差分布可以看出長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組的源儲(chǔ)壓差為油氣的充注和運(yùn)移提供了充足的動(dòng)力條件。

3.2 源儲(chǔ)壓差與含油飽和度的關(guān)系

紅河油田長(zhǎng)6油層組、長(zhǎng)8油層組含油飽和度和油層厚度具有相似的分布特征(圖5)，含油飽和度可高達(dá)50%～60%，油層厚度最厚達(dá)到24 m以上。長(zhǎng)6油層組與長(zhǎng)8油層組相比，長(zhǎng)8油層組油層厚度和含油飽和度分布范圍更廣，高含油飽和度和厚油層面積大于長(zhǎng)6油層組，因此，長(zhǎng)8油層組的油氣含量?jī)?yōu)于長(zhǎng)6油層組。

圖4 紅河油田源儲(chǔ)壓差與油氣分布(柱體高度指示油層厚度)Fig.4 Pressure difference between source rock and reservoir and hydrocarbon distribution in Honghe Oilfield

長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組含油飽和度和油層厚度高值區(qū)基本都分布在源儲(chǔ)壓差高值區(qū)域附近。長(zhǎng)6油層組源儲(chǔ)壓差高值區(qū)域較廣，大體可分為3個(gè)區(qū)域，分別為西北部的紅河79井區(qū)域附近、中部偏西的紅河142井區(qū)域附近、東部的紅河37井區(qū)域附近，含油飽和度和油層厚度的高值區(qū)域基本都在三者區(qū)域內(nèi)部或者附近分布，例如：紅河37井區(qū)域附近源儲(chǔ)壓差都在5 MPa以上， 最高含油飽和度區(qū)域及油層厚度區(qū)域都位于此。長(zhǎng)8油層組源儲(chǔ)壓差的高值區(qū)分別是西北部的紅河79井附近、中西部的紅河45井、紅河61井區(qū)域以及東南部的紅河56井區(qū)域附近，三者區(qū)域附近的油層含油飽和度和油層厚度都很高，特別是中西部區(qū)域，這個(gè)區(qū)域的油氣含量豐富，含油飽和度基本都在30%以上，油層厚度達(dá)到20 m以上。這種現(xiàn)象說(shuō)明了源儲(chǔ)壓差的分布影響著油氣的分布，壓差大的地方，油氣充注運(yùn)移的動(dòng)力就大，在壓差的作用下油氣能夠克服更大的阻力進(jìn)入儲(chǔ)集層，儲(chǔ)集層儲(chǔ)集油氣的油層厚度和含油飽和度就越高。

3.3 源儲(chǔ)壓差與含油性下限的關(guān)系

圖6為紅河油田延長(zhǎng)組主力儲(chǔ)集層孔滲關(guān)系。根據(jù)其孔滲關(guān)系可以測(cè)出：長(zhǎng)61亞油層組的儲(chǔ)油下限為滲透率=1.3×10-4μm2，孔隙度=9.1%；長(zhǎng)62亞油層組的下限為滲透率=7.3×10-5μm2，孔隙度=8%；長(zhǎng)63亞油層組的下限為滲透率=7×10-5μm2，孔隙度=6%；長(zhǎng)81亞油層組的下限為滲透率=(0.7～1.0)×10-5μm2，孔隙度=2%。從長(zhǎng)61亞油層組到長(zhǎng)63亞油層組，距長(zhǎng)7油層組越來(lái)越近，源儲(chǔ)壓差對(duì)油氣充注的影響就越來(lái)越大，儲(chǔ)油下限也不斷降低。因此，可以推斷出源儲(chǔ)壓差影響著儲(chǔ)層的儲(chǔ)油下限，源儲(chǔ)壓差越大，儲(chǔ)油下限相對(duì)就越低。

圖5 紅河油田延長(zhǎng)組油層厚度、含油飽和度分布Fig.5 Distribution of reservoir thickness and oil saturation in the Yanchang Formation of Honghe Oilfield

圖6 紅河油田延長(zhǎng)組主力儲(chǔ)層孔滲關(guān)系Fig.6 Relationships between porosity and permeability of main reservoirs in the Yanchang Formation of Honghe Oilfield

4 結(jié) 論

紅河油田致密油主要賦存于長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組，介于其間的長(zhǎng)7油層組由于地層快速堆積，油氣大量生成，產(chǎn)生了較大的過(guò)剩壓力，為油氣進(jìn)入長(zhǎng)6和長(zhǎng)8油層組提供了充足的動(dòng)力。

長(zhǎng)7與長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組之間的源儲(chǔ)壓差對(duì)長(zhǎng)6、長(zhǎng)8油層組油氣的富集產(chǎn)生了重要的影響，源儲(chǔ)壓差與油氣富集緊密相關(guān)，表現(xiàn)為控制油氣平面分布，影響油氣充注層位、油氣層厚度、含油飽和度以及儲(chǔ)層的儲(chǔ)油物性下限。