长7段沉积时期为鄂尔多斯盆地湖盆扩张最盛期, 经历了较长时间还原环境的静水沉积, 中晚期发育一套稳定较厚的深湖— 半深湖相油页岩, 是盆地中生界最重要的生油岩系^[17]。研究区长7段中下部油页岩分布范围广泛, 厚度由东向西逐渐减薄, 主要为7~19 m, 平均13 m, 为该区主要的烃源岩。本文选取了Hh73井和Hh74井的28个油页岩岩心样品进行岩石热解地球化学分析, 分析结果显示: 长7段油页岩有机质类型整体以I型为主, 有机质类型好且已进入成熟阶段^[6], 总有机碳(total organic carbon, TOC)为0.4%~11.5%, 平均5%。从长7段油页岩TOC与生烃潜量关系(图3)中可知, 75%的样品属于优质烃源岩, 生烃潜量较大, 可以为致密油藏的形成提供充足的物质基础。

图3

Fig.3

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	图3 研究区长7段油页岩TOC与生烃潜量关系Fig.3 Relationship between TOC and hydrocarbon generation potential of oil shale in Chang 7 member of the study area

根据区域地质背景, 长8段沉积时期鄂尔多斯盆地湖盆发育物源来自西南方向的辫状河三角洲前缘的分流河道沉积, 由于水下分流河道的汇合及多期频繁叠置, 在研究区形成由西南向东北方向呈带状发育的水下分流河道砂体^[18](图4)。研究区长8段水下分流河道砂体岩性主要为细砂岩和粉砂岩, 横向上砂体厚度从河道中央向两侧减薄, 直至完全尖灭, 纵向上砂体整体呈下粗上细的正递变粒序, 砂体中部储层物性较好, 向边缘逐渐变差。区域钻井资料显示(图2), 长8段砂体发育规模较大, 砂地比较高, 单井钻遇最薄砂体不到1 m, 最厚砂体可达38 m, 平均25 m, 砂岩含量分布于4.9%~99%, 平均51.3%。

图4

Fig.4

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	图4 研究区长8段1小层砂体油气运移趋势Fig.4 Oil-gas migration trend in the first layer of Chang 8 member in the study area

依据构造等值线、砂体厚度等值线及断层分布叠合还原了研究区长8段1小层砂体油气运移趋势(图4)。其中, 喜山期断裂走向主要为NWW向, 燕山期断裂为EW向, 研究区具有自西南向东北方向变高的地层起伏趋势, 整体呈现出3个向东逐渐抬升的构造主梁。研究区的致密储集砂体被断裂分割为多个断块, 叠加断裂落差和地层起伏沟槽幅度的影响, 形成了沿断裂带分布的有利构造圈闭。油气在纵向上主要沿着断裂带运移, 横向上主要向有利构造圈闭运移。邹敏等^[11]的研究表明: 早侏罗世— 晚白垩世为研究区长7段油页岩排烃时期, 同期或者之前的燕山期断裂所形成的有利构造圈闭可以有效匹配排烃期, 油气充注至有利圈闭而形成构造、岩性油气成藏, 而晚于早侏罗世— 晚白垩世的喜山期断裂在油页岩排烃期后才形成一系列构造圈闭, 这些构造圈闭因没有油气充注而导致含油丰度低。

研究区长7段中下部油页岩之上覆盖了长7段中上部的厚层暗色泥岩(图2)。长7段中上部暗色泥岩全区稳定展布, 岩性为浅灰色泥岩和砂质泥岩, 累计厚度超过55 m, 埋深超过2 000 m。良好的盖层整体上封隔性能较好, 可以有效阻止长7段中下部油页岩生成的油气向上运移。长7段顶部地层展布表现为东北高、西南低, 平均坡降6~8 m/km(图4), 地层倾角0.3° ~0.6° , 整体相对平缓。在早侏罗世— 晚白垩世成藏期后, 喜山期构造运动形成的断裂主要发育在研究区的北部, 未对南部的圈闭进行重新改造与油气分异, 后期整体保存条件相对有利。

研究区长8段致密油藏烃源岩为长7段中下部油页岩, 主要储集层为长8段水下分流河道砂岩, 盖层为长7段中上部泥岩, 烃源岩和储集层紧邻叠置, 在空间上构成了成藏条件优越的近源生储盖组合。由于长7段中下部油页岩生成的油气受到长7段中上部厚层泥岩的封隔阻挡, 随着油气的不断生成, 在烃源岩与储集层压差的驱动下, 油气沿断裂带运移并就近充注于长8段致密储集砂体中, 形成了致密砂岩油藏(图5)。研究区整体地层相对平缓, 油气运移的动力不足, 叠加储层物性差、非均质性强等因素, 致使致密砂岩内部含油丰度差异大, 油气主要富集在物性相对较好的砂岩中上部^[18], 中间被泥岩或物性差的砂岩隔开, 形成垂向上多层的边底水岩性、构造油气藏。

图5

Fig.5

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	图5 研究区长8段油藏成藏模式示意图 1.燕山期断层; 2.长6段; 3.长7段中上部泥岩; 4.长7段下部油页岩; 5.长8段泥岩; 6.长8段致密砂岩; 7.长9段; 8.油层; 9.水层; 10.油气充注方向Fig.5 Schematic diagram of reservoir formation model of Chang 8 member in the study area

有利储集相带的控制作用体现在以下两个方面。

(1)储集砂体的规模控制着地下的流体体积。一般而言, 储集砂体规模越大和地层储集空间越大, 储集的地下流体体积就越大^{[21, 22]}。虽然研究区致密砂岩储层整体上物性较差, 但由于砂体规模较大, 能为流体储集提供较多的储集空间。表1及储集砂体厚度与日产液量关系(图6(a))显示: 产液量与砂体厚度呈明显的正相关, 说明较大规模的储集砂体为致密油藏的富集高产提供了空间基础。

表1

Tab.1

表1(Tab.1)

表1 研究区部分直井储层参数、含油气级别及油气测试结果 Tab.1 Reservoir parameters, oil-bearing grades and oil-gas test results for some vertical wells in the study area 井区 井号 储层厚度/m 孔隙度/% 渗透率/10-3 μ m2 主要油气显示级别 日产液/t 日产油/t HH73井区 Hh73 19.3 10.2~16.7 0.18~1.63 荧光 3.1 2.1 Hh97 12.2 2.9~7.5 0.23~1.62 荧光、油迹 7.7 1.5 Hh166 28.1 13.1~17.3 0.63~1.39 油迹、油斑 24.0 5.3 Hh143 21.1 9.9~19.8 0.99~2.05 油浸、油斑 6.0 0.6 Hh144 18.9 5.3~10.6 0.31~1.52 油迹、油斑 8.6 1.6 Hh87 20.9 10.2~19.8 0.23~2.09 油浸、油斑 16.8 1.8 Hh146 22.2 6.9~11.1 0.43~0.95 荧光、油迹 22.2 3.9 Hh147 13.8 4.6~17.2 0.18~1.19 油迹、油斑 2.1 0.8 Hh85 23.6 8.9~18.1 0.22~0.96 荧光 17.8 5.2 Hh82 27.3 11.6~17.6 0.98~1.88 油浸、油斑 20.3 1.5 Hh86 27.6 9.9~16.1 1.05~1.61 油斑 16.9 2.6 Hh88 26.5 13.3~15.4 0.39~1.09 荧光、油迹 11.2 3.5 Hh143 23.1 12.3~18.9 0.57~1.82 油迹、油斑 10.9 0.6 Hh97 12.1 5.1~12.1 0.51~1.31 荧光 14.5 1.8 HH74井区 HH45 14.2 9.5~16.3 0.32~0.95 荧光 13.2 0.5 Hh44 18.3 11.2~15.9 0.93~1.65 油迹、油斑 5.6 1.1 Hh74 17.1 6.3~12.4 0.05~0.22 荧光、油斑 4.3 0.6 Hh145 12.5 3.5~8.9 0.08~1.91 荧光、油斑 9.1 5.5 Hh100 21.5 5.6~14.3 0.75~1.92 油浸、油斑 9.3 2.3 Hh142 8.9 4.2~10.5 0.12~0.78 荧光、油迹 3.6 0.2 Hh123 12.0 8.2~15.2 0.09~0.72 荧光、油斑 4.2 0.7 Hh101 17.5 12.1~19.3 0.85~2.11 油浸、油斑 10.6 1.5

表1 研究区部分直井储层参数、含油气级别及油气测试结果 Tab.1 Reservoir parameters, oil-bearing grades and oil-gas test results for some vertical wells in the study area

(2)致密储层的物性影响着含油气丰度。本文对研究区已有钻井显示层的含油气显示级别进行了统计分析, 从图6(b)中可以看出, 储集砂体的物性与油气显示级别有较大的关联性, 物性越好, 油气充注的含油气丰度越高, 油气显示级别就越高。当孔隙度大于15%, 渗透率大于0.7× 10^-3 μ m², 主要为油斑以上级别油气显示; 当孔隙度为12%~15%, 渗透率介于(0.4~0.7)× 10^-3 μ m², 主要为油斑级别油气显示; 当孔隙度为8%~12%, 渗透率介于(0.1~0.4)× 10^-3 μ m², 主要为油迹级别油气显示; 当孔隙度小于8%, 渗透率小于0.1× 10^-3 μ m², 主要为荧光级别油气显示或干层。

图6

Fig.6

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	图6 研究区储集砂体与致密油富集高产关系Fig.6 Relationship between reservoir sand body and tight oil enrichment and high yield in the study area

针对致密砂岩油藏, 构造裂缝发育可以改善储层物性, 为油气提供储集空间。本文基于地震同相轴反射特征, 分析最大似然体属性(属性值分布范围为0~1)。地震同相轴越连续, 表明裂缝发育的可能性越小, 最大似然属性值越小; 地震同相轴连续性变得越差, 裂缝发育的可能性越大, 最大似然属性值也越大^[23]。运用图像识别技术, 对裂缝进行增强显示, 并用6口取心井对预测裂缝分布进行了验证, 结果显示预测准确度大于95%。从裂缝密度平面图中可以看出(图7(a)), 裂缝主要沿断层分布, 整体上在靠近断层发育的位置裂缝密度大, 远离断层的位置裂缝密度小, 说明断层对裂缝的形成具有明显的控制作用。

图7

Fig.7

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	图7 研究区长8段2小层断裂分布与致密油富集高产关系 1.井号; 2.日油量> 1 t; 3.日油量> 2 t; 4.日油量> 3 t; 5.水平井轨迹及井号; 6.燕山期断层; 7.喜山期断层; 8.砂厚> 4 m; 9.砂厚> 8 m; 10.砂厚> 12 m; 11.砂厚> 16 mFig.7 Relationship between fracture distribution and tight oil enrichment and high yield in the second layer of Chang 8 member in the study area

综合研究区长8段2小层裂缝密度(图7(a))与单井(直井)产油量测试(图7(b))发现, 研究区砂体厚度大, 南部燕山期的EW向断裂附近裂缝发育, 可以有效改善低孔特低渗的致密砂岩储层物性, 导致储层渗透率数量级的增大, 使整体日产油量普遍较高, 是研究区日产油量大于1 t的主要分布区。北部喜山期的NWW向断裂带附近虽然也有裂缝发育, 但由于其在主要成藏期之后形成, 附近圈闭原始含油气丰度低, 日产油量也普遍较低。Hh74井区砂体厚度较小, 含油气丰度低, 开发潜力较小。

目前除直井外, 由于水平井可以高效开发致密油藏, 因此在研究区得到越来越多的应用, 但水平井之间产量差异较大, 在有利储层和断裂带的影响下, 井身轨迹如果不能实现与油藏最大程度的接触, 将直接影响生产井的产量^{[24, 25]}, 这一现象在研究区长水平段的水平井中尤其明显。研究区水平井的水平段长度多为700~2 000 m, 且部署于裂缝发育的位置, 一般水平段均会穿过断层, 因此研究水平井井身轨迹与油藏、断层的相对关系具有重要意义。研究区断层类型以正断层为主, 油层的平均厚度约15 m, 对研究区水平井与油藏、正断层的相对关系进行统计, 发现三者的匹配关系主要有4种类型(图8)。

图8

Fig.8

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	图8 研究区井身轨迹与断层、油藏的匹配与致密油富集高产关系Fig.8 Relationship between well trajectory, fault and reservoir matching and tight oil enrichment and high production in the study area

类型1: 水平段钻遇正断层的下降盘, 由于断距较大且封隔较差, 位于低部位的石油经断层运移至高部位的断层上升盘, 导致水平井井身轨迹直接钻遇正断层下降盘不含油的水层, 后期生产中开发效果最差, 水平井只出水不产油(图8(a))。该类型的水平井主要分布于长8段2小层西部连片砂体的东南角, 且断层断距及延伸长度相对较大的区域, 如Hh73P18井(图7(b))累液1 786 t, 累油0 t, 约占总井数的6%。

类型2: 水平段钻遇正断层的上升盘, 当断层的断距较小时(小于5 m), 断层的封隔也相对较差。由于水平井钻遇断层的落差较小, 在穿过断层后处于正断层上升盘与下降盘的油层顶部, 可以实现井身轨迹与油层的最大化接触。该情况下断层对水平井产量的影响相对较小, 水平井产油量最高, 含水率最低(图8(b))。该类型的水平井主要分布于长8段2小层西部连片砂体的中部砂岩较厚、断层断距及延伸长度相对较小的区域, 如Hh73P23井(图7(b))累液16 996 t, 累油9 364 t, 约占总井数的19%。

类型3: 水平段钻遇正断层的上升盘, 由于断层断距较大, 水平井的水平段在上升盘的油层中顺利穿行, 在钻遇落差较大的正断层后, 井身轨迹难以及时调整, 进而钻遇至下降盘的油层, 导致水平段直接在泥岩段提前完钻, 水平段长度相对较低(700~1 500 m), 后期生产中只能依靠长度较小的水平段进行油气开发, 产液量相对较小, 但由于含水低, 产油量相对较高(图8(c))。该类型的水平井主要分布于长8段2小层西部连片砂体中部砂岩较厚、断层断距及延伸长度相对较大的区域, 如Hh73P85井(图7(b))累液6 410 t, 累油2 448 t, 约占总井数的37%。

类型4: 水平段钻遇正断层的下降盘, 由于断距较大且封隔较好, 一方面水平井钻遇正断层的落差较大, 穿过断层后水平井井身轨迹调整难度大, 井身轨迹不处于油层顶部而靠近底水, 另一方面正断层的下降盘构造位置较低, 导致含油气丰度低, 此种情况下虽然水平段储层钻遇率高, 但水平井出水严重, 产油量并不高(图8(d))。该类型的水平井主要分布于长8段2小层西部连片砂体的东南角断层断距及延伸长度相对较大的区域, 如Hh73P83井(图7(b))累液7 277 t, 累油1 117 t, 约占总井数的38%。