红河油田长9油层组油气富集主控因素及模式

王翠丽，周 文，李红波 ，邓虎成，刘 岩

(1.成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 2.中石油 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

红河油田长9油层组油气富集主控因素及模式

王翠丽1，周 文1，李红波2，邓虎成1，刘 岩1

(1.成都理工大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610059； 2.中石油 塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

通过建立长9油气测试产油井分布与烃源岩、地层压力、沉积储层、断裂系统的关系，分析了油气富集的主控因素，提出了油气富集模式。分析结果表明：长7烃源岩不仅是长9油气的物质来源，还为油气向下运移提供动力，控制了油藏的分布范围；断裂、裂缝系统是油气输导体系的重要组成部分，是油气向下运移的关键；长8、长9砂体的物性条件决定了油气能否充注，而砂体的叠置关系、发育程度、排烃量共同控制了油气在长9砂体中的充注程度。断裂系统、裂缝系统、砂体叠置和源储接触等单一输导系统的自由组合构成了复杂的纵横向沟通的疏导网络体系，决定了红河油田长9油气的不同成藏过程。

油气富集；主控因素；成藏模式；长9油层组；红河油田

鄂尔多斯盆地三叠系延长组长9油层组是近年来新发现的含油层系，相继在古峰、定边、陇东、镇泾等区块取得了重要的勘探成果[1-4]。目前，长9油藏的勘探开发尚处初级阶段，成藏规律的研究主要集中在伊陕斜坡的古峰、志丹、洛川等地区[5-6]。红河油田长9油藏发现晚，富集模式认识缺乏，制约了油田长9油藏的勘探开发进程。本文试图通过烃源岩、地层压力、沉积储层、断裂系统的研究，分析油气富集的主控因素，提出油气富集模式，指导研究区长9油层组的高效开发。

红河油田位于鄂尔多斯盆地天环凹陷南端，构造平缓，局部发育小型鼻状隆起。该区延长组自下而上依次发育长10—长4共7个油层组，长3—长1油层组缺失。长9期，研究区先后处于辫状河三角洲平原和辫状河三角洲前缘2个沉积相带中，其储层主要由三角洲水下分流河道控制的NE-SW向致密砂岩组成，岩石脆性相对较大[7]。红河油田长9油气勘探始于2010年，在红河55井区、红河42井区取得了重大突破，但面临着勘探成功率低、建产缓慢的问题。

1 油气富集的主控因素分析

1.1 源、盖控区

优质烃源岩发育与否关系着油气能否运移至储集层。延长组发育多套烃源岩。长9油层组流体包裹体分析结果显示上覆的长7段湖相油页岩是长9油藏的主力烃源岩。其干酪根类型为I-II1型，TOC(有机碳)质量分数为0.96%～4.27%，IH(氢指数)为40～630 mg/g,S1+S2(热解生烃潜量)为20～50 mg/g，成熟度中等，中侏罗世晚期进入生烃门限，白垩世末达到生油高峰，以生油为主。该烃源岩在研究区大面积分布，中部—西南部及部分井区尖灭。

长7油页岩与泥岩共同组成该区盖层，且全区分布。郑朝阳、黄志龙等[8-9]认为，当泥岩的排替压力大于0.5 MPa时，可作为较好的封闭层。分析长7泥岩排替压力演化史，认为在晚侏罗世中期，生油高峰期之前它已具备封堵油气的能力[10]。

长7烃源岩是长9油藏的重要物质来源，并与长7的泥岩盖层共同控制了油藏的分布范围。统计结果显示，长7烃源岩的分布与长9产油井油气测试吻合，吻合率大于80%(图1)，为下一步长9油藏勘探指明有利方向。

图1 红河油田长7烃源岩与长9油井油气测试结果分布

1.2 地层压力、断裂系统砂体叠置关系、控藏

1.2.1 地层压力对油气运移、聚集的控制作用 对于“上生下储”式油藏，p源>p储+pc+p浮是油气成藏的先决条件。式中：p源为烃源岩的地层压力，MPa；p储为储集层的地层压力，MPa；pc为油气运移需克服的毛管压力，MPa；p浮为油气向下运移所克服的浮力。前人[11]研究认为，白垩世延长组地层的快速埋深产生的欠压实作用和有机质的生烃作用是研究区烃源岩地层形成超压的主要原因。地层异常压力与同等深度的静水压力之差为剩余地层压力。在剩余地层压力的驱动下，流体通过裂缝或储集层垂向运移，进入过剩压力相对低值的邻近烃源岩砂体中，形成“上生下储”式油藏。采用一种适用性广泛的地层超压预测方法即Eaton法[12-13]计算烃源岩和储层的地层压力。计算结果显示，长7烃源岩地层存在2～10MPa的过剩压力，在研究区中部剩余压力最大，向四周逐渐减小。长9油层组过剩压力分布与长7趋势类似，高值分布在HH104井区，但整体偏低，在2～4MPa；源-储存在较大的剩余地层压力差。图2中长7烃源岩与长9油层组的剩余地层压力差与长9油气测试产油井表明，油气显示区与剩余压力差低值区吻合，剩余压力控制流体垂、横向运移，研究区东部、东南部是压力低值区，为流体聚集的主要区域。

1.2.2 断裂系统对长9油气富集的控制作用 长9储层孔隙度、渗透率极低，且与主力烃源岩不毗邻，虽源-储之间存在较大过剩压力，若无其他垂向输导体系，仅依靠致密砂体叠置向下运移油气是极难成藏的。从已有钻井、物探、岩心观察和孔隙类型分析成果来看，研究区断裂系统发育，且纵向贯穿整个延长组，成为该区油气输导体系的重要组成部分。

根据野外露头调查、岩心裂缝观察及测井裂缝识别的统计分析结果，红河油田长9油层组裂缝发育主要受区域应力场、断层及岩层厚度的控制，岩性和构造变形对其控制力度较小。

红河油田延长组经历了多期构造运动，裂缝的优势组系为北东向，与燕山和喜马拉雅运动期的构造应力场密切相关，燕山运动期的影响较大，构造运动是构造裂缝形成的重要因素。研究区延长组天然裂缝充填物的岩石声发射实验和碳氧稳定同位素分析结果表明，天然裂缝的主要形成期次为3期，其中：燕山运动期是盆地边缘构造形成的主要时期，裂缝发育程度较高；印支运动期和喜马拉雅运动期影响相对较弱，裂缝发育程度较低。

图2 红河油田源-储地层压力差、长9断层与油气测试结果

断层的规模及展布控制着裂缝的发育程度及分布规律，与断层距离越近，裂缝发育指数越大(图3)。研究区部分取心井可见断层共生或派生的裂缝发育，存在连续的砂岩和泥岩破碎段。

图3 研究区裂缝发育模式

当其他地质条件相同时，岩层越薄裂缝越发育，纵向延伸性越弱。红河油田长9油层组天然裂缝纵向延伸规模较大，部分可切穿薄的砂岩或泥岩层，裂缝线密度与岩层厚度呈幂函数递减关系(图3)。

不同岩石的力学性质存在较大的差异，影响裂缝发育程度。研究区长9油层组测井裂缝解释结果表明，脆性程度较大的砂岩中裂缝发育程度高于泥岩(图3)。

研究区整体构造平缓，对比分析发现，裂缝发育区(如红河42井区)的构造变形并不剧烈，而构造变形剧烈地区的裂缝并不发育。

区域构造裂缝与断层共生、派生裂缝是研究区裂缝的主要类型。据应力模拟结果认为区域构造裂缝发育区呈北东—南西条带分布，东南部裂缝发育程度高。断裂系统由多个小断层组合而成，其中北西—南东向的断裂群是研究区的主断裂，断裂带内裂缝发育[14-15]。研究区断层及裂缝的展布决定了油气运移至长9油层组聚集成藏的主要方向。该区块长9的油气富集区与油气测试产油井均分布于断层附近的统计结果证明了此观点(图2)。

研究认为纵向贯穿整个延长组的断裂系统在油气的富集过程中可能充当了油气运移的通道，为烃源岩生烃排油或沟通相邻储集层起到了重要作用，断层附近为油气富集的主要区域。

1.2.3 砂体叠置关系对油气充注程度的控制作用

在低孔、低渗岩性油气藏的形成过程中，砂体发育是油气聚集成藏的必备条件。研究区主力烃源岩与长9砂体位置关系特殊，油气必须经长8油层组运移至长9砂体，故长8、长9砂体的物性条件、发育程度、砂体间叠置关系控制着油气在长9砂体中的充注程度。

分析测试产油井与砂体物性的关系发现，油气充注长8和长9砂体的物性下限是孔隙度为13.5%，渗透率为0.75×10-3μm2。从油气测试结果与长8、长9砂体分布叠合图4看，长8砂体不发育而长9砂体发育的地区，在长9有良好油气显示，如HH55井；当长8、长9均有砂体发育，若长8砂体致密，油气在物性好的长9聚集，如HH42井；若长8、长9砂体物性条件好，则油气先充注长8砂体，剩余油气充注到长9砂体中，如HH51井。

总之，长8、长9砂体的物性条件决定了油气能否充注，而砂体的叠置关系、发育程度、排烃量共同控制了油气在长9砂体中的充注程度。

图4 红河油田长8、长9砂体与油井油气测试结果的关系

2 长9油层组油气富集模式

红河油田长9油气富集主控因素分析表明，长9油气富集受断裂、有利烃源岩的分布和源-储剩余地层压力差的控制；油气的充注程度受长8砂体与长9砂体的相对发育程度、相互叠置关系和物性条件控制。事实上在剩余地层压力的驱动下，研究区内油气成藏疏导系统往往是各种疏导条件的组合，如断裂系统+砂体叠置、断裂系统+裂缝系统、源储接触+砂体叠置、源储接触+裂缝系统、砂体叠置+裂缝系统，甚至断裂系统+裂缝系统+砂体叠置等更多因素的组合构成纵横向沟通的复杂疏导网络(表1)。正是这种疏导网络的多样化组合形式保证了油气在研究区长9油层组的聚集成藏(图5)。

图5中从左至右烃源岩逐渐发育，多个断裂系统分别展示了长9砂体油气运聚的不同过程。长9油层组获得油气充注的首要条件是： 长7与长9的

表1 红河油田典型井的油气输导体系

剩余地层压力差大于油气进入长9砂体所克服的浮力和毛管压力之和(p长7-p长9>p浮(长9)+pc(长9))；长7生烃排烃后充注长8砂体后仍有剩余(V排(长7)-V充(长8)>0)。

图5中，①的断裂系统贯穿长8和长9，生烃量不足，长8砂体获得油气充注之后，没有多余油气充注长9砂体。当长8砂体靠近烃源岩，又发育有裂缝时，长8砂体可直接获得油气充注，但垂向无其他输导体，油气无法运移到长9砂体中，如图中②所示。当有裂缝系统沟通长8和长9砂体又满足以上油气富集条件时，若油气运移至长8砂体并有多余油气，会继续向下运移使长9砂体获得油气，如图中③所示。图中④显示的是，虽然油源充足又发育有裂缝，但断裂系统未贯穿长9，长8砂体获得油气后虽有剩余，但没有通道使油气运移至长9。而图中⑤虽满足条件，但由于长9砂体非常致密，多余油气通过裂缝进入到与长8砂体邻近的物性好的砂体中。图中⑥为油源最为充足的地方，断裂系统贯穿了整个延长组，由于长8上部砂体非常致密，油气未能进入该砂体，运移至下部物性好的砂体聚集成藏。

3 结 论

(1)长7烃源岩、泥岩地层的快速埋深产生的欠压实作用和有机质的生烃作用形成了超压，与储层之间存在较大的剩余地层压力差，为长7生成的油气沿复杂输导体系向下运移提供动力。

(2)断裂系统是研究区油气输导体系的重要组成部分，断层及裂缝的展布决定了油气运移至长9聚集成藏的主要方向。长8、长9砂体的物性条件决定了油气能否充注，而砂体的叠置关系、发育程度、排烃量共同控制了油气在长9砂体中的充注程度。

(3)长9油气聚集成藏是输导条件多样化组合作用的结果，断裂系统、裂缝系统、砂体叠置和源储接触等单一输导系统的自由组合构成了复杂的纵横向沟通的输导网络体系，决定了长9油气的不同成藏过程。

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责任编辑：王 辉

2014-09-28

国家自然科学基金项目“油气藏天然裂缝有效性定量表征技术研究”(编号：41202096)

王翠丽(1985-)，女，博士研究生，主要从事油气藏描述研究。E-mail：wcl15982205106@163.com

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