致密油储层含油性主控因素及分布特征
——以鄂尔多斯盆地红河油田36 井区长8 油层组为例

郭秀娟，王建宁，伍岳，邹敏，王静，何苗

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100029；3.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

0 引言

致密砂岩油藏是目前全球非常规油气资源中重要的油藏类型，已成为未来石油开发的重要接替领域。据中石油（2016 年）数据，我国致密油总资源量超过151×108t，主要分布在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、四川盆地和准噶尔盆地等，其中鄂尔多斯盆地延长组占总资源量的43.4%［1］。目前国内学者多认为，控制鄂尔多斯盆地延长组致密油富集的关键因素为沉积微相、 储层物性、烃源岩和源-储压差等［2-5］。他们指出，国内陆相致密油藏具有储层岩性控制物性、 物性决定含油性的总体规律［6］，储层物性越好，则含油性越好，对产能贡献越大；含油饱和度常随孔隙度的增大呈线性增加，随渗透率的增大呈指数增加［7-8］。因而，以此作为致密油有利区与目标优选的重要依据［6-8］。该认识在鄂尔多斯盆地北部适用性较好，但在盆地西南缘，断裂更发育，地质条件不同，其实并不适用。

红河油田勘探开发实践表明：在烃源岩变化不大的小范围内，长8 油层组致密砂岩储层含油非均质性极强。表现为：有些储层段，物性很好，但不含油或含油性差；有些储层段，物性差，反而含油性较好，且断裂对油气富集有一定的控制作用。受含油非均质性极强的影响，水平井产能差异极大。因此，厘清含油性差异主控因素，并找准高含油饱和度的储层“甜点”区，是鄂尔多斯盆地南部长8 油层组高效勘探开发的关键。本文基于钻、测、录井及岩心测试、生产动态等资料，开展了红河油田红河36 井区长8 油层组含油性分析，探讨了含油性差异主控因素，预测了含油饱和度分布，以期为优化井位部署及调整提供科学依据。

1 区域地质特征

红河油田毗邻西峰亿吨级大油田，位于鄂尔多斯盆地天环向斜南部，东邻伊陕斜坡，南邻渭北隆起［9］。红河36 井区位于红河油田川口条带南部，内部被若干条北西及近东西走向的大、小断裂分割，总体呈“东高西低、东西分区、南北分块”的构造格局，在工区东部发育多个低幅度鼻状构造［10］（见图1a）。

红河36 井区主力开发油层为上三叠统延长组的长8 油层组，上覆长7 油层组为主力生油层兼盖层，二者构成了鄂尔多斯盆地典型的“上生下储”式生储盖组合（见图1b）。长8 油层组细分为2 个亚油层组，即长81和长82。长82亚油层组储层不发育，长81亚油层组自上而下分为3 个小层，即长811、长812和长813。其中，长811小层为一套厚5～8 m 的湖相暗色泥岩沉积；长812小层为一套辫状河三角洲前缘水下分流河道沉积，主要由细砂岩和粉砂岩组成，为主力生产层；长813小层为一套以暗色泥岩夹薄层细砂岩为主的辫状河三角洲前缘沉积，其中不发育有利的水下分流河道沉积。长812小层砂岩物性较差，孔隙度平均值为8.2%，渗透率平均值为0.21×10-3μm2，属于典型的致密砂岩储层［10-13］。

2 研究数据与方法

本次工作主要基于红河36 井区7 口取心井和71口水平井的资料。其中，长8 油层组取心总长度为156 m。岩心含油性记录完整，现象清晰，取样频率平均为2个/m。样品实验情况见表1。分析所用的71 口水平井的录井、气测及生产动态数据由中国石化华北油气分公司提供，水平段各项资料齐全、准确；含油饱和度解释数据由中国石化石油勘探开发研究院提供。综合以上资料和大量的实验及测井解释数据，主要从基质储层、裂缝、构造、保存条件等4 个要素着手，采用单井精细解释、数据线性回归等方法，开展储层含油性主控因素分析。

表1 岩心样品室内实验情况Table 1 Laboratory experiments of core samples

3 含油性主控因素

烃源岩是储集体含油的基本物质基础。长7 油层组作为鄂尔多斯盆地中生界主力烃源岩层，为下伏长8油层组“上生下储”近源成藏提供了物质条件。但研究区位于盆地边缘，受近物源影响，可作为烃源岩的泥页岩内发育了多套粉砂质条带夹层，优质烃源岩累计厚度仅有10～15 m，总有机碳质量分数（TOC）在5%～9%，烃源岩整体呈“厚度薄、质量差、生油量不足”的特点；加上长8 油层组油气充注压力仅为4～8 MPa，使得储集体油气充注强度整体较低［14-15］。受此影响，长8 油层组呈现“大面积含油、局部富集”的油气分布特点。

3.1 多尺度断裂是导致含油性差异的关键因素

受印支、燕山期构造活动的改造作用，研究区发育多尺度的北西及近东西走向的断裂构造，并伴（派）生多尺度的裂缝［16］。从断裂的规模、性质及力学层边界考虑，主要发育3 类断裂及其伴（派）生裂缝带：1）大尺度断裂及其伴（派）生裂缝带。由三级及以上断层（断距大于20 m）及其伴（派）生裂缝带组成；断层平面延伸千米级，纵向可贯穿第四系，控制了研究区的构造格局；裂缝带在地震剖面上反映为杂乱空白反射、 弱振幅条带，钻井中显示为井漏、溢流、垮塌、气测异常。2）中尺度断裂及其伴（派）生裂缝带。断层断距介于5～20 m，平面延伸百米级； 裂缝带的地震响应和钻井响应特征与大尺度断裂伴（派）生裂缝带相似，只是响应规模略小。3）小尺度断裂及其伴（派）生裂缝带。断层断距较小，平面延伸米级至十米级；裂缝带地震响应不明显，气测有异常，但无明显井漏，在水平井段可测井识别。3类断裂及其伴（派）生裂缝带对油气富集产生的影响不同，裂缝带含油性差别较大。

3.1.1 大尺度断裂及其伴（派）生裂缝带

总体上，大尺度断裂及其伴（派）生裂缝带局部油气保存条件不利，含油性较差。

研究区1 号、2 号和3 号断层为控制构造格局的大尺度断裂（见图1a），规模较大（断距大于20 m，延伸长度大于2.5 km），贯穿第四系。本次将水平段穿过断裂的水平井定义为断裂影响井，研究区71 口水平井中，有28 口为断裂影响井。同一条断裂被多口井钻穿时，取各井产能的平均值作为该断裂影响的水平井的产能值。统计结果表明，大尺度断裂影响的水平井含水率普遍大于50%（见图2）。水平井含水率主要受储集体含油性影响，因此认为，大尺度断裂附近储层含油性较差。另一方面，单井分析也表明，水平井离大尺度断裂较近的储层段含油性较差。以HH36P118 井为例，该井储层段发育有利的砂体类型即水下分流河道砂体，且位于河道中部，处在2 号断层伴（派）生的裂缝带。在该井水平段A 靶点处，钻遇2 号断层（见图1a），气测却无油气显示，测井解释含油饱和度小于30%。远离该断层，气测显示逐渐变好，含油饱和度从30%逐渐上升到60%。分析认为：大尺度断裂在成藏初期是油气运移的优势通道，在周围基质储层中发生了油气富集，但后期由于断裂活动持续时间较长，断层局部段的断距超过了上覆盖层（张家滩页岩）的厚度，保存条件不利，使得附近区域油气散失，含油性变差。

图2 研究区水平井初期含水率与断层规模的关系Fig.2 Relationship between initial water cut of horizontal wells and scale of faults in the study area

3.1.2 中尺度断裂及其伴（派）生裂缝带

总体上，中尺度断裂为油气运移的优势通道，其伴（派）生的裂缝带为主要的油气富集带（区）。

中尺度断裂及其伴（派）生裂缝带在水平井中表现为密集发育的裂缝段。根据水平井单井分析，裂缝段的含油性明显好于基质段。以HH36P11 井为例，该井钻遇2 条中尺度断裂，即位于2 790 m 处的4 号断层和3 557 m 处的5 号断层（见图1、图3）；储层段为主河道沉积，物性差别较小。一般来说，断层的规模与其伴（派）生裂缝带的宽度呈幂指数关系［17-18］，结合裂缝测井解释结果，可以判断水平井中裂缝带分布的大致范围。该井钻遇的4 号断层断距约为7 m，5 号断层断距约为15 m。由图3 可以看出：4 号断层伴（派）生的裂缝带位于水平段2 763～2 806 m，气测全烃值大于30%，录井油气显示以油斑为主，含油饱和度达58%，含油性较好；5 号断层附近发育3 个裂缝带，分别位于水平段3 242～3 257，3 307～3 335，3 780～3 860 m，气测全烃值较高，录井油气显示以油斑为主，测井解释含油饱和度为50%以上；在裂缝带以外的基质段，气测全烃值相对较低，录井油气显示以荧光为主，平均含油饱和度约为40%，含油性明显比裂缝段差。据统计，红河36井区71 口水平井共发育121 个裂缝段，平均含油饱和度为55%，基质段平均含油饱和度为38%。可见，水平井钻遇裂缝带的水平段即裂缝段的含油性明显好于基质段的含油性，裂缝带是油气富集的有利场所。

图3 HH36P11 水平井裂缝带与含油性剖面Fig.3 Profile of fracture zones and oil-bearing in horizontal Well HH36P11

一般认为，在断裂发育的部位，其伴（派）生的裂缝带是上覆烃源岩生成的油气向下运移的良好输导体，为油气运移的优势通道。研究区在油气充注强度整体较低的情况下，油气在沿优势通道运移的过程中，优先充注于裂缝带内及相邻的基质储层中，形成裂缝带型油气富集带（区）；在远离断裂及其伴（派）生裂缝带的基质储层中，油气充注量很少。这就较好地解释了为什么水平井裂缝段含油性明显好于基质段。

3.1.3 小尺度断裂及其伴（派）生裂缝带

总体上，小尺度断裂及其伴（派）生裂缝带可以改善储层物性，但对油气富集影响程度有限。

研究区受北西及近东西走向大、 中尺度断裂的影响，发育若干近似走向的小尺度断裂，主要分布在HH36 井区北部（见图1a）。该类断裂的断距一般小于5 m，主要发育在目的层内，地震响应不明显，主要依靠测井识别，在水平井中表现为零散分布的多个裂缝段，单个裂缝段的长度通常小于5 m。受裂缝影响，储层物性明显改善。据统计，该井区内9 口水平井裂缝段的平均孔隙度为12%，平均渗透率为0.5×10-3μm2；基质段平均孔隙度为9%，平均渗透率为0.2×10-3μm2。该类断裂由于规模有限，难以沟通上覆烃源岩层，无法成为油气运移的优势通道，因而对油气富集的影响程度有限。统计结果表明： 水平井相应的储层段气测全烃值小于10%，录井油气显示以油迹为主，平均含油饱和度为42%，平均初期含水率为55%，储层含油性一般。

不同尺度的断裂在水平井中表现为不同的裂缝发育程度。为定量表征裂缝发育程度，本次优选了5 条裂缝敏感测井曲线，即AC，DEN，CNL，ILD，LL8，依照不同的权系数，构建裂缝综合指数（FIP）曲线，以放大裂缝的测井响应信号。应用表明，新构建曲线的裂缝解释结果与岩心、成像测井的符合率达76%。

考虑水平井FIP 曲线响应特征、 裂缝段长度（xi），通过式（1）和式（2）计算求得单井裂缝发育强度指数FFI，定量评价水平井单井裂缝发育强度（见图3、图4。图4 中L1，L2，L3分别为水平段钻遇砂岩、泥岩、砂岩段的长度）。

图4 水平井裂缝发育强度定量评价示意Fig.4 Quantitative evaluation of fracture development strength in horizontal wells

式中：Si为水平井第i 个裂缝段的裂缝发育强度指数；xi为水平井第i 个裂缝段的长度，m；FIP（x）为裂缝综合指数函数；n 为水平井裂缝段总个数。

将FFI 与水平井产能（以累计产油量为评价指标）作相关性分析（见图5），结果表明：大尺度断裂裂缝发育强度指数大于0.45 时，水平井累计产油量小于1 000 t；中、 小尺度断裂的裂缝发育强度与水平井产能相关性较好，裂缝发育强度越大，水平井产能越高，裂缝发育强度指数大于0.45 时，水平井累计产油量达4 000 t 以上。

图5 水平井累计产油量与FFI 的相关性Fig.5 Correlation between cumulative oil production and FFI of horizontal wells

3.2 储层物性是控制含油性的重要因素

研究区长8 油层组储集体主要为辫状河三角洲分流河道砂体，河道迁移快且以复合河道为主，受沉积作用和后期成岩作用控制，同一河道内，储层物性空间非均质性极强。在断裂伴（派）生的裂缝带内，由于油气充注程度较高，储层物性差异对含油性的影响不大。在远离裂缝带的基质区，油气主要通过源-储接触面排出，优先充注于物性相对较好的砂体即优质储层中，并在源-储压差的（多次）驱动下，发生相对的侧向和垂向运移并聚集，当优质储层叠置连片时，形成次油气富集区。

根据岩心观察，研究区长8 油层组岩心含油级别整体较低，以油浸—油斑为主；滴水试验时发生缓渗，含油饱和度较低且含油非均质性较强。对区内7 口取心井岩心样品（不含裂缝）经实验分析得到的渗透率和孔隙度作交会分析（见图6），可以看出：二者相关性较好，孔隙度大于13%、渗透率大于0.4×10-3μm2的样品以油浸及以上为主，油斑以下含油级别的样品物性相对较差。结合水平井试油资料，确定含油储层的物性下限：孔隙度为7%，渗透率为0.1×10-3μm2（见图6）。

图6 研究区长8 油层组岩心渗透率-孔隙度交会Fig.6 Core permeability-porosity crossplot of Chang 8 oil layers in the study area

此外，分析以基质段为主的水平井可见，物性好的储层段比物性差的储层段含油性略好。以HH36P98井为例：在2 529～2 578 m 井段，储层物性较好，孔隙度达13.0%，气测全烃值为6%，油气显示为油斑，含油饱和度为46%，含油性较好； 在2 633～2 704 m 井段，孔隙度为11.7%，气测全烃值为6%，油气显示为油迹，含油饱和度为43%，含油性较2 529～2 578 m 井段略差；在2 578～2 633 m 井段，孔隙度为7.0%，气测全烃值为4%，油气显示为荧光，含油饱和度为25%，含油性较差（见图7）。由此可见，在基质区，储层物性影响了储层的含油性，物性越好，含油性就越好，且在储层物性较好的局部区域，可形成次油气富集区。

图7 HH36P98 水平井长8 油层组含油性剖面Fig.7 Oil-bearing profile of Chang 8 oil layers in horizontal Well HH36P98

3.3 含油性差异成因模式

综上所述, 建立了研究区长8 油层组致密油藏含油性差异成因模式（见图8，据文献［10］修改）。研究区内储层含油性主要受（中尺度）断裂和储层物性2 个因素控制。

图8 研究区长8 油层组含油性差异成因模式Fig.8 Genetic model of oil-bearing property difference in Chang 8 oil layers in the study area

在油气充注压差较有限的情况下，断裂作为油气运移的优势通道，在其伴（派）生的裂缝带内及其相邻的基质储层中，油气优先充注，油气的富集成藏以断-缝输导成藏模式为主。对于较大尺度的断裂，可能存在后期保存条件不利、油气出现不同程度散失的情况，而在保存条件较好的中尺度断裂及其伴（派）生裂缝带内，可形成高含油饱和度区。该区含油饱和度一般大于50%，在构造高部位可能达60%以上。

在裂缝带以外的基质区，裂缝往往不发育，储层含油性主要受基质储层物性影响，在源-储压差的作用下，油气优先在优质储层段充注成藏。因此，基质区油气的富集成藏以源-储接触成藏模式为主［19］。该区优质储层含油饱和度略低于裂缝带，介于40%～50%［11］。

4 含油饱和度平面分布

基于岩心实验、 测井解释和含油性差异成因模式，采用“井点实验及测井数据控制、井间含油性差异模式约束”的方法，刻画了研究区长812小层含油饱和度平面分布（见图9，据文献［10］修改）。可见，研究区致密油储层高含油饱和度区并非连片分布，而是裂缝带内沿断裂走向呈条带状、裂缝带以外沿优质储层呈片状分布。

以HH36P111 井组为例，该井组有4 口水平井，自西向东依次为HH36P110，HH36P113，HH36P112，HH36P111，钻遇的高含油饱和度条带宽度呈依次增加趋势（见图9），钻揭含油饱和度大于50%的储层水平段长度分别为150，190，250，387 m，90 d 平均日产油量分别为0.7，5.2，10.4，12.8 t，初期含水率分别为90.9%，81.2%，63.2%，44.3%。可见，水平井钻遇的高含油饱和度条带越多、越宽，钻揭的高含油饱和度储层水平段越长，产能越好。

由图9 还可知，在“雁列式中尺度断裂+优质储层”部位，含油饱和度较高，因而是今后开发的有利目标区。但高含油饱和度区呈条带状分布，使得钻井水平段轨迹始终在此条带内穿行难以顺利实现。正是此原因，红河油田水平井水平段长度平均为874 m，但钻遇油层段长度平均仅为93.8 m，油层钻遇率仅为10.7%。可见，对于红河油田这类盆缘致密油区而言，因为其烃源岩厚度薄、质量差，油气充注强度整体较低，而且受裂缝、基质储层非均质性强的影响，储层含油性差异大，所以长水平井密切割技术并不太适用。因此建议：以含油性分布预测为指导，针对条带状分布的裂缝带型油气富集带（区），采用短水平井或定向井优先开发动用；针对基质区优质储层叠置连片发育、 含油饱和度介于40%～50%的次油气富集区，采取差异化开发对策。

5 结论

1）多尺度断裂是导致含油性差异的关键因素，其中，大、中尺度断裂可作为油气运移的优势通道；不同尺度断裂及其伴（派）生裂缝带含油性差异大，其中，中尺度断裂及其伴（派）生裂缝带既是良好的源-储输导体系，也能改善储层物性，油气可优先充注于其中及其相邻的基质储层中，形成裂缝带型油气富集带（区），并成为主要的油气富集带（区）。

2）储层物性空间非均质性极强，是控制含油性的重要因素，对裂缝带以外的基质区影响尤为明显，其中优质储层叠置连片发育的区域，油气可优先充注成藏，成为次油气富集区。

3）研究区存在断-缝输导成藏和源-储接触成藏2种油气成藏模式，由此建立了长8 油层组致密油藏含油性差异成因模式，明确了高含油饱和度区呈“裂缝带内沿断裂走向条带状分布、 裂缝带以外沿优质储层片状分布”的特征，“雁列式中尺度断裂+优质储层”部位为有利的开发目标区，并提出了开发建议。