平凉北延长组长8段油层地质工程一体化评价

齐亚林 李涛涛 徐 龙 郭懿萱 韩天佑 张晓磊 邵晓州

(①低渗透油气田勘探开发国家工程实验室；②中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院；③中国石油长庆油田分公司勘探事业部；④中国石油长庆油田分公司第二采气厂)

0 引 言

平凉北位于鄂尔多斯盆地西南部，处于天环坳陷与西缘冲断带两大构造单元结合部[1-2]。由此导致该区地层、构造、烃源岩以及成藏控制因素等相对于盆地内部更为复杂。目前已在延长组长8段、长3段和侏罗系延安组获得发现，其中长8段为主力目的层，总体表现为储集层厚度大，油气显示较为普遍，单井产液量较低；或者产液量虽较高，但油产量较低，绝大多数井低产或产水，仅有少量井获得工业油流，勘探成功率较低。2018年完试的M 19井长8段试油获得日产6.97 t工业油流[3]，不同于研究区长8段其他油流井原油，该井原油的密度、粘度较高，显示流体性质局部更为复杂，此前的试油出水井和低产井需要重新评价认识。试油层段的优选及油层改造工艺或方案的优化需要以油水层的准确判识和油层的精细评价为前提，由于长8段油藏分布规律不明，油水层的准确判识和油层的精细评价难度较大，导致有针对性地优化油层改造工艺或方案难度大。按照地质工程一体化思路，以长8段油层的地质、地化研究为基础，运用有机地球化学分析手段，系统开展典型油藏的构造解剖和构造-成藏演化史恢复，以期提高油水层识别精度，为研究区试油层段优选、油层改造工艺或方案优化提供依据，为盆地西缘具有类似成藏背景油藏的油水层准确判识、油层精细评价和油层改造方案优化提供借鉴。

1 含油性控制因素

研究区长7段局部发育烃源岩，虽然其有机质丰度、热演化程度、生烃强度等指标较盆地内部略差，但仍为一套有效烃源岩[4]。不同于长3段以上及侏罗系油藏的盆地内部长7段烃源岩长距离供烃、侧向运移、源外成藏特点，长8段油藏具有本地长7段烃源岩就近供烃[4-6]、垂向运移、近源成藏的特点，分属于两套独立的含油气系统。为了评价和揭示长8段储集层含油性及影响因素，开展了典型油藏的构造解剖和构造-成藏演化史恢复研究。

1.1 构造解剖

为了揭示今构造与油藏的关系，明确油水空间分布规律，开展了典型油藏的构造解剖。

H 52井至H 20井长8段油藏位于研究区北部，近东西向展布，垂直于天环坳陷轴部，从H 20井到H 52井今构造逐渐抬升(图1)。油藏构造剖面和油藏特征(表1)显示，当油层的声波时差大于240.0 μs/m，密度小于2.45 g/cm3时，随着今构造抬升，油层电阻率逐渐升高，含油饱和度升高，油产量逐渐增高，水产量逐渐降低直至不含水。当油层的声波时差小于240.0 μs/m，密度大于2.45 g/cm3时，即使今构造继续抬高，含油饱和度将不是升高而是降低，此时会油水同出。投产数据相对于试油数据更能反映油层的充注特征。处于今构造下倾方向的H 46井长8段投产初期含水97.2%，投产6个月含水96.2%；而处于今构造上倾方向的H 45井投产初期含水36.2%，投产6个月含水为11.2%。这表明当物性相对较好时，含油性主要受今构造控制，构造高部位为纯油，构造下倾方向油水同出，而构造低部位试油为纯水，今构造严格控制了油水分异；仅当物性变差时，含油性受物性控制，油水无明显分异。

1.2 构造-成藏演化史恢复

研究区油气显示普遍，储集层总体存在流体性质变化大，全烃、重烃曲线数值对直观判识储集层流体性质指示确定性不强，测井曲线分析储集层含油性难度大，常规测录井评价手段难以实现油水层的准确判识，油层的精细评价存在困难等问题，由此导致试油和投产结果与对油层的认识存在较大偏差。研究区构造演化较为活跃，天环坳陷最早形成于晚侏罗世,后期受燕山晚期及喜马拉雅山期构造运动影响,坳陷核部逐渐向东迁移至现今位置[7]。研究区油藏晚侏罗世末小规模成藏，早白垩世末大规模成藏[8]。天环坳陷形成与油气成藏一致，构造演化势必控制油藏及其演化，并控制含油性。为明确油水分布规律，揭示油气显示普遍的成因，针对典型油藏进行了构造-成藏演化史恢复研究(图2)。

图1 平凉北H 52井-H 20井长8段油藏剖面图

表1 平凉北H 52井-H 20井长8段油藏基本特征

M 53井-Y 59井长8段油藏位于研究区南部，北西-南东向展布，与天环坳陷轴部斜交。5口井取心均为油斑级含油，油气显示普遍，但试油和投产结果差别较大，油水分布规律复杂。M 53井晚侏罗世末小规模成藏期处于构造低部位，未能成藏(图2a)；早白垩世末大规模成藏期处于构造高部位，油气成藏(图2b)；现今处于构造低部位，已成藏的油气发生二次运移调整(图2c)；该井取心为油斑级含油，测井解释油层，历经两次试油，均未见油流。M 61井、Y 59井构造-成藏演化史与M 53井类似，取心为油斑级含油，测井解释油层，试油均未获油流，表明所见油斑级含油是二次运移调整后的残余油。M 20井晚侏罗世末小规模成藏期处于构造高部位，油气成藏(图2a)；早白垩世末大规模成藏期处于构造低部位，油气发生调整(图2b)；现今处于构造高部位，成为油气运移聚集的有利部位，形成油藏(图2c)；该井取心为油斑级含油，测井解释油层，试油获得高产，投产结果较好。M 60井构造-成藏演化史与M 20井类似，取心为油斑级含油，测井解释油层，试油均获工业油流。

研究区长8段储集层较为发育，长7段烃源岩生烃强度和生烃量较盆地内部低[4]，生烃量相对于圈闭可容纳空间不足，加之储集层物性较好，长7段烃源岩能够就近供烃[4-6]，垂向运移，并在长8段储集层近源成藏；后期的构造变形导致圈闭变形，毛管力不足以克服浮力将油气束缚在储集层中，油气能够在浮力作用下上浮和二次运移，并在新的圈闭高部位聚集成藏。该源储运聚配置决定了研究区油藏受构造控制的特点，也是与盆地本部岩性油藏成藏控制因素的本质差异。前述油藏构造-成藏演化史恢复表明，研究区构造活动较为活跃，自晚侏罗世末成藏开始经历了多次构造反转，导致油藏调整、再聚集，控制了含油性，多次构造反转也是研究区油气显示普遍的主要原因。生储圈配置和油气在系列古构造圈闭内的差异聚集控制了油、水的原生空间分布；后期的构造及圈闭变形导致油气在圈闭内发生调整，使油气显示普遍，并使油气在构造高部位聚集成藏。研究区油藏受古今构造共同控制，古构造控制油藏大致范围，今构造严格限定了油藏的发育部位。构造-成藏演化史的恢复研究有助于实现油水层的准确判识和油层的精细评价，弥补常规测录井手段难以准确判识油水层和精细评价油层的不足。井控程度及构造-成藏演化史恢复的精度决定了有利圈闭识别的精度，从而决定了油水层的准确判识和油层的精细评价精度。

2 油层分类和评价

油层的精细分类和评价是勘探的重要环节，也是决定改造方案合理与否的关键[9]。以研究区油藏构造解剖、构造-成藏演化史恢复、饱和烃色谱分析、试油及投产数据为基础，综合油层结构、分析含油水饱和度、分析物性、地面原油物性，并考虑试油方案和工艺的合理性，将油层分为2大类5小类(表2)。

2.1 正常油层

该油层的地化特征为：饱和烃色谱∑nC21-/∑nC22+为0.30～1.0，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)为0.80～2.0；主峰碳为nC18；Pr/nC17为0.33～0.67，Ph/nC18为0.33～0.67，Pr/Ph为0.90～1.20，正构烷烃分布完整，类异戊二烯烷烃含量较低，油仅遭受轻微的生物降解(图3)，试油为工业油流。可划分为3类。

Ⅰ类：物性相对较好，处于构造高部位，含油饱和度高，无明显油水分异(以M 20井、H 45井为代表)，表现为油层。

表2 平凉北长8段油层综合评价分类

Ⅱ类：物性相对较好，构造下倾方向，存在明显油水分异且上部含油饱和度较高的油层(以Y 67井、Y 132井、H 46井为代表)，表现为油水层。

Ⅲ类：物性较差，无明显油水分异的油层(以H 52井、M 56井为代表)，表现为油水层或差油层。

正常油层地面原油密度小于0.84 g/cm3，粘度小于8.0 mPa·s，凝固点低于18℃，油质正常(M 20井)；或试油为水层，但处于构造低部位(Y 98井)。

图3 平凉北长8段正常油层典型井饱和烃气相色谱图

2.2 降解油层

原油被降解后，其色谱基线鼓包，生物标志化合物和微量元素发生变化[9-10]，密度增大，粘度升高[10-12]。具有降解特征的油层可划分为两类，部分降解和完全降解。

Ⅰ类：部分降解油层。其地化特征为：饱和烃色谱∑nC21-/∑nC22+为0.05～0.30，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)为0.20～1.0，均有所降低；主峰碳为Pr、Ph或nC18、nC17，Pr/nC17为0.67～2.0，Ph/nC18为0.67～2.0，Pr/Ph为0.75～1.05，正构烷烃被部分降解，类异戊二烯烷烃含量明显升高，油遭受中等程度的生物降解(图4)。表现为差油层或油层，油产量较低；地面原油密度大于0.84 g/cm3，粘度大于8.0 mPa·s，凝固点高于18℃，具有密度大、粘度大、凝固点高的特征(M 16井、M 19井、M 22井)。

Ⅱ类：完全降解油层。其地化特征为：饱和烃色谱∑nC21-/∑nC22+为0.05～0.30，(nC21+nC22)/(nC28+nC29)为0.30～1.0，均有所降低；主峰碳为Pr、Ph，Pr/nC17大于2.0，Ph/nC18大于2.0，Pr/Ph为0.65～1.10，正构烷烃被严重降解，类异戊二烯烷烃含量较高且得到较好的保留，油遭受强烈的生物降解(图5)。表现为含油水层，试油多数为仅见油花或纯水(M 15井、M 53井)。

图4 平凉北长8段部分降解油层典型井饱和烃气相色谱图

图5 平凉北长8段完全降解油层典型井饱和烃气相色谱图

地面原油密度、粘度、凝固点是原油成分的反映[12]，选择性生物降解使油的组分被不同程度改造，改变了油的密度、粘度、凝固点等性质，从而改变了地层条件下原油的流动性[12]，较为活跃的构造活动是选择性生物降解得以发生的重要条件[9]。研究区自晚侏罗世末成藏开始经历了多次构造反转，使油、水空间分布复杂化，也使得流体性质进一步复杂化，表现为地面原油既有正常性质的原油，也有发生生物降解的具有高密度、高粘度、高凝固点特点的次生原油，显示局部油藏被降解甚至被完全改造，从而导致常规改造的产液性质、产量与对油层性质的初始认识不符，增大了油水层准确判识的难度。

3 油层改造

油层改造成效取决于方案制定和工艺技术选择的合理性，取决于对油层认识的准确程度。回顾和总结历年来长8段油层的改造方案、工艺选择及试油结果、投产过程并进行分析，有助于深化油层的认识。研究区长8段受西南物源控制下的近物源沉积，以厚层分流河道砂体相互叠加为主，砂体厚15～20 m,孔隙度15.0%～20.0%，渗透率0.5～20.0 mD。改造方式有初产、爆燃压裂、常规加砂压裂、CO2伴注压裂、液氮伴注压裂、自生热压裂液压裂等。针对前述分类评价的2大类5小类油层改造进行分析，以期为后续改造提供借鉴。

3.1 正常油层

(1)M 20井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度15.8%，分析渗透率23.07 mD，分析含油饱和度26.82%，分析含水饱和度43.25%，测井解释油层19.2 m，上下隔夹层发育，采用常规加砂改造，获高产纯油。H 53井取心为油斑级含油，分析孔隙度12.7%，分析渗透率3.61 mD，分析含油饱和度22.52%，分析含水饱和度44.61%，测井解释油层13.1 m,采用常规加砂压裂，获高产纯油。两井的共同特点是油层厚度大，物性好，为典型的构造油藏，处于构造高部位，含油性好，无明显油水分异，试油为纯油，油层未经历降解，投产结果较好，其中M 20井，初期产油4.17 t/d，含水39.2%，投产3年后产油2.23 t/d，含水11.8%，累计产油超4 000 t。鉴于该类油层分布较为局限，改造思路上宜继续保持适度规模。

(2)Y 67井顶部岩屑录井为油斑级含油，测井解释油层4.1 m，紧邻其下为超过40.0 m的连续砂层，取心无显示，测井解释为水层；该层为底水型油藏，历经初产、爆燃压裂、加砂压裂3次措施，其中第2次的爆燃压裂获得2.55 t/d的低产油流，为提高单井产量，加砂压裂改造，结果水量增大，油量减小。Y 132井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度16.7%，分析渗透率10.62 mD，分析含油饱和度18.2%，分析含水饱和度52.5%，射孔求初产，采用抽汲排液，由于排液效率低，仅见少量油花，以产水为主；随后采用射流泵排液，获低产油流，产水21.3 m3/d，油层潜能得到释放。上述两口井的共同特点是油层厚度较大，物性好，含油性差，油水分异明显，下部含水明显，为典型的构造油藏，油层未经历降解；射孔求初产，可能获得低产纯油，也有可能高产水；提高改造强度，液量普遍上升，水产量普遍较大，甚至纯水，风险加大。以Y 67井为例，投产初期产液4.0 t/d，含水80.0%，截至目前已累计产油近千吨。该类油层普遍发育，也是勘探突破的现实目标，改造思路上宜采用循序渐进的改造强度，同时控制抽汲强度，单井油产量有望提高。

(3) H 52井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度7.8%，分析渗透率0.23 mD，分析含油饱和度16.88%，分析含水饱和度39.15%，测井解释油层4.1 m；常规改造，油水同出，达到工业油流。M 56井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度14.6%，分析渗透率0.58 mD，分析含油饱和度23.52%，分析含水饱和度57.09%，测井解释油层7.9 m；为提高地层能量和排液效率，采用CO2伴注加砂改造，油水同出，达到工业油流。两井的共同特点是油层物性相对较差，含油性较差，无明显油水分异，具有岩性油藏特征。该类油层分布局限，改造思路上宜提高改造强度，通过提液实现提高油产量。

3.2 降解油层

(1)M 16井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度15.0%，分析渗透率9.17 mD，分析含油饱和度23.58%，分析含水饱和度43.22%，测井解释油层19.7 m；常规加砂改造仅获低产纯油，地面原油密度0.82 g/cm3，粘度3.1 mPa·s，凝固点20℃。M 19井长8段岩屑录井为油斑级含油，视孔隙度15.7%，视渗透率3.31 mD，测井解释油层31.6 m；为提高压裂液返排能力，采用液氮伴注加砂压裂，仅达工业油流，结果与对油层认识不符；采取二次加砂压裂改造，油产量有所提高，结果与认识依旧不符；该层地面原油密度0.94 g/cm3，粘度22.1 mPa·s，凝固点20℃。上述两口井的共同特点是油层厚度大，物性好，试油为纯油，显示含油性较好，地层供液能力不足，产液量较低，与对油层的认识不符。主要原因是前者虽然原油的物性分析显示密度、粘度、凝固点正常，但油砂分析显示油层已经历降解作用，地层条件下可动油含量较低；后者原油的密度、粘度、凝固点较高，影响了地层条件下原油的可动性。该类油层局部发育，针对原油密度和粘度较大、地层供液能力不足等实际，改造工艺上，继续探索试验“前置CO2增能体积压裂”，该类油层需要从提高油层温度，改善地层条件下原油流动性方面解决，以期提高单井油产量。

(2)M 15井长8段取心为油斑级含油，分析孔隙度14.5%，分析渗透率0.90 mD，分析含油饱和度18.58%，分析含水饱和度41.85%，测井解释差油层6.2 m；常规改造，仅见油花，以产水为主。对该类型的油藏可以采取加热，降低粘度，提高油气流体流动性的方法提高单井油产量。

4 结论与认识

(1)生储圈配置和油气在系列古构造圈闭内的差异聚集控制了油、水的原生空间分布；油藏受古今构造共同控制，古构造控制油藏大致范围，今构造严格限定了油藏的发育部位。

(2)自晚侏罗世末成藏开始经历了多次构造反转，导致油藏调整、再聚集和油气显示普遍，导致局部发生生物降解并使流体性质进一步复杂化，加大了油水层准确判识和油层精细评价的难度。

(3) 油层的精细评价要以油藏构造解剖、构造-成藏演化史恢复、饱和烃色谱分析、试油及投产数据为基础，综合油层结构、油层物性、含油水饱和度、地面原油物性等分析，并考虑试油方案和工艺的合理性；地质工程一体化有助于实现油水层的准确判识和油层的精细评价，弥补常规测录井手段难以准确判识油水层和精细评价油层的不足。