高洪波

(吉林油田油氣合作開發(fā)公司 吉林松原 138000)

黑124區(qū)塊位于吉林油田大情字井油田南部。主力油層青一段、青三段。青一段提交控制儲(chǔ)量53萬噸，含油面積2.6km2；青三段提交控制儲(chǔ)量39萬噸，含油面積2.3km2。該區(qū)有黑124及黑115兩個(gè)已開發(fā)區(qū)塊，投產(chǎn)效果較好，平均累產(chǎn)8204t。該區(qū)縱向上含油層位較多，已開發(fā)區(qū)投產(chǎn)效果較好，具有較好的外擴(kuò)潛力，因此，把黑124區(qū)塊列入評(píng)價(jià)重點(diǎn)研究區(qū)塊。

1 構(gòu)造特征

該區(qū)位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長(zhǎng)嶺凹陷中央斷裂帶南端。通過分析T2*～T1”反射層構(gòu)造圖，黑124區(qū)塊位于受西側(cè)南北走向正斷層控制下的斷鼻構(gòu)造，具有一定的圈閉面積。黑124井以西斷層較發(fā)育，延伸長(zhǎng)度較短，一般為2～6 km，斷距較小，一般斷距10～35m。該區(qū)油藏特征為巖性、構(gòu)造雙重控制形成的油藏。構(gòu)造圈閉起到油氣富集的作用，因此圈閉的大小及準(zhǔn)確性尤為關(guān)鍵。

2 儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層沉積特征

本區(qū)主力油層為高臺(tái)子油層的青一段和青三段。沉積相研究表明，黑124區(qū)塊在青一段～青三段沉積時(shí)期主要受西南部沉積體系控制。沉積微相類型有：三角洲前緣亞相的水下分支河道、河口壩、席狀砂微相等。

青一段沉積時(shí)期：受西南部?？党练e體系控制，形成了三角洲前緣亞相沉積。在四個(gè)砂組均有儲(chǔ)層分布。優(yōu)勢(shì)相類型為水下分支河道、席狀砂。青三段沉積時(shí)期：黑124區(qū)塊主要發(fā)育Ⅻ砂組，在平面上由西南向東北方向依次發(fā)育有水下分支河道、河口壩、席狀砂。

2.2 儲(chǔ)層分布特征

2．2．1 青一段

物源來自于西南部，距物源較近，砂巖呈條帶狀，向東北方向逐漸減薄甚至尖滅，4、7號(hào)小層為主力含油小層。

7號(hào)小層砂巖厚度一般為2～6m，砂巖層數(shù)1～3層，單砂層厚度一般1～3m，單層厚度最大達(dá)3m。砂巖厚值區(qū)發(fā)育于黑143井～黑51井一帶。

4號(hào)小層砂巖厚度一般為2～4m，砂巖層數(shù)1～2層，單砂層厚度一般1～3m。有兩支砂體橫穿黑124區(qū)塊。一支發(fā)育于黑124井～黑102井一帶，一支發(fā)育于黑51-1-5井～黑51-1-4井一帶，兩支砂體向東部、東北部延伸，至黑115-1井～黑107井～黑68井一帶減薄尖滅。

2．2．2 青三段Ⅻ砂組

砂巖來自西南部沉積體系，整體表現(xiàn)為西南厚、東北薄的條帶狀分布特點(diǎn)；砂巖厚度一般為4～12m；砂巖層數(shù)一般為1～4層，單砂層厚度一般2～4m。平面上黑124區(qū)塊為砂巖發(fā)育區(qū)。主力含油小層為39、40、41號(hào)小層。

40+41號(hào)小層砂巖厚度一般為2～7m，砂巖層數(shù)1～4層，單砂層厚度一般1～3m。砂體總體由西南向東北呈條帶狀延伸，但開發(fā)區(qū)表明，砂體橫向變化較快，主河道位于黑124-3-2井～黑115-4-6井一帶。

39號(hào)小層區(qū)內(nèi)砂巖較發(fā)育。砂巖厚度一般為2～6m，砂巖層數(shù)1～3層，單砂層厚度一般1～3m。砂巖主要發(fā)育于黑102井～黑124-4-2井一帶、黑51-1-7井～黑51-2-4井一帶。

順物源方向，砂巖橫向連通性較好；橫切物源方向，砂巖連通性較差。

3 油藏特征

3.1 成藏條件分析

大情字井油田位于長(zhǎng)嶺凹陷，在青一段和青二段沉積時(shí)期，該區(qū)的北部及東北部處于深湖、半深湖相沉積環(huán)境，發(fā)育了大面積的暗色泥巖，有機(jī)質(zhì)豐度高，是長(zhǎng)嶺凹陷良好的烴源巖。大情字井地區(qū)發(fā)育以西南方向?yàn)橹鞯娜侵耷熬壣绑w（水下分支河道、河口壩、遠(yuǎn)砂壩、席狀砂等類型砂體）經(jīng)該區(qū)延伸到生油凹陷中心。儲(chǔ)層之間發(fā)育的穩(wěn)定暗色泥巖既成為烴源巖，又成為良好的層間隔層。因此，大情字井地區(qū)具有良好的生儲(chǔ)蓋組合。

斷裂既是形成圈閉的有利條件之一，也是溝通烴源巖和儲(chǔ)集層的重要紐帶。一系列近南北向的正斷層在構(gòu)造上傾方向?qū)τ蜌饩奂峁┝擞欣姆舛聴l件。其中反向正斷層控制的局部斷鼻、斷壘是油氣富集高產(chǎn)區(qū)。

構(gòu)造演化史研究表明，大情字井地區(qū)長(zhǎng)期位于油氣運(yùn)移的指向區(qū)，在嫩江組末期到明水組時(shí)期，該區(qū)始終是一北東傾的斜坡。嫩江組末期，青一段烴源巖開始大量生油并運(yùn)移到儲(chǔ)層中。在盆地后期構(gòu)造演化過程中，沉降中心發(fā)生遷移，構(gòu)造隨之發(fā)生反轉(zhuǎn)，到明水組末期構(gòu)造最后定型。構(gòu)造的反轉(zhuǎn)改變了原來一部分沉積砂體的傾向，導(dǎo)致向斜軸部以東的前緣砂體由下傾而轉(zhuǎn)為上傾，形成砂巖上傾尖滅圈閉而富集油氣；明水組末期及以后的構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，使油氣在儲(chǔ)層中重新分異、平衡，形成了大情字井地區(qū)具有多套含油氣組合的復(fù)合型油田。

3.2 油水分布規(guī)律及油藏類型

黑124區(qū)塊油層分布于青一段和青三段Ⅻ砂組。

圖1 黑124區(qū)塊青一段油水界面圖

青一段油層平面上分布于黑124井區(qū)和黑115井區(qū)。一般發(fā)育1～5個(gè)單油層，單井油層厚度一般為3～6m。儲(chǔ)油砂體類型為分支河道和席狀砂。縱向上油層多分布于1～7號(hào)小層?？v向上含油特點(diǎn)不一致。4～7號(hào)小層由于砂巖較發(fā)育，單層砂巖相對(duì)較厚，一般1～5m，因砂巖連通性相對(duì)較好，導(dǎo)致其含油性以構(gòu)造控制為主，形成構(gòu)造控制為主的油藏。但黑124井區(qū)南北受兩支不同的砂體控制，導(dǎo)致其具有不同的油水界面，分別為-2235m、-2245m。綜合認(rèn)為，黑124井區(qū)4～7號(hào)小層為巖性構(gòu)造油藏。黑115井區(qū)屬于構(gòu)造油藏，具有統(tǒng)一油水界面為-2260m（圖1）。

青三段縱向上油層集中在Ⅻ砂組。一般發(fā)育1～3個(gè)單油層，單井油層厚度3m左右。砂巖發(fā)育程度較差，橫向上巖性、物性變化較快，單層砂巖較薄，一般1～4m，砂巖連通性較差，導(dǎo)致其含油性受巖性、物性控制，屬于典型的巖性油藏（圖2）。

圖2 黑49-6-11井—黑109-5-3井青三段Ⅻ砂組油藏剖面圖

4 結(jié) 論

根據(jù)上述油藏認(rèn)識(shí)，圈定富集區(qū)面積。圈定原則為：①上傾方向以斷層所謂含油面積計(jì)算線；②構(gòu)造控制為主的油藏，下傾方向有油水界面的以油水界面作為含油面積邊界線；③巖性控制為主的油藏，以含油井外推半個(gè)井距，作為含油面積計(jì)算線。

根據(jù)上述原則，青一段圈定富集區(qū)含油面積12km2，儲(chǔ)量規(guī)模239萬噸；青三段Ⅻ砂組圈定富集區(qū)含油面積15km2，儲(chǔ)量規(guī)模270萬噸。黑124區(qū)塊整體疊合有利面積10.7km2，具有370萬噸儲(chǔ)量規(guī)模。新增可動(dòng)儲(chǔ)量102萬噸，預(yù)建產(chǎn)能2.1萬噸，展現(xiàn)了黑124區(qū)塊的外擴(kuò)潛力。