白萬梅

(延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 717600)

1 區(qū)域概況

1.1 構(gòu)造特征

吳起油田W油區(qū)為微向西傾斜的單斜構(gòu)造形態(tài)，地層傾角小于1°，產(chǎn)狀平緩，平均坡降2～3 m/km，受差異壓實(shí)作用影響，發(fā)育軸向近南東向的鼻狀隆起，在局部存在構(gòu)造高點(diǎn)和低點(diǎn)，各小層頂構(gòu)造在縱向上具有繼承性，該區(qū)長(zhǎng)72砂層頂部構(gòu)造平緩。在該區(qū)的鼻狀隆起帶內(nèi)，由于差異壓實(shí)作用，使各小層形成次一級(jí)小鼻狀低幅構(gòu)造，整體表現(xiàn)為砂泥巖互層段，局部井區(qū)上部地層砂巖較發(fā)育，下部泥頁(yè)巖較發(fā)育[1]。

1.2 地質(zhì)特征

已發(fā)現(xiàn)的低滲透油藏基本上都分布于侏羅系和三疊系，多套層系疊合，油藏地質(zhì)條件獨(dú)特。油藏類型有巖性油藏(透鏡體、古河道砂體、非均質(zhì)遮擋、巖性尖滅油藏等)、巖性-構(gòu)造油藏以及構(gòu)造-巖性油藏，其中三疊系延長(zhǎng)組為低滲-特低滲巖性油藏，而侏羅系延安組屬于中孔低滲的巖性-構(gòu)造油藏。

1.3 聚集因素

侏羅系油藏疊覆在延長(zhǎng)組生油凹陷之上，且離生油凹陷中心區(qū)域越近，含油量越豐富[2]。目前發(fā)現(xiàn)的大部分延長(zhǎng)組及延安組油藏及出油井都是分布在生油凹陷內(nèi)側(cè)或外緣的斜坡帶上，表明生油凹陷對(duì)油藏分布起重要的控制作用。

1.4 開發(fā)現(xiàn)狀

截至2022年底，累積探明儲(chǔ)量約5000萬噸，動(dòng)用儲(chǔ)量約7500萬噸，產(chǎn)油量470萬噸，采出程度6%，年采油速度不到1%，可見儲(chǔ)量控制程度較高，但采出程度較低，注水開發(fā)效果差。下一步開發(fā)潛力大，但還需要強(qiáng)化注水管理，提高注采效率。

2 油氣成藏條件

2.1 烴源巖條件

鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組發(fā)育兩套湖相以暗色泥巖為主的地層，即長(zhǎng)3-長(zhǎng)8的腐泥型烴源巖，最主要的腐殖型烴源巖位于長(zhǎng)7層，大部分為熱演化階段的成熟生油，因此盆地中延長(zhǎng)組縱向上長(zhǎng)7段為最有利的生油層[3]。以長(zhǎng)7段為例對(duì)盆地進(jìn)行頁(yè)巖油儲(chǔ)量規(guī)模研究，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)內(nèi)TOC含量遠(yuǎn)大于2%、Ro介于0.7%～0.8%之間，油頁(yè)巖厚度在15～25 m左右，生烴中心位于姬塬—白豹一線，研究區(qū)距生烴中心較近，生烴能力較強(qiáng)，研究區(qū)有著充足的油源保障，如圖1所示。

圖1 鄂爾多斯盆地三疊系長(zhǎng)7段頁(yè)巖油富集分布圖

2.2 儲(chǔ)層條件

本次研究過程中編制了71、72、73的沉積微相分布圖、砂巖厚度等值線圖。平面上，將砂地比值大于0.5的發(fā)育區(qū)域稱為(水下)分流河道，砂地比值介于0.3～0.5之間的較發(fā)育區(qū)域稱為(水下)分流河道側(cè)翼，砂地比值小于0.3的不發(fā)育區(qū)域稱為分流間灣。

2.2.1 長(zhǎng)73沉積相及砂層特征

長(zhǎng)73屬于三角洲前緣亞相沉積。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育了3條水下分河流河道，第1、2支分流河道在WF170井-W77井一帶匯合，第2支分流河道最為發(fā)育，第2支、3支河道南部在WF19井-W144井一帶匯合。

砂體分布范圍相對(duì)較寬，東北部砂體較為發(fā)育，河道寬約9.8 km，單河道最大寬度4.3 km，主河道砂體分布在15～25 m之間，最大厚度達(dá)到32 m。

2.2.2 長(zhǎng)72沉積相及砂層特征

長(zhǎng)72屬于三角洲前緣亞相沉積。區(qū)內(nèi)主要發(fā)育3支分流河道，其中第1、2支分流河道在W77井-WF143井一帶匯合，第2支、3支河道南部在WF10井-W84井一帶匯合。

砂體呈條帶狀展布，方向?yàn)楸睎|-南西向，東北部砂體較為發(fā)育，河道寬約11.6 km，單河道最大寬度4.6 km，主河道砂體分布在15～23 m之間，最大厚度達(dá)到23.3 m。

2.2.3 長(zhǎng)71沉積相及砂層特征

長(zhǎng)71屬于三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育了4支分流河道，其中第3、4支分流河道在W144井-W133井一帶匯合。

砂體呈條帶狀展布，方向?yàn)楸睎|-南西向，中部地區(qū)砂體較為發(fā)育，河道寬約15.2 km，單河道最大寬度7.6 km，主河道砂體分布在15～28 m之間，最大厚度達(dá)到33 m。

3 油藏控制因素分析

3.1 油水層識(shí)別

立足測(cè)井、生產(chǎn)資料反映儲(chǔ)層特性，通過對(duì)物性和電性以及產(chǎn)能的關(guān)系分析，達(dá)到識(shí)別油藏含油性好壞的目的。根據(jù)油田公司的相關(guān)規(guī)定以及試油結(jié)論判別標(biāo)準(zhǔn)，建立了以層為屬性的分類標(biāo)準(zhǔn)。油層的含水率＜10%；油水同層的含水率介于10%～95%之間；水層的含水率≥95%。以此標(biāo)準(zhǔn)為依據(jù)，對(duì)研究區(qū)試采長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8段進(jìn)行研究分析，研究區(qū)西北部的試采井多數(shù)為油水同層井，夾雜少量水井。

由于該區(qū)域長(zhǎng)7層位投產(chǎn)井較少，研究分別對(duì)長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8試油試采資料進(jìn)行了分析，長(zhǎng)6油流井儲(chǔ)層的巖電性下限值為：(1)RT＜13 Ω·m，AC＜217 μs/m，水層；(2)RT≥13 Ω·m，AC≥217 μs/m，油水同層。長(zhǎng)7油流井儲(chǔ)層的巖電性下限值為：(1)RT＜13 Ω·m，AC＜217 μs/m，水層；(2)RT≥13 Ω·m，AC≥217 μs/m，油水同層。長(zhǎng)8具有獲得油流井儲(chǔ)層的巖電性下限值為：(1)AC＜200 μs/m，干層；(2)RT≥20 Ω·m，AC≥219 μs/m，油水同層。依據(jù)上述建立的長(zhǎng)7油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)W油區(qū)西北部含油面積進(jìn)行圈定，編制了長(zhǎng)71、長(zhǎng)72、長(zhǎng)73含油面積圖如圖2、圖3、圖4所示。由圖2可知，油藏主要分布W油區(qū)西北部長(zhǎng)71油層；由圖3可知，油藏主要分布W油區(qū)西北部長(zhǎng)72油層；由圖4可知，油藏主要分布W油區(qū)西北部長(zhǎng)73油層。

圖2 W油區(qū)西北部長(zhǎng)71含油面積圖

圖4 W油區(qū)西北部長(zhǎng)73含油面積圖

3.2 油藏類型

研究區(qū)油藏主要為巖性油藏，儲(chǔ)層為三角洲前緣水下分流河道砂巖，蓋層為分流河道間灣泥巖和粉砂巖，同時(shí)構(gòu)造上傾方向致密砂體也對(duì)油氣具有一定封堵作用。一些透鏡體砂上下及其四周泥巖封閉形成透鏡狀砂巖油藏，局部鼻狀隆起對(duì)油氣富集具有一定的控制作用，但總體不如淺部層位明顯。其油藏類型可分為差異壓實(shí)構(gòu)造-巖性油氣藏和致密砂巖遮擋巖性油氣藏。

(1)差異壓實(shí)構(gòu)造-巖性油藏

研究區(qū)西傾單斜上發(fā)育系列東西向的鼻狀隆起，與在上傾方向近北東-南西向分布的河道砂巖及河間泥質(zhì)巖相互作用形成構(gòu)造巖性油藏，受構(gòu)造和巖性雙重作用，平面上呈帶狀展布，縱向上相互疊置，構(gòu)造高部位的產(chǎn)量相對(duì)較高，上傾方向?yàn)榈蜐B致密層遮擋。

(2)致密砂巖遮擋巖性油氣藏

研究區(qū)長(zhǎng)7油層屬典型的巖性油藏。由于儲(chǔ)層的縱向和橫向的非均質(zhì)性形成側(cè)向和上傾方向的巖性遮擋。當(dāng)砂體變致密后，就成為油氣的遮擋帶。從有利相帶上看，該類型的油藏面積一般較小，呈透鏡狀分布，發(fā)育在三角洲前緣的砂體中，此類油藏在研究區(qū)比較常見，如研究區(qū)WF-9井和WF204井，油層向上傾方向巖性變得致密，從而成為上傾方向致密遮擋油藏。

3.3 油藏控制因素分析

長(zhǎng)7油層是研究區(qū)近年來油氣勘探的最大亮點(diǎn)，并且在長(zhǎng)7進(jìn)行了水平井開發(fā)，開發(fā)效果良好，由于長(zhǎng)7油層超低滲-致密儲(chǔ)層主要含油砂體為三角洲前緣水下分流河道砂體，因此其油氣形成與控制因素與長(zhǎng)6、長(zhǎng)8、長(zhǎng)9具有相似性。綜合前人研究成果，研究區(qū)長(zhǎng)7油藏的形成與分布被沉積作用、成巖作用、運(yùn)移通道、鼻狀隆起等多種因素控制。

(1)油氣富集主要部位：三角洲前緣水下分流河道

研究區(qū)長(zhǎng)72主要發(fā)育3支水下分流河道，砂體呈條帶狀展布，方向?yàn)楸睎|-南西向，東北部砂體較為發(fā)育[4]，主河道砂體分布在15～23 m之間，最大厚度達(dá)到23.3 m。經(jīng)過與油氣藏疊合可知，長(zhǎng)7油藏主要分布在志丹—靖邊東北-南西向展布的三角洲前緣水下分流河道及側(cè)翼，說明水下分流河道主砂帶展布及上傾方向的遮擋對(duì)油氣聚集起決定性作用。

(2)圈閉形成重要條件：湖相與分流間灣沉積

研究區(qū)油氣富集于長(zhǎng)71、72、73砂層組，除沉積作用與物性因素影響外，良好的區(qū)域蓋層與側(cè)向封堵條件及儲(chǔ)蓋組合條件也是其油氣富集的一個(gè)重要因素[5]。長(zhǎng)72儲(chǔ)層不僅砂體較厚，而且和上部的泥巖及粉砂巖構(gòu)成了最佳的儲(chǔ)蓋組合，厚度5～15 m不等。

(3)油氣儲(chǔ)集性能：成巖作用

三疊系深層成巖作用對(duì)儲(chǔ)層影響最大的是長(zhǎng)7層的膠結(jié)與溶蝕作用，長(zhǎng)7油層主要含油層位為長(zhǎng)72小層，次為長(zhǎng)71小層，長(zhǎng)73小層零星含油。這是由于各個(gè)小層雖然砂體厚度大，但物性較差，局部地區(qū)溶孔發(fā)育和次生孔隙發(fā)育，巖石膠結(jié)疏松，儲(chǔ)層的物性較好，而頂部與側(cè)向砂巖致密，形成致密的巖性遮擋[6]。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)研究區(qū)內(nèi)TOC含量遠(yuǎn)大于2%、Ro介于0.7%～0.8%之間，油頁(yè)巖厚度在15～25 m左右，生烴中心位于姬塬—白豹一線，研究區(qū)距生烴中心較近，生烴能力較強(qiáng)，因此研究區(qū)有著充足的油源保障。

(2)長(zhǎng)73、長(zhǎng)72、長(zhǎng)71為三角洲前緣亞相沉積，東北部砂體較發(fā)育。其中，長(zhǎng)73河道寬約9.8 km，砂體分布在15～25 m之間，最大厚度達(dá)到32 m；長(zhǎng)72河道寬約11.6 km，砂體分布在15～23 m之間，最大厚度達(dá)到23.3 m；長(zhǎng)71河道寬約15.2 km，砂體分布在15～28 m之間，最大厚度達(dá)到33 m。

(3)吳起油田W油區(qū)長(zhǎng)7為巖性油藏，主要發(fā)育鼻狀構(gòu)造、砂巖透鏡體、致密砂巖遮擋等類型油藏，油氣主要富集在三角洲前緣水下分流河道，河道砂巖與分流間灣泥巖的合理有效配置是成藏關(guān)鍵。