侏罗系油藏成藏富集规律研究及建产有利区优选

2014-07-12薛虎正贺彤彤肖博文

石油化工应用 2014年6期

关键词：吴起侏罗系砂体

薛虎正，兰庆，贺彤彤，蒋钧，肖博文

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

1 油田地质特征

侏罗系油藏在本区分布广泛。延9、延10是侏罗系主要油藏，为河流相沉积，以曲流河亚相为主，发育心滩、边滩、天然堤等多种微相，岩性以灰绿色中细粒长石砂岩为主，物性相对于三叠系长6油藏较好（平均空气渗透率15～25 mD）。

1.1 地层对比及含油层系

地层对比原则：在区域标志层的控制下，依据电性曲线组合特征，参考地层厚度及局部标志层划出油层组，进而根据沉积旋回、岩性变化划分出小层。

侏罗系延安组地层对比主要标志层为延6、延7、延8、延9、延10顶煤，电性曲线特征表现为高电阻、高声波时差、低伽马、大井径，特别是延6顶和延9顶煤层在本区分布稳定，将延安组地层划分为延4+5、延6、延7、延8、延9、延10共六个油层组，每个油层组又可分为若干个小层。其中，延9可细分延91、延92、延93三个小层，延10细分为延101、延102两个小层。其中延92、延93及延101储层相对发育，是主力含油层系。

1.2 构造特征

吴起油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中部陕北斜坡中段，为一平缓西倾单斜，地层倾角小于1°，是在单斜背景上由差异压实作用形成的高鼻隆，上倾方向由岩性变化形成圈闭，主要含油层系为Y9、Y10。

1.3 砂体展布

延10期是继富县期之后，以河流相的粗碎屑沉积为主，受构造抬升作用影响，河流下切作用较强，延10期河道砂体展布特征明显受古地貌形态控制。延9期，盆地河流已汇聚形成浅湖，发育分流河道砂体，砂体厚度一般15～30 m，延9期在本区受古地貌控制，分流河道砂体是主要的储集体，其展布方向某种程度上受下伏延10期河道展布方向控制，因此砂体呈北东-南西向或近东西向展布。

1.4 岩矿特征

吴起侏罗系储层根据粒度分析样品统计，粗砂级平均占7.46%，中砂级平均占48.27%，细砂级平均占40.86%，粉砂级平均占0.62%，粘土级平均占2.37%，该区侏罗系储层砂岩粒度以中～细砂为主，砂岩颗粒分选中～好，碎屑物结构特征主要表现为磨圆度次棱～次圆状，胶结类型以加大～孔隙型为主，矿物结构成熟度较高。砂岩多为细～中粒长石石英砂岩及长石硬砂石英砂岩，碎屑成分石英平均含量51.76%，长石平均含量22.29%，岩屑平均含量13.14%，云母含量1.38%（见表 1）。

表1 吴起地区侏罗系储层岩矿资料统计表

表2 吴起地区侏罗系储层岩芯分析物性统计表

表3 吴起油田侏罗系储层压汞参数表

1.5 储层物性

吴起侏罗系油藏根据24口井970块岩芯资料分析，该区储层孔隙度平均为17.2%，渗透率平均为26.11 mD，孔隙度和渗透率明显较高，储层物性较好（见表 2）。

1.6 孔隙类型

吴起侏罗系储层通过压汞资料分析，其排驱压力平均为0.07 MPa，中值压力0.72 MPa，中值半径1.82 μm，分选系数3.09，最大进汞量83.75%,退汞效率31.62%。渗透率低的毛管压力曲线，排驱压力较高，曲线斜率小，汞饱和度高，汞退出效率较高；而渗透率高的毛管压力曲线，排驱压力较低，曲线斜率大，汞饱和度较低，汞退出效率较低（见表3）。侏罗系延9、延10油层以大孔细～中喉型组合为主，储层物性较好，是油气相对富集的重要原因之一。

1.7 油藏类型及驱动能量

吴起延10油藏的形成受到差异压实、砂体展布和构造的共同作用，在上倾方向由于相变或物性变差形成岩性遮挡，下倾方向受构造控制，油藏类型属岩性～构造油藏，延10油藏边底水活跃，自然能量充足，属弹性水压驱动。延9油藏同样受岩性和构造双重控制，是以构造为主的岩性～构造油藏，油藏具有边底水，但边底水不十分活跃，属弹性弱水压驱动。

2 吴起油田侏罗系成藏富集规律研究

2.1 侏罗系古地貌研究

鄂尔多斯盆地的侏罗系下部地层是在晚三叠世末期侵蚀古地形上沉积而成的。侏罗系油藏主要分布于早期沉积的延9、延10地层中，侏罗系延10期是由甘陕、宁陕古河及其支流水系侵蚀切割，充填和侧向加积而形成的一套河流相沉积。宁陕古河由马坊南进入本区北部折向东南，甘陕古河由西向东流经本区南缘。由于主河道的侧向加积，形成许多支流水系。主河谷砂体宽、延伸远，切割深，砂层厚，一般大于100 m；支河谷砂体较窄、延伸不远，一般2～4 km，砂层厚度一般20～80 m左右。侏罗系到延9期，河道重新下切，形成泛滥平原分流河道沉积，侏罗系沼泽相的暗色泥岩及三叠系延长组沼泽相沉积的暗色泥岩在本区分布面积广，有机质丰度高，厚度大，均具有较强的生油能力。砂层厚度15～40 m，由于延9期与延10期古河的继承性，砂体油源沟通好。

因此，侏罗系古地貌对侏罗系油藏的形成起着重要的控制作用。勘探实践证实侏罗系油藏的形成条件是：三叠系大型生油凹陷提供了丰富油源；古侵蚀面及古河谷是油气运移通道；主河谷两侧发育的滨河滩相砂岩储层是油气有利储集场所；次级古水系是寻找古地貌岩性油藏的主要指向；受古地貌控制的差异压实构造是油气长期运移指向；次级支流沟叉的岩性变化带是上倾方向的主要遮挡条件。

2.2 侏罗系成藏富集规律研究

（1）深切延长组的古河是油气向上运移的主要通道，大量资料证实，侏罗系延9、延10油层的油源主要来自三叠系延长组。因为延安组在一、二级古河中的沉积直接与延长组呈不整合接触，河谷强烈下蚀至延长组，使得延长组的油源沿着巨厚的延10河床相砂体先垂向运移，后遇到盖层遮挡而转为侧向运移，至近岸古残丘、滨岸砂体，遇到岩性变化带则聚集成藏。如果延9层河流相砂体在适当部位下切而与延10砂体连通，则油气继续向上运移使延9砂体聚集油气而成藏。

（2）受古地貌控制的差异压实构造是油气长期运移的指向，差异压实构造是本区甚至整个盆地的主要局部构造类型。主要是一些鼻状隆起和闭合高度较小的背斜构造（闭合度一般在10～20 m），圈闭范围一般在 3～6 km2。

（3）河道沉积微相成为油气聚集的最有利的相带，本区延10储层的特点表现快速堆积作用下形成的厚层状砂岩，延9期是在延10期河流冲积平原的基础上发育起来的，河道砂体沉积于水体比较畅通的富氧环境，因而同生期致密物较少，所以原始孔隙相对发育，储层物性好，有利于油气的聚集和保存。更准确地说，河道砂体中的丘咀和河间丘是最有利的油气富集带：主、支河谷的切割沟通了延长组的油源，有利于油气侧向运移到两侧丘咀的砂体中形成油藏；河谷两侧的沉积物，属于边滩相沉积，砂岩厚度一般20～50 m。由于河流的反复冲刷淘洗，形成良好的储集层，孔隙度一般为 16%～17%，渗透率一般大于 20×10-3μm2；水动力条件较弱，有利于油气保存。

（4）延8期湖相泥岩与延安组早期河道砂体在纵向上构成理想的储盖组合，根据沉积相研究成果可知，研究区内延安组地层属河流沉积环境。延10期以河流相充填式沉积为主；延9期气候潮湿，湖盆开始沼泽化，沉积了一套深灰白色、细～中粒岩屑质长石砂岩；延8末期沉积进一步沼泽化,普遍发育10～20 m厚的粉砂质泥岩，为延9、延10油藏的形成提供了良好的封盖层。

（5）压实构造和岩性遮挡是延安组油藏的主要圈闭条件，在三叠系末期古地形的背景上，由于差异压实作用和后期构造运动等因素的影响，形成了一系列近东西向的小幅度鼻状构造和圈闭构造，在有利于油气的聚集，在岩性和构造双重因素的制约下，形成多种类型的油藏。

2.3 侏罗系油藏主控因素研究

吴起油田侏罗系油藏受到构造和岩性双重因素控制，做好出油界限研究是至关重要的，能有效的规避产建风险。通过侏罗系成藏富集规律研究，精细小层对比分析，借助录井岩心岩屑显示及测井曲线两大法宝，辨识油水关系，明确油水界面及物性电性下限。如新263延101油藏，油水界面构造为250，电阻率大于25 Ω·m，渗透率大于 20 mD，圈定有利区面积 1.4 km2，建井24口，建成产能2.2万t，初期平均产量大于3.0 t，取得好的开发效果。通过近年来对吴起侏罗系勘探开发认为，吴起侏罗系整体上孔隙度和渗透率较好，声波时差大于240 μs/m，主要控制因素为电阻和构造，吴起油田侏罗系油藏电阻-声波时差交汇图（见图1）。

图1 吴起油田侏罗系油藏电阻-声波时差交汇图

3 侏罗系油藏增储建产潜力区研究

3.1 增储建产潜力区预测依据

吴起油田侏罗系油藏属于由甘陕、宁陕古河及其支流水系侵蚀切割，充填和侧向加积而形成的一套河流相沉积，处于近源的有利地带，河道砂体中的丘咀和河间丘是最有利的油气富集带。因此，吴起区域发育广泛的侏罗系油藏，但是单期河流砂体宽度小、厚度薄、摆动幅度较大、相互分割，从而导致形成的油藏面积小而分散，勘探难度较大。所以要及时追踪石油勘探开发生产动态，进行老井复查及抓住探评骨架井的实施过程中出现的含油苗头进一步深入分析是区带优选的重要依据。

3.2 2014年增储建产潜力区研究

吴起区域侏罗系油藏分别广泛，但油藏面积小而分散，近几年来，积极开展浅层研究，进行老井复查，优化油藏识别图版，累计优选30余个建产有利区，建成产能31.5万吨，为继续寻找下步建产有利区，需继续做好探评骨架井的实施跟踪。

3.2.1 薛岔新309区延9油藏新309井区延9河道砂体位于薛岔东南部，砂体厚带主要分布于新309～谷67-71区域。薛岔新309井区延9砂体展布与目前整个对侏罗系的地质认识一致，砂体基本呈北东～南西向展布，在平面上具有网状河特征，河道较窄，河流交汇处最宽河道不超过1.5 km。区域内2条河道交汇，在东部聚集成藏，油气显示好，尤其在新309-谷67-71井区域，砂体厚度大于10 m，构造高，为下步建产潜力区。西部高57-新283油藏受构造河岩性控制，油藏分散且面积小，并且构造低，潜力小。

新309井区油水界面统一约在海拔300 m，油藏面积0.6 km2，预计地质储量30×104t。该区已完钻1口评价井新309，2口侏罗系开发井，油藏西南部有已完钻骨架井进行控制，该区侏罗系油藏得到控制，其中吴360-89井砂体厚度11.6 m（油层3.0 m，油水层8.6 m），电阻20.5率 Ω·m，通过1米王弹加爆燃射孔求初产，初期产量8.88 m3/4.43 t/41.3%，目前产量8.28 m3/3.52 t/50.0%，该区侏罗系油藏得到有效落实。2014年在该区延9油藏具备0.8×104t的产建规模，新建井9口，其中7口采油井，2口注水井。

3.2.2 薛岔新311延10油藏新311井区在延10油层成藏，本区延10砂体为河流相沉积，该区主要由新311～畔53-64和高56～畔53-642条河道交汇形成，近于y字形展布，延10砂体与油源沟通好，交汇处聚集成藏，与局部构造匹配为该区延10油藏的形成创造了条件，为下步建产有利区。新311井区延10油藏油水界面统一约在海拔225 m，油藏面积0.8 km2，预计地质储量40×104t。油藏东北面已完钻1口评价井新311及2口开发井，西南部完钻2口骨架井，使油藏基本得到控制，西南部补孔老井1口畔55-67，电阻率23.22 Ω·m，投产初期产量5.28 m3/2.68 t/39.6%，目前产量4.55 m3/2.76 t/28.7%，该区延10油藏得到有效落实。2014年该区延10油藏具备0.8×104t的产建规模，围绕畔55-67井进行滚动建产，可新钻井11口，其中采油井8口，注水井3口。

3.2.3 旗97-72井区延9油藏旗97-72井区位于薛岔油区的西南部，与采油三厂交界处，根据采油三厂对侏罗系油藏的动用情况，复查该区旗97-72等老井，认为是同一油藏，属于河流内部沉积形成的圈闭构造，该区延9层沉积砂体较厚，三角洲分流河道砂体发育，为岩性-构造油藏，圈闭条件较好。该区油水界面统一约230 m，砂体厚度大于10 m，有利区面积0.5 km2，该区控制程度偏低，下步建议优先实施评价井新349，落实油藏规模后继续滚动建产，预计可新钻井6口，其中采油井5口，注水井1口。

3.2.4 新297及新307井区侏罗系潜力油藏新297及新307井均为2013年在吴起油田薛岔区域新钻的评价井，新297井在延9及延10均见到比较好的油气显示，延9层钻遇砂厚7.7 m，录井显示3.5 m油迹，测井解释油水层2.6 m。延10层钻遇砂厚12.5 m，录井有13 m油迹级显示，解释含水油层4.5 m。新307井延9钻遇砂厚4.9 m，录井有4.5 m油迹级显示，解释含水油层3.6 m。这2口井在侏罗系都有较好的油气显示，找到了油气苗头，下步需根据侏罗系成藏规律，预测构造高点及砂体走向，增发骨架井坐标，圈定有利区，为下步建产潜力区（见表4）。