鄂尔多斯盆地永宁南长8致密油主控因素分析及有利区预测

李禄胜,周 雪,谢正义,谢 伟

(延长油田股份有限公司永宁采油厂,陕西延安716000)

鄂尔多斯盆地永宁南长8致密油主控因素分析及有利区预测

李禄胜,周 雪,谢正义,谢 伟

(延长油田股份有限公司永宁采油厂,陕西延安716000)

鄂尔多斯盆地永宁南长8油层组是延长油田致密油勘探的重点区域,对该区构造、烃源岩、储层、沉积相等进行分析,讨论致密油成藏主控因素并预测有利勘探区域。结果表明,西倾单斜背景上发育的低幅度构造对致密油成藏影响不大,但东西向展布的鼻状隆起可与砂体有机配置形成良好的岩性圈闭。巨厚的、优质的烃源岩是长8致密油成藏的基础。尽管致密油成藏对储层孔隙度、渗透率要求不高,但该区出油井储层孔隙度一般大于6.0％,渗透率一般大于0.1mD,表明物性对致密油成藏具有一定影响。水下分流河道中的厚层砂体是致密油富集的主要场所,也是研究区致密油成藏主控因素。根据成藏要素分析预测3个有利区,指导下一步勘探。

致密油;永宁南;主控因素;有利区

随着鄂尔多斯盆地勘探开发的深入,常规油气藏探明率越来越低,致密油作为延长油田增产、稳产的新方向和重要接替资源,地位日益重要。永宁南位于鄂尔多斯盆地中南部永宁油区,构造上处于陕北斜坡中部(图1),是延长油田长8致密油的重要勘探区块,近两年致密油勘探已取得一些成果。但是目前对该区致密油成藏主控因素认识不清,导致该区长8致密油勘探进展缓慢。本文在调研总结前人工做的基础上,结合该区勘探成果,分析长8致密油成藏主控因素,预测有利区域,为下一步致密油勘探提供参考。

1 长8 致密油基本地质特征

鄂尔多斯盆地延长组长8油层组主要由上、下两套厚层三角洲前缘亚相灰绿色、灰色中砂岩、细砂岩构成[1],发育交错层理,中间夹灰黑色、灰色和黑色泥岩、碳质泥岩。岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,地层厚度一般为75～90m。长8油层组紧邻鄂尔多斯盆地长7优质烃源岩,源储配置较好,发育典型致密砂岩油[2]。具有烃源岩条件优越、分布范围广、构造影响较小、储层致密、物性差(孔隙度一般为4％～12％,渗透率一般小于0.3mD)、孔隙结构复杂、含油饱和度高、原油性质好、油藏压力系数低的特点。

2 长8 致密油藏主控因素分析

2.1 构造特征

研究区在构造上处于陕北斜坡中部,整体为一西倾单斜。长8油层组顶部构造等值线图(图2)显示出明显的西倾单斜特征,局部发育由差异压实形成的鼻状隆起。长8油层组砂体紧邻“张家滩”和“李家畔”油页岩,处于烃类初次运移的通道上[3],具有得天独厚、优先捕捉油气的优势。由图2可知,局部发育的鼻状隆起对长8致密油成藏有一定的控制作用,由整体看,作用不是很明显。

2.2 烃源岩分布及演化

鄂尔多斯盆地延长组烃源岩以深湖—半深湖相富含有机质的泥页岩为主,具有层系多、厚度大、有机质丰度高、生烃量巨大等特征,主要烃源岩均已进入成熟、高成熟期,主力排烃时间在晚白垩世—古近纪时期[4]。研究区位于湖盆中心,烃源岩比较发育,长7烃源岩厚度为30～70m,以Ⅰ型干酪根为主[5-7];氯仿沥青“A”为0.563％～1.196％,平均为0.884％;TOC为3.34％～7.84％,平均为5.77％(表1);长9油层组顶部的烃源岩厚度为15～30m;以Ⅱ型干酪根为主[8];氯仿沥青“A”值为0.210％～0.501％,平均为0.394％;TOC为0.36％～4.52％,平均为1.86％。长8储层夹持于上下两套烃源岩中间、具有“近水楼台先得月”的独特优势,既有上生下储的贡献,又受下生上储影响。长7烃源岩还可以作为良好的盖层,与长8储层构成良好的生储盖组合。由图3可知,长8致密油受烃源岩影响比较大,出油井主要分布在烃源岩厚度大于40m的区域,呈现出“源控”特征。

表1 永860井烃源岩族组分分析表Table1 Component analysis of hydrocarbon source rock group in the well Yong860

2.3 储层特征

2.3.1 岩石学特征

在长9湖侵的基础上[9-10],长8油层组底部发育深灰色、灰黑色泥岩,砂岩储层主要发育于上部。研究区距东北物源、西南物源均较远,砂体粒度较细,且受成岩作用影响,物性较差。据岩心观察及薄片鉴定结果,研究区长8储层岩性以灰色、灰绿色粉—细粒长石砂岩为主,主要颗粒成分及含量为:长石41％～58％,平均48.3％;石英16％～28％、平均22.6％;岩屑5％～14％,平均10.45％(图4)。岩屑主要为变质岩屑,部分为沉积岩屑,说明该区可能为混源区,在一定程度上受南物源影响。

2.3.2 物性特征

储层物性对致密油的富集起重要控制作用,选取研究区37块代表性岩心样品进行物性分析发现,该区长8储层孔隙以粒间孔、长石溶孔为主,孔隙度峰值分布在6％～8％之间,平均为7.65％;渗透率呈单峰分布,主峰位于0.1～0.3mD之间,平均为0.26mD(图5)。由图6、图7发现储层物性的平面分布与砂体的空间展布具有一致性,通常砂体连片、厚度大、分布广的区域,储层孔隙度较大、渗透率较高,其含油性也普遍较好。由图6可以看出,虽然致密油成藏对孔隙度、渗透率要求不高,但一定程度上也受其影响,该区出油井长8储层孔隙度一般大于6.0％,渗透率一般大于0.1mD。

2.4 有利相带分析

长8沉积时期为重要的三角洲建设期[11],区内主要发育水下分流河道和分流间湾微相。西部主要沉积一套三角洲前缘水下分流河道砂体,由厚层细砂岩叠加而成。东北部发育一条水下分流河道,在永探206井区与西部的水下分流河道汇合,水下分流河道微相发育部位为致密油富集区域(图7)。

3 有利区预测

水下分流河道砂体发育,是有利区预测的根本;低幅度鼻状隆起是有利区预测的重要条件;勘探现状和实际钻探油气显示是有利区预测的重要依据。在综合分析研究区长8致密油主要控制因素的基础上预测了3个致密油发育有利区(图8)。

(1)永571—永探222—永765有利区,该区位于研究区最西部,沉积微相为水下分流河道,砂厚为30～40m,是研究区长8砂体最厚的地方,油层有效厚度为8～15m,储层孔隙度为8.0％～12.0％,渗透率为0.7～1.0mD,物性相对较好,储集能力高,永探221井、永829井长8试油获得工业油流。

(2)永探203—永840有利区,位于研究区北部,主要发育水下分流河道微相,两侧发育小规模的分流间湾,对油层形成有利遮挡。砂厚约为16～20m,油层有效厚度较薄,一般为4～8m,储层孔隙度为4.0％～8.0％;渗透率为0.4～0.7mD,区内永探203井、永840井长8试油获得工业油流。

(1)永探9—永探209有利区,该区主要发育水下分流河道微相,砂体厚度约为16～20m,油层厚度较薄,一般为5～10m,发育低幅度鼻状隆起。东侧发育的分流间湾与鼻状隆起配合形成较好的泥岩上倾方向遮挡圈闭,储层孔隙度为6.0％～8.0％,渗透率在0.4mD左右,区内永探9井、永探209井长8试油获得工业油流。

4 结 论

(1)低幅度构造对致密油成藏影响不大,但近东西向展布的低幅度鼻状隆起与砂体有机配置可形成良好的岩性圈闭,是致密油勘探有利区域。

(2)巨厚、优质的烃源岩是致密油成藏的基础,长8致密油成藏受烃源岩控制,出油井主要分布在烃源岩厚度大于40m的区域。

(3)储层物性在平面上与砂体展布基本一致,砂体连片、厚度大、分布广的区域,也是储层孔隙度较大、渗透率较高的区域,含油性也普遍较好。致密油成藏对孔隙度、渗透率要求不高,但一定程度上也受其影响,该区致密油出油井长8储层孔隙度一般大于6.0％,渗透率一般大于0.1mD。

(4)水下分流河道沉积的厚层砂体是油气富集的主要场所,是影响该区致密油富集的最主要因素。

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Analysis of Main Control Factors and Prediction of Favorable Area for Chang 8 Tight Oil in South of Yongning,Ordos Basin

Li Lusheng,Zhou Xue,Xie Zhengyi,Xie Wei
(Yongning Oil Production Plant,Yanchang Oilfiled Co.,Ltd,Yanan,Shaanxi 716000,China)

Chang8 oil reservoir in southern yongning is the main exploration area in yanchang oil field in Ordos Basin,in which the geological structure,source rocks,reservoirs,sedimentary facies have been analyzed,and discussed the main controlling factors for tight oil reservoir formation,as well as predicated the favorable exploration areas.The results showed that the low amplitude structure developed in western single slope has little effect on the tight oil accumulation,but the EW trending nose-upfit and sand body can form good lithologic trap by the organic configuration.The thick high-quality source rocks are the basis of chang8 tight oil reservoir formation.Though porosity and permeability have little effect on tight oil accumulation,but in this area the porosity and permeability higher than 6.0％and 0.1mD respectively,by which the tight oil accumulation should be affected.The thick sand in the subaqueous distributary channels is the main place of tight oil accumulation,and it is one of the main controlling factors.On this basis,three different favorable exploration areas have been predicted,and directed the exploration in the future.

tight oil;southern Yongning;main controlling factors;favorable exploration area

TE122

:A

李禄胜(1990年生),男,本科,助理工程师,现从事油气勘探开发研究。邮箱:765659997@ qq.com。