直罗油田长8储层有利勘探目标优选

2018-06-22马二平李向东

石油地质与工程 2018年3期

马二平，李向东

（1．陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2．延长油田股份有限公司靖边采油厂）

直罗油田位于陕北斜坡东南部延安市富县境内，为三叠系延长组陆相河湖相沉积，主力油层为长2、长6和长8等层位。本区延长组储集砂体的物性普遍较差，长8油层组沉积期湖盆整体处于缓慢沉降期，物源供给充足，以北东方向为主。直罗油田近年在张家湾和直罗姜家川区域近 300 km2长 8油层钻探过程中取得了一定的突破，将成为富县采油厂今后增储上产的主要层位。在富县采油厂四个探区的钻探过程中，长8油层的油气显示较好，表明该区具有一定的勘探开发潜力，可进一步扩边勘探[1]。

1 沉积特征及砂体空间展布

直罗油田长8储层的砂岩普遍呈灰色、深灰色，泥质岩以深灰色、灰褐色为主，表明研究区长8储层碎屑沉积物沉积时处于还原环境。岩石组分以长石和石英为主，含量较高；填隙物含量7%～13%，主要成分为钙质、泥质组分；胶结物包括铁方解石、绿泥石、铁白云石和硅质等。岩心观察发现，研究区含有大量的植物茎干、根迹等植物碎屑化石及浅水型动物活动痕迹，化石的完整性与杂乱程度反映水动力强弱与水体的深浅程度，表明研究区属于浅水三角洲前缘沉积体系。长8储层砂岩粒度概率累积曲线主要呈三段式，粒度曲线均呈正偏态，滚动组分含量极少，主要由跳跃组分和悬浮组分组成，跳跃组分含量高，平均75%以上，说明沉积物在沉积时水动力较强，为典型的牵引流沉积[2–4]。

长8段储层为三角洲前缘亚相砂体沉积，砂体平面展布形态主要受物源、沉积微相、水动力的影响。物源为北东向，主要发育3条三角洲前缘水下分流河道砂体，呈条带状展布（图1）。其中直罗地区主要发育两条河道，张家湾地区发育一条河道。

2 储层物性特征

受沉积、成岩及构造等复杂关系的共同影响，研究区不同层段砂岩储层物性特征不同[3，8]。长8油层段测井解释的孔隙度、渗透率数据表明，直罗地区长8储层五个小层的孔隙度2.66%～25.89%，平均值 10.10%；渗透率 0.01×10-3～13.52×10-3μm2，平均值0.21×10-3μm2（表1）。对比分析结果显示，长、长、长物性相对较好，长物性最差，整体上长82段物性较长81段好。综上所述，研究区长8储层属低孔低渗储层。

表1 研究区各个储层物性统计

3 烃源岩展布特征

图1 直罗油田长沉积微相

本区长7中下部高阻泥岩厚度大，分布稳定，全区均有分布，厚度20～60 m，部分区域高达40～60 m。其中直罗地区东南部、北部及张家湾地区中部泥岩分布较厚；长9油层组顶部暗色泥岩厚度一般为3～13 m，厚度比较大的区域主要位于研究区中东部，可达 10～13 m（图2）。

4 异常压力与油藏分布关系

异常高压的存在不仅为油气运聚提供主要动力来源，而且对油气的分布具有控制作用，主要体现在有机质的成熟过程，油气形成及赋存相态，运移、聚集动力，对烃类的封存、破坏作用以及控制油气空间分布规律等。本次研究发现，异常高压对研究区长 8油藏的形成与分布具有重要的控制作用[4–8]。

本区长8地层与上覆长7地层之间普遍存在3～5 MPa的过剩压力差，有些井区甚至超过6 MPa；长9地层与上部长 8地层也存在过剩压力差，差值2～5 MPa，高值区域可达6 MPa。过剩压力差的存在，使长7、长9油页岩生烃后向长8储层充注，使得长8储层的油气富集，故长7、长9烃源岩分布不仅为长8储层提供油源，而且产生的过剩压力差成为石油运移的主要动力来源。

烃源岩生烃排压过程中产生的过剩压力，使原油在垂向上从高压区穿层运移至低压区，即从生油层运移至储层；经过一次运移后到达储层的原油沿储层优势渗流通道从相对高压地区二次运移到相对低压区而富集起来，形成有利储集区。油气富集受控于过剩压力的分布，结合储层沉积、物性等综合因素分析发现，过剩压力差在低压背景下的高值区是油气有利聚集的主要场所。

5 直罗油田长8储层有利区预测

通过对近油源、优势相及低压区的综合研究发现，长7优势烃源岩对长8油藏的分布有明显的控制作用，形成油藏的数量与距长7烃源岩的距离有关，距离越近油藏越多；优势相同时受到沉积相和成岩相的影响，良好的储层物性和有利的成岩相是形成优质储层的必备条件；低压区是油气聚集的主要场所，在高压背景下油气更易向低压区运移，形成有利于的油气富集带[9–13]。按照“近油源、优势相、低压区”原则，综合预测Ⅰ类有利区3个，Ⅱ类有利区5个（图3）。