鄂尔多斯盆地志丹探区长2+3油藏类型对比及评价

2020-04-25贺政阳陈庆龙

云南化工 2020年2期

贺政阳，陈庆龙

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065；2.中国地质调查局西安地质调查中心，陕西西安 710054；3.西北大学地质学系大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069）

油藏类型主要受影响因素决定，主要类型分为岩性油藏、构造—岩性油藏、岩性—构造油藏三种类型[1-3]。无论哪种类型，都离不开岩性的发育，砂体储层是油气成藏的关键因素。在储层发育的基础上，构造的发育程度，如背斜、地垒、地堑等构造特征，都将对油气成藏产生一定影响。分清油气藏类型，对于进一步勘探开发有着至关重要作用。不同圈闭油气藏成藏类型，对应不同勘探开发思路，开采方式也会有大小差异。志丹探区油气藏类型，主要以岩性圈闭为主，因伊陕斜坡单斜构造发育[4]，其构造发育相较简单，因而开采思路向岩性圈闭靠拢。本文根据已开发井区资料，归纳对比，希望总结不同井区油藏类型差异，总结不同勘探开发思路，以期对下一步钻探开发起到一定帮助作用，并且进一步深入对油气藏成藏圈闭类型总结认识。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地是华北克拉通西部的一个叠合盆地[5-7]，内含多套生储油气地层，长2+3油层组是盆地内较早勘探开发的地层。研究区位于伊陕斜坡构造单元中南部，低幅度单斜构造发育（图1）。鄂尔多斯盆地在晚三叠世时期发生大规模构造运动，台地下降，形成大型坳陷湖盆[8]。从长10至长1期，期间共发生5个阶段，发生、发展、鼎盛、衰减、消亡。在这期间，发育沉积了三角洲相、河流相和湖泊相，砂体十分发育，为油气的生储提供了良好条件。其中，长6—长1时期以河流、三角洲相为主[9-13]，长10—长6湖盆最为发育，尤其长7期，湖盆发育达到鼎盛，面积范围最大，烃源岩广泛发育，形成了“张家滩”页岩，长9时期形成了“李家畔”页岩，二者均作为三叠系延长组主要烃源岩，提供了良好的生油条件[14-21]。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及研究区位置

2 志丹油田勘探开发现状

志丹探区自1962年钻探，在双河乡以东一带发现长2油层组，1993年双河区长2油层组提供良好油气显示，1995年发现义正樊川区块，2000年发现寨科区块，并在稍园子区块发现长2油层。

开发从寨科区开始，于1999年开始滚动开发，2001年采用“反九点法”注水投产。寨科区自1999年到2001年在天然能量下开发，其能量消耗大，产量逐渐降低。寨科区块产量弹性变化，表现为：地层能量下降、产量下降、油藏递减。产生这种情况的原因在于地层无底水补充，能量缺乏，于是自2001年12月至2002年5月开始，采用注水开发，实现稳产。

3 长2+3油藏圈闭类型

油藏圈闭类型划分主要有三种，岩性油藏、岩性—构造油藏、构造—岩性油藏。三种圈闭类型划分依据主要靠其主要影响因素。岩性圈闭油藏是指因储集层物性变化形成的圈闭，并且在其中聚集大量石油，大多数造成石油聚集的岩性圈闭都是沉积环境下的砂体沉积发育的直接产物。构造—岩性圈闭油藏主要是依赖储层物性变化，储层物性变化是主要影响因素，同时构造发育对于油藏形成也起了一定影响。岩性—构造圈闭油藏主要影响因素是构造发育，但储层物性变化也起一定作用。

三种类型油藏圈闭在志丹探区都有存在。

3.1 岩性圈闭油藏

主要分布在长23、长33层位，具备共同特点是油层物性差、非均质性较强，有效储油层一般分布在反旋回顶部和正旋回底部。并且由于油层物性差，油层含水较高，这类油藏往往产量较低，含水较大，即使初始产量较高后期随能量下降，产量也会降低。以正51井区长33油藏为例：

正51井区长33油藏为典型岩性圈闭油藏，分布范围受沉积相严格控制，据区内钻井资料揭示，油藏分布范围呈东西向展布，分布面积较大，东西长约10km，南北宽约4km，该油藏钻井控制程度较高，油藏中部油层厚度较大。油藏的分布与该区分流河道的主河道的展布方向、分布范围吻合良好，油层主要位于河道砂体发育部位。该区试油6口，初周日平均日产油2.7t，平均含水43%，产量递减迅速，属低产油区。

3.2 构造—岩性圈闭油藏

主要分布在长21、长23两个油层组，其共同特点是油层物性较差，非均质性较强，受非均质性影响，油层含水规律性差。这类油藏产量较低，含水较高，同时含水差异大。以正129井区长21油藏为例：

正129井区长21油藏，该区长21砂体呈北东—南西向展布，由北东和北东东方向两支厚带砂体（厚度＞20m）交汇。由于差异压实作用使砂体厚部位低幅度隆起，并且由于岩性、物性侧向变化而形成岩性圈闭。油藏受分流河道砂体控制，含油性受岩性、物性及压实构造控制。正129井区为由东南向西北倾斜的构造背景，发育一北东南西向的鼻状隆起，隆起幅度约10m。鼻状型隆起的展布方向与分流河道主河道方向吻合良好（图2）。

图2 正129井区三叠系延长组油藏剖面图

油藏呈近北东—南西向展布，砂岩厚度大、砂岩密度高，并且构造位置相对较高的井，含油性较好。构造位置相对较低或砂岩密度较低的漫滩沼泽沉积带含油变差或不含油（图3），表现了构造—岩性油藏的特征，对该区13口井进行了试（采）油，产量差异较大。

3.3 岩性—构造圈闭油藏

图3 正129井区油层特征图

主要分布于长21油层，其特点是油层物性相对较好，油层含水分带性和规律性较强。一般在构造高部位含水较低，在构造低部位含水较高，具有明显的油水界面或油水过渡带。这类油藏在构造高部位一般具有较好的产能，而且稳产时间相对较长。在构造低部位由于底水活跃，油层压裂改造时容易造成水串。区内典型的岩性—构造圈闭油藏为正2井区长21油藏。

正2井区长21油藏，为三角洲平原分流河道沉积。长21主砂体（厚度＞30m）在平面上呈X形展布，表现为网状河流的沉积特征。由于差异压实作用在沉积砂体厚的部位形成低幅度隆起，且因岩性、物性侧向变化形成岩性圈闭。油藏受分流河道砂体控制，含油性受岩性、物性及压实构造控制。正2井区为由东南向西北倾斜的构造背景，中部为一平缓的台地，台地之上发育一南北向走向的小型隆起，隆起幅度约10m（图4）。油藏呈近南北向展布，在砂岩厚度大、砂岩密度高，而且构造位置相对较高的井区，含油性较好；构造位置相对较低（如5033-1、5033-3井）或砂岩密度较低的井含油变差或不含油，表现了岩性—构造油藏的特征。纵向上油水分异明显，平面上含水具分带性。