子北油田高台—毛家河北成藏特征与勘探方向

2020-08-02王彩霞冷丹凤陈立军孟旺才师学耀

非常规油气 2020年2期

王彩霞，冷丹凤，陈立军，孟旺才，师学耀.

(延长油田股份有限公司勘探开发研究中心，陕西延安 716001)

高台—毛家河北区为子北采油厂资源接替区块，主力油层为三叠系延长组长4+5、长6储层，试油效果较好，勘探开发潜力大。前人在鄂尔多斯盆地油气控制因素及油气成藏等方面开展过大量的研究工作，取得了一系列重要认识[1-12]。然而，高台—毛家河北区研究程度低，严重制约了该区油田的勘探开发水平，有必要对该区的油气控制因素和成藏规律进行细化。本次拟通过对子北油田高台—毛家河北开展油气成藏特征进行系统分析，完善油气成藏综合评价技术，明确勘探开发有利区带及方向，指导高台—毛家河北区勘探开发进程。

1 油藏分布特征

1.1 油水分布特征

明确油水分布规律，对油田开发过程中实时调整对策具有重要意义。本次研究结合研究区的构造特征、沉积相带、垂向上的细分小层、平面上的细分区域，根据测井解释、录井及试油成果分析油水分布规律。

研究区主力含油层位为长4+5、长6油层组，纵向上各小层砂岩均有水层，整体上长2+3发育水层，从下部地层到上部地层水层呈增多的趋势。在平面分布上主要受构造、沉积相等特征影响，油气主要分布在研究区南部构造高点一线，受沉积相带影响，呈朵状分布。

1.1.1 单井纵向上油水分布特征

依据测井油气藏解释成果分析(图1)，工区垂向上油水发育3种情况，即下部水—上部油、下部水—中部油—上部水、下部油—上部水。上部地层长2+3砂地比较高，砂体发育；中部地层长4+5砂地比较小，砂体较不发育；下部长6砂地比中等，砂体较为发育。各小层之间均有泥岩分布，将砂体分割开来。

图1 高台—毛家河北区东西向油藏剖面示意Fig.1 Profile of east-west direction reservoir in north of Gaotai-Maojiahe area

1.1.2 各油层组平面分布特征

本区油水分布规律主要受烃源岩油源供给[13-15]、构造特征[16-17]、沉积相带展布特征[18]及储层物性条件控制，体现在平面上的油水展布规律为：油层基本分布在储层砂体发育、物性好、构造高部位且距离烃源岩较近的有利成藏圈闭内。具体分布特征如下：

(1)长4+5油层组：本区长4+5油层组相对发育较差，只在部分点上有分布。结合试油成果，研究区长4+5油藏平面上主要分布在毛家河北部宋家卯区域，油藏规模较小，整体发育较差。

(2)长6油层组：本区长6油层组最发育，是研究区主力层位，平面上主要分布于分流河道主砂体上，自西向东沿构造高部位一线呈朵状分布，研究区北部零星分布。

1.2 油藏分布特征

依据生烃层、构造特征、盖层及油藏类型等条件分析，认为工区主要发育砂岩透镜体油气藏、砂岩上倾尖灭油气藏，其分布具有以下特征。

1.2.1 油藏纵向分布特征

本区延长组长2+3、长4+5、长6多层系含油。盆地主力源岩发育区及区内长7烃源岩为主要油源，长4+5油层组底部泥岩段封盖，油气在长6油层组储层聚集成藏，所以长6油层组为主要含油层系，油层厚度及规模相对较大(图2)。长4+5油层组次之，长2+3油层组受源岩、储层及盖层控制，分布较零散，为次要含油层系。

图2 高台—毛家河北区东西向油藏剖面示意Fig.2 Profile of east-west oil direction reservoir in north of Gaotai-Maojiahe area

1.2.2 油藏平面分布特征

高台—毛家河北区延长组已发现油气在平面上呈现零散分布，毛家河北部油藏相对较为富集，高台地区油藏分布零星。整体具有面积小、层系多、连片性差等特点。

(1)长2+3油层组：长2+3油层组在本区整体显示较差，只在部分点上有油气显示。长2+3油藏距长7烃源岩较远，但储层物性较好，孔隙度可达18%，渗透率可达6 mD，储层厚度及规模相对较为发育。裂缝、砂带等组成的优良输导体、低幅度隆起与优质储层的良好配置是其油气富集的主要控制因素。

(2)长4+5油层组：整体分析认为，油源、储层、盖层为本区长4+5油层组油藏最主要的控制因素。平面分布上，长4+51油层组在高台高岔理821-理324井区最为富集，毛家河北部庙焉村理450-理451井区次之，王家畔、宋家卯区零星发育(图3)；长4+52油层组在毛家河东部后中庄理452-理490井区最为富集，高台理331井区、理320井区零星发育。纵向上，长4+5油层组砂泥多呈薄互层产出，储层厚度、物性较差，平均孔隙度为7.3%，平均渗透率为1.25 mD，油层厚度及规模相对较差。

图3 高台—毛家河北区长4+51油层组有利区分布Fig.3 Favorable area distribution of Chang-4+51 oil formation in north of Gaotai-Maojiahe area

(3)长6油层组：长6油层组为盆地湖泊三角洲重要建设期，三角洲平原砂体提供了丰富的储集层，因此长6油层组油藏分布广泛，为延长组主力产油层系。

长61油层组是研究区油藏最为富集的层位，毛家河马鞍山附近最为富集，高台王家畔地区次之，高台西南部、东北部零星分布。总体上，受油源供给及储层物性控制，油藏在研究区中南部相对富集，北部以零星显示为主(图4)；纵向上，长61油层组储层相对较好，平均孔隙度为6.71%，平均渗透率为1.04 mD，在长4+5油层组泥岩良好的遮盖及微构造的匹配下，油层厚度及规模相对较好，是本区最优质的储集层和油气聚集场所。

图4 高台—毛家河北区长61油层组有利区分布Fig.4 Favorable area distribution of Chang-61 oil formation in north of Gaotai-Maojiahe area

与长61亚油组相比，长62、长63等油层组油藏相对较差，平面上，长62主要发育于毛家河东部后中庄地区，分布局限；长63主要发育于高台中部理330-理327井区附近。纵向上，其储层发育也相对较差，平均孔隙度为6.08%～6.45%，平均渗透率为0.81～1.03 mD，油藏规模较小，储量丰度较低。缺乏有利的封盖条件和良好的储层物性特征是其零星分布的主要原因。

2 油气主要控制因素分析

依据前人大量研究成果分析，长7泥岩为主要烃源岩[13-15]，长4+5泥岩为次要烃源岩，长2、长4+5、长6砂岩为主要储层，各层大段泥岩为直接盖层。分析认为油气运移主要受以下两个因素控制。

2.1 油气运移受烃源岩油源供给控制

高台—毛家河北区距离生油中心较远，本区烃源岩不发育(图5)，原油生成后通过裂缝、储层连通孔隙通道运移至优质储层聚集成藏。油气从生油中心沿裂缝、连通孔隙等运移通道受生烃排压及浮力作用在垂向穿层向上运移，在平面上油气沿分流河道主砂体内优势连通孔隙侧向运移，在有利圈闭位置聚集成藏。烃源岩的分布直接控制着油气运聚的来源。

图5 高台—毛家河北区长7烃源岩展布Fig.5 Distribution of Chang-7 source rock in north of Gaotai-Maojiahe area

2.2 油气运移受储层物性及其非均质性控制

油气生成后，垂向上以多期叠置砂体及裂缝为主要运移通道，平面上以分流河道主砂体内连通孔隙为主要运移通道；储层物性及非均质性直接控制着油气运移的方向及距离。此外受构造影响，油气总是从构造低处向构造高处运移，在有利圈闭发育部位聚集成藏。

从烃源岩平面展布特征来看，距离本区最近的优质烃源岩分布在子长—横山—靖边交界处。油气生成后沿优势通道优先运移，根据区域资料显示，受横山断裂影响，高台地区长2油层组很难成藏，油气基本沿断裂方向运聚成藏，因此高台地区长2油藏不发育；而毛家河北部地区由于距离烃源岩较远(近20 km)，油气运移距离难以企及，因此本区长2油藏整体不发育，只在高台部分井点零散发现长3油层显示。

长4+5、长6油藏距离长7烃源岩近，长6油层组分流河道砂层总厚度大(55～85 m)，单层厚度大(6～30 m)，平面上叠加连片分布面积大，储集条件十分有利。同时，长4+5本身自储自盖，长6油层主要有长61顶部泥岩和长4+5上部泥岩段封盖。对长4+5及长6油层组的油气起到很好的封隔作用，是研究区长4+5及长6层段油气成藏的重要因素。

2.3 油藏分布受鼻状隆起控制

由于差异压实作用，在分流河道的主河道部位容易形成低幅度鼻状隆起，在西倾单斜背景下，易于形成构造—岩性圈闭，表现为构造高部位含油性好，构造低部位含油性变差。长6油层组鼻状隆起发育，自长63至长61鼻状隆起具有较好继承性，自东向西理450-理883-理884-理836井一线发育有鼻隆构造(图6)，并有一定的继承性；同时长6期又是三角洲发育主要建造期，所以长6油藏大片面积分布，其含油性较好。同样长4+5油层组类似长6油层组，这里不再叙述。

图6 高台—毛家河北区长61油层厚度与构造叠合图Fig.6 Reservoir thickness and structural superposition map of Chang-61 in north of Gaotai-Maojiahe area

2.4 纵向上油气分布受区域盖层发育控制

工区延长组共发育4套盖层，即长1盖层和长4+5盖层、长2盖层、长6沉积旋回顶部沉积的盖层。其中长2油层组不含油，长4+5本身自储自盖，长6为长4+5上部泥岩段、长61顶部泥岩。它们为三角洲平原分流河道间细粒沉积，长4+5盖层厚度主要集中在20～40 m之间，对长4+52及长6油层组的油气起到很好的封隔作用，是研究区长4+52及长6层段油气成藏的重要因素。

3 油气成藏规律

3.1 生储盖组合特征

本区西侧紧邻长7烃源岩发育区，区内烃源岩发育相对较差，但仍具有一定的生烃能力。整体而言，区内油源以侧向运移为主，以近源垂向运移为辅。延长组发生过4次明显的环境变化，为多旋回三角洲—湖泊—河流体系沉积。本区有利的生储盖组合主要有两套：

第一套组合由长6—长4+5段储、长4+5段盖组成，为自生自储型组合，油藏呈连片分布，为延长组典型的储盖形式，也是盆地最佳的成油组合。

第二套组合由长2+3段储、长1段盖组成，为下生上储型组合，油藏受局部构造控制，以长2—长3段分流河道砂体为储层，长1段湖沼相泥岩为盖层。

3.2 各油层组成藏规律

鉴于本区长2油藏不发育，以下对长4+5、长6油藏的成藏规律特征进行分析：

(1)长4+5油藏受长7烃源岩供给油源，下部砂体发育，上部盖层发育，具有良好的生储盖组合特征，结合储层物性特征、沉积相特征、构造特征等综合因素，油气在分流河道主砂体构造高点容易聚集成藏，但本区距离油源较远，且在一定油源供给前提下，油气被下部长6储层捕获成藏后，长4+5油藏分布零散，只在部分长6储层盖层不发育井点油气垂向穿层运移至长4+5优质储层聚集成藏。因此本区长4+5油藏零星分布，成藏规模较小，主要分布在毛家河北部理364井区附近。

(2)长6油藏紧邻长7烃源岩，具有天然优势。当长7烃源岩生油后依靠生烃排压及浮力通过多期叠置砂体连通孔隙及微裂缝运移至长6储层，油气在优质生储盖组合区率先聚集成藏。因此本区长6油藏分布面积最大，油藏连片性好，是本区最有利的油藏，主要分布在研究区东部毛家河北区理450-理475-理818井区、理329-理359-理884一线。

4 勘探有利区预测及建议

4.1 高台—毛家河北区有利区分布预测

依据上面油气分布特征及主控因素成果认识，以及对高台—毛家河北区有利区井控情况统计分析(表1)，开展了全面潜力分析及有利区预测工作，运用砂体厚度、构造、有效厚度、孔隙度、渗透率等值线叠合成果，建立了有利区预测标准。

表1 高台—毛家河北区有利区井控情况统计Table 1 Statistics of well control in north of Gaotai-Maojiahe favorable areas

Ⅰ类有利区：临近烃源岩较近或有利运移通道上，油源较为充足，储层为三角洲平原分流河道砂岩，录井油气显示级别高，测井油层解释较好，多口井试油获得工业油流标准或具有一定连片性的低产油流，为最有利的勘探区块。

Ⅱ类有利区：位于烃源岩较发育区边部及外部或次级运移通道上，储集层发育主河道砂体较少、泥质含量高，录井有显示，为后期勘探目标。

在此标准下共确定Ⅰ类有利区5个，Ⅱ类有利区12个。整体而言，研究区距离油源较远，油藏富集程度较差，有利区呈面积小、连片性差、分布零散等特征。

4.1.1 长2+3

长2油藏在本区不发育，长3油藏部分点上零星分布。因此将长2+3作为整体分析其油藏分布规律。本区长2+3砂体厚度大，储层物性较好，是有利的储集层。但全区只在理364井区、理817井区长3段见到油气显示，油层厚度约10 m，未试油，说明本区长2+3部分点上具有成藏可能。预测Ⅱ类有利区2个，面积4 km2，发育部位位于分流河道主砂体上，后期可进一步围绕该区勘探长2+3油藏分布规律。

4.1.2 长4+51

长4+51油藏主要分布在高台的理821-理324-理329井一带分流河道主砂体上、宋家卯理364井区附近、毛家河北部理450-理451井区附近。全区共6口探井发育油层，油层厚度平均为6 m。预测Ⅰ类有利区1个，面积约2 km2；Ⅱ类有利区3个，面积约9 km2。油藏连片性较长2、长3有明显改善，平均1口探井控制一个油藏。得益于自身良好的封盖条件，油藏主要发育于主河道及其侧翼，储层物性好，是油气的有利聚集区带。同时，高台北部地区理821井油层发育良好，说明北部地区仍具有一定勘探潜力，后期工作应加以重视。

4.1.3 长4+52

长4+52油藏主要分布在高台西部的理320井区附近、高台中部理331井区附近、毛家河东部理452-理490井区附近。全区共4口探井发育油层，油层厚度平均为7 m。预测Ⅰ类有利区1个，面积约1.8 km2；Ⅱ类有利区2个，面积约2.8 km2。油藏成藏条件明显好于长4+51，是本区仅次于长61的优质储集层，平均1口探井控制1.75个油藏。得益于上部长4+51段泥岩良好的封盖条件，油藏主要发育于主河道砂体较厚的地方，储层物性好，是本区有利的油气储集层。同时，本区长4+52油藏分布零散、规模小、连片性相对较差，后期需加强拓展含油面积，实现油藏连片。

4.1.4 长61

长6沉积时期是鄂尔多斯盆地湖泊三角洲主要建设期，区内三角洲平原分流河道砂体提供了丰富的储集层，因此长6为延长组主力产油层系。

长61是研究区油藏最为发育的层位，连片性好，平面上主要集中在高台东部王家畔和毛家河北部马鞍山区域，高台西理327井区、北部理821-324井区、高坪南部理836井区也有一定富集，研究区西部发育较差(图7)。全区共12口探井发育油层，油层厚度平均为6.0 m。预测Ⅰ类有利区2个，面积为14.5 km2；Ⅱ类有利区3个，面积为6.5 km2，平均1.7口探井控制一个油藏。由于长61顶部泥岩发育，加之又临近长4+5区域盖层，形成良好的封盖条件，油藏主要发育于主河道优质储层，在物性条件较好的区域聚集成藏。

图7 长61有利区综合预测Fig.7 Comprehensive forecast of Chang-61 favorable area

4.1.5 长62

长62油藏较长61油藏连片性明显变差，只在毛家河北部理490井区附近零散分布，高台地区部分井点有显示，但显示级别较低，成藏可能性小，均未试油。全区共5口探井发育油层，油层厚度平均为5 m。预测Ⅰ类有利区1个，面积为2.4 km2，平均1口探井控制一个油藏。就已发现油藏而言，发育部位主要为分流河道主砂体上，储层物性较好。

4.1.6 长63

研究区长63油藏只在部分井区零散发育，连片性差，主要分布在高台地区理327井区、理330井区附近。全区仅4口探井发育油层，油层厚度平均为8 m。共预测Ⅱ类有利区1个，面积为4 km2，平均1口探井控制一个油藏。主要发育于主河道砂体部位，储层物性较好。

4.2 勘探部署建议与风险分析

根据生油层、储层、油层分布特征分析成果，认为长4+5、长6为工区重要的勘探开发层系，具有一定资源潜力。平面上高台东部王家畔地区、毛家河北部马鞍山地区为今后勘探的重点区域。

本次研究通过对有利成藏区块进行综合分析评价，针对各油层组油藏分布规律，在油气富集区域部署探井4口。

4.2.1 长61油层组井位部署建议

长61油层组是本区重点勘探目标层位，有利成藏预测区在本区分布广，油藏连片性好。在靠近工业油流区砂体厚度大的主河道上，结合储层孔渗平面展布特征、上覆盖层发育条件，综合构造特征、有利区预测评价等多因素分析，考虑钻井井距，在研究区长61油层组部署探井3口。

4.2.2 长4+52油层组井位部署建议

长4+52油层组具有良好的储集条件和优质的盖层分布，是本区有利的成藏层位。在距离油气显示良好的有利成藏部位理331井北东向约2 km处部署探井1口，子探井4口，主探长4+52兼探长6、长4+51储层油层展布特征，目的为扩展本区长4+5油层组含油面积，实现油藏连片性。

4.2.3 子探井风险分析

子探1井位于研究区高台北部，靠近子洲边界，远离生油中心，但位于该井南部的理823井长6试油获得低产油流，北部理612井也有一定油气显示。该井部署目的为进一步探清含油边界，扩大油藏分布面积，且部署井位于长61预测有利区Ⅰ、Ⅱ类有利区边缘，成藏可能性较大。子探2井位于高台西部分流河道主砂体上，距离已获得低产油流的理923井较近，且北部理817井在长3段有较好油气显示。该井部署目的为探清含油边界，同时兼顾探索本区长3油藏分布状况，存在一定风险。子探3井位于毛家河区域，北部为工业油流井区，且该井位于河道主砂体上，成藏可能性极大。为进一步扩展含油面积而部署，风险较小，但应结合研究区南部探井井距及试油状况做相应调整。子探4井位于高台李家坪附近，南部理331井长4+52油气显示较好，且该井位于河道主砂体上，储层物性较好，成藏条件有利，为探明本区长4+52含油面积具有一定意义，且本区长4+51也有油气显示，风险相对较小。