丈方臺區(qū)塊油藏特征及油水分布關(guān)系探討

李曉航，汪昌堯，陳 浩

(延長油田股份有限公司 注水項目區(qū)管理指揮部，陜西 延安 716000)

丈方臺油區(qū)位于延安市吳起縣吳倉堡鄉(xiāng)境內(nèi)(見圖1)。區(qū)內(nèi)地表為典型的黃土塬地貌，溝谷縱橫，梁峁交錯；地下構(gòu)造處于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡帶的西部邊緣，為西傾單斜背景上由差異壓實作用形成的一系列由東向西傾沒的微幅鼻狀隆起[1]。隆起軸線近于東西向，東西向構(gòu)造與砂體有效配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈閉，聚集了運移過來的油氣。

圖1 研究區(qū)地理位置圖

1 沉積特征

本文通過對現(xiàn)代延河沉積模式與河流形態(tài)觀察(見圖2)，結(jié)合前期的野外露頭觀察研究，對各小層沉積微相變化規(guī)律進行刻畫。

圖2 現(xiàn)代延河沉積模式與河流形態(tài)圖

根據(jù)區(qū)域沉積演化史，吳起地區(qū)侏羅系延安組至富縣組位于甘陜古河、寧陜古河、蒙陜古河三大古河的交匯之處，因此儲集層在此發(fā)育十分良好。儲集層以網(wǎng)狀河-三角洲沉積為主。生油巖主要來源于三疊系，蓋層為上部泛濫平原形成的泥巖，生、儲、蓋組合完整，常常形成小而肥的富油區(qū)(見表1)。鄂爾多斯盆地從延長組長期開始發(fā)育，經(jīng)歷了湖盆的產(chǎn)生期、發(fā)展期、鼎盛期和萎縮期圖，從湖盆面積變化中就可見一斑，長10至長7湖盆面積逐漸增大增加速度較為均勻。其中，長8增速較快到長7達到鼎盛此時沉積了大量的有機質(zhì)泥巖是盆地油氣資源的主要來源，至長6湖盆開始萎縮面積逐步縮小直至長2、長1湖盆逐步消亡。從總體上來講，盆地沉積顯示出了南厚北薄、西厚東薄的態(tài)勢。到晚三疊世早期，陜甘寧地區(qū)開始下坳，沉積了一套由湖相～三角洲相厚度上千米的碎屑巖地層。

表1 研究區(qū)侏羅系延安組地層沉積微相研劃分表

研究區(qū)延安組主要巖性組合為大段層狀砂巖與淺灰色泥巖的組合，電性特征以箱狀或鐘形為主，體現(xiàn)為穩(wěn)定的河流相沉積或水進的沉積，水道特征較為明顯。

延長組主要巖性組合為塊狀砂巖與灰色泥巖組合，電性特征為箱狀電位間波狀組合，巖心觀察見沖刷面，反映水道特征較為明顯，基本上反映了三角洲前緣的沉積特點。水下分流河道、分流間灣、席狀砂是其主要沉積微相(見表2)。而三角洲前緣水下分流河道砂巖為主要的儲集砂體。

表2 研究區(qū)三疊系延長組地層沉積微相研劃分表

1.1 延10油層沉積相分布特征

丈方臺油區(qū)自下而上發(fā)育元古界、古生界、中生界和新生界地層。中生界三疊系延長期是鄂爾多斯湖盆發(fā)育的鼎盛時期，經(jīng)歷了兩次大的湖侵期，在盆地內(nèi)部沉積了巨厚的深湖相暗色泥巖，構(gòu)成了該區(qū)油源的基礎(chǔ)。其后，隨著基底的抬升，深湖相范圍縮小并南移以至消失。該區(qū)侏羅系延安期位于蒙陜古河支流河谷所夾持的河間殘丘上，條帶狀物性較好，河流相砂巖與局部鼻狀構(gòu)造的有機配置，是形成侏羅系小而肥的古地貌巖性～構(gòu)造油藏有利條件。

由于侏羅系小而肥的古地貌，巖性～構(gòu)造控制油藏的成藏利條件，分析延安組延10油層組的沉積微相至關(guān)重要。延101發(fā)育流三角洲前緣沉積，位于二級階地和三級階地上的薄層砂體，側(cè)向上與古高地直接接觸，形成良好的上傾巖性圈閉，具有一砂一藏形成的特點(見圖3)，油層不連續(xù)，但物性好，一旦鉆遇單井產(chǎn)量高，屬于高效井。

圖3 延1011油層沉積相帶展布圖

縱向上主要分布在延101頂部泥巖隔夾層相對發(fā)育的層段，因此對延101油藏的認識應(yīng)緊密結(jié)合古地貌分布和縱向隔夾層展布，以成藏理論為指導進行油水層識別。

1.2 長6油層沉積相分布特征

長6期為鄂爾多斯盆地由盛轉(zhuǎn)衰的過渡期。該段沉積期內(nèi)，雖然主體上盆地深湖-半深湖相開始萎縮，但局部水進水退反復交替，多期河道疊加出現(xiàn)，水下分流河道改道相對較為頻繁。在研究區(qū)內(nèi)整體上發(fā)育了多條河道沉積，河道間泥相對較為發(fā)育，使得河道顯示較為明顯。從沉積相圖(圖4)看出，河道主要呈北北東-南南西的流向，發(fā)育三條主河道。其中，吳189井、吳204井、吳137井、吳95井、吳134井、吳212井、吳205井一線為一條相對較為發(fā)育的主河道，其次是無145井、吳152井、吳3井、吳13井、吳79井一線發(fā)育的一條相對較差的主河道，東部發(fā)育一條相對較窄的主河道?？傮w來說，長6河道沉積寬度窄，主河道最寬處也僅4～5個井距，初步認為長6油層因河道發(fā)育連續(xù)性相對較差，不利于油氣的存儲。

圖4 長612油層沉積相帶展布圖

1.3 長7油層沉積相分布特征

通過對吳起地區(qū)長7油層組鉆井巖心的詳細觀察，吳起地區(qū)長7油層組中發(fā)育底沖刷、同生變形以及各種層理構(gòu)造等。由于快速沉積而產(chǎn)生的滑塌變形構(gòu)造和包卷層理構(gòu)造，具較好的沉積環(huán)境指向意義，其是識別水下滑坡的典型標志。

同時，長7油層組是延長組最重要的烴源巖發(fā)育層位，而位于長7油層中的儲層具有良好的成藏地質(zhì)條件。長72油層為湖侵階段沉積，湖盆水變淺面積擴大，為湖侵沉積過程中，物源沉積近東西向，僅在研究區(qū)北部發(fā)育(見圖5)。沉積主要發(fā)育水下分流主河道、水下分流淺河道、水下分流淺灘亞相。研究區(qū)內(nèi)發(fā)育兩條水下分流河道砂體。近南北向的水下分流主河道位于49-145井、吳189井吳125井、吳204井、吳214井、吳145井一線，河道中部發(fā)育兩條近東西向的水下分流淺河道沉積，分別由49-1778井、49-1735井、吳77井、49-178井一線和吳204井、吳137井一線。

圖5 長721油層沉積相帶展布圖

2 油藏類型

延10是巖性～構(gòu)造油藏。油層分布主要受河道沉積巖性控制，局部受差異壓實作用形成的鼻狀隆起控制。主要儲層為河道砂巖沉積，砂體呈近南北向，呈帶狀展布，砂體延伸較長，砂體兩側(cè)及上覆河漫沉積泥巖構(gòu)成主要的巖性遮擋。根據(jù)河道發(fā)育情況，沿平行及垂直河道展布方向各建立了多條油藏剖面，發(fā)現(xiàn)延10油藏典型特征是在構(gòu)造的高部位，同時，儲層發(fā)育的位置也是油氣聚集的有利位置(見圖6、圖7)。

圖6 吳198-5_49-988_30-3-1延1011油藏剖面

圖7 49-1140_49-1151_49-1255延1011油藏剖面

從吳12_49-1448_49-1447及吳198-6_49-1253_49-1254延1011兩個油藏剖面也(見圖8、圖9)看出，侏羅系延安組油藏為典型的具邊底水巖性～構(gòu)造油藏。

圖8 吳12_49-1448_49-1447延1011油藏剖面

圖9 吳198-6_49-1253_49-1254延1011油藏剖面

長6、長7是巖性油藏。在有利的沉積相帶，河道沉積部位發(fā)育有利的油藏，如49-10_49-11_吳3_49-12長612油藏剖面(見圖10)所示，在河道的砂體發(fā)育位置有利于油藏形成[2]。根據(jù)長6頂?shù)臉?gòu)造特征和砂巖分布情況，油層主要發(fā)育在砂體發(fā)育的位置，受砂巖分布控制[3]；根據(jù)49-1735_49-203_49-1780長721巖性油藏剖面(見圖11)特征，根據(jù)長7頂?shù)臉?gòu)造特征和砂巖分布情況，結(jié)合單井的油氣產(chǎn)量，分析長7是巖性油藏，油層主要發(fā)育在砂體發(fā)育的位置，受砂巖分布控制[4]。

圖10 49-10_49-11_吳3_49-12長612油藏剖面

圖11 49-1735_49-203_49-1780長721油藏剖面

3 油水分布關(guān)系

根據(jù)解剖的連井油藏剖面分析油水分布關(guān)系：49-1603井組延10油藏為一局部富集的小“土豆狀”油藏(見圖12)，構(gòu)造高部位控制了油藏的富集程度，泥質(zhì)夾層控制油水分異情況，該井組底水活躍[5]；49-1737井組延10油藏位于研究區(qū)北部，連續(xù)性較好，具有連續(xù)統(tǒng)一的油水界面，局部泥質(zhì)隔夾層發(fā)育，有效隔開油水，但夾層不發(fā)育的井，含水上升明顯較快(見圖13)。

圖12 49-1602_49-1603_49-1606延1011油藏剖面

圖13 49-1739_49-1737_49-1740延1011油藏剖面

圖14展示了長612油藏的剖面，結(jié)合該油藏的開發(fā)現(xiàn)狀。可以發(fā)現(xiàn)，長6油藏整體表現(xiàn)為低液量、高含水、快速遞減[6]，產(chǎn)量與含水起伏與開井數(shù)密切相關(guān)。

圖14 49-1148_30-3-1_49-2025_49-2027長612油藏剖面

根據(jù)長721油藏的剖面(見圖15)，結(jié)合該油藏的開發(fā)現(xiàn)狀可知，長7油藏整體表現(xiàn)為低液量、高含水，常規(guī)井開發(fā)效果不佳，而水平井和大斜度井開發(fā)效果則較好。

圖15 吳145_49-1734_49-144_吳137長721油藏剖面

4 結(jié)論

1)延101厚層塊狀砂巖隔夾層局部發(fā)育，油水關(guān)系及富集高產(chǎn)受局部微幅度構(gòu)造控制，邊底水活躍；其次局部隔夾層和巖性尖滅對于油藏也有一定的控制作用，建議注水控制水錐。

2)由于長6油藏目前尚未形成規(guī)模，采用自然能量開發(fā)，遞減速度快。因此，一方面需要加大勘探規(guī)模，進一步了解油藏情況；另一方面需要轉(zhuǎn)變開發(fā)方式，利用現(xiàn)有井網(wǎng)進行注水開發(fā)，以延緩遞減。

3) 長7頁巖油主要分布在北部，以長72為主，縱向油層厚度大，常規(guī)井開發(fā)效果差，通過體積壓裂后無能量補充、試驗區(qū)遞減幅度大?？砷_展注水吞吐試驗，以探索完善轉(zhuǎn)變注水開發(fā)方式內(nèi)容，提升水平井開發(fā)效果，有效的能量補充方式，釋放長72生產(chǎn)潛力。