靖安油田侏罗系油藏成藏富集规律及增储建产潜力研究

1、    靖安油田侏罗系油藏成藏富集规律及增储建产潜力研究            作者：白旭时间：2010-1-7 13:16:00                     论文关键词：靖安油田  成藏富集规律  增储产建

2、  侏罗系  古地貌论文摘要：侏罗系油藏均为河流相沉积，单期河流砂体宽度小、厚度薄、摆动幅度较大、相互分割，从而导致形成的油藏面积小而分散，且油水关系复杂，具有极强的隐蔽性。但由于侏罗系油藏埋深浅、单井产量高，所以具有较高的开发价值。本文对靖安油田侏罗系油藏储集层特征、构造特征、砂体展布、成藏富集规律等进行研究，并从加强开发未动用储量、扩边增储的角度，研究侏罗系油藏稳产、上产方向与目标及具体措施意见。一、油田地质概况（一）简况靖安油田在区域上位于鄂尔多斯盆地以及构造单元陕北斜坡东中部。构造平缓，东部与著名的特低渗透油田安塞油田相邻，区域背景为一平缓西倾单斜（倾角小于1

3、76;，坡降68m/km）。在此背景上发育多组轴向近东西向的鼻状隆起，与上倾方向的岩性尖灭或岩性致密带匹配形成岩性构造油气藏。1983年以中生界为目的层进行勘探，1995年7月侏罗系延安组投入滚动开发，延9、延10为主力含油层，油藏埋深10001500m，共包括ZJ4、ZJ2、ZJ59三个正式开发区和五里湾一区（Y9）、新11井区（Y9）、新12井区（Y10）、陕92井区（Y9）、新8（Y8）、新9（Y8）等6个试采井点。至2005年底，探明含油面积68.76km2，探明地质储量4063.37×104t（见表1）。（二）油田地质特征侏罗系油藏在本区分布广泛。但由于河流相砂体较三角洲明

4、显偏小，导致单个油藏规模小，勘探难度大。目前探明储量占靖安油田总探明地质储量的21%，主要成土豆壮分布不连续。1、构造特征靖安油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中部陕北斜坡中段，为一平缓西倾单斜，地层倾角小于1度，是在单斜背景上由差异压实作用形成的高鼻隆，上倾方向由岩性变化形成圈闭，主要含油层系为Y8、Y9、Y10。2、砂体展布1）延10砂体展布特征通过前面沉积相研究可知，延10期是继富县期之后，以河流相的粗碎屑沉积为主，受构造抬升作用影响，河流下切作用较强，延10期河道砂体展布特征明显受古地貌形态控制。在本研究区延10砂体厚度变化较大，主河道和分支河道砂体厚度一般大于20m，最厚可达80m以上（

5、河道滞流沉积）；河漫滩砂体厚度相对较小，一般小于20m。2）延9砂体展布特征延9期，盆地河流已汇聚形成浅湖，发育分流河道及水下分流河道砂体，砂体厚度一般1520m，延9期在本区受古地貌控制，分流河道砂体是主要的储集体，其展布方向某种程度上受下伏延10期河道展布方向控制，因此砂体呈北西向及北北西向展布。3）延8砂体展布特征延8期，沉积格局继承延9期沉积相带展布特征，总体以发育分流河道及水下分流河道砂体为特征，砂体呈西北-东南、南北向展布，砂体厚度一般515m，分流河道砂体是主要的储集体。3、岩矿特征靖安油田延8储层砂体主要为灰褐色中、细粒长石砂岩；延9储层砂体以灰白色中细粒岩屑质长石砂岩为主，石

6、英含量42.8%，长石含量25.1%，填隙物含量11.4%，以高岭石、水云母为主；延10储层岩性主要为粗-中和细粒长石砂岩，石英含量34.2%，长石含量32.8%，填隙物含量12.7%，以高岭石为主。    4、岩石表面性质及渗流特征1）敏感性延9储层表现为无酸敏、水敏、速敏或为弱酸敏、水敏、速敏；延10储层表现为无酸敏，50%样品表现为中偏强速敏，50%样品表现为弱无速敏，大多数样品表现为中强水敏，试注入水进行试验时未见对储层有明显的伤害。2）润湿性 见表2 3）水驱特征和油水相对渗透率 见表3    4）流体性质地面原油性质见表4

7、；地层原油性质：原油粘度2.4-3.0mPa.s，油气比1923m3/t，体积系数1.231.32，饱和压力1.47MPa；地层水性质：延9、延10地层水PH值8.5，弱偏碱性，总矿化度11.71Lg/L，水型以NaHCO3为主。     5、孔隙类型靖安油田延9储层孔隙类型以原生粒间孔为主，延10储层孔隙类型以粒间孔为主，长石溶孔和岩屑溶孔次之。      延9砂岩储集孔隙类型以粒间孔为主，面孔率为13.78%，其中粒间孔所占比例达到了50%，此外为少量岩屑与长石溶孔。平均孔径为100m， 属大孔隙组合类型。延10砂岩储集

8、孔隙类型以粒间孔为主，面孔率为13.78%，其中粒间孔所占比例57%，除此之处，为少量岩屑与长石溶孔。平均孔径为107m， 属大孔隙组合类型。    6、孔隙结构靖安油田延9储层孔喉分选差，偏粗歪度，分选系数为4.095，排驱压力0.08MPa，最大喉道半径12.26um，退泵效率37.01%。Y10储层排驱压力低，孔喉分选差，分选系数为4.63，中值压力0.9159MPa，中值半径1.71um，最大孔喉半径27.8um，退泵效率25.19%。 结合靖安地区侏罗系储层压汞资料的分析(见表三)，侏罗系延9、延10油层以大孔细中喉型组合为主，储层物

9、性较好，是油气相对富集的重要原因之一。7、物性及非均质性靖安油田延8储层平均有效厚度8.3m，平均孔隙度16.04%，平均渗透率17.53×103um2；延9储层平均有效厚度10.6m，平均孔隙度16.7%，平均渗透率66.4%×10-3um2；延10储层平均有效厚度14.4m，平均孔隙度18.3%，平均渗透率260.57×10-3um2。延8、延9、延10储层物性均受沉积相带控制，平面上和垂向上非均质都较强，如Y10储层平面上渗透率级差9.13，垂向上渗透率级差9.28，变化比较频繁。8、油藏类型及驱动能量靖安油田Y8油藏分布于古河道中，受岩性和构造影响，形成岩

10、性-构造油藏，底水比较发育，原始驱动类型为弹性弱水压驱动；Y9油藏上倾方向受岩性控制，其余各向受构造或岩性控制，形成构造-岩性油藏，边底水不活跃，原始驱动类型为弹性驱动；Y10油藏分布在古河的边滩相中，上倾方向由于相变砂岩尖灭，形成岩性圈闭，其余各向构造降低或岩性变差，形成岩性-构造油藏，西部边底水发育，原始驱动类型为弹性弱水压驱动。二、靖安油田侏罗系油藏目前开发简况靖安油田侏罗系油藏自1994年投入试采，于1995年ZJ4、ZJ2井区的规模建产，2003-2004年主要在新52、新56、盘33-21、塞248区、盘26-31等建产，目前正在投入注水开发。截至目前发现ZJ2、ZJ4、新52、新

11、56、盘33-21、盘26-31、塞248等区块。此外，还有盘古梁Y9、五里湾一区Y9、新12区Y10、新11区Y9、新8井Y8、新9井Y8六个试采井点。目前靖安油田侏罗系油藏目前开油井293口，日产液水平2792t，日产油水平1284t，综合含水54，地质储量采油速度1.33。采出程度6.38，注水井开井100口，日注水平2877m3，月注采比0.85。三、侏罗系成藏富集规律研究（一）、侏罗系古地貌岩性油藏勘探综合研究技术鄂尔多斯盆地的侏罗系下部地层是在晚三叠世末期侵蚀古地形上沉积而成的。侏罗系油藏主要分布于早期沉积的延9、延10地层中，侏罗系古地貌对侏罗系油藏的形成起着重要的控制作用。用侵

12、蚀面等高线图法、侵蚀面至上、下标志层间厚度法、古地质图法、横剖面图法、含油砂层顶面起伏图法、砂岩等厚度图法等研究古地貌，确定了甘陕一级古河和宁陕、庆西、蒙陕等二级古河切割下的前侏罗系古地貌形态特征。勘探实践证实侏罗系油藏的形成条件是：三叠系大型生油凹陷提供了丰富油源。古侵蚀面及古河谷是油气运移通道。主河谷两侧发育的滨河滩相砂岩储层是油气有利储集场所。次级古水系是寻找古地貌岩性油藏的主要指向。受古地貌控制的差异压实构造是油气长期运移指向。次级支流沟叉的岩性变化带是上倾方向的主要遮挡条件。（二）、侏罗系成藏富集规律研究1）、深切延长组的古河是油气向上运移的主要通道大量资料证实，侏罗系延9、延10油

13、层的油源主要来自三叠系延长组。因为延安组在一、二级古河中的沉积直接与延长组呈不整合接触，河谷强烈下蚀至延长组T3Y3，使得T3Y3的油源沿着巨厚的延10河床相砂体先垂向运移，后遇到盖层遮挡而转为侧向运移，至近岸古残丘、滨岸砂体，遇到岩性变化带则聚集成藏。如果延9层河流相砂体在适当部位下切而与延10砂体连通，则油气继续向上运移使延9砂体聚集油气而成藏。同样道理，甚至在盘古梁区西南延8层也有油气聚集成藏。    2）、受古地貌控制的差异压实构造是油气长期运移的指向差异压实构造是本区甚至整个盆地的主要局部构造类型。主要是一些鼻状隆起和闭合高度较小的背斜构造（闭

14、合度一般在1020m），圈闭范围一般在36km2。3）、次级古水系切割所形成的丘嘴地貌是寻找岩性油藏的有利场所。鄂尔多斯盆地是一、二级古水系控制古地貌的基本格局。而三、四级水系是划分次级地貌单元的重要依据。鄂尔多斯盆地几十年的勘探经验表明，次级水系呈似等间距分布，间距为46 km2,因而在平面上的侏罗系隐蔽油藏分布也遵循这一基本规律。4）、河道沉积微相成为油气聚集的最有利的相带本区延10储层的特点表现快速堆积作用下形成的厚层状砂岩，延9期是在延10期河流冲积平原的基础上发育起来的，河道砂体沉积于水体比较畅通的富氧环境，因而同生期致密物较少，所以原始孔隙相对发育，储层物性好，有利于油气

15、的聚集和保存。更准确地说，河道砂体中的丘咀和河间丘是最有利的油气富集带。分析其原因有以下几点：、主、支河谷的切割沟通了延长组的油源，有利于油气侧向运移到两侧丘咀的砂体中形成油藏。、河谷两侧的沉积物，属于边滩相沉积，砂岩厚度一般2050m。由于河流的反复冲刷淘洗，形成良好的储集层，孔隙度一般为1617%，渗透率一般大于50×10-3m2。、南北向河谷两侧由于差异压实作用，有利于形成压实构造，形成压实构造油藏。这是因为由于压实作用，在南北向河谷的两侧必然会产生向东倾的地层，后期燕山运动使东部抬升，导致地层区域性西倾，由于此次运动是微弱的，产生西倾的倾角往往小于压实作用产生的东倾倾角，难以

16、破坏压实构造，而东西向古河谷两侧一般不具备形成压实构造的条件。、水动力条件较弱，有利于油气保存。5）、延8期湖相泥岩与延安组早期河道砂体在纵向上构成理想的储盖组合根据沉积相研究成果可知，研究区内延安组地层属河流沉积环境。延10期研究区的东北部以河流相充填式沉积为主；延9期气候潮湿，湖盆开始沼泽化，工区大面积分布辫状分流河道，沉积了一套深灰白色、细中粒岩屑质长石砂岩；延8末期工区内沉积进一步沼泽化,普遍发育1020m厚的粉砂质泥岩，为延9、延10油藏的形成提供了良好的封盖层。6）、压实构造和岩性遮挡是延安组油藏的主要圈闭条件。在三叠系末期古地形的背景上，由于差异压实作用和后期构造运动等因素的影响

17、，形成了一系列近东西向的小幅度鼻状构造和圈闭构造，在有利于油气的聚集，在岩性和构造双重因素的制约下，形成多种类型的油藏。四、靖安油田侏罗系油藏增储建产潜力区研究（一）、增储建产潜力区预测依据（1）、前侏罗纪古地貌：古地貌决定了延安组延10油藏的分布，是控制古地貌油藏的决定性因素，古地貌的斜坡部位是延10油藏的主要发育区；（2）、沉积相特征：河流边滩相及三角洲分流河道相分别是延10、延9油藏发育的有利相带；（3）、砂体展布特征：延9油藏主要发育在三角洲分流河道砂体的主体带；（4）、构造特征：前侏罗纪古地貌基础上形成的压实披盖构造的鼻隆部位是古地貌油藏运移聚集的有利指向区；（5）、老油田圈闭特征分

18、析对比：良好的圈闭是形成优质油藏的重要基础，对老油田圈闭特征的深入分析，对比预测老油田外围及新区带成藏的圈闭性能，是确保目标优选准确性的重要环节；（6）、油气勘探开发生产动态：及时追踪石油勘探开发生产动态，抓住新地区、新层系出现的含油苗头进一步深入分析是区带优选的重要依据。（二）、增储建产潜力区研究1、五里湾一区延92油藏五里湾延92储层为河流相沉积环境，河道砂体近南北向发育，以平原网状河条带砂体分布为特点，储层厚度小，纵横向变化较大，沿主体带砂层较厚，向两侧逐渐减薄直至尖灭，砂体延伸范围小。砂体大厚度区位于主河道走向的北部和南部（最厚30.1m），其较厚部位与构造高部位匹配良好，具备了良好的

19、成藏条件，同时电测解释良好，录井显示油斑级，因此在油藏的北部和南部形成两个规模较大的油藏，北部以柳73-34、柳77-38、柳81-34为中心，南部油藏则以柳79-45、柳94-48井为中心。油藏内单井平均砂层厚度14.9m，电测解释油水层厚9.7m。预测该区地质储量800×104t，含油面积16.0km2，根据五里湾延92油藏1999年2004年四口试采井资料，该区域北部和南部油藏均具有整体滚动开发潜力，建议对这两大规模较大的油藏部署延9井网，进行整体开发，可建产能10×104t。    油藏北部含油面积8.42 Km2，预计地质储

20、量421×104t，油藏整体位于砂体走向的主体带之上，油水界面为378m，该油藏沿76-34井有继续向北部延伸的趋势，建议柳73-34井西北方向735m左右部署一口油藏评价井，对其油藏规模进行进一步评价研究，为下一步进行整体开发奠定基础。油藏南部含油面积7.58Km2，预计地质储量379×104t，油藏位于两支河流交汇处，砂体走向主体带上，油水界面为410m，油藏内柳87-45 井1999年进行试采，钻遇砂层17.4m，电测解释油层17.4m，孔隙度9.29%,渗透率0.1×103m2，初期日产油10.47t，日产水0.47t，投产一年后日产油11.84t，日产水

21、0.39t，建议以柳87-45井为出油井点，部署延9井网，实施整体开发。2、盘古梁陕92区延9油藏陕92区延9河道砂体主要分布于东北部，以北东-西南方向成y字形展布，砂体厚带则主要分布于盘40-27盘42-31盘42-32线。盘古梁陕92区延9砂体展布与目前整个对侏罗系的地质认识一致，砂体基本呈北东南西向展布，在平面上具有网状河特征，河道较窄，河流交汇处最宽河道不超过2.0Km。区域内东部大面积成藏，油气显示好，尤其在陕92附近三条河流交汇，砂体厚度达30m，油厚达12m，该区陕92北部砂体厚度大，构造高，预计向北部有巨大增储潜力。西部油藏受构造河岩性控制，油藏分散且面积小，并且变化较大，可以

22、围绕有油气显示的单井滚动开发。陕92井区油水界面统一约在海拔370m，油藏面积6.3Km2，预计地质储量380×104t。该区域侏罗系油藏规模大，初产高，但是由于侏罗系网状河流摆动频繁，油藏变化大，所以在该区域建议针对长6的低产低效井先进行试采，为下一步规模动用奠定基础。该区延9油藏具备5.0×104t的产建规模，主要分布在陕92井以东及以北部位。鉴于盘古梁长6井网的完整性目前暂不必整体动用，可作为长6的接替层系。 3、JZ4延9油藏ZJ4井区在延93油组成藏，本区延9砂体为河流相沉积，以网状河条带砂体分布为特点，储层沿主砂体带较厚，两侧逐渐减薄，砂体延伸范围小，但砂体与油

23、源沟通好，岩性变化形成圈闭，与局部构造匹配为该区延9油藏的形成创造了条件。由于ZJ4区东南部于67-26井附近砂体未动用，于67-26井钻遇砂体厚度15.1m，测井解释油层厚度7.3m，录井油斑级显示，建议以该井为中心实施滚动建产。4、白于山延10油藏白于山侏罗系在延10油组成藏，为网状河道砂体，呈北东-南西向分布，沿河道向南北两侧，构造降低，砂体尖灭，形成一小型穹隆构造，为构造一岩性油藏。白于山井区虽在延10油组有油气显示，但该区域砂体小而薄，河道最宽约0.5Km，在于64-22、于60-26合于59-28两处形成面积分别0.29Km2，0.15Km2、0.23Km2的小油藏，增储潜力不大，

24、建议可在本区进行查层补孔。5、塞261井区延9油藏目标区面积20.0km2，位于延9顶面鼻隆部位，三角洲分流河道砂体发育，砂体基本呈北东南西向展布，砂体延伸范围小，两侧逐渐减薄，在平面上具有网状河特征，河道较窄，河流交汇处最宽河道不超过3.0Km，储层则沿主砂体带分布，同时砂体与油源沟通好，岩性变化与局部构造匹配形成岩性-构造油藏。而且油藏中部生产井录井显示良好，目前生产状况稳定，为该区下一步滚动扩边建产奠定了基础。鉴于本区目前现有生产井显示良好，生产平稳，建议沿主砂体带继续向西南方向滚动建产。而对于南北向分支河流砂体带，依托塞261井部署滚动评价井两口，进一步落实砂体搌布及油气显示情况。同时

25、塞392井获得56.1t的工业油流，通过油层对比剖面分析及临区油层资料复查（表7），认为该套油层稳定具可对比性，因此建议沿主砂体带向东北方向继续追踪勘探，预计该区有望与新8井区油层连片。表7  塞261井区延9油层资料表    6、新9井区延9油藏目标区面积20.0km2，位于盘古梁油田的西南延9顶面鼻隆部位，属于河流内部沉积形成的圈闭构造，该区延9层沉积砂体较厚，三角洲分流河道砂体发育，为岩性-构造油藏，圈闭条件较好。该区延9层综合解释为8.7米油层，3.2米油水层，电测孔隙度15.23%，渗透率9.61×10-3um2，该层试油日

26、产油7.3 m3，日产液20 m3。油藏向东、向西为岩性遮挡，向南、向北为构造控制，油水接口340.7米。东北方向构造较高处为滚动布井有利方向（柳50-20），新9井油水层厚度9.2米，含油饱和度43%。新9井油水层厚度9.2米，含油饱和度43%。东北方向构造较高处为滚动布井有利方向（柳50-20），同时分析该区新9井区油藏成藏特征，建议向东北方向进行滚动扩边。7、新56井区延9油藏研究区面积70.0km2；位于延9顶面鼻隆部位，三角洲分流河道砂体发育，砂体沿北东西南向展布，砂体规模较小，但分布稳定,宽约1km，油水界面370m，有效厚度7.8m，但圈闭条件较好,往北东方向构造位置抬升，扩边前

27、景良好。新56井为2001年9月完钻的一口区域探井，该井在长61、长62、延9均见到比较好的油气显示，长61解释砂层15m，显示油斑油浸，测井解释油水层，试油日产油0 t，日产水15.8 m3。延9钻遇砂厚12.5 m，录井有11 m油浸级显示，解释干层4.5 m，油水层8 m，两段合试，试油日产纯油17.8 t。滚动评价井冯105延9顶海拔375.9m，解释油水层8.4m，投产后目前日产油9.6t，含水8.5%。通过油层对比剖面分析及临区油层资料复查（表8），认为该套油层稳定具可对比性，预计该区有望与塞247井区油层连片，因此建议向北东方向可继续滚动建产。表8 新56井区延9油层资料表8、新12井区延10油藏目标区面积20.0km2；位于甘陕古河与蒙陕古河之间的斜坡部位，边滩相河道砂体与三叠系顶面构造鼻隆配置较好，有利于延10古地貌油藏的富集，位于同一条鼻隆带上的新12井区已经发现油田，评价井新202井在延10油层获得7.9t的工业油流。通过油藏剖面对比，发现本套延10油层具稳定可对比性，预计向西方向油藏将继续扩大。因此建议沿斜坡带追坡咀继续追踪三叠系顶面构造的鼻隆，有望在延10油层发