二连地区滚动勘探开发目标综合评价

1、 .-J前言进入“九五”以来，二连油田原油产量每年都有较大幅度的递减，2003年配产已下降到73.5X1041。造成二连油田近年来产量大幅度下滑的原因是多方面的，但可供开发的后备资源严重不足是最直接的原因。“九五”至“十五”初期，在新区勘探徘徊不前的同时，老区产能接替能力呈快速下滑趋势，2002年建成产能不足万吨，2003年历史性的没有建产。老区接替能力下降原因，主要是随着整体加密和细分层系工作的结束，钻探对象向零星加密和局部剩余油富集区转移，调整余地越来越小，钻探效果也呈现逐步变差的趋势，特别是近两年老区产能建设出现了相当数量的低效井。巴音都兰新区的发现从一定程度上缓解了储量接替的矛盾，为二

2、连油田“十五”后期实现产量稳定提供了良好基础，但从长远来看，要实现二连油田产量规模稳定的目标，资源接替的矛盾依然突出。二连地区滚动勘探开发目标综合评价及实施研究是油田公司下达给二连分公司的生产性科研项目，项目要求针对二连油田阿尔善、宝饶、吉格森、扎布等重点含油气构造带油藏规模小、沉积类型多、储层横向变化大、构造破碎等复杂的地质条件，在老油田周边地区及未动用储量区块，运用传统的石油地质研究方法，结合目前多种先进的地球物理手段，尤其是构造精细解释及储层横向预测技术等，进行滚动目标优选评价，为二连油田积极准备产能建设战场。1、主要研究内容（1）、立足于各目标区带的钻井、测井、地震、测试及油田开发动态

3、等资料的系统分析、整理，运用构造精细解释、反演等储层预测地球物理新方法进行综合研究，对有利目标进行综合评价；（2）、在有利目标综合评价的基础上开展井位论证工作，提出可供实施的滚动评价井；（3）、对滚动勘探开发实施区块进行跟踪分析，并对实施的效果进行评价；（4）、对滚动勘探开发目标区块的储量进行评价。2、技术难点和问题（1）、复杂断块的构造精细解释；（2）、不同沉积类型砂体的储层预测；3、主要技术经济指标（1）、标定滚动评价井35口；（2）、新增石油地质储量80万吨；（3）、滚动评价井钻井成功率达到75%以上；（4）、新增可采储量动用率达到80%以上。一、工作思路及主要成果（一）、工作思路及采用

4、技术方法针对目标区复杂的地质特点和滚动勘探开发现状，滚动工作总体思路是：着眼对含油构造带的整体解剖和重新认识，以拓宽研究思路为出发点，以精细的常规地质研究为基础，以微相研究和储层预测为技术支柱，积极运用先进适用的新技术、新方法、新理论；滚动增储与未动用储量评价、老区挖潜并重；加强综合研究、加强新技术新方法的应用、加强有效的技术协作，以创新的思维开展滚动。通过立体滚动，力求在老油田周边、在新层系、在岩性油藏有所突破，实现老区产能的有效接替。主要做法：首先对阿尔善、宝饶、吉格森、扎布等四个油气富集的构造带，从整体区域范围内入手，分析油气富集规律和成藏条件，着眼对含油构造带的整体解剖和重新认识，筛选

5、出重点研究目标区块及层系；然后对重点潜力目标进行分析，开展钻井资料的地层划分和对比工作，三维地震精细解释落实构造，并进行储层的研究。在上述研究的基础上，结合已钻井动、静态资料开展综合评价，明确油藏特点，优选圈闭进行井位标定，提出滚动勘探开发建议。采用主要技术：针对二连地区构造破碎、储层砂体规模小且横向变化大等复杂的地质条件，具体目标以解决突出地质问题为研究工作重点。1、地层对比技术地层对比结果是区域沉积特征的反映，通过精确的地层对比，可以搞清区域内油组的划分，预测储层纵、横向分布特征，有助于落实区域构造格局。2、全三维地震精细解释技术利用三维地震高信息量、高分辨率的特点，充分应用三维地震可视化

6、技术，水平切片、连井剖面、任意线等解释技术，提高构造解释的可靠性。对于油藏内的井间断层、微细构造的落实等具有强大的优势。3、沉积微相研究技术在岩心观察描述、测井相分析研究等的基础上，开展的沉积微相研究，不但在滚动阶段有指导意义，在油田开发阶段乃至后期调整挖潜阶段都有重大的指导意义。4、储层预测技术主要应用包括地震反演技术、地震属性提取技术、相干数据体、波形分类地震相研究技术等。通过这些技术的匹配应用，能够较好的开展不同类型储层的横向预测，有效指导滚动工作。5、区带综合评价技术区带评价是滚动工作的基础，主要应用区域沉积相、构造演化史、油气运移规律、成藏条件等，对区带进行整体评价，优选有利目标区块

7、，进行滚动勘探开发研究。（二）、工作目标及主要成果概述按照项目要求，先后对蒙古林、阿北、宝饶、吉格森、扎布等5个油田区带的13个目标区块对应含油层系开展了精细研究。三维解释工作量近260km2,分析对比井资料500多口，并对9个断块进行了储层预测工作，共计制作各类图件110多件。通过优选目标和深入研究，提出部署滚动评价井11口，根据2003年以增储评价为重点的主导思想，结合具体的滚动任务指标及二连地区现场实施时间短的特点，经各级领导审核，2003年对宝饶油田林4油藏、吉格森淖49北断块、阿北油田、蒙古林砂岩油藏西北4个目标进行了钻探。完成钻井4口，进尺5184m，全部进行了试油。为配合滚动区块

8、加深认识，对蒙5-6井进行了复试。表12003年二连滚动勘探开发工作基本情况统计表构造带油田目标区块层系主要研究内容结论建议完成措施阿尔善蒙古林砂岩油藏西北TI油组1、2号层非主力油层潜力研究潜力较大、建议钻探评价钻探蒙19-8砂岩油藏西南TI滚动扩边潜力较大、建议老井复试，滚动开发蒙5-6井复试阿北安山岩油藏K1ba3安山岩滚动扩边及剩余油分布具备扩边和剩余油挖潜潜力，建议钻探评价钻探阿6-37井古生界潜山Pz凝灰岩新层系评价具备成藏条件，建议开展钻探评价阿6-37井兼探宝饶宝饶林4井区TI油藏综合评价油藏具备一定规模，建议钻探落实。发现林4南二台阶，建议钻探评价钻林4-1宝东地区K1bt层

9、系评价该区存在三套油层，腾一段中部储层发育分布范围广，是今后研究的有利目标。宝西K1bs上部油组未动用储量评价吉90断块储量规模大，建议试油落实储量吉格森吉格森淖49北断块TII、Till、Pz评价新断块三套层系均具备成藏条件，建议钻探评价钻探淖49-1淖12断块西TII评价新断块潜力较大、建议钻探评价淖5断块TII未动用储量评价具备一定潜力，建议钻探评价扎布扎布赛56断块TIV、TV老油田挖潜建议滚动开发赛61断块TII老油田挖潜建议滚动开发赛59断块TII新断块评价具备一定潜力，有待进一步研究合计13个目标标定滚动评价井11口，老井复试1口经钻探评价，在宝饶油田林4油藏及蒙古林砂岩油藏西北

10、评价落实新增石油地质储量183X1041,在蒙古林西南新增可动用储量32X104t。通过滚动勘探开发目标综合评价及实施，完成了项目规定的“标定滚动评价井35口；新增石油地质储量80万吨；滚动评价井钻井成功率达到75%以上”的任务指标。二、滚动勘探开发目标综合评价面对二连油田复杂的地质条件和众多的油田区块，针对不同勘 .探开发阶段、不同区块的地质特征和认识程度，遵循滚动勘探开发原则，采取相适应的滚动勘探开发做法，重点问题重点解决。具体研究思路为：A发现关键问题B明确研究重点一-C采用适用技术D提出有利目标。（一）、提高构造认识精度，深化动态资料分析，蒙古林砂岩西南滚动扩边出现良好势头蒙古林油田是

11、二连地区构造比较完整、开发效果比较好的油田。近年来，通过不断加深滚动式油藏描述工作，蒙古林油田滚动扩边及剩余油挖潜工作取得了很好的成效。实现了油田多处扩边，进而开展的构造精细落实又钻探开发了多处断棱高部位。经过多次研究和挖潜，油田内部断裂结构及展布特征已十分明确，分析油田内部挖潜余地已不大。为将挖潜工作进一步推向深入，通过对油田地质情况及工作历程分析与回顾，决定将工作重点放在油田周边精细落实微构造上。通过地震测线无间隔精细解释，加密等高线做图等方法，最终形成等高线间距5m的构造图。通过微构造的落实，砂岩西南部蒙5-6井区与阿13井区处于构造有利位置，本次将蒙5-6井区与阿13井区作为整体进行了

12、研究。1、构造特征经构造重新落实，蒙5-6井区是受两条北北东向断层夹持的南倾断阶；阿13井区整体为两条断层挟持形成的断垒，两井均位于构造位置相对较高的有利部位，向低部位有一定的滚动扩边潜力。2、生产井高含水原因分析蒙古林砂岩南部生产井普遍高含水，是阻碍该区滚动开发的主要因素。以往认为边水推进是导致南部生产井高含水的直接原因，通过深化动态资料的分析，认清了高含水的真正原因，走出了认识误区。（1）、蒙5-6井区高含水原因分析蒙5-6砂岩底界海拔164m，高于150m的油水界面；砂岩有效厚度6.2m。该井93年5月投产，初期低产关井，94年7月经措施改造重新投产，初期日产油达到161,但含水上升较快

13、，只生产了半年左右含水便高达90.4%,至95年11月关井，累计生产原油14261,累计产水13068m3。通过对该断块的构造及测试与生产动态资料的分析研究，对其高含水的原因取得了突破性的认识。蒙5-6井与蒙6-107、蒙6-6、阿201井为同一井组，其中蒙6-107井为注水井。从该井组的注采关系来看，蒙6-107注水，蒙5-6井见效明显，蒙5-6井95年11月底关井，蒙6-107井对应注水，于96年1月测蒙5-6井的静压，压力迅速升高至9.71MPa；蒙6-107井于96年1月至3月停注，蒙5-6井的压力降到2.54MPa,证明储层连通性很好。M6-107井组开采曲线明砂岩储层物性较好。蒙5

14、-6井压力恢复曲线井号：蒙“6井测试探度：786.27m溫度：测试时间：1193测试日期：19沁.5.9-1。综合分析，导致蒙5-6井高含水而导致停产的原因是层物性而造成-48储横向连通性好与边水推进无关。(2)、,蒙6-107井的注水快速推进至蒙5-6井III205458711阿13井区高含水原因分析）9641217 #. . 阿13井位于油藏边部，试油日产30.6t的纯油，但没有投产，只作为砂岩的注水井。从构造、储层及试油资料分析，该区域有较大的滚动潜力。分析该区的水淹特征，主要有以下几个方面：产水量分析。靠近断层的蒙4-4、蒙5-4、蒙6-4井与远离断层的蒙7-4、蒙8-4井构造高度大体

15、相当，但靠近断层的井产水量明显偏高。见水特点分析。从构造与投产见水时间分析，蒙4-4、蒙5-4、蒙6-4井构造均为有断层分隔的平台构造，但蒙4-4、蒙5-4、蒙6-4井投产见水时间较蒙7-4、蒙8-4井短。水淹情况分析。靠近断层的蒙4-4、蒙5-4、蒙6-4井都是暴性水淹，水淹情况相同，而远离断层的井，水淹情况不同，分析导致两种不同水淹状况可能由于水的来源不同所致。从以上分析判断，靠近断层的井高含水是由于断层不密封底水上串产出所致。3、潜力分析通过高含水原因分析，突破了以往认为该区边水推进无法动用的观点，展现了良好的滚动扩边前景。（1）、研究表明西南砂岩分布规律明显，目标区储层发育区域沉积表明

16、，物源来自北部，砂体大体由北向南，逐渐减薄。统计西南部的砂体分布与有效厚度，西南部阿13井区蒙5-6井区的砂体厚度介于510m之间，主要岩性为砂砾岩、砾状砂岩，有效厚度介于26m区域。从油层对比剖面分析，砂岩1号层在南部整体不发育，2号层也有部分尖灭，3号层分布较为稳定。表2蒙古林南部砂岩储层有效厚度统计表井号有效厚度（m）I类II类阿1341.6蒙4-42.4蒙5-43.62蒙5-66.2蒙6-45.40.8蒙6-55蒙6-63.4蒙6-1075.2阿2011.62.2蒙7-109214.6平均4.21通过jason反演，预测储层分布：本次选用时窗为20ms，纵向上采样率加。从平面上看，蒙5

17、-6井区处于有利的储层发育区，蒙4-4井区较蒙5-6井区略差，从剖面上看，砂岩分布稳定。（2）、生产情况较好生产动态表明，蒙古林南部生产井初期日产与累计产油较高，生产效果较为理想。表3蒙古林南部砂岩生产情况统计表水(m3)含水（%）油水(m3)含水（%）油水(m3)490.9&4OO31X01X1XO2可6&857a21XO51X01X8蒙890.41XO5a9629-5蒙790.21OO7601X1X96OOO&501X4蒙490.82O51X1X1X593）、具有一定的储量规模 .以往认为边水是导致南部生产井高含水的直接因素，致使砂岩南部区域的探明储量不能动用。通过认清高含水的真正原因，使

18、得南部区域的探明储量得以动用。圈定未动用砂岩油藏含油面积0.68km2，有效厚度平均3.8m,单储系数取值（砂岩油藏的平均单储系数）12.3X104t/mkm2,计算新增可动用储量32X1041。4、滚动建议由于存在储层向南有可能变差的因素以及周围开发井可能对目标区域的影响，建议对该区进行进一步评价。1）、首先对蒙5-6井进行复试，确定蒙5-6井区目前的剩余油分布及产能情况。2）、在阿13井区部署一口滚动评价，设计井蒙3-4井距蒙4-4井250m,目的层K1btl,井深890m。（二）、开展蒙古林砂岩西北1、2号薄层平面分布研究，力争实现蒙古林油田非主力层层间接替蒙古林油田砂岩油藏油层位于腾一

19、段下部,油层共有三个层,1号层、2号层和3号层,全区稳定分布,其中1、2号小层与3号层相比,岩性、分布范围、储层物性、有效厚度等方面存在较大差别,3号层为蒙古林油田砂岩油藏的主力生产层,而1、2号层的动用程度较低。在蒙古林油田开展的微构造研究中,发现了西北部平台式鼻状构造,由于厚度较大的3号层基本处于油水界面以下,所以研究对象是厚度较薄的1、2号层。1、储层主要特征蒙古林油田砂岩油藏岩性以粉砂岩、细砂岩、砂岩为主，纵向上为1、2、3号小层，通过绘制不同方向油层对比剖面进行岩性、粒度对比，发现在西北区域内1、2号小层发育，且较为稳定，但厚度及物性有一定变化。砂岩1、2号层厚度也较3号层有较大差别

20、，1、2号层单层砂层厚度在2-6m之间，3号层砂层厚度较大8-10m,1、2号层砂层有效厚度2-3m。储层变化趋势为油田高部位的蒙18-12井向西北低部位的蒙18-8井以及油田以外的阿20井，1、2号层由粉砂岩向细砂岩、砂岩过渡，岩性由细逐渐变粗，砂层厚度略有增大。砂岩储层纵向上非均质性强。砂岩1号层孔隙度平均17.5%，渗透率平均为6.39X10-3期2；砂岩2号层孔隙度平均21.2%,渗透率平均为51.9X10-3gm2；砂岩3号层孔隙度平均22.8%，渗透率平均为749.7X10-3gm2o从绘制的砂岩等厚图与砂岩有效厚度等值图可以看出，砂岩厚度由东南向西北逐渐变厚，说明物源来自北部，储

21、层向靠近物源方向变好。2、储层预测1、2号层单层砂层厚度在2-6m之间，两小层之间泥岩隔层厚约2-3m,如果只针对单砂层进行预测，难度很大。但根据砂层分布特点，1、2号层连同泥岩隔层的厚度可达10m左右，应用地震反演技术可以进行有效预测，具体应用Jason软件进行储层预测。从波阻抗切片中可以看出，油田西北地区1、2号层波阻抗值分12布在5.7X1066.7X106Kg/m3*m/s范围之间。总体看来，从阿20井向东南方向阻值逐渐降低，表明储层有变薄的趋势，在蒙18-8井区附近，阻值变化不大，储层分布稳定。3、砂岩1、2号层潜力分析与评价建议蒙古林砂岩油藏1、2号层储量约占砂岩总储量的1/3，为

22、了解砂岩1、2号层的产能情况，落实1、2号层是否具备投产条件，着重分析了单独针对1、2号小层的试油及生产资料；目前全油田有蒙19-12和蒙检2两口井对1、2号小层单独进行试油，其试油效果较好。表4蒙古林油田分层试油成果表井号小层号试油结果试油井段工作制度试油结果油水豕19-121、2826-832.4江斯顿23.203841-846.4江斯顿9.70蒙检21、2814-816.8DST67/126014.803824.4-826.4抽72/740/68616.61.4蒙古林油田砂岩采油井虽然很多，但绝大多数井都是1、2、3号层合采，单独生产1、2层的井为数不多。表5蒙古林油田砂岩油藏1、2号层

23、试采情况表井号卡层前卡层后投产日期初期产量累计产量投产日期初期产量目前产量累计产量油/水/含水（t/m3/%）油/水（t/m3）油/水/含水（t/m3/%）油/水/含水（t/m3/%）油/水（t/m3）蒙20-1893.612.3/4/19.72629/939897.49/0.7/7.40.8/11.0/93.36377/9949蒙17-2190.721.3/0/04214/618595.122.4/19/88.71.3/7.785.110651/66598蒙18-2192.314.7/9.5/39.22.6/31.1/92.429111/105169蒙21-2192.120.5/12.5/3

24、7.813612/12962399.120/16.8/1000.1/6.9/97.9369/21896蒙25-1796.86.1/02298/1376从以上数据表明，砂岩1、2号层具有一定的生产能力。在蒙古林油田砂岩油藏开发生产中，由于1、2号小层相比主力3号层储层 . .物性要差很多，1、2号层基本处于未动用状态，按照现行的开发方式是无法发挥其潜力。对1、2层薄层进行深入研究的意义，一方面在于蒙古林油田西北滚动扩边和增储，更重要的方面是扩展到油田整个范围，把有1、2层分布的区域动用起来，作为蒙古林油田的接替油层。在精细落实构造和研究1、2号层的基础上，结合该区生产情况，部署滚动评价井蒙19-

25、8井。设计井蒙19-8井:距蒙18-8井以北250m。（三）、多种方法匹配应用评价林4隐蔽油藏林4油藏位于吉尔嘎朗图凹陷生油洼槽边缘部位，为一构造-岩性隐蔽型油藏。林4油藏的发现为滚动勘探开发开拓了新的领域，2003年对林4井区在精细落实构造的基础上，重点开展了储层预测工作，明确了储层分布发育规律。1、构造特征林4井区构造格局主要受林4井南断层及吉68井断层两条断层的控制，两条断层大体平行，均呈东西走向。其中林4南断层断距40-120m，吉68井断层断距80-180m，在两条断层的共同作用下，形成了林4油藏的断鼻构造及林4井南的二台阶构造。林4油藏断鼻高点在吉85井附近，地层向北、向西倾没。二

26、台阶地层西倾，产状较缓，高点在吉42井附近。2、储层特征林4井腾二段储层岩性主要为砾状砂岩，声波孔隙度为14.5%20.7%，平均孔隙度为17%；测试有效渗透率1.9667.6X10-3Mm2，平均为35X10-3pm2。对储层砂体厚度统计结果分析，储层物源来自于南部斜坡带，吉38断块位于近物源区，储层厚度大为6080m，分选性相对较差，林4井区储层厚度4060m，分选性较好。根据区域沉积相研究，吉38井与林4井位于辨状河三角洲楔状砂微相,吉85井与吉68井位于三角洲席状砂微相,吉42井位于滨浅湖亚相,吉106井位于河道间。3、储层预测从已钻井的对比分析，林4油藏具有储层横向变化大的特点，从林

27、4井向东北的吉85、吉42井储层变薄并相变为泥质砂岩，林4井已获得了工业油流，吉85、吉42井获得低产。因此我们把储层分布规律作为研究的重点。通过利用属性提取、波形分类、沿层雕刻以及jason反演等多种方对该区的储层分布进行了预测。根据属性提取的均方根振幅及利用VoxelGoe所做的沿层雕刻图分析，在林4断鼻构造上，林4井位于振幅高值区域，构造高部位的吉85井位于振幅低值区域，两种区域之间存在渐变的界限，显示两个区域是储层岩性及厚度明显不同的区域，在林4井南二台阶内，振幅高值区主要位于林4井以南的构造腰部。在地震相分类图上，林4井区与二台阶构造腰部地震相特征相似，而与高部位的吉85井区、吉42

28、井区存在明显差别，反映向构造高部位储层存在明显变化。从jason波阻抗反演剖面分析，林4井向吉85方向阻抗值降低，存在明显的岩性变化点。二台阶内构造腰部阻抗值与林4井基本相当，向构造低部位和高部位，阻抗值降低。根据预测的结果，结合区域沉积相分析，在林4断鼻，储层主要发育在林4井区；在林4井南二台阶，储层在的构造腰部发育，向构造高部位和低部位储层变差。4、成藏条件分析（1）、有利的储盖组合宝饶构造带共发现六套储盖组合（PZ、J、K1ba、K1bt2、K1bt1、Klbs）,五套含油层系（J、Klba、Klbt2、Klbtl、Klbs）,除古生界外，均已找到油层，并以腾格尔的砂砾岩储层为主要工业油

29、层，油层分布范围广、厚度大，目前探明的储量的90%左右是腾格尔油层，这与其有利的生储盖组合有着密切关系。腾一段是主要的生油层，腾二段中下部发育着大型辫状河三角洲，其前缘主水河道、分支水道和前缘楔状砂是最佳储层。腾二段上部发育有区域性的良好泥岩盖层。（2）、油源条件充足吉尔嘎郎图凹陷油气在横向上分布具有明显的围绕生烃中心呈环状展布的特征，宝饶构造带是主要的油气聚集带。林4井区由于距离生油洼槽近，油气运移距离短，油源充足。（3）、有效的侧向封堵控制该区构造格局的林4井南断层及吉68井断层断距比较大，根据储层预测的结果，两条断层下降盘的砂体与上升盘的泥岩对接，因而可形成有效的侧向封堵。5、滚动评价建

30、议通过综合分析，认为林4油藏林4井区及林4井南二台阶构造为有利的滚动评价目标，建议部署两口滚动评价井林4-1及林4-3井。林4-1井部署距林4井以东500m处，评价落实林4油藏规模；林4-3井部署在林4井南二台阶构造腰部储层发育区，三维地震工区主测线483与联络线432的交点处，评价二台阶的含油气性。（四）、理顺复杂区带构造格局，吉格森西区发现多个有利圈闭吉格森西区构造格局是在古斜坡背景上经海西期强烈构造运动发育起来的，在赛汉组沉积末期基本定型，并受包尔、吉格森、新吉格森及巴润等断层所控制。沿上述断层的上升盘发育了一系列断鼻、断背斜、断块、地层超覆及岩性圈闭，区内圈闭不仅类型、数量多，且多为继

31、承性复合圈闭，同时据沉积相研究，区内发育有多种成因类型的砂体，诸如辫状河三角洲前缘砂、滨浅湖相的滩坝砂、席状砂以及水下扇扇中的水道砂体，从而为捕获油气提供了必要的聚集场所，展示了广阔的滚动勘探开发前景。但由于本区构造发育历史长，断裂构造期次多，断层发育且相互切割，从而导致构造异常复杂、破碎，是制约滚动勘探开发工作取得突破的主要因素。因此，如何提高构造解释精度是该区面临的首要问题。围绕上述地质特点，针对具体问题，在构造研究中，采用了复杂断块精细解释技术。1、地层统层对比本区地层纵向由下而上可划分为古生界、中生界阿尔善组、腾格尔组一段、腾格尔组二段、赛汉塔拉组、新生界第三系、第四系。根据地层划分，

32、结合油气显示及油层分布情况，主要可划分5套油组，分别为TI油组（位于腾格尔组二段中上部）、TII0油组（位于腾一段中部）、TII油组（位于腾一段中下部）、Till油组（腾一段底部）、古生界，其中TII、Till油组为主力油组。地层对比工作重点对区内所有24口探井及部分开发井进行了重新统层对比，在明确了各层的对比标志，并结合三维地震资料的横向追踪对比，反复进行地震地质的层位对比，修改完善了本区内35口井的地质分层，达到了地质对比分层与地震解释的相统一，为本区构造的准确落实奠定了基础。2、构造精细解释为提高解释成果的准确性，在充分应用单井钻井资料，搞好地层和主力油层对比工作的基础上，将单井上地层对

33、比结果、断点位置、油层位置等各项资料与构造解释紧密结合，以重点过井地震剖面为基础，通过层位标定、断点确定，开展构造解释研究，确保构造解释与各项资料的相互映证，为今后的滚动目标优选提供基础。通过对区内所有24探口井制作合成地震记录，并按照单井对比及分层结果，对每口井地质分层和地震剖面上的反射相位进行对比分析，对每口井的成图层位进行准确标定，分析研究各成图层地震反射波组特征及其横向变化特点，掌握了各反射层的相位特点和平面波组变化特征。在此基础上对主力油组TII油组、Till油组顶面反射进行了构造精细解释。 . #. .3、构造研究成果1）、构造形态特征区内发育有两组大的断裂系统，即靠近淖东次洼的吉

34、格森断裂系和巴润断裂背斜潜山带东侧的巴东断裂系。包尔断层、吉格森断裂系、巴东断裂系的活动，将吉格森地区切割为垒堑相间的复式正向构造单元，形成淖东次洼、吉格森反向屋脊亚带、中央地堑亚带、巴润地垒亚带等4个二级构造单元。本区构造运动主要表现为张性断裂活动，断裂方向以北东向为主，内部二级构造单元亦成北东向带状展布，同时受NW、NNE向次级断层的切割，把NE向带状构造分割成多个局部断块、断鼻，使内部构造整体表现为具有南北分带、东西分块的基本构造格局，总体构造形态为东南低、西北高。（2）、主要断裂特征研究区内共发现和落实17条不同级别的断层。从断层的展布方向可划分为NE、NNE、SN、NW、NNW、EW

35、向6组；从控制构造作用上可划分为控制构造带分布的二级断层和控制局部构造分布的三级断层；从断层演化分析上来看，工区内长期继承性发育的断层、早期活动的断层和晚期活动的断层均有发育；从控制油气藏形成和富集规律的因素分析上来看，工区内控油断层、油源断层和非控油断层均有发育。区内控制构造带展布的3条二级断层分别是吉格森断层、巴润断层、包尔断层，对构造带的形成和演化，对油气藏的形成和富集（作为下生上储式油气藏形成的运移通道)起到了非常重要的作用。除这三条规模较大的断层外，另还有14条断层也具有一定的规模。表6吉格森油田主要断层要素表序号断层名称走向倾向长度(km)最大断距(m)断开层位控制作用级别落实程度

36、1吉格森NENW20500K1bs-tg构造带II落实2包尔NENW20200K1bt1-tg构造带II落实3淖69NENW4100K1bt2-tg构造带III落实4巴润NESE9480K1bs-tg构造带II落实5淖8NENW7260K1bs-k1ba构造带III落实6淖37北NESE5600K1bs-tg构造带III落实7淖69东SNE1.8140K1bt2-tg局部构造III落实8淖31南NNENNW3.0100K1bt2-a局部构造III落实9淖49EWS1140K1bt2-tg局部构造III落实10淖17东NWNE0.9240K1bt2-a局部构造III落实11淖35EWN1160K

37、1bt2-a局部构造III落实12淖24西NNEES4.060K1bs-tg局部构造III落实13淖24北NeNW3.0120K1bs-tg局部构造III落实14淖24东NNWNE1.250K1bs-tg局部构造III落实15淖38西SNE1.350K1bt2-a局部构造III落实16淖38东SNW1.870K1bt2-tg局部构造III落实17淖40西NNESE3.2160K1bt2-tg局部构造II落实4、有利区块评价在全区构造解释过程中，在加强层位追踪的同时，加强了断层解释及组合关系的落实，发现和落实TII及Till油组大小圈闭28个，通过区块优选，确定了淖49北、淖5及淖12西断块为有

38、利的评价钻探目标。表7吉格森西区TII油组有利圈闭要素表序号I断块名称|面积闭合深度幅度|钻探情况含油 . (km2)(m)(m)气性1淖49北0.38146060未钻探2淖52.01220130淖5,淖40油浸3淖12西1.561620200淖12,淖35油斑表8吉格森西区Till油组有利圈闭要素表序号断块名称面积(km2)闭合深度(m)幅度(m)钻探情况含油气性1淖49北2.321580200淖17油迹、淖49北断块淖49北断块主要目的层系有TII、Till油组。该块受南北两条断层夹持而形成的断垒型圈闭，断块的高点靠近南部断层，受南部断层控制。淖49北断块北有淖17井，南有淖49井，这两口

39、井电测解释都有油层，其中淖49井试油获得工业油流说明该区具有一定的油源条件。沉积相和储层研究结果认为淖49北断块储层比较发育，砂体为承性发育的辫状河三角洲前缘水道沉积，具备一定的储集性能。淖49井电测解释油水层2层7.4m；淖17井电测解释差油层8层39m、油水层1层5.5m。淖17井在1021.41439.8m井段试油，结论为干层。从构造图上看，淖17位于构造的低部位，构造的高部位还有一定的面积，是一个有利的滚动目标。以上分析认为，淖49北断块是有利的实施钻探评价的区块，部署一口评价井，井位测线位置：主测线IN197与联络线CR806的交点。（2）、淖5断块淖5断块主要目的层有TII0、TI

40、I和Till三套油组。在TII油组顶面构造图上，圈闭面积2.0Km2,幅度140m，埋深1080m。在Till油组顶面构造图上，圈闭面积1.76km2,高点埋深1160m。淖5井断块受南北两条断层夹持而形成的断块圈闭，断块的高点靠近南部断层，即断块受南部断层控制，影响该断块的南部断层断距较大，北部断层断距稍小。淖40井TII0、TII和Till油组砂岩十分发育，沉积相研究认为继承性发育的辫状河三角洲前缘主水道流经该区，表明该断块区储层发育。淖40井TI0油组电测解释油水同层4层23.2m；淖5井在断缺TII0、TII油组顶底和Till油组的情况下，电测解释油层3层9.4m、差油层8层21.4m

41、，油水层1层14.6m。淖5井在953.8-1011.4m井段试油，压前日产油8.91,水0.5m3,压后日产油5.01,日产水0.7m3。原油性质：密度0.898g/cm3，粘度79.99mp.s，凝固点260C，含蜡15%，含硫0.06%，胶质沥青质32%。以淖40井为界，圈定淖5井断块含油面积0.5Km2，幅度60m,埋深1080m。综合分析认为，淖5井断块具有一定的滚动评价潜力，部署一口滚动评价井，设计井位于主测线IN133与联络线CR821的交点，目的层为TII0、TII和Till三个油组。（3）、淖12断块西淖12断块西主要目的层系有TII0和TII两套油组。淖12断块西高点TII

42、油组顶面积0.6Km2,幅度80m,埋深1460m。该高点受南北两条断层夹持而形成反向断阶式较宽缓的断块圈闭。控制该高点的南部吉格森断层和北部断层断距较大。淖12井TI0和TII油组上部砂岩不发育，沉积相研究认为本区物源来自西部,表明在淖12西高点上述两个油组砂岩可能比较发育。从淖12井含油性分析，TII油组砂岩油气显示比较活跃，电测解释油层3层8.6m，差油层8层35m,但试油出水。淖12西高点构造位置比淖12井高50m，而且砂岩相对发育。该高点低部位钻探了淖27井，该井在腾二段完钻，在腾二段中电测解释油水层2层11.8m，因而在钻探该构造时也要兼顾腾二段。设计井位置位于主测线IN193与联

43、络线CR739的交点。在这三个有利圈闭中，淖49北断块由于含油层系多，控制储量规模比较大，可作为首选的钻探评价目标。（五）、继续攻关，探索特殊岩性油藏裂缝发育规律1、阿北安山岩自1981年阿2井的成功钻探，发现了阿北油田，历经二十多年的滚动开发等工作，已进入后期开发阶段。直到2000年滚动工作出现了新的亮点，发现阿104井南部为一有利区块并成功钻探，为二连的稳产起到了重要的作用，同时也为特殊岩性储层（裂缝型储层）研究积累了经验，认为采用新技术开展裂缝预测对滚动工作具有指导作用。在明确了工作思路的基础上，重新对阿北油田进行了全面的解剖，并发现油田西部阿8阿108井一带是开展滚动钻探的有利目标区。

44、（1）、构造解释成果在构造解释之前，利用阿8井、阿2井、阿114井、阿108等多口井的合成地震记录进行层位标定。在落实构造过程中，利用阿83井制作合成地震记录重新标定后，比以往解释层位下降了50ms,重新落实了安山岩顶面构造。从构造图上看，阿北油田位于阿尔善断层的上升盘，油田内部主要由三条北东向断层控制全区，它匀分别是阿6-33井东断层、阿2井西断层、阿114井西断层。油田内部小断层较为发育，构造较为破碎。（2）、安山岩裂缝型储层分析1）、岩相分析阿北安山岩地层分为三个喷发期次，从下至上依次I、II、III期。通过绘制阿8井至阿2-23井到油田主体区的阿6-32井的油层对比图，从下至上依次I、

45、II、III期较为明显。对比标志主要是：在电性上的主要特征是自然伽玛有低中低的特点，电阻值较低。此标志层及其以下划分为第一喷发期，以上为第二喷发期，第三喷发期自然伽玛向上逐渐增高，但低于腾格尔组砂泥岩段的伽玛值。电阻值一般均低于一、二油组。从对比图上看，第三喷发期在阿8井、阿108井附近较为发育，在油田主体区不发育，第二喷发期在全区范围内普遍发育，西南部较厚，向主体部位减薄，第二喷发期是主要的产油层段，第一喷发期也是在全区范围内发育，在阿7-2井、阿105井附近明显减薄。安山岩的三个喷发期次的发育情况说明了火山喷发是一个由强到弱的过程，符合火山喷发的规律性。2）、储层分布通过本区70多口井的对

46、比及划分，统计全区所有井的腾一段厚度和安山岩厚度，同时统计了全区所有井安山岩I+II类有效厚度，编制了上覆腾一段厚度等值线图、安山岩厚度等值线图和I+II类有效厚度等值线图。从安山岩厚度等值线图上可以看出，安山岩厚度最大是阿8井区和阿7井区，厚度大于105米，其中阿8井厚度最大，为264米。而且两个安山岩厚度最大的区井都是呈条带状，阿8井阿2-21井一线、阿7-107-11一线。安山岩最薄的是阿105、阿106井区，大致也呈条带状，说明火山喷发岩浆流动具有一定方向性和条带性。阿6井区安岩厚度在50-150米之间，说明火山喷发时，阿6井区的古地貌相对比较平坦。从上覆腾一段厚度等值线图上可以看出，

47、上覆腾一段厚度最大是阿8井区和西部、南部的边缘地带及阿104井区，阿7井区和阿6井区相对较薄。经研究认为上覆腾一段较薄的井区是暴露地表遭受风化、剥蚀时间相对较长的井区，遭受风化、剥蚀时间越长对裂缝发育越有利。从I+II类有效厚度图上看，有效厚度最大的是阿2井、阿7、阿6井附近，厚度大于40米，有效厚度的分布基本与安山岩厚度的分布一致，安山岩厚度大的井区有效厚度也较发育。、储层预测利用JASON反演和LANDMARK地震属性和相干体等技术对阿北安山岩岩性及储层裂缝进行研究。在安山岩顶面构造精细解释完成的基础上，利用jason软件开展了波阻抗反演工作。首先用阿108、阿8、阿33、阿114井阿6井

48、、阿7井的声波曲线，通过井编辑，提取子波，建立地质模型，在此基础上做了低频模型(EarthModel)和高频模型(InverTrace),然后将低频模型和高频模型合并形成最终的波阻抗体。从剖面图上看，红色阻值较高，反映为安山岩，中间的黄色阻值相对较低，可能为凝灰岩。总体上安山岩岩性变化不大。从平面图上看，红色高阻区为储层比较发育地区，黄色区为较好的区域，绿色和兰色阻值较低为较差的区域，波阻抗平面分布与井的实际情况基本吻合。相干体分析相干性分析利用相邻地震道之间的相似性进行分析，去异求同，以突出那些不相关的数据，利用不相关数据的空间分布，来解释预测裂缝发育和不发育带的分布范围，即当空间某一区域的

49、裂缝、孔洞比较集中时，会产生一些杂乱无章的反射，带来相邻地震道间反射的无序性(即地震道的相异性)，裂缝越发育，这种相异性的表现也越强烈，从而定性地研究裂缝的发育程度。 . . .从一系列时间相干体水平切片上可明显看出阿108井区和阿33井区及油田主体裂缝较为发育。地震属性提取我们这次对全区进行的属性提取是沿安山岩顶向下是40ms开时窗，提取的属性有振幅类、复地震道类、谱类、地层层序类，选出几种有代表意义的属性加以分析。均方根振幅是对于分析时窗内所有点振幅平方的平均值的平方根，因为在平均之前作了平方，所以它对特别大的值非常敏感，该属性对于检测由地层岩性变化引起的振幅横向变化最有用。从均方根振幅上

50、看，油田主体和阿108井、阿33井区同处于红黄相间的高值区域，说明阿108井区、阿33井区和油田主体区安山岩的岩性变化不大，而阿7-2井、阿105井、阿106井处于振幅较低的区域，说明这一区域可能夹有凝灰质。平均反射强度是地震道振幅的包络，是检测地层岩性的横向变化。与上述均方根振幅有同样的分析方法。平均瞬时频率，瞬时频率是表示瞬时相位作为时间函数的变化率，平均瞬时频率提供优势频率轨迹的特征，这种特征与饱和气的吸收，裂缝或地层岩性变化有关，主要用于分析裂缝的发育情况。在裂缝发育的区域平均瞬时频率值要低些，反之要高些。从平均瞬时频率图上看，油田主体区及阿33井区频率值较低，说明裂缝较发育，其它区域

51、要相对差一些。（3）、综合分析1）、试油及压裂情况阿108井区构造特征是一个短轴背斜，而阿108井处于背斜的翼部,该井于754.4-792.4米井段压后抽汲72/700/600,日产油15.481,水为5.112（压裂液）。在目标区范围内8口井中6口井有过压裂，压裂效果有好有差。阿108阿2-21阿2-23阿114阿2-8阿33表9阿108及阿33井区试油情况统计表785.0-836.2785.0-800786.6-792.4732.00739.6732.0-792.4754.4-792.4766.0-802.4716.8-752.8716.8-757.2679.4-726.8820781.0

52、3727.79-765.02764.20-771732.0-771732.0-739.2739.2675.0-679.4675.0-700792-808753-808772.4-788.8756.8740-756.842.2/415/15.8/17.6/132/621.2/422.8/314.6/417.6/535.6/592.2/753.24/737.2/73.8/211/37.2/19.2/216.4/423.8/610.8/328.2/1016.4/19.8/212.8/3压裂酸化酸化压裂压裂压裂压裂酸化酸压捞6次/845抽750/700抽36次750/700捞45次770M捞45次77

53、0M捞24次800M日抽72/700/600DSTDST日抽48/650/580抽58/560/500班抽8次600/500日抽72次/670/600抽72次650/500抽60次700/650抽60次700/650日抽48/700/600提捞3次/760提捞3次/730提捞3次/730提捞36次/730抽汲60次/500抽汲90/600/450江斯顿江斯顿日捞12/850日捞5/850日抽60/720/6500/00/01.1/2.00/00/00.7/015.48/5.1120/00/026/5.27.24/4.842.9/0.82.7/1.37.9/3.734.3/1.63.8/1.57

54、.2/3.10/00/00/02.8/030.5/025.7/1.20/00/00/00.11/06.97/00/00/06/00/00/02/018.5/54.6（压裂液）0/00/014.34/65.3148.07/19.253/29/134.7/12.2524/1111/913.12/162.380/00/00/032/094/046/30/00/00/00.38/016.95/02）、生产情况该井区的井除阿2井能正常生产外,其余井目前不是捞油就是当初没有投产。表10阿108及阿33井区生产情况统计表井名生产情况投产日期生产井段初期生产情况(o/w)目前生产情况(o/w)累产(o/w)阿

55、8阿10874年7月732-792.44.9/0捞油1768/0阿2-2174年7月741-757.26.4/0捞油2072/0阿2-23阿11492年1月727.8-7653.9/0捞油63阿283年6月675-697.420.7/09.4/14.240156/46009阿2-81998年7月捞油55阿331987年6月740-756.82/0报废973)、储量估算圈定面积是在上交储量之外，海拔在200m以上的部分，为2km2,单储系数取2.38，厚度取周围7口有效厚度平均值的2/3为16.4m,储量为78X104to、目标优选通过上述从构造上、储层、动静态资料等方面对这两个目标的分析，这两

56、个目标同处于构造的高部位，储层裂缝发育区，而且有一定的构造范围。生产情况、试油情况及压裂情况阿108井区要好于阿33井区，从有效厚度分布图上看阿108井区比阿33井区厚，从压裂效果上看，阿108井区的压裂效果好于阿33井区。阿33井与阿2-8井在断层的下降盘，打在了地堑上，是造成阿33井和阿2-8井的试油、生产情况不好，有效厚度减薄的原因。总体上看，阿108井区目标要优于阿33井区目标。根据储层研究的成果，阿北油田主体部位储层较为发育，在开发初期采用的是500m井距三角形基础井网。2000、2001年陆续在阿北油田东南部地区滚动部署了11口扩边井，采用的是350m井距，取得了比较好的开发效果。

57、东南地区滚动实践启示我们，由于安山岩油藏储层的特殊性，经过十多年的开发，其剩余油分布规律非常复杂，油田局部地区由于井网井距过大可能存在大量剩余油，因此有必要进行进一步评价，为今后合理开发安山岩油藏提供地质依据。5）、滚动建议通过上述研究，建议在阿108井区北部署一口带有评价性质阿2-22井。设计位置位于阿108井东北部，距108井495m，距2-21井383m，测线LINE=482,TRACE=348。在阿33井区部署一口带有评价性质的阿2-9井，设计位置位于阿33井西部，距阿33井412m,距阿2-8井392m,测线LINE=426,TRACE=364。在构造高部位井网稀疏区部署一口评价井阿

58、6-37井，评价落实剩余油分布情况，设计井距阿6-27井450m，距阿111井300m。测线LINE=366，TRACE=322。2、阿北哈北古生界凝灰岩潜山阿北哈北地区古生界潜山主要包括阿北凝灰岩潜山和哈北凝灰岩潜山，小阿北地区钻遇潜山地层的井有四口阿2、阿8、阿9、阿14井，均未见油气显示；哈北地区钻遇潜山地层的井有三口哈15、哈19、哈31井，录井均见到良好的油气显示，其中哈31井压裂后获1.1t/d的工业油流，未上交探明石油储量。而同属阿尔善构造带的哈南凝灰岩潜山则取得了较好的开发效果，目前累计生产原油66X104to . . 以往阿北油田的滚动开发研究工作一直是以阿尔善组顶部的安山岩

59、油藏为主，针对古生界潜山没有进行过深入研究。鉴于哈南凝灰岩所取得的开发效果及哈北潜山见到了良好的油气显示，针对阿北和哈北凝灰岩潜山开展了滚动勘探开发综合研究。（1）、阿北哈北潜山构造特征阿北潜山构造位于阿尔善断层的上升盘。东以蒙古林断层为界，经阿尔善断层与阿南油田相邻，北与蒙古林油田相接。本区主要发育两组不同走向的断层，一组为NE走向，一组为NNE走向。沿近南北向的蒙古林断裂带，从南向北发育两个潜山构造：阿42井潜山和阿6井潜山。阿42井潜山：依附于阿尔善断层上断棱，山面北、西、东倾，呈半背斜形态，潜山高点在阿42井西南。阿6井潜山：与上部的安山岩构造形态比较相似，为一受阿尔善大断层控制的背斜

60、构造，背斜形态比较清楚，长轴为北东向，高点位于阿111井附近，高点埋深海拔-40m,圈闭幅度260m,圈闭面积15.5km2。哈北潜山构造位于阿尔善断层的北上升盘的中部，为一受阿尔善大断层控制的断背斜构造，长轴为北北东向，和阿尔善断层的东向一致。构造高点在哈31井东附近。（2）、储层分布研究阿北哈北凝灰岩潜山为裂缝型储层，由于裂缝是油气流动的良好通道，裂缝（或微小裂隙）的存在将对储集层对油气的渗透能力产生重大的影响，因此裂缝发育程度是影响潜山能否成藏的一个关键因素，对潜山裂缝进行正确的认识预测和预测对潜山目标的滚动勘探具有重要的意义，为此重点开展了储层分布规律的研究。1）、岩性特征本区有5口井