鐵邊城50井區(qū)油氣富集規(guī)律及有利區(qū)預(yù)測

李曉琴，楊娟娟，袁耀利

鐵邊城50井區(qū)油氣富集規(guī)律及有利區(qū)預(yù)測

李曉琴，楊娟娟，袁耀利

（延長油田股份有限公司吳起采油廠， 陜西 延安 717600）

鐵邊城50井區(qū)主要為構(gòu)造-巖性復(fù)合式油氣藏，由于該區(qū)油水分布受砂巖頂面高程控制，砂巖頂面高度不同導致了油水分異不徹底，鼻狀構(gòu)造與古地貌基本一致是該區(qū)油氣的聚集和成藏的主控因素。通過分析該區(qū)控制因素和富集規(guī)律，綜合鉆測井、儲層物性、沉積相帶分布、含油性、儲層評價結(jié)果等結(jié)果進行判斷，預(yù)測出延9、延10兩層相應(yīng)的兩類有利區(qū)。

50井區(qū)； 成藏因素； 有利區(qū)預(yù)測

鐵邊城油區(qū)50井區(qū)位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中南部，區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造特征為北東高，南西低的平緩大單斜，平均坡降每公里5~10 m，傾角不足1°，其內(nèi)部構(gòu)造平緩，局部構(gòu)造以西傾鼻狀構(gòu)造為主。其油藏為典型的低滲、特低滲油藏，是吳起采油廠較早開發(fā)的井區(qū)。結(jié)合地貌形態(tài)、上覆層沉積環(huán)境、砂體展布、運移通道類型等多種因素進行總結(jié)，目前根據(jù)研究結(jié)果認為鐵邊城50井區(qū)工區(qū)主要的成藏模式為斜坡區(qū)一三角洲組合成藏模式。

1 延9、延10油層組成藏因素分析

1.1 沉積環(huán)境對油氣聚集的控制作用

1.1.1 良好的生儲蓋組合

鐵邊城50井區(qū)延9三角洲發(fā)育期，分流河道作為主要儲集體，上覆的分流間灣、河漫灘沉積為油區(qū)形成了蓋層，良好生儲蓋組合為該區(qū)油藏的形成提供了有利的條件。

1.1.2 儲集性能受控于沉積體系

水動力條件強弱的差異導致不同沉積體系形成，從而導致巖石成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度出現(xiàn)不同，對巖石后期成巖作用產(chǎn)生不同程度的影響，最終體現(xiàn)在不同沉積體系巖石物性條件差異上。

1.1.3 沉積微相對儲層分布的控制

最有利于鐵邊城50井區(qū)延9油層組發(fā)育的沉積微相為分流河道，分流河道直接控制了研究區(qū)儲層呈帶狀展布，高孔隙區(qū)與低孔隙區(qū)相間展布的總體格局?？v向延伸的分流河道控制了延9儲層，側(cè)向遷移方向的滲透性明顯低于砂體延伸方向的，鐵邊城50井區(qū)在延9在后期開發(fā)中要平衡好注水井與采油井之間的關(guān)系，平行于砂體延伸方向的水驅(qū)油效果更好。

1.2 差異壓實成因的鼻隆構(gòu)造對油氣富集的控制作用

在對井區(qū)油藏特征分析和前人研究基礎(chǔ)上，認為小幅度鼻隆是鐵邊城50井區(qū)油氣富集的最主要因素。延9、延10的構(gòu)造高點和該地區(qū)古地貌地形高點基本形成一個整體。前人研究認為古地貌中河谷與高地之間的過渡地帶是成藏的有利區(qū)，本次研究結(jié)果也證明了這一結(jié)論，從圖1中可以看出，有利區(qū)基本全部落在古斜坡帶單元上。

圖1 古地貌與有利區(qū)疊合圖

1.3 砂巖頂面高程控制著油水分布

研究區(qū)屬于單斜構(gòu)造（傾角不大），絕大多數(shù)井都是油水同層，部分井完全產(chǎn)水，個別井產(chǎn)純油。砂巖的發(fā)育是含油的前提，當砂巖具備了有效厚度時，它的高度對產(chǎn)油還是產(chǎn)水便具有決定性的意義。由于該區(qū)油水分布受砂巖頂面高程控制，砂巖頂面高度不同導致了油水分異不徹底。

2 有利區(qū)預(yù)測

通過對已有探井及生產(chǎn)井延安組試油試采以及生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，鐵邊城50井區(qū)油藏主要集中在延9、延10地層中.本次鐵邊城50井區(qū)延9、延10油藏的預(yù)測是依據(jù)油氣成藏控制因素分析，以儲層沉積微相、構(gòu)造特征、古地貌特征、試采為基礎(chǔ)，基于儲層綜合評價結(jié)果，對研究區(qū)各小層有利區(qū)進行篩選，將有利區(qū)分為兩類：

Ⅰ類有利區(qū)：延9砂體沉積相為分流河道，位于構(gòu)造高部位，古地貌特征為古斜坡，測井解釋結(jié)果為油層、試油、試采達到工業(yè)油流標準，孔隙度>12%, 滲透率>12 md, 砂體厚度>15 m，含油面積>0.5 km2, 儲層綜合評價為Ⅰ類儲層。

延10砂體沉積相為河道沙壩，位于構(gòu)造高部位，頂部有泥巖遮擋，測井解釋結(jié)果為油層、試油、試采達到工業(yè)油流標準，孔隙度>11%，滲透率>11 md, 砂體厚度 >15 m，含油面積>0.3 km2, 儲層綜合評價為Ⅰ類儲層。

Ⅱ類有利區(qū)：延9沉積相為分流河道，位于構(gòu)造高部位，錄井顯示為油斑、油跡、測井解釋為油層、油水同層，試油一般，古地貌特征不在古斜坡，孔隙度<12%, 滲透率<12 md, 砂體厚度 <15 m，含油面積<0.5 km2, 儲層綜合評價為Ⅱ類儲層。

延10沉積相為河道沙壩，位于構(gòu)造高部位，錄井顯示為油斑、油跡、測井解釋為油水同層，試油一般，孔隙度<12%, 滲透率<11 md, 砂體厚度 <15 m，含油面積<0.3 km2，儲層綜合評價為Ⅱ類儲層。

通過分析該區(qū)控制因素和富集規(guī)律，綜合鉆測井、儲層物性、沉積相帶分布、含油性、儲層評價結(jié)果等結(jié)果進行判斷，預(yù)測出延9、延10有利區(qū)塊（表1 ）。

表1 有利區(qū)預(yù)測表

2.1 延9油層組有利區(qū)塊預(yù)測

由于研究區(qū)延9期沉積相類型主要為三角洲平原，因此預(yù)測有利區(qū)塊時以分流河道砂體為重點，結(jié)合局部小的鼻狀構(gòu)造與孔滲飽等特點，相互結(jié)合共同預(yù)測認為延9油層組有以下有利區(qū)塊:

2.1.1 延9油層組有利區(qū)塊預(yù)測

延9油層組共篩選了3個建產(chǎn)有利區(qū)帶，這三個有利區(qū)帶均位于物性較好的砂巖條帶上。同時根據(jù)試油以及生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，確定研究區(qū)分為兩個油水系統(tǒng)。50-X有利區(qū)與50-Z有利區(qū)油水界面為海拔-73 m，50-Y有利區(qū)油水界面-60 m。根據(jù)砂體頂面海拔確定有利區(qū)邊界。

50-X井區(qū): 位于北西南東向分流河道處。該井區(qū)位于背斜之上，位于構(gòu)造高部位，砂體厚度均在10 m以上，平均孔隙度6以上，該區(qū)域50-X1井，試采產(chǎn)油13.95 t，產(chǎn)水1.55 t，含水10%，因此預(yù)測該區(qū)域為I類有利區(qū)。

圖2 延9油層組含油有利區(qū)預(yù)測圖

50-Y井區(qū)：該區(qū)域位于由沉積相控制的分流河道上和微隆起頂部位置，物性較好，因此將其預(yù)測為有一類利井區(qū)。

50-Z井區(qū): 位于河道交匯處，同時位于小幅鼻隆構(gòu)造的高部位。試油顯示50-Z1井氣體壓裂后，產(chǎn)液5.5 t/d，含水5%。50-Z2井措施后產(chǎn)液9.5 t/d，含水3%。但該區(qū)域面積較小，位于高地貌中古高地，儲層中油氣預(yù)測為從東北方低部位由砂體連通處運移到此處，含油面積較小。

圖3 延10油層組含油有利區(qū)預(yù)測圖

2.1.2 延10油層組有利區(qū)塊預(yù)測

延10油層組共篩選了2建產(chǎn)有利區(qū)帶，均位于位于構(gòu)造高部位，物性較好的砂巖條帶上，并且延10頂部隔層比較發(fā)育。

50-A井區(qū): 50-A1井位于分流河道砂體之上，發(fā)育小幅的鼻狀隆起，延10頂隔夾層5 m以上，故優(yōu)選為有利區(qū)塊。

50-B井區(qū): 50-B1井位于分流河道砂體之上，發(fā)育小幅的鼻狀隆起，延10頂隔夾層5 m以上。故優(yōu)選為有利區(qū)塊。

3 結(jié) 論

（1）延9、延10的構(gòu)造高點和該地區(qū)古地貌地形高點基本形成一個整體，古地貌中河谷與高地之間的過渡地帶是成藏的有利區(qū)，構(gòu)造是該區(qū)油氣富集的重要決定因素，研究區(qū)有利區(qū)基本全部落在古斜坡帶單元上。

（2）鐵邊城50井區(qū)油藏主要集中在延9、延10地層中，通過綜合分析出Ⅰ類有利區(qū)和Ⅱ類有利區(qū)。

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［2］楊俊杰．鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分布規(guī)律[M]. 北京, 石油工業(yè)出版社．

［3］宋凱，呂劍文，等．鄂爾多斯盆地定邊一吳旗地區(qū)前侏羅紀古地貌與油藏[J]. 古地理學報，2003（11）：497-507．

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Oil and Gas Accumulation Rule and Favorable Area Prediction in Tiebiancheng Well 50 Area

（Wuqi Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co., Ltd., Shaanxi Yan’an 717600, China）

Tiebiancheng well50 area is mainly a structural-lithologic complex type of oil and gas reservoir. The distribution of oil and water in this area is controlled by the elevation of sandstone top surface, and the different heights of sandstone top surface lead to incomplete oil and water differentiation. Nose structure and paleogeomor- phology are the main control factors of hydrocarbon accumulation and reservoir formation in this area. By analyzing the control factors and enrichment rules in this area, based on drilling and logging data, reservoir physical properties, sedimentary facies zone distribution, oil-bearing zone, and reservoir evaluation results, favorable areas were predicted. The results show that two favorable zones areYan 9 and Yan 10.

well 50 area; accumulation factors; favorable area prediction

2019-12-20

李曉琴（1987-），女，工程師，碩士研究生，陜西省延安市人，2013年畢業(yè)于西安石油大學礦物學、巖石學、礦床學，研究方向：從事科研工作。

TE 357

A

1004-0935（2020）03-0264-03