甘谷驿油田元龙寺区长61油层组主要控油因素

赵凯强

摘 要 鄂尔多斯盆地横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，盆地本部面积25万平方公里，是我国陆上第二大沉积盆地和重要能源基地，具有丰富的石油、天然气和煤炭资源。本文的研究区域位于东部二级构造单元—陕北斜坡上，属于其中的很小部分，作者通过对构造特征、沉积相和砂体分布、封盖程度、物性分析等因素综合考虑，确定影响油田储层的主要影响因素，进而为油田进一步勘探提供一些参考依据。

关键词 长61 有利区 控油因素

中图分类号：TE321 文献标识码：A

甘谷驿油田为延长油田股份有限公司所辖22个油田之一，地处陕西省延安市宝塔区和延长县境内，东与王家川油田相邻，南与七里村油田毗邻，西与青化砭油田接壤，北与青平川油田相望。总面积455.50km2，平均地面海拔1100～1580m，相对高差150～250m左右。地表为第四系黄土覆盖，厚100～200m。地形复杂，沟壑纵横，梁峁交错，属于典型的黄土高原地貌。气温变化大，四季分明，常年少雨，属于内陆干旱型气候。研究范围包括甘谷驿油田主体区域， 顾屯以北，面积约110.75km2。

1顶构造

长61油层亚组构造面貌，与陕北斜坡的区域构造面貌基本一致，主要为西倾单斜形态，在西倾单斜背景上局部发育有小型低幅度构造起伏，研究区自北向南依次发育一个隆起、凹陷、隆起，呈现“两隆一凹”的构造特征。

长61油层亚组构造主要在长64油层亚组构造的基础上发育而成，长64顶构造显示区内呈西倾单斜的构造背景，高差最大为148m，最高点位于T110井处，最低点位于T144井，平均坡度0.5€啊R嘞允境觥傲铰∫话肌钡墓乖煨翁赥136井-T145井-T152井-T165井处发育小型鼻状隆起，构造幅度10m左右，T142井-T104井一线发育近东西向的凹陷，构造幅度20m左右，T110井-T207井-T201井出发育北西-南东向的鼻状隆起，构造幅度15m-20m左右。长61主要含油面积的井位于T199和T123一线，T198附近，T107和T142一线，T104、T110和201一线，与鼻状隆起的范围并不完全一致，故构造弱控油。

2砂体展布和沉积相

长61时期是本区三角洲前缘沉积较为发育的时期，区内主要发育水下分流河道，同时发育规模不大的5处分流间湾，位于T118井、T111井、T223井、T125井发育一处分流间湾沉积；T112井、T145井处；T128井、T126井处；T140井、T218井、T123井出；T105井、T216井处；T131井、T88井、T227、T207井处。除了这些井位之外，所有井位都处于主要分流河道内，与长61主要含油面积的井位对比，井位全部位于主要砂体带上，故油藏与砂体展布吻合良好。

3延长组长61油层组物性特征

据研究区938块样品岩芯分析资料统计（表3-1），本区延长组长61油层组孔隙度最大值为15.90%，最小值为1.13%，平均值为7.75%。孔隙度分布峰值为6～8%。

长61油层组渗透率最大值4.5€？0-3€%em2，最小值0.04€？0-3€%em2，平均值为0.39€？0-3€%em2。渗透率的分布范围较宽，渗透率主要分布在0.1～0.8€？0-3€%em2之间，分布峰值为0.2～0.4€？0-3€%em2，由此可见长6油层组为低孔、低渗储层。

3-1 甘谷驿油田长61油层组有效储层物性分布统计表

长61油层组的油气主要分布在储层孔隙度大于8%，且渗透率大于0.3€？0-3€%em2的范围内。而在此区间之外，则很少有油气显示。这说明，孔隙度和渗透率两者共同对油气的分布具有非常重要的控制作用。

4圈闭及油藏类型

长61油藏展布特征表明，油气分布主要受储层岩性和物性控制，一般优质储层分布区即是油气的富集区。优质储层主要发育于三角洲平原和三角洲前缘水下分流河道沉积，在平面上呈带状分布，呈北东-南西向。砂体两侧和上倾方向为分流间湾沉积的泥岩和粉砂岩互层，构成长61油藏的岩性遮挡。本区长61油藏由于储层物性差，油水分异不明显，油水混储，无明显的油水界面，缺乏边、底水，油藏为典型的弹性-溶解气驱岩性油藏。

5结论

综合分析认为，甘谷驿油田元龙寺区61油层组油藏亚组在区域内控油的主要因素为砂体展布和沉积相、物性控油为主，其他因素为辅，油藏在区域构造斜坡背景下，受岩性控制明显，为岩性油藏。

参考文献

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