吴起油田W油区长7油层油气成藏因素分析

白万梅

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 717600)

1 区域概况

1.1 构造特征

吴起油田W油区为微向西倾斜的单斜构造形态，地层倾角小于1°，产状平缓，平均坡降2～3 m/km，受差异压实作用影响，发育轴向近南东向的鼻状隆起，在局部存在构造高点和低点，各小层顶构造在纵向上具有继承性，该区长72砂层顶部构造平缓。在该区的鼻状隆起带内，由于差异压实作用，使各小层形成次一级小鼻状低幅构造，整体表现为砂泥岩互层段，局部井区上部地层砂岩较发育，下部泥页岩较发育[1]。

1.2 地质特征

已发现的低渗透油藏基本上都分布于侏罗系和三叠系，多套层系叠合，油藏地质条件独特。油藏类型有岩性油藏(透镜体、古河道砂体、非均质遮挡、岩性尖灭油藏等)、岩性-构造油藏以及构造-岩性油藏，其中三叠系延长组为低渗-特低渗岩性油藏，而侏罗系延安组属于中孔低渗的岩性-构造油藏。

1.3 聚集因素

侏罗系油藏叠覆在延长组生油凹陷之上，且离生油凹陷中心区域越近，含油量越丰富[2]。目前发现的大部分延长组及延安组油藏及出油井都是分布在生油凹陷内侧或外缘的斜坡带上，表明生油凹陷对油藏分布起重要的控制作用。

1.4 开发现状

截至2022年底，累积探明储量约5000万吨，动用储量约7500万吨，产油量470万吨，采出程度6%，年采油速度不到1%，可见储量控制程度较高，但采出程度较低，注水开发效果差。下一步开发潜力大，但还需要强化注水管理，提高注采效率。

2 油气成藏条件

2.1 烃源岩条件

鄂尔多斯盆地三叠系延长组发育两套湖相以暗色泥岩为主的地层，即长3-长8的腐泥型烃源岩，最主要的腐殖型烃源岩位于长7层，大部分为热演化阶段的成熟生油，因此盆地中延长组纵向上长7段为最有利的生油层[3]。以长7段为例对盆地进行页岩油储量规模研究，发现研究区内TOC含量远大于2%、Ro介于0.7%～0.8%之间，油页岩厚度在15～25 m左右，生烃中心位于姬塬—白豹一线，研究区距生烃中心较近，生烃能力较强，研究区有着充足的油源保障，如图1所示。

图1 鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油富集分布图

2.2 储层条件

本次研究过程中编制了71、72、73的沉积微相分布图、砂岩厚度等值线图。平面上，将砂地比值大于0.5的发育区域称为(水下)分流河道，砂地比值介于0.3～0.5之间的较发育区域称为(水下)分流河道侧翼，砂地比值小于0.3的不发育区域称为分流间湾。

2.2.1 长73沉积相及砂层特征

长73属于三角洲前缘亚相沉积。区内主要发育了3条水下分河流河道，第1、2支分流河道在WF170井-W77井一带汇合，第2支分流河道最为发育，第2支、3支河道南部在WF19井-W144井一带汇合。

砂体分布范围相对较宽，东北部砂体较为发育，河道宽约9.8 km，单河道最大宽度4.3 km，主河道砂体分布在15～25 m之间，最大厚度达到32 m。

2.2.2 长72沉积相及砂层特征

长72属于三角洲前缘亚相沉积。区内主要发育3支分流河道，其中第1、2支分流河道在W77井-WF143井一带汇合，第2支、3支河道南部在WF10井-W84井一带汇合。

砂体呈条带状展布，方向为北东-南西向，东北部砂体较为发育，河道宽约11.6 km，单河道最大宽度4.6 km，主河道砂体分布在15～23 m之间，最大厚度达到23.3 m。

2.2.3 长71沉积相及砂层特征

长71属于三角洲前缘亚相沉积，主要发育了4支分流河道，其中第3、4支分流河道在W144井-W133井一带汇合。

砂体呈条带状展布，方向为北东-南西向，中部地区砂体较为发育，河道宽约15.2 km，单河道最大宽度7.6 km，主河道砂体分布在15～28 m之间，最大厚度达到33 m。

3 油藏控制因素分析

3.1 油水层识别

立足测井、生产资料反映储层特性，通过对物性和电性以及产能的关系分析，达到识别油藏含油性好坏的目的。根据油田公司的相关规定以及试油结论判别标准，建立了以层为属性的分类标准。油层的含水率＜10%；油水同层的含水率介于10%～95%之间；水层的含水率≥95%。以此标准为依据，对研究区试采长6、长7、长8段进行研究分析，研究区西北部的试采井多数为油水同层井，夹杂少量水井。

由于该区域长7层位投产井较少，研究分别对长6、长7、长8试油试采资料进行了分析，长6油流井储层的岩电性下限值为：(1)RT＜13 Ω·m，AC＜217 μs/m，水层；(2)RT≥13 Ω·m，AC≥217 μs/m，油水同层。长7油流井储层的岩电性下限值为：(1)RT＜13 Ω·m，AC＜217 μs/m，水层；(2)RT≥13 Ω·m，AC≥217 μs/m，油水同层。长8具有获得油流井储层的岩电性下限值为：(1)AC＜200 μs/m，干层；(2)RT≥20 Ω·m，AC≥219 μs/m，油水同层。依据上述建立的长7油层识别标准，对W油区西北部含油面积进行圈定，编制了长71、长72、长73含油面积图如图2、图3、图4所示。由图2可知，油藏主要分布W油区西北部长71油层；由图3可知，油藏主要分布W油区西北部长72油层；由图4可知，油藏主要分布W油区西北部长73油层。

图2 W油区西北部长71含油面积图

图4 W油区西北部长73含油面积图

3.2 油藏类型

研究区油藏主要为岩性油藏，储层为三角洲前缘水下分流河道砂岩，盖层为分流河道间湾泥岩和粉砂岩，同时构造上倾方向致密砂体也对油气具有一定封堵作用。一些透镜体砂上下及其四周泥岩封闭形成透镜状砂岩油藏，局部鼻状隆起对油气富集具有一定的控制作用，但总体不如浅部层位明显。其油藏类型可分为差异压实构造-岩性油气藏和致密砂岩遮挡岩性油气藏。

(1)差异压实构造-岩性油藏

研究区西倾单斜上发育系列东西向的鼻状隆起，与在上倾方向近北东-南西向分布的河道砂岩及河间泥质岩相互作用形成构造岩性油藏，受构造和岩性双重作用，平面上呈带状展布，纵向上相互叠置，构造高部位的产量相对较高，上倾方向为低渗致密层遮挡。

(2)致密砂岩遮挡岩性油气藏

研究区长7油层属典型的岩性油藏。由于储层的纵向和横向的非均质性形成侧向和上倾方向的岩性遮挡。当砂体变致密后，就成为油气的遮挡带。从有利相带上看，该类型的油藏面积一般较小，呈透镜状分布，发育在三角洲前缘的砂体中，此类油藏在研究区比较常见，如研究区WF-9井和WF204井，油层向上倾方向岩性变得致密，从而成为上倾方向致密遮挡油藏。

3.3 油藏控制因素分析

长7油层是研究区近年来油气勘探的最大亮点，并且在长7进行了水平井开发，开发效果良好，由于长7油层超低渗-致密储层主要含油砂体为三角洲前缘水下分流河道砂体，因此其油气形成与控制因素与长6、长8、长9具有相似性。综合前人研究成果，研究区长7油藏的形成与分布被沉积作用、成岩作用、运移通道、鼻状隆起等多种因素控制。

(1)油气富集主要部位：三角洲前缘水下分流河道

研究区长72主要发育3支水下分流河道，砂体呈条带状展布，方向为北东-南西向，东北部砂体较为发育[4]，主河道砂体分布在15～23 m之间，最大厚度达到23.3 m。经过与油气藏叠合可知，长7油藏主要分布在志丹—靖边东北-南西向展布的三角洲前缘水下分流河道及侧翼，说明水下分流河道主砂带展布及上倾方向的遮挡对油气聚集起决定性作用。

(2)圈闭形成重要条件：湖相与分流间湾沉积

研究区油气富集于长71、72、73砂层组，除沉积作用与物性因素影响外，良好的区域盖层与侧向封堵条件及储盖组合条件也是其油气富集的一个重要因素[5]。长72储层不仅砂体较厚，而且和上部的泥岩及粉砂岩构成了最佳的储盖组合，厚度5～15 m不等。

(3)油气储集性能：成岩作用

三叠系深层成岩作用对储层影响最大的是长7层的胶结与溶蚀作用，长7油层主要含油层位为长72小层，次为长71小层，长73小层零星含油。这是由于各个小层虽然砂体厚度大，但物性较差，局部地区溶孔发育和次生孔隙发育，岩石胶结疏松，储层的物性较好，而顶部与侧向砂岩致密，形成致密的岩性遮挡[6]。

4 结语

(1)研究区内TOC含量远大于2%、Ro介于0.7%～0.8%之间，油页岩厚度在15～25 m左右，生烃中心位于姬塬—白豹一线，研究区距生烃中心较近，生烃能力较强，因此研究区有着充足的油源保障。

(2)长73、长72、长71为三角洲前缘亚相沉积，东北部砂体较发育。其中，长73河道宽约9.8 km，砂体分布在15～25 m之间，最大厚度达到32 m；长72河道宽约11.6 km，砂体分布在15～23 m之间，最大厚度达到23.3 m；长71河道宽约15.2 km，砂体分布在15～28 m之间，最大厚度达到33 m。

(3)吴起油田W油区长7为岩性油藏，主要发育鼻状构造、砂岩透镜体、致密砂岩遮挡等类型油藏，油气主要富集在三角洲前缘水下分流河道，河道砂岩与分流间湾泥岩的合理有效配置是成藏关键。