丈方台区块油藏特征及油水分布关系探讨

李晓航，汪昌尧，陈 浩

(延长油田股份有限公司 注水项目区管理指挥部，陕西 延安 716000)

丈方台油区位于延安市吴起县吴仓堡乡境内(见图1)。区内地表为典型的黄土塬地貌，沟谷纵横，梁峁交错；地下构造处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带的西部边缘，为西倾单斜背景上由差异压实作用形成的一系列由东向西倾没的微幅鼻状隆起[1]。隆起轴线近于东西向，东西向构造与砂体有效配合，形成了良好的鼻隆背斜型圈闭，聚集了运移过来的油气。

图1 研究区地理位置图

1 沉积特征

本文通过对现代延河沉积模式与河流形态观察(见图2)，结合前期的野外露头观察研究，对各小层沉积微相变化规律进行刻画。

图2 现代延河沉积模式与河流形态图

根据区域沉积演化史，吴起地区侏罗系延安组至富县组位于甘陕古河、宁陕古河、蒙陕古河三大古河的交汇之处，因此储集层在此发育十分良好。储集层以网状河-三角洲沉积为主。生油岩主要来源于三叠系，盖层为上部泛滥平原形成的泥岩，生、储、盖组合完整，常常形成小而肥的富油区(见表1)。鄂尔多斯盆地从延长组长期开始发育，经历了湖盆的产生期、发展期、鼎盛期和萎缩期图，从湖盆面积变化中就可见一斑，长10至长7湖盆面积逐渐增大增加速度较为均匀。其中，长8增速较快到长7达到鼎盛此时沉积了大量的有机质泥岩是盆地油气资源的主要来源，至长6湖盆开始萎缩面积逐步缩小直至长2、长1湖盆逐步消亡。从总体上来讲，盆地沉积显示出了南厚北薄、西厚东薄的态势。到晚三叠世早期，陕甘宁地区开始下坳，沉积了一套由湖相～三角洲相厚度上千米的碎屑岩地层。

表1 研究区侏罗系延安组地层沉积微相研划分表

研究区延安组主要岩性组合为大段层状砂岩与浅灰色泥岩的组合，电性特征以箱状或钟形为主，体现为稳定的河流相沉积或水进的沉积，水道特征较为明显。

延长组主要岩性组合为块状砂岩与灰色泥岩组合，电性特征为箱状电位间波状组合，岩心观察见冲刷面，反映水道特征较为明显，基本上反映了三角洲前缘的沉积特点。水下分流河道、分流间湾、席状砂是其主要沉积微相(见表2)。而三角洲前缘水下分流河道砂岩为主要的储集砂体。

表2 研究区三叠系延长组地层沉积微相研划分表

1.1 延10油层沉积相分布特征

丈方台油区自下而上发育元古界、古生界、中生界和新生界地层。中生界三叠系延长期是鄂尔多斯湖盆发育的鼎盛时期，经历了两次大的湖侵期，在盆地内部沉积了巨厚的深湖相暗色泥岩，构成了该区油源的基础。其后，随着基底的抬升，深湖相范围缩小并南移以至消失。该区侏罗系延安期位于蒙陕古河支流河谷所夹持的河间残丘上，条带状物性较好，河流相砂岩与局部鼻状构造的有机配置，是形成侏罗系小而肥的古地貌岩性～构造油藏有利条件。

由于侏罗系小而肥的古地貌，岩性～构造控制油藏的成藏利条件，分析延安组延10油层组的沉积微相至关重要。延101发育流三角洲前缘沉积，位于二级阶地和三级阶地上的薄层砂体，侧向上与古高地直接接触，形成良好的上倾岩性圈闭，具有一砂一藏形成的特点(见图3)，油层不连续，但物性好，一旦钻遇单井产量高，属于高效井。

图3 延1011油层沉积相带展布图

纵向上主要分布在延101顶部泥岩隔夹层相对发育的层段，因此对延101油藏的认识应紧密结合古地貌分布和纵向隔夹层展布，以成藏理论为指导进行油水层识别。

1.2 长6油层沉积相分布特征

长6期为鄂尔多斯盆地由盛转衰的过渡期。该段沉积期内，虽然主体上盆地深湖-半深湖相开始萎缩，但局部水进水退反复交替，多期河道叠加出现，水下分流河道改道相对较为频繁。在研究区内整体上发育了多条河道沉积，河道间泥相对较为发育，使得河道显示较为明显。从沉积相图(图4)看出，河道主要呈北北东-南南西的流向，发育三条主河道。其中，吴189井、吴204井、吴137井、吴95井、吴134井、吴212井、吴205井一线为一条相对较为发育的主河道，其次是无145井、吴152井、吴3井、吴13井、吴79井一线发育的一条相对较差的主河道，东部发育一条相对较窄的主河道。总体来说，长6河道沉积宽度窄，主河道最宽处也仅4～5个井距，初步认为长6油层因河道发育连续性相对较差，不利于油气的存储。

图4 长612油层沉积相带展布图

1.3 长7油层沉积相分布特征

通过对吴起地区长7油层组钻井岩心的详细观察，吴起地区长7油层组中发育底冲刷、同生变形以及各种层理构造等。由于快速沉积而产生的滑塌变形构造和包卷层理构造，具较好的沉积环境指向意义，其是识别水下滑坡的典型标志。

同时，长7油层组是延长组最重要的烃源岩发育层位，而位于长7油层中的储层具有良好的成藏地质条件。长72油层为湖侵阶段沉积，湖盆水变浅面积扩大，为湖侵沉积过程中，物源沉积近东西向，仅在研究区北部发育(见图5)。沉积主要发育水下分流主河道、水下分流浅河道、水下分流浅滩亚相。研究区内发育两条水下分流河道砂体。近南北向的水下分流主河道位于49-145井、吴189井吴125井、吴204井、吴214井、吴145井一线，河道中部发育两条近东西向的水下分流浅河道沉积，分别由49-1778井、49-1735井、吴77井、49-178井一线和吴204井、吴137井一线。

图5 长721油层沉积相带展布图

2 油藏类型

延10是岩性～构造油藏。油层分布主要受河道沉积岩性控制，局部受差异压实作用形成的鼻状隆起控制。主要储层为河道砂岩沉积，砂体呈近南北向，呈带状展布，砂体延伸较长，砂体两侧及上覆河漫沉积泥岩构成主要的岩性遮挡。根据河道发育情况，沿平行及垂直河道展布方向各建立了多条油藏剖面，发现延10油藏典型特征是在构造的高部位，同时，储层发育的位置也是油气聚集的有利位置(见图6、图7)。

图6 吴198-5_49-988_30-3-1延1011油藏剖面

图7 49-1140_49-1151_49-1255延1011油藏剖面

从吴12_49-1448_49-1447及吴198-6_49-1253_49-1254延1011两个油藏剖面也(见图8、图9)看出，侏罗系延安组油藏为典型的具边底水岩性～构造油藏。

图8 吴12_49-1448_49-1447延1011油藏剖面

图9 吴198-6_49-1253_49-1254延1011油藏剖面

长6、长7是岩性油藏。在有利的沉积相带，河道沉积部位发育有利的油藏，如49-10_49-11_吴3_49-12长612油藏剖面(见图10)所示，在河道的砂体发育位置有利于油藏形成[2]。根据长6顶的构造特征和砂岩分布情况，油层主要发育在砂体发育的位置，受砂岩分布控制[3]；根据49-1735_49-203_49-1780长721岩性油藏剖面(见图11)特征，根据长7顶的构造特征和砂岩分布情况，结合单井的油气产量，分析长7是岩性油藏，油层主要发育在砂体发育的位置，受砂岩分布控制[4]。

图10 49-10_49-11_吴3_49-12长612油藏剖面

图11 49-1735_49-203_49-1780长721油藏剖面

3 油水分布关系

根据解剖的连井油藏剖面分析油水分布关系：49-1603井组延10油藏为一局部富集的小“土豆状”油藏(见图12)，构造高部位控制了油藏的富集程度，泥质夹层控制油水分异情况，该井组底水活跃[5]；49-1737井组延10油藏位于研究区北部，连续性较好，具有连续统一的油水界面，局部泥质隔夹层发育，有效隔开油水，但夹层不发育的井，含水上升明显较快(见图13)。

图12 49-1602_49-1603_49-1606延1011油藏剖面

图13 49-1739_49-1737_49-1740延1011油藏剖面

图14展示了长612油藏的剖面，结合该油藏的开发现状。可以发现，长6油藏整体表现为低液量、高含水、快速递减[6]，产量与含水起伏与开井数密切相关。

图14 49-1148_30-3-1_49-2025_49-2027长612油藏剖面

根据长721油藏的剖面(见图15)，结合该油藏的开发现状可知，长7油藏整体表现为低液量、高含水，常规井开发效果不佳，而水平井和大斜度井开发效果则较好。

图15 吴145_49-1734_49-144_吴137长721油藏剖面

4 结论

1)延101厚层块状砂岩隔夹层局部发育，油水关系及富集高产受局部微幅度构造控制，边底水活跃；其次局部隔夹层和岩性尖灭对于油藏也有一定的控制作用，建议注水控制水锥。

2)由于长6油藏目前尚未形成规模，采用自然能量开发，递减速度快。因此，一方面需要加大勘探规模，进一步了解油藏情况；另一方面需要转变开发方式，利用现有井网进行注水开发，以延缓递减。

3) 长7页岩油主要分布在北部，以长72为主，纵向油层厚度大，常规井开发效果差，通过体积压裂后无能量补充、试验区递减幅度大。可开展注水吞吐试验，以探索完善转变注水开发方式内容，提升水平井开发效果，有效的能量补充方式，释放长72生产潜力。