富縣M區延長組長8資源潛力分析

吳瑋 王鵬 徐寧 皮富強

延長油田股份有限公司富縣采油廠 陜西 延安 727500

富縣M區自2005年勘探開發以來，一直是我區長2主力開發區，但下組合領域并未深入推進。隨著石油勘探開發進入非常規時代和精細勘探開發階段，人們對鄂爾多斯盆地延長組下組合致密油藏的有了更深入的認識，下組合非常規油氣成為勘探開發的重點領域。2019年，我區加大長8老井復查力度，對M區LP8長82試油獲0.85t/d工業油流，從而拉開了M區下組合再認識再勘探的序幕。2020年新鉆探井在長8發現了連片性較好的油層，試油成效十分顯著，表明了M區長8巨大的勘探潛力。

1 研究區概況

鄂爾多斯盆地經歷5個構造演化階段：中-新元古代拗拉槽階段、寒武-志留紀淺海臺地階段、泥盆-二疊紀近海平原階段、中生代內陸湖盆階段和新生代斷陷階段。上三疊統延長組沉積期，鄂爾多斯盆地為大型的內陸湖盆，湖盆東南部與大華北盆地相連[1]。延長組為一套河流-湖相陸源碎屑巖，厚度約為1300m，自下而上可劃分為5個巖性段、10個油層組，并發育多套生儲組合。

研究區位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡的東南部，地理位置位于陜西省延安市富縣西北部，研究區面積約234km2，區域構造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于1°，千米坡降為8～10m，內部構造簡單，與鄂爾多斯盆地區域構造吻合。在單斜主體構造格架上，從深層到淺層均發育了一些低緩的鼻狀隆起。主力油層三疊系延長組長2、長8共計2個層位。

2 沉積微相及砂體展布特征

根據對研究區域井的巖心、錄井、測井等資料的詳細分析，結合構造環境背景，以近代沉積學理論為基礎，成因標志為線索，本區延長組長8沉積相類型主要為三角洲前緣亞相沉積。三角洲前緣介于湖水面至波基面之間，不僅是三角洲沉積的主體部分，而且也是三角洲沉積相中砂質沉積物集中發育地區，主要為灰色長石細砂巖，水體以淺水環境為主，三角洲前緣亞相主要發育水下分流河道、水下分流河道側翼和分流間灣等沉積微相[2]。水下分流河道微相是油氣的主要儲集場所，其電測曲線呈中-高幅鐘形或箱形，物性好，是油氣的主要運輸通道，沉積構造以水平層理為主，次為波狀層理。

2.1 長81 沉積微相特征

長81沉積時期河道大規模發育，砂體連片性較好，為研究區主力儲集層，該層砂體發育與沉積相展布基本一致，平面上砂體呈北東-南西向展布，主要發育2條水下分流河道，物源來自于地勢較高的東部及東北部，東北部的河道分布較多，向西南部匯聚，整個區域面上砂體都發育，砂體的厚值區主要集中在東部區域，砂體最厚處為38.5m，見如圖1。

圖1 富縣M區延長組長81沉積相

2.2 長82 沉積微相特征

長82沉積時期，由于沉積物沉積速度大于湖盆的沉降速度，盆地東北部形成了以河流作用為主的建設性三角洲。物源方向主要來自于東部和北東方向地勢較高地區，長82主要發育兩條水下分流河道砂體，方向均為北東向流向南西，該層砂體發育與沉積相展布基本一致，平面上砂體呈北東-南西向展布，整體來看該時期水動力較弱，垂直物源方向河道發育連片性差，區域的東南部砂體最為發育，砂體最大厚度31.7m，區域的西北及北部砂體不發育，以泥巖或者砂泥巖互層為主，主要發育分流間灣[3]，見圖2。

圖2 富縣M區延長組長82沉積相

3 儲層特征

通過M區域L131、L205、L228、L242、L170等27口井115塊巖心觀察及進行室內巖石薄片鏡下鑒定，長8巖性以細砂巖、粉細砂巖和粉砂巖為主，主要為塊狀-厚層狀淺灰色細砂巖，約占砂巖總量的83%，其次為中-細砂巖、粉砂巖，約占砂巖總量的17%。填隙物平均總量為11.1%，主要為粘土礦物膠結物、碳酸鹽膠結物和硅質。粘土礦物膠結物主要為綠泥石（2%～6.0%，平均3.7%）和水云母（1.0%～6.0%，平均3.2%）為主，基本不含高嶺石；碳酸鹽類膠結物主要方解石（0%～33.0%，平均6.3%）。

3.1 儲層物性特征

根據研究區延長組長8油層組18口井的樣品物性資料分析，剔除異常值樣品后，其中長81孔隙度樣品50個，長81滲透率樣品50個；長82孔隙度樣品22個，長82滲透率樣品22個。長81孔隙度范圍為4.3%～14.5%，平均值為8.3%，主值區間7.1%～10.93%，占樣品總數的84%；有效儲層平均孔隙度為8.65%；長81滲透率分布范圍為0.18～1.1mD，平均值為0.55mD，主值區間0.215～0.77mD，占樣品總數的74%；有效儲層平均滲透率為0.45mD，見如圖3；長82孔隙度范圍為2.7%～12.97%，平均值為7.8%，主值區間7.0%～8.66%，占樣品總數的73%；有效儲層平均孔隙度為8.04%；長82滲透率分布范圍為0.12～0.94mD，平均值為0.55mD，主值區間0.22～0.8mD，占樣品總數的73%；有效儲層平均滲透率為0.52mD，見圖4。

圖3 富縣M區延長組長81油層組孔滲直方圖/mD

圖4 富縣M區延長組長82油層組孔滲直方圖

3.2 儲層微觀孔隙結構特征

統計分析本區鑄體薄片資料并借助鄰區資料表明，長8儲層面孔率在0.50%～16.00%，平均面孔率為4.70%，孔隙以粒間孔和長石溶孔為主，平均為2.6%和0.89%，分別占總面孔率的35.14%和25.23%，其它類型孔隙含量較低，主要以巖屑溶孔及沸石溶孔為主，平均為0.30%和0.43%，分別占總面孔率的12.61%和11.71%。

4 油藏分布特征

研究表明三疊系延長組油藏主要受沉積、物性等控制的巖性油氣藏，儲層物性的好壞直接決定著油氣的富集。根據M地區地質錄井、測井、試油、投產等數據，M區長8油層之間一般存在分布較穩定的泥巖或泥巖夾粉砂巖隔層，且各油層之間存在一定差異。由于儲層物性差，非均質性強，含油性變化也較大，無明顯的油水界面，油水分異不明顯，無明顯邊、底水，為典型的彈性-溶解氣驅動砂巖巖性油藏。

從長81油藏平面厚度等值線圖可以看出：長81研究區主力油層，工區全區均有發育，油層主要發育于主河道上，在L70～L230井區、L228～L229井區、L242～L71井區以及L155井區等油層有效厚度都在12m以上，有效厚度大，全區長81油層有效厚度2.1～23.6m，主要集中在4～19.9m，占比總數的83.2%，平均有效厚度10.5m，見圖5。

圖5 富縣M區延長組長81油層分布

從長82油藏平面厚度等值線圖可以看出：長82油層在研究區東部較為發育，L242～L71井區、L155～L205井區以及Z320井區處油層厚度較厚；而在研究區西部主要發育砂泥巖互層、泥巖或者泥頁巖，油層不發育，全區域長82油層有效厚度3～27.7m，主要集中在5～18.3m，占比總數的76%，平均有效厚度10.2m，見圖6。

圖6 富縣M區延長組長82油層分布

5 有利區預測及資源量估算

M區位于有效烴源巖分布范圍內，有利區評選依據主要是選主砂體帶上砂巖厚度大、物性較好、局部有鼻隆構造的區域；其次要考慮有效砂體與優質烴源巖匹配關系，最后參照周圍已完鉆井的油層綜合數據。預測長8有利區共11個，有利區疊合面積125.6km2，估算地質資源量約為2768.9×104t。

6 結束語

1）研究區同沉積相及油藏特征分布等方面進行分析，該區長8儲層主要發育在水下分流河道主河道上，河道側翼不發育。

2）研究區長81孔隙度為8.3%，滲透率為0.55mD；長82孔隙度為7.8%，滲透率為0.52mD，屬于致密油藏，需要通過壓裂等儲層改造手段獲取工業油流。

3）通過對研究區長81、長82兩套油層分析，在沉積與油藏分布方面，長81儲層較長82儲層更為發育，同時通過LP8等井的試油，顯示該區域長81油層有非常好的潛力。