薛虎正，蘭 慶，賀彤彤，蔣 鈞，肖博文

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油田地質(zhì)特征

侏羅系油藏在本區(qū)分布廣泛。延9、延10是侏羅系主要油藏，為河流相沉積，以曲流河亞相為主，發(fā)育心灘、邊灘、天然堤等多種微相，巖性以灰綠色中細粒長石砂巖為主，物性相對于三疊系長6油藏較好（平均空氣滲透率15～25 mD）。

1.1 地層對比及含油層系

地層對比原則：在區(qū)域標(biāo)志層的控制下，依據(jù)電性曲線組合特征，參考地層厚度及局部標(biāo)志層劃出油層組，進而根據(jù)沉積旋回、巖性變化劃分出小層。

侏羅系延安組地層對比主要標(biāo)志層為延6、延7、延8、延9、延10頂煤，電性曲線特征表現(xiàn)為高電阻、高聲波時差、低伽馬、大井徑，特別是延6頂和延9頂煤層在本區(qū)分布穩(wěn)定，將延安組地層劃分為延4+5、延6、延7、延8、延9、延10共六個油層組，每個油層組又可分為若干個小層。其中，延9可細分延91、延92、延93三個小層，延10細分為延101、延102兩個小層。其中延92、延93及延101儲層相對發(fā)育，是主力含油層系。

1.2 構(gòu)造特征

吳起油田侏羅系油藏位于鄂爾多斯盆地中部陜北斜坡中段，為一平緩西傾單斜，地層傾角小于1°，是在單斜背景上由差異壓實作用形成的高鼻隆，上傾方向由巖性變化形成圈閉，主要含油層系為Y9、Y10。

1.3 砂體展布

延10期是繼富縣期之后，以河流相的粗碎屑沉積為主，受構(gòu)造抬升作用影響，河流下切作用較強，延10期河道砂體展布特征明顯受古地貌形態(tài)控制。延9期，盆地河流已匯聚形成淺湖，發(fā)育分流河道砂體，砂體厚度一般15～30 m，延9期在本區(qū)受古地貌控制，分流河道砂體是主要的儲集體，其展布方向某種程度上受下伏延10期河道展布方向控制，因此砂體呈北東-南西向或近東西向展布。

1.4 巖礦特征

吳起侏羅系儲層根據(jù)粒度分析樣品統(tǒng)計，粗砂級平均占7.46%，中砂級平均占48.27%，細砂級平均占40.86%，粉砂級平均占0.62%，粘土級平均占2.37%，該區(qū)侏羅系儲層砂巖粒度以中～細砂為主，砂巖顆粒分選中～好，碎屑物結(jié)構(gòu)特征主要表現(xiàn)為磨圓度次棱～次圓狀，膠結(jié)類型以加大～孔隙型為主，礦物結(jié)構(gòu)成熟度較高。砂巖多為細～中粒長石石英砂巖及長石硬砂石英砂巖，碎屑成分石英平均含量51.76%，長石平均含量22.29%，巖屑平均含量13.14%，云母含量1.38%（見表 1）。

表1 吳起地區(qū)侏羅系儲層巖礦資料統(tǒng)計表

表2 吳起地區(qū)侏羅系儲層巖芯分析物性統(tǒng)計表

表3 吳起油田侏羅系儲層壓汞參數(shù)表

1.5 儲層物性

吳起侏羅系油藏根據(jù)24口井970塊巖芯資料分析，該區(qū)儲層孔隙度平均為17.2%，滲透率平均為26.11 mD，孔隙度和滲透率明顯較高，儲層物性較好（見表 2）。

1.6 孔隙類型

吳起侏羅系儲層通過壓汞資料分析，其排驅(qū)壓力平均為0.07 MPa，中值壓力0.72 MPa，中值半徑1.82 μm，分選系數(shù)3.09，最大進汞量83.75%,退汞效率31.62%。滲透率低的毛管壓力曲線，排驅(qū)壓力較高，曲線斜率小，汞飽和度高，汞退出效率較高；而滲透率高的毛管壓力曲線，排驅(qū)壓力較低，曲線斜率大，汞飽和度較低，汞退出效率較低（見表3）。侏羅系延9、延10油層以大孔細～中喉型組合為主，儲層物性較好，是油氣相對富集的重要原因之一。

1.7 油藏類型及驅(qū)動能量

吳起延10油藏的形成受到差異壓實、砂體展布和構(gòu)造的共同作用，在上傾方向由于相變或物性變差形成巖性遮擋，下傾方向受構(gòu)造控制，油藏類型屬巖性～構(gòu)造油藏，延10油藏邊底水活躍，自然能量充足，屬彈性水壓驅(qū)動。延9油藏同樣受巖性和構(gòu)造雙重控制，是以構(gòu)造為主的巖性～構(gòu)造油藏，油藏具有邊底水，但邊底水不十分活躍，屬彈性弱水壓驅(qū)動。

2 吳起油田侏羅系成藏富集規(guī)律研究

2.1 侏羅系古地貌研究

鄂爾多斯盆地的侏羅系下部地層是在晚三疊世末期侵蝕古地形上沉積而成的。侏羅系油藏主要分布于早期沉積的延9、延10地層中，侏羅系延10期是由甘陜、寧陜古河及其支流水系侵蝕切割，充填和側(cè)向加積而形成的一套河流相沉積。寧陜古河由馬坊南進入本區(qū)北部折向東南，甘陜古河由西向東流經(jīng)本區(qū)南緣。由于主河道的側(cè)向加積，形成許多支流水系。主河谷砂體寬、延伸遠，切割深，砂層厚，一般大于100 m；支河谷砂體較窄、延伸不遠，一般2～4 km，砂層厚度一般20～80 m左右。侏羅系到延9期，河道重新下切，形成泛濫平原分流河道沉積，侏羅系沼澤相的暗色泥巖及三疊系延長組沼澤相沉積的暗色泥巖在本區(qū)分布面積廣，有機質(zhì)豐度高，厚度大，均具有較強的生油能力。砂層厚度15～40 m，由于延9期與延10期古河的繼承性，砂體油源溝通好。

因此，侏羅系古地貌對侏羅系油藏的形成起著重要的控制作用?？碧綄嵺`證實侏羅系油藏的形成條件是：三疊系大型生油凹陷提供了豐富油源；古侵蝕面及古河谷是油氣運移通道；主河谷兩側(cè)發(fā)育的濱河灘相砂巖儲層是油氣有利儲集場所；次級古水系是尋找古地貌巖性油藏的主要指向；受古地貌控制的差異壓實構(gòu)造是油氣長期運移指向；次級支流溝叉的巖性變化帶是上傾方向的主要遮擋條件。

2.2 侏羅系成藏富集規(guī)律研究

（1）深切延長組的古河是油氣向上運移的主要通道，大量資料證實，侏羅系延9、延10油層的油源主要來自三疊系延長組。因為延安組在一、二級古河中的沉積直接與延長組呈不整合接觸，河谷強烈下蝕至延長組，使得延長組的油源沿著巨厚的延10河床相砂體先垂向運移，后遇到蓋層遮擋而轉(zhuǎn)為側(cè)向運移，至近岸古殘丘、濱岸砂體，遇到巖性變化帶則聚集成藏。如果延9層河流相砂體在適當(dāng)部位下切而與延10砂體連通，則油氣繼續(xù)向上運移使延9砂體聚集油氣而成藏。

（2）受古地貌控制的差異壓實構(gòu)造是油氣長期運移的指向，差異壓實構(gòu)造是本區(qū)甚至整個盆地的主要局部構(gòu)造類型。主要是一些鼻狀隆起和閉合高度較小的背斜構(gòu)造（閉合度一般在10～20 m），圈閉范圍一般在 3～6 km2。

（3）河道沉積微相成為油氣聚集的最有利的相帶，本區(qū)延10儲層的特點表現(xiàn)快速堆積作用下形成的厚層狀砂巖，延9期是在延10期河流沖積平原的基礎(chǔ)上發(fā)育起來的，河道砂體沉積于水體比較暢通的富氧環(huán)境，因而同生期致密物較少，所以原始孔隙相對發(fā)育，儲層物性好，有利于油氣的聚集和保存。更準(zhǔn)確地說，河道砂體中的丘咀和河間丘是最有利的油氣富集帶：主、支河谷的切割溝通了延長組的油源，有利于油氣側(cè)向運移到兩側(cè)丘咀的砂體中形成油藏；河谷兩側(cè)的沉積物，屬于邊灘相沉積，砂巖厚度一般20～50 m。由于河流的反復(fù)沖刷淘洗，形成良好的儲集層，孔隙度一般為 16%～17%，滲透率一般大于 20×10-3μm2；水動力條件較弱，有利于油氣保存。

（4）延8期湖相泥巖與延安組早期河道砂體在縱向上構(gòu)成理想的儲蓋組合，根據(jù)沉積相研究成果可知，研究區(qū)內(nèi)延安組地層屬河流沉積環(huán)境。延10期以河流相充填式沉積為主；延9期氣候潮濕，湖盆開始沼澤化，沉積了一套深灰白色、細～中粒巖屑質(zhì)長石砂巖；延8末期沉積進一步沼澤化,普遍發(fā)育10～20 m厚的粉砂質(zhì)泥巖，為延9、延10油藏的形成提供了良好的封蓋層。

（5）壓實構(gòu)造和巖性遮擋是延安組油藏的主要圈閉條件，在三疊系末期古地形的背景上，由于差異壓實作用和后期構(gòu)造運動等因素的影響，形成了一系列近東西向的小幅度鼻狀構(gòu)造和圈閉構(gòu)造，在有利于油氣的聚集，在巖性和構(gòu)造雙重因素的制約下，形成多種類型的油藏。

2.3 侏羅系油藏主控因素研究

吳起油田侏羅系油藏受到構(gòu)造和巖性雙重因素控制，做好出油界限研究是至關(guān)重要的，能有效的規(guī)避產(chǎn)建風(fēng)險。通過侏羅系成藏富集規(guī)律研究，精細小層對比分析，借助錄井巖心巖屑顯示及測井曲線兩大法寶，辨識油水關(guān)系，明確油水界面及物性電性下限。如新263延101油藏，油水界面構(gòu)造為250，電阻率大于25 Ω·m，滲透率大于 20 mD，圈定有利區(qū)面積 1.4 km2，建井24口，建成產(chǎn)能2.2萬t，初期平均產(chǎn)量大于3.0 t，取得好的開發(fā)效果。通過近年來對吳起侏羅系勘探開發(fā)認(rèn)為，吳起侏羅系整體上孔隙度和滲透率較好，聲波時差大于240 μs/m，主要控制因素為電阻和構(gòu)造，吳起油田侏羅系油藏電阻-聲波時差交匯圖（見圖1）。

圖1 吳起油田侏羅系油藏電阻-聲波時差交匯圖

3 侏羅系油藏增儲建產(chǎn)潛力區(qū)研究

3.1 增儲建產(chǎn)潛力區(qū)預(yù)測依據(jù)

吳起油田侏羅系油藏屬于由甘陜、寧陜古河及其支流水系侵蝕切割，充填和側(cè)向加積而形成的一套河流相沉積，處于近源的有利地帶，河道砂體中的丘咀和河間丘是最有利的油氣富集帶。因此，吳起區(qū)域發(fā)育廣泛的侏羅系油藏，但是單期河流砂體寬度小、厚度薄、擺動幅度較大、相互分割，從而導(dǎo)致形成的油藏面積小而分散，勘探難度較大。所以要及時追蹤石油勘探開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)，進行老井復(fù)查及抓住探評骨架井的實施過程中出現(xiàn)的含油苗頭進一步深入分析是區(qū)帶優(yōu)選的重要依據(jù)。

3.2 2014年增儲建產(chǎn)潛力區(qū)研究

吳起區(qū)域侏羅系油藏分別廣泛，但油藏面積小而分散，近幾年來，積極開展淺層研究，進行老井復(fù)查，優(yōu)化油藏識別圖版，累計優(yōu)選30余個建產(chǎn)有利區(qū)，建成產(chǎn)能31.5萬噸，為繼續(xù)尋找下步建產(chǎn)有利區(qū)，需繼續(xù)做好探評骨架井的實施跟蹤。

3.2.1 薛岔新309區(qū)延9油藏 新309井區(qū)延9河道砂體位于薛岔東南部，砂體厚帶主要分布于新309～谷67-71區(qū)域。薛岔新309井區(qū)延9砂體展布與目前整個對侏羅系的地質(zhì)認(rèn)識一致，砂體基本呈北東～南西向展布，在平面上具有網(wǎng)狀河特征，河道較窄，河流交匯處最寬河道不超過1.5 km。區(qū)域內(nèi)2條河道交匯，在東部聚集成藏，油氣顯示好，尤其在新309-谷67-71井區(qū)域，砂體厚度大于10 m，構(gòu)造高，為下步建產(chǎn)潛力區(qū)。西部高57-新283油藏受構(gòu)造河巖性控制，油藏分散且面積小，并且構(gòu)造低，潛力小。

新309井區(qū)油水界面統(tǒng)一約在海拔300 m，油藏面積0.6 km2，預(yù)計地質(zhì)儲量30×104t。該區(qū)已完鉆1口評價井新309，2口侏羅系開發(fā)井，油藏西南部有已完鉆骨架井進行控制，該區(qū)侏羅系油藏得到控制，其中吳360-89井砂體厚度11.6 m（油層3.0 m，油水層8.6 m），電阻20.5率 Ω·m，通過1米王彈加爆燃射孔求初產(chǎn)，初期產(chǎn)量8.88 m3/4.43 t/41.3%，目前產(chǎn)量8.28 m3/3.52 t/50.0%，該區(qū)侏羅系油藏得到有效落實。2014年在該區(qū)延9油藏具備0.8×104t的產(chǎn)建規(guī)模，新建井9口，其中7口采油井，2口注水井。

3.2.2 薛岔新311延10油藏 新311井區(qū)在延10油層成藏，本區(qū)延10砂體為河流相沉積，該區(qū)主要由新311～畔53-64和高56～畔53-642條河道交匯形成，近于y字形展布，延10砂體與油源溝通好，交匯處聚集成藏，與局部構(gòu)造匹配為該區(qū)延10油藏的形成創(chuàng)造了條件，為下步建產(chǎn)有利區(qū)。新311井區(qū)延10油藏油水界面統(tǒng)一約在海拔225 m，油藏面積0.8 km2，預(yù)計地質(zhì)儲量40×104t。油藏東北面已完鉆1口評價井新311及2口開發(fā)井，西南部完鉆2口骨架井，使油藏基本得到控制，西南部補孔老井1口畔55-67，電阻率23.22 Ω·m，投產(chǎn)初期產(chǎn)量5.28 m3/2.68 t/39.6%，目前產(chǎn)量4.55 m3/2.76 t/28.7%，該區(qū)延10油藏得到有效落實。2014年該區(qū)延10油藏具備0.8×104t的產(chǎn)建規(guī)模，圍繞畔55-67井進行滾動建產(chǎn)，可新鉆井11口，其中采油井8口，注水井3口。

3.2.3 旗97-72井區(qū)延9油藏 旗97-72井區(qū)位于薛岔油區(qū)的西南部，與采油三廠交界處，根據(jù)采油三廠對侏羅系油藏的動用情況，復(fù)查該區(qū)旗97-72等老井，認(rèn)為是同一油藏，屬于河流內(nèi)部沉積形成的圈閉構(gòu)造，該區(qū)延9層沉積砂體較厚，三角洲分流河道砂體發(fā)育，為巖性-構(gòu)造油藏，圈閉條件較好。該區(qū)油水界面統(tǒng)一約230 m，砂體厚度大于10 m，有利區(qū)面積0.5 km2，該區(qū)控制程度偏低，下步建議優(yōu)先實施評價井新349，落實油藏規(guī)模后繼續(xù)滾動建產(chǎn)，預(yù)計可新鉆井6口，其中采油井5口，注水井1口。

3.2.4 新297及新307井區(qū)侏羅系潛力油藏 新297及新307井均為2013年在吳起油田薛岔區(qū)域新鉆的評價井，新297井在延9及延10均見到比較好的油氣顯示，延9層鉆遇砂厚7.7 m，錄井顯示3.5 m油跡，測井解釋油水層2.6 m。延10層鉆遇砂厚12.5 m，錄井有13 m油跡級顯示，解釋含水油層4.5 m。新307井延9鉆遇砂厚4.9 m，錄井有4.5 m油跡級顯示，解釋含水油層3.6 m。這2口井在侏羅系都有較好的油氣顯示，找到了油氣苗頭，下步需根據(jù)侏羅系成藏規(guī)律，預(yù)測構(gòu)造高點及砂體走向，增發(fā)骨架井坐標(biāo)，圈定有利區(qū)，為下步建產(chǎn)潛力區(qū)（見表4）。

表4 新297及新307井侏羅系油層基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）吳起油田延9、延10是侏羅系主要油藏，為河流相沉積，發(fā)育心灘、邊灘、天然堤、決口扇、河漫沼澤等多種微相，巖性以灰綠色中細粒長石砂巖為主，物性相較好（平均空氣滲透率15～25 mD），油藏埋深一般在1 100～1 500 m。

（2）侏羅系油藏成藏機理分析：古侵蝕面及古河谷是油氣運移通道；主河谷兩側(cè)發(fā)育的濱河灘相砂巖儲層是油氣有利儲集場所；次級古水系是尋找古地貌巖性油藏的主要指向；受古地貌控制的差異壓實構(gòu)造是油氣長期運移指向；次級支流溝叉的巖性變化帶是上傾方向的主要遮擋條件。

（3）吳起油田侏羅系油藏受到構(gòu)造和巖性雙重因素控制，產(chǎn)建開發(fā)做好出油界限研究是至關(guān)重要的，能很好的規(guī)避產(chǎn)建風(fēng)險。及時追蹤石油勘探開發(fā)生產(chǎn)動態(tài)，進行老井復(fù)查及抓住探評骨架井的實施過程中出現(xiàn)的含油苗頭進一步深入分析是區(qū)帶優(yōu)選的重要依據(jù)。

（4）以吳起侏羅系成藏機理及油藏分布規(guī)律為指導(dǎo)，共評選出侏羅系延10油層組有利滾動勘探目標(biāo)區(qū)1個；延9油層組共評價有利勘探區(qū)塊2個；下步建產(chǎn)潛力區(qū)2個；為2014年吳起油田侏羅系油藏勘探開發(fā)指出了明確方向。

[1]楊俊杰.鄂爾多斯盆地構(gòu)造演化與油氣分別規(guī)律[M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002.

[2]汪瀾，陳文龍.吳起油田吳410井區(qū)2011年開發(fā)方案[G］.2011.