富县M区延长组长8资源潜力分析

吴玮 王鹏 徐宁 皮富强

延长油田股份有限公司富县采油厂 陕西 延安 727500

富县M区自2005年勘探开发以来，一直是我区长2主力开发区，但下组合领域并未深入推进。随着石油勘探开发进入非常规时代和精细勘探开发阶段，人们对鄂尔多斯盆地延长组下组合致密油藏的有了更深入的认识，下组合非常规油气成为勘探开发的重点领域。2019年，我区加大长8老井复查力度，对M区LP8长82试油获0.85t/d工业油流，从而拉开了M区下组合再认识再勘探的序幕。2020年新钻探井在长8发现了连片性较好的油层，试油成效十分显著，表明了M区长8巨大的勘探潜力。

1 研究区概况

鄂尔多斯盆地经历5个构造演化阶段：中-新元古代拗拉槽阶段、寒武-志留纪浅海台地阶段、泥盆-二叠纪近海平原阶段、中生代内陆湖盆阶段和新生代断陷阶段。上三叠统延长组沉积期，鄂尔多斯盆地为大型的内陆湖盆，湖盆东南部与大华北盆地相连[1]。延长组为一套河流-湖相陆源碎屑岩，厚度约为1300m，自下而上可划分为5个岩性段、10个油层组，并发育多套生储组合。

研究区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的东南部，地理位置位于陕西省延安市富县西北部，研究区面积约234km2，区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于1°，千米坡降为8～10m，内部构造简单，与鄂尔多斯盆地区域构造吻合。在单斜主体构造格架上，从深层到浅层均发育了一些低缓的鼻状隆起。主力油层三叠系延长组长2、长8共计2个层位。

2 沉积微相及砂体展布特征

根据对研究区域井的岩心、录井、测井等资料的详细分析，结合构造环境背景，以近代沉积学理论为基础，成因标志为线索，本区延长组长8沉积相类型主要为三角洲前缘亚相沉积。三角洲前缘介于湖水面至波基面之间，不仅是三角洲沉积的主体部分，而且也是三角洲沉积相中砂质沉积物集中发育地区，主要为灰色长石细砂岩，水体以浅水环境为主，三角洲前缘亚相主要发育水下分流河道、水下分流河道侧翼和分流间湾等沉积微相[2]。水下分流河道微相是油气的主要储集场所，其电测曲线呈中-高幅钟形或箱形，物性好，是油气的主要运输通道，沉积构造以水平层理为主，次为波状层理。

2.1 长81 沉积微相特征

长81沉积时期河道大规模发育，砂体连片性较好，为研究区主力储集层，该层砂体发育与沉积相展布基本一致，平面上砂体呈北东-南西向展布，主要发育2条水下分流河道，物源来自于地势较高的东部及东北部，东北部的河道分布较多，向西南部汇聚，整个区域面上砂体都发育，砂体的厚值区主要集中在东部区域，砂体最厚处为38.5m，见如图1。

图1 富县M区延长组长81沉积相

2.2 长82 沉积微相特征

长82沉积时期，由于沉积物沉积速度大于湖盆的沉降速度，盆地东北部形成了以河流作用为主的建设性三角洲。物源方向主要来自于东部和北东方向地势较高地区，长82主要发育两条水下分流河道砂体，方向均为北东向流向南西，该层砂体发育与沉积相展布基本一致，平面上砂体呈北东-南西向展布，整体来看该时期水动力较弱，垂直物源方向河道发育连片性差，区域的东南部砂体最为发育，砂体最大厚度31.7m，区域的西北及北部砂体不发育，以泥岩或者砂泥岩互层为主，主要发育分流间湾[3]，见图2。

图2 富县M区延长组长82沉积相

3 储层特征

通过M区域L131、L205、L228、L242、L170等27口井115块岩心观察及进行室内岩石薄片镜下鉴定，长8岩性以细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩为主，主要为块状-厚层状浅灰色细砂岩，约占砂岩总量的83%，其次为中-细砂岩、粉砂岩，约占砂岩总量的17%。填隙物平均总量为11.1%，主要为粘土矿物胶结物、碳酸盐胶结物和硅质。粘土矿物胶结物主要为绿泥石（2%～6.0%，平均3.7%）和水云母（1.0%～6.0%，平均3.2%）为主，基本不含高岭石；碳酸盐类胶结物主要方解石（0%～33.0%，平均6.3%）。

3.1 储层物性特征

根据研究区延长组长8油层组18口井的样品物性资料分析，剔除异常值样品后，其中长81孔隙度样品50个，长81渗透率样品50个；长82孔隙度样品22个，长82渗透率样品22个。长81孔隙度范围为4.3%～14.5%，平均值为8.3%，主值区间7.1%～10.93%，占样品总数的84%；有效储层平均孔隙度为8.65%；长81渗透率分布范围为0.18～1.1mD，平均值为0.55mD，主值区间0.215～0.77mD，占样品总数的74%；有效储层平均渗透率为0.45mD，见如图3；长82孔隙度范围为2.7%～12.97%，平均值为7.8%，主值区间7.0%～8.66%，占样品总数的73%；有效储层平均孔隙度为8.04%；长82渗透率分布范围为0.12～0.94mD，平均值为0.55mD，主值区间0.22～0.8mD，占样品总数的73%；有效储层平均渗透率为0.52mD，见图4。

图3 富县M区延长组长81油层组孔渗直方图/mD

图4 富县M区延长组长82油层组孔渗直方图

3.2 储层微观孔隙结构特征

统计分析本区铸体薄片资料并借助邻区资料表明，长8储层面孔率在0.50%～16.00%，平均面孔率为4.70%，孔隙以粒间孔和长石溶孔为主，平均为2.6%和0.89%，分别占总面孔率的35.14%和25.23%，其它类型孔隙含量较低，主要以岩屑溶孔及沸石溶孔为主，平均为0.30%和0.43%，分别占总面孔率的12.61%和11.71%。

4 油藏分布特征

研究表明三叠系延长组油藏主要受沉积、物性等控制的岩性油气藏，储层物性的好坏直接决定着油气的富集。根据M地区地质录井、测井、试油、投产等数据，M区长8油层之间一般存在分布较稳定的泥岩或泥岩夹粉砂岩隔层，且各油层之间存在一定差异。由于储层物性差，非均质性强，含油性变化也较大，无明显的油水界面，油水分异不明显，无明显边、底水，为典型的弹性-溶解气驱动砂岩岩性油藏。

从长81油藏平面厚度等值线图可以看出：长81研究区主力油层，工区全区均有发育，油层主要发育于主河道上，在L70～L230井区、L228～L229井区、L242～L71井区以及L155井区等油层有效厚度都在12m以上，有效厚度大，全区长81油层有效厚度2.1～23.6m，主要集中在4～19.9m，占比总数的83.2%，平均有效厚度10.5m，见图5。

图5 富县M区延长组长81油层分布

从长82油藏平面厚度等值线图可以看出：长82油层在研究区东部较为发育，L242～L71井区、L155～L205井区以及Z320井区处油层厚度较厚；而在研究区西部主要发育砂泥岩互层、泥岩或者泥页岩，油层不发育，全区域长82油层有效厚度3～27.7m，主要集中在5～18.3m，占比总数的76%，平均有效厚度10.2m，见图6。

图6 富县M区延长组长82油层分布

5 有利区预测及资源量估算

M区位于有效烃源岩分布范围内，有利区评选依据主要是选主砂体带上砂岩厚度大、物性较好、局部有鼻隆构造的区域；其次要考虑有效砂体与优质烃源岩匹配关系，最后参照周围已完钻井的油层综合数据。预测长8有利区共11个，有利区叠合面积125.6km2，估算地质资源量约为2768.9×104t。

6 结束语

1）研究区同沉积相及油藏特征分布等方面进行分析，该区长8储层主要发育在水下分流河道主河道上，河道侧翼不发育。

2）研究区长81孔隙度为8.3%，渗透率为0.55mD；长82孔隙度为7.8%，渗透率为0.52mD，属于致密油藏，需要通过压裂等储层改造手段获取工业油流。

3）通过对研究区长81、长82两套油层分析，在沉积与油藏分布方面，长81储层较长82储层更为发育，同时通过LP8等井的试油，显示该区域长81油层有非常好的潜力。