鄂尔多斯盆地彭阳油田侏罗系延安组油藏成藏规律

鄂尔多斯盆地彭阳油田主要勘探开发层位延安组平面展布特征变化较大,影响了对其油藏成藏规律的认识。在研究区延安组基本成藏条件研究的基础上,总结了延安组油藏成藏规律。延安组油藏原油主要来自延长组长6、长7段炭质泥岩或油页岩;生烃期晚于圈闭形成期,有利于油气聚集;油气在早白垩世末期通过断层、裂缝与延长组顶部不整合输导进入延安组成藏。构造是控制延安组油藏成藏的最重要因素,其次为砂体分布与保存条件;北东向砂体与东西向斜坡配置形成构造-岩性油藏,局部砂体向上超覆尖灭形成地层超覆油藏;研究区北、东部保存条件好,其内部的低幅度背斜、鼻状构造处于最有利成藏位置。

鄂尔多斯盆地彭阳油田侏罗系油气富集规律研究

彭阳油田侏罗系延安组油藏受构造控制,储层横向变化快,成藏关系复杂,勘探认识程度较低。综合岩心、测井及分析化验等资料,应用沉积学、石油地质学等理论和方法,对该区油气成藏的地质条件及成藏模式进行了深入探讨。结果表明,该区油气资源丰富,储集条件好,发育多套储盖组合。油气成藏主要受烃源岩、沉积体系、储层物性、构造形态及成岩特征等因素控制,同时,这几个因素的优化匹配是寻找延安组深部延9—延7岩性构造油藏的关键。

彭阳油田长3段成藏条件与成藏规律

根据岩心分析、测井与试油资料,评价了彭阳油田长3段油藏成藏条件,厘定了关键成藏要素与成藏规律。长3段油藏烃源岩为延长组长6、长7段暗色泥岩,在早白垩世末期成熟,由断层、裂缝和延长组顶不整合疏导体系大量进入目的层。油藏经历了4次挤压抬升,三叠纪末期挤压奠定其构造形态,形成了鼻状和低幅度圈闭;后三期挤压使目的层整体抬升,但未破坏油藏圈闭。构造、储层与聚集条件是控制油气成藏的关键因素。长3段构造、构造-岩性圈闭形成早于或同步于油气大量充注时期。受小型三角洲平原分流河道控制,长3段砂体宽度窄、厚度薄,且后期遭受了较强的成岩作用,决定了该油藏规模普遍较小。

彭阳油田自生热增能压裂技术

彭阳油田长8油层存在储层冷伤害,伤害率达70%以上,导致试油产量和试油成功率低。研发自生热增能压裂液体系,在地层中可升温至70℃以上,减少储层冷伤害,降低原油黏度,并可生成大量气体,形成泡沫,降低压裂液滤失,增加储层能量。经现场6口井试验,试油产量由3.5t/d提升至17.2t/d,试油成功率由21.7%提高至83.3%。该技术可为同类油藏的高效动用提供技术支持。

石油伴生H_(2)S的成因分析——以鄂尔多斯盆地彭阳油田为例

彭阳油田是鄂尔多斯盆地新探明的低H_(2)S含量的油田,其主力产层为侏罗系延安组,原油伴生H_(2)S含量最高为0.115%,明确H_(2)S成因机制对于油田合理开发及安全生产具有重要意义。基于储层硫化物及油田水硫同位素的系统分析,预测了侏罗系延安组原油伴生H_(2)S的成因。延安组主要发育集块状、斑点状、斑块状、星点状等黄铁矿类型,其δ^(34)S值为-1.9‰~10.1‰,其中,斑块状、集块状黄铁矿为沉积早期快速结晶成因,斑点状、星点状黄铁矿为硫酸盐还原菌还原作用成因。石膏的δ^(34)S值在16.8‰~17.7‰,为后期成岩阶段的产物,其并非H_(2)S的硫元素来源。油田水的δ^(34)S值较高,平均为37.9‰,这主要是由于硫酸盐还原菌还原作用消耗地层水中的^(32)S,使水体相对富集^(34)S。黄铁矿后期溶解和硫酸盐还原菌还原有机硫化物均可释放SO_(4)^(2-),使侏罗系油田水具有较高的SO_(4)^(2-)浓度,为H_(2)S的生成提供了充足的物质基础。侏罗系地层水的矿化度、pH值及地层温度等物理化学条件均利于硫酸盐还原菌的生存,为硫酸盐还原菌还原作用提供了适宜的反应场所。综合分析认为,彭阳油田侏罗系原油伴生H_(2)S为硫酸盐还原菌还原成因。