平凉北延长组长8段油层地质工程一体化评价

平凉北处于天环坳陷与西缘冲断带两大构造单元结合部,其地层、构造、烃源岩、成藏控制因素等较盆地内部更加复杂。主力目的层延长组长8段储集层总体具有厚度大、物性较好的特点。由于勘探早期对油层的认识不够充分,改造工艺的选择和规模难以准确把握,导致油层经改造后,或单井产液量较低,或单井油产量较低而水产量较高,制约了勘探成效。按照地质工程一体化思路,通过开展长8段油藏的构造解剖、饱和烃色谱分析、试油及投产数据分析,综合油层结构、含油水饱和度、油层物性、地面原油物性等分析,并考虑试油方案和工艺的合理性,对油层进行综合评价分类。结果表明生储圈配置和油气在系列古构造圈闭内的差异聚集控制了油、水的原生空间分布,自晚侏罗世末成藏开始经历了多次构造反转,导致油气调整、再聚集和油气显示普遍,引起局部生物降解并使流体性质进一步复杂化。油藏受古今构造共同控制,古构造控制油藏大致范围,今构造严格限定了油藏的发育部位。延长组长8段油层可分为2大类5小类。地质工程一体化有助于实现复杂油水层的准确判识和油层的精细评价,弥补常规测录井手段难以精细评价油层的不足,从而为差异化油层改造方案的制定提供了依据,提高了油层改造方案的针对性。

鄂尔多斯盆地平凉北地区长8油藏特征及成藏主控因素

鄂尔多斯盆地平凉北地区延长组长8油层组是增储上产的重要层系,油水关系复杂,成藏控制因素多样。通过原油特征、地层水性质、储层薄片、压汞实验、地震解释等资料,结合烃源岩地球化学、流体包裹体、纳米CT等测试技术,对该地区长8油藏特征及控制因素进行了研究。结果表明:平凉北地区长8油藏原油密度和黏度较大,整体流动性较差,成熟度较好,地层水以CaCl2型为主,平均矿化度为37.45 g/L,保存条件较好。上部紧邻的长7泥页岩TOC质量分数平均为4.89%,氯仿沥青“A”平均值为0.51%,w(S1+S2)平均值为17.11 mg/g,具有较好的生烃能力。长8储层储集空间以粒间孔、长石溶孔为主,物性好,非均质性较强。受区域多期构造运动作用影响,形成了凹隆相间的构造格局,整体呈“马鞍”状构造形态,低幅度鼻隆构造发育。平凉北地区长8油藏属“近源成藏”,长7烃源岩生成的油气通过砂体、裂缝、断层等运移到长8有利圈闭中,发育岩性、构造-岩性和岩性-构造3种类型的油藏。烃源岩品质、储层物性好坏、低幅度圈闭大小是控制该区长8油藏分布的主要因素。

鄂尔多斯盆地平凉北地区三叠系长7段烃源岩地球化学特征及形成环境

通过对鄂尔多斯盆地西南缘平凉北地区三叠系长7段15口井的暗色泥岩样品进行地球化学分析,结合测井解释成果,推断出其古沉积环境,总结了烃源岩质量的主控因素及发育模式。研究结果表明:(1)平凉北地区三叠系长7段烃源岩有机质丰度自下而上逐渐减小,长7_(3)亚段有机质丰度最大,长7_(2)亚段次之,长7_(1)亚段最小。长7_(3)亚段烃源岩有机碳质量分数最高可达12.4%,生烃潜力大,有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ_(1)型为主,是一套处于成熟阶段的好—优质湖相烃源岩。(2)平凉北地区长7_(3)亚段沉积期气候潮湿温暖,为陆相淡水环境。较高的古生产力、缺氧还原水体为有机质的生长、繁殖和保存创造了有利条件。(3)平凉北地区长7_(3)亚段发育火山-热液型烃源岩。火山活动与热水沉积共同影响着长7_(3)亚段的水体环境,其较高的古生产力是有机质大量生成的基础,缺氧还原环境是有机质完整保存的关键因素。

鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏特征及成因

通过岩心物性分析、恒压压汞和核磁共振测试,结合油源、构造等资料,对鄂尔多斯盆地平凉北地区上三叠统长8段储层低含油饱和度油藏的特征及成因进行了分析。研究结果表明:①平凉北地区上三叠统长8段储层含油饱和度普遍低于20%,而含水饱和度则普遍高于50%,属于典型的低含油饱和度油藏,且单井产量低,油水分异差,油藏呈零星状分布在长8段储层顶部。②供烃量不足是研究区油藏含油饱和度低的根本原因。M53井区为异地成藏,供烃距离较远导致供烃量不足;Y80井区为原地成藏,原地烃源岩排烃量小导致油气充注不足。③M53井区受低幅度构造影响,油气垂向和侧向运移动力不足。全区储层物性非均质性强,微细孔喉较为发育,束缚水占比大,可动水占比小,导致油气驱替可动水后其饱和度较低,从而使研究区油藏分布较分散、含油饱和度较低。④M53井区上新庄地区西南部构造高部位物性较好的储层为下一步增储上产的重要目标。