直羅油田長8儲層有利勘探目標優選

馬二平，李向東

（1．陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2．延長油田股份有限公司靖邊采油廠）

直羅油田位于陜北斜坡東南部延安市富縣境內，為三疊系延長組陸相河湖相沉積，主力油層為長2、長6和長8等層位。本區延長組儲集砂體的物性普遍較差，長8油層組沉積期湖盆整體處于緩慢沉降期，物源供給充足，以北東方向為主。直羅油田近年在張家灣和直羅姜家川區域近 300 km2長 8油層鉆探過程中取得了一定的突破，將成為富縣采油廠今后增儲上產的主要層位。在富縣采油廠四個探區的鉆探過程中，長8油層的油氣顯示較好，表明該區具有一定的勘探開發潛力，可進一步擴邊勘探[1]。

1 沉積特征及砂體空間展布

直羅油田長8儲層的砂巖普遍呈灰色、深灰色，泥質巖以深灰色、灰褐色為主，表明研究區長8儲層碎屑沉積物沉積時處于還原環境。巖石組分以長石和石英為主，含量較高；填隙物含量7%～13%，主要成分為鈣質、泥質組分；膠結物包括鐵方解石、綠泥石、鐵白云石和硅質等。巖心觀察發現，研究區含有大量的植物莖干、根跡等植物碎屑化石及淺水型動物活動痕跡，化石的完整性與雜亂程度反映水動力強弱與水體的深淺程度，表明研究區屬于淺水三角洲前緣沉積體系。長8儲層砂巖粒度概率累積曲線主要呈三段式，粒度曲線均呈正偏態，滾動組分含量極少，主要由跳躍組分和懸浮組分組成，跳躍組分含量高，平均75%以上，說明沉積物在沉積時水動力較強，為典型的牽引流沉積[2–4]。

長8段儲層為三角洲前緣亞相砂體沉積，砂體平面展布形態主要受物源、沉積微相、水動力的影響。物源為北東向，主要發育3條三角洲前緣水下分流河道砂體，呈條帶狀展布（圖1）。其中直羅地區主要發育兩條河道，張家灣地區發育一條河道。

2 儲層物性特征

受沉積、成巖及構造等復雜關系的共同影響，研究區不同層段砂巖儲層物性特征不同[3，8]。長8油層段測井解釋的孔隙度、滲透率數據表明，直羅地區長8儲層五個小層的孔隙度2.66%～25.89%，平均值 10.10%；滲透率 0.01×10-3～13.52×10-3μm2，平均值0.21×10-3μm2（表1）。對比分析結果顯示，長、長、長物性相對較好，長物性最差，整體上長82段物性較長81段好。綜上所述，研究區長8儲層屬低孔低滲儲層。

表1 研究區各個儲層物性統計

3 烴源巖展布特征

圖1 直羅油田長沉積微相

本區長7中下部高阻泥巖厚度大，分布穩定，全區均有分布，厚度20～60 m，部分區域高達40～60 m。其中直羅地區東南部、北部及張家灣地區中部泥巖分布較厚；長9油層組頂部暗色泥巖厚度一般為3～13 m，厚度比較大的區域主要位于研究區中東部，可達 10～13 m（圖2）。

4 異常壓力與油藏分布關系

異常高壓的存在不僅為油氣運聚提供主要動力來源，而且對油氣的分布具有控制作用，主要體現在有機質的成熟過程，油氣形成及賦存相態，運移、聚集動力，對烴類的封存、破壞作用以及控制油氣空間分布規律等。本次研究發現，異常高壓對研究區長 8油藏的形成與分布具有重要的控制作用[4–8]。

本區長8地層與上覆長7地層之間普遍存在3～5 MPa的過剩壓力差，有些井區甚至超過6 MPa；長9地層與上部長 8地層也存在過剩壓力差，差值2～5 MPa，高值區域可達6 MPa。過剩壓力差的存在，使長7、長9油頁巖生烴后向長8儲層充注，使得長8儲層的油氣富集，故長7、長9烴源巖分布不僅為長8儲層提供油源，而且產生的過剩壓力差成為石油運移的主要動力來源。

烴源巖生烴排壓過程中產生的過剩壓力，使原油在垂向上從高壓區穿層運移至低壓區，即從生油層運移至儲層；經過一次運移后到達儲層的原油沿儲層優勢滲流通道從相對高壓地區二次運移到相對低壓區而富集起來，形成有利儲集區。油氣富集受控于過剩壓力的分布，結合儲層沉積、物性等綜合因素分析發現，過剩壓力差在低壓背景下的高值區是油氣有利聚集的主要場所。

5 直羅油田長8儲層有利區預測

通過對近油源、優勢相及低壓區的綜合研究發現，長7優勢烴源巖對長8油藏的分布有明顯的控制作用，形成油藏的數量與距長7烴源巖的距離有關，距離越近油藏越多；優勢相同時受到沉積相和成巖相的影響，良好的儲層物性和有利的成巖相是形成優質儲層的必備條件；低壓區是油氣聚集的主要場所，在高壓背景下油氣更易向低壓區運移，形成有利于的油氣富集帶[9–13]。按照“近油源、優勢相、低壓區”原則，綜合預測Ⅰ類有利區3個，Ⅱ類有利區5個（圖3）。

圖2 直羅油田長7暗色泥巖等厚圖

圖3 長8有利區綜合預測

5.1 Ⅰ類有利區

Ⅰ類有利區與沉積中心距離較近，位于長7烴源巖之下、長9烴源巖之上，油源非常充足，且位于高值背景下的低壓區帶上，油層分布在不同深度段，長8儲層基本都有顯示。

（1）Ⅰ1有利區：位于蘆43井南部、蘆89井西北部之間的區域。其中蘆43井長8段獲初產3.70 t/d的工業油流，蘆89井長8段獲初產5.70 t/d的工業油流。主要產油層分布在長82。

（2）Ⅰ2有利區：位于蘆34井至蘆95井以北區域。該區蘆69井長8段日產油為1.02 t。主要產油層為長82。

（3）Ⅰ3有利區：位于直羅地區中部，富西6井周圍，呈三角狀，北西–南東向排列。其中新發現的富西6井區的長8深部油層獲得初周產油50.40 t，最高日產油9.69 t；富西20井區初周產油77.80 t，平均日產油2.59 t。主要產油層分布在長82。

5.2 Ⅱ類有利區

Ⅱ類有利區主要分布在沉積中心周圍砂體較為發育的主河道上，物性相對較好；上覆烴源巖厚度較大，油源相對充足；位于低壓背景下過剩壓力差的高值區，油層分布相對較好。

（1）Ⅱ1有利區：蘆24井周圍區域，呈透鏡狀，北東–南西向排列。主要產油層分布在長82。

（2）Ⅱ2有利區：富西90井東部區域，呈橢圓形，北東–南西向排列。主要產油層分布在長82。

（3）Ⅱ3有利區：富西18井南部，富西52井以北地區，呈月牙形，近南北向排列。該區的富西52井1 385～1 388 m、1 391～1 395 m深度段內，平均日產油0.30 t。主要產油層分布在長82。

（4）Ⅱ4有利區：直羅北部，富北3井東北部，呈卵圓形，烴源巖厚度較大且分布在水下分流河道主砂體上，為未來勘探開發的潛力區塊。

（5）Ⅱ5有利區：直羅東南部，鄜23井西北部，呈瓜子形，近東南–西北向排列。該區的富南2井948～957 m深度段內，平均日產油0.85 t，為未來勘探開發的潛力區塊。

6 結論

（1）直羅地區長8儲層油氣主要聚集在由上覆長7烴源巖生烴增壓形成的過剩壓力差值的低壓區。壓力差是油氣運移的主要動力，油氣有利富集帶位于長8儲層相對低壓區的沉積主河道砂體上。

（2）直羅地區長8儲層油氣富集規律的主要控制因素可歸納為“近油源、優勢相、低壓區”。結合儲層沉積特征、物性特征、微觀孔隙結構特征和相滲特征等參量，在研究區綜合預測Ⅰ類勘探目標有利區3個，Ⅱ類勘探目標有利區5個。

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