论文部分内容阅读
（胜利石油工程有限公司地质录井公司 山东 东营 257064）
摘 要：有利的生储盖层组合是形成油气藏的必要条件。塔河油田于奇西地区受加里东晚期和海西早期运动中奥陶系中～下统地层遭受不同程度的风化剥蚀，形成良好储层；奥陶系中～下统致密灰岩以及上覆泥盆、志留以及上奥陶统厚层泥岩形成良好盖层，位于塔里木盆地西南部位的满加尔凹陷巨厚生油层则提供了良好的油源条件，加上奥陶系顶面（T70）和前中生界侵蚀面（T50）两个大的区域角度不整合面形成的侧向运移通道，为该区形成油气藏提供了条件。
关键词：塔河油田；于奇西地区；生油层；储层；盖层
1 前言
于奇西地区位于阿克库勒凸起西北斜坡带，纵向上以加里东晚期构造运动和海西早期运动形成的奥陶系顶面（T70）和前中生界侵蚀面（T50）两个大的区域角度不整合面形成不同构造特征的两个构造层系（图3-13、图3-15）。局部规模较小的鼻凸和溶蚀残丘较发育。凸起高部位缺失中、上奥陶统、志留系，中～下奥陶统地层顶部也遭受不同程度的风化剥蚀，并在长期的沉积间断过程中经历了古地貌的夷平和岩溶作用，并经挤压褶皱变形，裂缝及溶蚀孔洞发育，因此海西期是阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型储层形成期；奥陶系鹰山组致密灰岩则形成有利的侧向封堵和顶部封堵条件，奥陶系和寒武系生油岩为油气藏形成提供了充足的油源条件。
2 生储盖层简述
2.1烃源岩
寒武系生油岩系主要分布于其东南部满加尔生油坳陷区与顺托果勒隆起、沙雅隆起南部及阿瓦提断陷。生油岩连续分布，厚度一般大于200米，有机质丰度较差-较好。为区内主要烃源岩之一。
奥陶系生油岩厚度大，分布广且有机质丰度较高，碳酸盐岩、泥质岩均具有一定的生油能力，是塔河油田最主要的烃源岩，分布范围与寒武系大致相当，面积大，有两个大型生油岩发育区，生油岩最厚达1200米，有机质丰度较差-较好。
已有钻井成果证实，中上奥陶统在阿克库勒区南部平均厚度500-600米，有机炭、氯仿沥青“A”含量适中，在阿克库勒-满加尔坳陷北部斜坡带热演化程度适宜，也是阿克库勒凸起烃源岩之一。
2.2储层特征
塔河地区奥陶系碳酸盐岩储集性能及含油气性主要受控于阿克库勒凸起大构造背景及岩溶、断裂和裂缝发育程度，有利储层主要沿断裂带呈条带状分布。塔河油田勘探成果证实，阿克库勒凸起除受加里东中期构造运动改造影响外，同时受海西期岩溶作用的影响较强，而且，发生多幕岩溶作用，对本区奥陶系储层的发育产生重要的改善作用。根据目前解释及储层预测结果来看，于奇西地区奥陶系储层的发育主要受控于早期断裂、岩溶作用。岩溶作用又对裂缝性储层进行改造。于奇西地区发育的大型断裂，是加里东中、晚期和海西早期构造运动及其岩溶作用形成大量裂缝、孔洞和大型洞穴的有利区域，形成良好的碳酸盐岩储层，本区大部分井测试获高产工业油气流，证明于奇西地区奥陶系受断裂控制，发育岩溶缝洞型储层，储集类型以裂缝及裂缝～洞穴型为主。
2.2.1岩性特征：
本组地层颜色以黄灰色主；以泥晶灰岩为主，局部含白云质，白云质分部不均匀，一般呈条带状分部，结构组分中局部含砂屑，砾屑。
实钻在奥陶系中-下统鹰山组下段取心见黑褐色稠油，无油味，未见原油外渗，岩心整体裂缝、孔洞较发育。
2.2.2含油气性特征：
综合录井在奥陶系中-下统鹰山组油气显示活跃，油气层累计视厚占奥陶系鹰山组总厚度的49.94%，反映本組储层油气显示较活跃，储层厚度大。
本区于奇西101井在奥陶系中-下统鹰山组岩心共发现油斑1.32m/2层，油迹5.32m/6层，荧光2.24m/1层。岩心共见裂缝457条，溶洞269个，缝合线74条，充填物有原油、沥青质、方解石、泥质等。其中含油裂缝88条，含油孔洞117个。灰岩缝洞发育不均匀，局部裂缝、孔洞密集，多集中在的油气显示段，含油裂缝一般为立缝，孔洞发育带水平分布，厚度一般在0.10～0.30m。岩心表明本井鹰山组储层发育好，以孔洞-裂缝为主，裂缝、孔洞发育不均匀，局部裂缝发育程度好，孔洞与裂缝一般不连通，局部孔洞發育好。从测井解释结果看，奥陶系储层裂缝孔隙度为1.1～4.8%，渗透率一般为0.02～0.60%，泥质含量一般为3.5～7.0%，表明储层具有较好的孔隙性和渗透性。本井按照储层发育情况和油气显示情况可将储层大致分为两套：
（1）井段5968.00～6060.50m，视厚92.50m，本段测井解释共解释Ⅱ类层5.50m/2层，Ⅲ类层44.50m/6层，综合解释油气层6.00m/2层，可能油气层45.07m/8层。储层厚度一般在2.50～3.00m，最厚为13.00m。电阻率一般为102～1661Ω·m，本套储层以Ⅲ类层为主，裂缝孔隙度一般为1.1～2.3%，渗透率一般为0.02～0.06%，单层厚度大，孔隙性和渗透性较差，油气显示较差。
（2）井段6060.50～6164.50m，视厚104.00m，本段测井解释共解释Ⅰ类层6.00m/3层，Ⅱ类层12.00m/7层，Ⅲ类层35.50m/4层，综合解释可能油气层34.00m/9层，可能油气层22.31m/7层。储层厚度一般在1，00～2.500m，最厚为18.00m。电阻率一般为20.90～200.00Ω·m，本套储层以Ⅰ类层和Ⅱ类层为主，裂缝孔隙度一般为2.7～4.8%，渗透率一般为0.1～0.6%，单层厚度薄，孔隙性和渗透性较好，油气显示较好。
综上所述本区奥陶系中-下统鹰山组碳酸盐岩缝洞较发育，储集空间以溶孔-裂缝为主，含油气性好，上部储层储集性能较差，中下部储层储集性能较好。
2.3 盖层条件
中～下奥陶统碳酸盐岩基质总体上不具备储集性能，可当作下奥陶统碳酸盐岩缝洞型储层的盖层，既可上下封盖又可侧向遮挡，为下奥陶统碳酸盐岩缝洞型储层的次级盖层。本井奥陶系中-下统鹰山组上部缝洞欠发育段致密碳酸盐岩可作为盖层。
3 储盖组合
于奇西井区主要储集岩有碳酸盐岩和碎屑岩两类，盖层主要有：三叠系泥岩段；石炭系巴楚组下泥岩段。从上至下储盖组合有：三叠系上统哈拉哈塘组下部砂岩与上覆泥岩组成的储盖组合，三叠系中统阿克库勒组砂岩与上覆泥岩组成的储盖组合。奥陶系中-下统岩溶缝洞型储层与致密灰岩形成良好的储盖组合，鹰山组缝洞型储层与巴楚组泥岩是一套良好的储盖组合。因此，好的储盖组合为本井区油气聚集提供了有利的地质条件。
本区在加里东中、晚期-海西早期处于构造高部位，其岩溶作用强烈，形成大量裂缝、孔洞和大型洞穴等良好的储层，是早期油气运移指向最有利区。海西中晚期，构造高点向东迁移，本区处于构造斜坡部位，遭受后期剥蚀程度弱，加里东晚期-海西早期形成的古油藏得以保存。
4 结论
于奇西地区具有良好的生、储、盖层发育条件，奥陶系储层发育，且具备良好的生油和盖层条件，油气成藏的地质条件较为有利，同时处于油气运移聚集的有利位置。
参考文献：
[1] 黄胜强，陈兵等.于奇西地区奥陶系中下统鹰山组油气成藏地质条件探讨[J]； 西部探矿工程， 2012， 24（5）：41-42
摘 要：有利的生储盖层组合是形成油气藏的必要条件。塔河油田于奇西地区受加里东晚期和海西早期运动中奥陶系中～下统地层遭受不同程度的风化剥蚀，形成良好储层；奥陶系中～下统致密灰岩以及上覆泥盆、志留以及上奥陶统厚层泥岩形成良好盖层，位于塔里木盆地西南部位的满加尔凹陷巨厚生油层则提供了良好的油源条件，加上奥陶系顶面（T70）和前中生界侵蚀面（T50）两个大的区域角度不整合面形成的侧向运移通道，为该区形成油气藏提供了条件。
关键词：塔河油田；于奇西地区；生油层；储层；盖层
1 前言
于奇西地区位于阿克库勒凸起西北斜坡带，纵向上以加里东晚期构造运动和海西早期运动形成的奥陶系顶面（T70）和前中生界侵蚀面（T50）两个大的区域角度不整合面形成不同构造特征的两个构造层系（图3-13、图3-15）。局部规模较小的鼻凸和溶蚀残丘较发育。凸起高部位缺失中、上奥陶统、志留系，中～下奥陶统地层顶部也遭受不同程度的风化剥蚀，并在长期的沉积间断过程中经历了古地貌的夷平和岩溶作用，并经挤压褶皱变形，裂缝及溶蚀孔洞发育，因此海西期是阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型储层形成期；奥陶系鹰山组致密灰岩则形成有利的侧向封堵和顶部封堵条件，奥陶系和寒武系生油岩为油气藏形成提供了充足的油源条件。
2 生储盖层简述
2.1烃源岩
寒武系生油岩系主要分布于其东南部满加尔生油坳陷区与顺托果勒隆起、沙雅隆起南部及阿瓦提断陷。生油岩连续分布，厚度一般大于200米，有机质丰度较差-较好。为区内主要烃源岩之一。
奥陶系生油岩厚度大，分布广且有机质丰度较高，碳酸盐岩、泥质岩均具有一定的生油能力，是塔河油田最主要的烃源岩，分布范围与寒武系大致相当，面积大，有两个大型生油岩发育区，生油岩最厚达1200米，有机质丰度较差-较好。
已有钻井成果证实，中上奥陶统在阿克库勒区南部平均厚度500-600米，有机炭、氯仿沥青“A”含量适中，在阿克库勒-满加尔坳陷北部斜坡带热演化程度适宜，也是阿克库勒凸起烃源岩之一。
2.2储层特征
塔河地区奥陶系碳酸盐岩储集性能及含油气性主要受控于阿克库勒凸起大构造背景及岩溶、断裂和裂缝发育程度，有利储层主要沿断裂带呈条带状分布。塔河油田勘探成果证实，阿克库勒凸起除受加里东中期构造运动改造影响外，同时受海西期岩溶作用的影响较强，而且，发生多幕岩溶作用，对本区奥陶系储层的发育产生重要的改善作用。根据目前解释及储层预测结果来看，于奇西地区奥陶系储层的发育主要受控于早期断裂、岩溶作用。岩溶作用又对裂缝性储层进行改造。于奇西地区发育的大型断裂，是加里东中、晚期和海西早期构造运动及其岩溶作用形成大量裂缝、孔洞和大型洞穴的有利区域，形成良好的碳酸盐岩储层，本区大部分井测试获高产工业油气流，证明于奇西地区奥陶系受断裂控制，发育岩溶缝洞型储层，储集类型以裂缝及裂缝～洞穴型为主。
2.2.1岩性特征：
本组地层颜色以黄灰色主；以泥晶灰岩为主，局部含白云质，白云质分部不均匀，一般呈条带状分部，结构组分中局部含砂屑，砾屑。
实钻在奥陶系中-下统鹰山组下段取心见黑褐色稠油，无油味，未见原油外渗，岩心整体裂缝、孔洞较发育。
2.2.2含油气性特征：
综合录井在奥陶系中-下统鹰山组油气显示活跃，油气层累计视厚占奥陶系鹰山组总厚度的49.94%，反映本組储层油气显示较活跃，储层厚度大。
本区于奇西101井在奥陶系中-下统鹰山组岩心共发现油斑1.32m/2层，油迹5.32m/6层，荧光2.24m/1层。岩心共见裂缝457条，溶洞269个，缝合线74条，充填物有原油、沥青质、方解石、泥质等。其中含油裂缝88条，含油孔洞117个。灰岩缝洞发育不均匀，局部裂缝、孔洞密集，多集中在的油气显示段，含油裂缝一般为立缝，孔洞发育带水平分布，厚度一般在0.10～0.30m。岩心表明本井鹰山组储层发育好，以孔洞-裂缝为主，裂缝、孔洞发育不均匀，局部裂缝发育程度好，孔洞与裂缝一般不连通，局部孔洞發育好。从测井解释结果看，奥陶系储层裂缝孔隙度为1.1～4.8%，渗透率一般为0.02～0.60%，泥质含量一般为3.5～7.0%，表明储层具有较好的孔隙性和渗透性。本井按照储层发育情况和油气显示情况可将储层大致分为两套：
（1）井段5968.00～6060.50m，视厚92.50m，本段测井解释共解释Ⅱ类层5.50m/2层，Ⅲ类层44.50m/6层，综合解释油气层6.00m/2层，可能油气层45.07m/8层。储层厚度一般在2.50～3.00m，最厚为13.00m。电阻率一般为102～1661Ω·m，本套储层以Ⅲ类层为主，裂缝孔隙度一般为1.1～2.3%，渗透率一般为0.02～0.06%，单层厚度大，孔隙性和渗透性较差，油气显示较差。
（2）井段6060.50～6164.50m，视厚104.00m，本段测井解释共解释Ⅰ类层6.00m/3层，Ⅱ类层12.00m/7层，Ⅲ类层35.50m/4层，综合解释可能油气层34.00m/9层，可能油气层22.31m/7层。储层厚度一般在1，00～2.500m，最厚为18.00m。电阻率一般为20.90～200.00Ω·m，本套储层以Ⅰ类层和Ⅱ类层为主，裂缝孔隙度一般为2.7～4.8%，渗透率一般为0.1～0.6%，单层厚度薄，孔隙性和渗透性较好，油气显示较好。
综上所述本区奥陶系中-下统鹰山组碳酸盐岩缝洞较发育，储集空间以溶孔-裂缝为主，含油气性好，上部储层储集性能较差，中下部储层储集性能较好。
2.3 盖层条件
中～下奥陶统碳酸盐岩基质总体上不具备储集性能，可当作下奥陶统碳酸盐岩缝洞型储层的盖层，既可上下封盖又可侧向遮挡，为下奥陶统碳酸盐岩缝洞型储层的次级盖层。本井奥陶系中-下统鹰山组上部缝洞欠发育段致密碳酸盐岩可作为盖层。
3 储盖组合
于奇西井区主要储集岩有碳酸盐岩和碎屑岩两类，盖层主要有：三叠系泥岩段；石炭系巴楚组下泥岩段。从上至下储盖组合有：三叠系上统哈拉哈塘组下部砂岩与上覆泥岩组成的储盖组合，三叠系中统阿克库勒组砂岩与上覆泥岩组成的储盖组合。奥陶系中-下统岩溶缝洞型储层与致密灰岩形成良好的储盖组合，鹰山组缝洞型储层与巴楚组泥岩是一套良好的储盖组合。因此，好的储盖组合为本井区油气聚集提供了有利的地质条件。
本区在加里东中、晚期-海西早期处于构造高部位，其岩溶作用强烈，形成大量裂缝、孔洞和大型洞穴等良好的储层，是早期油气运移指向最有利区。海西中晚期，构造高点向东迁移，本区处于构造斜坡部位，遭受后期剥蚀程度弱，加里东晚期-海西早期形成的古油藏得以保存。
4 结论
于奇西地区具有良好的生、储、盖层发育条件，奥陶系储层发育，且具备良好的生油和盖层条件，油气成藏的地质条件较为有利，同时处于油气运移聚集的有利位置。
参考文献：
[1] 黄胜强，陈兵等.于奇西地区奥陶系中下统鹰山组油气成藏地质条件探讨[J]； 西部探矿工程， 2012， 24（5）：41-42