王 瑞，沙 芬，李塞停

（延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西 延安 716000）

韩岔油区位于吴起油田长官庙油区，属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡构造带，为平缓西倾单斜。油藏类型主要为三叠系延长组岩性油藏。其中长3 油层投产油井7 口，开井3 口，平均日产液0.5 m3，日产油0.25 t，综合含水率为30%。

研究区已开发的长3 油层油井较少，对长3 油层缺少可靠依据；该区域自开发以来没有对长3 油藏进行系统的地质研究，缺少可靠的开发依据。通过本项目，对长3 油藏地质特征进行综合研究，分析长3 油藏地质特征及开发潜力，为油藏下步部署开发提供指导依据，为进一步提高采收率奠定基础。

1 地层划分

根据前人的研究成果，按照鄂尔多斯盆地地层划分标准，以K7 标志层作为长2 底部标志层，以K6 标志层作为长3 底部标志层，然后进行油层划分，2 个标志层具有全区普遍存在性，在测井曲线上主要反映为小于1 m 的尖刀状或齿状形态，高GR、高AC 和高RT 感应曲线反映不明显。并且根据二级旋回划分为3个亚油组，其中长32为主力含油层系。吴采21-32-6井—21-42-6 井地层对比剖面图如图1 所示。

图1 吴采21-32-6 井—21-42-6 井地层对比剖面图

2 构造特征

通过地层划分结果显示，韩岔地区长32亚油组整体表现为东北高、西南低的单倾构造，局部25-44 井—21-20-2 井一线产生鼻状构造隆起，25-5 井—21-5-2井一线产生宽缓斜坡构造，整个研究区构造平缓，构造下倾方向同物源方向基本一致，稳定的沉积环境使上下层系之间具有良好的继承性。

3 沉积相平面展布特征

在长3 沉积期，韩岔地区沉积了来自东北方向的志靖三角洲物源体系，受物源控制，三角洲前缘亚相的水下分流河道微相成为本区主要的沉积相[1]。长3期在鄂尔多斯盆地沉积史上属于湖盆消亡期，因此主要发育了水退型的三角洲前缘[2]，即志靖三角洲进积使物源供应充足，沉积速度加快，水下分流河道明显发育，河道侧缘主要以水下分流浅河道和分流间湾为主[3]。

4 砂体平面展布特征

结合地层划分和沉积相的研究结果，对各亚油组砂体平面展布进行刻画。长31亚油组砂体厚度为2～12 m，平均厚度约6.1 m，主要分东西2 条呈带状河道，东部相对厚度较小，以21-43-1 井—21-4-2 井一线为主河道方向由东北向东南方向汇聚，21-32-4 井附近局部富集；西部相对厚度较厚，沿研究区边界由东北向西南延伸；中间局部区域砂体缺失为河道间湾相泥岩。长32亚油组为本区主力油层，砂体厚度在10～35 m 之间，平均厚度达20 m 以上，砂体展布同长31期有较大不同，以近东西向为主的2 条带状河道明显分布，北部砂体要明显好于南部，在21-43-3 井—21-22-1 井附近达到最厚，仅南部局部砂体不发育。长官庙长31砂体厚度等值图如图2 所示。长官庙长32砂体厚度等值图如图3 所示。

图2 长官庙长31砂体厚度等值图

图3 长官庙长32砂体厚度等值图

5 油藏特征

5.1 油藏平面分布特征

长32油层主要分布在吴采21-22-1 井附件及南部旗胜25-20 井和旗胜25-43 井周围。长官庙长32油层有效厚度构造等值图如图4 所示。

5.2 油藏纵向分布特征

长32亚油组为主力含油层系，但不存在统一的油水界面。长32油层局部分布，油层不连续。总而言之，长3 油层无边底水，因而能量不足。吴采21-32-6 井—21-42-6 井南北向油藏对比剖面图如图5 所示。

图5 吴采21-32-6 井—21-42-6 井南北向油藏对比剖面图

5.3 油藏类型

韩岔油区长3 油层以三角洲外前缘亚相沉积为主，水下分流河道砂体广泛发育，河道间的泥质沉积成为良好的侧向遮挡，生油岩以长73页岩和深色泥岩为主、长4+5 中部夹杂的大量深灰色泥岩为次的烃源岩，油藏严格受沉积相带和储层物性控制，属典型的岩性油藏[4]。

6 油藏富集规律及有利区预测

通过对韩岔油区长32亚油组砂体、沉积微相、油层展布的分析，认为长3 油藏具有连续性差、局部呈土豆状聚集、受构造控制略微明显的小块岩性油藏富集特征[5]。试油油水同出、油水混储、无明显边、底水，且构造高部位产量高[6]。因此，受构造和岩性双重控制，综合分析油藏类型为构造-岩性油藏[7]，岩性对油藏具有较强的控制作用，局部受构造控制[8]。结合油藏富集规律和试采特征，按照富集程度对含油区域进行预测，确定出3 类有利区。

6.1 Ⅰ类有利区

I类有利区油层厚度在4 m 以上，试采时日产油达2 t/d 以上，综合含水率低于40%。主要位于研究区北部吴采21-21-6 井区和西南部旗胜25-20 井区，面积约为1.72 km2，是建产增油的首选区域。

6.2 Ⅱ类有利区

Ⅱ类有利区油层厚度为2～4 m，试采时日产油达0.5 t/d 以上。主要位于研究区西部旗胜25-44 井区和南部旗胜25-43 井区，面积约为1.0 km2，但旗胜25-108井投产明水，本区还需进一步投产验证。

6.3 Ⅲ类有利区

Ⅲ类有利区油层厚度低于2 m，层位较单一，无产量数据支持，一次测井解释大部分为水层。位于研究区南部吴采21-14 井区和吴采21-16 井区、中部吴采21-19 井区及北部的吴采21-43 井区，面积约为1.17 km2。

综上所述，在研究区内，微幅度鼻状构造对油气分布的控制作用较明显，长官庙有利区预测图如图6 所示。

图6 长官庙有利区预测图

从图中可以看出，预测I类有利区位于研究区北部，砂体厚度为14～20 m，油层厚度为2～5 m，构造位置处于鼻状隆起的高部位，油气显示相对较好。该区域含油面积为1.1 km2，目前共有油水井19 口，其中油井14 口，注水井5 口，目前已试采的均为长32油层，其中吴采21-21-6 井于2011 年3 月投产长3 油层，初产日产油1.88 t ，2019-07-03 转向压裂，目前日产油1.55 t，累计产油1 960.1t；吴采21-22-3 井于2010-11-17 投产长3 油层，初产日产油3.37 t，2019-11-01 二氧化氯解堵，目前日产油3.69 t，累计产油4 290.8 t。该区域其他油井目前未采长31油层，依据录井油气显示及电测综合解释结果，预计试采后单井平均日产液2.5 方，综合含水率为50%，预计年产油2 500 t。

预测Ⅱ类有利区位于研究区南部，砂体厚度为10～14 m，油层厚度为2～3 m，构造位置处于鼻状隆起的低部位，含油面积为0.7 km2，目前共有油水井14 口，其中油井13 口，注水井4 口。试油结果表明：旗胜25-108 井于2019 年5 月投产长32油层，初产日产油0.05 t，2019 年6 月因高含水停抽；旗胜25-109 井于2019 年3 月投产长32油层，2019 年6 月因高含水停抽。

预测Ⅲ类有利区位于研究区东部，砂体厚度为10～14 m，油层厚度为2～4 m，构造位置处于鼻状隆起的高部位，含油面积为0.2 km2，目前共有油井14口，目前无试采油。由此可以看出，构造对油气分布的明显控制。所以预测Ⅱ类、Ⅲ类区域暂时不建议试采。

7 结论

结合油田开发现状，将长3 油层划分为长31、长32和长33油层，从地层对比的结果来看，各个小层地层厚度基本稳定。通过制作长31、长32和长33油层顶界构造等值线图，可以看出研究区长3 地层整体呈“东高、西低”的宽缓斜坡状构造特征，东北部较高，西南部较低。

长3 油层组属于湖泊三角洲沉积，三角洲前缘亚相可进一步分为河口坝、远砂坝、分流间湾、分流河道、天然堤5 个微相类型；整体分布以分流河道相为主，控制绝大部分的含油面积。

长3 油藏属于典型的构造-岩性复合油藏，鼻状构造对物性较好的储层的油气分布影响较大，表现为构造高部位含油性较好，构造低部位含油性变差或不含油。

预测的3 类有利区中I类区含油面积最大，目前产量较高，潜力也较大，作为建产和措施增油的首要区域，按照现有菱形反九点井网补充完善，进一步释放产能；Ⅱ类区虽然具有一定的产能，但油层富集程度不高，作为接替区进行开发。