大情字井油田黑124區塊油藏評價

高洪波

(吉林油田油氣合作開發公司 吉林松原 138000)

黑124區塊位于吉林油田大情字井油田南部。主力油層青一段、青三段。青一段提交控制儲量53萬噸，含油面積2.6km2；青三段提交控制儲量39萬噸，含油面積2.3km2。該區有黑124及黑115兩個已開發區塊，投產效果較好，平均累產8204t。該區縱向上含油層位較多，已開發區投產效果較好，具有較好的外擴潛力，因此，把黑124區塊列入評價重點研究區塊。

1 構造特征

該區位于松遼盆地南部中央坳陷區長嶺凹陷中央斷裂帶南端。通過分析T2*～T1”反射層構造圖，黑124區塊位于受西側南北走向正斷層控制下的斷鼻構造，具有一定的圈閉面積。黑124井以西斷層較發育，延伸長度較短，一般為2～6 km，斷距較小，一般斷距10～35m。該區油藏特征為巖性、構造雙重控制形成的油藏。構造圈閉起到油氣富集的作用，因此圈閉的大小及準確性尤為關鍵。

2 儲層特征

2.1 儲層沉積特征

本區主力油層為高臺子油層的青一段和青三段。沉積相研究表明，黑124區塊在青一段～青三段沉積時期主要受西南部沉積體系控制。沉積微相類型有：三角洲前緣亞相的水下分支河道、河口壩、席狀砂微相等。

青一段沉積時期：受西南部保康沉積體系控制，形成了三角洲前緣亞相沉積。在四個砂組均有儲層分布。優勢相類型為水下分支河道、席狀砂。青三段沉積時期：黑124區塊主要發育Ⅻ砂組，在平面上由西南向東北方向依次發育有水下分支河道、河口壩、席狀砂。

2.2 儲層分布特征

2．2．1 青一段

物源來自于西南部，距物源較近，砂巖呈條帶狀，向東北方向逐漸減薄甚至尖滅，4、7號小層為主力含油小層。

7號小層砂巖厚度一般為2～6m，砂巖層數1～3層，單砂層厚度一般1～3m，單層厚度最大達3m。砂巖厚值區發育于黑143井～黑51井一帶。

4號小層砂巖厚度一般為2～4m，砂巖層數1～2層，單砂層厚度一般1～3m。有兩支砂體橫穿黑124區塊。一支發育于黑124井～黑102井一帶，一支發育于黑51-1-5井～黑51-1-4井一帶，兩支砂體向東部、東北部延伸，至黑115-1井～黑107井～黑68井一帶減薄尖滅。

2．2．2 青三段Ⅻ砂組

砂巖來自西南部沉積體系，整體表現為西南厚、東北薄的條帶狀分布特點；砂巖厚度一般為4～12m；砂巖層數一般為1～4層，單砂層厚度一般2～4m。平面上黑124區塊為砂巖發育區。主力含油小層為39、40、41號小層。

40+41號小層砂巖厚度一般為2～7m，砂巖層數1～4層，單砂層厚度一般1～3m。砂體總體由西南向東北呈條帶狀延伸，但開發區表明，砂體橫向變化較快，主河道位于黑124-3-2井～黑115-4-6井一帶。

39號小層區內砂巖較發育。砂巖厚度一般為2～6m，砂巖層數1～3層，單砂層厚度一般1～3m。砂巖主要發育于黑102井～黑124-4-2井一帶、黑51-1-7井～黑51-2-4井一帶。

順物源方向，砂巖橫向連通性較好；橫切物源方向，砂巖連通性較差。

3 油藏特征

3.1 成藏條件分析

大情字井油田位于長嶺凹陷，在青一段和青二段沉積時期，該區的北部及東北部處于深湖、半深湖相沉積環境，發育了大面積的暗色泥巖，有機質豐度高，是長嶺凹陷良好的烴源巖。大情字井地區發育以西南方向為主的三角洲前緣砂體（水下分支河道、河口壩、遠砂壩、席狀砂等類型砂體）經該區延伸到生油凹陷中心。儲層之間發育的穩定暗色泥巖既成為烴源巖，又成為良好的層間隔層。因此，大情字井地區具有良好的生儲蓋組合。

斷裂既是形成圈閉的有利條件之一，也是溝通烴源巖和儲集層的重要紐帶。一系列近南北向的正斷層在構造上傾方向對油氣聚集提供了有利的封堵條件。其中反向正斷層控制的局部斷鼻、斷壘是油氣富集高產區。

構造演化史研究表明，大情字井地區長期位于油氣運移的指向區，在嫩江組末期到明水組時期，該區始終是一北東傾的斜坡。嫩江組末期，青一段烴源巖開始大量生油并運移到儲層中。在盆地后期構造演化過程中，沉降中心發生遷移，構造隨之發生反轉，到明水組末期構造最后定型。構造的反轉改變了原來一部分沉積砂體的傾向，導致向斜軸部以東的前緣砂體由下傾而轉為上傾，形成砂巖上傾尖滅圈閉而富集油氣；明水組末期及以后的構造運動，使油氣在儲層中重新分異、平衡，形成了大情字井地區具有多套含油氣組合的復合型油田。

3.2 油水分布規律及油藏類型

黑124區塊油層分布于青一段和青三段Ⅻ砂組。

圖1 黑124區塊青一段油水界面圖

青一段油層平面上分布于黑124井區和黑115井區。一般發育1～5個單油層，單井油層厚度一般為3～6m。儲油砂體類型為分支河道和席狀砂。縱向上油層多分布于1～7號小層。縱向上含油特點不一致。4～7號小層由于砂巖較發育，單層砂巖相對較厚，一般1～5m，因砂巖連通性相對較好，導致其含油性以構造控制為主，形成構造控制為主的油藏。但黑124井區南北受兩支不同的砂體控制，導致其具有不同的油水界面，分別為-2235m、-2245m。綜合認為，黑124井區4～7號小層為巖性構造油藏。黑115井區屬于構造油藏，具有統一油水界面為-2260m（圖1）。

青三段縱向上油層集中在Ⅻ砂組。一般發育1～3個單油層，單井油層厚度3m左右。砂巖發育程度較差，橫向上巖性、物性變化較快，單層砂巖較薄，一般1～4m，砂巖連通性較差，導致其含油性受巖性、物性控制，屬于典型的巖性油藏（圖2）。

圖2 黑49-6-11井—黑109-5-3井青三段Ⅻ砂組油藏剖面圖

4 結 論

根據上述油藏認識，圈定富集區面積。圈定原則為：①上傾方向以斷層所謂含油面積計算線；②構造控制為主的油藏，下傾方向有油水界面的以油水界面作為含油面積邊界線；③巖性控制為主的油藏，以含油井外推半個井距，作為含油面積計算線。

根據上述原則，青一段圈定富集區含油面積12km2，儲量規模239萬噸；青三段Ⅻ砂組圈定富集區含油面積15km2，儲量規模270萬噸。黑124區塊整體疊合有利面積10.7km2，具有370萬噸儲量規模。新增可動儲量102萬噸，預建產能2.1萬噸，展現了黑124區塊的外擴潛力。