志丹永宁油田地质构造与地层描述 [复制链接]

第一章  绪论
    永宁油田地处志丹县境内，东与安塞油田接壤，北邻靖安油田，西与吴起油田相连，南界下寺湾油田。油田介于北纬36°20＇00＂～37°12＇30＂，东经108°11＇15＂～109°03＇45＂之间。地表被黄土覆盖，属典型的黄土高原地貌。梁峁密布，沟壑纵横，沟深坡陡，地型复杂，海拔1100～1700m。林草覆盖率为19.63 %，境内属大陆性半干旱和干旱气候，四季分明，年平均温度约9℃～10℃，无霜期180天。周河、洛河流经油区，地下水资源丰富。境内有延（安）定（边）省级二级公路通过，县、乡、村公路与油区道路纵横连接。

    永宁油田构造位置属鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部。内部构造简单，为平缓西倾大单斜，倾角约0.5℃～1°，坡降平均为7～8m/km，仅局部有鼻状构造，钻遇地层自上而下为：第四系、白垩系、侏罗系安定组、直罗组、延安组及三叠系延长组。侏罗系延安组从充填型河流相开始，到延安组煤系地层结束，发育河流相、湖相、水进型三角洲相，湖岸线逐渐扩展到水进型沉积序列，三叠系延长组以河流—湖泊相沉积为特征的陆源碎屑，在沉积过程中，三角洲广泛发育，形成明显的水退型沉积特征，构成区内长6油层组大面积连片分布，油层厚度大、储量丰度高、规模大的特点。

 

第一节  选题的目的及意义

   

沉积特征在国内外油气资源勘探中一直占有十分重要的地位，而且随着未来石油勘探程度的逐渐加深，沉积特征仍将是石油勘探的主战场，加强对沉积特征的研究具有重要的意义。

对该地区储积特征进行综合研究可以为客观的评价用你地区延安组与延长组地层储层提供基础资料，对于沉积演化和储层砂体展布规律，提高该区勘探程度，提交探明储量，进行开发性研究提供帮助，同时也能为交提交优质的评价区域，扩大勘探领域、提供产量起到重要作用。因此具有重要的经济意义和实用价值。



第二节   研究的现状



永宁油田构造位置属鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部。内部构造简单，为平缓西倾大单斜，倾角约0.5℃～1°，坡降平均为7～8m/km，仅局部有鼻状构造，钻遇地层自上而下为：第四系、白垩系、侏罗系安定组、直罗组、延安组及三叠系延长组。侏罗系延安组从充填型河流相开始，到延安组煤系地层结束，发育河流相、湖相、水进型三角洲相，湖岸线逐渐扩展到水进型沉积序列，三叠系延长组以河流—湖泊相沉积为特征的陆源碎屑，在沉积过程中，三角洲广泛发育，形成明显的水退型沉积特征，构成区内长6油层组大面积连片分布，油层厚度大、储量丰度高、规模大的特点。

永宁油田创建以来，不仅在勘探开发中取得了辉煌成就，而且在改变老区经济结构、扶贫脱困、发展地方经济、服务社会等方面做出突出贡献。

开发业绩： 探明含油面积342.42km2，探明石油地质储量27811.87×104t，溶解气地质储量68.56×108m3。1996年突破10×104t，2002年，突破50×104t，2005年突破100×104t，2008年达到120.72×104t，累计产油828.75×104t。

科技成果： 1995-2008年，先后完成多项技术研究成果报告， 1999年完成《双河油田开发方案》；2005年完成《鄂尔多斯盆地志丹县内三叠系延长组、侏罗系延安组各油层组沉积相、储层与油气成藏规律研究》《双河油田油藏地质研究及储量计算》；《双河油田西区开发方案》；2007年完成“双河油田32km2区块注水开发调整方案”；2008年完成“永宁采油厂双河油田注入水配伍性特征及配套水处理技术研究”。

经济效益 ：1990年，生产原油2190t，人均产值4.9万元，上缴利税费93万元，上缴财政5万元；2008年，生产原油120.72×104t，人均产值77.8万元；上缴利税费148109万元，人均34.5万元；上缴财政142668万元，占志丹县财政收入90%，人均33.2万元。至2008年，累计生产原油828.75×104t，上缴利税费895477万元，上缴财政705272万元。

社会效益 ：石油产业带动了相关产业发展，使农民经济收入不断提高。先后从企业留利中支出11800万元帮助地方建设道路、新农村、学校及农村主导产业；先后向灾区、残疾人事业捐助508万元，先后为地方提供2400个就业岗位，缓解了社会就业压力。的意义



第三节  论文主要的研究内容



本论文对文献调研的基础上，将从以下几个方面进行展开研究：

（1）永宁油田的发展史;

（2）永宁油田的构造和沉积环境;

（3）永宁油田地层描述

（4）油气藏及驱动类型

（5）讨论了沉积相特征及油气聚集的关系;

（6）提出目前该地区油气勘探存在的问题，并对今后的发展提出建议。





第二章  永宁油田的构造和沉积环境



永宁油田构造位置属鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部。内部构造简单，为平缓西倾大单斜，倾角约0.5℃～1°，坡降平均为7～8m/km，仅局部有鼻状构造，钻遇地层自上而下为：第四系、白垩系、侏罗系安定组、直罗组、延安组及三叠系延长组。侏罗系延安组从充填型河流相开始，到延安组煤系地层结束，发育河流相、湖相、水进型三角洲相，湖岸线逐渐扩展到水进型沉积序列，三叠系延长组以河流—湖泊相沉积为特征的陆源碎屑，在沉积过程中，三角洲广泛发育，形成明显的水退型沉积特征，构成区内长6油层组大面积连片分布，油层厚度大、储量丰度高、规模大的特点。

侏罗系延安组延7、延8：储层岩性为石英砂岩，孔隙类型以粒间孔为主，属于大、中孔隙组合，低渗透率特征。油藏埋深500m～1100m，属于构造-岩性油藏，油层边水活跃，属弹性水压驱动类型。      

三叠系延长组长2、长6油层：储层岩性为长石细砂岩，孔喉类型为中孔、低渗透性储层以及低孔—特低渗透性储层。长2油层埋深1200m～1500m，属构造—岩性油藏，驱动类型为弹性—溶解气驱动。



第一节  区域构造背景  

一、 区域构造背景

鄂尔多斯位于华北地台西部，系长期发育，多旋回、稳定的大型克拉通复合型含油气盆地，面积25×104k2其镶边以此为活动的褶皱系和地堑系环绕。腹地区域构造的基本特点

为西倾平缓斜坡，平均每公里5～10米坡降，倾角小于1度，局部构造以鼻状隆起为主，次为差异压实隆起。

盆地的地质构造演化史为：中晚元古代属浅海碎屑岩和碳酸盐为主的裂陷槽盆地;早古生代为陆表海碳酸盐沉积为主的复合克拉通坳陷性盆地；晚古生代到中三叠世，从滨海碳酸盐逐渐演化成碎屑岩台地的联合性克拉通坳陷性盆地；晚三叠世之白垩纪巨变为大型内陆湖盆。其中晚三叠世为向东南张开的簸箕状断或坳陷性盆地，至白垩纪才成为真正封闭性湖盆；新生代为周缘断陷内陆河、湖沼充填型盆地。

地史时期，虽然经历多期构造运动，但盆地内部广大地区构造环境，仍具有长期、整体的稳定性。各时代地层，除盆地边缘有成角度不整合接触外，一般为整合及假整合接触。喷地内部划分为伊盟隆起、晋西绕褶带、陕北斜坡、天环坳陷、西缘逆冲带和渭北隆起六个构造单元。



第二节  区域沉积环境

1992-1994年，“三普” 对侏罗系延安组和三叠系延长组在各个时期沉积特征，以及“志丹三角洲”的形成与演变过程进行论述，认为志丹三角洲呈NE～SW向伸展的长舌状体，水下分流河道砂体、河口坝砂体相互叠加，面积约780km2，前缘边界抵达永1井南10km一线附近（图2-1）。构成本区长6、长4＋5油层组大面积连片分布。长3、长2、长1油层组沉积时期，湖盆北侧的三角洲沉积相带进一步向前推移，湖盆萎缩，逐步发展为一个统一的三角洲平原体系，具明显的水退型沉积序列；侏罗系延安组早期从充填型河流相开始，到延安组煤系地层结束，发育河流沼泽相为主。湖岸线逐渐扩展的水进型沉积序列。





图2-1   志丹三角洲沉积相展布图 （1994年，沉积相报告）





    2008年，赵靖舟依据2651口油井资料以及大量实验分析资料，将各油层组划分成不同的沉积相类型（表2-2）。

表2-2 永宁油田延6-延11、长1-长7油层组主要沉积相组合  

组	油层组	沉积相组合
延 安 组	延  6	浅-半深湖相、
	延  7	水进型三角洲、湖相
	延  8	水进型三角洲、湖相
	延  9	浅湖相、湖相
	延10+11	辫状河流相、残积相
延 长 组	长1	三角洲水上、水下平原、浅湖
	长2	水退型三角洲水上、水下平原、前缘、前三角洲及浅湖
	长3	水退型三角洲水下平原、前缘、前三角洲及浅湖
	长4+5	水退型三角洲前缘、前三角洲及浅-半深湖
	长6	水退型三角洲前缘、前三角洲及浅-半深湖
	长7	半深湖相

长6沉积期  延长期湖盆结束了长期的沉降扩张，开始缓慢的上升收缩，来自北东及北北东方向的河流向西南及南部湖区迅速推进，在湖盆北翼宽缓的浅水台地上发育了一系列大型的水退型三角洲建造，志丹三角洲是其中较大的建造之一，平面上其前缘亚相呈大型的裙扇状及朵状，前端抵达吴堡永金212井-永204-安7井南侧一线，展布异常宽阔，覆盖了整个志丹地区，前三角洲亚相和浅—半深湖亚相发育区则退居区内西南角。在纵向上，三角洲前缘亚相呈多旋回前积式推进，形成长64、长63、长62、长61四个次级的沉积作用向上依次增强的反旋回沉积组合（图2-3）。







图2-3  长6油层组沉积相图（2008年,沉积相报告）

长2沉积期  湖盆抬升进一步加剧，沉积厚度、砂岩累积厚度及粒度均自北东向南西减薄变细。本区北部自西向东有四条分流河道，自北北东向南部湖区推进，彼此间以局限的分流间相分隔，并出现分合现象；纸坊—金丁、周37井—双449井、杏河—永159井、以及双268—永209井一线是分流河道发育的主要部位。三角洲水下平原相带宽阔，形成志丹地区的沉积主体，其前端已经推进到永金236井—永100井—永203井一线附近，以宽阔的复合型分流河道沉积为主体，向其西南则进入三角洲前缘亚相发育区，浅湖-半深湖亚相区已经向西南方向退出了志丹地区（图2-4）。

图2-4长2油层组沉积相图（2008年，沉积相报告）



延8沉积期  延安期湖盆在总体下沉扩展的背景上有所抬升，本区由5条分流河道向湖中推进，形成了一系列不同程度不同规模的水进型三角洲建造，分流河道呈指状向湖中推进，形成以分流河道沉积为主体的展布较为宽阔的水下平原亚相沉积，分流河道砂体厚度大，横剖面上为顶平底凸的扁长透镜体，最大厚度24m、砂岩累积厚度10～28m（图2-5）。

图2-5  延8油层组沉积相图（2008年，沉积相报告）



  第三章  永宁油田地层描述

第一节  地层的划分

    永宁油田钻遇地层自上而下为第四系、白垩系环河—华池组、洛河组；侏罗系安定组、直罗组、延安组；三叠系延长组。白垩系环河-华池组在永宁油区、金顺油区地层普遍存在，在双河区该地层缺失，延安组、延长组是该区主要的勘探开发目的层。

1993年3月，陈万川引用1974年“三普”地层划分标准，将侏罗系延安组地层自上而下划分为五个岩性段，10个油层组，即延3—延10。延7、延8油层组是主要勘探开发目的层。

1994年12月，工程师苗永旺、李锦成将三叠系延长组自下而上划分T3y1-T3y5五个岩性段，9个油层组。

2006年，永宁采油厂技术科迟静、高亚罡、党保雄、苗永旺、杨杰、李如斌等人，利用1300多口油井资料，建立了23条骨干剖面，形成了覆盖全区的闭合的骨干剖面网，结合延长油田股份有限公司勘探处地层划分标准，以此作为全区地层划分对比的基准。小井距剖面追踪，加强剖面之间的闭合。绘制地层顶面构造图、地层厚度图作进一步分析；对永宁油区、双河油区、金顺油区，侏罗系延安组和三叠系延长组地层进行重新划分（表3-1）。



表3-1  永宁油田延安组与延长组地层及油层组划分方案表

地层系统							标志层	厚度 （m）	岩  性  简  述
界	系	统	组	段	油层组
新 生 界	第 四 系							0-150	灰黄色黄土层、近代沙土及砂砾层，与下伏地层不整合接触
中 生 界	白 垩 系	下 统	环河—华池组					0-300	棕紫色泥岩、砂质泥岩与粉砂岩、细砂岩不等厚互层
			洛 河 组					200-350	棕红色中细砂岩，底部含细砾石
	侏 罗 系	中 统	安 定 组					60-75	棕红色泥岩夹砂岩，上部杂色泥灰岩
			直 罗 组				七里镇砂岩	140-170	灰黄色、灰绿色砂岩与蓝灰色、灰色泥岩互层，底部含砾粗砂岩
		中 下 统	延 安 组	第 五 段	延1			80-100	灰色、深灰色泥岩与浅灰色、灰白色砂岩互层
					延2
					延3
				第 四 段	延4			50-60
					延5
				第 三 段	延6		“A”标志层	70-90	深灰色、灰黑色泥岩夹浅灰色、灰白色砂岩
					延7
					延8
				第 二 段	延9		“B”标志层	60-200	上部灰黑、深灰色泥岩夹厚层砂岩，中下部灰白色块状细-粗砂岩
					延10
				第 一 段	延11 (富县组)			0-70	灰白色、浅灰色块状含砾砂岩，偶见杂色泥岩，与下伏地层假整合接触
	三     叠     系	上 统	延 长 组	第 五 段	长1			0-150	深灰色、灰黑色泥质岩
				第 四 段	长2			150-200	浅灰绿色块状砂岩与深灰色、灰黑色泥质岩互层
					长3
				第 三 段	长4+5		细脖子段	100-150	深灰色、灰黑色泥质岩夹粉细砂岩
					长6	61		20-35	深灰色、灰黑色泥质岩与浅灰绿色厚层块状中—细粒砂岩互层，上部砂岩发育，剖面上呈反旋回沉积
						62		40-60
						63		50-65
						64		40-60
					长7		张家滩页岩	90-150	灰黑色泥岩、页岩为主，夹少量粉细砂岩
				第 二段	长8		李家畔页岩	60-90	灰黑色泥岩、页岩为主，夹块状细砂岩
					长9			100-170	灰黑色泥岩、页岩为主，夹少量粉细砂岩
				第 一 段	长10			150-210	深灰色、灰黑色泥质岩夹浅灰绿色块状砂岩

第二节  地层特征

永宁油田主要开采层位为侏罗系延安组延7、延8油层和三叠系延长组长2、长6油层，因沉积体系不同，所形成的岩性、物性、电性、含油性不同，促使储层在纵向上表现出不同的非均质性，延安组非均质性强于延长组，延长组中以长2、长63、长64非均质性较强，长61、长62亚油层组非均质性相对较弱。

一、地层的特征

（一）延7、延8油层组

岩性 :矿物成分以石英为主，含量47%～69.50%，次为长石，含量15%～27%，岩屑含量4.50%～14%，岩屑由变质岩和火成岩组成，云母含量为0.50%～10%。填隙物含量5%～17.50%，填隙物主要为高岭石、水云母、方解石、白云石、菱铁矿及硅质、长石质和黄铁矿微量，颗粒分选好，磨圆度为次圆-次棱角状，为颗粒支撑，以点—线状接触为主，胶结物为泥质，以孔隙式胶结为主。

物性:孔隙度分布范围16%～20%之间、平均17.61%，渗透率分布范围在50×10-3µm2～500×10-3µm2之间，平均188.03µm2。储层属于中等孔隙度、低渗透率特征，延8储层物性相对较好。

电性 :储层自然电位曲线为箱状、指状负异常，自然伽玛值40API，声波时差值245～265 μs/m。电阻率在20～50Ω·m。

含油性 :含油级别为油迹-油浸，油层普遍含水，采用压汞法、相渗法、类比法等多种方法综合确定, 含油饱和度48%。

“四性”关系 :含油性与岩石成分、结构、粒度、胶结程度关系密切，孔隙度与渗透率相关性较好，渗透率随孔隙度增加而增大，胶结物含量和泥质含量与孔隙度和渗透率分别呈负相关，含油性较好的油层，自然电位曲线上呈明显负异常幅度值，以及相对较高的时差值和电阻率。

微观结构: 孔隙类型以粒间孔为主，次为长石溶孔、平均孔隙半径分布在50～100μm，呈双峰态，属于大、中孔隙组合，面孔率及孔隙半径随粒度变粗而增大，排驱压力在0.03～1.57MPa，中值压力在0.09～4.42MPa,退汞效率在30.86～54.33%。

（二）长2油层组

岩性: 矿物成分以长石为主，含量29.20%～53.60%，次为石英，含量25.20%～34.00%，岩屑含量0.40%～14.20%，岩屑由变质岩和火成岩、填隙物含量7.00%～21.20%，填隙物主要为绿泥石、方解石、白云石、水云母、硅质，颗粒分选中等，磨圆度呈次棱角状，为颗粒支撑，为线接触，为孔隙－薄膜式。

物性: 砂岩孔隙度在14.80～19.40%，平均16.24%，渗透率为0.20～86.7×10-3μm2，平均为5.80×10-3μm2，属于中孔、低渗型储集层。

电性: 自然电位曲线呈箱状、钟状负异常，自然伽玛值60API，声波时差值在238～240μs/m。电阻率值在16～40Ω·m，深感应电阻率值在6～20Ω·m。

含油性: 岩屑和岩心录井含油显示以油斑为主，油层含水明显，具油顶底水特征，长21小层含油性相对较好，含油饱和度42.30%。

 “四性”关系:  孔、渗相对较好的储层，自然电位曲线上反映较明显的负异常幅度值以及相对较高的声波时差值。 

 微观结构: 孔隙类型以粒间孔为主，次为溶蚀孔、晶间孔、微裂隙。喉道半径1.20～9.00μm，平均3.00μm，孔喉分选系数2.00～2.93，平均值2.50，孔隙和喉道偏粗，属中小孔、中细喉孔隙类型，排驱压力0.08～0.39MPa，平均0.25MPa；中值压力0.23～9.92MPa，平均2.80MPa。

（三）长6油层组

岩性 :矿物成分以长石为主，含量57.00%～68.00%，次为石英，含量24%～30%，岩屑含量2.0%～4.0%，岩屑主要由变质岩屑、沉积岩屑以及火成岩组成，填隙物含量2.50%～29.50%，填隙物主要有绿泥石、方解石、伊利石、铁方解石、铁白云石、自生石英、自生长石。颗粒分选好—中等，磨圆度呈次棱-次圆状，为颗粒支撑，为点-线状接触，以薄膜—孔隙式胶结为主、次为孔隙式、薄膜式、次生加大式。

物性: 孔隙度主要分布范围在10%～16%之间,渗透率主要分布在0.10×10-3μm2～1.6×10-3μm2，孔隙度与渗透率具有较好的相关性，相关系数0.71，属低孔特低渗储层。

电性 :自然电位曲线呈倒钟状、钟-箱状负异常，自然伽玛值60～80API，视电阻率在20～80Ω·m，声波时差218～250µs/m。

含油性: 岩屑和岩心录井含油显示以油斑-油浸为主，长61、长62含油较好，长63、长64含油较差，颗粒较细，泥岩夹层和钙质夹层较多，从岩心化验分析，长6油层含水饱和度小于51.5%。

 “四性”关系: 物性较好的储层，自然电位曲线上为较明显的负异常或自然伽玛平缓低值对应相对较高的声波时差值，岩性致密程度不一，渗透性差异很大，在渗透性较好的储层段，一般含油性较好。油层电阻率幅度大，含油段的储层电阻率是水层电阻率的1.50～4.50倍。

微观结构 :孔隙类型以溶蚀粒间孔为主，次为原生粒间孔，铸模孔和粒内溶孔；孔隙半径主要分布在5.94～23.35μm之间，喉道半径变化在0.85～3.47μm，属于小孔-细孔隙；排驱压力0.25～11.00MPa，中值压力分布在1.08MPa～3.07MPa之间。

第三节 地层的非均质性

一、 地层非均质性的概念：

储层非均质性是指储层的基本性质，包括岩性、物性、电性、含油气性以及微观孔隙结构等特征在三维空间上分布的不均一性.

层内非均质性: 延长组长6、长2油层组受沉积作用的控制，渗透率变化呈现多旋回、韵律性分布特点，形成一系列不同的韵律性组合，组合方式为正、反韵律交替发育，层内非均质性明显，局部夹泥岩和钙质砂岩薄层。延7、延8储层渗透率剖面一般表现为多旋回的正韵律型组合，局部具少量的反韵律型组合，反映出明显的河道沉积特征，层内非均质性中等，局部夹钙质砂岩薄层。 

层间非均质性: 延7、延8油层组砂地比值和单砂层平均厚度自下而上依次减小；长2、长6、油层组砂地比值和单砂层平均厚度自下而上依次增大，延安组非均质性强于延长组，延长组长2、长63、长64非均质性最强，长61、长62油层组非均质性相对较弱。

平面非均质性: 砂体复合连通程度及平面展布状况显示，自下而上，延长组长6油层组储层非均质性最弱，平面砂层呈大面积裙扇状及席状展布，其次为长2油层组，砂层呈较宽阔的带状，平面连续性较好，非均质性属于中等，延安组延8油层组砂层厚度巨大，平面呈宽阔的大面积的带状展布，非均质性最弱；延7砂体宽窄不一、呈枝状和条带状，非均质性属于中等。



第四章  油气藏及驱动类型 



第一节  油气成藏的要素及富集条件 

一、油气藏的概念

油气藏是地壳上油气聚集的基本单元，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油水界面。具体地说，就是一定数量的运移的油气，由于遮挡物的作用，阻击了他们继续运移，而在储集中聚集起来，就形成了油气藏。



二、成藏要素

    油气藏的形成和分布是生油气源岩、储集层、盖层、油气运移、圈闭、油气保存条件多种地质要素综合作用的结果。

（1）生油气源岩

    生油气源岩为行油气藏提供物质基础。烃源岩分析要与盆地沉积埋藏史、热史和古气候分析相结合。

（2）储集层

储集层的发育与盆地沉积体系和沉积相密切联系，后者由于盆地的古地形及古气候有关，储层研究要与沉积体系、沉积相及古气候结合起来。储集层主要有碎屑岩和碳酸盐岩两大类。

（3）盖层

    常见的盖层类型有：页岩、泥岩、盐岩和石膏等，其中，页岩、泥岩盖层常与碎屑岩储集层相伴生，出现于沉积盆地的海进层序中；蒸发岩盖层常常与碳酸盐共存，形成海退层序中。

（4）油气运移

    油气运移分析是确定油气聚集和分布的主要依据。

（5）圈闭

    圈闭石油气聚集的场所，圈闭的大小、规模决定着油气富集程度，从而决定性和盆地的勘探远景。

（6）油气藏保存条件

    指已经形成的油气藏，再漫长的地质历史时期中，圈闭条件是否改变，以及圈闭中的油气聚集是否遭到破坏等。

三、油气富集的条件

   （1）充足的烃源来源；永宁油田主要开采层位为侏罗系延安组延7、延8油层和三叠系延长组长2、长6油层均含有丰厚的油层。

   （2）有力的生、储、盖组合配置；永宁地区地层中较厚的粉砂岩作为盖层，又有丰厚的生油层，地层间很少窜在裂隙或断层。

   （3）有效的圈闭；永宁的地层属于特低渗油藏，地层间少窜在裂隙或断层，流通道也小。阻力大。

   （4）必要的保存条件；永宁地区属于鄂尔多斯盆地，故地层稳定很少存在地震，而且很少有断层存在，地层渗透率低，流动阻力大，岩浆运动平稳，附近存在的边底水影响更是影响不大。









第二节  油气藏的类型及特点



    永宁油田各层系油藏由于沉积相的差异，地层剥蚀程度不同，圈闭类型及油藏类型也有差异，其主要油藏类型有：构造—岩性油藏、岩性油藏。

 延7、延8油藏特征 油藏在平面上呈零星状分布，纵向上油层含油性变化大、砂体横向连通性差，油层埋深500～1100m，油层组总厚90m,延7油层组分为延71、延72、延73亚组，单砂层厚5～10m；延8油层组分为延81、延82亚组，单砂层厚20～30m，油藏普遍呈底水油帽特征，本区未进行润湿性及水驱试验。控制延7、延8油气聚集的主要因素是储层岩性和物性，还明显受压实构造控制，属双重因素控制的构造—岩性油藏，延11油层边底水活跃，属弹性-水压驱动类型，一般均有较高的自然产能。

1995年，陈万川认为侏罗系延安组延7、延8油层，“属岩性油藏”，延7油藏为“弹性-溶解气驱动”型，延8油藏为“弹性水压驱动”。

长2油藏特征 长2油层主要分布在纸坊区，油层埋深1200～1500m，油层组总厚50～120m，长2砂岩水润湿指数0.80～0.96，属亲水性储层，储层水敏性矿物少，储层水敏性不强，总体纯水伤害率为40％，储层属于中等偏弱水敏，速敏性试验结果储层为弱-弱偏中速敏，无酸敏，无盐敏。

岩性和物性是形成长2油藏主要因素，油气聚集在构造高部位和物性好的层段内，从而形成构造—岩性油藏，驱动类型为弹性-溶解气驱动。

长6油藏特征 长6油层主要分布在双河、杏河、金丁、顺宁、永宁区，油层分布广、油层厚、储量丰、规模大，长6油藏分为：长61、长62、长63、长64四个油藏，长61、长62为油田主要油藏。油层埋深1200～1750m，油层组总厚130～160m，长6岩石润湿性为中等混合润湿—弱亲水类型，长6储层岩心水敏、酸敏、速敏和盐敏的实验结果，表明为中等偏弱水敏、弱酸敏、弱速敏、无盐敏。

沉积相带展布对长6油藏储层发育及油气分布具有明显的控制作用，砂体呈较大型的透镜体状，横向复合迭加，连通性较好，位于其两侧分流间湾泥质岩构成了岩性遮挡。岩性和物性良好，对油气聚集十分有利。局部发育的鼻隆构造对油气的分异富集也具有一定的控制作用，油藏为岩性油藏，驱动方式为弹性-溶解气驱动。



第三节  油气藏的储量



截止2008年，永宁油田委托外协单位作储量计算共计12次，探明含油面积342.42km2；地质储量27811.87×104t;可采储量4420.46×104t，溶解气储量68.56×108m3。

一、 储量计算

储量计算公式：N=100A×HXSoi×φ×ρo／Boi

式中；

N—石油地质储量（104t）

A—含油面积（km2）

φ—孔隙度（﹪）

H—平均有效厚度（m）

Soi——平均含油饱和度

ρo——平均地面原油密度（g/cm3）

Boi——平均原油体积系数

永宁油区：1995年,陈万川编写的《永宁油田延7、延8储量计算》报告，对油田44口油井进行储量计算，确定的含油面积9.71km2，石油地质储量588.20×104t，采收率11.53%，可采储量67.8×104t。

2007年，西安石油大学编写的《双896井区长6油层新增探明储量》报告，对双896井区三叠系延长组长6油层组地质储量：1333.69×104t，叠合含油面积19.27km2，技术可采储量为150.71×104t，经济可采储量142.14×104t，经济采收率10.66％（表1-4）。

表4-1   永宁油区储量计算统计表

区块	层位	含油面积 (km2)	石油地质储量 (104t)	石油可采储量 (104t)	溶解气储量 (108m3)	溶解气可采储量 (108m3)
永宁油区	延7、延8	9.71	588.20	67.80
	长6	19.27	1333.69	150.71	9.15	1.03
	合计	28.95	1921.89	218.51	9.15	1.03

双河油区 1995年,“三普”编写的《双河油田长6油层储量计算》报告，对双河42口油井资料统计，分析样品10413件，物性样品861块，铸体薄片样49块，确定含油面积16.20 km2。双河油田长6油藏地质储量4124×104t，可采储量为693.50×104t，其中溶解气储量21.69×108m3。1999年，中原石油勘探研究院对双河油田长6油藏进行储量计算，含油面积27.95 km2，地质储量4547.66×104t，可采储量609.83×104t，溶解气地质储量28.29×108m3。

2005年,委托西安石油大学对双河油田进行储量计算，涉及油田面积216km2，收集利用426口油井资料。使全区井点密度平均达到1.65口/km2，采用容积法计算石油地质储量，双河油田延长组和延安组探明（Ⅱ类探明）地质储量12220×104t，迭合含油面积161.60km2，可采储量2584.90×104t，溶解气地质储量31.33×108m3，溶解气可采储量6.6×108m3。

2007年，西安秦陇石油工程开发有限公司编写《双河油田解胡庄32km2区块注水开发调整方案》，长6油藏地质储量4196.65×104t，可采储量965.24×104t、含油面积29.46km2（表1-5）。









表1-5  双河油区储量计算统计表

区块	层位	含油面积 (km2)	石油地质储量 (104t)	石油可采储量 (104t)	溶解气储量 (108m3)	溶解气可采储量 (108m3)
双河油区	延7、延8	9.90	463.00	115.90	0.74
	长6	189.55	16304.66	3078.83	53.29	10.15
	合计	189.55	16767.66	3194.73	54.03	10.15

金顺油区：2005年，长安大学利用238口油井原始资料，分别对稍园子、宜西沟进行了储量计算，稍园子地质储量2817.30×104t，迭合含油面积41.1km2，可采储量338.10×104t，溶解气储量1.98×108m3；宜西沟地质储量3048×104t，迭合含油面积33.20km2，可采储量335.28×104t，溶解气地质储量3.40×108m3；顺宁迭合含油面积3.0km2,石油地质储量156.00×104t,可采储量26.52×108m3（表4-2）。

表4-2  金顺油区储量计算统计表

区块	层位		含油面积 (km2)	石油地质储量 (104t)	石油可采储量 (104t)	溶解气储量 (108m3)
金顺油区	稍园子	长2、长6	41.10	2817.30	338.10	1.98
	宜西沟	延8、长3 长4+5、长6	33.20	3048.00	335.28	3.40
	顺宁区	长6	3.00	156.00	26.52
	合计		77.30	6021.30	699.90	5.38

二、新增储量

2007年，西安石油大学对黄草湾区块、永金101井区、杏3井区、进行储量计算，三叠系延长组6油层组，含油面积46.59km2，地质储量3101.02×104t，可采储量307.32×104t，溶解气地质储量19.80×108m3（表4-3）。



















表4-3长6油藏新增储量数据表

申报区块	层 位	储 量 类 别	含 油 面 积 (km2)	石油 地质储量 (×104t)	石 油 可采储量 (×104t)
永金101井区	长6	探明	15.90	1192.86	113．40
杏3井区	长6	探明	9.89	796.47	71．63
黄草湾区	长6	探明	20.80	1111.69	122．29
合  计			46.59	3101.02	307．32

第四节   沉积微相与油气聚集的关系





一、沉积微相控制砂岩孔隙发育，进而会影响储层物性和含油性

延长组的砂岩总体颗粒细，成岩作用强，属于区域性的低或特低渗储层，在不同的油层组和同一油层组不同区带，物性差异很大。在长4+5，长4+5-2砂岩的物性相对较好，一般孔隙12-16％，渗透率1.6-3.2％ 长4+5-1，一般孔隙度8-12％，渗透率 1.6-3.2％，同一层段中三角洲水下流河道砂体物性普遍好愉快河口坝河源砂坝，砂体中心好于侧翼。长4+5-2砂岩储层的主要孔隙类型包括剩余原生粒间空隙、粒间溶孔、长石岩屑颗粒溶口和高岭石晶间微孔隙四种。通常平原分河道、前缘水下分流河道和河口砂坝相砂岩中，颗粒分选性好，杂基少，易于保存原生粒间孔隙物性也较好，并且紧邻生油岩分区，所以是最有利于的沉积微相砂体，在盆地中心前缘砂坝、席装砂以及浊积扇中、虽然颗粒较细，但分选性差，杂基含高，以次生孔隙和微孔隙为主，物性明显较差。

二、砂岩颗粒结构反映沉积水动力条件，并与物性有关。

在储层砂体中，颗粒大小，沉积构造以及分选性均决定于砂体形成时的搬运距离、搬运方式和水动力条件，通常在同一沉积体系中，不同相带之间颗粒结构不同。通过粒度分析，平均粗砂含量8％，中砂含量16.5％ 细砂含量56.5％粉砂含量17.5％ 杂基2.5％平均粒径.0.184％，分选系数0.52％。岩石类型主要长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石石英砂岩，长石含量36.5-65.5％平均46.5％ 石英含量16.2-34.5％平均24.4％；岩屑含量6.0-14.2％，平均8.6％。综合分析延长组有粗砂岩的颗粒以及物性分布特征发现，河流以及分流河道水动力作用强，粒度粗，原生孔隙发育，所以物性好，而由于湖侵作用，水动力较弱，储层物性较差。说明含油性好坏不仅决定物性，而且和生储盖匹配组合有关。

第五章  总结



    在大量掌握研究区域地质资料和消化前人研究成果的基础上，以沉积学的基础原理和方法为指导，综合构造、地质分析，研究永宁区域的地质特征，通过研究取得以下成果和认识：



  1.本文通过第一章的阐述，表明了永宁地区概况，进而第二章对永宁地区的地质构造做了简单分析，永宁地区位置属鄂尔多斯盆地陕北斜坡中部。内部构造简单，为平缓西倾大单斜，倾角小，局部有鼻状构造。也进一步对鄂尔多斯盆地有了一定认识。

  2.在第三章主要阐述了永宁地区的地层划分情况，和主要的产油层系。永宁地区地层划分为自上而下为第四系黄土层、白垩系环河—华池组、洛河组；侏罗系安定组、直罗组、延安组；三叠系延长组。白垩系环河-华池组在永宁油区、金顺油区地层普遍存在，在双河区该地层缺失，延安组、延长组是该区主要的勘探开发目的层。

  3.在第四章主要围绕永宁地区的主要产油层为重点，先介绍油层生成的要素和条件，储层特性、含油量以及油气藏与沉积微相的关系，永宁地区油层主要油藏类型有：构造—岩性油藏、岩性油藏。而形成构造—岩性油藏，驱动类型为弹性-溶解气驱动，形成油藏为岩性油藏，驱动方式为弹性-溶解气驱动。



  4.在最后结合自己三年的对专业课程的学习，我想浅谈自己对地质构造和地层情况对钻井勘探，后期油气开采的重要性：

    在钻井勘探过程中，我们必须对探区的地质和地层情况先做详细了解，如在永宁地区钻井，在一开始由于地层自上而下第四系黄土层、白垩系环河—华池组、洛河组；侏罗系安定组、直罗组、延安组；三叠系延长组。故初钻时，要考虑到黄土层的特性，由于黄土层存在裂隙或鼠洞，胶结疏松。所以在钻井过程中必须考虑到这些影响因素，由于黄土层胶结疏松，钻井容易垮塌、漏失泥浆。所以应该选有刮刀钻头快速钻进，考虑到钻井成本因素，我们设计钻井液时，选用清水足以满足，由于黄土能自然生浆能满足携带作用。在延安组存在泥岩和砂岩混层，还的层序中有夹杂泥页岩，在钻进这些层段时钻井液设计就要考虑要抑制泥页岩水化膨胀，应加那些钻井液处理剂。在深层较坚硬的层段要提前换钻头等等，这些设计都要参考当地质地层情况。

    在开采过程中，应当怎样选用采油方式，如永宁地区油层主要油藏类型有：构造—岩性油藏、岩性油藏。而形成构造—岩性油藏，驱动类型为弹性-溶解气驱动，形成油藏为岩性油藏，驱动方式为弹性-溶解气驱动。当这些自然能量不足，我们要结合当地区地质。考虑怎样采取措施。由于永宁地区的地层情况：属亲水性储层，储层水敏性矿物少，储层水敏性不强，总体纯水伤害率为40％，储层属于中等偏弱水敏，速敏性试验结果储层为弱-弱偏中速敏，无酸敏，无盐敏。再结合经济不适合聚合物驱，碱驱等，而适合水驱。





致谢



致谢：

本论文是在申老师的精心指导下完成的，在课程学习、论文的写作方向上及在班集体做事上都得到了申老师的精心指导和教诲，申老师严谨的治学态度、求真务实的工作作风、独特的思维方式、敏锐的创新意识是笔者在写论文期间乃至至今后的科研工作中都受益匪浅。同时，申老师还为笔者提供了大量的学习资料和专业资料，对笔者的论文进度更是倍加关心，在此我表示最诚挚的敬意和最衷心的感谢！

在论文写作期间，我院领导和其他老师也给予我极大的帮助，在此表示感谢！











参考文献











附录：

文章内引用数据来源： 

                   永宁采油厂档案室

                          

词条材料来源：     

百度网  

振威石油网

阿果石油网

这是楼主的毕业论文吧

这些 应该属于采油厂的动态分析里面的一部分节选吧，全套资料我看过，不能算自己的论文材料吧

yzchengjinhu:这些 应该属于采油厂的动态分析里面的一部分节选吧，全套资料我看过，不能算自己的论文材料吧 (2010-07-15 16:36) 

你说的资料哪有呀。。我现在在永宁采油厂洛河区。。想看看这部分资料。。什么都可以商量

看了一下

简要分析一下，不当之处请包涵：
说是一篇毕业见习论文吧，既有有些简单，又有些全面，可视为永宁油田综合评价的节选。
在内容上，属于常规分析评价，没大看出来创新性。
另外章节安排上也有商榷的地方，如第二章的沉积环境与第四章的沉积微相，在沉积分析上割裂开来，并且第三章的地层部份列于沉积环境之后似乎也不太合适。