鄂尔多斯盆地延长组低渗油藏地质研究现状与思路

鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量的评价方法研究
刘致秀
【期刊名称】《天津化工》
【年(卷),期】2022(36)2
【摘要】由于传统评价方法考虑地势因素不全面,导致得出的数据相对的片面,与实际数值差异较大,针对此问题设计全新的鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量的评价方法。

此方法提取鄂尔多斯盆地的地质特征,发现复杂的岩石结构会影响开采率数值提升;按照不同时期计算开采率数值,根据行业内计算标准得出低渗透油田的可采储量;以曲线法评价中期阶段的可采储量情况,最终实现对于鄂尔多斯盆地低渗透油田可采储量的评价方法。

应用分析中测试传统评价方法和设计方法,设计预测单元内可存储量与实际情况对比的测试,得出文章设计方法计算结果更贴近真实数据走向,是更为适合的评价方法。

【总页数】4页(P73-76)
【作者】刘致秀
【作者单位】庆阳职业技术学院
【正文语种】中文
【中图分类】TE348;TQ09
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鄂尔多斯盆地延长组沉积特征时间：2007-08-03 08:41:19 来源：本站原创作者：佚名根据岩性组合，延长组最早分为五段，即T3y1、T3y2、T3y3、T3y4、T3y5，随着勘探不断向盆地内部深入，结合井下岩性、电性及含油性将其进一步划为10个油层组（长1－长10）。

延长组基本以北纬38°为界，北粗南细，北薄南厚，北部厚约100－600m之间不等，南部厚1000－1300m，边缘沉积坳陷带最大厚度为3200m。

其沉积特征如下：延长组一段（T3y1）：盆地东部和东北部主要由灰绿、浅红色中粗粒长石砂岩夹暗紫色泥岩、粉砂岩组成的河流沉积。

而在盆地西南部陇东一带，下部以河流、上部以三角洲及少量湖相沉积为主，其岩石类型主要为浅灰色中细粒长石砂岩夹薄层灰色粗砂岩及深灰色泥岩。

总的来说本段沉积以厚层、块状中－粗粒长石砂岩为主，南厚北薄，南细北粗，砂岩富含长石颗粒，普遍具麻斑状沸石胶结（俗称“愚人花岗岩”）。

自然电位曲线大段偏负，视电阻率曲线呈指状。

含长10油层组，在马家滩油田为主要采油层之一。

延长组二段（T3y2）：与T3y1相比，湖盆水域明显扩大，总的沉积格局为东北沉积厚度小，粒度细，西南部沉积厚度大，粒度粗。

本段长9的下部油层以深色泥页岩夹灰绿色细砂岩、粉砂岩为主，是一套广泛湖侵背景下形成的产物。

在长9的上部，除盆地边缘外，湖盆南部广泛发育黑色页岩、油页岩，通常称“李家畔页岩”，厚约20－40m，这套页岩在盆地内部分布稳定，井下常表现高自然伽玛、高电阻率，是井下对比的重要标志，在盆地北部及南部周边地区渐变为砂质页岩及粉砂岩，高阻现象消失。

本段上部砂岩发育段划为长8油层，主要为湖退背景下的三角洲沉积、扇三角洲沉积，是陇东及灵盐地区重要的产油层。

延长组三段（T3y3）：沉积特征仍表现为南厚北薄，按沉积旋回自下而上进一步划分为长7、长6、长4＋5油层组。

长7主要以泥页岩为主，在陇东地区长7深湖相油页岩中夹砂质浊积岩且含油，这套地层是延长组湖盆发育鼎盛时期形成的重要生油岩，俗称张家滩页岩，在湖盆广大地区均有分布，但东薄西厚、北薄南厚，是一套稳定的地层划分对比标志层。

爲比弓夭然毛此仏第41卷第4期OIL&GAS GEOLOGY2020年8月文章编号：0253-9985(2020)04-0710-09doi：10.11743/ogg20200405鄂尔多斯盆地南缘过渡带致密-低渗油藏断缝体的识别与描述何发岐，梁％春,陆(，袁春艳,+小伟(中国石化华北油气分公司，河南郑州450006%摘要:鄂尔多斯盆地南缘过渡带构造复杂，成藏条件与盆内不同，断裂、裂缝的发育为致密-低渗储层提供了重要的渗流通道和优质储集空间。

在明确区域构造应力特征和断裂、裂缝发育特征的基础上，利用岩心、钻井资料、测井资料，结合三维地震的精细相干、振幅变化、曲率属性等技术，开展了断裂、裂缝的识别技术研究。

裂缝型储层在鄂尔多斯盆地南缘过渡带是一种较为常见的储层类型，针对这种储层提出了断缝体的概念，认为断缝体是由断裂、伴生脆性破碎带及被其改造过的致密低渗砂岩共同构成的储集体，其上部及侧面均有非渗透泥质岩、致密层等封挡。

目前已在断缝体中发现多个油藏，开发效果良好，意义重大。

通过对断缝体的识别与描述，明确了大-中尺度裂缝的组合展布决定断缝体的骨架形态，小-微尺度裂缝发育边界与砂体发育边界叠合决定断缝体的边界，并形成了一套较为完整的断缝体识别与描述流程，阐述了断缝体油藏的基本地质特征。

实践证实，断缝体的识别与描述技术对于盆缘构造带低丰度致密-低渗油藏的勘探开发具有重要的指导作用。

关键词：断缝体;识别方法;致密油藏；南缘过渡带；鄂尔多斯盆地中图分类号:TE122.3文献标识码:AIdentification and description of fault-fracture bodies in tight and low permeability reservoirs in transitional zone at tie soutU margin of Ordoc BasinHe Faqi&Liang Chengchun&Lu Cheng,Yuan Chunyan,Li Xiaowei(North China Oil and Gas Branch&SINOPEC&Zhengzhou&Henan450006&China%Abstract:The transitional zone at the south margin of Ordos Basin is structurally complicated and unique in terms of reservoiring conditions with its well-developed faults and fractures serving as better channels for hydrocarbon seepage and providing more space for hydrocarbon accumulation in tight and low permeabilite layers.Based on the determination of revional structural stress and fault-fracture evolving characteristics in the zone,technolooies for identifying and chaacterizing these faults and fractures are developed through a combination of core,dTilling and logging date with3D seismic analysit of fine coherencc&amplitude change&curvoture attributes and etc.Considering the fact that fractured reservoire are widely distributed in the zone,the study proposes the concept of fauO:-fracture bodies to describe the reservoirs.The fault-fracture bodies are defined as composite reservoire composed of faults&csociated britte fractured belts and low-permeabilitr sandstone OyeTS modified by the belts.They are usuny copped os flanked by impermeabte ygiZaceous toc Z s os tight layers.The discovera of severat oit oeservoirs in the bodies of the zone has already vorified their exploration volue.The identificotion and description of the bodies indicotes that the distibution of larve-tv-medium-scale eaotueeasembtagesdeteemtnethesketetatmoephotogyo6thebodtes,and thesupeetmposttton o6smatftofmtoeofsoate fracture and sand body boundaries determines the ranges of the bodies.Meanwhile&a set of identification and description procedures is iormed i characterize the geology of the bodies.Practices haw proven that the procedures are of guiding volue i the exploration and development of low abundance and low permeabilite reservoic in the zone.Key woris:fault-fracture body&identification method&tight oii reservoir&transit!onat zone at the south margin&Ordos Basin收稿日期:2020-01-20；修订日期：2020-06-16。

文章编号:100020550(2006)0420549206①中国科学院资源环境领域知识创新工程重要方向项目资助(编号:KZCX32S W 2128204).收稿日期:2005208223;收修改稿日期:2005212213鄂尔多斯盆地陇东地区延长组沉积相特征与层序地层分析①李凤杰1、2　王多云3　张庆龙1　徐旭辉2(1.南京大学　南京　210093;2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所　江苏无锡　214151;3.中国科学院地质与地球物理所兰州油气资源研究中心　兰州　730000)摘　要　晚三叠世鄂尔多斯盆地是一个东缓西陡的不对称坳陷盆地。

通过岩心、录井、测井等资料综合研究,识别出陇东地区延长组发育河流、三角洲、浊积扇和湖泊等4种沉积相类型,其中河流沉积和浊积扇发育在湖盆的西缘陡坡带,三角洲则在西缘和东部缘坡均有发育。

根据层序地层学原理,将延长组划分出5个三级层序;延长组地层经历过5次大的湖泛,在层序演化上具有早期形成、中期鼎盛、晚期衰退的特点。

利用恢复后的原始地层厚度,绘制的陇东地区延长组地层的Fischer 图解,与本区5次显著的湖平面上升—下降旋回之间有很好的对应关系,这不仅证实了上述层序地层分析的正确性,同时揭示了Fischer 图解在划分地层层序方面的潜在意义。

关键词　层序地层　Fischer 图解　延长组　鄂尔多斯盆地第一作者简介　李凤杰　男　1973年出生　博士后　沉积学和层序地层学中图分类号　P539.2　文献标识码　A 鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层,为一套坳陷型湖盆河流—三角洲—湖泊沉积体系,是盆地中生界两个主力产油气层位之一,油气储量占一半以上,因此,一直是研究的重要层位。

近年来随着层序地层学方法成功地应用到陆相沉积体系的研究中[1～5],我国地质学家也把该方法应用到鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层的研究中[6～9],然而对延长组层序,尤其是三级层序划分、层序形成演化的控制因素等几方面存在着明显分歧,并且这些研究主要集中在盆地东北部,而对盆地西南———陇东地区的研究尚未见报导。

鄂尔多斯盆地安塞地区延长组地层分层标志层法地层划分的依据有标志层法、剖面结构及电测曲线组合特征类比法、沉积旋回法、地层厚度法等多种方法综合判识对比，下面就地层划分的依据简要论述如下。

1）主要标志层长庆油田在鄂尔多斯盆地长期石油勘探开发中在延长组识别出K1 - K9共9个可以基本区域对比的标志层，这些标志层可以归为两种类型，一类为与火山喷发物有关的凝灰质岩，另一类为灰黑色泥页岩和油页岩（表 1 ）；各标志层都有特定的电性组合特征（图1）。

下面就9个主要标志层的特征及其在研究区域的发育情况简述如下：（1）K1 标志层位于长7 油层段中部，通常在3m 左右，电性特征突出，均以箱状高GR、高AC且曲线形态呈梯形、大井径、中低电阻、低感应为特征；K1 在本区内厚度变化稳定，岩性特征为灰黑色泥页岩和油页岩，具水平层理，是延长阶长7期湖泊兴盛时的产物，属半深水—深水湖相沉积，其中软体动物和浮游生物甚为丰富发育，微体动物（介形虫）常密集成层，是盆地最重要的优质油源岩；此标志层在鄂尔多斯盆地中南部分布极为稳定，可以作为剖面对比的基准面与构造制图标准层，是地层对比最主要的依据和标志层，是划分延长组长 6 -长8的区域性标志。

（2）K2 标志层位于长 6 底部，为长 6 油层组与长7 油层组分界；本区内位于K1 之上50m 左右，岩性特征据取芯资料证实为浅黄绿色凝灰质泥岩。

区域分布稳定，厚0.5〜1.5m左右，具有高伽玛、高声波时差、中低电阻、低感应，俗称“肥皂片”表1鄂尔多斯盆地安塞地区延长组地层分层表3K3标志层位于长6油层组中、下部，其顶为长63与长62的分界。

距长7顶(K2) 30〜40m,是控制长6下部的重要标志层，岩性为浅黄绿色凝灰质泥岩，该层厚度在1m左右，电性特征为低电阻、特低感应、尖刀状高声波时差、大井径、高伽玛值。

4 5 64 K4标志层位于长4+ 5底部，为黑灰色的凝灰质泥岩，为长4+5与长6分界线；上距K5标志层45m左右，下距K3标志层约80m左右，是控制长61 油层组的重要标志层；厚度1m左右，声波时差与自然伽玛值高、大井径，有时具有双峰，呈燕尾状；其上为反旋回的长4+5复合砂体，其下为长6厚层砂体。

鄂尔多斯地质条件和气候条件1、石油开发地质环境状况及其对能源开发的影响研究石油不仅是人类主要的能源之一，也是人类环境污染源之一。

据资料统计，每年有800多万吨石油进入世界环境，污染土壤、地下水、河流和海洋。

随着黄土高原地区石油的大量开采利用，该地区呈现采油面积大、油井多、产量低、开发技术落后等特点。

它对自然环境带来的污染日趋严重，直接影响到该地区的生态与生存条件。

局部地区情况已经极为严重，已威胁到当地的农业生产和农民的生存环境。

石油类物质已成为该地区的重点污染物之一，区内土壤、河流等已不同程度的遭到石油类的污染。

一、鄂尔多斯盆地主要含油气系统鄂尔多斯盆地是多旋回的叠合含油气盆地，地跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省(区)，面积32万km2，显生宙沉积巨厚。

盆地基底为太古宙—古元古代变质岩系，中、新元古代为裂陷槽盆地，沉积物为浅海碎屑岩—碳酸盐岩裂谷充填型;早古生代为克拉通盆地，沉积物为陆表海碳酸盐岩台地型;晚古生代—中三叠世为克拉通坳陷盆地，沉积物由滨海碳酸盐岩型过渡为陆相碎屑岩台地型;晚三叠世—白垩纪为大型内陆坳陷盆地，沉积物为陆内湖泊、河流相沉积型;新生代整体上升，盆地主体为平缓西倾的大斜坡，沉积物为三趾马红土和巨厚的风成黄土;周缘有断陷盆地发生和发展。

盆地内已勘探开发的4套含油气系统均属地层-岩性油气藏。

1.上三叠统延长组岩油藏含油系统最早勘探开发的延长组含油系统烃源岩以延长组深湖相及浅湖相黑色泥岩、页岩和油页岩为主，生烃中心分布在盆地南部马家滩—定边—华池—直罗—彬县范围，油源岩最厚达300～400m，有利生油区面积达6万km2(图3-3)，储集岩围绕生油凹陷分布，北翼缓坡带有定边、吴旗、志丹、安塞和延安等5个大型三角洲及三角洲前缘砂体，南翼较陡坡带则发育环县和西峰等堆积速率较快的河流相砂体及水下沉积砂体。

储渗条件靠裂缝及浊沸石次生孔隙改善，圈闭靠压实构造，遮挡靠岩性在上倾方向的侧变。

2.下侏罗统延安组砂岩油藏含油系统延安组砂岩油藏以淡水—微咸水湖相沉积的上三叠统延长组烃源岩为主要油源岩，属混合型干酪根;以沼泽相煤系沉积的侏罗系延安组为辅助烃源岩，属腐殖型干酪根，陕北南部的衣食村煤系更以含油率高为特征。

第47卷第2期兰州大学学报（自然科学版）Vol.47No.2文章编号:0455-2059(2011)02-0044-06鄂尔多斯盆地中生界特低−超低渗透油藏递减规律王建民1,2,魏天存3,魏文科4,郭向东5,迟静6,杨杰61.西北大学地质学系,西安7100692.西安石油大学油气资源学院,西安7100653.中国石油化工集团公司华北分公司研究院,陕西咸阳7120004.中国石油天然气集团公司长庆油田分公司,西安7100215.陕西延长石油集团有限责任公司油气勘探公司天然气开发部,陕西延安7160006.延长油田股份有限公司永宁采油厂,陕西志丹717500摘要:密切结合油田开发实际,综合运用动态分析、典型曲线拟合以及公式法等,对鄂尔多斯盆地南部长6特低超低渗透油藏开发阶段可大致划分为滚动建产、快速递减、减速递减、缓慢衰减等四个阶段.滚动建产阶段持续时间很短,油藏投产后2个月内即可实现最大产能;随后开发进入一个漫长的递减历程.递减初期为快速递减阶段,亦称指数递减阶段,历时约5个月,月均综合递减率5.8%;之后为减速递减阶段,亦称双曲递减阶段,历时约7个月,月均综合递减率3.7%;再后为缓慢衰减阶段,亦称调和递减阶段,历时70个月以上,月均综合递减率0.92%,折合年递减率为11%.缓慢衰减阶段几乎贯穿了特低超低渗透油藏的综合递减率.滚动建产和快速递减阶段该油藏以溶解气驱动为主,减速递减阶段以弹性超低渗透油藏;递减规律;中生界;鄂尔多斯盆地中图分类号:TE122.2文献标识码:ADecline law of extra-low−ultra-low permeability of mesozoic reservoir in the Ordos basinWANG Jian-min1,2,WEI Tian-cun3,WEI Wen-ke4,GUO Xiang-dong5,CHI Jing6,YANG Jie61.Department of Geology,Northwest University,Xi’an710069,China2.School of Petroeleum Resources,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,China3.Research Institute of North Branch,Sinopec Group,Xianyang712000,Shaanxi,China4.Changqing Oilfield Company,PetroChina,Xi’an710021,China5.Department of Petroleum Exploration&Development,Yanchang Petroleum(Group)Co.Ltd,Yan’an716000,Shaanxi,China6.Yongning Oil Production Plant,Yanchang Oilfield Co.Ltd,Zhidan717500,Shaanxi,ChinaAbstract:Combined with actual oilfield development,the dynamic analysis method,typical curvefitting, the formula method and other methods were synthetically used to analyze in-depth production characteristics and the decline law of special extra-low−ultra-low permeability of mesozoic reservoir of Chang6in the Ordos basin.The results show that the development phase of extra-low−ultra-low permeability reservoirs could be divided into roughly four stages,i.e.,the production-building phase,fast decline phase,deceleration declinephase and slow decay decline phase.The duration of production-building phase was short and the reservoir production could achieve the maximum capacity within2months;then the reservoir development entered a long degression process.Decreasing the initial stage for the rapid decline,also known as exponential decrease, which lasted about5months,the average monthly decline rate of the exponential declining stage(fast decline phase)was5.8%.Afterwards,for the deceleration decline phase,also known as hyperbolic decline phase,which lasted about7months,the average monthly decline rate of the hyperbolic decline stage(deceleration decline phase)were3.7%.After a further slow decay phase,also known as harmonic decrease,which lasted for more than70months,the average monthly decline rate of the harmonic decline stage(slow decay stage)were0.92%, equivalent to the average annual decline rate of11%.The slow decay(harmonic decline)phase became the major and most characteristic development phase of extra-low−ultra-low permeability of the reservoir because it nearly went through the entire period of the reservoir development.The decline rate of this stage represented roughly a synthesized decreasing rate of extra-low−ultra-low permeability of the reservoir.The reservoir was driven mainly by the dissolved gas in the production-building phase and fast decline phase,and driven mainly by a combination drive offlexible-dissolved gas in the deceleration decline phase and by an elastic drive in slow decay phase.Key words:extra-low−ultra-low permeability reservoirs;decline law;mesozoic;Ordos basin鄂尔多斯盆地是一个典型的特低渗超低渗透油田[1−3].由于特低渗超低渗透油藏生产特征及递减规律,对预测其未来变化、评价其经济效益、编制合理开发方案等具有十分重要的意义.特低渗超低渗透油藏的动态资料,运用公式法及典型曲线拟合等方法对其自然产能及生产动态、递减规律、递减阶段等进行了深入的分析,取得了良好的效果.1特低−−超低渗透油藏地质特征志丹油田位于鄂尔多斯盆地南部及陕北的腹地,构造上处于盆地一级构造单元伊陕斜坡中部(图1).区内地层平缓西倾,构造相对简单,地层倾角<1◦,千米坡降7∼10m.中生界地层埋深较浅,石油地质条件优越,为盆内油气勘探的重点.晚三叠世延长期鄂尔多斯盆地发育大型内陆湖泊,长7沉积时该湖泊达到最大,形成了以张家滩油页岩为代表的区域性标志层及盆地主要的生油岩系.之后湖盆收缩,在湖盆北翼宽缓的浅水台地上发育了大型水退型三角洲建造,并以长6时期的三角洲建造为代表[3,7−8].长6沉积期志丹地区基本处于大型三角洲前缘亚相发育区,相带展布异常宽阔.储层类型主要为水下分流河道与河口坝砂体,砂体复合迭加程度高、厚度大、横向连续好,平面展布广,成为志丹油田的主力储产层[7].其下与长7优质生油岩系紧密接触,其上以长4+5较发育的“细脖子”泥质岩段构成区域性遮盖,形成了良好的生储盖组合.图1研究区位置示意图Figure1Location diagram of the research area油田中部某井区长6油藏平均埋深约1450m,主要储产层段为长62和长63亚油层组,岩性主要为细粒及粉平均渗透率0.48×10µm,属典型的低孔隙度、特低渗弹性驱和溶解气驱开采状态,尚未注水开发.目前有油井百余口,年产原油约3.5×104t.2特低−−超低渗透油藏生产动态2.1单井试采成果特低超低渗油层试采成果,按照投产初期产量将其划分为相对的高产井(日产油量>4t/d,初月产量>100t/月)、中产井(日产油量2∼4t/d,初月产量50∼100t/月)、低产井(日产油量<2t/d,初月产量<50t/月)三种类型,并选择生产时间比较长久(80∼105个月)的油井50余口,逐月连续采集其生产数据进行统计整理,编制相应的采油曲线,分析其月度产量及递减率变化.动态分析结果(图2)表明:高、中、低产三类油井的产量都在投产后的2个月内达到最大(相应日产量分别为4.0∼13.2,2∼4,1.0∼2.5t/d,月度产量分别为100∼329,50∼98,25∼62t/月);随后转入快速递减,至第7个月时到达第一个低谷,此时各类油井产量分别相当于初产峰值的75%,62%, 57%,月均递减率分别为5.2%、5.5%、5.2%.该阶段最突出的特点是产量呈近乎直线下滑,且产能越底,递减率越大,持续时间通常在5∼6个月;低产井持续时间更长,可达8个月之久.自第8个月开始油井产量出现反弹,递减速率明显减缓,持续6∼7个月,产量分别变化在1.8∼9.2t/d(45∼230t/月), 1.0∼2.8t/d(25∼70t/月), 0.6∼1.8t/d(15∼46t/月);月均递减率分别为3.4%, 3.7%,4.3%.低产井的递减幅度仍然较大,此阶段自第11月开始,持续时间约4个月.图2特低超低渗透油藏产量递减的基本规律性.3特低−−超低渗透油藏递减规律3.1递减类型及初始递减率根据特低超低渗油藏递减类型进行分析判别.首先以油井动态数据分别计算和编制高、中、低产三类油井的(Q i/Q)-t 的散点图(图3),然后与图版典型曲线进行拟合,求得最佳拟合状态,进而确定递减指数N以及递减类型,划分递减阶段,确定各递减阶段的初始递减率D i (图4).拟合结果表明:不同产能的油井其递减历程均完整地包含了三个基本的递减阶段,即由最初的指数递减开始,很快转入双曲递减阶段,再转入漫长的调和递减阶段直至油藏开发结束(表1).在确定了各递减阶段递减类型、递减指数以及初始递减率后,利用公式法[10,12]对瞬时递减率D 进行了计算和预测.图3特低超低渗透油藏递减类型典型曲线拟合状态Figure 4A typical curve fitting state diagram of thedecreasing type of extra-low −ultra-low perme-ability reservoir中产类油井递减及其演变与高产类油井基本相同,只是各阶段初始递减率相对偏高,双曲递减指数相对减小.指数递减阶段初始递减率为6.0%,双曲递减阶段下降为3.9%,递减指数为2.1,调和递减阶段下降为2.7%.低产类油井递减及其演变与中、高产类油井存在一定的差异,主要表现为其指数递减阶段延长到第10个月才结束,而双曲递减阶段则缩短为4个月,随后即进入漫长的调和递减阶段.指数递减阶段初始递减率为6.1%,双曲递减阶段下降为4.0%,递减指数为2.1,调和递减阶段下降为2.9%.表1特低−超低渗透油藏递减规律分析综合成果Table 1Consolidated results of decline law analysis of extra-low −ultra-low permeability reservoirt /月t /a 高产递减中产递减低产递减10.08 1.03 1.04 1.0920.17 1.11 1.141.2230.25 1.243−7指数5.2∞1.233−7指数6.0∞1.353−10指数6.1∞40.33 1.31 1.33 1.3350.42 1.381.381.4790.75 1.408−14双曲 3.6 2.5 1.348−14双曲 3.9 2.1 1.4011−14双曲4.02.1100.83 1.44 1.49 1.43110.92 1.53 1.46 1.4812 1.00 1.651.601.613.2开发阶段及综合递减率以前述实际生产动态及其递减规律分析为主要依据,将特低超低渗透油藏开发中最具代表性的阶段,持续时间长久,递减率显著降低,生产状态稳定.实践证明该阶段持续时间达6年以上.月均综合递减率为0.92%,折合年均递减率为11%(表2).该递减率可作为特低超低渗透油藏生产动态及递减规律的种种表现是其油藏地质特征的综合体现.特低渗超低渗透油藏采用弹性及溶解气驱为主的天然能图5特低超低渗透油藏开发阶段划分及综合递减率确定结果表Table 2Results table of dividing development phase and determining synthesis decline law开发阶段及滚动建产阶段快速递减阶段(指数递减阶段)指数递减阶段(双曲递减阶段)缓慢衰减阶段(调和递减阶段)综合递减特征t 1/个月t 1/个月t 2/(%)t 3/(%)t 1/个月t 2/(%)t 3/(%)t 1/个月t 2/(%)t 3/(%)中产井产量法 23−7 5.566.08−14 3.744.4>150.8510.2拟合法3−76.072.08−143.744.4>150.9211.0综合取值3−7 5.869.08−14 3.744.0>150.9211.0t 1为持续时间;t 2为月均递减率;t 3为年均递减率.量进行开发时,由于油层低压低渗和非达西渗流的影响,因此供液能力不足,井底附近地层脱气严重.在油井(藏)试采的初期,采油速度较大,溶解气的释放会随着试采的进行和压力的下降而加速,气驱能量迅速增强,油藏变成以溶解气驱动为主,原油产量快速上升,局部油井甚至会在试采初期发生短暂的井喷.当试采产量达到最大之后,由于溶解气的大量逸散,气油比急转直下,气驱能量随之降低,油井产量近乎直线递减.显然,溶解气驱及其能量变化构成了特低渗溶解气混合驱动为主,形成了比较短暂的减速递减(双曲递减)阶段.当溶解气驱能量被大量消耗至很弱之后,在仍然没有外界能量补充的情况下,特低渗超低渗透油藏来说,储油层物性越差,非达西渗流与供液能力不足的问题将会越发突出,地层脱气现象将会更严重,因而初产越低,递减越快.当对特低超低渗透的岩性油藏,基本无自然产能,压裂增产效果好.不同类油井的动态特征一致地反映了特低超低渗透油藏的开发历程可大致划分为滚动建产、快速递减、减速递减、缓慢衰减等四个阶段.滚动建产阶段通常历时约2个月,期末产量达到最大;快速递减、减速递减、缓慢衰减三个阶段构成了特低超低渗透油藏开发中最为主要也是最具特色的开发阶段.特低超低渗透油藏的综合递减率.特低渗溶解气混合驱动为主;缓慢衰减(调和递减)阶段,弹性能量成为油藏开发的主要动力,并将长期发挥作用.参考文献[1]王道富.鄂尔多斯盆地特低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社,2007.[2]赵文智.石油地质理论与方法进展[M].北京:石油工业出版社,2006.[3]王建民.鄂尔多斯盆地南部中生界大中型油田形成条件与勘探策略[J].石油勘探与开发,2006,33(2): 145−149.[4]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社,1997.[5]李道品,罗迪强.低渗透油田开发的特殊规律[J].断块油气田,1994,1(4):30−35[6]严云奎,于波,崔智林.鄂尔多斯盆地甘谷驿油田长4+5储层成岩作用[J].兰州大学学报:自然科学版,2009,45(3):8−12.[7]王建民.陕北志丹地区长6−长2油层组水退型三角洲沉积特征及演化[J].石油勘探与开发,2008, 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要分布在0.08～0.26 mm 之间，占80.5%以上，颗粒之间线接触，孔隙式为主要胶结类型。

2.2 成分特征长7油层组碎屑颗粒含量在77.0%～92.0%之间，平均80.9%，碎屑成分主要以长石为主。

石英含量为12.0%～25.0%，平均含量为19.6%；长石含量为16.0%～66.0%，平均含量为52.1%；岩屑含量为2.0%～29.0%，平均含量为6.6%。

云母等含量在1.0%～13.0%之间，平均5.5%。

岩屑主要由变质岩岩屑组成。

长7油层组填隙物成分在7.00～23.00%之间，平均含量为11.3%。

填隙物主要成分水云母平均含量1.3%、绿泥石平均含量2.7%、(铁)方解石平均含量4.1%、硅质平均含量1.6%、浊沸石平均含量0.7%，高岭石平均含量0.6%，黄铁矿平均含量0.3%。

3 储层孔隙结构特征3.1 孔隙类型根据岩心铸体薄片、岩心观察、扫描电镜等资料的观察分析，本研究区长7储层总面孔率为1.00%～10.00%，平均值为4.50%，孔隙类型主要为粒间孔，含量为3.00%，其次为粒间溶孔、沸石溶孔、长石溶孔，分别为1.67%、1.33%、1.00%。

3.2 孔隙结构特征采用周长区长7油层组5口井15块样品进行压汞实验研究(图1)，本次压汞实验剔除掉异常值后，延长组长7油层平0 引言致密油作为非常规油气的重要组成部分，是目前石油勘探的又一重点领域。

周长区位于鄂尔多斯盆地中南部，区内致密油资源丰富，长7致密油有较好的勘探前景[1]。

但是周长区目前对致密油的储层特征认识差，勘探程度低，钻探盲目性强，本文针对周长区储层特征认识不清的问题，通过相关实验和岩心数据统计对周长区长7层储层岩石学和物性等特征做了系统分析，并分析了沉积相和成岩作用对储层发育的影响，本文将对周长区长7储层评价和勘探具有一定的指导意义。

1 区域地质背景研究区地理位置上属于陕西省吴起县境内，构造位置上位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中西部，如图1所示，油藏受构造和岩性双重因素控制，以岩性油藏为主 [2]。