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13油藏分类
第三章油气藏分类
第一节油气藏分类原则和因素
一、油气藏分类一般遵循的原则
1、油藏的地质特征,包括油藏的圈闭、储集岩、储集空间、压力等特征;
2、油藏的流体性质及分布特征;
3、油藏的渗流物理特性,包括岩石的表面润湿性,油水、油气相对渗透率,毛管压力,水驱油效率等;
4、油藏的天然驱动能量及驱动类型。
二、油藏的分类因素
(一)、原油性质
1、低粘度
油层条件下原油粘度<5mPa.s为低粘度原油。
2、中粘度
油层条件下原油粘度在5~20mPa.s为中粘度原油。
3、高粘度
油层条件下原油粘度在20~50mPa.s为高粘度原油。
4、稠油
油层条件下原油粘度>50mPa.s,相对密度>0.920为稠油。
稠油又可细分为3大
类4级(表1.3.1)。
表1.3.1稠油分类标准
稠油分类
主要指标
辅助指标
开采方式
名称
级别
粘度mPa.s
相对密度
普稠油
Ⅰ
Ⅰ-1
>501)~1501)
>0.9200
注水或注蒸汽
Ⅰ-2
>1501)~10000
>0.9200
注蒸汽
特稠油
Ⅱ
>10000~50000
>0.9500
注蒸汽
超稠油(天然沥青)
Ⅲ
>50000
>0.9800
注蒸汽
注:
1)指油层条件下粘度,其它指油层温度下脱气油粘度
5、凝析油
指在地层条件下介于临界温度和临界凝析温度之间的气相烃类,一般相对密度<0.800。
6、挥发油
流体系统位于油气之间的过渡区内,而其特性在油藏内属泡点系统,呈液体状态,相态上接近临界点,在开发过程中挥发性强。
7、高凝油
为凝点>40℃的轻质高含蜡原油。
(二)、圈闭
构造圈闭,地层圈闭、水动力圈闭、复合圈闭。
(三)、储集层岩性
砂岩、砾岩、碳酸盐岩、泥岩、火山碎屑岩、侵入岩、变质岩。
(四)、渗透性
1、高渗透
储集岩空气渗透率>500×10-3μm2。
2、中渗透
储集岩空气渗透率50—500×10-3μm2。
3、低渗透
储集岩空气渗透率10—50×10-3μm2。
4、特低渗透
储集岩空气渗透率<10×10-3μm2。
(五)、油、气、水产状
边水、底水、气顶。
(六)、储集层形态
层状(单层、分层、低倾角、高倾角)、块状。
(七)、储集空间类型
孔隙型、裂缝型、双重介质型。
(八)、地层压力
常压(压力系数0.9~1.2)、异常高压(压力系数>1.2)、异常低压(压力系数<0.9)。
(九)、原油中气饱和度
未饱和、饱和、过饱和。
(十)、埋藏深度
浅层(<1500m)、中深(1500~2800m)、深层(2800~4000m)、超深层(>4000m)。
(十一)、润湿性
1、亲水
岩石表面优先被水润湿,自发吸入法测定时,吸水量明显大于吸油量。
2、中性
岩石表面被水与被油润湿能力相近,自发吸入法测定时,吸水量基本等于吸油量。
3、亲油
岩石表面优先被油润湿,自发吸入法测定时,吸油量明显大于吸水量。
(十二)、天然驱动类型
天然水驱、气顶驱、溶解气驱、弹性驱、重力驱动、综合驱动。
三、命名原则
油藏命名采用多因素主、次命名法,次要因素在前,主要因素在后。
1、最主要因素构成基本类型名称。
2、较主要因素冠在基本名称之前构成大类名称。
3、其次的因素冠在大类名称之前构成亚类名称。
第二节分类结果及实例
根据上述命名原则将油藏划分为18类,现分述举例如下:
一、层状高渗透砂岩油藏
储集层为砂岩,空气渗透率>500×10-3μm2,呈层状。
这类油藏在胜利油区分布十分广泛,油藏埋藏相对较浅,多以中浅层为主。
由于储集层压实较差,胶结作用弱,因而渗透率较高。
如孤东油田馆陶组油藏即为典型的层状高渗透砂岩油藏。
此外孤岛油田、埕东油田、埕岛油田的馆陶组油藏也属于这一类型。
孤东油田位于济阳拗陷沾化凹陷东北部桩西—孤东潜山披覆构造带南端,东临桩东凹陷,西与孤南洼陷相接,南北与垦利断裂带和长堤油田相邻。
距孤岛油田15Km。
孤东构造是在中生界潜山背景上发育起来的以第三系沉积为主的披覆构造,受五号桩大断层的影响,将构造划分为东西两翼,东翼构造平缓而简单,西翼构造陡而较复杂。
平面上由于断层的切割划分为7个区,主力区块为东翼的七区和六区(图1.3.1)。
图1.3.1孤东披覆背斜油气藏平面及剖面图
孤东油田具有6套含油层系,其主要含油层系为上第三系馆陶组油藏,油藏埋藏深度1100~1450米,储层为河流相沉积的正韵律砂体,具有埋藏浅、结构疏松、高孔高渗等特点,平均孔隙度34%,储层平均空气渗透率1560×10-3μm2,油藏呈层状分布,具有多套油水系统。
除在1420米存在一个主要油水界面外,在不同的砂体中还存在多个次要油水界面。
控制着油藏的油水分布。
油藏属于典型的层状高渗透砂岩油藏。
孤东油田是一个受构造影响比较大的油田,因此油藏名称应突出“构造”因素,属于构造层状高渗透砂岩油藏,而且考虑到孤东油田馆陶组的油性属于普通稠油,因此在名称里还需加上“普通稠油”,孤东油田馆陶组油藏类型的亚类名称为“层状构造高渗透砂岩普通稠油油藏”。
孤东油田发现于1984年8月,1985年5月开辟开发试验区,1986年编制500×104t整体开发方案,同年5月组织孤东油田大会战,当年钻井1000作口,年产油454×104t,初步建成年产油500×104t的生产规模。
1987年初,组织防砂、转注会战,当年完成1100余口油井防砂、241口注水井转注任务,形成13个注水开发单元,注水储量2亿吨,奠定了油田稳产基础,从1988年注水见效到1992年,平均年产油480×104t左右,采油速度2%以上,连续稳产5年,实现了总体方案规划的高速高效开发稳产5年的目标。
1993年油田产量开始递减,为了减缓产量递减,控制含水上升,加大力度增加科技投入,陆续开展了室内基础研究、精细油藏描述、数值模拟、测井二次解释、水平井、现代试井、边部难动用储量热采、三次采油等十几项科学研究及推广应用技术,加强了“控水稳油”、“产液结构调整”、“双低单元改造”、“堵水调剖”等综合治理措施,见到明显的经济效益和社会效益,油田含水上升率下降到0.2%左右,采油速度保持在1%以上,年产油量维持在300×104t以上。
截止到1999年5月,油田累积产油5510×104t,采出程度20.6%,实现了高速高效开发的设想。
但是,油田开发也面临着严峻的开发形势,油层水淹严重,剩余油高度分散,含水高,挖潜措施效果变差,产量递减加快等。
今后油田将以精细油藏描述、剩余油分布研究等为主攻方向,致力于油田综合治理和三次采油技术,以经济效益为中心,不断提高油田的最终采收率。
二、层状中渗透砂岩油藏
储集层为砂岩,空气渗透率50~500×10-3μm2,呈层状。
五号桩油田沙三上油层组、滨南油田滨二区沙三下等皆属于层状中渗透砂岩油藏。
五号桩油田位于沾化凹陷东部五号桩潜山披覆构造带西侧深凹陷内。
其主要含油层位沙三段中、下部,储集层为近源浊积扇砂岩体。
根据岩性特征及含油特征,可以分为上、下两个油层组,上油层组以含砾砂岩和细砂岩为主,岩心分析,平均渗透率240×10-3μm2,平均孔隙度18.1%。
该套油层初期产能较高,为五号桩油田主力开发层系,已探明和控制含油面积13.1Km2。
五号桩油田沙三段上油组油藏主要是由于岩性影响形成圈闭,因此油藏类型如果进一步细分,其亚类名称为“岩性层状中渗透砂岩油藏”(图1.3.2)。
图1.3.2五号桩油田构造及油藏剖面图
三、低渗透砂岩油藏
储集层为砂岩,空气渗透率10~50×10-3μm2,呈层状。
低渗透砂岩油藏在胜利油区分布比较广泛,如渤南油田、牛庄油田、商河油田、纯化油田等。
这些油田油藏类型多样,既有构造油藏(如渤南油田),也有岩性油藏(如牛庄油田),还有薄层层状油藏(如纯化油田)。
由于储集层渗透率低,因而开发难度较大,通过最近几年攻关研究,取得了一定进展,但总体开发效果较差。
1、渤南油田
渤南油田是胜利油区最大的低渗透油田,其地质储量超过亿吨。
主要含油层系为下第三系沙三段(储量占90%以上),是一个深湖—半深湖沉积的、埋藏深、低渗透、低粘、低饱和的受岩性控制的断块油藏。
渤南油田储集层厚度较大,单层厚度5~20米,岩性以粉细砂岩为主,平均空气渗透率小于50×10-3μm2,平均孔隙度17.6%。
原油性质好,地面原油密度0.84~0.88g/cm3,地面原油粘度9~16mPa.s。
考虑上述因素,渤南油田的名称为层状性构造低渗透砂岩油藏(图1.3.3)
图1.3.3渤南油田构造及油藏剖面图
该油田1971年试采,1973年投产,1975年开始注水,1987年全面开发,主要经历了三个大的开发阶段:
第一阶段(73~86年)为局部投产,低速开发阶段;第二阶段(87~90年)为全面扩建稳产阶段;第三阶段(91~目前)产量递减阶段。
开发过程中存在的主要问题有:
产量递减大、液量递减快、吸水指数下降等,虽经过近几年综合治理,但开发效果仍然较差。
2、纯化油田
与渤南油田不同,纯化油田沙四段低渗透油藏除构造复杂外,最突出的特点是层薄、岩性多变,既有砂岩、又有碳酸盐岩,二者间互。
其油藏分类名称为“薄层状岩性构造低渗透油藏”。
纯化油田于1965年发现,1971年5月投入开发,1976年进行注水开发,先后经历了三个开发阶段:
第一阶段,大段合采,弹性能量开发阶段;第二阶段,大段合采,注水开发阶段;第三阶段,细分开发层系,综合调整阶段。
到1996年6月底,共投产油水井547口,其中油井373口,目前开井287口,日产油水平1067t,平均单井日产油3.7t,累积采油919×104t,采出程度17.7%,采油速度0.75%,综合含水79.4%,累计注采比0.94,目前地层压力为20.7Mpa。
3、牛庄油田
牛庄油田沙三段油藏主要是由于岩性圈闭形成的,其油藏分类名称为“岩性低渗透砂岩油藏”(图1.3.4)。
图1.3.4牛庄油田王39砂体油藏剖面图
四、特低渗透砂岩油藏
储集层为砂岩,储集岩空气渗透率<10×10-3μm2。
大芦湖油田、小营油田等均为特低渗透砂岩油藏。
下面以大芦湖油田为例进行说明。
大芦湖油田区域构造属于济阳拗陷东营凹陷博兴洼陷西北部,正理庄—大芦湖鼻状构造带北端,面积约120Km2。
其主要含油层系为下第三系沙三中段,沉积环境为深湖—半深湖相沉积,储集层具有反韵律和复合韵律特点,岩性多为长石粉砂岩,粒度较细。
油藏埋藏深度2800~3250米,岩石成岩作用强,突出的特点就是储层渗透性极差,经岩心分析,平均孔隙度12.3~15.5%,平均渗透率1.8~8.0×10-3μm2,而且储层非均质非常强,对油田开发产生严重影响。
该油田有六个开发单元,从1991年8月~1993年月12月陆续投入开发。
1993年实行全面注水开发后,当年产量创历史最高纪录22.2×104t。
截止到1996年底,采出程度6.48%,综合含水38%,采油速度1.18%,含水上升率5.86%,平均单井液量9.1t/d。
油田开发过程中,存在的主要问题是含水上升率高、平均单井产液量低。
虽然采取了一系列措施如压裂改造储层渗透性、不断调整注采比控制含水上升等,但都没有很好地解决这些问题,还必须强化针对性措施的研究,努力提高这类油田的开发效益。
五、底水砂岩油藏
储集岩为砂岩,有底水,呈块状,空气渗透率>50×10-3μm2。
这类油藏一般能量比较充足,水体巨大,原油呈“水上漂”或“油帽子”的形式存在,开采过程中含水上升较快。
如临盘油田田18块馆陶组油藏、大芦家油田临2块馆陶组油藏、孤东油田东营组油藏等皆属于这类油藏。
田18块馆陶组储层属于辫状河流沉积,岩性以细砂岩和中砂岩为主,储集层厚度约150米,以块状砂岩为主,夹薄层泥岩和泥质粉砂岩,分布不稳定。
油层顶深1441米,原始油水界面为1460米,油层厚度19米,含油面积0.72Km2,地质储量68.5×104t。
田18断块构造形态是一个受南界断层控制的鼻状构造,高点位于断层附近,向北倾伏。
油藏主要是由于南界断层的遮挡作用形成的(图1.3.5)。
油藏命名时主要以底水、厚层因素为主,同时考虑构造因素,油藏分类名称为“构造块状底水砂岩油藏”。
临2断块和孤东油田东营组油藏都属于这一类型。
图1.3.5田18块构造及油藏剖面图
该类油藏开发过程中容易出现水体锥进从而造成含水上升快,而且油层出砂,采出程度较低,对于该类油藏采用水平井进行开发十分有效,因为水平井能有效地抑制水体锥进,减缓含水上升。
如在该块上设计的田18—平1井,初期日产油40t,目前该井已累积采油8100t;在临2断块上设计的临2—平1井、平2井都取得了很好的经济效益。
六、气顶砂岩油藏
储集岩为砂岩,有气顶,呈层状,空气渗透率>50×10-3μm2。
根据气顶气性质分为凝析气顶砂岩油藏和常规气顶砂岩油藏。
如临盘油田盘40块馆陶组油藏属于常规气顶砂岩油藏(图1.3.6)。
图1.3.6盘40块构造及油藏剖面图
临盘油田盘40块位于临盘油田西南端,为一受南界大断层控制的反向屋脊式断鼻构造,构造高点位于该块靠近南部断层的高部位。
目的层馆陶组上段37小层厚度15~20米,分布比较稳定,属于河流相正韵律砂体沉积,高孔高渗,平均空气渗透率1250×10-3μm2,高部位具有气顶,北部有边水。
气顶含气面积0.3Km2,储量0.38×108m3。
在没有计量的情况下目前气顶气基本采完。
考虑到该块开发过程中边、底水和构造作用比较大,盘40块油藏分类名称为“具有边底水的构造气顶砂岩油藏”。
该块于1990年投入开发,共有完钻井31口,投产油井14口,水井2口。
由于底水锥进等原因,至1998年10月开井4口,累计生产原油9.9×104t,采出程度2.7%,综合含水70.5%,采油速度0.1%。
由于边底水能量比较活跃,油层能量下降幅度较小。
目前正准备采用水平井—侧钻水平井方案进行开发。
七、断块油藏
由断块圈闭聚集石油所形成的油藏。
往往由一系列大小不等的断块上下叠合、四周相嵌组成一个断块油藏区。
断块油藏在胜利油区十分发育,根据断层发育程度和断块大小又可进一步细分为一般断块油藏和复杂断块油藏。
复杂断块油藏每一个含油断块的油藏面积一般小于1Km2甚至更小。
东辛、现河庄、郝家、永安镇、临南、滨南等油田都属于复杂断块油藏。
1、临盘油田
最典型的复杂断块油藏如临盘油田盘河构造上的油藏(图1.3.7)。
盘河构造是一个继承性构造,渐新世受临邑大断层剧烈活动的影响,该构造不仅急剧抬高遭受剥蚀,其顶部沙三段下部油页岩集中段以上的地层全被剥失,馆陶组直接覆盖其上,而且断层特别发育,众多的小断层将沙三段切割为棋盘式的断块区。
主要含油层段为沙三段底部的盘河油层段。
储集层为河流—三角洲相前缘砂体,砂体比较集中,油层厚度较大,但断块间差异有时相差悬殊,主要是小断层起了封隔作用。
油田已开发多年,有些断块仍研究得不很清楚,充分显示了其复杂性。
图1.3.7盘2断块构造及油藏剖面图
2、东辛油田
东辛油田辛109断块是另一种类型的复杂断块油藏。
该断块位于东辛油田辛镇复式地堑构造南翼。
块内发育4条近于平行的东西向断层,断层面北倾,与南倾的地层构成几条反向屋脊式圈闭,形成条带式的复式断层油藏(图1.3.8)。
含油层位有沙三段上部、沙二段、和沙一段。
多数油层紧邻断层分布,同一个砂层组有的屋脊含油,有的屋脊不含油。
相同层位的砂岩,即使各个屋脊上都含油,也由于各个屋脊具体圈闭的位置不同而在平面上相互错开,因此同一层位的油藏其含油面积很少连片。
在剖面上,油藏具有油层分散、多油水系统的特点。
图1.3.8辛109断块构造及油藏剖面图
八、砾岩油藏
储集层由砾岩、砂岩组成,但油藏中60%以上的储量分布在砾岩储层中。
砾岩油藏属于特殊岩性油藏,其沉积环境多位于靠近凸起的陡坡地带,水动力机制以重力流为主,砂砾混杂,岩石类型复杂,形状多为扇形体。
如永安油田永551沙四段砾岩体、乐安油田馆陶组砂砾岩体等。
永安油田位于东营凹陷东北边缘,北为陈家庄凸起,南为中央隆起带,东靠青坨子凸起,西邻民丰洼陷,永551砾岩体即位于永安油田北部斜坡带上。
该砾岩体是由多套水下冲积扇迭置而成的复合扇体,由十几层砾岩、泥岩组成。
同时整个砾岩体又被沙三沙四段的巨厚的泥岩所覆盖,为一套典型的近源水下陡坡冲积扇沉积,来源于陈家庄凸起的砾岩沉积物直接覆盖于前震旦系花岗片麻岩基底之上。
永551砾岩体岩石类型复杂,主要岩石类型以颗粒支撑砾岩及杂基支撑砾岩为主,还有泥质砾岩、含砾砂岩和砂岩、泥岩等岩石类型。
砾岩体平均粒径达1.66mm,岩心观察可见巨砾(粒径大于64mm)及孵石(粒径6~64mm)。
永551砾岩体属于低渗透储集层,主要是由于砾岩体砂砾混杂,分选极差造成的,据岩心分析,平均渗透率仅为15.6×10-3μm2,平均孔隙度15%。
与之相邻的永1砾岩体渗透率稍高,平均值为61×10-3μm2。
永551砾岩体不仅低渗,而且由于压实作用和成岩作用较强,储集层非均质性也较强,因而其产能较低,初期平均单井日产油6.5t,而且液量不足,因此必须通过工艺改造油层,高压注水开发。
九、碳酸盐岩油藏
储集层为碳酸盐岩。
如桩西油田、平南油田、套尔河油田、义和庄油田等皆为碳酸盐岩油藏,这类油气藏以桩西油田下古生界潜山油藏为代表。
桩西油田位于济阳拗陷沾化凹陷东部,埕北—五号桩—孤东隆起带中段,西以大逆断层与埕子口北坡相接,东与五号桩隆起以断层相邻,南以大断层与桩西洼陷相连,北与埕北高点可能以正断层为界。
储集层主要由下古生界寒武、奥陶系海相沉积的碳酸盐岩组成,总厚度1300~1500米,地层系统属华北南部类型。
寒武系与下伏泰山群呈不整合接触。
从上至下划分为三统8组,即下寒武统府君山组、馒头组、毛庄组,中寒武统徐庄组、张夏组,上寒武统崮山组、长山组、风山组;奥陶系具有两统5组,即下奥陶统冶里、亮甲山组、中奥陶统下马家沟组、上马家沟组及八陡组。
桩西下古生界潜山为一大型褶皱推覆体,它是经印支期抬升、挤压、褶皱、剥蚀、沉降接受中生界地层沉积之后,在燕山运动后期,整体向西推移形成的,其构造形态以桩古10块、桩古13块东界的北西走向的逆断层为界,可分为下盘的挠曲—倒转—平缓单斜构造形态和逆断层上盘的不对称牵引背斜构造形态。
该背斜虽被燕山期、喜山期形成的多条断层复杂化,形成众多断块和局部高点,但整体构造形态仍清晰可见(图1.3.9)。
图1.3.9桩西下古生界潜山构造及油藏剖面图
该油田储集类型非常复杂,表现为储集空间类型多、结构复杂,纵横向变化大。
主要的储集空间类型有:
晶间孔隙、晶间溶孔、溶蚀洞穴、充填溶洞、晶簇洞、开启裂缝、溶蚀裂缝、压溶缝等,上述孔洞和裂缝构成了桩西油田油气储集的场所和运移的通道。
桩西油田是一个非均质性极强的油田,缝洞发育基本上没有规律可循,同一断块上既有千吨高产井,也有空井。
虽然与多家外国公司进行合作攻关,但缝洞发育规律仍没有很好地得到解决。
十、泥岩裂缝油藏
储集岩为泥岩。
储集空间为泥岩中受构造作用或其它作用形成的微细裂缝,孔隙度基本上不发育,而微细裂缝的发育程度受构造因素控制。
该类油藏发现较少,如永54块沙四泥岩裂缝油藏、莱32块沙河街组泥岩油藏等。
永54块位于东营凹陷东北边缘的永安镇油田中部,北及东北以大断层与永551砾岩体相接,南临永3断块,1976年钻永54井时钻遇沙四段泥岩油层,发生强烈井涌井喷,试油日产油33t,从而发现该泥岩裂缝油藏。
永54块为从永551砾岩体向西南和东南延伸的两条大断层夹持的一个三角形断块,构造形态为一由东向西倾伏的鼻状构造,永54井位于裂缝相对比较发育的鼻状构造中部。
沙四中上部地层为一套深灰色泥岩、灰质泥岩、灰质页岩间互层,灰质泥岩和灰质页岩为高阻层,岩性质脆,常形成裂缝型储层,尤其是灰质页岩受构造应力形成的垂直裂缝结合层理间的层间缝,其储集性能更好。
由于裂缝发育的规律性不强,因此钻井的风险性较大,应进一步加强泥岩裂缝分布规律的研究,提高这类油藏开发的效益。
十一、火山碎屑岩油藏
储集岩为火山碎屑岩,如商河油田商741沙一段火成岩油藏。
商741沙一段火成岩油藏其主要岩性为火山熔岩、火山角砾岩、火山凝灰岩等火山碎屑岩。
其厚度分布呈中心厚、四周薄的特点,中心最厚可达150米以上。
构造形态剖面上呈蘑菇状,平面上呈锥形,东西长约800米,南北长约1000米(图1.3.10)。
该类油藏的储集空间类型十分复杂,既有孔隙、裂缝,还有溶洞。
裂缝作为连通孔隙、溶洞的通道,其发育好坏十分重要,因此如何搞清裂缝的分布规律对这类油藏的开发具有重要意义。
图1.3.10商741火山碎屑岩构造及剖面图
十二、喷发岩油藏
储集层为喷出岩。
如滨南油田滨三区沙三下火成岩油藏。
滨南油田滨三区位于山东省滨县境内,构造位置位于东营凹陷的北缘、滨南断裂带的西端,北接滨南凸起,西部和南部分别为大芦湖和尚店潜山披覆构造,东临利津生油洼陷。
滨三区沙三下火成岩油藏是我国东部地区第一个投入开发的火成岩油藏。
经研究认为,沙三下火山岩油藏是沙四末期和沙三初期区域沉降背景上沿滨南断裂发育的以中基性安山玄武岩为主的喷发岩油藏。
其主要形成期为沙三早期,由于滨南断裂的活动,造成南部、东北部下沉而西部相对抬升,形成该区向东倾没的地垒雏形。
随着断裂活动的别剧,地壳深部中基性安山玄武岩沿滨南基底断裂上涌,并沿同期活动发育的分支断层喷溢地表,形成火山喷发岩。
火山喷发岩东西长度为10Km,南北宽3Km,分布范围30Km2。
到目前为止,共钻井84口,61口钻遇火山岩,初期最高日产量为97t,单井最高累产高达25.9×104t(滨338—1井),是一个比较高产的火山岩油气藏。
十三、侵入岩油藏
储集岩由侵入岩组成。
如商河油田商741块沙三下火山侵入岩和罗家油田罗151块火山侵入岩油藏。
商741块发育有两套火成岩体,第一套为沙一段火山碎屑岩,第二套为穿插于沙三下暗色泥岩中的辉绿岩侵入体,由靠近主断裂伴生的断层复合部位侵入的岩床型浅成辉绿岩体,平面分布为舌形,面积31Km2,最大厚度部位位于商743~商746井一带,厚度达100米。
岩体由中心向边缘可划分为三个相带,即中心亚相、过渡亚相和边缘亚相,相带分布上,侵入岩具有空间对称性,其三维结构类似“鸡蛋”,边缘亚相包围过渡亚相,过渡亚相包围中心亚相(图1.3.11)。
储集层主要储集类型为孔、缝、洞,但主要以次生的孔、缝为主,原生晶间孔隙不发育,其裂缝以次生半开启—开启缝为主,开启缝占46%,半开启缝占48%,充填缝仅占6%,裂缝以高角度为主,主要发育方向为近东西向,与该区断裂系统走向一致。
该区裂缝发育的非均质性十分严重,完钻井中有超过百吨的高产井,也有不到10吨的低产井。
图1.3.11商741火山侵入岩构造及剖面图
罗151块火山岩也为沙三下辉绿岩侵入体,与商741火山侵入体不同的是罗151块孔隙比较发育,平均孔隙度为6—8%,而商741块发育较差平均孔隙度为3~4%,因此,罗151块产能相对比较稳定(图1.3.12)。
图1.3.12罗151火山侵入岩构造及地层对比图
十四、变质岩油藏
储集岩由变质岩组成。
如王庄油田:
王庄油田位于东营凹陷西北部的郑家地区,在陈家庄凸起的南斜坡背景上,由于古断层的发育和风化剥蚀,形成了一个太古界变质岩残丘。
后被沙四段以泥岩为主的非渗透层覆盖形成变质岩残丘油气藏,含油高度203米(图1.3.13)。
变质岩中微裂缝发育,也有一定数
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