1油气运移效率的实验研究-20220419315.docx

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1、中国西部典型叠合盆地油气成藏机制与分布规律研 究 进 展第9期国家重点基础研究发展规划项目973(2006CB202300)项目办公室编 2009年8月5日“中国西部典型叠合盆地复合优势通道形成演化与油气运移效率”（2006CB202305课题）2009年度研究进展罗晓容1 ， 曾溅辉2 ， 史基安3 ，康永尚2 ，周世新3 ， 周 路4（1.中国科学院地质与地球物理研究所，北京100029；2.中国石油大学（北京），北京 102249；3.中国科学院兰州地质研究所，甘肃 兰州 730000；4.西南石油大学，成都 610500） 根据 “中国西部典型叠合盆地复合优势通道形成演化与油气运移效率

2、（2006CB202305）”“课题计划任务书”的设计安排，及2008年研究任务完成情况，本课题2009年主要工作内容为：（1） 完善复合输导格架的构建方法（2） 各类输导层系有效性确定，结合输导格架的研究认识，对莫索湾油田地球化学参数进行合理解释，示踪油气已经运移方向（3） 复合输导格架内优势运移通道的确定方法（4） 相关的流体流动期次和样式（5） 流体流动驱动机制及其对油气运移和聚集影响分析（6） 复合输导格架的评价方法及技术研究另外，结合研究骨干在塔里木盆地和准噶尔盆地承担协作项目的情况，继续进行具有地区特征的相关输导体的研究，以期能够使我们对于输导体的认识更为全面、更具有典型性。本年度

3、，本课题组以中国西部盆地为主要研究区，按照课题任务的设计，安排研究工作。截止目前，课题组成员已完成了大量的实物工作量，并进行了初步的分析和研究，主要工作进展总结如下：1 油气运移效率的实验研究（1） 为认识二次运移效率，制作二维板状运移模型，开展系列实验，展现逾渗主脊的存在，分析逾渗主脊形成机理，分析其分形特征，测量其含油饱和度变化，讨论其对石油二次运移效率的影响。（2） 通过实验验证了二次运移过程中的逾渗主脊现象，结合逾渗理论和二次动力学机理分析，指出路径中含油饱和度的不同造成导流能力差异、主要运移阻力的变化和运移过程中的路径收缩卡断是逾渗主脊形成的主要原因。（3） 编制软件分析了逾渗主脊的

4、分形特征，逾渗主脊的分形维数小于初始运移路径的分形维数，大于静止末梢的分形维数。逾渗主脊的存在减少了二次运移过程中的油气损失量，增大了石油运移速率，是油气成藏的有利因素。（4） 为认识油气在侧向运移过程中的效率，利用玻璃箱体填充模型和压铸烧结三维模型，在接近实际地层的条件下，开展较大尺寸下未固结和固结多孔介质中油侧向二次运移规律研究，重点分析运移模式、路径展布和含油饱和度分布，并检验一维和二维实验中得出的二次运移规律的适用性。（5） 在三维模型的侧向运移实验过程中，发现二次运移路径形成时受到上覆盖层的限制，路径往往形成厚度有限的平板状，受倾角影响明显的浮力值是影响二次运移路径宽度的重要因素，受

5、卡断和分段运移的影响，路径中的含油饱和度会有规律地在一定值域范围内变化。2 复合输导格架量化表征研究通过对多个盆地输导体沉积成岩特征的研究及对其输导性能的分析，加深了对输导体本质特征及其在空间分布和水动力特征上与其它输导体相互间关系的认识；为能够实现输导体系的量化的研究和表征，以油气成藏动力学研究的思想为基础，逐步总结出进行输导体研究的方法体系格架。2.1 确定关键运聚时期油气成藏系统研究发现，对于陆相沉积盆地，若能选择合适的盆地次级构造单元，其油气运聚系统往往具有继承性，主要的成藏期次受主要盆地构造活动的控制，可以区分的成藏期次有限，因而通过系统的工作，可以确定出研究区块油气运聚成藏的关键期

6、次；以油气成藏关键期次为时间单元，通过盆地分析和盆地模拟方法可以重建关键期次的盆地形态及主要目的层段的埋藏变化，从而获得油气运移的流体动力场；进一步可划分出该油气运聚期待油气运聚成藏单元。2.2 输导层模型建立方法根据实际盆地内可以获得资料的特征，及对实际油气运移通道构成的认识，提出输导层模型的方法。输导体的定义：在一（空间和时间上）确定的油气成藏单元内，微观上具有孔隙空间和渗透能力，宏观上几何连接，内部各部分之间具有流体动力学连通性的地质体。总结先前输导体的研究工作，提出输导层的概念：在一成藏系统内，区域盖层之下具有一定厚度的包含有多个连通输导体的地层总和。为便于量化分析，在平面上将所研究的

7、成藏系统划分成一定密度的网格，输导层则由紧密排列的网眼尺度的柱状地层组成。同一输导层内各个地层柱可以是同时沉积的，也可能是穿时的，甚至分属不同层位的地层。一般地：（1） 对于砂岩体输导体，一般以岩性地层为输导层的基本单位，输导层的厚度取决于资料具备程度、研究尺度及该运聚成藏期该输导层在油气侧向运移/聚集过程中起作用的方式，各个柱状输导体所表征的输导性和连通性特征相互独立，由实际地质资料确定；（2） 典型不整合面输导体的主要类型指底砾（砂）岩输导体，以底砾岩之上的束缚泥岩盖层底面作为输导层的上界面，以底砾岩厚度+淋滤带厚度为不整合输导层段厚度，对于其内部输导体连通性的分析及量化的表征方法，与砂岩

8、输导层的一致。（3） 对于断层输导体，以研究区主要地震资料可以识辨的断层带为输导层单元，同样以一定的密度划分网格，由紧密排列的柱面平行断层面的输导柱构成；各个输导柱体的输导性能由断层开启概率模型的方法进行分析。2.3 输导层内输导体连通性分析方法考虑到油气在输导体内的运移方向可以变化，特别是侧向运移时受输导体非均匀性的影响，运移路径不一定沿着盖层底面之下输导体顶面分布；另外通过实际地质资料也很难处处确定输导体顶面的具体位置。因而借鉴油田开发储层描述的思想，建立输导层模型，探索量化表征方法。对于砂岩输导体： （1） 选择区域盖层之下由各种资料及对油气运聚特征的认识而能够确定的最薄的地层单元；（2

9、） 利用前人工作，或根据实际资料的分析，确定所研究输导层的沉积相分布；（3） 对于勘探程度较高地区，直接以钻井中所能获取的砂岩分布资料，结合地震地层及属性资料，在沉积相的约束条件下勾绘连通砂岩体的平面几何形态；而对于勘探程度较低的地区，根据已有的钻井、露头等资料，在沉积相的约束下勾绘砂地比等值线图，以砂地比20%为基本连通，40%为完全连通，建立砂岩连通概率模型；对于勘探程度极低的地区，则根据研究区仅有的钻井资料，统计分析不同沉积相与砂地比的关系，参考勘探成熟地区沉积相带内砂岩体分布的模型，建立沉积相砂地比关系，以砂地比20%为基本连通，40%为完全连通，建立砂岩连通概率模型；（4） 系统进行

10、砂岩体成岩特征观察，以镜下沥青所代表的油气充注为界限，区分不同期次的成岩作用，确定关键运聚成藏期的重要成岩矿物，以其作为砂岩体间存在流体动力连通性的标志，在几何连通输导体空间的约束条件下勾绘流体连通输导体的平面形态。2.4 输导层输导性能的定量表征方法目前只完成了砂岩输导层输导性能的量化表征方法，通过对研究区含油层及非含油层的各种储集参数及其组合与含油气性的对比分析，确定以“连通输导系数”Hf来表征砂岩输导层输导性能较为理想。关于断层带的输导性能的量化表征方法上未获得较为理想的方法，目前只是在确定上下限的基础上采用线性分割的方法，较为简单。新的方法正在探索中。2.5 复合输导系统的建立方法输导

11、层空间格架搭建的方法探索在油田油藏描述及一些国外小区块快速油气地质评价的项目中，在油气成藏系统内采用三维地震属性提取技术建立真三维输导体的方法时有应用。但对于盆地尺度的勘探的成藏研究目前还存在许多不确定性和技术难题，主要在于：（1）三维地震数据采集区范围较小，很难在遇到区带范围的全三维地震数据体；（2）依据地震属性确定砂岩体在很多条件下还存在分辨率不够、识别率较低、多解性强等问题；（3）无论对于地震数据的处理还是对于运移模拟，全三维的数据体的实现算法需要很长的机时；（4）模拟的结果很难根据已有资料和认识来检验。因而，考虑目前流行的盆地模型均以地层平面二维模型为基础搭建层状叠合三维模型的情况，从

12、不同勘探程度盆地能够提供资料和数据的统一性出发，我们选择了层状输导层模型与层状断层输导层模型相互交叉构建三维输导体系格架的思路，来建立关键运聚成藏期成藏系统内输导格架的方法。目前正在研究解决两个关键问题：（1） 层状平面网格相互交织关键三维输导格架的软件实现（2） 不同类型输导体的统一表征量化方法探索2.6 复合输导格架内优势运移通道的确定方法输导层内优势运移通道的确定不能只考虑运移的动力。在输导体基本均匀的条件下，流体势方法能够很好地给出优势的运移通道（或曰路径），所谓的构造脊就是优势通道的实例之一。但对于非均匀的输导体，油气运移的优势途径就难以确定，因为运移的油气在动力指向上遇到较大的阻力

13、后会发生偏转，另寻新路，使得流体势方法失效；另一方面，也不能只考虑孔渗性较好的通道的连接，因为若运移的油气在该通道上受到的运移动力的方向与通道延伸方向不同，油气的运移也会受到阻碍。因而我们在物理模拟实验的基础上，以逾渗理论为基础，研制了能够将运移动力和阻力耦合在一起的运移数值模拟方法，可以较好地平衡运移动力和阻力的关系，在实际盆地运移模拟中使用，获得较为理想的效果。3 准噶尔盆地腹地侏罗系输导体系系统分析3.1 准噶尔盆地腹地侏罗系典型成藏系统解剖对莫北2井区进行了典型油气藏解剖：莫北2成藏与深-浅部断裂组合有密切关系；目前凝析气层具有高GOI值，说明它早期是油层，被后期注入的气驱替，气注入后

14、驱替出油，从莫北2井被气驱替出的油沿圈闭溢出点溢出后，进入莫北005井区，油气运聚格局服从差异聚集原理，在喜山期前进入到局部构造的油气在喜山期发生局部调整，与区域上油气近距离侧向运移的规律一致。补充分析了水化学在纵向和平面上的变化规律，完善了纵向流体动力系统划分；开展了纵向上流体势变化规律研究，通过对流体势、MnO含量变化的分析研究，进一步论证了断裂作为油气运移通道的结论，分析了纵向上流体沿断裂的交换机制。依据油气成藏流体动力系统的划分，分析了不同流体动力系统的成藏差异，并初步认为二叠系八道湾组系统主要受储层和高压层控制，三工河组系统主要受深、浅层断裂联合作用控制，西山窑清水河组系统以及白垩系

15、呼图壁河组系统主要受油源和保存条件的控制。通过莫北地区油样密度、粘度变化的研究，以及J1s22流体势平面变化规律分析，认为油气在沿断裂进入J1s22后，未发生大规模、远距离的侧向运移，只在局部构造中发生过调整，略有向北调整运移的趋势。综合成藏条件分析，提出了莫索湾莫北地区两种主要的成藏模式，即深部高压侧向运移成藏模式和中上部垂向运移成藏模式，提出喜山运动前后，油气运移格局发生了变化的认识。根据莫索湾莫北地区油气来源和成藏条件的不同，对该区做了成藏体系划分，并初步划分为2个成藏体系，即盆1井西凹陷东环带成藏体系和昌吉凹陷莫索湾成藏体系。3.2 利用地震资料建立砂岩输导体系统计了研究区各井各岩性的

16、测井响应特征，进行了各岩性不同测井响应平均值交会图分析，建立起了各岩性与测井响应之间的对应关系，为反演类型的选取与反演后各岩性的识别奠定了基础。在对研究区36口井进行井震储层标定后，对研究区侏罗系三工河组地层进行了储层波阻抗反演与参数反演，对比地震数据体中能反映储层的具有地质意义的属性，从纵横向上描述了储层在空间和平面上的展布。由地震属性分析可知剖面上属性对砂层的反映不太明显，且均方根振幅属性分辨率高于反射强度属性；而平面上均方根振幅属性、平均能量属性、平均峰值振幅属性、振幅变化属性与岩性的对应关系较好，其中均方根振幅属性与井上砂体的分布对应关系最好。由联井砂层对比、地震反演及地震属性综合研究

17、可知三工河中下段(J1s22)砂体厚度大，砂体连续性好，利于油气的运移；而三工河中上段(J1s21)砂体厚度较小，砂体延伸距离短，连通性较差，较利于油气运移，但输导性差于中下段砂体；三工河组上段(J1s1)主要为泥岩，中间夹少量砂层，砂层连通性差，不利用油气的运移。3.3 利用地震属性提取技术建立砂岩输导体系的量化表征方法对研究区三工河组中段储层沉积相特征进行了描述，三工河组中段属于三角洲前缘亚相沉积，其中三角洲前缘亚相中的各类砂体为有利的储集地带。利用测井统计，地震属性提取，井震反演等技术描述了三工河组中段砂体在平面上的分布特征，得出了三工河组中段砂体在北东、东部较厚，而南西、西部地区砂体较

18、薄的结论，砂体厚度的变化显示了物源的方向以及各物源中的优势物源所在。据铸体薄片和扫描电镜资料，三工河组中段储层的储集空间主要为剩余粒间孔和原生粒间孔，粒内溶孔主要见于长石，微量高岭石晶间微孔，偶见微裂缝，组成“剩余粒间孔-原生粒间孔-粒内溶孔-微裂缝”的孔隙组合类型，且三工河组中下段(J1s22)输导性能优于三工河组中上段(J1s21)。利用测井解释，井震参数反演等不同的技术去描述三工河组中段储层的孔隙度和渗透率在平面上的分布特征，通过对比分析得出三工河组中段储层的孔隙度在研究区东北部、东部地区较大（11%），向南部方向逐渐减小，西部、东南部地区较低（10%），但是在莫10井出现较大值。三工河

19、组中段储层的渗透率存在明显的分区性，在平面上沿北西-南东向可分为两个区，西部地区渗透率较大，在盆5井、莫3井附近都出现局部高值（大于20毫达西），向东部方向值逐渐减小，出现一个北西-南东向的低值条带（小于10毫达西），然后值逐渐增大，在莫11井处出现局部大值（大于20毫达西）。通过孔渗交会图分析，研究区三工河组中段储层主要属于低孔低渗性储层，孔隙度范围在4%14%，而渗透率均小于100豪达西，且三工河组中下段(J1s22)物性明显好于三工河组中上段(J1s21)。综合储层输导体的剖面、平面及孔渗分析，可得出结论：三工河组中下段(J1s22)砂层输导性能最好，其次是三工河组中上段(J1s21)、

20、最后是三工河组上段(J1s1)。3.4 准噶尔盆地腹部油气源分析准噶尔盆地腹部原油特征多样，部分原油发生了降解，并有天然气的产出。从原油的地球化学特征看，石南、石西、石东、莫北和莫索湾可以初步划分为一类，其全油同位素值分布在-29-31 之间，Pr/Ph分布范围为12之间，油源为二叠系烃源岩。而在阜东、东道海子及古牧地，明显为不同类型的原油，其同位素分布范围为-26-28 ， Pr/Ph值大于2，表现为侏罗系油源的特点。腹部产出天然气C1/C1-5分布在0.810.99（66）范围，总体平均为0.93。81个腹部天然气样品的乙烷碳同位素的分布范围-22.6-31.4 ，其中分布在-25-29范

21、围的样品占90，反映出腹部天然气母质以腐殖型母质为主，但与准噶尔盆地典型的侏罗系煤成气田，呼图壁和齐古天然气有明显的差别，腹部天然气中乙烷碳同位素轻于南缘侏罗系成因天然气，这可能说明两者在成气母质来源的不同。天然气和原油所反映的成烃母质也明显不同，原油多来自于腐泥型有机质。腹部天然气甲烷同位素的分布范围为-31.2-45.6 （82），平均值为-36.9。从同位素的分布特征看，石西和石南的部分天然气的成熟度较高，莫北部分天然气成熟度较低，陆梁则为次生生物气的特点。3.5 分析运移优势通道，检验砂岩输导体系模型 对腹部原油样品开展了芳烃成熟度指标研究。一般认为原油的成熟度变化，可以反映油气运移的

22、方向，早期充注的原油一般成熟度较低，而晚期充注的原油的成熟度较高，即对于同一油源，成熟度较高的原油离烃源岩较近。通过对腹部原油芳烃甲基菲成熟度参数研究，计算获得了不同原油样品形成时Ro值。从腹部原油成熟度的分布特征看，石南、石西油田近邻盆1井西凹陷的原油成熟度较高，向东北方向成熟度有明显的减小趋势，说明油气有从盆1井西凹陷向东北方向运移。在莫索湾和莫北油田，注入点为两油田的结合部的西北角，注入后在莫北油田油气可能向东北方向进行运移。对比井上统计有效输导体展布特征与井震反演的有效输导体平面展布特征，结合研究区的油气分析，对研究区内三工河组中段砂体连通情况做出了预测，其中三工河组中下段(J1s22

23、)的油气运移的可能路径为：北北东东南东（盆1井西凹陷莫17井砂体莫9井砂体莫10井砂体）；北北西西（盆1井凹陷盆5井砂体莫3井砂体）；三工河组中上段(J1s21)的油气运移的可能路径为：北北东东南东（盆1井西凹陷的油气首先运移到最近的盆5井砂体及莫17井砂体，莫17井砂体的油气运移到与其相连通的莫9井砂体，油气进一步运移到与莫9井砂体相连通的莫10井砂体）。将储层输导体系路径图与现今油气显示进行对比：三工河组中下段(J1s22)高产井：莫3、莫7、莫8、莫10、莫11、莫12、莫17、盆5、莫103；次高产井为莫5、莫101、莫107、莫108、盆6；低产井：莫102、莫109、莫201、盆4

24、。三工河组中下段(J1s21)高产井：莫11、莫15、莫17、莫101、莫109、莫201、莫106；次高产井：莫4、莫7、莫8、莫108；次高产井：莫5、盆参2。在油气运移的主要路径的井主要对应高产井，远离运移路径的井对应中产井或低产井，两者的符合度非常高。4 准噶尔盆地西北缘乌尔禾油田复合优势通道特征与成藏关系分析本年度在对准噶尔盆地西北缘主要含油层系（二叠和三叠系）沉积和成岩特征研究的基础上，对乌夏地区乌尔禾油田乌16区块油藏的成藏条件进行了深入研究，分析了该油藏构造和骨架砂体疏导体系进行了分析，建立了该油藏主要成藏阶段断裂系统和主要储集骨架砂体及不整合面的三维疏导格架，研究了不同疏导体

25、系对该油藏成藏的控制过程，并根据该油藏的实际油气地质情况，对骨架砂体形成时的沉积微相进行了深入分析，提出了骨架砂体的成因机制，预测了有利储层发育区带，提出了有利储层发育区带和油气可能聚集的部位，为该油藏的滚动开发提供了基础资料和目的区带。4.1 研究区概况乌尔禾油田油气勘探始于50年代中期，勘探主力目的层为中生界三叠系和古生界二叠系 ，勘探成果主要集中在三叠系。 乌尔禾油田在乌5、乌16、乌33、乌36等区块三叠系已累计探明石油地质储量7000104t。乌16井区块位于乌尔禾油田南部，构造上位于乌夏断裂带乌尔禾断鼻南翼，乌5、乌33等开发区与其相邻。（1）地层乌尔禾油田自上而下钻遇的地层有白垩

26、系吐谷鲁群（厚度650m800m）、侏罗系的齐古组（厚度25m60m）、三工河组（厚度100m180m）、八道湾组（厚度120m150m）、三叠系的白碱滩组（厚度0m200m）、克上组（厚度0m190m）、克下组（厚度80m150m）、百口泉组（厚度80m200m）、二叠系的乌尔禾组（厚度700m800m）、夏子街组（厚度700m1200m）、风城组（厚度400m900m）。其中，白垩系和侏罗系、侏罗系和三叠系、三叠系和二叠系为不整合接触，东北方向构造高部位三叠系逐层遭受剥蚀。乌16井区块自下而上地层发育比较完整。（2）构造特征乌16井区块克拉玛依组构造上位于乌尔禾大型鼻隆南翼，工区内断裂较发

27、育，主要断裂有：乌南断裂、沥青村断裂、乌17井断裂、乌25井断裂、风10井断裂（表1），五条断裂夹持而成一断块，断块内地层由北向南倾斜（附图4、附图5）。克上组断块圈闭面积7.8km2，高点埋深1020m，闭合度440m；克下组断块圈闭面积7.2km2，高点埋深1040m，闭合度460m。（3）沉积与储层特征乌16井区块三叠系西南方向构造位置较低，沉积完整、厚度大；北东向构造位置较高，受剥蚀及沉积影响，三叠系厚度减薄。本次评价目的层克拉玛依组及兼探层百口泉组为扇三角洲沉积，工区内砂层发育，横向变化大 。百口泉组沉积厚度80m200m，砂层总厚度在15m80m之间，岩性为灰色、棕红色砂砾岩、含砾

28、砂岩与红褐色泥岩、含砾泥岩互层，为扇三角洲前缘亚相沉积。克下组沉积厚度80m150m，砂层总厚度在15m60m之间，岩性为灰色、绿灰色细粗砂岩、砂质不等粒砾岩、含砾砂岩与深灰色粉砂质泥岩、泥质细粉砂岩、泥岩互层，为扇三角洲相前缘亚相沉积。克上组沉积厚度40m120m，砂层总厚度在1050m之间，岩性为灰色、绿灰色砂质不等粒砾岩、小砾岩、含砾不等粒砂岩以及薄层泥岩、砂质泥岩等，为扇三角洲相前缘亚相沉积。储层物性据该区岩心物性分析资料，克上组孔隙度为7.6%25.4%，平均16.9%，渗透率0.24mD680mD，平均6.9mD。油层平均孔隙度17.7，平均渗透率8.6mD；克下组孔隙度为3.9%

29、22.6%，平均15.3%，渗透率0.01mD518mD，平均2.46mD。油层平均孔隙度18.3，平均渗透率4.3mD。乌16井区克上组在物性上好于乌5、乌33井区克上组，克下组在物性上与乌5井区克下组相当，差于乌33井区克下组。乌16井区块三叠系克拉玛依组为中等孔隙度、低渗透率的较差储集层。（4）油藏特征乌16井区块三叠系克拉玛依组油藏为受断裂控制的构造岩性油藏乌16井区块克上组油藏高度440m，油藏中部埋深1240m（海拔-940m）。地层温度39.6（根据乌5井区地温关系计算所得）。原油密度为0.86880.8828 g/cm3，平均原油密度0.8753g/cm3，50粘度为31.6m

30、Pa.s59.2mPa.s，平均粘度41mPa.s，含蜡量2.6%，凝固点-6.7。地层水为NaHCO3型，氯离子含量为12031mg/l，总矿化度为21745mg/l。乌16井区克上组原油性质为低密度、低粘度、低凝固点的原油。乌16井区克下组油藏高度460m，油藏中部埋深1270m（海拔-970m）。地层温度40.2(根据乌5井区地温关系计算所得)。原油密度为0.8708 g/cm30.9168 g/cm3，平均原油密度0.8912g/cm3，50粘度为31.1 mPa.s537mPa.s ，平均粘度77.9mPa.s，含蜡量3.9%，凝固点-5.3。地层水为NaHCO3型，氯离子含量为97

31、00mg/l，总矿化度为30532mg/l。克下组原油性质为中等密度、粘度略高、低凝固点的原油。4.2 三维疏导格架类型及特征（1）断裂体系分析乌16井区块克拉玛依组构造上位于乌尔禾大型鼻隆南翼，工区内断裂较发育，主要断裂有：乌南断裂、沥青村断裂、乌17井断裂、乌25井断裂、风10井断裂。构造的典型特征为：由沥青村断裂、乌17井断裂、乌25井断裂、乌尔禾南断裂切割而成的由北向南倾斜的的断块。其中乌尔禾断裂对油气的运移及油藏形成具有显著控制作用，该断层倾向为300320，倾角为4565，其下降盘为二叠系和三叠系烃源岩发育的玛湖凹陷，乌16区块油藏主要分布于该断层与沥青村断裂所夹持的三叠系克下组和

32、克上组。可见该断裂对乌16区块油藏具有显著的控制作用，是该油藏油气运移的主要通道（优势通道）。（2）骨架砂体成因分析通过对乌16区块油藏储集砂体沉积体系分析，该区块储集砂岩主要发育于扇三角洲前缘水下分流河道。本项目在细分层基础上对克下组三个小层和克上组五个小层砂体分布的沉积微相进行了深入研究，并绘制了骨架砂体结构图。通过对含油层系骨架砂体分布层位及特征的研究发现，含油骨架砂体主要发育于三叠系克下组的T2K13和T2K12小层和三叠系克上组的T2K25 T2K21小层。主要上述小层中的水下分流河道（特别是主河道）砂岩体较发育，骨架砂体不仅粒度较粗，而且厚度较大，因此物性条件较好。而其它层位则水下

33、分流河道间和扇三角洲前缘微相较发育，砂体往往较薄，粒度较细，物性较差。此外，乌16区块克上组缺失T2K22小层，而在该不整合面上部发育的T2K21小层的骨架砂体较发育，储集砂体含油性较好，可能该区块不整合面（T2K22小层）对油气运移和聚集起到了关键作用。4.3 有利储层发育区带和油气聚集的部位预测通过对乌16区块油藏断裂体系和三叠系克下组及克上组沉积体系的分析表明，乌16区块油藏主要受断裂与砂体的控制，具有典型的构造岩性油藏特征。从该油藏的空间展布特征来看，该油藏分布于乌尔禾断裂与沥青村断裂之间的断块之中，但考虑到该油藏的油层整体较为发育，平面上叠合连片，因此骨架砂体的特征对该油藏空间展布及含油性也具有显著的控制作用。通过对乌16区块构造体系和含油层位克下组及克上组各小层沉积微相的研究表明，在已知油藏区的东北部（乌161井）一带骨架砂体较发育，构造条件也较有利，因此该区为下一步滚动开发的有利区带。11