1.前言
本区已完钻多口井，在此采用A、B、C井的资料，从地层特征、油气显示情况、储盖层特征及油气性质方面，对主要目的层为奥陶系鹰山组、一间房组的油气藏进行评价。
2.地层简况
（1）奥陶系中统一间房组（O2yj）：在本区视厚一般160.0～200.0m(表1、图1)。
①本组地层岩性组合特征为海相碳酸盐沉积。黄灰色、灰色泥晶灰岩、(含）砂屑泥晶灰岩，局部夹灰色含硅质泥晶灰岩、生物屑泥晶灰岩、泥晶鲕粒灰岩。
②岩性特征：
砂屑泥晶灰岩：灰色为主，少量黄灰色；成份由方解石100%组成；砂屑泥晶结构；基质70-75%，成份为泥晶方解石；砂屑占25-30%，粒径0.2-0.6mm，次圆状；成份为泥晶方解石，分布均匀。
生物屑泥晶灰岩：灰色；矿物成分为方解石100%；泥晶结构；基质含量55-65%，成分为泥晶方解石；生物屑含量30-35%，主要为海绵、腹足类，成分为泥晶方解石；砂屑含量5-10%，成分为泥晶方解石，粒径0.2-0.5mm，分布较均匀。
泥晶鲕粒灰岩：灰色；矿物成分为方解石100%；泥晶鲕粒结构，结构组分为基质40-50%，成分为泥晶方解石，鲕粒50-60%，呈同心圆状，大小0.8-1.0mm，分布均匀。
含砂屑泥晶灰岩：黄灰色；成分由方解石100%组成；含砂屑泥晶结构；基质80-85%，成份为泥晶方解石；砂屑占15-20%，粒径0.2-0.3mm，次圆状，成份为泥晶方解石，分布均匀。
泥晶灰岩：黄灰色为主，少量灰色；成份由方解石100%组成；泥晶结构；基质90-95%，成份为泥晶方解石；砂屑占5-10%，粒径0.2-0.3mm，次圆状，成份为泥晶方解石，分布均匀。
③元素特征：元素特征主要体现灰岩的特征，Ca元素为高值，平均含量为33.57%，Mg元素为低值，平均含量为0.11%；Al、Si、Fe、K为低值，平均含量分别是0.26%、3.06%、0.42%、0.18%；P、S元素含量较恰尔巴克组略有抬高，平均含量分别是0.33%、0.61%。风化指数Vg值为0.01-0.09%，CIA值为0.43-6.13%，Icw值为0.01-0.07%，风化程度未风化。离岸指数Dis值为2.99-16.36%，比上部地层高。
④电测曲线特征：本组为一套灰质岩沉积，自然伽玛曲线呈微锯齿状低值，值为8～18API，电阻率曲线呈高值，为1000～20000Ω.m，声波时差数值为50～53μs/ft，井径规则。
表1 Y构造带奥陶系地层对比表
（2）奥陶系中-下统鹰山组（O1－2y）
在本区视厚一般650.0～800.0m，多未钻穿。
①本组地层岩性组合特征为海相碳酸盐沉积。（深）灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩，局部夹灰色含白云质泥晶灰岩。
②岩性特征：
含白云质泥晶灰岩：灰色，成份由方解石75-90%和白云石10-25%组成；含白云质泥晶结构；基质占75-90%，成份为泥晶方解石，白云质占10-25%，分布较均匀。
含砂屑泥晶灰岩：灰色，少量黄灰色；成分由方解石100%组成；含砂屑泥晶结构；基质80-85%，成份为泥晶方解石；砂屑占15-20%，粒径0.1-0.2mm，次圆状，成份为泥晶方解石，分布较均匀。
泥晶灰岩：灰色为主，次为深灰色；成份由方解石100%组成；泥晶结构；基质100%，成份为泥晶方解石；局部含少量白云质，分布不均匀。
③元素特征：元素特征主要体现为灰岩的特征，Ca元素为高值，平均含量为33.19%，Mg元素为低值，平均含量为0.29%；Al、Si、Fe、K为低值，平均含量分别为0.21%、2.31%、0.36%、0.18%；P、S元素平均含量分别是0.32%，0.55%。风化指数Vg值为0.01-0.06%，CIA值为0.26-3.70%，Icw值为0.01-0.06%，风化程度为未风化。离岸指数Dis值为4.70-18.6%，较上部地层稍高。
④电测曲线特征：该组段自然伽玛数值一般在10～12API，储层不发育井段深浅电阻率基本重合，地层电阻率呈超高值，最大100000Ω.m，储层较发育井段深浅电阻率具分异性，地层电阻率值591～9187Ω.m；声波时差曲线数值为50.2～89.3μs/ft，井径较规则。
图1 Y构造带奥陶系地层对比图
3.油气显示简况
本区油气显示层主要分布于一间房组～鹰山组，录井显示主要为弱含气、含气，测井解释主要为Ⅲ类储层，Ⅱ类储层将之，少量Ⅰ类储层。
（1）A井：一间房组～鹰山组录井见油气显示53.0m/12层。测井解释Ⅰ类储层12.5m/2层，Ⅱ类储层13.5m/3层，Ⅲ类储层27.0m/7层。对裸眼段酸压测试获高产油流，日产油400t左右，含水率3%。
（2）B井：一间房组～鹰山组录井见油气显示65.0m/15层。测井解释Ⅰ类储层12.0m/2层，Ⅱ类储层23.0m/5层，Ⅲ类储层30.0m/8层。对裸眼段酸压测试获高产油流，日产油450t，含水率4%。
（3）C井：一间房组～鹰山组录井见油气显示57.5m/13层。测井解释Ⅰ类储层8.5m/1层，Ⅱ类储层17.0m/5层，Ⅲ类储层32.0m/7层。对裸眼段酸压测试获高产油流，日产油397t左右，含水率1%。
4.生储盖组合
（1）烃源岩条件
多年的勘探实践与研究表明，本区的主力烃源岩广泛发育于台盆区中-下寒武统。盆地东部满加尔坳陷区主要发育与欠补偿盆地-浮游藻有机相有关的烃源岩，有机质丰度较高，平均达到1.0%～2.0%。碳酸盐岩烃源岩厚度一般为100m～120m。盆地东部满加尔坳陷区，下寒武统都存在高伽马异常，岩性主要为黑色含磷硅质岩、磷质岩、硅质泥岩、泥灰岩和灰黑色放射虫页岩。玉尔吐斯组厚8-35m，平均有机碳含量2.42-17.99%。因此，推测同期发育的烃源岩厚度并不大，以中缓坡的烃源岩最为发育，最大厚度可达20～30m，浅水斜坡相的烃源岩厚度在0～20m之间，深水盆地相的烃源岩发育较差，一般在10～20m之间。
本构造带位于优质烃源发育区，从过这三口井的单井和连井逆时偏移剖面图可以看出，地震反射层位连续稳定，说明下寒武统玉尔吐斯组烃源岩发育，且厚度稳定，烃源岩条件好。
（2）储层条件
钻井揭示本地区奥陶系一间房组-鹰山组碳酸盐岩储层发育，主要包括一间房组～鹰山组上段、鹰山组下段两套储层。古生界碳酸盐岩储集层主要分为裂缝-孔洞型储集层。以裂缝及孔洞为特征，孔洞为主要储集空间，裂缝主要起沟通作用，连通多种不同的孔隙及孔洞并提供渗滤通道，孔洞及裂缝对油气输导聚集均具有贡献。一间房组～鹰山组上段、鹰山组下段两套储层的储层类型基本都有碳酸盐这三种基础的储层类型，只是在局部地区因为受断裂分布和发育程度的影响，储层的分布呈现不同的特征。
本区以奥陶系中～下统为主要目的层，探索储层发育情况及含油气性。在此依据录井资料、测井资料对奥陶系中～下统地层储层进行分析评价。
奥陶系中统一间房组灰岩储层：总视厚为80.0～120.0m。岩性：黄灰色（砂屑）泥晶灰岩。测井解释物性参数: SH=2.7%、POR=1.8～7.8%、FPOR=0.025～0.13%，RT=242～543Ω.m，测井解释为Ⅲ类储层，次为Ⅱ类储层，少量Ⅰ类储层。参照表2标准，综合评价为差～好储层，可见本区储层非均质性强。
表2 奥陶系碳酸盐岩储层评价标准表
奥陶系中下统鹰山组灰岩储层：总视厚为70.0～130.0m。岩性：黄灰色（含砂屑）泥晶灰岩。岩心裂缝开启程度差，多被方解石全充填、半充填。测井解释物性参数: SH=2.2%、POR=0.9～3.5%、FPOR=0.01～0.04%，RT=458-858Ω.m，测井解释多为Ⅲ类储层，少量Ⅱ类储层。参照表2标准，综合评价为差～中储层。
（3）储盖组合
本区块奥陶系发育多套区域盖层，与中下统的储层主要形成以下2套储盖组合：
（1）奥陶系上统的桑塔木组泥岩/中下统一间房组、鹰山组灰岩的较好储盖组合；
（2）中下统一间房组、鹰山组内部的致密灰岩/缝洞型灰岩的储盖组合。
5.油气藏特征
根据三口井油样分析：原油密度0.7767～0.8018 g/cm3，含硫量0.54～0.66%，含蜡量10.47～13.55%，总体分析认为本区奥陶系油气藏为大型断裂控制的缝洞型的中质的岩性油气藏。
参考文献
［1］杨XX等.A井完井地质总结报告.2020年.
［2］张XX等.B井完井地质总结报告.2021年.
［3］苗XX等.C井完井地质总结报告.2021年.
［4］陈XX等XX地区钻井地质跟踪研究报告.2020年.
作者简介：缑震宇，男，1972年生，1995年毕业于中国地质大学油藏工程专业，本科，高级工程师，现任中石化经纬公司西南测控公司录井研究所副主任师
