油藏实训作业。
甘谷驿油田顾屯探区位于陕西省延安市宝塔区甘谷驿乡境内，地面海拔一般为960～1200m，地表为第四系黄土覆盖，地面高差达100—200m，沟深坡陡，地形复杂，属黄土高原的侵蚀梁峁地貌。其大地构造位置处在鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡东部（图1-1），该斜坡为一向西倾斜的平缓大单斜，地层倾角一般小于1°，平均地层坡降不足10m/km，全区构造简单，未见到有规模的断裂和褶皱出现。顾屯探区长4+5~长6油层埋深在200~600m左右， 储层渗透率在0.
2~1.2×10-3μm2之间，为特低渗透~超低渗透储层，需压裂提高产能。
鄂尔多斯盆地具基底和盖层二元结构，盆地的沉积盖层发育中上元古界、下古生界的海相碳酸盐岩地层、上古生界～中生界的滨海相、海陆交互相及陆相碎屑岩地层，新生界地层仅局部可见。
研究区范围内的钻井多在三叠系延长组中、下部完钻，从上到下钻遇的地层有第四系、下侏罗统（富县组、延安组）及上三叠统（延长组），目的层为上三叠统延长组。
百口泉组分布总体较稳定，地层厚度平均138.0m，其中百一段厚度较为稳定，厚度范围41.0m～53.
0m，厚度平均46.0m；百二段厚度范围37.0m～52.
0m，厚度平均47.0m；百三段厚度范围48.0m～62.
0m，厚度平均55.0m。百口泉组主体为北西-南东向展布的黄羊泉扇沉积体系的一部分，与玛131-夏72井区所属的夏子街扇体在玛101-玛6井一线交汇。
根据岩性特征，延长组自下而上进一步可划分出五个岩性段（t3y1~t3y5）。此外，按照岩性、电性及含油性等特征再将其自上而下细分为10个油层组（表1-1）。其中主要含油层位为长6油层组，其次为长4+5油层组及长2油层组。
五个岩性段描述如下：
表1-1 鄂尔多斯盆地延长组地层划分不同方案。
第一段（t3y1）
为河流、三角洲及部分浅湖相沉积。以一套厚层、块状细至粗粒长石砂岩为主，富含浊沸石和方解石胶结物，并因胶结物分布不均常呈麻斑状结构。砂体形态多呈河道状透镜体，大型槽状及板状交错层发育。
盆地北部厚度不足百米，南边300m左右。视电阻率曲线一般反映为指状高阻，自然电位大段偏负夹薄层偏正，或为齿状正负相间。该段仅划分为长10油层组。
第二段（t3y2）
该段包括长9、长8两个油层组，沉积范围较第一段明显增大，沉积特征表现为盆地北东部粗而薄甚至于尖灭，西南缘细而厚。总体上，该段以发育灰黑色泥岩和页岩为特征。中部的油页岩习称为“李家畔页岩”，在电性上表现为中—高阻，高声速时差，是盆地内部地层对比的良好标志层，又是延长组重要生油层之一。
第三段（t3y3）
该段除盆地西南部的局部地区因后期受到剥蚀而缺失外，盆地广大地区均有分布，仍呈现为南厚北薄、南细北粗的特点。主要为一套灰绿色块状中-细粒砂岩与灰绿色、深灰色砂质泥岩和粉砂岩不等厚互层，内夹少量碳质页岩及煤线。由于该段砂岩普遍含油，故又称含油砂岩段。
本段地层按沉积旋回划分为长7、长6及长4＋5三个油层组，长4＋5及长7以泥页岩为主，是区内主要生油层。长6以砂岩为主，为区内主要含油层之一。该段长7油层组中部发育厚层灰黑色泥岩，常呈油页岩或碳质页岩，泛称为“张家滩页岩”。
其厚度由东部的几米到十米变化至西部的30余米厚，在延河以南地区分布稳定，向北厚度逐渐减小。该页岩富含动植物化石，有机质丰度高，因而成为本区最重要的生油层，同时也是区域对比的良好标志层。
第四段（t3y4）
除盆地南部及其西南部遭受剥蚀而缺失外，本段在全盆地均有分布。岩性以灰绿色、浅灰色块状中-细粒长石砂岩为主，夹灰绿色、深灰色粉砂质泥岩及煤线。盆地内北部砂岩比例高，粒度也较粗，向南至志丹—甘泉一线，砂岩减少，泥岩增多，砂岩一般多呈细粒状，单层厚度很少超过10m。
根据沉积旋回，t3y4段在划分为长3及长2油层组，厚度一般在160～200m左右。它们的电性特征明显，自然电位偏负呈箱状或指状形态，视电阻率曲线形态呈细齿状。
第五段（t3y5）
旧称“瓦窑堡煤系”。主要为一套灰白色细砂岩、粉砂岩与深灰色粉砂质泥岩、碳质泥岩的互层，普遍夹煤层及煤线。由于遭受后期剥蚀，在盆地北、西、南部残存厚度差异很大，一般残余厚度20～230米，最大残余厚度为250～350m，在盆地南缘及西南部基本缺失。
盆地东部清涧河、大理河一带地层保存最全。可细分为四个带：下部为含煤的砂、泥岩构成的韵律层，富含植物化石，厚117m；中部为浅灰色中-厚层粉-细砂岩与深灰色粉砂质泥岩互层，夹薄煤层及泥灰岩，泥岩中常含瓣鳃类、叶肢介、介形虫、鱼鳞片等动物化石，厚99m；上部为浅灰色块状硬砂质长石砂岩与含可采煤层的黑灰～灰绿色粉砂质泥岩，泥质粉砂岩，夹灰色粉细砂岩，厚82m；顶部主要为油页岩，具鱼类、小瓣鳃、螺及特有水生节肢动物化石，厚80m。
该段地层的电性特征显示为砂岩的自然电位偏负段，厚层者自然电位曲线形态呈箱状，薄层者呈梳状。视电阻率曲线呈幅度不大的锯齿状。
根据区内13口取心井近1700余个砂岩样品的实测物性分析结果（表3-3），研究区大部分井长4+5、长6储层属特低孔、超低渗储层。单井平均孔隙度主要分布在8.0%～10.
0％之间，平均渗透率主要分布在（0.3～0.7）×10-3μm2之间。
表3-3 顾屯探区长4+5、长6储层样品实测孔隙度、渗透率分布表。
储层的孔隙度最大值为14.13%，最小值为1.2%，平均值为8.
8%，主要集中在8~12%之间；其中长4+5孔隙度平均值为9.02%，长6孔隙度平均值为8.7%（图3-12）。
压汞资料表明，t1b2储层分为3类，以ⅱ类为主。ⅰ类、ⅱ类、ⅲ类渗透率平均值分别平均值为5.1md、1.
5md、0.5md，排驱压力平均值分别为0.14mpa、0.
34mpa、0.75mpa，毛管半径平均值分别为1.40μm、0.
60μm、0.30μm。毛管半径偏细，以微孔微细喉道为主，排驱压力较高、孔隙结构较差。
t1b1储层分为3类孔隙结构，以ⅰ类为主。ⅰ类、ⅱ类、ⅲ类渗透率平均值分别为20.5md、1.
2md、0.5md，排驱压力平均值分别为0.09mpa、0.
32mpa、0.75mpa，毛管半径平均值分别为3.28μm、0.
64μm、0.28μm，以微孔微细-细喉道为主，排驱压力中等、孔隙结构中等。
表2 顾屯探区百口泉组储层孔隙结构参数表。
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