常規(guī)砂巖儲(chǔ)層油水倒置成因分析

宋洪亮 陳建波 張占女 韓雪芳 祝曉林

(中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300452)

經(jīng)典的油氣成藏理論認(rèn)為，油氣總是聚集在圈閉的高部位。而油田實(shí)際勘探開發(fā)過(guò)程中，油水倒置現(xiàn)象時(shí)有發(fā)生。從目前來(lái)看，引起油水倒置的原因主要有2個(gè)方面:當(dāng)儲(chǔ)層為低滲-超低滲儲(chǔ)層時(shí)，可形成油水倒置［1］;另外由于原油為稠油，密度大，易形成油水倒置［2］。

錦州25-1油田沙二段為中孔中滲儲(chǔ)層，原油為中質(zhì)低黏原油。但根據(jù)目前測(cè)井資料以及儲(chǔ)層對(duì)比和動(dòng)態(tài)認(rèn)識(shí)，存在油水倒置現(xiàn)象。此種油水分布模式的確立對(duì)于豐富油氣成藏及分布理論，提高油藏的勘探開發(fā)水平具有重要的意義。

1 油田概況

錦州25-1油田處于遼西低凸起北部?jī)A末端，遼西凹陷北洼東側(cè)。遼西1號(hào)斷層將該構(gòu)造分為東西兩盤，油田位于遼西1號(hào)斷層西盤，整體構(gòu)造形態(tài)為一被斷層復(fù)雜化的、北東走向的半背斜。沙二段為油田的主要含油層系，沉積類型為辮狀三角洲沉積。沙二段Ⅳ油組平均孔隙度為24.5%，平均滲透率為267.9×10-3μm2，為中孔中滲儲(chǔ)層。地面原油密度為0.760 ～0.853 g/m3，地層原油黏度為 0.76 mPa·s，屬于輕質(zhì)低黏原油。沙二段Ⅳ油組開發(fā)井位圖見圖1。

圖1 沙二段Ⅳ油組開發(fā)井位圖(局部)

2 地層對(duì)比

從地層對(duì)比上看，沙二段頂部有一明顯高伽馬段標(biāo)志層，底部為大套泥巖段。同時(shí)，依據(jù)沉積特征和油水關(guān)系將沙二段劃分為4個(gè)油組。Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油組屬于構(gòu)造-巖性油氣藏，其中Ⅰ油組和Ⅱ油組砂體較薄，分布局限，Ⅲ油組砂體相對(duì)較厚，分布范圍相對(duì)較大，僅5井區(qū)域不發(fā)育。探井和開發(fā)井沙二段油組對(duì)比見圖2。Ⅳ油組砂體橫向分布穩(wěn)定，砂體主要由2個(gè)旋回組成，各開發(fā)井測(cè)井曲線特征相近。

圖2 探井和開發(fā)井沙二段油組對(duì)比圖

3 氣油水特征

A17井在沙二段Ⅳ油組實(shí)鉆氣水界面為海拔-2 046 m，而探井5井油頂為海拔-2 066 m，較A17井Ⅳ油組氣水界面低20 m。油田開發(fā)初期將5井區(qū)域作為一巖性體，含油范圍很小，如果砂體連通5井區(qū)域整體上將升級(jí)為一油環(huán)，含油面積將大大增加。分析砂體連通性:首先從物源方向上看，5井更靠近物源;另外，從測(cè)井曲線特征上看，5井與A17井在Ⅳ油組曲線特征相近，因此2口井在Ⅳ油組砂體應(yīng)是同物源同期砂體;從剖面上看，該油組5井與A17井間不發(fā)育斷層，砂體不會(huì)因?yàn)閿鄬右蛩囟指?從動(dòng)態(tài)上看，調(diào)整井A32井(圖1)在沙二段Ⅳ油組鉆遇的儲(chǔ)層均為油層，投產(chǎn)一個(gè)月后，地層壓力基本不變，但氣油比已由原始的128 m3/m3變?yōu)槟壳暗?06 m3/m3，說(shuō)明該井已經(jīng)發(fā)生氣躥，高部位存在天然氣。因此，5井與A17井在沙二段Ⅳ油組砂體應(yīng)是連通的。

4 井區(qū)油水倒置原因分析

從沙二段Ⅳ油組物性上看，5井、A17井與周邊開發(fā)井物性基本一致，屬中孔中滲儲(chǔ)層，不存在由于物性差異導(dǎo)致遮擋的可能［3］;同時(shí)，從目前開發(fā)井實(shí)鉆結(jié)果上看，開發(fā)井均鉆遇該油組砂體，砂體沒(méi)有出現(xiàn)巖性上傾尖滅［4］;從斷層角度上分析，構(gòu)造高部位為氣層，邊界斷層封閉性較好，并非是邊界斷層封閉性導(dǎo)致油水倒置［1］;原油為輕質(zhì)低黏原油，不會(huì)因?yàn)樵兔芏却髮?dǎo)致油水倒置。

通過(guò)以上分析，該井區(qū)油水倒置應(yīng)與油氣成藏相關(guān)。油氣運(yùn)移的主要?jiǎng)恿κ歉×ρ氐貙臃至浚?］，其計(jì)算公式為:

式中:Fg和Fo— 分別為油和氣所受的浮力;Zg和Zo— 分別為氣柱高度和油柱高度;ρw、ρg和 ρo— 分別為水、氣、油的密度;α—地層傾角。

運(yùn)移的阻力為毛細(xì)管力，毛細(xì)管力是油氣經(jīng)過(guò)孔隙系統(tǒng)時(shí)，在變形油滴(氣泡)的兩端形成的毛細(xì)管壓力差，它實(shí)質(zhì)上是一種壓強(qiáng)，而不是壓力，方向與運(yùn)移方向相反，可用式(3)和式(4)表示:

式中:Pgw和Pow— 分別為油和氣所受的毛細(xì)管力;σgw和 σow— 分別為氣水和油水的界面張力;θgw和θow—分別為氣水潤(rùn)濕角和油水潤(rùn)濕角;rp—孔隙半徑;rt—吼道半徑。

在成藏過(guò)程中，與天然氣相比，油所受的浮力小，而所受的阻力大，因此，對(duì)于同期油氣來(lái)說(shuō)，氣先于油成藏，氣成藏時(shí)先充滿構(gòu)造高部位［5］。油氣所受浮力與烴柱高度和地層傾角密切相關(guān)，沿層方向的動(dòng)力為凈浮力沿傾向的分量。在凈浮力為定值的情況下，地層傾角越大，則油氣順層運(yùn)移的動(dòng)力也較大;反之，地層傾角越小，則油氣順層運(yùn)移的動(dòng)力越小。當(dāng)順層運(yùn)移的動(dòng)力減小到不能克服毛細(xì)管阻力時(shí)，油氣充填在烴柱高度上固定。油氣在順層運(yùn)移的同時(shí)，油氣垂向上也向下排驅(qū)水體，最終受油氣資源量的大小、各層位物性好壞等因素的影響形成氣—油—水界面。

對(duì)于沙二段Ⅳ油組來(lái)說(shuō)，該井區(qū)整體上為一半背斜構(gòu)造，A17井局部為一小的向斜構(gòu)造(圖1)。通過(guò)上面分析可知，天然氣首先在構(gòu)造高部位充注成藏(圖3(a))，當(dāng)天然氣充注從儲(chǔ)層頂部到向斜的最大“圈閉線”(A17井氣水界面)時(shí)，由于排驅(qū)A17井區(qū)域下部水體所需排驅(qū)壓力大(外部為泥巖)，并且向斜區(qū)域傾角為負(fù)角，沒(méi)有浮力作用。因此，天然氣選擇沿著傾向方向充注A17井向斜區(qū)域外的儲(chǔ)集空間，排驅(qū)該區(qū)域水體，直至達(dá)到平衡(圖3(b))，接著原油進(jìn)行充注成藏，最終受到斷層封閉性、浮力、毛細(xì)管力的多重作用，達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡，形成A17井區(qū)域的油水倒置(圖3(c))。

圖3 沙二段Ⅳ油組油氣成藏模式圖

5 結(jié)語(yǔ)

油氣運(yùn)移成藏主要的動(dòng)力為浮力，運(yùn)移的方向?yàn)轫槍雍陀缮绑w上部向下，當(dāng)背斜構(gòu)造內(nèi)有小的向斜構(gòu)造時(shí)，油氣排驅(qū)到向斜最大“圈閉線”時(shí)，由于排驅(qū)向斜構(gòu)造內(nèi)的水較排驅(qū)低部位背斜構(gòu)造內(nèi)的水所需的力大，因此，向斜構(gòu)造內(nèi)的水被保留。如果開發(fā)井部署在小的向斜區(qū)域內(nèi)，該區(qū)域的油水關(guān)系與周邊不一致;如果探井部署在該區(qū)域，應(yīng)考慮低部位含油的可能性。

［1］張小莉，查明，王鵬.單砂體高部位油水倒置分布的成因機(jī)制［J］.沉積學(xué)報(bào)，2006，24(1):148-151.

［2］嚴(yán)科，仁懷強(qiáng).稠油油藏油水倒置現(xiàn)象探討:以孤島油田中一區(qū)館陶組6—7砂層組為例［J］.石油勘探與開發(fā)，2009，36(5):635-640.

［3］余成林，林承焰，王正允.準(zhǔn)噶爾盆地夏9井區(qū)八道灣組油水倒置型油藏特征及成因［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2008，30(5):32-36.

［4］尚建林，王勇，王正允.夏9井區(qū)克下組成巖相及其對(duì)油水分布的控制作用［J］.石油天然氣學(xué)報(bào)，2007，29(5):23-27.

［5］張洪，何順利，龐雄奇，等.克拉2氣田成藏過(guò)程的物理模擬［J］.石油與天然氣地質(zhì)，2006，27(1):23-26.