基于油水滲流規(guī)律分析油水界面深度差異主控因素*
——以渤海南堡35-2油田為例

全洪慧 別旭偉 謝 岳 張 章 汪 躍

（中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459）

基于油水滲流規(guī)律分析油水界面深度差異主控因素*
——以渤海南堡35-2油田為例

全洪慧 別旭偉 謝 岳 張 章 汪 躍

（中海石油（中國）有限公司天津分公司 天津 300459）

在實際油藏中，同一沉積單元油水界面存在深度差異、油水界面與構(gòu)造線不完全平行的現(xiàn)象十分普遍。以渤海南堡35-2油田為例，利用構(gòu)造油藏成藏重力分異的物理學(xué)原理，根據(jù)非均質(zhì)油藏成藏動力與成藏阻力之間的平衡關(guān)系以及油水滲流規(guī)律，判斷儲集層中油的運聚狀態(tài)，并利用油田勘探開發(fā)實踐成果對油水界面存在深度差異的原因進行了分析。研究表明，油水界面深度差異的形成與油氣生成、運移、聚集再到散失的過程密切相關(guān)，可將油氣生成到散失的全過程分為油藏形成階段和油藏調(diào)整階段，不同階段油氣的受力不同，導(dǎo)致油水界面深度差異的主控因素也不同：①油藏形成階段，油氣充注壓力越大、儲層物性越好、油水密度差越小、地層上傾的區(qū)域具有更大的油柱高度，從而導(dǎo)致油水界面的差異分布；②油藏調(diào)整階段，油氣的散失程度影響油水界面的深度，砂體厚度超過臨界油柱高度（即浮力與毛細管阻力相等時的油柱高度）時，油氣可以克服毛細管阻力運移至淺層形成次生油藏，從而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果對指導(dǎo)油田開發(fā)挖潛，乃至完善該方面理論認(rèn)識都具有重要意義。

油水界面；油柱高度；深度差異；油氣成藏；南堡35-2油田；渤海

經(jīng)典的油水分布理論認(rèn)為，受重力分異作用控制，石油總是占據(jù)油藏的高部位，水體則位于油藏的底部或低部，油氣在單一圈閉聚集具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)和油水界面，即同一個油藏中油水界面是相對穩(wěn)定的，并且其水平投影線與構(gòu)造線平行。這意味著在油藏評價過程中只要有一口油井確定了油水界面，整個油藏的油水界面也就被確定了［1］。然而在實際地質(zhì)條件下，儲層中油水分布規(guī)律要比理論認(rèn)識復(fù)雜得多，特別是對于勘探階段資料相對較少的海上油田，在開發(fā)階段隨著開發(fā)井的不斷增多，鉆井揭示的油水界面數(shù)據(jù)不斷補充，同一油藏可能出現(xiàn)不同開發(fā)井鉆遇不同的油水界面深度的情況，有的油藏甚至可能存在傾斜、波狀油水界面。南堡35-2油田位于渤海灣盆地石臼坨凸起上，該油田在開發(fā)生產(chǎn)過程中發(fā)現(xiàn)相鄰開發(fā)井之間存在明顯的油水界面深度不一的現(xiàn)象，但在區(qū)域上并沒有發(fā)生頻繁的盆地沉降、隆起等構(gòu)造運動，也不存在能夠使油水界面傾斜的地下水驅(qū)動系統(tǒng)，因而造成油水界面深度差異的原因尚不明確。目前已有較多研究提及造成油水界面深度差異的原因，例如地下水系統(tǒng)驅(qū)動、毛管力驅(qū)動等［2-6］，但鮮有文獻利用油田勘探開發(fā)實踐成果，從油氣生成、聚集成藏再到油藏調(diào)整改造這一動態(tài)角度進行連續(xù)統(tǒng)一的系統(tǒng)研究；另一方面，從目前對油水界面深度差異的認(rèn)識來看，大部分研究是從定性角度分析，針對主控因素的具體影響過程和細節(jié)未見相關(guān)討論。

本文擬在成藏動力學(xué)的指導(dǎo)下，從油藏形成、油藏調(diào)整過程中油氣的運聚狀態(tài)入手，借助南堡35-2油田開發(fā)階段豐富的鉆井資料和生產(chǎn)動態(tài)資料，定量或半定量的探索油水界面矛盾的成因及主控因素，這對指導(dǎo)油田開發(fā)挖潛，乃至完善該方面理論認(rèn)識都具有重要意義。

1 油田地質(zhì)概況

南堡35-2油田位于渤海中部海域石臼坨凸起的西南端，被渤中凹陷、南堡凹陷、秦南凹陷所包圍，南部渤中凹陷和西部南堡凹陷均為渤海灣盆地已被證實的富烴凹陷（圖1）。南堡35-2油田整體是一個由半背斜、復(fù)雜斷塊和南北斜坡帶所組成的復(fù)式鼻狀構(gòu)造，鉆井揭示基底為古生界灰?guī)r，其上被新生界（古近系東營組、新近系館陶組和明化鎮(zhèn)組、第四系平原組）所披覆，在凸起的構(gòu)造高部位東營組缺失，僅發(fā)育館陶組及以上地層。主力含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段和館陶組頂部，儲層物性好，具有高孔高滲的特征；地面原油具有黏度高、密度大、含硫量低、凝固點低、含蠟量中等的特點，屬稠油類型［7-9］。該油田于2005年投產(chǎn)，是渤海海域最早投產(chǎn)的稠油油田。

圖1 南堡35-2油田區(qū)域構(gòu)造位置圖Fig.1 Tectonic location map of NB35-2 oilfield

2 油氣成藏特征及油水界面分布

南堡35-2油田生儲蓋等石油地質(zhì)條件優(yōu)越，主要油藏類型為大型披覆背斜背景上的構(gòu)造和構(gòu)造-巖性油藏；油源對比分析認(rèn)為，研究區(qū)原油主要來自油田東南側(cè)的渤中凹陷，運移輸導(dǎo)體系主要是油田南側(cè)的邊界大斷層和明化鎮(zhèn)組淺層斷裂，儲蓋組合主要為館陶組頂部的泥巖蓋層與其下部的辮狀河砂巖儲層構(gòu)成的組合以及明下段曲流河沉積形成的泥包砂結(jié)構(gòu)特征的儲蓋組合。

研究認(rèn)為，南堡35-2油田成藏過程符合“網(wǎng)毯式”成藏模式［10-12］，主要表現(xiàn)為“斷裂控藏，深聚淺調(diào)”的特點，油氣自渤中凹陷沙三段烴源巖生成后沿邊界大斷層向深層館陶組儲層聚集形成倉儲層，后期淺層明化鎮(zhèn)組次級斷層活動強烈使部分原油被調(diào)整到淺層明化鎮(zhèn)組形成次生油藏［13-14］（圖2），因此可將該油田成藏過程分為前期的油藏形成階段和后期的油藏調(diào)整階段。

南堡35-2油田油氣富集層位為明下段和館陶組頂部，同一油藏油水界面深度不一致的現(xiàn)象在館陶組和明化鎮(zhèn)組皆可見到。以明化鎮(zhèn)組為例，同一砂體上實鉆結(jié)果表明油水界面深度由西北到東南逐漸加深，分塊統(tǒng)計顯示東南部（B22井）油水界面為-1 064 m，中部（B10P1井）油水界面為-1 057 m，西北部（B5井）油水界面為-1 052 m，縱向相差12 m（圖3、4）。

圖2 南堡35-2油田成藏模式圖（剖面位置見圖1）Fig.2 Hydrocarbon accumulation model in NB35-2 oilfield（see Fig.1 for location）

圖3 南堡35-2油田油水界面平面分布Fig.3 OWC depth plane distribution in NB35-2 oilfield

圖4 南堡35-2油田傾斜油水界面油藏剖面圖（剖面位置見圖3）Fig.4 Tilted OWC in NB35-2 oilfield reservoir profile（see Fig.3 for location）

3 油水界面深度差異主控因素

根據(jù)上述對油田基本成藏規(guī)律的認(rèn)識及對油田傾斜油水界面現(xiàn)象的分析，綜合認(rèn)為油水界面深度差異的形成與油氣生成、運移、聚集再到散失的過程密切相關(guān)，其控制過程可概括為以下2個階段。

3.1 油藏形成階段

南堡35-2油田油藏形成階段實際是油氣自烴源巖生成后沿邊界大斷層等輸導(dǎo)體系上升至館陶組儲層，并向儲層充注最終達到平衡的一個過程，是成藏動力和成藏阻力相互作用的過程（圖5）。

單位質(zhì)點原油在充注達到平衡時主要受到3個力的作用：凈浮力（浮力與重力的差值）、充注壓力以及毛細管力［15］。其中，充注壓力作為成藏動力，方向與運移方向一致；毛細管力作為成藏阻力，方向與運移方向相反；凈浮力方向向上，既可以作為成藏的動力，也可以作為成藏的阻力，性質(zhì)與地層傾角有關(guān)。當(dāng)?shù)貙由蟽A時，浮力沿地層方向的分力作為成藏動力存在，與充注壓力方向一致；當(dāng)?shù)貙酉聝A時，浮力沿地層方向的分力作為成藏阻力存在，與毛細管阻力方向一致。本研究以斷背斜為例，主要考慮下傾地層的受力情況。

圖5 油藏形成階段油水界面深度差異主控因素機理分析Fig.5 Differential WOC depth mechanism in reservoir formation stage

如圖5所示，基于成藏動力和成藏阻力的平衡關(guān)系，對單位質(zhì)點原油進行受力分析。

單位面積為1，油柱高度為h的原油所受凈浮力F為

式（1）中：ρw為水的密度，g/cm3；ρo為油的密度，g/cm3；h為油柱高度，m；g為重力加速度，取值9.8 m/s2。

凈浮力可分解為垂直地層方向和沿地層方向的分力，由于垂直地層方向的分力與隔夾層相互抵消，因此本次研究只考慮沿地層方向的分力，此分力與充注壓力p、毛細管力pc在一條直線上，其大小為

式（2）中：θ為地層傾角，（°）。

毛細管力pc主要由孔喉半徑?jīng)Q定，即

式（3）中：r為孔喉半徑，μm；σ為表面張力，N/m；θw為潤濕角，（°）。

由于南堡35-2油田巖石為水性潤濕［9］，巖石表面基本被水完全潤濕，即θw取0°，cosθw=1，因此，式（3）可簡化為

根據(jù)成藏動力和成藏阻力的平衡關(guān)系，最終得到沿地層方向運移動力和運移阻力之間的關(guān)系式為

式（5）～（6）中：p為充注壓力，MPa。

從式（6）中可以看出，在充注壓力一定的情況下，油柱高度h是由孔喉半徑r（與儲層物性成正相關(guān)）、地層傾角θ、原油密度ρo等3個因素共同決定的，可以有以下幾種情況：

1）當(dāng)?shù)貙觾A角θ相同（θ1=θ2）且原油密度相同（ρo1=ρo2）時，孔喉半徑r越大，儲層物性越好，油柱高度h越大，油水界面越低。

2）當(dāng)原油密度相同（ρo1=ρo2）且儲層物性基本相同（r1=r2）時，上傾地層比下傾地層具有更大的油柱高度。

3）當(dāng)?shù)貙觾A角θ相同（θ1=θ2）且物性相當(dāng)（r1=r2）時，原油密度越小，凈浮力越大，成藏動力越大，油水界面越深。

具體就南堡35-2油田而言，原油主要來自于油田東南側(cè)的渤中凹陷，油田東南部離油源越近，成藏動力越大，油水界面越深；同時，原油密度差異是導(dǎo)致油水界面深度差異的主要因素，沿著油氣充注方向，原油黏度向西北方向逐漸變大，油水密度差變小，成藏動力變小，因此，西北方向油水界面更淺。從該油田原油黏度的分布圖也可以看出，地層原油黏度呈由東南向西北逐漸變大的趨勢，與油水界面逐漸變淺的變化規(guī)律一致（圖3）。分析認(rèn)為，該油田原油黏度在平面上差異分布的原因主要有以下2個方面：

1）與所處位置及聚集的原油為不同階段烴源巖生成有一定的關(guān)系。原油運移方向是由東南向西北，西北部為遠源，主要聚集的是相對早期形成的原油，在油氣運移過程中受到地表水淋濾、微生物降解作用等導(dǎo)致黏度增大；東南部為近源，聚集的主要是烴源巖相對晚期生成的原油，因此黏度相對較小。

2）渤海灣盆地新構(gòu)造運動控制晚期成藏［16-18］是淺層油氣藏形成的重要影響因素。從南堡35-2油田生排烴時間圖（圖6）可以看到，大量生排烴期是在明化鎮(zhèn)組沉積時期，直至目前仍然有一定生排烴量，明上段沉積時期至目前斷層活動強度逐漸增大，因此油藏目前可能還處在油氣充注調(diào)整狀態(tài)中，而近源的東南部受晚期成藏作用影響，原油黏度較低。

圖6 南堡35-2油田生排烴量與斷層活動期次匹配關(guān)系圖Fig.6 Relationship of hydrocarbon generation and expulsion quantity and fault activity periods in NB35-2 oilfield

3.2 油藏調(diào)整階段

油氣充注完成后，油氣水逐漸達到平衡，但這不意味著成藏結(jié)束，隨著時間和外界條件的改變，油藏會進一步調(diào)整，油水界面也會相應(yīng)改變。張善文等［10-12］從油氣成藏過程入手，提出“網(wǎng)毯式油氣成藏體系”新理論，認(rèn)為在油藏調(diào)整階段關(guān)鍵要回答倉儲層在什么情況下運移油氣并對油氣起向上輸導(dǎo)的作用，又在什么情況下儲存油氣并對油氣起原地存儲的作用。

油藏調(diào)整階段油氣運聚狀態(tài)可以歸納為以下2種：①輸導(dǎo)狀態(tài)，倉儲層油氣沿淺層斷裂體系運移至上覆儲層中，在淺層聚集成藏；②倉儲狀態(tài)，主要在本層位聚集，油氣在具有完整圈閉形態(tài)的空間聚集成藏，形成構(gòu)造或巖性油氣藏［19］。

油氣充注完成達到平衡之后，油在倉儲層中的運聚狀態(tài)主要取決于運移動力和阻力。在南堡35-2油田親水性儲層中對單位質(zhì)點原油進行受力分析，如圖7所示。當(dāng)運移動力大于阻力，即凈浮力＞毛細管力時，油氣處于輸導(dǎo)狀態(tài)，油氣向上運移，倉儲層油水界面上移；當(dāng)運移動力小于運移阻力，即凈浮力＜毛細管力時，油氣處于倉儲狀態(tài)，運移動力不能克服運移阻力的作用，油在倉儲層中聚集成藏。凈浮力與毛細管力相等的時候就是一種臨界條件，此時的油柱高度稱為臨界油柱高度hc。

圖7 油藏調(diào)整階段油氣運聚機理分析圖Fig.7 Mechanism analysis of hydrocarbon migration and accumulation in reservoir adjustment stage

根據(jù)巖石孔喉半徑與孔隙度及滲透率間的經(jīng)驗公式［20］，即

式（8）中：K為滲透率，mD；φ為孔隙度，%。

將式（8）代入式（7），得到臨界油柱高度為

利用臨界油柱高度hc可以有效地劃分倉儲層油藏調(diào)整階段的油氣運聚狀態(tài)：當(dāng)原始油柱高度大于臨界油柱高度時，油氣為輸導(dǎo)狀態(tài)，油氣沿淺層斷層運移至上覆儲層，油水界面上升，原儲層為水層或油水同層的可能性大；當(dāng)原始油柱高度小于臨界油柱高度，為倉儲狀態(tài)，油水界面維持原始狀態(tài)。

經(jīng)理論計算，南堡35-2油田館陶組臨界油柱高度為14 m。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，砂體厚度大于14 m的儲層含油性差，為純水層或頂油底水，厚度小于14 m的儲層為油層，這與理論計算結(jié)果相吻合。對于該油田館陶組，A22井區(qū)油水界面為-1 336 m，A28井區(qū)油水界面為-1 372 m，A22井和A28井砂體厚度分別為19 m和9 m，A22井為頂油底水層，A28井為純油層，所以整體在原油密度接近的背景下，砂體厚度差異造成了油水界面深度差異。

4 結(jié)論

1）油水界面深度差異的形成與油氣生成、運移、聚集再到散失的過程密切相關(guān)，可將油氣生成到散失的全過程分為油藏形成階段和油藏調(diào)整階段，不同階段油氣的受力不同，導(dǎo)致油水界面深度差異的主控因素也是不同的。

2）油藏形成階段，油柱高度是由充注壓力、儲層物性、原油密度、地層傾角等4個因素共同決定的，其中儲層孔隙半徑和原油黏度對油柱高度的影響最明顯，此外還要考慮距離油源遠近、油藏是否為非穩(wěn)狀態(tài)。

3）油藏調(diào)整階段，油氣的散失程度影響油水界面的深度，而其運聚狀態(tài)主要取決于運移動力（浮力）與運移阻力（毛細管力）的平衡關(guān)系。當(dāng)砂體厚度超過臨界油柱高度時，油氣可以克服毛細管阻力運移至淺層形成次生油藏，從而造成油水界面上升而形成深度差。

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Main controlling factors analysis on depth difference of oil-water contact based on oil-water seepage：a case study of NB35-2 oilfield，Bohai sea

QUAN Honghui BIE Xuwei XIE Yue ZHANG Zhang WANG Yue
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300459，China）

In actual reservoir，the phenomena that the depth of oil-water contact is different in the same sedimentary unit and oil-water contact is not parallel with structural contour are very common.Taking NB35-2 oilfield as an example，according to the principle of gravity differentiation of structural oil and gas reservoirs，oil and gas migration-accumulation is studied by using the theory of equilibrium between the driving force and resisting force of petroleum accumulation，and the primary causes of oil-water contact depth difference are analyzed based on the exploration and exploitation achievements.The study shows that depth difference of oil-water contact is closely related to the process of oil and gas generation，migration，accumulation and losses.The process from hydrocarbon generation to depletion can be divided into reservoir formation stage and reservoir adjustment stage，and in different stages the force balance is different：①in the reservoir formation stage，the area with greater charging pressure，less oil and water density difference and updip formation has higher oil column height，causing the differential distribution of oil-water contact；②in the reservoir adjustment stage，the degree of hydrocarbon depletion affects the depth of oil-water contact.When sand thickness is larger than critical oil column height（buoyancy force equals capillary pressure），oil and gas can form secondary reservoir by overcoming capillary pressure，thus reducing oil-water contact and forming differential depth.The results can guide oilfield development and improve the theoretical understanding in this field.

oil-water contact；oil column height；differential depth；hydrocarbon reservoir forming；NB35-2 oilfield；Bohai sea

全洪慧，別旭偉，謝岳，等.基于油水滲流規(guī)律分析油水界面深度差異主控因素——以渤海南堡35-2油田為例［J］.中國海上油氣，2017，29（6）：79-86.

QUAN Honghui，BIE Xuwei，XIE Yue，et al.Main controlling factors analysis on depth difference of oil-water contact based on oil-water seepage：a case study of NB35-2 oilfield，Bohai sea［J］.China Offshore Oil and Gas，2017，29（6）：79-86.

TE345

A

1673-1506（2017）06-0079-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.010

*“十三五”國家科技重大專項“渤海油田加密調(diào)整及提高采收率油藏工程技術(shù)示范（編號：2016ZX05058-001）”部分研究成果。

全洪慧，女，工程師，從事油氣田地質(zhì)與開發(fā)研究工作。地址：天津濱海新區(qū)塘沽海川路2121號渤海石油管理局B座1409室（郵編：300459）。E-mail：quanhh＠cnooc.com.cn。

2017-03-24改回日期：2017-07-17

（編輯：楊 濱）