低幅度構(gòu)造對(duì)特低滲透油藏油氣水富集及開發(fā)動(dòng)態(tài)的控制效應(yīng)

王建民 ，張三，杜偉，李樂，喬貞，張俊，段夢(mèng)悅

（1.西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710065；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（成都理工大學(xué)），成都 610000）

0 引言

低幅度構(gòu)造概念與微幅度構(gòu)造或者微型構(gòu)造基本相當(dāng)。1982年，趙子淵[1]通過對(duì)大慶長(zhǎng)垣東側(cè)三肇凹陷主體部位地震精查資料的精細(xì)解釋和綜合研究，首次提出了微幅度構(gòu)造及微幅度構(gòu)造群的概念，并論述了其成因及對(duì)勘探的影響。1987年該學(xué)者進(jìn)一步將微幅度構(gòu)造表述為在非常平緩的區(qū)域構(gòu)造背景之上形成的、隆起幅度微?。ㄩ]合高度10～20 m）、在時(shí)間剖面上顯示很微弱的構(gòu)造圈閉[2]。同年，李興國(guó)[3-4]通過深入分析勝沱、孤島油田油層微型構(gòu)造與生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的關(guān)系，將油層微型構(gòu)造定義為“在總的油田構(gòu)造背景上油層本身的微細(xì)起伏變化所顯示的構(gòu)造特征”，通常其面積在0.3 km2以內(nèi)，隆起幅度不超過20 m。隨后多年，低幅度構(gòu)造研究成果不斷出新，涉及油田及地區(qū)非常廣泛，構(gòu)造幅度界限也有所調(diào)整，但研究的技術(shù)途徑仍以地震資料的精細(xì)處理及解釋為主[5]。

鄂爾多斯盆地是一個(gè)疊合發(fā)育的大型克拉通盆地，中部的“伊陜斜坡”平緩西傾，構(gòu)成了盆地的構(gòu)造主體[6-8]。大量的油氣勘探及開發(fā)成果表明，“伊陜斜坡”內(nèi)部起伏多變，擁有大量的低幅度構(gòu)造，對(duì)油氣的分布富集及油氣田（藏）的發(fā)育有著舉足輕重的影響[9-15]。據(jù)中國(guó)石油地質(zhì)志[10]報(bào)道，伊陜斜坡上諸多油氣田（藏）的構(gòu)造幅度普遍小于30 m，但構(gòu)造及圈閉面積卻變化很大；構(gòu)造最小者面積不足1.0 km2，最大可達(dá)200 km2，而閉合面積最小不足0.3 km2，最大可達(dá)19 km2。近年來連續(xù)油氣藏、致密油氣等概念[16-17]不斷滲透與融合，強(qiáng)調(diào)非圈閉及大規(guī)模儲(chǔ)集層的連續(xù)性控制。伊陜斜坡中生界以內(nèi)陸河湖相沉積為主，特別是延長(zhǎng)組沉積期的三角洲前緣及深水重力流沉積，體系巨大，展布極廣，砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育，孕育油田（藏）眾多[18-19]，安塞、延長(zhǎng)、志丹、靖安、西峰等一系列大中型特低滲透油田均散布并嵌合其中[20-21]，很容易造成儲(chǔ)集層均勻連通、油藏自然連續(xù)的假象；加之低幅度構(gòu)造本身的不顯著性及隱蔽性，使其在研究工作中很容易被忽視。

低幅度構(gòu)造對(duì)伊陜斜坡上大面積油氣成藏及大中型油田發(fā)育的控制和影響是一個(gè)事關(guān)油氣成藏理論發(fā)展的重要地質(zhì)問題，需要從更多油田開發(fā)的實(shí)例驗(yàn)證及更精細(xì)深入的開發(fā)地質(zhì)研究當(dāng)中去尋找證據(jù)及答案。以往的研究主要側(cè)重于對(duì)區(qū)域地質(zhì)特征與宏觀油氣分布的對(duì)應(yīng)分析等[22-26]，而且研究目標(biāo)區(qū)域大、井控程度低、目的層段厚、分析單元粗、動(dòng)態(tài)成果少、制圖等值線間距大等，使得研究工作難以深入，既不能有效地反映低幅度構(gòu)造的真實(shí)面貌，也難以揭示低幅度構(gòu)造對(duì)油氣成藏及開發(fā)動(dòng)態(tài)的重要影響。

為彌補(bǔ)以往研究的不足，本文以志丹油田煙霧峁區(qū)塊長(zhǎng)6油藏及其開發(fā)小層為研究對(duì)象，依據(jù)大量鉆井、錄井、測(cè)井、生產(chǎn)及動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)等動(dòng)、靜態(tài)資料，采用密井網(wǎng)與多因素地質(zhì)建模、宏觀對(duì)比與局部解剖、靜態(tài)與動(dòng)態(tài)分析相結(jié)合的方法，綜合研究低幅度構(gòu)造對(duì)特低滲透油藏油氣水分布及開發(fā)動(dòng)態(tài)的影響，探討低幅度構(gòu)造對(duì)油氣富集及開發(fā)動(dòng)態(tài)的控制程度，進(jìn)一步深化對(duì)低幅度構(gòu)造在大面積油氣成藏與大中型油氣田形成中的突出作用及重要地位的認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)特低滲透油藏的勘探與開發(fā)。

1 油藏基本概況及低幅度構(gòu)造特征

1.1 油藏基本概況

志丹油田地處陜北腹地，構(gòu)造上以伊陜斜坡為背景，相帶上處于中生代三疊紀(jì)延長(zhǎng)組沉積期湖盆北翼大型三角洲前緣沉積主體部位[27]。煙霧峁區(qū)塊位于志丹油田西部，面積約50 km2。1999—2010年間處于自然探采狀態(tài)，2011年轉(zhuǎn)入規(guī)模注水開發(fā)。

區(qū)內(nèi)含油層系眾多，以三疊系延長(zhǎng)組長(zhǎng)6油層組為儲(chǔ)產(chǎn)主力。長(zhǎng)6油層組自下而上被劃分為長(zhǎng)64、長(zhǎng)63、長(zhǎng)62及長(zhǎng)61等4個(gè)亞油層組，各單元地層厚度穩(wěn)定，自北向南略有增厚趨勢(shì)。長(zhǎng)62和長(zhǎng)61被進(jìn)一步細(xì)分為長(zhǎng)623、長(zhǎng)622、長(zhǎng)621和長(zhǎng)613、長(zhǎng)612、長(zhǎng)611各3個(gè)小層，其中長(zhǎng)613、長(zhǎng)621兩個(gè)相鄰小層的儲(chǔ)量最大、動(dòng)用最多、產(chǎn)能最高，為長(zhǎng)6油藏的主力儲(chǔ)產(chǎn)層[28]。

長(zhǎng)6油層組主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積，古水流由北向南呈近南北方向展布，西側(cè)受吳起三角洲東部北西方向來水的影響。根據(jù)密井網(wǎng)及多條件約束下主力小層的三維沉積相模型，其相帶主體及側(cè)翼主要由分流河道、河口壩及遠(yuǎn)砂壩等成因單元砂體復(fù)合而成，分布廣泛；分流間灣沉積以長(zhǎng)623小層最為發(fā)育，其余小層局限分布。砂巖儲(chǔ)集層發(fā)育，平均砂地比0.47，平均單砂層厚度5.0 m，平均孔隙度10.3%，平均滲透率1.42×10-3μm2，屬典型的低孔特低滲透儲(chǔ)集層。

1.2 低幅度構(gòu)造特征

利用密井網(wǎng)、小間距等高線（1～5 m）內(nèi)插法編圖，可較好地揭示區(qū)內(nèi)低幅度構(gòu)造的基本面貌及發(fā)育特征（見圖1）。在區(qū)域單斜背景控制下，長(zhǎng)6油層組頂面構(gòu)造整體平緩西傾，地層傾角約1°，內(nèi)部發(fā)育一系列呈近東西向伸展和近南北向排列的鼻狀低幅度構(gòu)造單元，構(gòu)造脊線多具輕微偏轉(zhuǎn)、凹凸、分叉、伏滅等現(xiàn)象，派生出一些新的隆洼相間的分支，構(gòu)成一較大型的鼻狀裙褶帶。該裙褶帶整體上西傾東翹，南低北高，構(gòu)造差異較顯著[29]；東西方向構(gòu)造高差約70 m，平均坡降約8 m/km；南北方向構(gòu)造差異約40 m，平均坡降約4.3 m/km。北部低幅度構(gòu)造多正向凸起且相對(duì)密集，構(gòu)造組合規(guī)模較大；南部低幅度構(gòu)造多為負(fù)向洼地且相對(duì)寬緩，構(gòu)造組合規(guī)模較小。局部鼻狀構(gòu)造頂端等值線出現(xiàn)閉合，形成一些規(guī)模不等的背斜小圈閉，閉合高度一般5～10 m，局部可達(dá)15 m左右，閉合面積0.2～0.8 km2。長(zhǎng)6油層組內(nèi)部各小層的頂面構(gòu)造形態(tài)及其組合特征自下而上具有良好的繼承性。

圖1 長(zhǎng)6油藏頂面低幅度構(gòu)造發(fā)育特征

伊陜斜坡上的低幅度構(gòu)造形態(tài)多為鼻狀，構(gòu)造幅度低，構(gòu)造規(guī)模變化大，頂部又常缺少閉合，如何確定構(gòu)造幅度及構(gòu)造規(guī)模一直是一個(gè)難題。本文通過對(duì)煙霧峁區(qū)長(zhǎng)6油藏頂面精細(xì)構(gòu)造面貌的深入研究，于區(qū)內(nèi)論證并圈定了24個(gè)正向凸起的低幅度構(gòu)造單元和5個(gè)低幅度構(gòu)造組合單元（見圖1）。通過對(duì)其相對(duì)構(gòu)造高差（構(gòu)造基點(diǎn)與高點(diǎn)間的高差）的構(gòu)造背景校正，求得各構(gòu)造單元的真實(shí)構(gòu)造幅度為0.4～19.8 m，平均9.3 m。

2 低幅度構(gòu)造的油氣富集效應(yīng)

2.1 低幅度構(gòu)造對(duì)油藏原始油氣水分布富集的影響

煙霧峁區(qū)塊長(zhǎng)6油藏頂部構(gòu)造在東西和南北方向上均存在明顯的趨勢(shì)性差異；內(nèi)部低幅度構(gòu)造也具有較多的局部圈閉，平均閉合高度5.2 m；地層原油密度0.823 8 g/cm3，油水密度差0.176 2 g/cm3。這些差異性表明，長(zhǎng)6油藏具備形成油氣水分異及指向性運(yùn)移的基本條件[6]。

根據(jù)油水兩相滲流理論及含水率變化機(jī)理，初始含水率是原始含水飽和度的函數(shù)；原始含水飽和度越小，則油層的初始含水率越低，初期產(chǎn)油能力越大；亦即初始含水率的大小能夠反映油層原始含油飽和度的高低及油氣的富集程度[30-33]。因此，研究低幅度構(gòu)造與油井產(chǎn)能及含水率的相互關(guān)系能夠有效揭示低幅度構(gòu)造對(duì)特低滲透油藏油氣水分布規(guī)律及富集程度的控制和影響程度。

利用區(qū)內(nèi)密井網(wǎng)下主力小層的試采產(chǎn)量資料建立長(zhǎng)6油藏的初始含水率模型，將其與油藏低幅度構(gòu)造及油井初始穩(wěn)定產(chǎn)量進(jìn)行疊合分析（見圖2）。其中，初始穩(wěn)定產(chǎn)量為壓裂投產(chǎn)3～5月后油層產(chǎn)出達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)時(shí)的產(chǎn)量，可根據(jù)油井采油曲線確定，用油水柱子表示；初始含水率則可根據(jù)初始穩(wěn)定產(chǎn)液量計(jì)算。

圖2 長(zhǎng)6油藏初始含水率、初始穩(wěn)定產(chǎn)量與低幅度構(gòu)造疊合圖

圖2顯示長(zhǎng)6油藏小層的初始穩(wěn)定產(chǎn)量及初始含水率均緊隨低幅度構(gòu)造的高低起伏及其自然延伸而變化。構(gòu)造位置高則產(chǎn)能高、含水低；構(gòu)造位置低則產(chǎn)能低、含水高。構(gòu)造組合規(guī)模越大，其影響和作用的范圍越大；構(gòu)造組合規(guī)模越小，則其影響和作用的范圍越小。與此同時(shí)，區(qū)塊東、西部及南、北部的初始穩(wěn)定產(chǎn)量及初始含水率分布也存在明顯的整體性差異。

由此可見，低幅度構(gòu)造及其組合規(guī)模對(duì)特低滲透油藏原始油氣水的分布與富集具有顯著的控制和影響。低幅度構(gòu)造既是油氣運(yùn)移的主要指向，也是油氣相對(duì)富集的有利場(chǎng)所，構(gòu)造的整體性差異控制了油氣富集的整體性差異。

2.2 低幅度構(gòu)造與剖面油氣水的分異富集

利用Petrol巖相、屬性建模技術(shù)可獲得任意方向、多條件約束下的連井沉積相、飽和度剖面，將二者與油藏特征剖面組合，綜合分析低幅度構(gòu)造對(duì)剖面油氣水分異富集的控制和影響。圖3顯示油藏剖面頂部存在低幅度起伏，且向北部及東部整體性抬高，局部構(gòu)造發(fā)育但不突出，油氣具有分布普遍、局部集中、富集程度差異較大的特點(diǎn)。構(gòu)造部位高則油層數(shù)量增多或者級(jí)次變好，構(gòu)造部位低洼則油層數(shù)量減少或者級(jí)次變差。如YW5井以北井間（見圖3a）、YW11和YW13等井（見圖3b）構(gòu)造部位較高，油層多而集中；YW8、YW10等井構(gòu)造部位相對(duì)低凹，油層明顯減少且含水增多。另外，不論是南北向還是東西向剖面，高部位下的長(zhǎng)63油層均明顯偏多，表明低幅度構(gòu)造及區(qū)塊的整體性構(gòu)造差異與油氣水的分異富集密切相關(guān)。

圖3中還顯示，沉積相剖面中不同沉積相帶的屬性差異比較明顯，非均質(zhì)性較強(qiáng)。三角洲前緣分流河道“主體”及其“側(cè)翼”沉積相對(duì)“富砂”，分布的連續(xù)性及連通性總體較好；分流間灣以暗色泥質(zhì)巖沉積為主，分布比較局限，主要集中在長(zhǎng)62的下部及長(zhǎng)61的中上部，長(zhǎng)62下部的間灣沉積近似于斷續(xù)的層狀分布。相帶分布及其屬性差異不僅決定了儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性，同時(shí)也影響了油氣在局部的分布和富集。例如圖3中長(zhǎng)62下部的斷續(xù)狀間灣泥質(zhì)巖與低幅度構(gòu)造一起，對(duì)下伏長(zhǎng)63層段的油氣藏具有明顯的遮擋影響；圖3b中YW14、YW15井長(zhǎng)61中上部局限發(fā)育的間灣泥質(zhì)巖對(duì)下伏及其西側(cè)上傾方向的油氣也有一定的側(cè)向封堵作用。

圖3 長(zhǎng)6油藏剖面油氣水分異富集與低幅度構(gòu)造及儲(chǔ)集層屬性的效應(yīng)關(guān)系（SP—自然電位；Rt—電阻率）

剖面含油飽和度的原始分布不僅與油藏剖面中的油層發(fā)育、分布狀況基本吻合，而且與局部構(gòu)造起伏及區(qū)塊的整體性構(gòu)造差異同樣具有良好的一致性。構(gòu)造部位高則含油性較好，構(gòu)造部位低則含油性較差；剖面構(gòu)造自西向東、由南往北趨勢(shì)性抬升，含油性向上傾方向也明顯變好。

由此可見，除去相帶及巖性的局部影響之外，低幅度構(gòu)造及整體性構(gòu)造差異對(duì)特低滲透油藏內(nèi)原始油氣水的分布、富集具有重要的控制和影響作用；構(gòu)造幅度大則油水分異強(qiáng)，構(gòu)造部位高則含油性好、飽和度高；整體性構(gòu)造差異則控制油氣向構(gòu)造上傾部位運(yùn)移、富集。

2.3 低幅度構(gòu)造對(duì)油氣富集的控制效應(yīng)評(píng)價(jià)

由前述可知，低幅度構(gòu)造對(duì)油氣的富集效應(yīng)主要取決于其構(gòu)造幅度及構(gòu)造規(guī)模。利用各低幅度構(gòu)造單元頂端的油井資料，通過多井點(diǎn)統(tǒng)計(jì)平均，求取與其構(gòu)造幅度相對(duì)應(yīng)的油層厚度、含油飽和度、穩(wěn)定產(chǎn)能等油氣效應(yīng)參數(shù)，建立低幅度構(gòu)造的油氣富集效應(yīng)模型（見圖4）。研究結(jié)果表明，低幅度構(gòu)造具有顯著的油氣富集效應(yīng)，其構(gòu)造幅度與各控制效應(yīng)參數(shù)均呈現(xiàn)出良好的趨勢(shì)性。隨著構(gòu)造幅度的增加，油層厚度逐漸變厚（見圖4a）；原始含油飽和度相應(yīng)增大，油氣水分異能力相應(yīng)增強(qiáng)，油氣富集程度相應(yīng)變好（見圖4b）；油井產(chǎn)能也隨之提高（見圖4c）。另一方面，眾多油井在初產(chǎn)階段普遍不同程度含水的事實(shí)也表明，特低滲透油藏的油氣水分異與富集通常很難達(dá)到比較充分的程度，相對(duì)分異和相對(duì)富集才是一種常態(tài)。

圖4 低幅度構(gòu)造與長(zhǎng)6油藏油氣分異富集參數(shù)的效應(yīng)關(guān)系

3 低幅度構(gòu)造對(duì)開發(fā)動(dòng)態(tài)的控制效應(yīng)

3.1 低幅度構(gòu)造對(duì)注水開發(fā)動(dòng)態(tài)的影響

長(zhǎng)6油藏于2011年采用井排距組合為450 m×150 m的菱形反九點(diǎn)注采井網(wǎng)開始注水開發(fā)，其中油井間的實(shí)際井距約300 m，水井與邊井井距300～350 m，水井與角井井距400～500 m。綜合研究表明，區(qū)內(nèi)富砂相帶廣泛發(fā)育，儲(chǔ)集層沉積類型相同，連續(xù)性良好，巖性相似，南、北部的物性特征并無明顯差異。注采井組內(nèi)油層連通率平均65.6%，油井均為壓裂投產(chǎn)。目前含水率不僅能夠反映油層的開發(fā)現(xiàn)狀及開發(fā)過程中的動(dòng)態(tài)效應(yīng)，而且能夠反映構(gòu)造地質(zhì)特征對(duì)油藏開發(fā)指標(biāo)及油氣水動(dòng)態(tài)的控制和影響程度。利用密井網(wǎng)下主力小層的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料逐井確定目前產(chǎn)量及目前含水率，建立長(zhǎng)6油藏低幅度構(gòu)造與目前含水率、產(chǎn)量分布的疊加模型（見圖5），結(jié)合油藏初始穩(wěn)定產(chǎn)量及初始含水率變化狀況（見圖2），綜合分析低幅度構(gòu)造對(duì)長(zhǎng)6特低滲透油藏注水開發(fā)動(dòng)態(tài)的控制和影響：①總體來看，與開發(fā)初期相比，區(qū)塊目前的含水率明顯上升，產(chǎn)液量明顯下降；南、北部的整體性差異不僅依然存在，而且逐漸加劇。不論是區(qū)塊北部還是南部，初始含水率和目前含水率都隨著構(gòu)造部位抬高及構(gòu)造規(guī)模加大而逐漸降低，隨構(gòu)造部位降低及構(gòu)造規(guī)模減小而逐漸升高；產(chǎn)液量的變化則與之相反。②局部水淹總是最先從構(gòu)造低洼處開始，然后逐漸向構(gòu)造高部位上移，水淹范圍不斷擴(kuò)展，高含油低含水區(qū)域不斷向低幅度構(gòu)造的高部位收縮，中高含水區(qū)及嚴(yán)重水淹區(qū)面積逐漸擴(kuò)大。

圖5 長(zhǎng)6油藏目前含水率、注采產(chǎn)量與低幅度構(gòu)造疊合圖

利用各低幅度構(gòu)造單元（見圖1、圖2）頂端的油井資料，通過多井點(diǎn)統(tǒng)計(jì)平均，求取與各單元構(gòu)造幅度相對(duì)應(yīng)的初始含水率、目前含水率、含水上升率、油井見水時(shí)間等開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)參數(shù)并統(tǒng)計(jì)制圖，建立低幅度構(gòu)造的開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)模型（見圖6）。結(jié)果表明，低幅度構(gòu)造與各動(dòng)態(tài)參數(shù)間具有良好的相關(guān)性，對(duì)開發(fā)動(dòng)態(tài)影響顯著。隨著構(gòu)造幅度的增加，初始含水率（見圖6a）、目前含水率（見圖6b）、含水上升率（見圖6c）等均呈明顯的下降趨勢(shì)，且目前含水率的下降速度較初始含水率有所加快。油井見水時(shí)間（見圖6d）則呈上升趨勢(shì)，構(gòu)造部位越高，油井見水時(shí)間越晚，北部個(gè)別井組注水開發(fā)近5年仍無見水跡象。

由此可見，低幅度構(gòu)造不僅對(duì)油藏原始的油氣水分布及初始產(chǎn)量具有重要的控制作用，而且對(duì)油藏的開發(fā)動(dòng)態(tài)演變、目前開發(fā)現(xiàn)狀乃至剩余油分布等依然具有重要的控制和影響作用[32-33]。

3.2 低幅度構(gòu)造對(duì)注入水走向的影響

W0井組與W81井組分別位于區(qū)塊北部和區(qū)塊南部，分別代表了區(qū)內(nèi)相對(duì)高產(chǎn)與相對(duì)低產(chǎn)的典型注采井組，下面以這2個(gè)井組為例，分析低幅度構(gòu)造對(duì)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，特別是對(duì)水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向的影響。

①注采井組其本情況。W0注采井組位于區(qū)塊北部一低幅度構(gòu)造的鼻洼部位（見圖2、圖5），構(gòu)造幅度差2～10 m，北東和西南兩側(cè)相對(duì)較低，注水井位于中間較高的鞍部（見圖7a）；井組產(chǎn)層為長(zhǎng)613小層，井組內(nèi)儲(chǔ)集層物性及含油性基本相同，油層連通性好。W81注采井組位于區(qū)塊南部一低幅度鼻隆構(gòu)造的西翼，中間略具撓折，構(gòu)造幅度差同樣為2～10 m（見圖7b），主力產(chǎn)層為長(zhǎng)613與長(zhǎng)621小層。注水井位于撓折處相對(duì)較高的部位，周邊油井除了東南角處相對(duì)偏高外，其余井均處于被注入水下驅(qū)[34]的相對(duì)位置。

②注采井組注水開發(fā)動(dòng)態(tài)。W0井組轉(zhuǎn)入注水開采后，油井穩(wěn)產(chǎn)液量為40.0～149.2 m3/月，平均89.9 m3/月；穩(wěn)產(chǎn)含水率9.2%～23.0%，平均15.7%，穩(wěn)產(chǎn)狀態(tài)持續(xù)時(shí)間約2 年。目前油井產(chǎn)液量21.0～77.0 m3/月，平均47.6 m3/月；含水率9.2%～78.0%，平均30.4%（見圖8a）。

W81井組轉(zhuǎn)入注水開采后，油井穩(wěn)產(chǎn)液量為15.0～31.0 m3/月，平均21.6 m3/月；穩(wěn)產(chǎn)含水率為36.0%～53.6%，平均46.7%，穩(wěn)產(chǎn)狀態(tài)持續(xù)約1 年。目前油井產(chǎn)液量8.0～52.0 m3/月，平均29.6 m3/月；含水率52.0%～98.1%，平均84.4%（見圖8b）。

③低幅度構(gòu)造對(duì)注水動(dòng)態(tài)的控制效應(yīng)。如圖8所示，一方面，北部W0注采井組的注采效果明顯好于南部的W81井組，顯然這與區(qū)塊南北的整體性構(gòu)造差異有關(guān)；另一方面，穩(wěn)產(chǎn)后各注采井組油井間的生產(chǎn)差異逐步變大且日益明顯，具體受效差異與其所處構(gòu)造部位以及該構(gòu)造部位與注水井構(gòu)造位置的相對(duì)上下關(guān)系密切相關(guān)。例如，W0井組中的W2、W3、W6及W8井均位于構(gòu)造的相對(duì)高部位，因注水上驅(qū)，含水率持續(xù)穩(wěn)定在與初始含水率相當(dāng)?shù)乃缴?，甚至有所下降，至今仍未見到水竄的跡象；而位于構(gòu)造相對(duì)低洼處的W1、W4井則因注水下驅(qū)而先后見水，含水率發(fā)生劇烈變化，出現(xiàn)嚴(yán)重水淹（見圖8a）。W1井于2013年2月見水后，因含水率急劇上升而被迫關(guān)停；再次開井后，含水率仍處于不斷攀升之中。W4井的含水率于2013年6月開始直線式上升，堵水后雖暫時(shí)趨穩(wěn)，但不久之后又再次不斷攀升。

圖6 低幅度構(gòu)造與長(zhǎng)6特低滲透油藏開發(fā)動(dòng)態(tài)參數(shù)的效應(yīng)關(guān)系

圖7 低幅度構(gòu)造與注采井組生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及水驅(qū)優(yōu)勢(shì)關(guān)系

圖8 南北兩個(gè)代表性注采井組的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線

W81井組的油井在經(jīng)歷短暫的穩(wěn)產(chǎn)階段之后即陸續(xù)見水，并快速進(jìn)入高含水狀態(tài)；位于構(gòu)造相對(duì)低洼處的W84、W83井先后暴性水淹，含水率急劇飆升至95%以上，產(chǎn)液量較初期大增；隨后W82、W87及W85井也先后水淹，進(jìn)入斷續(xù)的高含水狀態(tài)。該井組東南角的W80井位于構(gòu)造的相對(duì)較高部位，其暴性水淹主要是因?yàn)樵摼畺|、東南兩個(gè)方向上相鄰的、位于構(gòu)造更高部位的2口注水井（見圖5）對(duì)其形成下驅(qū)。而位于西北角的W86、W88井則因注采層位不對(duì)應(yīng)，仍處于自然開采狀態(tài)，月產(chǎn)液量只有8～15 m3，含水變化較小。

上述兩注采井組的動(dòng)態(tài)分析結(jié)果表明，低幅度構(gòu)造對(duì)注采井組中的優(yōu)先水驅(qū)方向及優(yōu)勢(shì)水淹部位具有明顯的控制和影響作用。在水驅(qū)壓差及重力作用下，無論是區(qū)塊南部還是北部，構(gòu)造位置相對(duì)低下的部位始終是注入水優(yōu)先水驅(qū)的方向和優(yōu)勢(shì)水淹的區(qū)域。

3.3 低幅度構(gòu)造對(duì)水驅(qū)過程中油氣再分配及新富集的控制

在穩(wěn)定水驅(qū)條件下，當(dāng)含水率超過40%以后[35]，油藏或單井的累計(jì)產(chǎn)水量與累計(jì)產(chǎn)油量之間存在著半對(duì)數(shù)直線關(guān)系[33,35]，該直線可以綜合反映實(shí)際水驅(qū)過程中的動(dòng)態(tài)特征；若不采取調(diào)整措施的話，該直線斜率將不會(huì)改變[36]。

圖9為W0井組中2口相鄰油井（W1、W8井）的水驅(qū)特征曲線，其中W1井見水前后的水驅(qū)特征曲線發(fā)生了明顯的轉(zhuǎn)折，形成兩個(gè)明顯的直線段，見水后的直線斜率明顯增大，水驅(qū)效果變差（見圖9a）。W8井與W1井相距286 m，在近5年的時(shí)間里，該井未采取任何調(diào)整措施，長(zhǎng)613油層產(chǎn)量較高并保持持續(xù)穩(wěn)定，水驅(qū)特征曲線總體上呈現(xiàn)一種比較均勻連續(xù)的上升狀態(tài)，其上升趨勢(shì)隨水驅(qū)過程中油氣的再分配和新富集而有所下滑，甚至趨近于一條直線，直線斜率不升反降，與之前的平滑曲線形成一大致的拐點(diǎn)，含水率也穩(wěn)中有降，與W1井的動(dòng)態(tài)響應(yīng)截然相反。

采用容積法和甲型水驅(qū)特征曲線法分別計(jì)算W1和W8井控制的靜態(tài)探明儲(chǔ)量與水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量（見表1），結(jié)果表明，目前水驅(qū)狀態(tài)下，W8井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量異常地超出了其靜態(tài)儲(chǔ)量，而W1井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量卻比其靜態(tài)儲(chǔ)量明顯地減少了。

圖9 區(qū)塊北部W0注采井組中相鄰2口油井長(zhǎng)613油層水驅(qū)特征曲線（Np—累計(jì)產(chǎn)油量；Wp—累計(jì)產(chǎn)水量）

表1 區(qū)塊北部W0注采井組中2口單井控制的油層靜動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量對(duì)比表

鑒于W0注采井組油層特征的相似性，根據(jù)水驅(qū)油原理，結(jié)合對(duì)注采井組內(nèi)部水驅(qū)壓差、采油壓差、注水重力及油氣浮力等幾種驅(qū)動(dòng)力相互作用與均衡狀況的綜合分析，可以較好地解釋這一異常的開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)。在低幅度構(gòu)造控制下，由于注入水不斷向低洼區(qū)優(yōu)勢(shì)匯集，導(dǎo)致水驅(qū)油前緣部位原油相對(duì)富集，飽和度不斷增大，相態(tài)連續(xù)性變好，滲流狀態(tài)改善，油水分異及油氣上浮能力增強(qiáng)，因而相鄰的構(gòu)造上傾方向成為油氣相對(duì)運(yùn)移的有利指向。此時(shí)如果與低洼區(qū)優(yōu)勢(shì)水道相鄰的油井由于自身構(gòu)造部位高、注水補(bǔ)充少、采出程度大、注采不平衡等問題，在井底存在較大的生產(chǎn)壓差，亦即該油井井底地層能量存在一定虧空的話，則低洼區(qū)水驅(qū)前緣中的飽和油氣就會(huì)在側(cè)向有效驅(qū)替壓差及低幅度構(gòu)造富集效應(yīng)的誘導(dǎo)下，被部分地分流到構(gòu)造的高部位。亦即在注水開發(fā)過程中，低幅度構(gòu)造將導(dǎo)致油藏中構(gòu)造低洼部位的部分原油就近向構(gòu)造高部位的油井轉(zhuǎn)移[37]，造成油氣水的再分配，形成新的油氣富集現(xiàn)象，進(jìn)而使得高部位油井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量增加并使其產(chǎn)出能力保持持續(xù)的穩(wěn)定性。

正是由于低幅度構(gòu)造的這種開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)，使得W8井井底附近的油氣變得越來越飽和充盈，水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量顯著增大，水驅(qū)特征曲線斜率相應(yīng)減小；同時(shí)也使得W1井井底附近的注入水不斷蓄積，含水飽和度不斷加大。當(dāng)含水飽和度超過某一限度（51%）時(shí)，原油的滲流能力將顯著變差，含水率快速上升[38]，水驅(qū)動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量減小，水驅(qū)特征曲線斜率增大。

由此可知，井組油井的注水受效差異與其構(gòu)造位置的相對(duì)高低密切相關(guān)；若油井構(gòu)造位置相對(duì)低下，處于注水井直驅(qū)或下驅(qū)的部位，則將成為優(yōu)先水驅(qū)受效甚至被暴性水淹的目標(biāo)；若油井構(gòu)造位置相對(duì)較高，并處于注水井的上驅(qū)方向，則往往會(huì)成為相鄰低洼井區(qū)水驅(qū)前緣油氣再分配和新富集的指向，使其產(chǎn)出動(dòng)態(tài)得到改善，含水率長(zhǎng)期處于一種低穩(wěn)的狀態(tài)。

3.4 低幅度構(gòu)造對(duì)區(qū)塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的影響

據(jù)綜合解釋結(jié)果，研究區(qū)長(zhǎng)6特低滲透油藏各小層平均原始含油飽和度為42.3%～61.9%。由于區(qū)塊北高南低的整體性構(gòu)造差異，區(qū)塊北部的平均原始含油飽和度比南部高出約4%，雖然這一差異并不突出，但南、北部的開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)卻差異很大。

①區(qū)塊構(gòu)造差異控制了南、北部油藏原始油氣水的分布，北部油井的初始穩(wěn)定產(chǎn)量總體上顯著地高于南部，初始含水率明顯低于南部（見圖2）。

②經(jīng)過近5年的規(guī)模注水開發(fā)和之前10多年斷續(xù)的自然探采，區(qū)塊南北的生產(chǎn)差異不僅依然存在，而且有所加?。ㄒ妶D2、圖5）。南部構(gòu)造低，含水率上升速度快、增幅大，目前大部區(qū)域已經(jīng)進(jìn)入了中—高含水期，局部井區(qū)水淹嚴(yán)重，大部分油井產(chǎn)液量下降，但局部產(chǎn)液量因高含水不降反升。北部構(gòu)造高，產(chǎn)液量雖然也有明顯的下降，但含水率上升速度緩慢，目前大部分區(qū)域仍以中低含水為主；在構(gòu)造幅度及構(gòu)造規(guī)模均比較大的YW3—YW25井一帶，含水率甚至仍然接近于油藏開發(fā)的初始狀態(tài)，產(chǎn)量依然保持在較高的水平上。

③根據(jù)W0和W81兩個(gè)井組的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線（見圖8）及其油井最早的見水時(shí)間，可初步確定區(qū)塊北部的注水推進(jìn)速度大致為12.5 m/月；南部的注水推進(jìn)速度大致為25 m/月。根據(jù)區(qū)塊南北部的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線（見圖10），也可基本明確整體構(gòu)造差異對(duì)區(qū)塊南北部注水開發(fā)動(dòng)態(tài)的控制和影響程度?？偠灾?，區(qū)塊南部水驅(qū)速度明顯快于北部，水淹程度明顯強(qiáng)于北部，水淹范圍明顯大于北部，油井見水時(shí)間明顯早于北部，穩(wěn)產(chǎn)持續(xù)時(shí)間明顯短于北部。

圖10 長(zhǎng)6油藏南、北部生產(chǎn)動(dòng)態(tài)差異對(duì)比

4 結(jié)論

低幅度構(gòu)造對(duì)特低滲透油藏原始油氣水的分布富集及注水開發(fā)動(dòng)態(tài)的演變趨勢(shì)始終具有顯著的控制和影響效應(yīng)。低幅度構(gòu)造既是油氣運(yùn)移的良好指向也是油氣相對(duì)富集的有利場(chǎng)所。

低幅度構(gòu)造對(duì)特低滲透油藏的控制效應(yīng)主要取決于其構(gòu)造幅度與構(gòu)造規(guī)模。隨著構(gòu)造幅度的增加及構(gòu)造部位的抬高，油層漸厚，含油飽和度漸大，油水分異漸強(qiáng)，油氣富集程度漸好，油井產(chǎn)能漸高，含水率漸小，含水率上升速度漸慢，油井見水時(shí)間漸長(zhǎng)。構(gòu)造規(guī)模越大，其控制和影響的空間范圍就越大。含水率、油井產(chǎn)量總是圍繞著低幅度構(gòu)造的高低起伏而有序變化。

注水開發(fā)動(dòng)態(tài)響應(yīng)與注采井所處的相對(duì)構(gòu)造位置密切相關(guān)。注入水總是優(yōu)先向構(gòu)造低洼處推進(jìn)，再逐漸向構(gòu)造高部位上移，水淹范圍不斷擴(kuò)展；同時(shí)促使構(gòu)造低洼部位的部分油氣向構(gòu)造高部位就近分配，形成新的油氣富集；高部位油井的動(dòng)態(tài)儲(chǔ)量因此增加，產(chǎn)能持續(xù)保持穩(wěn)定。