冀中坳陷蠡縣斜坡中北部油藏油水同出成因機制探討

葉大帥，丁文龍，湯小琪，胡延旭，張鈺景，杜 金，武躍偉，何硯臣

(1.中國地質(zhì)大學(xué)，北京 100083；2.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062552；3.中油測井華北分公司，河北 任丘 062552；4.中國石油渤海鉆探工程有限公司，新疆 庫爾勒 841000)

0 引 言

經(jīng)典石油地質(zhì)理論認為，油氣總是聚集在圈閉的高部位，同一油藏具有統(tǒng)一的油水界面；連續(xù)型油氣成藏理論指出，在異常高壓下，缺乏明顯圈閉界限地區(qū)，可形成無統(tǒng)一的油氣水界面、含油氣飽和度差異大、油氣水常多相共存的油氣藏[1]，這拓寬了人們對油氣聚集理論認識范疇。受連續(xù)型油氣成藏理論的啟發(fā)，有學(xué)者提出介于常規(guī)圈閉型油藏與連續(xù)型油藏之間的一種過渡類型，稱之為準連續(xù)型油氣藏，指出存在油水同出現(xiàn)象[2]；也有學(xué)者指出，在單砂體高部位，由于儲層物性差，也可形成油水同出現(xiàn)象[3]。從嚴格意義上講，上述油水分布模式僅僅是經(jīng)典油氣分布理論在致密儲層中的一種表現(xiàn)形式，其儲層中的水層很大程度屬于含較高束縛水的干層[4]。近年來發(fā)現(xiàn)的常規(guī)儲層低飽和度油藏雖投產(chǎn)初期油水同出，但都具有邊底水的特征[5]。

結(jié)合生產(chǎn)實踐，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)中孔低滲常壓儲層中無明顯油水界面，含油飽和度低且不均一，油井投產(chǎn)初期基本沒有無水采油期，且部分油井投產(chǎn)即進入高含水采油期；投產(chǎn)后期雖含水率降低，但液量降低更明顯，末期基本無液量；同一個油藏?zé)o明顯油水界面、無邊底水。前人對蠡縣斜坡油藏的研究主要集中在沉積儲層展布與低阻油層的成因機制及識別方面，對油水同出成因機理未進行相關(guān)的研究。油藏油水同出對低部位滾動擴邊具有很大的挑戰(zhàn)性，因此，開展蠡縣斜坡油藏油水同出成因機制研究，對生產(chǎn)需求具有重要的現(xiàn)實意義。

1 地質(zhì)概況

饒陽凹陷是渤海灣盆地冀中坳陷中部的一個富油氣凹陷，蠡縣斜坡位于饒陽凹陷的西部(圖1)，是在前古近紀古隆起上發(fā)育起來的繼承性寬緩大型沉積斜坡，西抬東傾，呈北東向展布，地層傾角為3～4 °，斜坡東西寬為20～30 km，南北長約為60 km，總面積約為1 500 km2，目前已在薊縣系霧迷山組、古近系沙河街組與東營組發(fā)現(xiàn)多套含油層系。蠡縣斜坡中北部油藏主要分布在沙河街組一段、二段、三段。區(qū)內(nèi)沙一段、沙二段發(fā)育淺水型三角洲和濱淺湖灘壩2種沉積相類型；沙三段發(fā)育辮狀河三角洲沉積，以三角洲平原為主、前緣為輔[6-7]。各儲集層物性較好，平均孔隙度為16%，平均滲透率為21.8 mD，屬于中孔低滲儲集層。

圖1 研究區(qū)地理位置概況(據(jù)文獻[6]，有修改)

2 石油地質(zhì)特征

2.1 流體性質(zhì)

研究區(qū)油源來自與其緊鄰的沙一下段未熟—低熟的富烴頁巖，Ro約為0.40%～0.65%，該組烴源巖在蠡縣斜坡乃至饒陽凹陷大面積連續(xù)分布[8]。生成的原油物性差，地面原油密度一般為0.910～0.920 g/cm3，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量多大于45.00%，含硫量也較高，一般為0.50%～0.90%，含蠟為6.20%～15.68%，地面原油黏度普遍大于500.0 mPa·s，最高可達7 411.5 mPa·s。據(jù)研究區(qū)高壓物性分析可知，地層原油密度平均為0.856 g/cm3，地層原油黏度平均為33.1 mPa·s，屬于中質(zhì)油。研究區(qū)地層水中CL-1含量為2 517.0 ～7 976.3 mg/L，總礦化度為6 195.0～14 699.6 mg/L，屬于中等礦化度水性，水型為NaHCO型，油藏保存條件較好。

2.2 油水分布特征

在單斜構(gòu)造上傾方向既無斷層，亦不見明顯砂體邊界，認為是同一油藏的油井投產(chǎn)初期油水同出，各井含水率不盡相同，基本沒有無水采油期，無統(tǒng)一油水界面；投產(chǎn)一段時間后雖含水率降低，但液量降低更明顯，末期基本無液量，無邊底水。根據(jù)密閉取心(XL10-117井)化驗分析資料(表1)，巖性均為細砂巖，巖心油氣顯示多為油浸級，少量油斑，無油跡和熒光顯示。沙二段測定原始含油飽和度為24.90%～46.90%，多數(shù)為30.00%～50.00%，平均為36.93%；沙三段測定原始含油飽和度為11.50%～59.60%，多數(shù)為30.00%～50.00%，平均為40.00%。相滲實驗表明(表1)，束縛水飽和度為29.30%～38.50%，平均為34.40%；殘余油飽和度為31.40%～38.00%，平均為33.90%；等滲點的含水飽和度較高(平均為57.30%)，油水共存區(qū)范圍不大，說明兩相滲流能力均較弱，毛管壓力作用較強。同時據(jù)巖心潤濕性分析，油浸級別顯示的巖心水潤濕指數(shù)為0.25～0.67，平均為0.43，表現(xiàn)為親水(表1)。

表1 XL10-117井密閉取心相滲與潤濕性統(tǒng)計

2.3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

鑄體薄片分析結(jié)果表明，儲層的孔隙類型以粒間溶孔為主，少量粒內(nèi)溶孔及高嶺石晶間微孔，偶見鑄?？?，孔徑一般為20～60 μm，面孔率為4%～7%，平均配位數(shù)一般小于3。充填物主要為黏土礦物，以不均勻形式附著于顆粒表面，或充填于粒間溶孔內(nèi)。根據(jù)壓汞毛管壓力曲線特征與喉道分布統(tǒng)計(表2)，儲層排驅(qū)壓力為0.80～0.26 MPa，平均為1.31 MPa；中值壓力為1.10～3.07 MPa，平均為2.32 MPa；喉道半徑均值為1.28～1.62 μm，平均為1.53 μm；最大汞飽和度為60.54%～72.37%，平均為64.90%。壓汞曲線總體特征成一條直線，基本沒有均質(zhì)砂巖的水平段，表明儲層的孔隙分選不均勻，微觀非均質(zhì)較為嚴重。小于0.1 μm的喉道控制的孔隙體積百分數(shù)均較高，平均為39.84%，而0.1 μm一般被認為是滲流的喉道下限，小于0.1 μm的喉道控制的孔隙體積對于油藏含水飽和度影響非常重要[9]。研究區(qū)儲層顯示出孔隙結(jié)構(gòu)差，非均質(zhì)性強，孔隙以分散的細小孔隙為主，孔隙、喉道半徑普遍較小，且分選性相對較差的特征。

表2 XL10-117井壓汞毛管壓力曲線特征與喉道分布統(tǒng)計

2.4 油氣充注特征

研究區(qū)烴源巖在晚第三紀至第四紀進入生烴期和排烴期。通過對蠡縣斜坡儲層流體包裹體特征與成藏時期研究分析，認為該區(qū)發(fā)生過2期油氣充注[9-10]：一期油包裹體均一溫度為60～70 ℃，對應(yīng)成藏時間為7.5～5.5 Ma；另一期油包裹體均一溫度為85～95 ℃，對應(yīng)成藏時間為2.0～0.0 Ma。結(jié)合埋藏史分析，認為該套烴源巖目前正處于大量生烴階段(圖2)。

圖2 饒陽凹陷含油系統(tǒng)關(guān)鍵時刻與生儲蓋組合

正常溫壓系統(tǒng)中油氣二次運移的動力主要為浮力，阻力主要為毛細管力，同時還有重力和黏滯力。在油氣運移過程中，地層傾角對油氣運移有很大的影響，幅度越低，傾角越小，油柱所受浮力的沿層分量越小，二次運移驅(qū)替的動力越弱。在以浮力為驅(qū)動力的作用下，沿層面上浮到一定高度所需時間大于油柱垂直上浮相同高度所需時間的1/sin2θ[11](θ為地層傾角)。蠡縣斜坡構(gòu)造幅度低，地層傾角為3～4 °，相同地層條件下運移相同路徑沿層運移時間是垂向運移的365倍之多。加之儲層非均質(zhì)性強，流體物性差，黏度高，流動性差，油柱運移需要克服額外的流動阻力，需要更長的運移時間[12]。

圈閉中油氣的充滿程度決定了油藏的含油飽和度，根據(jù)差異充注原理，油氣優(yōu)先進入孔隙度和滲透率好的儲層，物性差儲層相對充注較少。據(jù)蠡縣斜坡XL10-117井密閉取心測得飽和度與巖石物性統(tǒng)計關(guān)系圖分析(圖3)，含油飽和度與孔隙度呈現(xiàn)明顯正相關(guān)關(guān)系，與滲透率關(guān)系相對復(fù)雜，當滲透率小于6.0 mD時，含油飽和度與滲透率呈正相關(guān)；當滲透率大于6.0 mD時，含油飽和度隨滲透率的增加無明顯變化，飽和度在30.00%～50.00%之間均衡波動；含水飽和度與孔隙度呈現(xiàn)明顯負相關(guān)關(guān)系，與滲透率關(guān)系也相對復(fù)雜，當滲透率小于6.0 mD時，含水飽和度與滲透率呈負相關(guān)；當滲透率大于6.0 mD時，含水飽和度在20.00%～50.00%之間波動；充分反映油氣的不完全充注導(dǎo)致油藏含油飽和度較低。

圖3 蠡縣斜坡含油、含水飽和度與孔隙度、滲透率關(guān)系

3 討 論

研究區(qū)油源來自其上覆的沙一段富烴頁巖，通過對已知油藏解剖認為有2種成藏模式：沙二段、沙三段與供油斷層連通，在浮力作用下沿疏導(dǎo)層運移；富烴頁巖頁理發(fā)育，呈連網(wǎng)狀油相向下覆沙一下尾砂巖幕式排烴，油氣就近成藏(圖4)。

圖4 蠡縣斜坡油藏成藏模式與微觀充注模式

浮力的大小取決于油層流體的密度差和油柱高度。油氣向圈閉中運移時，優(yōu)先選擇阻力小的大孔喉呈樹枝狀進入儲集層，隨著油氣不斷向圈閉中充注，烴柱增高，浮力增大，油氣在增大的浮力下逐漸進入較小孔隙并將儲層的地層水排出[13-23](圖4)，在相同壓力條件下，細喉道的儲集巖石具有較低的含油飽和度，而粗喉道的儲集巖具有較高的含油飽和度。圖3顯示物性相對較好的儲層油氣充注不完全，而小孔喉油氣充足，有違油氣的差異聚集原理。分析認為這種現(xiàn)象更加證實了油氣的不充分充注：儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，油氣呈樹枝狀推進，烴柱小，驅(qū)動力弱，在優(yōu)勢通道前緣或側(cè)翼必然波及到小孔喉，由于小孔喉控制的儲層物性差，孔隙度小，導(dǎo)致其具有一定的含油飽和度。

研究區(qū)烴源巖熱演化程度低，原油物性差，黏度高，構(gòu)造幅度低，導(dǎo)致成藏動力弱，油氣在上浮過程中需要運移更長的路徑和克服額外的流動阻力，烴源巖生排烴晚，致使成藏時間更晚，油氣充注程度低，油氣沒有充滿整個單斜儲集層的孔隙空間；油氣向圈閉充注時首先沿阻力小的大喉道充注，小喉道充注概率低，使得油藏的原生水飽和度高；儲層孔隙分選不均勻，微觀非均質(zhì)性較為嚴重，小于0.1 μm的喉道控制的孔隙體積占比大，加之油層為親水性地層，導(dǎo)致不參與滲流的束縛水含量高，儲層為常規(guī)試油或儲層經(jīng)壓裂改造后油水同出。

從地質(zhì)歷史角度看，油氣的運移和聚集發(fā)生在短暫的時間內(nèi)，可以在1～10 Ma內(nèi)完成[12]，但對目前正在充注的油藏來說，油氣運聚時間對成藏顯得尤為重要。在通過關(guān)鍵時刻研究油氣系統(tǒng)時往往關(guān)注油氣的生成時間，對油氣的運移和聚集時間關(guān)注甚少。通過蠡縣斜坡中北部沙河街組二段、三段油藏油水分布規(guī)律研究認為，對于含油氣盆地特別是渤海灣盆地第四紀時期以來生成的油氣，需更加注重運移和聚集時間對油氣成藏的影響。

4 結(jié) 論

(1) 油藏的充注程度和儲層微觀孔隙結(jié)構(gòu)導(dǎo)致油水置換不充分，造成了蠡縣斜坡中北部同一油藏具有不統(tǒng)一的油水界面。

(2) 油層充注不充分、含油飽和度低，原油黏度高，流動性差于地層水，對高含水或初期低產(chǎn)經(jīng)儲層改造后產(chǎn)純水的地層建議試采一段時間，避免卡封上返造成油層誤判。

(3) 由于研究區(qū)特殊的石油地質(zhì)特征，若砂巖儲層物性較好，且排烴時有機酸對儲層的溶蝕作用，在同一油藏低部位有利圈閉區(qū)仍具有形成一定規(guī)模的未熟—低熟“甜點”潛力區(qū)。