準(zhǔn)噶爾盆地莫索灣凸起八道灣組低飽和度油藏成因分析

楊朝洪，司馬立強(qiáng)，王 亮，王 剛

(1.西南石油大學(xué),四川 成都 610500；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.成都理工大學(xué),四川 成都 610059；4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

低含油飽和度油藏是指含油飽和度較低，存在明顯可動水的油藏。此類油藏在開發(fā)過程中不存在無水期采油，具有明顯不同于常規(guī)油藏的滲流特征[1]。中國低飽和度油藏的分布較為廣泛，腰英臺油田、陸梁油田、新肇油田、劉官莊油田、大慶油田、吐哈油田、姬塬油田[2-9]均發(fā)現(xiàn)低飽和度油藏；國外也存在大量的低飽和度油藏，如北美的 Missi-ssippian 油田和L-KC Reservoirs油田[10-11]。低飽和度油藏作為一種特殊類型的油藏，隨著勘探和開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，已經(jīng)逐漸顯現(xiàn)出良好的勘探開發(fā)前景。隨著勘探的深入，眾多學(xué)者對低飽和度油藏成因進(jìn)行了深入研究，由于不同地區(qū)油藏低飽和度的控制因素不同，目前尚未形成統(tǒng)一的認(rèn)識。根據(jù)大量的文獻(xiàn)調(diào)研，油藏低含油飽和度的成因可歸為充注因素和排斥因素兩方面。充注因素通常指油藏充注不足的因素，如油藏聚集地遠(yuǎn)離生烴中心[3,12]、地質(zhì)構(gòu)造的二次調(diào)整[8]、油氣的成藏期[13]等造成的油藏聚集地油源供給不足；排斥因素是指阻礙油進(jìn)入儲層的因素，如儲集層孔隙結(jié)構(gòu)較差[14]，黏土[15]束縛水較多，以及驅(qū)替動力、浮力不足[16]，油水交換不完全等。前人對莫索灣凸起低飽和度油藏成因的研究主要聚焦于充注因素[17-20]，對排斥因素研究甚少。因此，該文主要對八道灣組油藏低飽和度成因的排斥因素進(jìn)行研究，以便為八道灣組油藏勘探開發(fā)提供更有力的理論支撐，加快勘探開發(fā)進(jìn)程。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

莫索灣凸起位于準(zhǔn)噶爾盆地中部地區(qū)的中央凹陷(圖1)，是在石炭紀(jì)基底基礎(chǔ)上發(fā)育起來的隆起構(gòu)造，東鄰東道海子凹陷，西連盆1井西凹陷，南臨莫南凸起，北接莫北凸起，屬于典型的“凹中凸”構(gòu)造單元[18-19,21]。其演化史分為3個(gè)主要階段：凸起形成階段(晚石炭紀(jì)至二疊紀(jì)夏子街組沉積期)、振蕩-沉降階段(二疊紀(jì)烏爾禾組沉積期至古近紀(jì))和基底掀斜階段(新近紀(jì)至第四紀(jì))。其中，第2個(gè)階段是原生油藏形成的重要時(shí)期，第3個(gè)階段為次生油藏形成的主要時(shí)期[22]。

八道灣組自上而下劃分為三段(J1b3)、二段(J1b2)和一段(J1b1)，每段平均厚度為200 m左右。其中，一段為主要勘探目的層，自上而下又可進(jìn)一步分為J1b11、J1b12、J1b13、J1b14和J1b15等砂層組，砂體均較發(fā)育，主力含油氣砂體為J1b11和J1b13砂體。儲集層巖石類型以長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，粒徑以細(xì)砂顆粒為主，中砂次之；巖屑成分以凝灰?guī)r為主，填隙物中雜基以泥質(zhì)為主，膠結(jié)物常見方解石和高嶺石。受到地層壓實(shí)作用、膠結(jié)作用[23-24]的影響，儲集層孔隙結(jié)構(gòu)較差，孔隙度為3.5%～12.6%，平均為9.1%，滲透率為0.012～7.890 mD，平均為0.330 mD，屬于低孔、超低滲儲集層。儲層含油飽和度低，且有明顯的可動水存在，是低飽和度油藏。

圖1 研究區(qū)位置Fig.1 The location of the study area

2 低飽和度油藏特征

低飽和度油藏開發(fā)中最大的特點(diǎn)是儲層油水同出。盆參2井試油結(jié)果顯示，含水率曲線呈現(xiàn)出“凸”型特征：在開采初期含水率曲線極速上升，在凸點(diǎn)日產(chǎn)水為15.70 t/d，同時(shí)日產(chǎn)油為12.54 t/d；開采一段時(shí)間后，含水率曲線出現(xiàn)回落且在一定范圍內(nèi)波動，不會呈現(xiàn)跳躍式變動，形成含水穩(wěn)定采油期。儲層含水飽和度的大小對開發(fā)有很大影響，初始含水飽和度越大，采油井初始含水率增大，最終采出程度減小，含水穩(wěn)定采油期縮短，水驅(qū)油的開發(fā)效果就越差[25]。低飽和度油藏四性關(guān)系復(fù)雜，與常規(guī)儲層相比，其含油性與電性、物性的關(guān)系不明顯。低飽和度油藏含水飽和度較高，導(dǎo)致油層電阻率下降，油層電性特征與水層電性特征相似。

3 八道灣組油藏低飽和度成因

3.1 孔隙結(jié)構(gòu)差影響油水分異

基于八道灣組的13塊樣品的壓汞曲線，對孔喉參數(shù)的統(tǒng)計(jì)表明:儲層排驅(qū)壓力最大為2.92 MPa，最小為0.28 MPa，平均為1.13 MPa；中值壓力最大為19.15 MPa，最小為2.38 MPa，平均為7.93 MPa；中值半徑最大為0.31 μm，最小為0.04 μm，平均為0.13 μm；分選系數(shù)最大為1.96，最小為0.88，平均為1.44；最大孔喉半徑最大為2.59 μm，最小為0.25 μm，平均為0.93 μm。整體而言，孔隙結(jié)構(gòu)較差，且不同巖心之間的孔隙結(jié)構(gòu)差異較大。

毛管壓力曲線形態(tài)主要受控于孔喉[26]，選取滲透率與排驅(qū)壓力作為毛管壓力曲線的分類參數(shù)，將樣品分為3類(表1)。由于八道灣組的滲透率平均值為0.33 mD，因此，八道灣組以Ⅱ類儲集層為主。分析毛管壓力形態(tài)曲線(圖2)可知，Ⅰ類儲層孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力低、滲透率高、曲線低平，高進(jìn)汞飽和度；Ⅱ類儲層孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力中等、滲透率較高、曲線居中，高進(jìn)汞飽和度；Ⅲ類儲層孔隙結(jié)構(gòu)表現(xiàn)為排驅(qū)壓力較高、滲透率較低、曲線偏高，中等進(jìn)汞飽和度。

表1 孔隙結(jié)構(gòu)分類標(biāo)準(zhǔn)Table 1 The classification standard of pore structure

圖2 毛管壓力曲線特征Fig.2 The characteristics of capillary pressure curve

在油藏當(dāng)中，油柱高度與油水密度差、毛細(xì)管壓力、界面張力成正比關(guān)系，與接觸角成反比關(guān)系，可表示為：

(1)

式中：h為油柱高度，m；pCL為實(shí)驗(yàn)室測定毛管壓力，MPa；θR為油藏條件下油水接觸角，°；θL為實(shí)驗(yàn)室的潤濕相與非潤濕相接觸角，°；σR為油藏條件下的油水界面張力，mN/m；σL為實(shí)驗(yàn)室的潤濕相與非潤濕性相的界面張力，mN/m；ρw是地層中水的密度，g/m3；ρo是地層中油的密度，g/m3。

由于八道灣儲層潤濕性親水，因此，非潤濕相飽和度可等效為含油飽和度。在對莫索灣凸起八道灣儲層巖心壓汞毛管壓力曲線進(jìn)行分類后，應(yīng)用式(1)建立了八道灣組油藏的含油高度、含油飽和度、毛管壓力三者的關(guān)系(圖3)，通常油藏的油水界面張力為25～40 mN/m，此處取值為25。莫21井原油密度為0.81 g/m3，地層水密度為1.02 g/m3，油水密度差為0.21 g/m3。相滲實(shí)驗(yàn)分析的束縛水飽和度為35.2%，即形成純油藏需要含油飽和度達(dá)到64.8%以上，則Ⅰ類儲層油柱高度大于146 m才能形成純油藏，Ⅱ類儲層油柱高度大于292 m才能形成純油藏(圖3)。而莫21井八道灣組一段巖性圈閉閉合高度僅為90 m，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于形成純油藏的閉合圈閉高度，油藏的驅(qū)替動力不足，造成油水分異不明顯，形成低飽和度油藏。

圖3 含油飽和度與毛管壓力、含油高度的關(guān)系Fig.3 The relationship between oil saturation, capillary pressure and oil column height

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)差影響油水置換

從油氣成藏動力學(xué)的角度而言，油氣運(yùn)移動力通常為浮力，所需克服的運(yùn)移阻力通常為毛管壓力，在親水的儲集層中，油氣進(jìn)入粒間孔隙需要克服毛細(xì)管壓力，只有當(dāng)浮力大于毛管壓力時(shí)，油氣才能驅(qū)替孔隙水。油藏中的油、水分布是毛管壓力和浮力平衡的結(jié)果，浮力與毛管壓力的關(guān)系可表示為[27]：

Ff=(ρw-ρo)gh

(2)

式中：Ff為浮力，Pa；g為重力加速度，m/s2。

油藏構(gòu)造高度最大值所對應(yīng)的正是該油藏的最大浮力，應(yīng)用式(2)計(jì)算莫21井八道灣組油藏的最大浮力。其中，莫21井實(shí)際油水密度差為0.21 g/m3，實(shí)際圈閉高度最大值為90 m，計(jì)算得到最大浮力為0.182 MPa，換算為實(shí)驗(yàn)室條件下為1.930 MPa(對應(yīng)油水界面張力40 mN/m)和3.090 MPa(對應(yīng)油水界面張力25 mN/m)。該井巖心毛管壓力實(shí)驗(yàn)的排驅(qū)壓力為0.280～2.920 MPa，大部分小于最大浮力1.930 MPa，表明大部分儲層可以進(jìn)行油氣充注。該井巖心毛管壓力實(shí)驗(yàn)的中值壓力為2.380～19.150 MPa，大部分油氣驅(qū)替50%的水所需浮力大于最大浮力3.090 MPa，表明在最大浮力存在的條件下，油水置換不完全，存在可動水。上述分析表明，即使在束縛水飽和度50%的條件下，仍有部分孔隙存在可動水，而實(shí)際束縛水飽和度平均為35%左右，可動水飽和度則更大。

上述分析綜合表明，低構(gòu)造幅度導(dǎo)致油藏的油水分異不充分，同時(shí)，產(chǎn)生的浮力較小，不能有效驅(qū)替儲層內(nèi)的水，導(dǎo)致油層的油水置換不徹底，是低飽和度油藏形成的主要原因。

3.3 儲層物性差影響油水過渡帶

相滲實(shí)驗(yàn)可以反映油相和水相的相對滲透率與含水飽和度的關(guān)系。圖4為油藏中油水的垂向分布規(guī)律圖。由圖4a中相滲曲線可知，在油水共存的儲層中，A點(diǎn)對應(yīng)最小含水飽和度，即束縛水飽和度，此時(shí)儲層中形成純油藏；B點(diǎn)對應(yīng)最小的含油飽和度，即殘余油飽和度，此時(shí)儲層中形成純水層。根據(jù)實(shí)際相滲實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，八道灣組含水飽和度為35%～75%，最低的束縛水飽和度為35%；含油飽和度為25%～65%，最小的含油飽和度為25%。但受到八道灣組構(gòu)造幅度較低的影響，儲層含油飽和度未超過50%。圖4b表明八道灣組儲集層物性較差。圖4c為油藏剖面圖，在自由水面以下，儲集層中不含油，只產(chǎn)水；在自由水面和油水界面之間，儲集層只產(chǎn)水，油以束縛水油的形式存在，并不能產(chǎn)出；在油水界面和純產(chǎn)油區(qū)地界之間，油水同產(chǎn)，也是低飽和度油藏的主力產(chǎn)區(qū)；純產(chǎn)油區(qū)地界以上只產(chǎn)油，水以束縛水的形式存在。

圖4 油藏中油水的垂向分布規(guī)律Fig.4 The vertical distribution law of oil and water in the reservoir

根據(jù)巖心的毛管壓力、含水飽和度和含油高度三者之間的關(guān)系(圖4b)，結(jié)合油藏剖面(圖4c)可以計(jì)算出液柱高度，純油層液柱高度(最大油水過渡帶高度)為最小含水飽和度對應(yīng)的高度；純油層液柱高度與自由水面兩者相減便是油水過渡帶的高度；純油層液柱高度與純水層液柱高度相減便是油水同產(chǎn)區(qū)高度。由圖4可知，在構(gòu)造高度一定且足夠高的情況下，當(dāng)束縛水飽和度一定時(shí)，殘余油飽和度越大，純產(chǎn)油區(qū)高度不變，油水過渡帶高度不變，油水同產(chǎn)區(qū)高度越小，純產(chǎn)水區(qū)高度越高；當(dāng)殘余油飽和度一定時(shí)，束縛水飽和度越大，純產(chǎn)油區(qū)高度越大，油水過渡帶高度越小，油水同產(chǎn)區(qū)高度越小，純產(chǎn)水區(qū)高度不變。

巖心排驅(qū)壓力對應(yīng)原油進(jìn)入最大連通孔道，即形成油水過渡帶的最小高度，中值壓力對應(yīng)油氣排驅(qū)水達(dá)到含油飽和度50%，即形成油水過渡帶的最大高度。應(yīng)用研究區(qū)八道灣組巖心滲透率與中值壓力、排驅(qū)壓力的關(guān)系(圖5a)，再根據(jù)毛管壓力理論及巖心毛管壓力曲線，建立了滲透率與油水過渡帶的關(guān)系(圖5b)。由圖5b可以看出，油水過渡帶高度隨著滲透率的增大而逐漸減小，表明滲透性較好的儲集層通常具有較短的油水過渡帶，滲透率較差的儲集層則與之相反。

此外，圖5b中油水過渡帶最大高度與最小高度之差為油水同產(chǎn)區(qū)的厚度，計(jì)算二者的差值，并分析其與滲透率的關(guān)系(圖5c)。由圖5c可知，油水同產(chǎn)區(qū)厚度隨著滲透率增大而減小，隨著油藏油水界面張力減小而減小。八道灣組儲層滲透率為0.1～1.0 mD，因此，油水同層區(qū)厚度大致為40～180 m，表明該油藏實(shí)際存在一個(gè)較厚的油水同產(chǎn)區(qū)。上述分析綜合表明，油藏中油水之間并非一個(gè)明顯的分界面，而是實(shí)際上存在一個(gè)油水同產(chǎn)區(qū)帶，由于油藏儲層物性較差，油水同產(chǎn)區(qū)厚度相應(yīng)較大，是低飽和度油藏形成的次要原因。

圖5 滲透率與壓汞數(shù)據(jù)、油水過渡帶高度、油水同產(chǎn)區(qū)厚度關(guān)系Fig.5 The relationship between permeability and mercury intrusion data, height of oil-water transition zone, and thickness of oil-water co-production area

3.4 非均質(zhì)隔夾層

儲集層非均質(zhì)性對油氣的運(yùn)聚也有較強(qiáng)的控制作用，非均質(zhì)性強(qiáng)導(dǎo)致油水關(guān)系復(fù)雜[28-31]。油藏流體垂向聚集規(guī)律如圖6所示，油氣在自身浮力的作用下，從儲層底部往上部運(yùn)移，首先充注砂巖d1，由于致密隔夾層的排替壓力往往大于儲集砂層的排替壓力，油氣便在d1中聚集，當(dāng)達(dá)到最大油柱高度，產(chǎn)生的浮力超過致密隔夾層d的排替壓力時(shí)，繼續(xù)充注的油氣便會穿過致密隔夾層d在砂層c1中聚集。之后的運(yùn)移過程與此相似，只要達(dá)到最大油柱高度后產(chǎn)生的浮力不小于上部致密隔夾層的排替壓力，油氣變會繼續(xù)向上運(yùn)移，最終在蓋層的封蓋作用下，在圈閉中聚集成藏。

隔夾層的存在，致使油氣分布呈現(xiàn)非連續(xù)性，將其分割為獨(dú)立的油氣存儲單元。當(dāng)獨(dú)立的油氣存儲單元圈閉高度小于形成純油層的最小圈閉高度，則會形成油水同層帶，降低油層的含油飽和度。在莫索灣凸起八道灣組，主要有3類隔夾層，包括泥質(zhì)、鈣質(zhì)和物性隔夾層，泥質(zhì)隔夾層的最大厚度不超過20 m，鈣質(zhì)隔夾層的厚度更小，物性隔夾層滲透率小于0.1 mD，對應(yīng)毛管壓力曲線的第3類，巖性剖面顯示整體以砂巖為主。由于泥質(zhì)和鈣質(zhì)含量較少，無法形成區(qū)域性的、連續(xù)的泥質(zhì)和鈣質(zhì)隔夾層，因此，隔夾層對八道灣組油藏的低含油飽和度影響較小。

圖6 油藏流體垂向聚集規(guī)律Fig.6 The vertical accumulation law of reservoir fluid

3.5 勘探啟示

莫索灣凸起八道灣組低飽和度油氣藏儲量規(guī)模大，油氣顯示活躍，是下一接替的勘探開發(fā)領(lǐng)域。在探索莫索灣凸起八道灣組低飽和度巖性油氣藏新領(lǐng)域中，應(yīng)采用分三步走方式落實(shí)低飽和度油氣藏模式及規(guī)模。首先，證實(shí)低飽和油氣藏類型及模式；其次，拓展低飽和度油氣藏領(lǐng)域規(guī)模，根據(jù)現(xiàn)有的研究成果系河道凹岸邊灘等儲層物性較好的區(qū)域是有利勘探區(qū)；最后，全面展開低飽和油氣藏勘探，根據(jù)試油結(jié)果以及三維等資料綜合探索莫索灣凸起西部的邊灘疊置有利區(qū)大型巖性圈閉的含油氣性，采用直井導(dǎo)眼和水平井模式進(jìn)行開采，大幅提升產(chǎn)量規(guī)模，尋求高產(chǎn)。

4 結(jié) 論

(1) 莫索灣凸起八道灣組油藏含油飽和度低受多因素共同影響，其中孔隙結(jié)構(gòu)差是八道灣組油藏含油飽和度低的主要原因，儲層低孔滲物性差是八道灣組油藏低含油飽和度的次要原因，而隔夾層對八道灣組油藏含油飽和度低的影響較小。

(2) 含油飽和度是儲量計(jì)算的重要參數(shù)，通過對含油飽和度成因定量的研究，深化了莫索灣凸起八道灣組油藏探明儲量的地質(zhì)認(rèn)識，為接下來的勘探開發(fā)提供了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。