瑪湖凹陷瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力變化規(guī)律

韓寶　駱飛飛　王志維　李丹楊　景文龍　程玉龍　李愛芬

摘要：瑪湖1區(qū)塊是位于瑪湖凹陷南斜坡帶的巖性砂礫巖未飽和油藏，泡點(diǎn)壓力隨深度變化無規(guī)律，無法用現(xiàn)有理論解釋，影響了油藏的正常設(shè)計(jì)及開發(fā)。通過分析瑪湖凹陷構(gòu)造運(yùn)動及油藏成因，分析瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力隨深度變化無規(guī)律的根本原因；測試常規(guī)油藏（儲層中各處油氣性質(zhì)相同）泡點(diǎn)壓力隨深度的變化，提出瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力隨深度變化無規(guī)律是由于輕質(zhì)油氣二次成藏及油藏的非均質(zhì)性造成的；提出確定泡點(diǎn)壓力的運(yùn)移阻力法。結(jié)果表明：瑪湖凹陷有兩次時(shí)間間隔較大的成藏時(shí)期，且第二次成藏時(shí)油品的性質(zhì)優(yōu)于第一次；瑪湖1井區(qū)飽和壓力、氣油比隨平均油氣運(yùn)移阻力的增加呈冪函數(shù)關(guān)系減小。

關(guān)鍵詞：瑪湖油藏； 瑪湖1井區(qū)； 泡點(diǎn)壓力； 溶解氣油比； 構(gòu)造運(yùn)動； 運(yùn)移阻力

中圖分類號：TE 311 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：韓寶，駱飛飛，王志維，等.瑪湖凹陷瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力變化規(guī)律［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)版），2023，47（2）：108-114.

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Variations of oil bubble point pressure in Mahu 1 well block of Mahu Depression

HAN Bao1， LUO Feifei1， WANG Zhiwei1， LI Danyang1， JING Wenlong2， CHENG Yulong2， LI Aifen2

（1.Exploration and Development Research Institute， PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay 834000， China; 2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China）

Abstract： Mahu 1 block is a lithologic and glutenite unsaturated oil reservoir located in the south slope zone of? Mahu Depression. The relationship of its oil bubble point pressure with depth has poor regularity， which cannot be explained using the conventional models and has a great effect on the project design and development of the reservoir. In this study， the causes of the bubble pressure irregularity were investigated by analyzing the tectonic movement and the process of crude oil accumulation in Mahu Depression. The variation of bubble point pressure with depth in conventional oil reservoirs（in which oil and gas properties are assumed to be the same everywhere in the reservoir）was tested by PVT experiments， and it is proposed that a secondary accumulation of light oil and the heterogeneity of the reservoir are the main causes of the irregular change of bubble point pressure with depth. A method for determining the bubble pressure in Mahu 1 block was proposed based on oil and gas migration resistance. The results show that there were two petroleum accumulation periods with large time interval in the formation of Mahu 1 block， and the oil quality in the second accumulation period was much better than that in the first period. The saturation pressure and gas-oil ratio in Mahu 1 block decrease with the increase of average oil and gas migration resistance in a power function relationship.

Keywords： Mahu reservoir; Mahu 1 well bock; bubble point pressure; dissolved gas-oil ratio; tectonic movement; migration resistance

瑪湖凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地中央凹陷，面積近5 000 km2，是最富烴的凹陷［1-2］?，敽枷萦筒貫榈湫蜕暗[巖油藏，具有致密、較強(qiáng)的非均質(zhì)性的特點(diǎn)［3-4］?，敽?井區(qū)位于瑪湖凹陷南斜坡，主要目的層是百口泉組百二段（T1b2）、上烏爾禾組一段（P3w1）、下烏爾禾組三段（P2w3），均為未飽和油藏，各層的泡點(diǎn)壓力與深度關(guān)系的規(guī)律性很差。油藏泡點(diǎn)壓力是油藏壓力下降壓過程中出現(xiàn)第一批氣泡的壓力，國內(nèi)油田常稱之為原始飽和壓力。開發(fā)過程中當(dāng)油藏低于泡點(diǎn)壓力時(shí)，原油中的氣體就會分離出來，導(dǎo)致原油黏度增加，原油采收率降低；當(dāng)氣體成為連續(xù)相后，由于氣體流動阻力遠(yuǎn)小于原油，導(dǎo)致地層能量快速衰竭，產(chǎn)油量迅速降低，嚴(yán)重影響油藏的開發(fā)效果，一般在地層壓力降至泡點(diǎn)壓力前開始注水開發(fā)，以獲得最高的采收率。因此泡點(diǎn)壓力是油田開發(fā)的重要參數(shù)，同時(shí)也是計(jì)算油藏彈性儲量的主要參數(shù)。原油的泡點(diǎn)壓力與原油的氣油比、原油本身的物性（如密度、黏度等）、地層溫度等有關(guān)［5-6，7-10］。一般厚度較小的油藏泡點(diǎn)壓力為定值，厚度較大的油藏，由于油氣運(yùn)移過程中油氣的重力分異作用以及成藏后的構(gòu)造運(yùn)動（地殼抬升或降低），使泡點(diǎn)壓力隨油藏埋深的變化規(guī)律比較復(fù)雜。國內(nèi)外學(xué)者對油藏泡點(diǎn)壓力的影響因素以及表征關(guān)系進(jìn)行了大量的研究。郭仁炳等［11］研究發(fā)現(xiàn)塔里木盆地?zé)N類泡點(diǎn)壓力隨地層溫度的升高而有所增大；韓清華［12］發(fā)現(xiàn)東營洼陷的辛東地區(qū)泡點(diǎn)壓力隨地層深度呈斜“Z”型變化，埋深小于1 800 m與大于2 400 m時(shí)，泡點(diǎn)壓力隨埋深增加而增加；1 800～2 400 m時(shí)，泡點(diǎn)壓力隨深度的增加而減小。雖然國內(nèi)外已有學(xué)者對于油藏泡點(diǎn)壓力的影響因素有不少研究，但對泡點(diǎn)壓力的變化機(jī)制以及理論和試驗(yàn)研究較欠缺。筆者以瑪湖1井區(qū)作為研究區(qū)塊，統(tǒng)計(jì)壓力-體積-溫度（PVT）分析各儲層的泡點(diǎn)壓力和地層壓力與深度的關(guān)系，研究瑪湖凹陷構(gòu)造運(yùn)動、成藏期次，分析泡點(diǎn)壓力隨深度分布無規(guī)律的根本原因，通過PVT高壓物性測試常規(guī)油藏泡點(diǎn)壓力隨深度的變化規(guī)律，進(jìn)一步說明瑪湖1井區(qū)屬于非常規(guī)油藏；通過油氣沿垂向通源斷層向傾斜油氣儲層的運(yùn)移阻力探究泡點(diǎn)壓力的變化規(guī)律，揭示瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力隨深度變化異常的機(jī)制并給出預(yù)測方法。

1 瑪湖凹陷典型儲層泡點(diǎn)壓力變化及地質(zhì)原因

1.1 瑪湖1井區(qū)主力產(chǎn)層概況

瑪湖1井區(qū)主力儲層百口泉組T1b和上烏爾禾組P3w的頂部構(gòu)造如圖1所示。瑪湖凹陷油藏構(gòu)造形態(tài)整體表現(xiàn)為東南傾的單斜，具有西北高東南低的特點(diǎn)，地層傾角較小，平均3°～5°，主要發(fā)育三級斷裂：第一級斷裂主要為區(qū)域大斷裂，控制構(gòu)造格局；第二級斷裂為近東西走向的走滑通源斷裂（3條主要通源斷層從北到南分別為大侏羅溝斷裂、瑪湖7井北斷裂和克81井南斷裂）；第三級斷裂主要為近東西向走滑斷裂伴生形成，斷裂斷距較小且延伸長度較短，對油氣進(jìn)行二次調(diào)整的作用。儲層優(yōu)勢巖性以砂礫巖為主，孔隙以細(xì)孔、微孔為主，儲層平均滲透率為1.88×10-3μm2，綜合評價(jià)為特低孔、特低滲儲層，屬于發(fā)育在斜坡帶、受砂體控制的巖性油藏。

從圖1可以看出，含油區(qū)不是位于構(gòu)造的最高部位，而是位于傾斜儲層較平緩的區(qū)域，且同一儲層含油區(qū)不連續(xù)，主要是由儲層的致密性造成的。

1.2 瑪湖1井區(qū)主力儲層泡點(diǎn)壓力變化

根據(jù)瑪湖1井區(qū)各儲層的PVT報(bào)告，將各井的泡點(diǎn)壓力、地層壓力與測試井油層中部深度的關(guān)系進(jìn)行關(guān)聯(lián)，得到如圖2所示的瑪湖1井區(qū)各儲層泡點(diǎn)壓力、地層壓力與深度的關(guān)系。

由圖2可以看出，瑪湖1井區(qū)各儲層泡點(diǎn)壓力均小于地層壓力，因此都屬于未飽和油藏；瑪湖1井區(qū)各儲層原油的泡點(diǎn)壓力隨深度的變化較為復(fù)雜，泡點(diǎn)壓力為5～28 MPa，各井點(diǎn)的泡點(diǎn)壓力無規(guī)律變化，給油藏注水時(shí)機(jī)的確定帶來困難，若為常規(guī)油藏，泡點(diǎn)壓力應(yīng)為定值；同一儲層內(nèi)地層壓力隨深度的變化也無規(guī)律，即屬于不同的壓力系統(tǒng)。為分析瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力、地層壓力變化無規(guī)律的地質(zhì)原因，對瑪湖凹陷儲層的地層層序、構(gòu)造運(yùn)動及成藏特點(diǎn)進(jìn)行分析。

1.3 瑪湖1井區(qū)泡點(diǎn)壓力變化無規(guī)律的地質(zhì)原因

油藏泡點(diǎn)壓力隨深度的變化規(guī)律與瑪湖凹陷地層層序、構(gòu)造運(yùn)動、成藏過程及油氣運(yùn)移路線相關(guān)。瑪湖凹陷成藏時(shí)期的地層層序見文獻(xiàn)［13］。主要目的層為百口泉組百二段（T1b2）、上烏爾禾組一段（P3w1）和下烏爾禾組三段（P2w3）。佳木河組、風(fēng)城組、下烏爾禾組為儲層油氣的3套烴源巖，以風(fēng)城組為主力［13］。

瑪湖凹陷油氣是通過兩次主要的構(gòu)造運(yùn)動、兩次油氣運(yùn)移形成的：①三疊世為烴源巖的主要排烴期，開始生成油氣，三疊世晚期，斷層活動強(qiáng)烈，斷裂活動是大規(guī)模油氣運(yùn)移的主要動力，由烴源巖生成的油氣通過構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生的裂縫向儲層尖滅帶運(yùn)移［14］，瑪湖凹陷開始初次成藏；②侏羅世中晚期，風(fēng)城組烴源巖主要生成輕質(zhì)油氣，由于構(gòu)造運(yùn)動瑪湖凹陷進(jìn)行了第二次成藏［15］，高成熟油氣在斜坡區(qū)儲層內(nèi)聚集成藏，隨著晚期高成熟原油的注入，也迫使早期聚集的油氣再運(yùn)移［15-16］。由于瑪湖低滲儲層滲透性低且不均勻，致使油氣運(yùn)移困難，二次運(yùn)移進(jìn)藏的油品性質(zhì)好、氣油比高的油氣不能均勻運(yùn)移至整個(gè)油藏，造成油層內(nèi)各處泡點(diǎn)壓力不同。侏羅世晚期成藏后，盆地又發(fā)生下沉，形成白堊系與侏羅系之間的不整合面［17］。由于致密儲層的非均質(zhì)性，區(qū)域內(nèi)各處壓縮程度不同，致使各處連通性變差，同一儲層內(nèi)形成不同的壓力系統(tǒng)。

2 常規(guī)未飽和油藏泡點(diǎn)壓力隨深度變化

根據(jù)氣油比隨深度、溫度的變化曲線，論述常規(guī)油藏原油中的溶解氣油比隨油藏埋深的變化規(guī)律；采用瑪湖1井區(qū)典型井的地層原油測試定氣油比條件下泡點(diǎn)壓力隨深度的變化，以確定瑪湖1井區(qū)若為常規(guī)油藏時(shí)泡點(diǎn)壓力隨深度變化曲線斜率的范圍。

2.1 常規(guī)未飽和油藏泡點(diǎn)壓力隨深度變化機(jī)制

對于一般的未飽和油藏，若油氣成藏過程中壓力高于泡點(diǎn)壓力、地層滲透性好，地層中各點(diǎn)的原油性質(zhì)一致、氣油比應(yīng)為常數(shù)，若油層較厚，隨深度增加地層溫度增加，會引起原油泡點(diǎn)壓力的變化。圖3為不同溫度下溶解氣油比Rs隨壓力p的變化示意圖（圖3中Rsi為原始?xì)庥捅?，為不同油藏溫度T1～T3對應(yīng)的泡點(diǎn)壓力）。溫度增加，曲線下移，即原油中溶解的氣量減少，當(dāng)壓力達(dá)到泡點(diǎn)壓力后，氣油比不隨壓力變化。反之，對于氣油比一定的原油（圖3中Rsi=C的線），隨溫度的增加，對應(yīng)的泡點(diǎn)壓力增加。

未飽和油藏各處流體性質(zhì)均勻，各處原油的溶解氣油比一定，隨著埋藏深度的增加，地層溫度升高，泡點(diǎn)壓力增加。

2.2 常規(guī)未飽和油藏泡點(diǎn)壓力變化測試

瑪湖油田原始及目前地層壓力均高于泡點(diǎn)壓力，若為常規(guī)未飽和油藏，原油中的溶解氣油比一定，隨深度的增加，溫度增加，泡點(diǎn)壓力逐漸增加。但由于不同儲層溫度梯度、原油性質(zhì)不同，其規(guī)律不同。采用瑪湖1井區(qū)主力層位百口泉組T1b（克204、瑪湖013、瑪湖012井）和上烏爾禾組P3w（瑪湖014、瑪湖016、瑪湖16和瑪湖013井）典型井的原始地層油樣（由一次脫氣油樣、原始一次脫氣氣油比、氣體組成配制而成），測試井所在小層不同深度處的泡點(diǎn)壓力，具體測試方法、裝置和步驟見文獻(xiàn)［5，18］。

（1）不同深度處地層溫度、壓力確定。瑪湖1井區(qū)T1b儲層溫度

TT1b、P3w儲層溫度TP3w和原始油藏壓力與深度呈線性關(guān)系［18-19］，表達(dá)式分別為

TT1b=0.022 3H+12.65，（1）

TP3w=0.022 1H+12.45，（2）

p=pi+ρog（Hi-H）/106.（3）

式中，H為埋深，m；p和pi分別為埋深H和Hi處的原始地層壓力和井點(diǎn)壓力，MPa；g為重力加速度；ρo為地層油密度，kg/m3。

（2）不同深度處泡點(diǎn)壓力測試方法。首先確定小層的展布深度范圍，由式（1）～（3）確定某一深度H處的溫度、壓力。測試埋深H處溫度T下的泡點(diǎn)壓力：將配制好的原始油樣轉(zhuǎn)移至PVT筒，恒溫至溫度T，恒溫4 h。粗測泡點(diǎn)壓力：將PVT筒快速降壓，至壓力變化緩慢時(shí)的壓力即為粗測的泡點(diǎn)壓力；通過測試壓力與體積的關(guān)系，確定泡點(diǎn)壓力。按小層深度由淺到深的次序，PVT筒溫度由低到高，依次測試不同深度處的泡點(diǎn)壓力。

（3）泡點(diǎn)壓力隨深度的變化。T1b儲層、P3w儲層各井的泡點(diǎn)壓力及地層壓力隨埋藏深度的變化如圖4所示。

圖4中各井泡點(diǎn)壓力小于原始壓力，兩個(gè)儲層為未飽和油藏?？梢钥闯?，配制的地層油樣的測試結(jié)果跟原始測試值一致，說明樣品具有代表性；地層油泡點(diǎn)壓力和地層壓力均隨深度的增加而增加，且呈直線關(guān)系，泡點(diǎn)壓力隨深度變化幅度較小，深度增加1 000 m，泡點(diǎn)壓力增加約1 MPa；同一儲層各井的泡點(diǎn)壓力隨深度的變化曲線不重合，說明兩個(gè)儲層內(nèi)原油分布很不均勻，有的區(qū)域物性好氣油比高，有的區(qū)域物性較差。這是由于儲層致密巖性油藏特征造成的，二次運(yùn)移至儲層的原油無法充分混合；相比T1b儲層，P3w儲層各井的泡點(diǎn)壓力與深度的關(guān)系曲線間隔較小，說明儲層聯(lián)通性及滲透率較好；地層壓力與深度的關(guān)系曲線不是同一直線，說明處于同一儲層的井屬于不同的壓力系統(tǒng)。

3 基于二次運(yùn)移阻力的泡點(diǎn)壓力變化規(guī)律

由圖4看出，瑪湖1井區(qū)T1b和P3w儲層各井的泡點(diǎn)壓力隨深度變化的規(guī)律性較差，主要是由于各井點(diǎn)原油的物性不同引起的，而不是由于溫度變化引起的。原油物性的不同是由于儲層的致密性、傾向控制的品質(zhì)好的輕質(zhì)油二次進(jìn)藏的運(yùn)移路線不同造成的。本文中提出自裂縫的某一深度至油藏中任意位置的油氣運(yùn)移阻力計(jì)算方法，得到油藏中任意位置處泡點(diǎn)壓力的確定方法。

3.1 原油向儲層二次運(yùn)移阻力計(jì)算方法

瑪湖凹陷輕質(zhì)油由烴源巖沿大侏羅溝斷裂、瑪湖7井北斷裂和克81井南斷裂等主要垂向通源斷裂運(yùn)移至傾斜的油層，油氣運(yùn)移過程中的流動阻力包括沿垂向斷層的流動阻力和在儲層內(nèi)的流動阻力，如圖5所示。

假設(shè)二次進(jìn)藏原油由某水平基準(zhǔn)面O沿?cái)鄬舆M(jìn)入儲層內(nèi)斷層高部位B點(diǎn)，選取兩條通路OA1B和A2B計(jì)算原油運(yùn)移阻力。根據(jù)達(dá)西公式，通路OA1B中原油在垂直裂縫中（OA1）所受阻力、

原油在儲層內(nèi)水平方向（A1B）運(yùn)移所受阻力以及

通路A2B中油氣直接從斷層底部與儲層的交界處A2點(diǎn)運(yùn)移至B點(diǎn)所受阻力分別為式中，Rf、R1和R2為原油在斷層中沿垂直方向運(yùn)移時(shí)所受阻力、原油在儲層中沿水平方向運(yùn)移時(shí)所受阻力、原油從斷層底部與儲層交點(diǎn)處運(yùn)移至井點(diǎn)的過程中所受阻力，MPa/（cm3/s）；μo為地下原油黏度，mPa·s；Lf、L1、和L2分別為原油在斷層垂直方向的運(yùn)移距離、在儲層內(nèi)A1B段、A2B段距離，m；hf和h分別為垂直于運(yùn)移方向斷層長度及儲層厚度，m；k和kf分別為儲層和斷層的滲透率，10-3 μm2；w為垂向斷層平均寬度，mm。

沿不同路徑向B點(diǎn)運(yùn)移的原油的平均阻力為R=（Rf+R1）+R22。油氣從斷層向某井點(diǎn)運(yùn)移的原油平均阻力越大，該點(diǎn)儲集的輕質(zhì)油越少，氣油比越小，泡點(diǎn)壓力越小。

3.2 原油向儲層二次運(yùn)移量與泡點(diǎn)壓力關(guān)系實(shí)例

基于滲流阻力原理，計(jì)算二次運(yùn)移的原油自某高度O處沿垂直斷層向T1b2與P3w2儲層各井點(diǎn)運(yùn)移的平均阻力，繪制平均運(yùn)移阻力與各井點(diǎn)實(shí)測泡點(diǎn)壓力的關(guān)系。計(jì)算中所用參數(shù)：克81井南斷層滲透率為1 500×10-3 μm2，寬度為20 mm；瑪湖7井西斷層滲透率為200×10-3 μm2，寬度為5 mm；T1b2儲層滲透率為5.33×10-3 μm2，P3w2儲層滲透率為8.39×10-3 μm2，取斷層長度hf為1 m。滲流阻力計(jì)算結(jié)果及與泡點(diǎn)壓力的關(guān)系如表1和圖6所示。

可以發(fā)現(xiàn)，隨著油氣運(yùn)移所受平均阻力的增加，泡點(diǎn)壓力、氣油比逐漸減小，呈冪函數(shù)關(guān)系，說明油氣在運(yùn)移過程中斷層和儲層的阻力是決定泡點(diǎn)壓力、氣油比的主要因素，這也解釋了瑪湖凹陷各儲層不同井的泡點(diǎn)壓力與深度的關(guān)系規(guī)律性較差；盡管斷層的滲透率遠(yuǎn)大于儲層，但沿?cái)鄬右苿訂挝婚L度的阻力遠(yuǎn)大于儲層內(nèi)單位長度的阻力，由此可以解釋為什么靠近斷層且位于低部位的井泡點(diǎn)壓力、氣油比高。因此可以推斷油氣主要通過斷層與儲層相交的低部位進(jìn)入儲層。

4 結(jié) 論

（1）實(shí)際瑪湖1井區(qū)儲層泡點(diǎn)壓力隨深度變化的規(guī)律性很差，主要是由于油藏是由二次成藏造成的，各處原油性質(zhì)不同。第二次成藏過程中進(jìn)藏的原油物性好于前期成藏的原油的物性，且氣油比高；儲層為低滲、非均質(zhì)儲層，致使二次進(jìn)藏的原油分布很不均勻，是造成泡點(diǎn)壓力隨深部變化規(guī)律性差的主要原因。

（2）泡點(diǎn)壓力、氣油比與油氣運(yùn)移平均阻力呈很好的冪指數(shù)關(guān)系，運(yùn)移阻力增加，泡點(diǎn)壓力、氣油比減小。

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（編輯 李志芬）

收稿日期：2022-07-10

基金項(xiàng)目：中國石油科技重大專項(xiàng)（ZD2019-183-008）

第一作者：韓寶（1984-），男，高級工程師，碩士，研究方向?yàn)槭偷刭|(zhì)。E-mail：hanbao@petrochina.com.cn。

通信作者：李愛芬（1962-），女，教授，博士，博士生導(dǎo)師，研究方向?yàn)橛蜌鉂B流與開發(fā)。E-mail：aifenli@upc.edu.cn。