王洪江

（中國地質大學（北京）地球科學與資源學院，北京 100083）

高郵凹陷復雜斷塊油氣藏油氣運聚機理研究

王洪江

（中國地質大學（北京）地球科學與資源學院，北京 100083）

復雜斷塊盆地油氣分布復雜，控制因素多樣，為研究其運聚機理帶來了很大的障礙。通過解剖真武油田油氣運移路徑及成藏期次，依據(jù)實際地質資料設計實驗模擬油氣運聚過程，最后對比分析實際地質模型與實驗過程，認為斷層相對封閉即斷層輸導性能小于兩側砂體，這與實際地質情況吻合。在斷層相對封閉作用下，無論是幕式充注還是穩(wěn)態(tài)充注，各砂層都有充注機會，且具有下部砂體優(yōu)先于上部砂體的特征。如果充注強度足夠高，上下多層砂體都可以成藏，形成縱向多層含油、橫向上疊合連片的局面。斷層相對封閉作用從不同方面揭示了復雜斷塊油氣藏油氣運聚機理和分布規(guī)律，為勘探方向和勘探決策提供了有力依據(jù)。

復雜斷塊；斷層相對封閉作用；油氣運聚機理

高郵凹陷復雜斷塊油氣藏具有規(guī)模小、數(shù)量多、油氣藏分布層系多、分布井段長、成藏層系橫向變化大、油水系統(tǒng)關系復雜、油氣富集程度變化大、多層系疊合連片的特點，絕大多數(shù)油氣藏形成均與斷層有關，因此對斷層作用的正確認識是分析其成藏規(guī)律的關鍵［1-4］。針對高郵凹陷中研究程度較高、資料較豐富、最具代表性的真武油田主力區(qū)塊真11和真12塊，對其成藏特征進行詳細解剖，建立地質模型，設計二維物理模擬實驗，并將實驗過程、結果與其原型進行對比分析，探討復雜斷塊油氣藏油氣運聚過程及機理。

1 地質模型

真11和真12塊是真武油田最主要的2個含油斷塊，斷塊內部縱向上油層分布井段長，油層主要分布在下第三系始新統(tǒng)的戴南組一段（E2d1）、戴南組二段（E2d2）、三垛組一段（E2s1）。其中E2d1沉積類型為近岸水下扇扇中沉積，儲層物性較差；E2d2主要發(fā)育扇三角洲砂體，物性明顯變好；E2s1早期為河流三角洲沉積，中晚期以辮狀河沉積為特征，物性最好。

油源對比證實該油田供烴源巖為下伏阜四段暗色泥巖，原油主要是通過斷層進入上部地層。2個含油斷塊之間的三級斷層（真⑥斷層）是主要的油源斷層（見圖 1）。

對真檢1、真78、真98等井進行儲層包裹體取樣分析，其儲層伴烴包裹體均一溫度分布與埋藏史表明：垛一段主要成藏溫度為80～90℃，油氣注入期為34～29 Ma；戴二段主要成藏溫度為85～100℃，油氣注入時間為35～28 Ma；戴一段主要成藏溫度為85～95℃，油氣注入時間為39.5～28 Ma。因此，在成藏期次上，下部戴一段儲層充注最早，向上至垛一段依次漸晚。

圖1 真11、真12斷塊油氣運移剖面

此外，研究區(qū)內主要目的層段以泥包砂式巖性組合為主，尤其是深凹帶戴南組大部分地區(qū)砂巖質量分數(shù)小于30%，這種地質條件下斷層的垂向輸導能力會受到很大限制，這與通常認為輸導性斷層具有高滲透性認識差別很大。斷層與兩側砂體滲透性差異可直接導致兩側油氣分布的變化。

2 油氣運聚模擬實驗

2.1 實驗模型和實驗條件

依據(jù)真11、真12塊油藏地質模型構建實驗模型（見圖2），實驗模型砂體的相對滲透性大小主要參考油藏砂體實際滲透性進行適當?shù)缺壤姆糯蟆?/p>

圖2 實驗模型示意

模型尺寸為50 cm×30 cm×2 cm。由于烴源巖和戴南組底部砂體直接溝通，因此，在模型底部用高滲砂體充填，注入口放在斷層下部的高滲砂體中；砂層1、2、3由上至下物性逐漸變差，各砂層之間有寬約1 cm的隔層。斷層兩側各砂層均有出口，圖中的斜線部分為橡膠，代表非滲透性地層；砂層均以純凈白色的親水石英砂充填；實驗所用為中性煤油，密度為0.75 g·cm-3，黏度在25℃時約42 mPa·s，為使油水間有明顯的反差，以微量天然色素將其染成紅色；實驗過程中用的水為蒸餾水，密度為1.0 g·cm-3，黏度在25℃時為1 mPa·s。為了對比斷層作用，設計2種不同滲透能力的斷層實驗，模型的有關參數(shù)如表1所示。

表1 實驗模型參數(shù)

實驗條件見表2。實驗1、3采用穩(wěn)態(tài)充注方式，用平流泵向模型內注水，水從上方排出，以便讓模型中各砂層飽含水，然后以0.1 mL·min-1速率由注入口向模型中連續(xù)注入煤油，油在模型中運移聚集，直到模型中流體運移達到穩(wěn)定且出口排出油穩(wěn)定為止，記錄出口排液量。實驗過程中觀察油運移路徑和過程，并攝像。實驗2、4采用幕式充注方式，充注壓力為2.5 MPa（模擬地層壓力），充注流體為油，每次注入量約為13 mL。

表2 實驗條件

2.2 實驗過程及結果

實驗過程及結果如圖3—圖6，S11砂層（相當于油源斷層左側的真12斷塊垛一段），無論斷層相對封閉還是相對開啟，充注方式是穩(wěn)態(tài)還是幕式，S11砂層最后均能得到較好的充注；對于S12砂層（相當于油源斷層右側的真11斷塊垛一段）及S21和S22砂層（相當于油源斷層兩側的戴二段），斷層相對封閉比相對開啟時更容易成藏；S31和S32砂層（相當于油源斷層兩側的戴一段），只有在斷層相對封閉條件下才有可能成藏。

此外，從充注次序上來說，斷層相對封閉條件下，油首先充注底部砂體，這與成藏期次反映的地質情況十分吻合；相對開啟條件下優(yōu)先充注上部砂體。綜合考慮油氣分布狀態(tài)與充注次序，認為斷層相對封閉作用下的結果與實際地質情況更為吻合。

圖3 實驗1過程及結果

圖4 實驗2過程及結果

圖5 實驗3過程及結果

圖6 實驗4過程及結果

3 復雜斷塊油氣運聚機理

3.1 斷層相對封閉與油氣運移

由于斷層物性比儲層差，油氣只要能在斷層中運移就能夠進入兩側儲層。因此，在斷層相對封閉作用下，油氣沿斷層運移過程中會優(yōu)先充注下部的儲層；在相對開啟條件下則是優(yōu)先充注頂部物性較好的砂體，底部物性差的砂體較難成藏。

在斷層相對封閉作用下，上下各砂層都有可能得到不同程度的充注，容易形成含油層系多、含油井段長且分布不均衡的特征。在斷層相對封閉作用下，油沿斷層運移過程中會依次充注與之相接觸的各砂層，充注程度會隨斷層—儲層間的物性差異大小變化而變化，造成上下多層含油，分布不均的現(xiàn)象。

在斷層相對封閉作用下，構造低部位及翼部沿儲層的側向運移或成為主要運移方式。由于斷層的相對封閉作用，斷層與儲層間存在排替壓力差，斷層不僅是油氣運移的通道也是阻止油氣沿斷層泄漏的封堵條件，油氣由物性較差的斷層進入物性較好的砂體后會優(yōu)先在儲層中運移。

在一定的構造背景上，構造低部位及翼部較容易形成沿斷層的垂向運移與沿儲層的側向運移交替發(fā)生的運聚作用，形成縱向上多層系含油、橫向上疊合連片的格局。

3.2 成果應用

依據(jù)研究成果，在勘探實踐中重點加強了對戴南組中下部油藏的評價和勘探力度，2009年以來取得了可喜的成績。通過對真武油田戴一段的重新評價和補充鉆探，2009年該油田戴一段新增探明儲量127×104t。對永安構造兩翼、劉五舍次凹實施鉆探，取得了永X35、永X37A和周X61的成功。

鉆探成果進一步證實了斷層相對封閉作用是高郵凹陷復雜斷塊油氣成藏的重要機理，同時為下一步勘探指出了方向。

4 結論

1）實驗結果與實際地質模型對比表明，斷層相對封閉作用與實際地質情況更為吻合，它從斷層的角度揭示了復雜斷塊油氣分布規(guī)律的內在機理。

2）實驗證實，斷層相對開啟條件下，油氣優(yōu)先充注頂部物性較好的砂層，充注層位集中；在斷層相對封閉作用下，各砂層都有充注機會，而且下部砂體還會優(yōu)先于上部砂體，如果充注強度足夠高，上下多層砂體都可以成藏，形成縱向多系層含油的局面。

3）在斷層相對封閉作用下，沿儲層的側向運移或成為油氣運移的主要方式。

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Study on hydrocarbon migration and accumulation mechanism in complex fault-block reservoir of Gaoyou Sag

Wang Hongjiang
(School of Geosciences and Resources,China University of Geosciences,Beijing 100083,China)

Complex hydrocarbon distribution and various controlling factors bring the great difficulty to study the mechanism of hydrocarbon migration and accumulation in complex fault-block reservoir.Through the analysis of hydrocarbon migration path and hydrocarbon accumulation stage,the experiment is designed in terms of actual geological data and the process of hydrocarbon migration and accumulation is simulated.It is believed that the capacity of transporting hydrocarbon of sealed fault is less than that of both sides of sandbody,which is consistent with actual geological situation,compared the actual geological model and experimental process.Because of the sealing process of fault,there is the injection opportunity for every sands whether episode injection or stable-state injection,with the lower sandbody being prior to the upper sandbody.The hydrocarbon reservoir can be formed for the upper and lower multiple sandbody if the injection strength is high enough,which can form the multiple oil-bearing series vertically and the superimposed continuous reservoir laterally.Sealing process of fault reveals the mechanism of migration and accumulation and distribution of hydrocarbon from different aspects,which provides a basis for guiding the petroleum exploration direction and making the exploration decision.

complex fault-block;relative sealing process of fault;hydrocarbon migration and accumulation mechanism

TE122.1+2

：A

1005-8907（2011）02-199-04

2010-09-11；改回日期：2011-01-20。

王洪江，男，1973年生，高級工程師，主要從事石油與天然氣地質及勘探方面的研究與培訓工作。電話：（010）51201141，E-mail：wanghj.glgy@sinopec.com。

（編輯楊會朋）

王洪江.高郵凹陷復雜斷塊油氣藏油氣運聚機理研究［J］.斷塊油氣田，2011，18（2）：199-202. Wang Hongjiang.Study on hydrocarbon migration and accumulation mechanism in complex fault-block reservoir of Gaoyou Sag［J］.Fault-Block Oil &Gas Field，2011，18（2）：199-202.