王劍波，羅 靜，倪 帥

（西南石油大學(xué)資源與環(huán)境學(xué)院，四川成都 610500）

我國東部油氣田基本上為陸相沉積環(huán)境，其橫、縱向地質(zhì)條件變化快、非均質(zhì)性較強、儲層物性較差等特點。根據(jù)傳統(tǒng)的油氣成藏理論可知，油水界面因重力分異作用往往保持水平并且具有上油下水的分層特征。但隨著更多的低滲透油氣藏的發(fā)現(xiàn)和開發(fā)，油藏?zé)o統(tǒng)一的油水界面，甚至在砂體的高部位含水而低部位含油的油水倒置現(xiàn)象越來越普片。如鄂爾多斯盆地中生界的延長組和延安組巖性油藏[1]、渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷東營凹陷古近系油藏[2]以及南襄盆地泌陽凹陷第三系核桃園組的斷層圈閉油藏[3]等。本文以蠡縣斜坡高106井區(qū)油藏為例對這些問題進(jìn)行探討。

1 研究區(qū)地質(zhì)概況

高106井區(qū)位于蠡縣斜坡向東南傾覆的高陽鼻狀構(gòu)造的脊部，北為高陽大斷層。它是高陽油田的一個組成部分，面積約為12 km2，沙一下亞段尾砂巖段為主要儲層段，是在早期斷陷抬升、剝蝕夷平的背景上接受沉積的一套辮狀河流三角洲相沉積，與下伏沙二段地層呈平行不整合接觸關(guān)系。經(jīng)過巖心觀察，根據(jù)巖性、測井、沉積構(gòu)造等特征以及前人的研究，區(qū)內(nèi)儲層的主要微相類型是河床滯留沉積、水下分流河道和河口壩。尾砂巖段自下而上分為S1w3、S1w2、S1w1（見圖1）。

圖1 尾砂巖段沉積層序（高106井）

2 油水分布特征

試油和試采結(jié)果顯示高106井區(qū)的油氣分布在平面和剖面上具有不均一性的特征。平面上，除S1w2段較高部位發(fā)育的一套在水下分流河道的巖性油藏外，其它構(gòu)造高部位為水層或含油性較差而低部位為油層；縱向上，油氣主要賦存于沙一下尾砂巖段的S1w2、S1w3段砂組，該段地層地形平緩，砂體發(fā)育，連片疊置，油水關(guān)系復(fù)雜且天然能量較低（見圖2）。

S1w1砂組的儲層厚度3.5~6 m，在構(gòu)造低部位的高106井為含油水層，而構(gòu)造高部位的高109井、高34井和高30井位水層。S1w2砂組的儲層厚度3.5~5 m，高106井為油層，而沿上傾方向的高109井位油水同層，該油水倒置特征清楚，屬于典型的油水倒置型油藏[4]。同一層位的高34井為油層，該油層厚度達(dá)10 m，顯然與高106井和高109井不屬于同一套砂體，因此為典型的砂巖透鏡體油藏。S1w3砂組的儲層厚度約5 m，含有兩套油層，在高106井和高109井油藏類型與S1w2砂組類似。

3 油水倒置成因

高106井區(qū)尾砂巖段油藏構(gòu)造簡單，除北部的高陽大斷層外無其它斷層，因此井與井之間的構(gòu)造遮擋原上傾方向不發(fā)育。在對該油藏的地質(zhì)特征及巖心的觀察和樣品的物性分析，發(fā)現(xiàn)油水倒置主要是因為同一套儲層間的物性差異大、構(gòu)造坡度較緩導(dǎo)致高密度、高粘度的未熟-低熟油[5]水置換不夠充分，油水界面不明顯。

3.1 構(gòu)造坡度緩

高106井、高109井之間水平距離為775 m，但是地層傾角僅0.7°左右。而在油水分異正常的高9井-高106井的地層傾角大于4°。油氣在傾斜地層運移動力的大小與地層的傾角大小有關(guān)，為凈浮力沿地層上傾方向的分量。當(dāng)浮力為定值時，如果地層傾角越大，則油氣順層運移的動力也就越大（見圖3）；相反如果地層傾角較小，則油氣沿地層運移的動力也就越小，導(dǎo)致油水置換不夠充分。

圖2 高106井區(qū)油藏剖面圖

圖3 地層傾角與順層運移動力大小的關(guān)系

3.2 同一儲層的物性差異

儲集層一般是在水中沉積并被水所充滿的，因此儲集層一般是親水的。油氣在儲層中運移時毛細(xì)管力一般起到阻力的作用。油氣所受的毛細(xì)管力與吼道的大小成反比，因此油氣進(jìn)入小吼道中的概率明顯低于較大的吼道。

單砂體的上傾方向，泥質(zhì)含量較高且由于成巖作用的差異性，儲層空隙結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，滲透率降低，毛細(xì)管阻力變大，導(dǎo)致油驅(qū)水的阻力變大，油驅(qū)水效率降低。圖2為高106井和高109井尾砂巖段S1w2和S1w3段三組上傾尖滅砂體中油水分布示意圖。鉆遇該砂體的兩口井中砂體的各項參數(shù)和含油性（見表1）。據(jù)該參數(shù)反映砂體的上傾方向上，巖石的空隙度和滲透率明顯降低，屬于低滲透砂體[6]，該砂體中油水分布受砂體的物性控制且地層傾角緩，油水置換不夠充分，在砂體高部位為油水同層而低部位含油，油水明顯倒置。

3.3 沉積微相差異

油水分布受到沉積微相的控制，其表現(xiàn)在儲層成巖作用具有差異性[7]。在不同沉積微相發(fā)育的儲層其原始特征也不同，雖然成巖環(huán)境基本相同，但儲層的物性會有所差異，從而影響油水分布。

河口砂壩位于分支河道的河口處，其沉積速率最高。湖水的沖洗和簸選作用，使泥質(zhì)沉積物被帶走，較粗的砂質(zhì)沉積物會被保存下來，因而河口砂壩沉積物主要由分好，質(zhì)純凈的細(xì)砂和粉砂組成，原始孔、喉較發(fā)育，物性較好；水下分支河道微相沉積物相對較粗，但雜基含量較高，因此原始物性相對較差；河床滯留沉積分選最差、雜基含量高，其原始物性最差。對沙一下亞段巖性特征研究發(fā)現(xiàn)，該亞段是在早期斷陷抬升、剝蝕夷平的背景上接受沉積的，該期是斷陷湖盆的第二擴(kuò)展期，也是饒陽凹陷最大的一次成湖期，尾砂巖段是湖侵背景下形成的辮狀河三角洲前緣亞相。S1w1段以河口沙壩微相占絕對優(yōu)勢；相比之下，下伏的S1w2和S1w3段河口沙壩微相要少得多，而水下分流河道和河床滯留沉積微相所占比例有所提高，因此，S1w1段砂組的原始孔、滲性均優(yōu)于S1w2和S1w3砂組。由于尾砂巖段總厚度約50 m，因此各組段的成巖環(huán)境和成巖條件大致相同。經(jīng)巖石物性分析S1w1段儲層孔隙度為15.7%~18.9%，滲透率為（31.5~81.8）×10-3μm2，S1w2和S1w3段儲層孔隙度為11.4%~18.5%，滲透率為（1.3~30.5）×10-3μm2，因此 S1w1段儲層物性均好于下伏地層，不具有成巖遮擋條件且沿上傾方向無斷層遮擋，油氣基本上無法聚集，只起到油氣運移通道的作用，沿此通道運移的油氣只可能會在構(gòu)造高部位的有效圈閉中或者斷層的遮擋才能聚集成藏，比如油氣被北邊高陽大斷層包裹和遮擋，使其呈長條狀緊貼著高陽斷層連片分布[8]。

4 結(jié)論

（1）高106井區(qū)的油氣主要分布于尾砂巖的S1w2和S1w3兩個砂組，該油藏油水關(guān)系較反常，即構(gòu)造低部位含油，構(gòu)造高部位為油水同層，油水倒置特征明顯。而S1w1砂組基本上未聚集油氣，因物性較好且在上傾方向上無構(gòu)造遮擋，因此基本上起到油氣運移通道的作用。

（2）弱的油氣驅(qū)動力和在同一套的砂巖在上傾方向上為水下分流河道的邊緣，物性變差，導(dǎo)致油水置換不夠充分，使得構(gòu)造高部位含油飽和度較低。

（3）為對低孔低滲油氣藏的有效開采，可采用人工的方式增加儲層的孔滲性，如壓裂，但須注意不要與水層溝通，避免發(fā)生水淹和水串等情況。

表1 高106井、高109井儲層各項參數(shù)

[1]蘇震萍，彭惠群，汪作陽.鄂爾多斯盆地的試油地質(zhì)及中生界儲層試油地質(zhì)措施基本模式[J].低滲透油氣田，1999，4（1）：23-27.

[2]毛振強，劉文建.低滲透油藏流體分布控制因素分析：以東營凹陷大蘆湖油田為例[J].勝利油田職工大學(xué)學(xué)報，2004，18（1）：31-33.

[3]張小莉，王愷.王集油田相對低電阻率油層成因及識別[J].石油勘探與開發(fā)，2004，31（5）：60-62.

[4]張小莉，查明，王鵬.單砂體高部位油水倒置分布的成因機(jī)制[J].沉積學(xué)報，2006，24（1）：148-151.

[5]楊帆，于興河，張峰.冀中坳陷蠡縣斜坡油藏分布規(guī)律與主控因素研究[J].古地理學(xué)報，2010，12（1）：38-39.

[6]曾濺輝，孔旭，程世偉.低滲透砂巖油氣成藏特征及其勘探啟示[J].現(xiàn)代地質(zhì)，2009，23（4）：765.

[7]余成林，林承焰，王正允.準(zhǔn)噶爾盆地夏9井區(qū)八道灣組油水倒置型油藏特征及成因[J].石油天然氣學(xué)報，2008，30（5）：35-36.

[8]楊帆，于興河，李勝利.冀中坳陷蠡縣斜坡油藏分布規(guī)律與主控因素研究[J].石油天然氣學(xué)報，2010，32（4）：39.