閔飛瓊

摘 要：文章通過對準(zhǔn)中1區(qū)塊油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，認(rèn)為準(zhǔn)中1區(qū)塊油藏高含水主要是兩點：①油源供給不足；②夾層相對封堵能力不足。

關(guān)鍵詞：低滲；高含水；成因；準(zhǔn)中1區(qū)塊

中圖分類號：TE357.45 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1006-8937（2016）11-0172-02

準(zhǔn)中1區(qū)塊位于準(zhǔn)噶爾盆地腹部地區(qū)，構(gòu)造上處于盆1 井西凹陷深洼區(qū)。其主要產(chǎn)油層系為侏羅系三工河組二段，為一套三角洲相為主體的沉積物，砂體推進(jìn)過程中形成的位于構(gòu)造上傾方向的致密層可以為構(gòu)造一巖性復(fù)合油藏提供有效的側(cè)向封擋。砂體之間的致密隔夾層使各單砂體之間互不連通，形成彼此獨立的油藏。試油過程中發(fā)現(xiàn)，本區(qū)油氣富集規(guī)律復(fù)雜，因此為了更好的指導(dǎo)勘探，開展低滲儲層高含水成因研究，對低滲儲層的勘探開發(fā)具有重要的研究意義。

1 準(zhǔn)中1區(qū)塊低滲油藏特征

1.1 油藏類型

8口完鉆探井中除沙1井百口泉組油藏試油獲得低產(chǎn)油流外，其余7個探井均在三工河組二段一砂組或二砂組試油獲得工業(yè)油氣流。目前通過試油結(jié)果的分析，認(rèn)為本區(qū)三工河組J1s22油藏類型屬巖性—構(gòu)造層狀油藏，不具統(tǒng)一油水界面，上傾方向主要受巖性隔（夾）層控制，下傾方向受構(gòu)造控制。所有井試油層段均為含水油層或油水同層，尤其是莊101井出現(xiàn)了油水同層之上存在水層的現(xiàn)象，這是層狀油藏最明顯的特征。

1.2 流體性質(zhì)

本區(qū)不同井區(qū)三工河組J1s22油藏原油性質(zhì)略有差異。地面原油密度（20℃）分別為0.8 329 ～0.8 886 g/cm3，粘度（50 ℃）分別為5.568～38.0 MPa.s，凝固點分別為16～11 ℃，含蠟5.94%～12.62%?？偟膩碚f，屬中-低密度、低粘度、中等凝固點的石蠟基原油。根據(jù)莊1井高壓物性分析資料：地層原油體積系數(shù)1.383，地層原油粘度0.69 mPa.s，飽和油密度0.694 g/cm3，溶解油氣比110.6 m /t。據(jù)地層水性質(zhì)分析資料，總礦化度17 492.2～26 029.3 mg/l，氯離子含量8 079.34～15 037.5 mg/l，水型為NaHCO3型。

1.3 溫壓特征

據(jù)實測壓力、溫度資料分析，莊1井區(qū)J1s22油藏原始地層壓力42.24～43.125 MPa，飽和壓力15.36 MPa，壓力系數(shù)0.979～

1.0 264，地層溫度101-105℃，屬正常壓力系統(tǒng)。

2 準(zhǔn)中1區(qū)塊高含水原因分析

2.1 油氣運(yùn)移效率對油藏高含水率的影響

中1區(qū)塊J1s2儲層現(xiàn)今壓力為常壓，流體包裹體古壓力恢復(fù)表明，在地質(zhì)歷史時期中，壓力系數(shù)主要分布在0.9～1之間，未曾發(fā)育異常流體。因而，在靜水壓力系統(tǒng)下，浮力是油氣運(yùn)移的主要動力。

油氣在浮力作用進(jìn)入圈閉發(fā)生運(yùn)移和聚集，受浮力和圈閉內(nèi)儲層毛細(xì)管力的聯(lián)合控制，油氣總是沿毛細(xì)管阻力最小的部位突破，一旦毛細(xì)管力大于浮力油氣將停止運(yùn)移，只有運(yùn)移通道內(nèi)油氣持續(xù)供給，使得連續(xù)油柱高度大于運(yùn)移前緣毛細(xì)管阻力時油氣才能繼續(xù)充注。因而，通常油藏中物性最好的孔隙被油氣優(yōu)先占據(jù)，而細(xì)小的孔隙仍舊充滿水，油氣驅(qū)替這部分孔隙內(nèi)的水形成純油藏，必須有足夠的油源供給，才能達(dá)到足以進(jìn)入物性較差儲集空間的臨界油柱高度。不同儲層毛細(xì)管力特征不同，臨界油柱高度大小有所差異，據(jù)莊103井平均相滲曲線和平均毛管壓力曲線換算，該油藏形成純油層所需臨界連續(xù)油柱高度大于125 m。因而，如果圈閉所在位置的油氣運(yùn)移效率較低，油源供給不充足，尚未達(dá)到油藏飽和的臨界油柱高度，油藏形成油水過渡帶，儲層內(nèi)物性好的孔隙充滿油，而細(xì)小孔隙具有較高的束縛水。

莫西莊地區(qū)J1s2試油以油水同出為主，油水分異性差。根據(jù)油氣成藏過程的分析，J1s2油氣主要來自深部二疊系源巖及油藏破壞，屬于他源次生油藏，油源供給不足可能是油藏含水率高的原因之一。

2.2 夾層有效性控制了油藏的油水分布

若假定油源充注，夾層封堵的有效性應(yīng)是控制油藏油水分布的主控因素。研究區(qū)三類隔夾層具有不同的發(fā)育特點，鈣質(zhì)夾層厚度一般小，出現(xiàn)的頻率較低，盡管封堵能力較強(qiáng)，但由于具有較強(qiáng)的隨機(jī)性，往往不連續(xù)分布；泥質(zhì)巖類和細(xì)粒物性類受沉積控制作用明顯，分布頻率較高，側(cè)向封堵有效性對油氣水分布具有重要的控制作用。根據(jù)隔夾層發(fā)育特征的差異，可能存在四種情況：

①若隔夾層連續(xù)性差，未能形成有效的側(cè)向遮擋條件，夾層僅作為其下部砂體內(nèi)油氣運(yùn)移的垂向邊界，油氣進(jìn)入該砂體后從夾層不連續(xù)的部位進(jìn)入上傾方向的其他砂體，儲層只作為運(yùn)移的通道，油藏以含水為主。該情況下，儲層盡管可以見到油氣顯示，但試油結(jié)果為水層。

②若隔夾層較為連續(xù)構(gòu)成了側(cè)向遮擋條件，但有效圈閉幅度小，也是導(dǎo)致油水分異差的重要原因。受浮力和毛細(xì)管力的聯(lián)合控制，油氣進(jìn)入圈閉后先占據(jù)物性最好的孔隙空間，物性較差部分仍被水占據(jù)，隨著油氣柱高度增加，逐漸進(jìn)入相對較差的儲集空間，只有油氣柱達(dá)到臨界高度時，才能形成純油層。因而，如果夾層形成的遮擋圈閉高度低于飽和油藏所需要的連續(xù)油柱高度，一旦油氣柱超過圈閉高度后油氣不再繼續(xù)充注，而是進(jìn)入相對容易發(fā)生運(yùn)移的儲層或圈閉，導(dǎo)致油藏以油水共存為主。

③若隔夾層側(cè)向上形成了較大幅度的遮擋圈閉條件，夾層封堵能力控制了油藏油水分布，特別對細(xì)粒物性類夾層而言，夾層排替壓力相對較低，在未達(dá)到飽和臨界油柱高度之前，油柱產(chǎn)生的浮力大于夾層排替壓力， 油氣將突破夾層進(jìn)入上頃方向的砂體， 油藏不形成純油層，而是油水過渡帶，表現(xiàn)為油水同出特點。在顯微鏡下，夾層砂巖中能觀察到熒光和含烴包裹體，表明油氣曾經(jīng)穿過夾層運(yùn)移，推測細(xì)粒砂巖類夾層封堵能力不足是導(dǎo)致研究區(qū)油水同層的重要原因。

④在夾層遮擋圈閉高度大于臨界飽和油柱高度的情況下，若夾層具有較好的封閉能力，特別當(dāng)泥質(zhì)夾層構(gòu)當(dāng)遮擋條件時，夾層排替壓力足以保證充注油氣的連續(xù)油柱大于油藏臨界飽和高度，能在油藏頂部形成純油層，油層高度取決于油氣柱浮力和夾層排替壓力的差值。顯然，若要形成純油層，夾層必須構(gòu)成較大幅度的遮擋圈閉，且具有良好的封堵能力，而中部1區(qū)塊J1s2因河道頻繁遷移，砂體內(nèi)夾層分布穩(wěn)定性較差， 多數(shù)夾層遮擋圈閉的幅度和封閉性難以滿足此要求，這可能是中部1區(qū)塊只發(fā)現(xiàn)少量純油層的原因。

綜上所述，夾層側(cè)向封堵條件對中部1區(qū)塊J1s2油藏高含水的具有重要的控制作用，夾層連續(xù)性差-未能形成有效遮擋，側(cè)向遮擋圈閉的幅度低，夾層相對封堵能力不足導(dǎo)致了大多數(shù)油藏的油水分異性差，試油段處在油水過渡帶可能是試油高含水的主要原因。

3 結(jié) 語

通過對準(zhǔn)中1區(qū)塊油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，認(rèn)為準(zhǔn)中1區(qū)塊油藏高含水主要是兩點：

①油源供給不足；

②夾層相對封堵能力不足。

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