陳 暉，李 星，丁蓓蓓

（成都理工大學(xué)，四川成都 610059）

海相斷塊油氣藏油水界面確定方法

陳 暉，李 星，丁蓓蓓

（成都理工大學(xué)，四川成都 610059）

油氣水界面是劃分含油、含氣范圍和制定油氣藏開(kāi)發(fā)方針的重要參數(shù)。A油田油氣藏的主力儲(chǔ)層為C2組的CPEDC3段，儲(chǔ)集空間復(fù)雜，為帶氣頂油環(huán)，壓力系統(tǒng)正常。以?xún)?chǔ)層地質(zhì)學(xué)、石油地質(zhì)學(xué)理論為基礎(chǔ)，研究A油田油氣藏的地質(zhì)特征，并在此基礎(chǔ)上計(jì)算油氣水分布界面，劃分油水層。為后期的儲(chǔ)量計(jì)算和布井方式提供了思路，同時(shí)也為開(kāi)采提供了可靠的依據(jù)。

油氣水界面；油氣藏；氣頂；地層壓力

1 地層特征

A油田自上而下揭示的地層層系包括：第四系A(chǔ)組，新近系B1組、B2組，古近系C1組、C2組（見(jiàn)圖1）。主力含油層系為C2組CPEDC3段。

區(qū)域上將C2組細(xì)分為四段，本油田主要鉆遇CPEDC1、CPEDC2、CPEDC3段。其中 CPEDC3 段又細(xì)分為上、中、下三個(gè)亞段。

CPEDC1段：地層厚度60.5 m～157.0 m，以褐灰色泥巖為主，夾灰質(zhì)頁(yè)巖，局部見(jiàn)薄層泥質(zhì)白云巖，為一套特殊巖性段。

CPEDC2段：地層厚度41.5 m～115.0 m，上部為褐灰色泥巖夾粉砂巖；下部灰色泥巖與淺灰色細(xì)砂巖、含礫中粗砂巖不等厚互層。C2段分II、III、IV油組，其厚度分布（見(jiàn)圖2）。

圖1 A油田地層綜合柱狀圖

圖2 C2油組厚度等值線(xiàn)分布圖

CPEDC3段（未穿）：油田范圍內(nèi)CPEDC3上段地層缺失。CPEDC3中段鉆井揭示的地層厚度204.5 m～746.5 m，巖性以巨厚層淺灰色、褐灰色泥巖為主，在泥巖中部發(fā)育一套單井厚度18.5 m～166.5 m的儲(chǔ)層，為本油田的主要含油層系。CPEDC3下段為紅褐色泥巖與白灰色灰質(zhì)粉砂巖不等厚互層。C2、C3段中間的巨厚層泥巖以及C3段的I、II油組，其厚度分布（見(jiàn)圖3）。

淺層鉆遇多套強(qiáng)振幅地震反射層，200 m左右存在疑似淺層氣。根據(jù)研究區(qū)塊提供的巖性和測(cè)井解釋數(shù)據(jù)，作出3口井的地層柱狀圖（見(jiàn)圖4）。

2 構(gòu)造特征

A油田構(gòu)造形態(tài)為一被斷層復(fù)雜化、北東走向的半背斜（見(jiàn)圖5）。

東側(cè)邊界斷層縱穿該構(gòu)造區(qū)，受其影響形成了一系列近東西向伴生斷層，致使區(qū)內(nèi)斷裂較為發(fā)育。依據(jù)現(xiàn)有三維地震資料，在該地區(qū)解釋了多條斷層，主要活動(dòng)期在CPEDC3與CPEDC2段，其他沉積時(shí)期活動(dòng)漸弱。該地區(qū)發(fā)育三組斷層：一組為東側(cè)邊界斷層，呈北東走向，貫穿整個(gè)油田，該斷層控制了該區(qū)構(gòu)造和沉積演化；一組為北東東走向的斷層，呈雁行排列，斷距180 m～740 m，延伸距離4.3 km～6.4 km；其他為更次一級(jí)斷層，斷距小，延伸距離短，使構(gòu)造進(jìn)一步復(fù)雜化（3井附近小斷層可忽略）。

不同施工方法沿地鐵區(qū)間隧道方向地表沉降曲線(xiàn)見(jiàn)圖8，臺(tái)階法施工引起地表變形量為最大，達(dá)到18.5 mm，施工引起的地表沉降越靠近高鐵盾構(gòu)隧道會(huì)越小，超過(guò)高鐵盾構(gòu)隧道中心截面距離30 m以外時(shí)變形基本趨于一致。

3 油水（氣）界面的確定

油氣水界面的確定是油氣勘探和油氣藏評(píng)價(jià)的重要環(huán)節(jié)之一。在資料豐富的情況下，采用測(cè)井、錄井、試油等多方面技術(shù)手段進(jìn)行綜合分析可以較為準(zhǔn)確的確定出油氣水界面。氣水層壓力交會(huì)法[1，2]、單井測(cè)壓法[3，4]、油氣水界面追溯法等方法先后有人提出。本文結(jié)合已有資料將地層壓力與靜水柱壓力進(jìn)行比較計(jì)算、結(jié)合petrel軟件對(duì)油氣水界面進(jìn)行確定。

圖3 C3油組厚度等值線(xiàn)分布圖

圖4 各井地層柱狀圖

3.1 北東斷塊油水界面的確定[7，8]

根據(jù)研究區(qū)提供的5井測(cè)井解釋成果數(shù)據(jù)，不難發(fā)現(xiàn)C3段油水界面在該段I油組含油水層的頂部，海拔為-3 810 m。在結(jié)合3井的原油物性測(cè)試數(shù)據(jù)可知該層段在C3的II油組油層中部，海拔為-3 604.3 m，測(cè)試壓力為35.93 MPa。然而C2段并沒(méi)有井打到油水界面，只能通過(guò)附錄表3提供的5井地層測(cè)試數(shù)據(jù)，得知壓力計(jì)下深-3 489.92 m時(shí)，地層靜壓為34.842 MPa。為了推算C2段油水界面，可以先找出C3段油水界面的規(guī)律，并將其應(yīng)用于C2段。具體過(guò)程如下所示（見(jiàn)表1）。

圖5 CPEDC3段油層頂面構(gòu)造圖

先假設(shè)該區(qū)域完全是正常壓力系統(tǒng)，那么油水界面處按靜水柱計(jì)算其壓力，公式是Pow=10-3ρwgH。

式中：Pow－油水界面壓力，MPa；ρw－水的密度，g/cm3。

將表1中數(shù)據(jù)代入公式：可得Pow=37.363 MPa。

將此壓力折算到油層中深處壓力Po=Pow+10-3ρog（H1-H2）/Bo。

式中：H1-油層中深海拔，m；H2-油水界面海拔，m；Bo-地層原油體積系數(shù)。

對(duì)于C2段，可以進(jìn)行同樣計(jì)算，具體過(guò)程如下所示（見(jiàn)表2）。

表1 C3段基本數(shù)據(jù)

表2 C2段基本數(shù)據(jù)

依照C3段規(guī)律，將其應(yīng)用于該區(qū)域C2段，計(jì)算公式如下：

式中：H－油水界面海拔，m；Ho－油層海拔，m。

代入數(shù)據(jù)得H=-3 691 m。

考慮到上述計(jì)算的油水界面所處構(gòu)造為鞍部，從成藏機(jī)理上講，該部位不具備圈閉的條件，原油在該部位無(wú)法儲(chǔ)集，故將油水界面上調(diào)至鞍部起點(diǎn)位置，為-3 650 m。中間斷層斷開(kāi)的北東區(qū)油水界面可根據(jù)4井的C2段測(cè)井解釋成果可確定油水界面位置在-3 603 m處，由構(gòu)造及油組綜合數(shù)據(jù)推測(cè)，該區(qū)塊構(gòu)造高部位無(wú)氣層。

3.2 南部斷塊油氣界面的確定[9-12]

研究區(qū)未提供有關(guān)氣頂部位壓力數(shù)據(jù)的資料，不能通過(guò)壓力反算得出氣油界面的大致位置，可以運(yùn)用其他方法來(lái)代替計(jì)算。考慮到C2和C3段東南方構(gòu)造高部位被斷層封堵，且該區(qū)塊屬正斷層的上盤(pán)，封閉效果好，故可運(yùn)用C2和C3段油水界面到斷層邊界相似的浮力差來(lái)確定兩層之間油氣界面的關(guān)聯(lián)性。其中構(gòu)造高部位海拔高度參數(shù)可用Petrel得出。設(shè)X1為C3段油氣界面海拔，X2為C2段油氣界面海拔。

推導(dǎo)過(guò)程如下（見(jiàn)表3）。

表3 相關(guān)計(jì)算參數(shù)

為方便計(jì)算，此處將海拔高度按正值來(lái)算。由5井地層測(cè)試數(shù)據(jù)得天然氣地面條件下相對(duì)密度為0.832，經(jīng)查閱相關(guān)資料空氣密度在地表（20℃）情況下為1.205 kg/m3，天然氣體積系數(shù)經(jīng)計(jì)算為0.002 8，地層條件下由公式 ρg=0.832×1.205/0.002 8=358 kg/m3，即0.358 g/cm3。

推算公式：ρgg（X1-3 359）+ρog（3 810-X1）-ρwg（3 810-3 359）=ρgg（X2-3 261）+ρog（3 650-X2）-ρwg（3 650-3 261）

計(jì)算得出X1=X2+77.64

在確定X1、X2取值范圍過(guò)程中考慮到3井在C2、C3層段分別為氣層和油層，當(dāng)X1取在C3段油層頂部處時(shí)，為該段油氣界面海拔最大值即3 534.3 m，此時(shí)X2也取最大值3 456.7 m；同理當(dāng)X2取在C2段氣層底部，X2取最小值3 424.9 m，此時(shí)X1也取最小值3 502.5 m；故綜合考慮，取最大和最小值的均值C2段油氣界面在-3 440 m，C3段在-3 518 m。

整理后南部斷塊油氣藏油氣水邊界（見(jiàn)表4）。

表4 南部斷塊油氣藏油氣水邊界

4 結(jié)論與討論

在油氣水界面的計(jì)算過(guò)程中先假設(shè)該地區(qū)壓力系統(tǒng)完全正常，將油氣水界面處的壓力按照靜水柱壓力進(jìn)行計(jì)算。因?yàn)檠芯繀^(qū)并未提供有關(guān)氣頂部分的壓力數(shù)據(jù)，在計(jì)算過(guò)程中C2組、C3組的油氣界面海拔在最大最小值之間無(wú)法做出更為精細(xì)的判斷，只能取均值作為結(jié)果：

（1）斷層北東區(qū)域油水界面在-3 603 m處，且該區(qū)塊構(gòu)造高部位無(wú)氣層。

（2）南部斷塊C2組油氣界面海拔為-3 440 m，油水界面海拔為-3 650 m；C3組油氣界面海拔為-3 518 m，油水界面海拔為-3 810 m。

雖然已有數(shù)據(jù)較為缺乏，但是計(jì)算結(jié)果依然可以符合要求。對(duì)于后期的儲(chǔ)量計(jì)算以及井位部署都起著指導(dǎo)性的作用。

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Method for determining oil and water interface of marine fault block oil and gas reservoir

CHEN Hui，LI Xing，DING Beibei
（Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

Oil gas water contact is an important parameter for the division of oil and gas bearing areas and the development of oil and gas reservoirs.The main reservoir of A oilfield is the CPEDC3 segment of C2 formation,complex reservoir space,oil ring with gas cap,normal pressure system.Based on the theory of reservoir geology and petroleum geology,research geological characteristics of oil and gas reservoirs in A oilfield,calculation of oil gas water distribution interface and divide oil and water layers.It provides a new way to calculate reserves and well pattern,and reliable basis for exploitation.

oil-gas-water contact；petroleum reservoir；gas-cap；stratum pressure

TE122.21

A

1673-5285（2017）08-0077-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.018

2017－06-01

陳暉，男（1993-），碩士研究生，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_(kāi)發(fā)地質(zhì)，郵箱：381832086@qq.com。