葡北油田東部地區(qū)葡萄花油層油水分布規(guī)律及主控因素

閆 明，李易霖，王宇盟

（1.東北石油大學 地球科學學院，黑龍江 大慶 163318； 2.中國石油大學（華東）地球科學與技術學院，山東 青島266580）

0 引言

油水分布規(guī)律及主控因素是石油勘探開發(fā)領域的重點研究對象.人們利用地質(zhì)體的砂體展布、構造演化、地震反演和油藏解剖等方法，對油水分布規(guī)律進行不同角度和層次的研究.呂延防等研究南堡凹陷油氣縱向分布規(guī)律、蓋層斷接厚度及計算封油臨界值，認為斷層受到不同程度破壞后，蓋層具有有限封閉能力，其下所有的儲層可能存在油氣聚集[1]；孫永河等利用區(qū)域地質(zhì)資料、地震解釋成果等，確定BZ28－2S／N油田的斷裂系統(tǒng)及主要控藏斷裂分布，認為控藏斷裂小于150m時有利于油氣保存[2]；付曉飛等建立松遼盆地西部斜坡北段油氣運聚成藏模式，認為在油氣運移路徑上可以找到小規(guī)模的巖性油藏、中等規(guī)模的斷層遮擋油藏及大規(guī)模的巖性上傾尖滅油藏[3]；劉宗堡等在松遼盆地長10地區(qū)建立源外凹陷斜坡區(qū)骨架河道砂體匹配優(yōu)勢疏導斷層的成藏模式，認為處于斜坡區(qū)的油，在平面上位于斷裂密集帶附近，在垂向上位于優(yōu)勢疏導斷層附近[4].

葡北油田自1979年投入開發(fā)以來，由于油水分布規(guī)律及主控因素不明確，已明顯表現(xiàn)出水驅(qū)控制程度低、單向連通比例大等問題，高含水井和低效井逐漸增多，嚴重影響油田正常開發(fā)效果[5－6].筆者通過油藏解剖及油水分布規(guī)律分析，明確葡萄花油層油水分布的主控因素，為后續(xù)油田開發(fā)提供指導.

1 區(qū)域地質(zhì)概況

葡北油田位于大慶長垣二級構造單元南部，南部與葡萄花構造相接，西北部為高臺子構造，東部為太平屯構造，整體處于背斜高部位之間（見圖1），為構造面積大、傾角平緩的低隆起[7].研究區(qū)位于葡北油田東部，面積約為190km2，斷層傾角一般為40°～50°，平面具有成帶分布的特征[8－9]，其中，葡Ⅰ組油層是經(jīng)歷湖面下降、穩(wěn)定、上升的水下三角洲前緣亞相沉積環(huán)境，具有多期旋回特征[10－11].

圖1 葡北油田東部研究區(qū)構造位置Fig.1 Structure location of study area in the east of Pubei oilfield

2 分布規(guī)律

2.1 平面

利用試油試采、生產(chǎn)動態(tài)資料，繪制研究區(qū)葡萄花油層油水平面分布圖（見圖2）.由圖2可見：西部斜坡的含油性較高，東部背斜的含油性較西部斜坡的差，中部低勢帶的含油性最差，其間由油水過渡帶相連，油水在平面上具有分帶特征.由于不同部位成藏要素不同，使從西部斜坡到東部背斜的油水富集程度和富集規(guī)律不同.

根據(jù)油水富集程度，將葡北油田東部地區(qū)分成4個區(qū)帶：西部純油帶、油水過渡帶、低勢水帶、東部富油帶（見圖2），各區(qū)帶間油水分布規(guī)律相互沒有影響.

西部斜坡試油產(chǎn)能良好，主要分布純油層井；東部富油帶主要為背斜控藏，油水界面較為統(tǒng)一，單井油水分布模式主要為上油下水型或上油中同下水型，只是不同背斜控制下油水界面有差別；由于具有低勢特性，中部低部位地區(qū)含有全水層的單井油水分布模式；由于斷層發(fā)育復雜且受砂體展布影響，連接東西部與中部低勢帶地區(qū)的油水關系較為復雜.

繪制研究區(qū)葡萄花油層自西向東兩個典型油藏剖面AA′和BB′（見圖3）.由圖3可見，油藏剖面兩側(cè)構造高部位的富油程度比中間低勢地區(qū)的好.

2.2 垂向

根據(jù)小層對比結果，繪制研究區(qū)葡萄花油層油水垂向分布圖（見圖4）.由圖4可見：研究區(qū)主要富油層位為葡Ⅰ3—葡Ⅰ5小層，總體符合上油下水的分布特征.葡Ⅰ1—葡Ⅰ2小層、葡Ⅰ6—葡Ⅰ11小層的含油性明顯降低，這與研究區(qū)沉積體系相關.

統(tǒng)計研究區(qū)葡萄花油層單井垂向油水分布規(guī)律，分為純油層型、上油下水型、上油中同下水型、上同下水型和全水層型等5種類型油層，以上油下水型和上油中同下水型為主，幾乎沒有油水倒置的情況，反映地區(qū)良好的砂體連通性.不同的單井垂向油水類型顯示出不同的地質(zhì)特征.其中全水層型油層主要分布于中部地區(qū)和斜坡低部位，說明油水分布總體受構造控制；中部地區(qū)仍有上油下水型油層，表明除構造控制外，還有其他因素制約油水在垂向上的分布.

圖2 葡萄花油層油水平面分帶性Fig.2 The zonation of oil－water plane in Putaohua reservoir of the study area

3 主控因素

3.1 構造單元

葡北油田東部地區(qū)構造單元控制油水平面分布.由不同區(qū)帶試油井的日產(chǎn)油、水量（見圖5（a））可以看出，日產(chǎn)油較多的試油井分布在東部富油帶和西部純油帶.東部富油帶分布兩個背斜圈閉，成藏規(guī)模較大.其中較大規(guī)模的背斜被其旁側(cè)斷層切割形成斷背斜，斷層與構造幅度一同控制油藏邊界和油水分布，有效控制圈閉范圍.西部純油帶主要為斷裂封閉，阻止油向圈閉外運移，形成成帶的斷塊油藏.單個油藏符合構造控油機制，往往具有同一圈閉內(nèi)高部位油富集、低部位水層同層較多的特點.日產(chǎn)水較多的試油井分布在中部地區(qū)，最多的分布在低勢水帶（見圖5（b））.

斷層的發(fā)育控制研究區(qū)構造單元特征，同時控制圈閉的形成.斷層在葡北油田東部地區(qū)規(guī)律性發(fā)育，主要以北北西向為主，兼并發(fā)育北北東向斷層.根據(jù)斷層分布將東、西部富油帶劃分為10個區(qū)塊，統(tǒng)計各區(qū)塊油水界面，各區(qū)塊油水界面特征都不相同（見圖6）.

研究區(qū)葡萄花油層北部地區(qū)的油水界面低于南部地區(qū)的，東部地區(qū)的油水界面低于西部地區(qū)的.雖然不同區(qū)塊油水界面不同，但是每一區(qū)塊具有統(tǒng)一油水界面.如P139井區(qū)，油底海拔為－1 027.0m，水頂海拔為－1 041.0m；與其相鄰的P128井區(qū)，油底海拔為－1 044.0m，水頂海拔為－1 053.0m（見圖7）.表明斷層對油水平面分布具有一定分割作用，不同斷層分割的區(qū)塊、油水垂向分布規(guī)律不同.

3.2 沉積環(huán)境

葡北油田葡Ⅰ油層組沉積模式為三角洲前緣亞相，具有多期次旋回特性，主要發(fā)育水下分流河道和河控席狀砂兩種沉積微相[4].受北部物源控制，研究區(qū)沉積砂體自北向南呈條帶狀展布，其中葡Ⅰ油層組以砂泥巖互層為主，砂體主要是灰白色細粉砂，孔滲較好，油水主要分布在水下分流河道沉積砂體中.在浮力作用下，油層組上部砂體控制油水分布[12].

沉積砂體對砂巖儲層含油性具有一定控制作用.葡北油田東部地區(qū)發(fā)育多種成因類型的沉積砂體，主要有水下分流河道、主體席狀砂和薄層席狀砂（見表1）.不同成因類型的沉積砂體的含油性存在一定差異，如T225井1 131.8m處，為典型的水下分流河道沉積，為含油性好的油層；T72－42井1 161.0m處，為典型薄層席狀砂沉積，為含油性不好的水層.

分析研究區(qū)試油層位沉積微相的含油性，葡萄花油層各微相沉積砂體類型發(fā)育大致相同，含油層的主要沉積微相為水下分流河道沉積砂體，約占53%，其次是主體席狀砂，約占27%（見圖8）；水下分流河道砂體的含油性較其他微相砂體的好，表明沉積微相類型與油水分布有一定相關性.根據(jù)研究區(qū)沉積微相特征，主體河道砂體為河道沉積的主體，主體河道沉積砂巖層是研究區(qū)葡萄花油層的優(yōu)質(zhì)儲層.

圖3 研究區(qū)葡萄花油層油水平面分布典型剖面Fig.3 The oil reservoir profile of the zonation of oil－water plane in Putaohua reservoir of the study area

圖4 研究區(qū)葡萄花油層油水垂向分布Fig.4 Vertical distribution of oil－water in Putaohua reservoir of the study area

3.3 斷砂配置

葡北油田東部地區(qū)斷層與砂體的配置關系控制研究區(qū)油水分布和富集程度.研究區(qū)斷層以北北西向為主，同時發(fā)育延伸長度較短的北北東向斷層，整體沒有密集帶發(fā)育，主要表現(xiàn)為反轉(zhuǎn)期左旋壓扭應力下的斷層特征[8，13].研究區(qū)油水分布平面成帶，不同區(qū)帶油水富集程度不同，區(qū)帶邊界發(fā)育延伸長度較長的斷層，斷層兩側(cè)油水垂向分布規(guī)律大多不同，沿地層上傾方向的斷層封閉油氣側(cè)向和垂向運移[14].斷層的封閉作用對油水平面分布有強烈的分割作用，使油水在葡北油田東部地區(qū)呈規(guī)律性分布.封閉性斷層在平面上將富油區(qū)和富水區(qū)分割開，在垂向上阻止不同層位的油水相互混合，在油氣保存過程中起重要作用，使葡北油田東部地區(qū)以斷塊油藏和斷層巖性油藏為主.

圖5 研究區(qū)葡萄花油層區(qū)帶試油結果Fig.5 The well test results of different zones in Putaohua reservoir of the study area

圖6 研究區(qū)葡萄花油層東、西部富油帶不同區(qū)塊油水界面特征Fig.6 The interface characteristics of different well areas in Putaohua reservoir of the study area

圖7 研究區(qū)葡萄花油層P139井區(qū)、P128井區(qū)油水分布特征Fig.7 The oil－water distribution contract of the wellblock P139and P128in Putaohua reservoir of the study area

葡北油田沉積砂體與斷層相互匹配形成圈閉.水下分流河道沉積砂體走向與斷層走向大角度斜交，斷層在地層上傾方向遮擋砂體，為最有利成藏條件.側(cè)向沉積砂體巖性尖滅形成斷層巖性油藏，河道沉積砂體另一側(cè)由斷層封閉而形成斷塊油藏.當水下分流河道沉積砂體走向與斷層走向平行時，斷層封閉性不能有效控制河道砂體、構成圈閉條件及有效控油.因此，通過對斷層砂體的解剖可以較準確地推測研究區(qū)油水分布.

根據(jù)葡北油田東部地區(qū)斷層與砂體展布，分析不同構造背景下斷砂配置關系和富油特征，建立2類、6亞類斷砂配置模式，其中4種亞類為富油模式（見表2）.反向正斷層與斷塊式匹配關系的圈閉面積大、油柱高度高、在全區(qū)最發(fā)育，為最好的斷砂配置關系；由于構造幅度小，斷鼻式和微幅度構造式儲油能力較差，早期開發(fā)以背斜圈閉或斷層圈閉為主，晚期可以作為剩余油挖潛優(yōu)選模式.

表1 研究區(qū)葡萄花油層試油砂體微相類型統(tǒng)計結果Table 1 The statistic of well test micro facies types in the east of Pubei oilfield

表2 葡北油田斷層與砂體匹配關系Table 2 The match of fault and sand in the east of Pubei oilfield

圖8 葡北油田東部不同類型微相探評井試油結果Fig.8 The well test results of different micro facies types in the east of Pubei oilfield

4 結論

（1）葡北油田東部地區(qū)葡萄花油層油水分布在平面上具有分帶特征，在垂向上具有分異特征.東西兩個區(qū)帶為主要富油區(qū)，中部地區(qū)油水關系復雜，在垂向上以葡Ⅰ3—葡Ⅰ5小層為主富油，總體符合上油下水的垂向分布規(guī)律.

（2）研究區(qū)油水分布的主控因素包括：構造單元控制油水平面成帶，造成東西高部位富油，中部低部位油水關系復雜；在三角洲水下分流河道前緣相的沉積背景下，主體河道沉積砂巖層是葡萄花油層的優(yōu)質(zhì)儲層；斷砂匹配樣式中斷塊式與反向正斷層式控油最為有利，斷鼻式為剩余油挖潛重點.

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