姬塬地區延長組長81地層水產狀與成因分析

張雪峰，楊時雨 ，王亞玲，郭正權，李繼宏

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司勘探部)

姬塬地區延長組長81地層水產狀與成因分析

張雪峰1，2，楊時雨3，王亞玲1，2，郭正權1，2，李繼宏1，2

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室；3.中國石油長慶油田分公司勘探部)

針對姬塬地區長81儲層開發過程中出現構造高部位出水、低部位出油的情況，利用薄片資料、壓汞資料、地層水分析資料，結合測試成果，在對長81儲集層特征和地層水成因分析的基礎上，通過計算重力、浮力和毛細管力三力相互作用結果對地層水賦存狀態的影響，較為合理地解釋了“油水倒置”現象，認為陸相沉積的多旋回性和致密砂巖儲集層的非均質性是形成地層水不同賦存狀態的根本所在。

鄂爾多斯盆地；姬塬地區；長81油層；地層水；油水界面

姬塬地區位于鄂爾多斯盆地中生界油探區的西北部，作為多層系復合含油區，勘探目標從早期侏羅系古地貌油藏到延長組上部淺層低幅度構造油藏，發展至現今延長組下部深層巖性油藏，石油勘探經歷了多個輪次，勘探難度也隨之加大。長8儲層作為探區巖性油藏分布主力層，前期的研究側重于沉積體系與沉積相[1-2]、儲集層特征與砂體結構[3-4]、油氣運移成藏等[5-7]方面，而對于勘探過程中出現的“油水倒置”、試油出水現象認為是邊底水等生產性問題，偏重于分析試油工藝是否得當，而對深層次的地質原因分析較少。本文嘗試從儲層的非均質性特征入手，在分析地層水成因的基礎上，研究不同儲層條件下地層水的賦存狀態。研究認為，宏觀上陸相沉積的致密砂巖儲集層，其沉積的旋回性與非均質性，以及烴源層的供烴能力，是形成多樣的油水組合關系[8-9]和形似“油水倒置”的這種奇特油水分布的主要原因；微觀上沉積旋回、沉積微相的差異所導致的巖石填隙物成分的變化[10-11]、水巖作用的差異、“油包水”與“水包油”滲流機理的不同，則是其內在的原因。抑或不適當的試油壓裂工藝，會使這種表象更加復雜化。

1 地質概況

姬塬地區位于鄂爾多斯盆地中部偏西北，主探區橫跨天環坳陷與伊陜斜坡2個構造單元。天環坳陷西翼相帶窄，地層東傾；東翼與伊陜斜坡平緩過渡，兩構造單元沒有明顯分界線，地層呈平緩西傾大單斜，平均坡降不足1°，局部構造不發育[6]。研究區處在延長組生烴中心，烴源條件有利，延安組、延長組的多套含油層組(自上而下，各有10套)，均有工業油藏形成，為多油層疊合含油區。長81油層組是該區延長組主力含油層組，受控于西北物源體系，沉積物供給充足，發育淺水三角洲沉積[12]，以三角洲平原沉積為主，為主力儲油層，目前大部分尚處開發評價階段。

2 長81儲層特征

2.1 巖石類型

姬塬地區長81砂體來源于西北與東北兩大沉積體，交匯處大致在定邊至高崾峴一線[13]，油藏主要分布于西北物源沉積的砂帶上，是研究的主要對象。對西北沉積體長81層252口井薄片資料進行統計的結果表明，巖石類型主要為巖屑長石砂巖或長石巖屑砂巖，長石砂巖和巖屑砂巖的含量很少(略占1%)。在巖石的各種碎屑組份中，石英含量約占30.45 %，長石含量與巖屑含量相近略占28.2 %。巖屑成份以變質巖巖屑(14.76 %)和巖漿巖巖屑(8.51%)為主，沉積巖巖屑含量較少僅占0.22 %；填隙物含量占13.2 %(分布區間在8.3 %～17.9 %)，成份主要為碳酸鹽礦物、高嶺石、水云母。巖石整體表現出剛性成份少，巖屑和黏土成份較多的特點。這種較低的成份熟度使其抗壓強度小、碎屑顆粒排列緊密，儲集層變得致密[14]。

砂巖粒度以中細粒為主，細粒含量72.3%，中粒含量17.8%，粉砂級含量大致占4.6%；粒度概率曲線主要為兩段式，以跳躍組分為主，斜率較大，巖性偏細，具有較高的結構成熟度。砂巖分選性在不同沉積微相具有明顯差異性，三角洲前緣水下分流河道分選較好，標準偏差0.4～1.0，大多數為正態分布，偏度0.2～0.4；平原分流河道分選稍差，標準偏差0.78～2.26，偏度0.25～0.7?？梢?，不同沉積微相的粒度存在明顯差異，這必將會影響到儲層的物性與微滲流能力。

2.2 物性與孔喉特征

長81發育三期河道砂，屬湖進背景下的退覆式沉積[12，15]。單砂體厚度3.5～19.6 m，平均厚度10 m。由于砂體離物源區較近，沉積底形較陡，河水攜砂能力強，因而形成了河道相對穩定、砂體縱向疊加厚度大、平面呈網狀的空間分布形態。河道沉積進入湖盆區，受湖水改造雖具漫散的條件，但席狀、朵狀的表現特征并不明顯。

對含油段進行物性統計，平均孔隙度11.6%(7.8～13.2%)，滲透率為(0.1～4.3)×10-3μm2，平均0.81×10-3μm2，其中孔隙度大于10%占44%，滲透率大于0.5×10-3μm2占32%；屬于低滲透、特低滲透砂巖儲集層。

儲集層的孔喉特征整體表現出大孔細喉型和小孔細喉型。三角洲前緣主河道砂孔隙類型以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，喉道主要表現為細頸型和窄片型，孔喉比較大。如H114井，其孔隙結構參數具有相對較高中值孔喉半徑0.113 μm，相對較低的排驅壓力1.2318 MPa和飽和度中值壓力6.6 MPa(圖1)。河道邊部、前緣席狀砂孔隙類型以粒間溶孔和晶間微孔為主，喉道主要為管束狀、細管狀和窄片狀，孔隙較小，喉道也較小，孔喉比較低。如H117井，具有低中值孔喉半徑0.0298 μm、高排驅壓力5.16 MPa，高飽和度中值壓力24.67 MPa的特征(圖1)，表現出不同砂體部位具有明顯的孔喉特征差異。

3 地層水化學特征與賦存狀態

在含油氣盆地的儲集孔隙中，地層水是油氣運移聚集的載體，地下水動力條件的差異、油層水與油氣之間物質成分的交換，必然引起化學成分的變化，因而，地層水的化學組成特征與水型分析資料，直接或間接地指示盆地流體系統的開放性和封閉性[16]。

圖1 不同沉積微相砂體的毛管壓力曲線

3.1 地層水化學特征

地層水的來源可分為沉積水、成巖水、結晶水和滲入水[17]。對長81段無污染的21口井地層水礦化度和化學參數的分析表明，長81地層水封閉條件較好，水文地質穩定，保留著原始地層水形成時的化學特征。

(1)地層水礦化度11.9～102.1 g/L，平均為32.1 g/L，屬于鹽水-鹵水型地層水，Na+、K+和Cl-高度富集是高礦化度的主要原因。較高的礦化度和CaCl2型地層水，說明油藏封閉性好，水體交換停滯。

(2)鈉氯系數(變質系數)是反映地層封閉性好壞、油田水變質程度，地層水活動性的重要參數[18]，比值小，反映了比較還原的水體環境，有利于油氣保存。長81鈉氯系數0.24～0.85，平均0.57，說明油藏處于原生狀態，而相對較大的數據變化區間也間接反映出地層水的分布具有分隔性。

(3)齊亞林等[19]研究表明，三角洲前緣閉流區Cl-濃度高，淺湖-半深湖的開闊水體Cl-濃度相對較低；文華國等[20]研究認為，總礦化度的分布與沉積微相具有較好的對應關系。而姬塬長81典型的低孔低滲性儲層，在平緩地層背景下，產水井之間較大的礦化度差異，也應是地層水不同的留存環境的反映，說明它們在縱向上和側向上是互不連通的。

3.2 賦存狀態

地層水在砂巖儲集層中的賦存狀態，主要受孔隙大小、喉道及巖石顆粒表面黏土礦物的吸附所控制。長81段試油出水井在平面上分布零散，在油藏剖面上出水層交錯疊置，顯示出原始地層條件下地層水有著明顯不同的賦存狀態。針對長81段砂巖儲集層的微觀孔喉特征，依其物理含水狀態，將地層水賦存狀態劃分為吸附水、毛細管水和自由水三類。

吸附水(含微細毛管滯水)：吸附于巖石顆粒表面或儲存微細毛細管中，原始地層狀態下難于流動，主要存在于致密砂巖儲層中。電性參數一般具有油層特征，僅在壓裂改造后產出少量水。

毛細管水：存在于非均質性較強儲集層的細毛管中,主要受毛管力控制,重力作用影響小, 主要存在于河道側翼或主河道沉積旋回頂面顆粒變細層段。地層含水性在電性特征上表現不明顯。

自由水(局部滯留水)：存在于局部孔隙結構與物性較好的儲集層，烴類充注后油水重力分異比較明顯，地層水殘留于儲層砂體的底部，試油時一般油水同出，產水量的大小與儲集層的可容空間和自身烴類充注的程度有關?，F嘗試分析這三種地層水在姬塬地區長81段的地質條件下，其賦存狀態的邊界條件。

油在含有地層水的孔隙中流動分異主要受重力、浮力和毛細管力所控制，在原始地層狀態下，三者的合力決定了油水關系(或產狀)表現形式[21]。用公式表示：

P=hog(ρo-ρw)-2σwo×cosθwo×(1/r2-1/r1)=

P1-P2

(1)

式中：P——單位面積油向上運移的合力，MPa；ho——油柱高度，m；ρo——地層條件下原油密度，kg/m3，姬塬長81的原油密度為0.85×103kg/m3；ρw——地層條件下地層水密度，kg/m3，姬塬長81地層水密度為1.02×103kg/m3；g——重力加速度，N/kg；σwo——油水兩相界面張力，mN/m，取油藏平均值20 mN/m；θwo—— 潤濕接觸角，為0°；r2——油柱頂部毛細管半徑，μm；r1——油柱底部毛細管半徑，μm。P1為重力與浮力的合力，因水密度大于油密度，所以始終P1>0，油運移指向上方。P2為毛細管合力，可分為三種情況：①r2>r1，頂部毛細管半徑大于底部毛細管半徑，孔喉上粗下細，上部儲層的物性好于下部儲層的物性，形成P2<0，油向上部運移沒有形成阻擋；②r2=r1，為分選均勻的儲層條件，形成P2=0，油在P1作用下繼續向上運移；③r20，毛細管合力向下，此時只有當P1>P2，油才具有向上分異運移的能力，否則在P1≤P2時，上部毛細管力已能阻止油的向上運移，形成遮擋。

現對第三種情況(r2

對94口井含油砂巖壓汞資料進行統計，砂巖喉道中值半徑分布在0.02～0.37 μm(均值0.12 μm)，在地層條件下，物性好的儲集層(0.37 μm)毛管壓力為0.108 MPa；物性差的儲集層(0.02 μm)毛管壓力為2.0 MPa；中值半徑為0.12 μm時的毛管壓力為0.33 MPa；只有當砂巖喉道中值半徑為0.3 μm時，儲集層毛細管力與P1最小向上運移力數值相一致?？梢?，大部分儲集層段，石油向上運移難以克服儲集層毛細管阻力。

據此，長81地層水賦存狀態劃分大致如下：①將最小浮力與最大毛細管力的差值確定為液態石油能進入致密儲層的下限，其P值為1.87 MPa，對應喉道半徑為0.11 μm，滲透率為0.11×10-3μm2，孔隙度為8.2%，小于此下限儲集層的地層水歸屬為吸附水；②將最大浮力0.4 MPa所能克服毛細管力確定為形成自由水的下界，對應喉道半徑為0.35 μm，滲透率為0.73×10-3μm2，孔隙度為12%，物性好于此界限的地層水確定為自由水；③儲集層物性介于兩者之間的地層水歸屬為毛細管水[21]。

按上述分類標準，統計長81所有出水井的賦存狀態。吸附水井17口，產水量0.3～9.5 m3/d，平均3.2 m3/d；毛細管水井46口，產水量1.0～20.2 m3/d，平均5.7 m3/d；自由水(局部滯留水)井9口，產水量1.3～47.5 m3/d，平均17.2 m3/d。可見，自由水井數量較少，毛細管水井數量多，儲層物性普遍偏差。

3.3 實例分析

圖2為姬塬長81段一實際油藏剖面。位于構造高部位的C143井，砂體變薄、物性變差，試油獲1.11 t/d低產油和7.8 m3水；構造位置較低的C37井，砂體較厚，物性相對較好，試油獲5.37 t/d純油；縱向上表現出“油水倒置”的空間形態，其內在的原因是C143井致密砂巖滯留有難于流動的吸附水。

姬塬地區長81儲集層形成于河控三角洲水下分流河道沉積，每一期河道沉積都形成一個縱橫向粒度變化的旋回。主河道物性較好，河道側翼與河水搬運能量消竭的頂底部物性較差，這樣多期河道的遷移沖蝕疊置，形成了產狀、形態各異的物性差異接觸面，具有了不同的微滲流循環系統，也就呈現出復雜油水界面的空間表現形式。這種復雜油水界面的空間表現并不是油水分異不遵循流體力學規律，只是多個相對獨立流體循環系統的交錯疊置。這也就是為什么會出現“油水倒掛”油藏剖面[22-24]。

圖2 姬塬地區C150井-C106井延長組長81油藏剖面

4 油水分布研究對勘探指導意義

通過前面儲集層物性差異對地層水產狀影響的分析研究，可以得到以下幾點認識：

(1)致密砂巖儲集層有著復雜的油水分布特征，邊、底水油藏并非唯一的表現形式。首先，油水分布受儲集層非均質性(層內韻律性與層間旋回性)和成巖致密帶的影響，構造高部位出水、低部位出油類似“油水倒掛”的現象，是致密砂巖儲層不同微滲流系統的垂向表現，看似同一油藏的“油水關系倒置”[22]；其次，儲層原始沉積條件和后期物性改造決定了形成巖性油藏的類型，是以原始沉積面貌為主控因素的巖性油藏，是以成巖致密為主控因素的“物性封閉”油藏[25-26]；第三，油水層判識要考慮地層水的附存狀態，對于物性較好的厚砂體則可能存在自由水，尤其是在油充注能力較弱時發育的“油帽”油藏；而當儲集層較薄物性較差且砂泥巖交互疊置時，則可能形成油、水兩相“混儲”狀態。

(2)油氣充注能力的強弱也可能影響到儲層的含油性。長81儲集層油源來源于上覆的長7烴源層，為上生下儲型。當油氣生烴能力強、具有向下排烴的動力條件時，則可能在儲層物性較好的低勢區形成純油層，而當充注能力弱、排替不暢時，則易滯留各種賦存狀態的地層水。

(3)認識儲集層物性差異對含水賦存狀態影響有助于判識測井油層和制定試油措施。單層厚砂體與多層薄砂體被水占據的孔隙的角隅和死端是不一樣的，礦物表面的潤濕性也不一樣，試油措施自然會有差別。

5 結論

陸相低滲透、特低滲透碎屑巖儲集層，由于沉積的多旋回性和儲層非均質的“三面性”，油水空間分布具有多樣性，可能出現“油水倒掛”的情況，這是不同微滲透循環系統的疊加結果，而且非油水分異不遵循流體力學規律。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)06-0084-05

2015-06-08

張雪峰,高級工程師，1962年生，1987年畢業于長安大學地球物理勘探專業，長期從事石油地質綜合研究工作。

國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地巖性油藏富集規律與目標評價”(2011ZX05001-004)。

TE331

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