準噶爾盆地莫索灣凸起八道灣組低飽和度油藏成因分析

楊朝洪，司馬立強，王 亮，王 剛

(1.西南石油大學,四川 成都 610500；2.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川 成都 610500；3.成都理工大學,四川 成都 610059；4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

低含油飽和度油藏是指含油飽和度較低，存在明顯可動水的油藏。此類油藏在開發過程中不存在無水期采油，具有明顯不同于常規油藏的滲流特征[1]。中國低飽和度油藏的分布較為廣泛，腰英臺油田、陸梁油田、新肇油田、劉官莊油田、大慶油田、吐哈油田、姬塬油田[2-9]均發現低飽和度油藏；國外也存在大量的低飽和度油藏，如北美的 Missi-ssippian 油田和L-KC Reservoirs油田[10-11]。低飽和度油藏作為一種特殊類型的油藏，隨著勘探和開發技術的進步，已經逐漸顯現出良好的勘探開發前景。隨著勘探的深入，眾多學者對低飽和度油藏成因進行了深入研究，由于不同地區油藏低飽和度的控制因素不同，目前尚未形成統一的認識。根據大量的文獻調研，油藏低含油飽和度的成因可歸為充注因素和排斥因素兩方面。充注因素通常指油藏充注不足的因素，如油藏聚集地遠離生烴中心[3,12]、地質構造的二次調整[8]、油氣的成藏期[13]等造成的油藏聚集地油源供給不足；排斥因素是指阻礙油進入儲層的因素，如儲集層孔隙結構較差[14]，黏土[15]束縛水較多，以及驅替動力、浮力不足[16]，油水交換不完全等。前人對莫索灣凸起低飽和度油藏成因的研究主要聚焦于充注因素[17-20]，對排斥因素研究甚少。因此，該文主要對八道灣組油藏低飽和度成因的排斥因素進行研究，以便為八道灣組油藏勘探開發提供更有力的理論支撐，加快勘探開發進程。

1 區域地質概況

莫索灣凸起位于準噶爾盆地中部地區的中央凹陷(圖1)，是在石炭紀基底基礎上發育起來的隆起構造，東鄰東道海子凹陷，西連盆1井西凹陷，南臨莫南凸起，北接莫北凸起，屬于典型的“凹中凸”構造單元[18-19,21]。其演化史分為3個主要階段：凸起形成階段(晚石炭紀至二疊紀夏子街組沉積期)、振蕩-沉降階段(二疊紀烏爾禾組沉積期至古近紀)和基底掀斜階段(新近紀至第四紀)。其中，第2個階段是原生油藏形成的重要時期，第3個階段為次生油藏形成的主要時期[22]。

八道灣組自上而下劃分為三段(J1b3)、二段(J1b2)和一段(J1b1)，每段平均厚度為200 m左右。其中，一段為主要勘探目的層，自上而下又可進一步分為J1b11、J1b12、J1b13、J1b14和J1b15等砂層組，砂體均較發育，主力含油氣砂體為J1b11和J1b13砂體。儲集層巖石類型以長石巖屑砂巖和巖屑砂巖為主，粒徑以細砂顆粒為主，中砂次之；巖屑成分以凝灰巖為主，填隙物中雜基以泥質為主，膠結物常見方解石和高嶺石。受到地層壓實作用、膠結作用[23-24]的影響，儲集層孔隙結構較差，孔隙度為3.5%～12.6%，平均為9.1%，滲透率為0.012～7.890 mD，平均為0.330 mD，屬于低孔、超低滲儲集層。儲層含油飽和度低，且有明顯的可動水存在，是低飽和度油藏。

圖1 研究區位置Fig.1 The location of the study area

2 低飽和度油藏特征

低飽和度油藏開發中最大的特點是儲層油水同出。盆參2井試油結果顯示，含水率曲線呈現出“凸”型特征：在開采初期含水率曲線極速上升，在凸點日產水為15.70 t/d，同時日產油為12.54 t/d；開采一段時間后，含水率曲線出現回落且在一定范圍內波動，不會呈現跳躍式變動，形成含水穩定采油期。儲層含水飽和度的大小對開發有很大影響，初始含水飽和度越大，采油井初始含水率增大，最終采出程度減小，含水穩定采油期縮短，水驅油的開發效果就越差[25]。低飽和度油藏四性關系復雜，與常規儲層相比，其含油性與電性、物性的關系不明顯。低飽和度油藏含水飽和度較高，導致油層電阻率下降，油層電性特征與水層電性特征相似。

3 八道灣組油藏低飽和度成因

3.1 孔隙結構差影響油水分異

基于八道灣組的13塊樣品的壓汞曲線，對孔喉參數的統計表明:儲層排驅壓力最大為2.92 MPa，最小為0.28 MPa，平均為1.13 MPa；中值壓力最大為19.15 MPa，最小為2.38 MPa，平均為7.93 MPa；中值半徑最大為0.31 μm，最小為0.04 μm，平均為0.13 μm；分選系數最大為1.96，最小為0.88，平均為1.44；最大孔喉半徑最大為2.59 μm，最小為0.25 μm，平均為0.93 μm。整體而言，孔隙結構較差，且不同巖心之間的孔隙結構差異較大。

毛管壓力曲線形態主要受控于孔喉[26]，選取滲透率與排驅壓力作為毛管壓力曲線的分類參數，將樣品分為3類(表1)。由于八道灣組的滲透率平均值為0.33 mD，因此，八道灣組以Ⅱ類儲集層為主。分析毛管壓力形態曲線(圖2)可知，Ⅰ類儲層孔隙結構表現為排驅壓力低、滲透率高、曲線低平，高進汞飽和度；Ⅱ類儲層孔隙結構表現為排驅壓力中等、滲透率較高、曲線居中，高進汞飽和度；Ⅲ類儲層孔隙結構表現為排驅壓力較高、滲透率較低、曲線偏高，中等進汞飽和度。

表1 孔隙結構分類標準Table 1 The classification standard of pore structure

圖2 毛管壓力曲線特征Fig.2 The characteristics of capillary pressure curve

在油藏當中，油柱高度與油水密度差、毛細管壓力、界面張力成正比關系，與接觸角成反比關系，可表示為：

(1)

式中：h為油柱高度，m；pCL為實驗室測定毛管壓力，MPa；θR為油藏條件下油水接觸角，°；θL為實驗室的潤濕相與非潤濕相接觸角，°；σR為油藏條件下的油水界面張力，mN/m；σL為實驗室的潤濕相與非潤濕性相的界面張力，mN/m；ρw是地層中水的密度，g/m3；ρo是地層中油的密度，g/m3。

由于八道灣儲層潤濕性親水，因此，非潤濕相飽和度可等效為含油飽和度。在對莫索灣凸起八道灣儲層巖心壓汞毛管壓力曲線進行分類后，應用式(1)建立了八道灣組油藏的含油高度、含油飽和度、毛管壓力三者的關系(圖3)，通常油藏的油水界面張力為25～40 mN/m，此處取值為25。莫21井原油密度為0.81 g/m3，地層水密度為1.02 g/m3，油水密度差為0.21 g/m3。相滲實驗分析的束縛水飽和度為35.2%，即形成純油藏需要含油飽和度達到64.8%以上，則Ⅰ類儲層油柱高度大于146 m才能形成純油藏，Ⅱ類儲層油柱高度大于292 m才能形成純油藏(圖3)。而莫21井八道灣組一段巖性圈閉閉合高度僅為90 m，遠遠低于形成純油藏的閉合圈閉高度，油藏的驅替動力不足，造成油水分異不明顯，形成低飽和度油藏。

圖3 含油飽和度與毛管壓力、含油高度的關系Fig.3 The relationship between oil saturation, capillary pressure and oil column height

3.2 孔隙結構差影響油水置換

從油氣成藏動力學的角度而言，油氣運移動力通常為浮力，所需克服的運移阻力通常為毛管壓力，在親水的儲集層中，油氣進入粒間孔隙需要克服毛細管壓力，只有當浮力大于毛管壓力時，油氣才能驅替孔隙水。油藏中的油、水分布是毛管壓力和浮力平衡的結果，浮力與毛管壓力的關系可表示為[27]：

Ff=(ρw-ρo)gh

(2)

式中：Ff為浮力，Pa；g為重力加速度，m/s2。

油藏構造高度最大值所對應的正是該油藏的最大浮力，應用式(2)計算莫21井八道灣組油藏的最大浮力。其中，莫21井實際油水密度差為0.21 g/m3，實際圈閉高度最大值為90 m，計算得到最大浮力為0.182 MPa，換算為實驗室條件下為1.930 MPa(對應油水界面張力40 mN/m)和3.090 MPa(對應油水界面張力25 mN/m)。該井巖心毛管壓力實驗的排驅壓力為0.280～2.920 MPa，大部分小于最大浮力1.930 MPa，表明大部分儲層可以進行油氣充注。該井巖心毛管壓力實驗的中值壓力為2.380～19.150 MPa，大部分油氣驅替50%的水所需浮力大于最大浮力3.090 MPa，表明在最大浮力存在的條件下，油水置換不完全，存在可動水。上述分析表明，即使在束縛水飽和度50%的條件下，仍有部分孔隙存在可動水，而實際束縛水飽和度平均為35%左右，可動水飽和度則更大。

上述分析綜合表明，低構造幅度導致油藏的油水分異不充分，同時，產生的浮力較小，不能有效驅替儲層內的水，導致油層的油水置換不徹底，是低飽和度油藏形成的主要原因。

3.3 儲層物性差影響油水過渡帶

相滲實驗可以反映油相和水相的相對滲透率與含水飽和度的關系。圖4為油藏中油水的垂向分布規律圖。由圖4a中相滲曲線可知，在油水共存的儲層中，A點對應最小含水飽和度，即束縛水飽和度，此時儲層中形成純油藏；B點對應最小的含油飽和度，即殘余油飽和度，此時儲層中形成純水層。根據實際相滲實驗結果可知，八道灣組含水飽和度為35%～75%，最低的束縛水飽和度為35%；含油飽和度為25%～65%，最小的含油飽和度為25%。但受到八道灣組構造幅度較低的影響，儲層含油飽和度未超過50%。圖4b表明八道灣組儲集層物性較差。圖4c為油藏剖面圖，在自由水面以下，儲集層中不含油，只產水；在自由水面和油水界面之間，儲集層只產水，油以束縛水油的形式存在，并不能產出；在油水界面和純產油區地界之間，油水同產，也是低飽和度油藏的主力產區；純產油區地界以上只產油，水以束縛水的形式存在。

圖4 油藏中油水的垂向分布規律Fig.4 The vertical distribution law of oil and water in the reservoir

根據巖心的毛管壓力、含水飽和度和含油高度三者之間的關系(圖4b)，結合油藏剖面(圖4c)可以計算出液柱高度，純油層液柱高度(最大油水過渡帶高度)為最小含水飽和度對應的高度；純油層液柱高度與自由水面兩者相減便是油水過渡帶的高度；純油層液柱高度與純水層液柱高度相減便是油水同產區高度。由圖4可知，在構造高度一定且足夠高的情況下，當束縛水飽和度一定時，殘余油飽和度越大，純產油區高度不變，油水過渡帶高度不變，油水同產區高度越小，純產水區高度越高；當殘余油飽和度一定時，束縛水飽和度越大，純產油區高度越大，油水過渡帶高度越小，油水同產區高度越小，純產水區高度不變。

巖心排驅壓力對應原油進入最大連通孔道，即形成油水過渡帶的最小高度，中值壓力對應油氣排驅水達到含油飽和度50%，即形成油水過渡帶的最大高度。應用研究區八道灣組巖心滲透率與中值壓力、排驅壓力的關系(圖5a)，再根據毛管壓力理論及巖心毛管壓力曲線，建立了滲透率與油水過渡帶的關系(圖5b)。由圖5b可以看出，油水過渡帶高度隨著滲透率的增大而逐漸減小，表明滲透性較好的儲集層通常具有較短的油水過渡帶，滲透率較差的儲集層則與之相反。

此外，圖5b中油水過渡帶最大高度與最小高度之差為油水同產區的厚度，計算二者的差值，并分析其與滲透率的關系(圖5c)。由圖5c可知，油水同產區厚度隨著滲透率增大而減小，隨著油藏油水界面張力減小而減小。八道灣組儲層滲透率為0.1～1.0 mD，因此，油水同層區厚度大致為40～180 m，表明該油藏實際存在一個較厚的油水同產區。上述分析綜合表明，油藏中油水之間并非一個明顯的分界面，而是實際上存在一個油水同產區帶，由于油藏儲層物性較差，油水同產區厚度相應較大，是低飽和度油藏形成的次要原因。

圖5 滲透率與壓汞數據、油水過渡帶高度、油水同產區厚度關系Fig.5 The relationship between permeability and mercury intrusion data, height of oil-water transition zone, and thickness of oil-water co-production area

3.4 非均質隔夾層

儲集層非均質性對油氣的運聚也有較強的控制作用，非均質性強導致油水關系復雜[28-31]。油藏流體垂向聚集規律如圖6所示，油氣在自身浮力的作用下，從儲層底部往上部運移，首先充注砂巖d1，由于致密隔夾層的排替壓力往往大于儲集砂層的排替壓力，油氣便在d1中聚集，當達到最大油柱高度，產生的浮力超過致密隔夾層d的排替壓力時，繼續充注的油氣便會穿過致密隔夾層d在砂層c1中聚集。之后的運移過程與此相似，只要達到最大油柱高度后產生的浮力不小于上部致密隔夾層的排替壓力，油氣變會繼續向上運移，最終在蓋層的封蓋作用下，在圈閉中聚集成藏。

隔夾層的存在，致使油氣分布呈現非連續性，將其分割為獨立的油氣存儲單元。當獨立的油氣存儲單元圈閉高度小于形成純油層的最小圈閉高度，則會形成油水同層帶，降低油層的含油飽和度。在莫索灣凸起八道灣組，主要有3類隔夾層，包括泥質、鈣質和物性隔夾層，泥質隔夾層的最大厚度不超過20 m，鈣質隔夾層的厚度更小，物性隔夾層滲透率小于0.1 mD，對應毛管壓力曲線的第3類，巖性剖面顯示整體以砂巖為主。由于泥質和鈣質含量較少，無法形成區域性的、連續的泥質和鈣質隔夾層，因此，隔夾層對八道灣組油藏的低含油飽和度影響較小。

圖6 油藏流體垂向聚集規律Fig.6 The vertical accumulation law of reservoir fluid

3.5 勘探啟示

莫索灣凸起八道灣組低飽和度油氣藏儲量規模大，油氣顯示活躍，是下一接替的勘探開發領域。在探索莫索灣凸起八道灣組低飽和度巖性油氣藏新領域中，應采用分三步走方式落實低飽和度油氣藏模式及規模。首先，證實低飽和油氣藏類型及模式；其次，拓展低飽和度油氣藏領域規模，根據現有的研究成果系河道凹岸邊灘等儲層物性較好的區域是有利勘探區；最后，全面展開低飽和油氣藏勘探，根據試油結果以及三維等資料綜合探索莫索灣凸起西部的邊灘疊置有利區大型巖性圈閉的含油氣性，采用直井導眼和水平井模式進行開采，大幅提升產量規模，尋求高產。

4 結 論

(1) 莫索灣凸起八道灣組油藏含油飽和度低受多因素共同影響，其中孔隙結構差是八道灣組油藏含油飽和度低的主要原因，儲層低孔滲物性差是八道灣組油藏低含油飽和度的次要原因，而隔夾層對八道灣組油藏含油飽和度低的影響較小。

(2) 含油飽和度是儲量計算的重要參數，通過對含油飽和度成因定量的研究，深化了莫索灣凸起八道灣組油藏探明儲量的地質認識，為接下來的勘探開發提供了堅實基礎。