大民屯凹陷变质岩潜山油水分布与成藏类型探讨

黄承胜

(中国石油辽河油田公司，辽宁新民 110316)

1 勘探历程

储量的发现与地质认识的变化息息相关。大民屯凹陷变质岩潜山勘探工作始于1983年，历经三十余年变质岩潜山累计探明石油地质储量9 946×104t。在潜山勘探初期，“新生古储”、“潜山风化壳成藏”、“3 100 m统一油水界面”等认识下，迎来了大民屯凹陷变质岩潜山油藏勘探第一个高峰期，先后发现了东胜堡、安1-安97等变质岩中-高潜山油藏。当储量规模较大的中央背斜构造带大型中高潜山油藏已基本钻探发现，剩下的都是一些“小、深、难”的勘探对象，勘探难度越来越大，使得勘探工作长期处于停滞阶段。2000年后，辽河石油工作者创新精细勘探的思路，注重石油地质新理论的运用和勘探技术的探索与攻关，突破了“潜山风化壳成藏、统一油水界面”认识，探索并创立了“低潜山油气成藏模式”和“潜山内幕油气成藏模式”等。这一认识的转变促使研究人员转向以低潜山为主要目标的成藏条件研究，拓展了变质岩潜山勘探领域，彻底揭开了大民屯变质岩低潜山的勘探序幕，迎来了变质岩潜山勘探的第二次高峰期，发现了沈233、沈628、沈266等低潜山油藏。但以往的研究主要集中在某个区块，一直是边勘探边研究边认识的思路，没有对整个凹陷的油水分布关系及成藏模式进行整体综合研究，导致对全凹陷变质岩潜山油水分布关系及成藏类型认识不清楚，进而制约了整个变质岩潜山勘探整体突破[1-2]。2008年后，针对潜山的油水分布关系及成藏类型进行了全凹陷整体评价研究，认清了变质岩潜山油水分布特征，拓宽了勘探新领域，迎来了大民屯凹陷变质岩勘探第三次储量发现的高峰期，发现了胜西低潜山、边-曹台潜山油藏。

2 边水推进模式建立及特点

以全凹陷变质岩潜山为研究对象，据不同区块变质岩潜山地层水的取样资料进行化验分析比较，打破了传统仅限于某个区块具有“统一油水界面”和“山高水高，山低水低”的认识。研究发现，变质岩潜山地层水分布整体上看以荣盛堡洼陷为中心，随着开发区块能量递减，地层水以边水推进的模式沿着优势运移通道推进，随着能量的减弱，到凹陷北部，基本没有地层水(图1)。

2.1 边水推进模式依据

(1)地层水水性特征相近。全凹陷变质岩潜山主体部位见地层水的区块集中在荣胜堡洼陷周边的前进潜山、东胜堡潜山、胜西低潜山、法哈牛潜山，从各区块储层水性变化研究，变质岩潜山地下水类型大部分为NaHCO3型，呈弱碱性，少数为CaCl2，呈中性[3]。各个区块地层水主要化学特征具有相似性，平均HCO3-含量范围为200～600 mg/L， 平均Cl-含量变化范围为1 000～1 400 mg/L，平均总矿化变化范围为2 600～3 100 mg/L。从水性各参数分析看，各区块水性相近，说明全凹陷变质岩潜山地层水水性具有相似性。

(2)荣胜堡洼陷周边潜山油藏多为含水油藏。根据对整个变质岩潜山储量深度范围内含水井统计分析，荣胜堡洼陷周边区域的东胜堡潜山、胜西潜山等高含水井较多，这些井大部分有一段时间的无水采油期，见水后含水上升快。而在安1-安97潜山、边-曹台潜山、静52潜山等，在开发区储量深度范围内，仅个别井含地层水，无水期较长，低含水期含水稳定。这说明，荣胜堡洼陷周边区块地层水能量强，北部区块地层水能量逐渐减弱，主体部位基本没有地层水。

(3)全凹陷变质岩潜山出油底界由南到北逐渐变浅。根据目前大民屯变质岩潜山勘探开发实践认识，从南到北潜山出油底界是逐渐变浅的，在沈630潜山和前进潜山出油底界为3 840 m，胜601潜山出油底界为3 560 m，东胜堡潜山出油底界为3 080 m，安1-安97潜出油底界为3 000 m，静52潜山出油底界为3 005 m，法哈牛潜山出油底界为2 271 m，边-曹台潜山出油底界为2 520 m。并且紧邻荣胜堡洼陷周边的东胜堡潜山、胜西低潜山等油藏为上油下水型的强边水油藏，远离荣胜堡洼陷的边-曹台潜山和安1-安97潜山油藏为上油下油型的裂缝网络层油藏。这说明,全凹陷变质岩潜山地层水分布以荣胜堡洼陷为中心，在紧邻洼陷附近潜山边水活动强，油藏底部常见地层水，远离洼陷潜山边水活动弱，主体部位油藏底部一般为干层。

(4)各区块油井见水时间南部早于北部。在同一开发区块储量深度范围内，同一井的见水时间主要受试采深度影响，而不同井在相似投产时间与试采深度下，见水时间主要受区块边水推进方向距离的影响。以东胜堡潜山和胜西低潜山为例。

东胜堡潜山油藏于1982年开始勘探， 1983年1月在潜山高部位的胜3井完钻，投产后10 mm油嘴控制生产，日产油183 t。同年8月至1984年10月潜山胜11、胜10井也先后投入试采，平均单井日油150 t，水性分析均不含地层水。1988年-1990年，从南到北胜11、胜3井、胜10井先后见水，水性为地层水，含水快速上升(见图2)。

胜西低潜山在东胜堡潜山的西侧，为具有强非均质性的变质岩裂缝型油藏，2008年后在精细预测裂缝分布规律基础上先后部署实施了胜601、胜21-H1、胜601-H505、沈311、沈630-H1220、沈630-H1426等滚动探井，均获高产工业油流，投产初期均不含地层水。2011年成功在该区上报2 470×104t探明石油地质储量，目前共实施井位31口，日产油437 t，综合含水28.54%。该区油井经过一段时间的无水采油期后，区块南部的沈311、沈630-H1220、沈630-H1426井最先见地层水，随着边水向北推进，目前另外5口井已先后见地层水(沈630-H1521、沈630-H1527、沈630-H921、沈630-H210、沈630-H307)，平面上看8口井均位于区块南端和东胜堡大断层附近，见水时间由南向北，由区块边部向主体部位推进。

图2 胜10、胜3、胜11井阶段含水变化

上述例子说明，东胜堡潜山和胜西低潜山在勘探开发初期试油均不含水或低含水，均有一定的无水采油期，而一旦见水后含水迅速上升。平面上看，东胜堡潜山和胜西潜山地层水分布以荣胜堡洼陷为中心，沿着东胜堡大断裂附近优势裂缝发育条带由南向北推进。

2.2 边水推进模式特点

(1)边水推进具有优势运移通道。全凹陷变质岩潜山地层水以荣胜堡洼陷为中心向四周推进，但并非均匀向四周扩散，而是具有一定的优势运移方向，沿着优势裂缝发育条带向前推进。如在静安堡构造带，边水沿着东胜堡大断层附近大裂缝逐渐向东胜堡潜山和胜西低潜山储层内部推进，在法哈牛构造带，边水沿着法哈牛构造带与静安堡构造带的结合部位向北推进。

(2)边水推进能量由南向北逐渐减弱。地层水沿着优势运移通道向前推进能量不断减弱，在紧邻荣胜堡洼陷的东胜堡潜山和胜西低潜山等，油井投产后，地层压力系数高，地层水能量强，油井产量高，频现百吨井，但一旦油井见地层水后含水快速上升，边水快速向前推进。远离荣胜堡洼陷的边-曹台潜山、安1-安97、静52等潜山油藏，大部分油井产量不高，百吨井罕见，地层压力系数较南部低，区块地层水能量弱，仅部分油井含地层水，含水上升较南部慢，稳产时间相对长，边水推进速度慢。

(3)边水推进深度由低到高，由区块边部向储层主体部位推进。从整个变质岩潜山油气成藏规律、温度压力测试、原油物性分析及动、静态资料分析来看，全凹陷变质岩潜山油藏整体上具有相似的压力系统。在勘探初期，仅发现一些中-高潜山油藏，经过长期的试采，中-高潜山内幕压力系数不断降低，全凹陷变质岩压力系统存在压力差，导致地层水以荣胜堡为中心，沿着优势运移通道由低-高潜山推进，由区块边部向储量主体部位推进。

3 变质岩潜山成藏组合与勘探开发实践

大民屯变质岩潜山在经历漫长的风化、剥蚀和强烈的构造运动力下，形成如今的“三凹一隆”的构造格局和多种变质岩岩性的复杂空间组合。从整体上看，变质岩潜山的地层水分布具有有一定的规律性，紧邻荣胜堡洼陷的东胜堡潜山、胜西低潜山、法哈牛潜山等具有较强的地层水活动，在油层之下为水层，而在远离荣胜堡洼陷的安1-安97、边-曹台等高潜山，多期强烈的构造活动形成潜山内幕多套裂缝网络层，在含油底界边水活动弱，储层内部形成多套含油层。从局部来看，在不同区块、不同岩性、不同部位等经历的风化、剥蚀、构造作用力不同，以及后期岩脉的穿插等，导致油水分布关系在复杂储集空间中的特殊性，多年的勘探开发探索出了干层之下找油层，水层周边找油层的勘探思路，实现了潜山“纵向无底界、横向无边界”的勘探设想[4]。根据油水分布关系与储集层空间展布的组合特征，例举了四类大民屯凹陷变质岩潜山较为典型的成藏类型，即上油下油型、上油下水型、上干下油型、低油高水型。

3.1 上油下油型

边台潜山构造上位于大民屯凹陷边台-法哈牛构造带北部，呈东高西低、北高南低的形态，为一个向东北方向翘起的斜坡。储层以混合花岗岩、黑云母斜长片麻岩为主，储集空间以微裂缝为主，平均孔隙度3.7%，平均渗透率4.87×10-3μm2。油藏埋深1 100～2 520 m，油藏类型为上油下油型的裂缝网络层油藏。

勘探开发初期认为边台潜山油藏为弱底水裂缝型块状油藏，根据这一认识，采用底部注水、上部采油的注水开发模式，但注水基本不见效，开发效果较差，采出程度均不足10%。2007年后，通过试油、试采、测井资料对比发现,边台潜山内幕具有平面上分区、纵向上分段的多套裂缝网络层发育,在潜山内幕非“优势岩性”发育层段为内幕隔层[5]，对边38-25井进行分层测试结果表面，上层压力系数为1.042，下层压力系数为0.834，上下两层压力系数相差较大，说明了该潜山内幕的油藏并不是一个统一的压力系统，进而验证了潜山内幕隔层的存在。

边台潜山上油下油型潜山裂缝网络层的发现，打破了原变质岩潜山块状油藏的认识，验证了潜山内幕多套裂缝网络层的存在，指导了边台潜山内幕裂缝网络层的精细划分，创建了边台潜山“三分一整体、纵叠平错、平直组合”的平面径向驱和垂向重力驱共效的立体开发模式。运用这一模式，破解了该区低渗透潜山油藏高效开发和稳产难题，实现重力驱动最优化和裂缝穿透最大化。使区块日产油由实施前的42 t上升到了目前的263 t，采用速度由0.2%上升到了目前的1.22%，实现了潜山792×104t难采储量的有效动用。启示我们在具有相似成藏条件的边台潜山周边及曹台潜山深层裂缝网络层的存在。2007年优选曹602井在2 327.5～2 381.5 m和2 260.0～ 2200.0 m井段试油分别获得工业油流，从而验证了曹台潜山多套裂缝网络层的推断，拉开了边-曹台潜山深层勘探的序幕，2012年，在边-曹台潜山实施复杂结构井10口，均获得工业油流，新增探明石油地质储量2677.41×104t。

3.2 上油下水型

东胜堡潜山构造上位于大民屯凹陷静安堡构造南部，紧邻荣胜堡凹陷，为一受西侧大断层控制的西陡东缓单面山，储层以浅粒岩、混合花岗岩为主，储集空间以构造裂缝为主，平均孔隙度3.53%，平均渗透率98.7×10-3μm2[6-7]。油藏埋深2 600～3 080 m，油藏类型为上油下水型的强边水推进型油藏。

东胜堡潜山1986年区块全面投入开发，到年底已投产油井12口，自喷生产7口井，日产液1 089 t，日产油982 t，综合含水14.2%。同年10月区块先后有6口井见水，2口井水淹，水性分析为地层水，说明该潜山边水比较活跃。针对该区上油下水型强边水推进型油藏，在注水稳产阶段适当增加加密调整井，降低单井产量和生产压差来减小水椎高度，有效地延长了无水采油期和控制了含水上升速度。在开发后期,水窜和边水锥进问题比较突出,部分油井水锥顶达到了潜山面,油水界面复杂,剩余油分布规律认识不清,堵水困难,常规的不稳定注水、周期注水效果不明显,油藏开发效果差。为此,在东胜堡潜山开展异步注采技术研究,日注水500 m3,使该油藏南部井区日产油由21.8 t提高到了42.5 t,取得了较好的注采效果。

东胜堡上油下水型的强边水推进型油藏的勘探开发实践，对同类油藏的勘探开发具有指导意义。针对胜西低潜山油藏裂缝非均质性强的边水油藏开发难题，借鉴东胜堡潜山的开发经验，2012年在精细认识潜山构造、内幕岩性、裂缝展布和边水推进规律基础上，进行剩余油分布规律的研究，找准下步挖潜方向及潜力，并对现有的井网适应性及开发方式进行评价，按照一井一策的原则进行油藏开发部署，并进行经济评价及开发方案的优选，以求实现油藏开发的产量、效益的最大化。

3.3 上干下油型

沈288潜山构造上位于大民屯凹陷前进断裂构造带，呈北东向展布，为一个受西侧前进断层控制而形成的断裂鼻状构造，储层以混合花岗岩、片麻岩为主，储集空间以微裂缝为主，平均孔隙度4.1%，渗透率一般小于1×10-3μm2。油藏埋深3 350～3 793 m，油藏类型为上干下油型的潜山内幕油藏。

勘探初期，在“风化壳成藏”理论指导之下，先期钻探的沈34井和沈166井均揭露潜山不到80 m而提前完钻，勘探一度停滞。2005年后，在“低潜山成藏模式”和“潜山内幕成藏模式”思想指导下，2007年部署实施的沈288、沈289井在钻遇潜山面下暗色矿物较发育的致密带后，均在潜山面200 m下“优势岩性”内见到较好油气显示，试油先后获得工业油流并投入生产，其中沈289井投产后获得百吨工业油流，目前累计产油突破2.4×104t[8]。

沈288块上干下油型潜山内幕油藏的发现，打破了原潜山“风化壳成藏”理论，验证了“潜山内幕成藏模式”，拓宽了变质岩潜山勘探领域。启示我们在大民屯凹陷其它变质岩潜山的深层的较大勘探潜力。如韩三家子潜山带，该潜山隆起幅度大，紧邻荣胜堡生油洼陷、断裂发育，具有很好侧向供油窗口，潜山较强的非均质性和晚期的侵入体使潜山内幕隔层存在，说明了该潜山具有很好的内幕成藏条件，而已完钻井以见到了良好的油气显示，但由于揭开潜山太浅，最深为306 m，平均为209 m，勘探一直未取得突破，如对其深层展开精细评价研究，该潜山深层将可能有较大突破。

3.4 低油高水型

哈20潜山构造上位于辽河坳陷大民屯凹陷法哈牛-边台断阶带中段,是一个受东西两条边界逆断层所挟持，并被多条次一级断层分割而形成的断块山。储层以混合花岗岩为主，储集空间以微裂缝为主，平均孔隙度4.6%，渗透率小于1×10-3μm2。油藏埋深2 860～3 250 m，油藏类型为低油高水型裂缝油藏。

哈20潜山临近荣胜堡洼陷,多期断裂沟通潜山与烃源岩,使该潜山具有较好的油源条件[9-10]。该潜山北部高潜山断块已经完钻了沈256井, 试油显示为水层,由于该井处于高部位而且出水,因此一直以来认为哈20区块无勘探潜力。2007年在潜山“山高水高，山低水低”认识下，对哈20潜山展开精细评价研究,发现在沈256井与哈20块之间的小断层具有封堵性,而且从地震反射波形特征分析来看,两个区块间的裂缝发育程度不同。经过细致论证后在该区实施探井哈20井,该井潜山段投产后自喷生产，初期日产油达到71 t,目前累产油达5.45×104t，从而发现了哈20潜山。

哈20潜山低油高水型油藏的发现，论证了潜山并无“统一的油水界面”的认识。由于变质岩潜山岩性的多样性，不同岩性、不同部位等经历的风化、剥蚀、构造作用力不同，以及后期岩脉的穿插及断层封堵等，油水分布关系的空间展布具有复杂性。该潜山勘探从“山重水复”到“柳暗花明”，让人们再次看到解放思想的重要性。要实现勘探开发的新突破，关键要冲破思想上的“禁区”，开拓未曾涉及的“盲区”，探索望而却步的“难区”，唯有如此，才能让我们重新找到勘探新路。低油高水成藏类型的发现拓展了潜山的勘探领域，启示我们，由于断层的封堵性，在其它高潜山的低台阶带也将具有较大的勘探潜力。

4 结论

(1)从全凹陷变质岩潜山来研究，地层水分布具有一定的规律性，整体上看以荣盛堡洼陷为中心，并随着开发区块能量递减，地层水以边水推进的模式沿着优势裂缝发育条带运移，随着能量的减弱，到凹陷北部，基本没有地层水。

(2)从全凹陷变质岩潜山来看，边水推进模式下的成藏类型具有多样性，紧邻荣胜堡凹陷的东胜堡潜山、胜西低潜山、法哈牛潜山等具有较强的边水活动，为上油下水型的强边水推进型油藏，而在凹陷北部的安1-安97、边-曹台高潜山，多期强力的构造活动形成潜山内幕多套裂缝网络层，油藏底部边水活动较弱，为上油下油型的裂缝网络层油藏。而从局部来看，边水推进受复杂的构造、岩性、裂缝强非均质性等因素影响，成藏类型具有特殊性，多年的勘探开发探索出了干层之下找油层和水层周边找油藏的勘探思路，实现了潜山“纵向无底界、横向无边界”的勘探设想。

(3)变质岩潜山油水分布与成藏类型新认识，在十二五期间，指导大民屯凹陷迎来了第三次储量发现的高峰，为辽河油田增储稳产做出了重大贡献。

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