蠡县斜坡高106井区尾砂岩段油水倒置成因分析

2014-05-10王剑波

石油化工应用 2014年4期

王剑波，罗静，倪帅

（西南石油大学资源与环境学院，四川成都 610500）

我国东部油气田基本上为陆相沉积环境，其横、纵向地质条件变化快、非均质性较强、储层物性较差等特点。根据传统的油气成藏理论可知，油水界面因重力分异作用往往保持水平并且具有上油下水的分层特征。但随着更多的低渗透油气藏的发现和开发，油藏无统一的油水界面，甚至在砂体的高部位含水而低部位含油的油水倒置现象越来越普片。如鄂尔多斯盆地中生界的延长组和延安组岩性油藏[1]、渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系油藏[2]以及南襄盆地泌阳凹陷第三系核桃园组的断层圈闭油藏[3]等。本文以蠡县斜坡高106井区油藏为例对这些问题进行探讨。

1 研究区地质概况

高106井区位于蠡县斜坡向东南倾覆的高阳鼻状构造的脊部，北为高阳大断层。它是高阳油田的一个组成部分，面积约为12 km2，沙一下亚段尾砂岩段为主要储层段，是在早期断陷抬升、剥蚀夷平的背景上接受沉积的一套辫状河流三角洲相沉积，与下伏沙二段地层呈平行不整合接触关系。经过岩心观察，根据岩性、测井、沉积构造等特征以及前人的研究，区内储层的主要微相类型是河床滞留沉积、水下分流河道和河口坝。尾砂岩段自下而上分为S1w3、S1w2、S1w1（见图1）。

图1 尾砂岩段沉积层序（高106井）

2 油水分布特征

试油和试采结果显示高106井区的油气分布在平面和剖面上具有不均一性的特征。平面上，除S1w2段较高部位发育的一套在水下分流河道的岩性油藏外，其它构造高部位为水层或含油性较差而低部位为油层；纵向上，油气主要赋存于沙一下尾砂岩段的S1w2、S1w3段砂组，该段地层地形平缓，砂体发育，连片叠置，油水关系复杂且天然能量较低（见图2）。

S1w1砂组的储层厚度3.5~6 m，在构造低部位的高106井为含油水层，而构造高部位的高109井、高34井和高30井位水层。S1w2砂组的储层厚度3.5~5 m，高106井为油层，而沿上倾方向的高109井位油水同层，该油水倒置特征清楚，属于典型的油水倒置型油藏[4]。同一层位的高34井为油层，该油层厚度达10 m，显然与高106井和高109井不属于同一套砂体，因此为典型的砂岩透镜体油藏。S1w3砂组的储层厚度约5 m，含有两套油层，在高106井和高109井油藏类型与S1w2砂组类似。

3 油水倒置成因

高106井区尾砂岩段油藏构造简单，除北部的高阳大断层外无其它断层，因此井与井之间的构造遮挡原上倾方向不发育。在对该油藏的地质特征及岩心的观察和样品的物性分析，发现油水倒置主要是因为同一套储层间的物性差异大、构造坡度较缓导致高密度、高粘度的未熟-低熟油[5]水置换不够充分，油水界面不明显。

3.1 构造坡度缓

高106井、高109井之间水平距离为775 m，但是地层倾角仅0.7°左右。而在油水分异正常的高9井-高106井的地层倾角大于4°。油气在倾斜地层运移动力的大小与地层的倾角大小有关，为净浮力沿地层上倾方向的分量。当浮力为定值时，如果地层倾角越大，则油气顺层运移的动力也就越大（见图3）；相反如果地层倾角较小，则油气沿地层运移的动力也就越小，导致油水置换不够充分。

图2 高106井区油藏剖面图

图3 地层倾角与顺层运移动力大小的关系

3.2 同一储层的物性差异

储集层一般是在水中沉积并被水所充满的，因此储集层一般是亲水的。油气在储层中运移时毛细管力一般起到阻力的作用。油气所受的毛细管力与吼道的大小成反比，因此油气进入小吼道中的概率明显低于较大的吼道。

单砂体的上倾方向，泥质含量较高且由于成岩作用的差异性，储层空隙结构较为复杂，渗透率降低，毛细管阻力变大，导致油驱水的阻力变大，油驱水效率降低。图2为高106井和高109井尾砂岩段S1w2和S1w3段三组上倾尖灭砂体中油水分布示意图。钻遇该砂体的两口井中砂体的各项参数和含油性（见表1）。据该参数反映砂体的上倾方向上，岩石的空隙度和渗透率明显降低，属于低渗透砂体[6]，该砂体中油水分布受砂体的物性控制且地层倾角缓，油水置换不够充分，在砂体高部位为油水同层而低部位含油，油水明显倒置。

3.3 沉积微相差异

油水分布受到沉积微相的控制，其表现在储层成岩作用具有差异性[7]。在不同沉积微相发育的储层其原始特征也不同，虽然成岩环境基本相同，但储层的物性会有所差异，从而影响油水分布。

河口砂坝位于分支河道的河口处，其沉积速率最高。湖水的冲洗和簸选作用，使泥质沉积物被带走，较粗的砂质沉积物会被保存下来，因而河口砂坝沉积物主要由分好，质纯净的细砂和粉砂组成，原始孔、喉较发育，物性较好；水下分支河道微相沉积物相对较粗，但杂基含量较高，因此原始物性相对较差；河床滞留沉积分选最差、杂基含量高，其原始物性最差。对沙一下亚段岩性特征研究发现，该亚段是在早期断陷抬升、剥蚀夷平的背景上接受沉积的，该期是断陷湖盆的第二扩展期，也是饶阳凹陷最大的一次成湖期，尾砂岩段是湖侵背景下形成的辫状河三角洲前缘亚相。S1w1段以河口沙坝微相占绝对优势；相比之下，下伏的S1w2和S1w3段河口沙坝微相要少得多，而水下分流河道和河床滞留沉积微相所占比例有所提高，因此，S1w1段砂组的原始孔、渗性均优于S1w2和S1w3砂组。由于尾砂岩段总厚度约50 m，因此各组段的成岩环境和成岩条件大致相同。经岩石物性分析S1w1段储层孔隙度为15.7%~18.9%，渗透率为（31.5~81.8）×10-3μm2，S1w2和S1w3段储层孔隙度为11.4%~18.5%，渗透率为（1.3~30.5）×10-3μm2，因此 S1w1段储层物性均好于下伏地层，不具有成岩遮挡条件且沿上倾方向无断层遮挡，油气基本上无法聚集，只起到油气运移通道的作用，沿此通道运移的油气只可能会在构造高部位的有效圈闭中或者断层的遮挡才能聚集成藏，比如油气被北边高阳大断层包裹和遮挡，使其呈长条状紧贴着高阳断层连片分布[8]。