伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度倾斜油水界面成因探讨

杜 洋，衣英杰，辛 军，陈 杰，崔 燚，童明胜，欧阳诚，王维斌

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610051； 2.川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，成都 610000；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 4.中油国际 伊拉克分公司，迪拜 999041)

伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度倾斜油水界面成因探讨

杜 洋1,2，衣英杰3，辛 军2，陈 杰2，崔 燚4，童明胜2，欧阳诚2，王维斌2

(1.西南石油大学 地球科学与技术学院，成都 610051； 2.川庆钻探工程公司 地质勘探开发研究院，成都 610000；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083； 4.中油国际 伊拉克分公司，迪拜 999041)

针对伊朗SA油田上白垩统Sarvak油藏所具有的大幅倾斜油水界面异常油藏特征，对其成因进行探讨。对可能造成油水界面倾斜的水动力和储层非均质性进行的分析表明，两者均不是造成该现象的原因。在调研区域构造背景基础上，运用地震层拉平技术对油田不同时期古构造圈闭进行恢复，综合各成藏要素特征分析，认为扎格罗斯构造运动导致的圈闭超晚期调整为本区油水界面倾斜主要原因。古新世晚期SA油田Sarvak层即形成北高南低、与现今构造形态相反的古背斜圈闭油藏；新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生二次改变，南部原古构造低点以“翘翘板”方式大幅度向上抬起，形成新的次生圈闭，演变为现今两构造高点，南高北低构造形态。圈闭条件的改变打破了原古油藏动力平衡，导致烃类流体向南部次生高点圈闭的二次运移调整，直到目前仍处于调整过程中。现今大幅倾斜油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征，油藏为非稳态油藏。

油水界面；水动力；储层非均质性；构造演化；非稳态油藏；Sarvak油藏；伊朗

伊朗南Azadegan油田(以下简称SA油田)位于伊朗西南部两伊边界，Dezful海湾油气富集区西侧，为目前世界上储量最大油田之一[1](图1a)。油田主力层为中白垩统Sarvak层(以下简称S层或S油藏)，前期勘探表明该油藏具大幅向上倾斜抬高油水界面，单井最大高差可达近300 m。这类现象并非个例，在扎格罗斯山前盆地至阿拉伯地台过渡带内，诸如Yada油田[2](图1a)以及伊拉克境内的Majoon，Missan油田均具类似现象。目前国内外对中东地区油田这类倾斜界面成因尚没有明确的解释，对其争论也较多，断层、水动力、储层非均质性[3-9]等均可能导致油水界面倾斜。倾斜油水界面成因及其分布认识直接影响到油田储量计算、井位部署、井网井型选择及测试层段确定等问题。本研究基于现有动静态资料，结合区域沉积背景及构造演化史，对可能造成倾斜油水界面的因素进行分析探讨，明确倾斜油水界面成因机制，为指导油田下步开发部署提供依据，也为将来我国在中东地区开展的油气合作区块评价提供重要参考。

1 地质简况

1.1 构造特征

SA油田构造上位于伊朗西部扎格罗斯逆掩断裂带西南部，山前盆地与阿拉伯地台斜坡的过渡带区域，地理上位于伊朗西南部库泽斯坦省Ahwaz-Abadan区域(图1a)。油田区域主要发育2类构造圈闭，一为北西—南东向扎格罗斯走向构造圈闭(图1a蓝色油田圈闭)，另一类为南—北阿拉伯走向构造圈闭(图1a红色油田圈闭)[10-13]。SA油田整体为一大的南北向长轴背斜，长约60 km，宽约20 km；分为南、北2个相对构造高点，南部较北部要高；西翼较陡，东翼相对较缓；局部区域发育西北—东南走向断层，断距较小(图1b)。

1.2 储层特征

油田共发育中—下白垩统4套含油层系，S层计算储量占总储量的91.8%，为主力开发层。该层为一套浅海缓斜坡陆架碳酸盐岩沉积[10,14-15]，岩相为富含各类生屑(厚壳蛤，珊瑚，底栖有孔虫类等)颗粒灰岩、泥粒灰岩及粒泥灰岩。据沉积旋回将其划分为12个小层，油层主要为上部S-3、S-4、S-5、S-6、S-8五个小层，其余多为隔夹层或水层。S-3小层平均孔隙度17.7%，渗透率45.5×10-3μm2，为中孔中渗储层；S-4，5，6三小层储层特征相似，平均孔隙度10.8%，渗透率9.8×10-3μm2，为中孔低渗储层；S-8小层平均孔隙度17.1%，渗透率11.7×10-3μm2，为中孔低渗储层。由此可见，储层具有较强垂向非均质性，S-3小层物性明显优于下部小层。平面上，S-3小层分布稳定，连通性好；S-4，5，6三小层在中部鞍部区域发育较好，南、北2个高点较差，非均质性强；S-8油层由于油水界面倾斜仅在北部高点区域分布(图2，3)。

1.3 油藏特征

目前存在三维地震预测、压汞分析、RFT压力测试及测井解释等多种方法可对油水界面进行判定。研究区S油藏具有地层水矿化度高、水层视电阻率低特征，通过测井解释能够较好区分油水层，结合RFT压力测试及试油资料可准确地确定单井油水界面。油藏剖面显示S油藏油水界面在构造主轴南北向上具有大幅向上倾斜抬升特征，自北向南由下部S-8抬升至南部S-4小层。目前单井实钻最大相对高差可达近300 m(图3)。

图1 伊朗扎格罗斯前陆盆地SA油田地理平面位置(a)及Sarvak层顶面构造(b)

图2 伊朗SA油田Sarvak层上部地层综合剖面

图3 伊朗SA油田Sarvak油藏南北向剖面

2 倾斜油水界面可能原因分析

前人研究成果表明，水动力驱动或储层非均质性所造成的毛管压力差异是造成油水界面倾斜的常见原因[3-9]。本次研究充分利用已有动静态资料，对这2种可能导致油水界面倾斜的因素进行分析。

2.1 水动力

在油藏不受外界因素影响呈理想状态时，油水界面应为深度相同的水平界面。而在水动力驱动差异导致油水界面倾斜情况下，其界面抬升高度由水动力所产生的水压所决定，水压越大，抬升油柱高度越大，界面越高。因此，在相同深度的水层内，不同区域水压差异将导致地层压力的不同，在地层压力曲线上应表现为明显的梯度变化特征(图4a)。

运用SA油田位于不同区域的4口井(平面分布位置见图1b)RFT地层测试压力资料对工区水层压力深度关系进行研究，所取样品点均位于各井解释油水界面以下水层内。最北的AZN-5井(油水界面：-2 990 m)和最南的AZN-6井(油水界面：-2 730 m)，两者油水界面高差为260 m。4口井的压力梯度图版显示，不同区域内各井水层地压梯度曲线正相关性好，压力梯度线斜率基本一致，无异常压力及压力梯度现象的存在，不具备水动力驱动导致油水界面差异的特征(图4b)。

同时，在水动力差异导致油水界面倾斜情况下，注入水水体能量由界面高部位向低部位逐渐减弱。油水界面高部位的强能量区域水体交换越频繁，当低浓度注入水长期侵入并冲刷高浓度沉积原生滞留水时，会使地层水的Na+，K+等阳离子浓度下降，而HCO3-离子浓度升高，与低油水界面附近的地层水相比其化学性质具有明显差异[4]。对工区北部AZN-5井(油水界面：-2 990 m)和南部AZN-4井(油水界面：-2 797 m)的地层水资料分析对比表明(表1)：2口井地层水矿化度均较高，各类离子含量分布近似，均为CaCl2地层水，为深部密闭环境下的沉积成因水，表明油藏下部水层内水体能量弱，交换少。也说明水动力不是导致本区油水界面倾斜的主要原因。

图4 水动力控藏示意(a)和A油田测试井 水层地层压力梯度(b)

2.2 储层非均质性

储层非均质性所造成的毛细管压力差异也可能是导致倾斜油水界面原因。本研究利用岩心分析化验成果和参考文献[3]内毛—浮压力平衡方程对微观孔喉结构差异可能造成的界面高差进行计算，验证其是否为本区倾斜油水界面成因。对研究区中部AZN-2井(油水界面：-2 833 m)及北部AZN-5井(油水界面：-2 990 m)2口取心井进行计算，两者油水界面深度相差157 m。根据岩心分析资料及油藏工程研究成果所获参数，计算毛管压力差异所能产生的最大高差为43.4 m，远小于2口井实际油水界面高差。因此储层微观非均质性所造成的毛管压力差异可能在一定范围造成油水界面小幅波动或形成长油水过渡带，但不是造成本区油水界面的大幅度倾斜的主要原因。

表1 伊朗SA油田Sarvak油藏地层水分析

3 构造演化与油藏调整

近年来随着对塔里木盆地部分油田开发认识及研究的深入，国内部分学者提出了非稳态油藏理论及概念[5-9,16]，不同于常规油藏，非稳态油藏为一种受构造运动主控，油气处于调整过程中的相对动态平衡油藏，主要特点为在相互连通的储层内油水倒置或油水界面大幅度倾斜，含油面积大于圈闭面积，油气调整方向控制含油饱和度平面分布等[10]。S油藏基本具备上述特征，因此本文针对本区构造演化与油气成藏之间关系开展研究，以进一步确定倾斜油水界面成因。

3.1 构造演化过程

区域构造研究成果表明[12-15,17-22]：晚二叠世沿扎格罗斯带出现海底扩张，形成新特堤斯洋，并导致了伊朗板块和阿拉伯板块的分离。研究区位于阿拉伯板块。至白垩纪末期，SA油田所处的阿拉伯板块一直处于“孤岛”状态。白垩纪中期S层沉积完成。地震平衡剖面显示在古近纪古新世之前，S层厚度变化不大，沉积稳定，原始古地貌平坦，局部具有微幅构造(图5a)。新生代之后随板块向北漂移，阿拉伯板块进入活动大陆边缘发育阶段，两期主要构造运动对油田圈闭形成演化具有重要影响。

第一期，白垩纪末期，阿尔卑斯构造运动：中白垩世时期阿拉伯板块向伊朗板块的俯冲导致新特提斯洋收缩，形成区域活跃挤压构造背景[12,15,22]。在此影响下，深部地层早期断层发生“再活化”并导致下部盐层拱起流动，形成大量之前所述的南北向前扎格罗斯(阿拉伯走向)构造[10,22]。此时S层演变为北高南低南北向背斜，并在地质历史长期保持相对稳定，与现今南高北低的构造形态正好相反(图5b，c)。

第二期，新近纪中新世，扎格罗斯构造运动：新近纪中新世，阿拉伯板块向伊朗板块发生二次俯冲碰撞并导致扎格罗斯造山运动开始，在伊朗中部形成扎格罗斯山脉[12-15,20-22]。受本期构造运动挤压作用影响，油田原古圈闭构造规模急剧缩小，高点向东北方向转移，中南部原古地貌低点地层以“翘翘板”方式被迅速大幅抬升，超过北部构造高点，演变为现今2个构造高点，南高北低的构造格局。

图5 伊朗SA油田Sarvak层圈闭构造演化剖面

目前，该演化趋势仍在持续进行中(图5d，e)。

3.2 油藏二次调整

S层下部中—下白垩统烃源岩自古新世早期逐渐进入生烃窗开始排烃[13-14,18-19]，生成烃类流体沿断层或不整合面向S层运移并进行充注[13,14-15,21-22]，并在前述阿尔卑斯构造运动之后，扎格罗斯造山运动之前聚集形成古背斜油藏。在新近纪扎格罗斯造山运动影响下，油藏构造圈闭形态发生变化，原北部背斜受到挤压作用影响，圈闭面积变小，北部局部高点向东北部转移，中南部以“翘翘板”的方式整体抬升形成新的次生圈闭，逐渐演变为现今南高北低，两构造高点格局。古油藏圈闭条件改变打破了油藏动力平衡，油气重新发生再分配调整，向南部高点重新聚集(图6)。

油气调整过程中优先在渗透性较好的S-3小层由北向南发生指状突进，充注南部次生高点区域；下部S-4,5,6小层物性差，渗透率低，储层非均质性强，处于缓慢调整过程中。根据参考文献[23]中计算的油气达到平衡所需的运聚时间，S-3小层达到重新平衡需要1.78 Ma，S-4，S-6小层需要10.86 Ma。这个结果按照现今构造要素计算的静态平衡时间，未考虑油气二次运移和构造演化同时性及可能发育的断层和储层非均质性影响，否则这个时间应该更长。扎格罗斯造山运动对油田圈闭开始发生影响约为5.3 Ma之前，在此之后，油田圈闭在短时间内依照此前所述趋势发生剧烈变化。

因此，目前S油藏在南部次生高点圈闭内尚未达到平衡，形成了尚未调整完毕的大幅倾斜油水界面。油藏目前正处于重新运移、聚集的非稳态调整过程中，现今油藏呈现的大幅度倾斜油水界面为尚未调整完毕的状态。根据实钻资料，北部高点西翼因处于古构造高点，仍然保留了较低的古油水界面，油柱高度明显大于东翼区域。在下部地层物性较好的Kazhidumi和Gadwan砂岩油藏中，发现了大量的含沥青砂岩，从侧面证实该区域发生过油藏二次调整。

图6 伊朗SA油田Sarvak油藏演化示意

3.3 有利勘探区

按照目前国内学者对非稳态油藏的划分，将由于圈闭形态发生变化而导致油气较大规模调整的古油藏称为后油藏，处于调整过程中的油气称为次生前油藏，在新圈闭中聚集成藏达到相对稳态以后称为次生油藏[16]。对S油藏而言，最有利勘探区为北部构造高点区域的滞留后油藏，且处于原古构造高点的西部优于东部区域。中部至南部构造高点区域油气正处于调整过程当中，为次生前油藏，南部构造高点有利开发层仅为S-3小层，下部地层物性较好的砂岩油藏可能在南部构造高点形成次生油藏，具有较大潜力。

4 结论

伊朗SA油田下白垩统Sarvak油藏所具有的大幅度倾斜抬升油水界面特征为强烈扎格罗斯构造运动所导致油藏圈闭在超晚期二次调整，并同时引发的油气二次调整且尚未调整完毕的状态显示，目前Sarvak油藏仍处于由北部原古油藏向南部新的次生圈闭非稳态运移调整过程中，为非稳态油藏。有利勘探区为原古油藏圈闭即现今北部构造高点中西部，南部构造高点有利开发层系为S-3层。

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(编辑 黄 娟)

Genesis of large-amplitude tilting oil-water contact in Sarvak Formation in South Azadegan Oilfield, Iran

Du Yang1,2, Yi Yingjie3, Xin Jun2, Chen Jie2, Cui Yi4, Tong Mingsheng2, Ouyang Cheng2, Wang Weibing2

(1.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610051,China;2.GeologyandExplorationResearchInstituteofCCDC,CNPC,Chengdu,Sichuan610500,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;4.IraqBranchCompany,CNPC,Dubai999041,UAE)

The Sarvak reservoir of the South Azadegan Oilfield in Iran is a thick, block-like limestone reservoir of slack shelf sea deposition. The oil-water contact (OWC) of the reservoir is characterized as a large-amplitude one tilting from north to south. Hydrodynamic force and reservoir heterogeneity were studied, indicating that neither of which were the causes for the tilted OWC of the Sarvak reservoir. By investigating the evolution of areal tectonic setting, utilizing a formation flattening technique to recover the paleo-structure of different geologic stages, and combining with accumulation factor analysis, it was determined that the adjustment of traps after the Zagros orogeny led to the tilted oil-water contact. A paleo-trap which decreased from north to south (reversed from the present situations) formed in the Sarvak Formation in the SA Oilfield after the late Paleocene. The Zagros orogeny during the Neogene caused the adjustment of the trap, and the former low point in the south uplifted significantly and gave birth to a new secondary trap. As a result, the present tectonic setting with two high points (higher in the north and lower in the south) was formed. The balance in the paleo-trap was broken, and hydrocarbon migrated to the secondary trap in the south and was still adjusting now. The large-amplitude tilting oil-water contact showed that the paleo-reservoir was still adjusting and unstable.

oil-water contact; hydrodynamic force; reservoir heterogeneity; tectonic evolution; unsTable reservoir; Sarvak Formation; Iran

1001-6112(2015)02-0187-07

10.11781/sysydz201502187

2013-11-28；

2015-01-04。

杜洋 (1984—)，男，工程师，博士，从事中东地区碳酸盐岩储层地质及油气成藏及致密油气藏研究。E-mail：157762166@qq.com。

中国石油天然气集团公司重大科技专项“中东地区碳酸盐岩油藏整体优化部署及提高采收率技术研究与应用”(11.2011E-2501.X.01)资助。

TE122.3

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