玛湖凹陷玛湖1井区泡点压力变化规律

韩宝　骆飞飞　王志维　李丹杨　景文龙　程玉龙　李爱芬

摘要：瑪湖1区块是位于玛湖凹陷南斜坡带的岩性砂砾岩未饱和油藏，泡点压力随深度变化无规律，无法用现有理论解释，影响了油藏的正常设计及开发。通过分析玛湖凹陷构造运动及油藏成因，分析玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律的根本原因；测试常规油藏（储层中各处油气性质相同）泡点压力随深度的变化，提出玛湖1井区泡点压力随深度变化无规律是由于轻质油气二次成藏及油藏的非均质性造成的；提出确定泡点压力的运移阻力法。结果表明：玛湖凹陷有两次时间间隔较大的成藏时期，且第二次成藏时油品的性质优于第一次；玛湖1井区饱和压力、气油比随平均油气运移阻力的增加呈幂函数关系减小。

关键词：玛湖油藏； 玛湖1井区； 泡点压力； 溶解气油比； 构造运动； 运移阻力

中图分类号：TE 311 文献标志码：A

引用格式：韩宝，骆飞飞，王志维，等.玛湖凹陷玛湖1井区泡点压力变化规律［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（2）：108-114.

HAN Bao， LUO Feifei， WANG Zhiwei， et al. Variations of oil bubble point pressure in Mahu 1 well block of Mahu Depression［J］. Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science），2023，47（2）：108-114.

Variations of oil bubble point pressure in Mahu 1 well block of Mahu Depression

HAN Bao1， LUO Feifei1， WANG Zhiwei1， LI Danyang1， JING Wenlong2， CHENG Yulong2， LI Aifen2

（1.Exploration and Development Research Institute， PetroChina Xinjiang Oilfield Company， Karamay 834000， China; 2.School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum （East China）， Qingdao 266580， China）

Abstract： Mahu 1 block is a lithologic and glutenite unsaturated oil reservoir located in the south slope zone of  Mahu Depression. The relationship of its oil bubble point pressure with depth has poor regularity， which cannot be explained using the conventional models and has a great effect on the project design and development of the reservoir. In this study， the causes of the bubble pressure irregularity were investigated by analyzing the tectonic movement and the process of crude oil accumulation in Mahu Depression. The variation of bubble point pressure with depth in conventional oil reservoirs（in which oil and gas properties are assumed to be the same everywhere in the reservoir）was tested by PVT experiments， and it is proposed that a secondary accumulation of light oil and the heterogeneity of the reservoir are the main causes of the irregular change of bubble point pressure with depth. A method for determining the bubble pressure in Mahu 1 block was proposed based on oil and gas migration resistance. The results show that there were two petroleum accumulation periods with large time interval in the formation of Mahu 1 block， and the oil quality in the second accumulation period was much better than that in the first period. The saturation pressure and gas-oil ratio in Mahu 1 block decrease with the increase of average oil and gas migration resistance in a power function relationship.

Keywords： Mahu reservoir; Mahu 1 well bock; bubble point pressure; dissolved gas-oil ratio; tectonic movement; migration resistance

玛湖凹陷位于准噶尔盆地中央凹陷，面积近5 000 km2，是最富烃的凹陷［1-2］。玛湖凹陷油藏为典型砂砾岩油藏，具有致密、较强的非均质性的特点［3-4］。玛湖1井区位于玛湖凹陷南斜坡，主要目的层是百口泉组百二段（T1b2）、上乌尔禾组一段（P3w1）、下乌尔禾组三段（P2w3），均为未饱和油藏，各层的泡点压力与深度关系的规律性很差。油藏泡点压力是油藏压力下降压过程中出现第一批气泡的压力，国内油田常称之为原始饱和压力。开发过程中当油藏低于泡点压力时，原油中的气体就会分离出来，导致原油黏度增加，原油采收率降低；当气体成为连续相后，由于气体流动阻力远小于原油，导致地层能量快速衰竭，产油量迅速降低，严重影响油藏的开发效果，一般在地层压力降至泡点压力前开始注水开发，以获得最高的采收率。因此泡点压力是油田开发的重要参数，同时也是计算油藏弹性储量的主要参数。原油的泡点压力与原油的气油比、原油本身的物性（如密度、黏度等）、地层温度等有关［5-6，7-10］。一般厚度较小的油藏泡点压力为定值，厚度较大的油藏，由于油气运移过程中油气的重力分异作用以及成藏后的构造运动（地壳抬升或降低），使泡点压力随油藏埋深的变化规律比较复杂。国内外学者对油藏泡点压力的影响因素以及表征关系进行了大量的研究。郭仁炳等［11］研究发现塔里木盆地烃类泡点压力随地层温度的升高而有所增大；韩清华［12］发现东营洼陷的辛东地区泡点压力随地层深度呈斜“Z”型变化，埋深小于1 800 m与大于2 400 m时，泡点压力随埋深增加而增加；1 800～2 400 m时，泡点压力随深度的增加而减小。虽然国内外已有学者对于油藏泡点压力的影响因素有不少研究，但对泡点压力的变化机制以及理论和试验研究较欠缺。笔者以玛湖1井区作为研究区块，统计压力-体积-温度（PVT）分析各储层的泡点压力和地层压力与深度的关系，研究玛湖凹陷构造运动、成藏期次，分析泡点压力随深度分布无规律的根本原因，通过PVT高压物性测试常规油藏泡点压力随深度的变化规律，进一步说明玛湖1井区属于非常规油藏；通过油气沿垂向通源断层向倾斜油气储层的运移阻力探究泡点压力的变化规律，揭示玛湖1井区泡点压力随深度变化异常的机制并给出预测方法。

1 玛湖凹陷典型储层泡点压力变化及地质原因

1.1 玛湖1井区主力产层概况

玛湖1井区主力储层百口泉组T1b和上乌尔禾组P3w的顶部构造如图1所示。玛湖凹陷油藏构造形态整体表现为东南倾的单斜，具有西北高东南低的特点，地层倾角较小，平均3°～5°，主要发育三级断裂：第一级断裂主要为区域大断裂，控制构造格局；第二级断裂为近东西走向的走滑通源断裂（3条主要通源断层从北到南分别为大侏罗沟断裂、玛湖7井北断裂和克81井南断裂）；第三级断裂主要为近东西向走滑断裂伴生形成，断裂断距较小且延伸长度较短，对油气进行二次调整的作用。储层优势岩性以砂砾岩为主，孔隙以细孔、微孔为主，储层平均渗透率为1.88×10-3μm2，综合评价为特低孔、特低渗储层，属于发育在斜坡带、受砂体控制的岩性油藏。

从图1可以看出，含油区不是位于构造的最高部位，而是位于倾斜储层较平缓的区域，且同一储层含油区不连续，主要是由储层的致密性造成的。

1.2 玛湖1井区主力储层泡点压力变化

根据玛湖1井区各储层的PVT报告，将各井的泡点压力、地层压力与测试井油层中部深度的关系进行关联，得到如图2所示的玛湖1井区各储层泡点压力、地层压力与深度的关系。

由图2可以看出，玛湖1井区各储层泡点压力均小于地层压力，因此都属于未饱和油藏；玛湖1井区各储层原油的泡点压力随深度的变化较为复杂，泡点压力为5～28 MPa，各井点的泡点压力无规律变化，给油藏注水时机的确定带来困难，若为常规油藏，泡点压力应为定值；同一储层内地层压力随深度的变化也无规律，即属于不同的压力系统。为分析玛湖1井区泡点压力、地层压力变化无规律的地质原因，对玛湖凹陷储层的地层层序、构造运动及成藏特点进行分析。

1.3 玛湖1井区泡点压力变化无规律的地质原因

油藏泡点压力随深度的变化规律与玛湖凹陷地层层序、构造运动、成藏过程及油气运移路线相关。玛湖凹陷成藏时期的地层层序见文献［13］。主要目的层为百口泉组百二段（T1b2）、上乌尔禾组一段（P3w1）和下乌尔禾组三段（P2w3）。佳木河组、风城组、下乌尔禾组为储层油气的3套烃源岩，以风城组为主力［13］。

玛湖凹陷油气是通过两次主要的构造运动、两次油气运移形成的：①三叠世为烃源岩的主要排烃期，开始生成油气，三叠世晚期，断层活动强烈，断裂活动是大规模油气运移的主要动力，由烃源岩生成的油氣通过构造运动产生的裂缝向储层尖灭带运移［14］，玛湖凹陷开始初次成藏；②侏罗世中晚期，风城组烃源岩主要生成轻质油气，由于构造运动玛湖凹陷进行了第二次成藏［15］，高成熟油气在斜坡区储层内聚集成藏，随着晚期高成熟原油的注入，也迫使早期聚集的油气再运移［15-16］。由于玛湖低渗储层渗透性低且不均匀，致使油气运移困难，二次运移进藏的油品性质好、气油比高的油气不能均匀运移至整个油藏，造成油层内各处泡点压力不同。侏罗世晚期成藏后，盆地又发生下沉，形成白垩系与侏罗系之间的不整合面［17］。由于致密储层的非均质性，区域内各处压缩程度不同，致使各处连通性变差，同一储层内形成不同的压力系统。

2 常规未饱和油藏泡点压力随深度变化

根据气油比随深度、温度的变化曲线，论述常规油藏原油中的溶解气油比随油藏埋深的变化规律；采用玛湖1井区典型井的地层原油测试定气油比条件下泡点压力随深度的变化，以确定玛湖1井区若为常规油藏时泡点压力随深度变化曲线斜率的范围。

2.1 常规未饱和油藏泡点压力随深度变化机制

对于一般的未饱和油藏，若油气成藏过程中压力高于泡点压力、地层渗透性好，地层中各点的原油性质一致、气油比应为常数，若油层较厚，随深度增加地层温度增加，会引起原油泡点压力的变化。图3为不同温度下溶解气油比Rs随压力p的变化示意图（图3中Rsi为原始气油比，为不同油藏温度T1～T3对应的泡点压力）。温度增加，曲线下移，即原油中溶解的气量减少，当压力达到泡点压力后，气油比不随压力变化。反之，对于气油比一定的原油（图3中Rsi=C的线），随温度的增加，对应的泡点压力增加。

未饱和油藏各处流体性质均匀，各处原油的溶解气油比一定，随着埋藏深度的增加，地层温度升高，泡点压力增加。

2.2 常规未饱和油藏泡点压力变化测试

玛湖油田原始及目前地层压力均高于泡点压力，若为常规未饱和油藏，原油中的溶解气油比一定，随深度的增加，温度增加，泡点压力逐渐增加。但由于不同储层温度梯度、原油性质不同，其规律不同。采用玛湖1井区主力层位百口泉组T1b（克204、玛湖013、玛湖012井）和上乌尔禾组P3w（玛湖014、玛湖016、玛湖16和玛湖013井）典型井的原始地层油样（由一次脱气油样、原始一次脱气气油比、气体组成配制而成），测试井所在小层不同深度处的泡点压力，具体测试方法、装置和步骤见文献［5，18］。

（1）不同深度处地层温度、压力确定。玛湖1井区T1b储层温度

TT1b、P3w储层温度TP3w和原始油藏压力与深度呈线性关系［18-19］，表达式分别为

TT1b=0.022 3H+12.65，（1）

TP3w=0.022 1H+12.45，（2）

p=pi+ρog（Hi-H）/106.（3）

式中，H为埋深，m；p和pi分别为埋深H和Hi处的原始地层压力和井点压力，MPa；g为重力加速度；ρo为地层油密度，kg/m3。

（2）不同深度处泡点压力测试方法。首先确定小层的展布深度范围，由式（1）～（3）确定某一深度H处的温度、压力。测试埋深H处温度T下的泡点压力：将配制好的原始油样转移至PVT筒，恒温至温度T，恒温4 h。粗测泡点压力：将PVT筒快速降压，至压力变化缓慢时的压力即为粗测的泡点压力；通过测试压力与体积的关系，确定泡点压力。按小层深度由浅到深的次序，PVT筒温度由低到高，依次测试不同深度处的泡点压力。

（3）泡点压力随深度的变化。T1b储层、P3w储层各井的泡点压力及地层压力随埋藏深度的变化如图4所示。

图4中各井泡点压力小于原始压力，两个储层为未饱和油藏。可以看出，配制的地层油样的测试结果跟原始测试值一致，说明样品具有代表性；地层油泡点压力和地层压力均随深度的增加而增加，且呈直线关系，泡点压力随深度变化幅度较小，深度增加1 000 m，泡点压力增加约1 MPa；同一储层各井的泡点压力随深度的变化曲线不重合，说明两个储层内原油分布很不均匀，有的区域物性好气油比高，有的区域物性较差。这是由于储层致密岩性油藏特征造成的，二次运移至储层的原油无法充分混合；相比T1b储层，P3w储层各井的泡点压力与深度的关系曲线间隔较小，说明储层联通性及渗透率较好；地层压力与深度的关系曲线不是同一直线，说明处于同一储层的井属于不同的压力系统。

3 基于二次运移阻力的泡点压力变化规律

由图4看出，玛湖1井区T1b和P3w储层各井的泡点压力随深度变化的规律性较差，主要是由于各井点原油的物性不同引起的，而不是由于温度变化引起的。原油物性的不同是由于储层的致密性、倾向控制的品质好的轻质油二次进藏的运移路线不同造成的。本文中提出自裂缝的某一深度至油藏中任意位置的油气运移阻力计算方法，得到油藏中任意位置处泡点压力的确定方法。

3.1 原油向储层二次运移阻力计算方法

玛湖凹陷轻质油由烃源岩沿大侏罗沟断裂、玛湖7井北断裂和克81井南断裂等主要垂向通源断裂运移至倾斜的油层，油气运移过程中的流动阻力包括沿垂向断层的流动阻力和在储层内的流动阻力，如图5所示。

假设二次进藏原油由某水平基准面O沿断层进入储层内断层高部位B点，选取两条通路OA1B和A2B计算原油运移阻力。根据达西公式，通路OA1B中原油在垂直裂缝中（OA1）所受阻力、

原油在储层内水平方向（A1B）运移所受阻力以及

通路A2B中油气直接从断层底部与储层的交界处A2点运移至B点所受阻力分别为式中，Rf、R1和R2为原油在断层中沿垂直方向运移时所受阻力、原油在储层中沿水平方向运移时所受阻力、原油从断层底部与储层交点处运移至井点的过程中所受阻力，MPa/（cm3/s）；μo为地下原油黏度，mPa·s；Lf、L1、和L2分别为原油在断层垂直方向的运移距离、在储层内A1B段、A2B段距離，m；hf和h分别为垂直于运移方向断层长度及储层厚度，m；k和kf分别为储层和断层的渗透率，10-3 μm2；w为垂向断层平均宽度，mm。

沿不同路径向B点运移的原油的平均阻力为R=（Rf+R1）+R22。油气从断层向某井点运移的原油平均阻力越大，该点储集的轻质油越少，气油比越小，泡点压力越小。

3.2 原油向储层二次运移量与泡点压力关系实例

基于渗流阻力原理，计算二次运移的原油自某高度O处沿垂直断层向T1b2与P3w2储层各井点运移的平均阻力，绘制平均运移阻力与各井点实测泡点压力的关系。计算中所用参数：克81井南断层渗透率为1 500×10-3 μm2，宽度为20 mm；玛湖7井西断层渗透率为200×10-3 μm2，宽度为5 mm；T1b2储层渗透率为5.33×10-3 μm2，P3w2储层渗透率为8.39×10-3 μm2，取断层长度hf为1 m。渗流阻力计算结果及与泡点压力的关系如表1和图6所示。

可以发现，随着油气运移所受平均阻力的增加，泡点压力、气油比逐渐减小，呈幂函数关系，说明油气在运移过程中断层和储层的阻力是决定泡点压力、气油比的主要因素，这也解释了玛湖凹陷各储层不同井的泡点压力与深度的关系规律性较差；尽管断层的渗透率远大于储层，但沿断层移动单位长度的阻力远大于储层内单位长度的阻力，由此可以解释为什么靠近断层且位于低部位的井泡点压力、气油比高。因此可以推断油气主要通过断层与储层相交的低部位进入储层。

4 结 论

（1）实际玛湖1井区储层泡点压力随深度变化的规律性很差，主要是由于油藏是由二次成藏造成的，各处原油性质不同。第二次成藏过程中进藏的原油物性好于前期成藏的原油的物性，且气油比高；储层为低渗、非均质储层，致使二次进藏的原油分布很不均匀，是造成泡点压力随深部变化规律性差的主要原因。

（2）泡点压力、气油比与油气运移平均阻力呈很好的幂指数关系，运移阻力增加，泡点压力、气油比减小。

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（编辑 李志芬）

收稿日期：2022-07-10

基金项目：中国石油科技重大专项（ZD2019-183-008）

第一作者：韩宝（1984-），男，高级工程师，硕士，研究方向为石油地质。E-mail：hanbao@petrochina.com.cn。

通信作者：李爱芬（1962-），女，教授，博士，博士生导师，研究方向为油气渗流与开发。E-mail：aifenli@upc.edu.cn。