張雪峰，楊時(shí)雨 ，王亞玲，郭正權(quán)，李繼宏

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室；3.中國石油長慶油田分公司勘探部)

姬塬地區(qū)延長組長81地層水產(chǎn)狀與成因分析

張雪峰1，2，楊時(shí)雨3，王亞玲1，2，郭正權(quán)1，2，李繼宏1，2

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室；3.中國石油長慶油田分公司勘探部)

針對(duì)姬塬地區(qū)長81儲(chǔ)層開發(fā)過程中出現(xiàn)構(gòu)造高部位出水、低部位出油的情況，利用薄片資料、壓汞資料、地層水分析資料，結(jié)合測試成果，在對(duì)長81儲(chǔ)集層特征和地層水成因分析的基礎(chǔ)上，通過計(jì)算重力、浮力和毛細(xì)管力三力相互作用結(jié)果對(duì)地層水賦存狀態(tài)的影響，較為合理地解釋了“油水倒置”現(xiàn)象，認(rèn)為陸相沉積的多旋回性和致密砂巖儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性是形成地層水不同賦存狀態(tài)的根本所在。

鄂爾多斯盆地；姬塬地區(qū)；長81油層；地層水；油水界面

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中生界油探區(qū)的西北部，作為多層系復(fù)合含油區(qū)，勘探目標(biāo)從早期侏羅系古地貌油藏到延長組上部淺層低幅度構(gòu)造油藏，發(fā)展至現(xiàn)今延長組下部深層巖性油藏，石油勘探經(jīng)歷了多個(gè)輪次，勘探難度也隨之加大。長8儲(chǔ)層作為探區(qū)巖性油藏分布主力層，前期的研究側(cè)重于沉積體系與沉積相[1-2]、儲(chǔ)集層特征與砂體結(jié)構(gòu)[3-4]、油氣運(yùn)移成藏等[5-7]方面，而對(duì)于勘探過程中出現(xiàn)的“油水倒置”、試油出水現(xiàn)象認(rèn)為是邊底水等生產(chǎn)性問題，偏重于分析試油工藝是否得當(dāng)，而對(duì)深層次的地質(zhì)原因分析較少。本文嘗試從儲(chǔ)層的非均質(zhì)性特征入手，在分析地層水成因的基礎(chǔ)上，研究不同儲(chǔ)層條件下地層水的賦存狀態(tài)。研究認(rèn)為，宏觀上陸相沉積的致密砂巖儲(chǔ)集層，其沉積的旋回性與非均質(zhì)性，以及烴源層的供烴能力，是形成多樣的油水組合關(guān)系[8-9]和形似“油水倒置”的這種奇特油水分布的主要原因；微觀上沉積旋回、沉積微相的差異所導(dǎo)致的巖石填隙物成分的變化[10-11]、水巖作用的差異、“油包水”與“水包油”滲流機(jī)理的不同，則是其內(nèi)在的原因。抑或不適當(dāng)?shù)脑囉蛪毫压に嚕瑫?huì)使這種表象更加復(fù)雜化。

1 地質(zhì)概況

姬塬地區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部偏西北，主探區(qū)橫跨天環(huán)坳陷與伊陜斜坡2個(gè)構(gòu)造單元。天環(huán)坳陷西翼相帶窄，地層?xùn)|傾；東翼與伊陜斜坡平緩過渡，兩構(gòu)造單元沒有明顯分界線，地層呈平緩西傾大單斜，平均坡降不足1°，局部構(gòu)造不發(fā)育[6]。研究區(qū)處在延長組生烴中心，烴源條件有利，延安組、延長組的多套含油層組(自上而下，各有10套)，均有工業(yè)油藏形成，為多油層疊合含油區(qū)。長81油層組是該區(qū)延長組主力含油層組，受控于西北物源體系，沉積物供給充足，發(fā)育淺水三角洲沉積[12]，以三角洲平原沉積為主，為主力儲(chǔ)油層，目前大部分尚處開發(fā)評(píng)價(jià)階段。

2 長81儲(chǔ)層特征

2.1 巖石類型

姬塬地區(qū)長81砂體來源于西北與東北兩大沉積體，交匯處大致在定邊至高崾峴一線[13]，油藏主要分布于西北物源沉積的砂帶上，是研究的主要對(duì)象。對(duì)西北沉積體長81層252口井薄片資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)的結(jié)果表明，巖石類型主要為巖屑長石砂巖或長石巖屑砂巖，長石砂巖和巖屑砂巖的含量很少(略占1%)。在巖石的各種碎屑組份中，石英含量約占30.45 %，長石含量與巖屑含量相近略占28.2 %。巖屑成份以變質(zhì)巖巖屑(14.76 %)和巖漿巖巖屑(8.51%)為主，沉積巖巖屑含量較少僅占0.22 %；填隙物含量占13.2 %(分布區(qū)間在8.3 %～17.9 %)，成份主要為碳酸鹽礦物、高嶺石、水云母。巖石整體表現(xiàn)出剛性成份少，巖屑和黏土成份較多的特點(diǎn)。這種較低的成份熟度使其抗壓強(qiáng)度小、碎屑顆粒排列緊密，儲(chǔ)集層變得致密[14]。

砂巖粒度以中細(xì)粒為主，細(xì)粒含量72.3%，中粒含量17.8%，粉砂級(jí)含量大致占4.6%；粒度概率曲線主要為兩段式，以跳躍組分為主，斜率較大，巖性偏細(xì)，具有較高的結(jié)構(gòu)成熟度。砂巖分選性在不同沉積微相具有明顯差異性，三角洲前緣水下分流河道分選較好，標(biāo)準(zhǔn)偏差0.4～1.0，大多數(shù)為正態(tài)分布，偏度0.2～0.4；平原分流河道分選稍差，標(biāo)準(zhǔn)偏差0.78～2.26，偏度0.25～0.7?？梢?，不同沉積微相的粒度存在明顯差異，這必將會(huì)影響到儲(chǔ)層的物性與微滲流能力。

2.2 物性與孔喉特征

長81發(fā)育三期河道砂，屬湖進(jìn)背景下的退覆式沉積[12，15]。單砂體厚度3.5～19.6 m，平均厚度10 m。由于砂體離物源區(qū)較近，沉積底形較陡，河水?dāng)y砂能力強(qiáng)，因而形成了河道相對(duì)穩(wěn)定、砂體縱向疊加厚度大、平面呈網(wǎng)狀的空間分布形態(tài)。河道沉積進(jìn)入湖盆區(qū)，受湖水改造雖具漫散的條件，但席狀、朵狀的表現(xiàn)特征并不明顯。

對(duì)含油段進(jìn)行物性統(tǒng)計(jì)，平均孔隙度11.6%(7.8～13.2%)，滲透率為(0.1～4.3)×10-3μm2，平均0.81×10-3μm2，其中孔隙度大于10%占44%，滲透率大于0.5×10-3μm2占32%；屬于低滲透、特低滲透砂巖儲(chǔ)集層。

儲(chǔ)集層的孔喉特征整體表現(xiàn)出大孔細(xì)喉型和小孔細(xì)喉型。三角洲前緣主河道砂孔隙類型以殘余粒間孔、粒間溶孔為主，喉道主要表現(xiàn)為細(xì)頸型和窄片型，孔喉比較大。如H114井，其孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)具有相對(duì)較高中值孔喉半徑0.113 μm，相對(duì)較低的排驅(qū)壓力1.2318 MPa和飽和度中值壓力6.6 MPa(圖1)。河道邊部、前緣席狀砂孔隙類型以粒間溶孔和晶間微孔為主，喉道主要為管束狀、細(xì)管狀和窄片狀，孔隙較小，喉道也較小，孔喉比較低。如H117井，具有低中值孔喉半徑0.0298 μm、高排驅(qū)壓力5.16 MPa，高飽和度中值壓力24.67 MPa的特征(圖1)，表現(xiàn)出不同砂體部位具有明顯的孔喉特征差異。

3 地層水化學(xué)特征與賦存狀態(tài)

在含油氣盆地的儲(chǔ)集孔隙中，地層水是油氣運(yùn)移聚集的載體，地下水動(dòng)力條件的差異、油層水與油氣之間物質(zhì)成分的交換，必然引起化學(xué)成分的變化，因而，地層水的化學(xué)組成特征與水型分析資料，直接或間接地指示盆地流體系統(tǒng)的開放性和封閉性[16]。

圖1 不同沉積微相砂體的毛管壓力曲線

3.1 地層水化學(xué)特征

地層水的來源可分為沉積水、成巖水、結(jié)晶水和滲入水[17]。對(duì)長81段無污染的21口井地層水礦化度和化學(xué)參數(shù)的分析表明，長81地層水封閉條件較好，水文地質(zhì)穩(wěn)定，保留著原始地層水形成時(shí)的化學(xué)特征。

(1)地層水礦化度11.9～102.1 g/L，平均為32.1 g/L，屬于鹽水-鹵水型地層水，Na+、K+和Cl-高度富集是高礦化度的主要原因。較高的礦化度和CaCl2型地層水，說明油藏封閉性好，水體交換停滯。

(2)鈉氯系數(shù)(變質(zhì)系數(shù))是反映地層封閉性好壞、油田水變質(zhì)程度，地層水活動(dòng)性的重要參數(shù)[18]，比值小，反映了比較還原的水體環(huán)境，有利于油氣保存。長81鈉氯系數(shù)0.24～0.85，平均0.57，說明油藏處于原生狀態(tài)，而相對(duì)較大的數(shù)據(jù)變化區(qū)間也間接反映出地層水的分布具有分隔性。

(3)齊亞林等[19]研究表明，三角洲前緣閉流區(qū)Cl-濃度高，淺湖-半深湖的開闊水體Cl-濃度相對(duì)較低；文華國等[20]研究認(rèn)為，總礦化度的分布與沉積微相具有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。而姬塬長81典型的低孔低滲性儲(chǔ)層，在平緩地層背景下，產(chǎn)水井之間較大的礦化度差異，也應(yīng)是地層水不同的留存環(huán)境的反映，說明它們在縱向上和側(cè)向上是互不連通的。

3.2 賦存狀態(tài)

地層水在砂巖儲(chǔ)集層中的賦存狀態(tài)，主要受孔隙大小、喉道及巖石顆粒表面黏土礦物的吸附所控制。長81段試油出水井在平面上分布零散，在油藏剖面上出水層交錯(cuò)疊置，顯示出原始地層條件下地層水有著明顯不同的賦存狀態(tài)。針對(duì)長81段砂巖儲(chǔ)集層的微觀孔喉特征，依其物理含水狀態(tài)，將地層水賦存狀態(tài)劃分為吸附水、毛細(xì)管水和自由水三類。

吸附水(含微細(xì)毛管滯水)：吸附于巖石顆粒表面或儲(chǔ)存微細(xì)毛細(xì)管中，原始地層狀態(tài)下難于流動(dòng)，主要存在于致密砂巖儲(chǔ)層中。電性參數(shù)一般具有油層特征，僅在壓裂改造后產(chǎn)出少量水。

毛細(xì)管水：存在于非均質(zhì)性較強(qiáng)儲(chǔ)集層的細(xì)毛管中,主要受毛管力控制,重力作用影響小, 主要存在于河道側(cè)翼或主河道沉積旋回頂面顆粒變細(xì)層段。地層含水性在電性特征上表現(xiàn)不明顯。

自由水(局部滯留水)：存在于局部孔隙結(jié)構(gòu)與物性較好的儲(chǔ)集層，烴類充注后油水重力分異比較明顯，地層水殘留于儲(chǔ)層砂體的底部，試油時(shí)一般油水同出，產(chǎn)水量的大小與儲(chǔ)集層的可容空間和自身烴類充注的程度有關(guān)。現(xiàn)嘗試分析這三種地層水在姬塬地區(qū)長81段的地質(zhì)條件下，其賦存狀態(tài)的邊界條件。

油在含有地層水的孔隙中流動(dòng)分異主要受重力、浮力和毛細(xì)管力所控制，在原始地層狀態(tài)下，三者的合力決定了油水關(guān)系(或產(chǎn)狀)表現(xiàn)形式[21]。用公式表示：

P=hog(ρo-ρw)-2σwo×cosθwo×(1/r2-1/r1)=

P1-P2

(1)

式中：P——單位面積油向上運(yùn)移的合力，MPa；ho——油柱高度，m；ρo——地層條件下原油密度，kg/m3，姬塬長81的原油密度為0.85×103kg/m3；ρw——地層條件下地層水密度，kg/m3，姬塬長81地層水密度為1.02×103kg/m3；g——重力加速度，N/kg；σwo——油水兩相界面張力，mN/m，取油藏平均值20 mN/m；θwo—— 潤濕接觸角，為0°；r2——油柱頂部毛細(xì)管半徑，μm；r1——油柱底部毛細(xì)管半徑，μm。P1為重力與浮力的合力，因水密度大于油密度，所以始終P1>0，油運(yùn)移指向上方。P2為毛細(xì)管合力，可分為三種情況：①r2>r1，頂部毛細(xì)管半徑大于底部毛細(xì)管半徑，孔喉上粗下細(xì)，上部儲(chǔ)層的物性好于下部儲(chǔ)層的物性，形成P2<0，油向上部運(yùn)移沒有形成阻擋；②r2=r1，為分選均勻的儲(chǔ)層條件，形成P2=0，油在P1作用下繼續(xù)向上運(yùn)移；③r20，毛細(xì)管合力向下，此時(shí)只有當(dāng)P1>P2，油才具有向上分異運(yùn)移的能力，否則在P1≤P2時(shí)，上部毛細(xì)管力已能阻止油的向上運(yùn)移，形成遮擋。

現(xiàn)對(duì)第三種情況(r2

對(duì)94口井含油砂巖壓汞資料進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，砂巖喉道中值半徑分布在0.02～0.37 μm(均值0.12 μm)，在地層條件下，物性好的儲(chǔ)集層(0.37 μm)毛管壓力為0.108 MPa；物性差的儲(chǔ)集層(0.02 μm)毛管壓力為2.0 MPa；中值半徑為0.12 μm時(shí)的毛管壓力為0.33 MPa；只有當(dāng)砂巖喉道中值半徑為0.3 μm時(shí)，儲(chǔ)集層毛細(xì)管力與P1最小向上運(yùn)移力數(shù)值相一致。可見，大部分儲(chǔ)集層段，石油向上運(yùn)移難以克服儲(chǔ)集層毛細(xì)管阻力。

據(jù)此，長81地層水賦存狀態(tài)劃分大致如下：①將最小浮力與最大毛細(xì)管力的差值確定為液態(tài)石油能進(jìn)入致密儲(chǔ)層的下限，其P值為1.87 MPa，對(duì)應(yīng)喉道半徑為0.11 μm，滲透率為0.11×10-3μm2，孔隙度為8.2%，小于此下限儲(chǔ)集層的地層水歸屬為吸附水；②將最大浮力0.4 MPa所能克服毛細(xì)管力確定為形成自由水的下界，對(duì)應(yīng)喉道半徑為0.35 μm，滲透率為0.73×10-3μm2，孔隙度為12%，物性好于此界限的地層水確定為自由水；③儲(chǔ)集層物性介于兩者之間的地層水歸屬為毛細(xì)管水[21]。

按上述分類標(biāo)準(zhǔn)，統(tǒng)計(jì)長81所有出水井的賦存狀態(tài)。吸附水井17口，產(chǎn)水量0.3～9.5 m3/d，平均3.2 m3/d；毛細(xì)管水井46口，產(chǎn)水量1.0～20.2 m3/d，平均5.7 m3/d；自由水(局部滯留水)井9口，產(chǎn)水量1.3～47.5 m3/d，平均17.2 m3/d?？梢?，自由水井?dāng)?shù)量較少，毛細(xì)管水井?dāng)?shù)量多，儲(chǔ)層物性普遍偏差。

3.3 實(shí)例分析

圖2為姬塬長81段一實(shí)際油藏剖面。位于構(gòu)造高部位的C143井，砂體變薄、物性變差，試油獲1.11 t/d低產(chǎn)油和7.8 m3水；構(gòu)造位置較低的C37井，砂體較厚，物性相對(duì)較好，試油獲5.37 t/d純油；縱向上表現(xiàn)出“油水倒置”的空間形態(tài)，其內(nèi)在的原因是C143井致密砂巖滯留有難于流動(dòng)的吸附水。

姬塬地區(qū)長81儲(chǔ)集層形成于河控三角洲水下分流河道沉積，每一期河道沉積都形成一個(gè)縱橫向粒度變化的旋回。主河道物性較好，河道側(cè)翼與河水搬運(yùn)能量消竭的頂?shù)撞课镄暂^差，這樣多期河道的遷移沖蝕疊置，形成了產(chǎn)狀、形態(tài)各異的物性差異接觸面，具有了不同的微滲流循環(huán)系統(tǒng)，也就呈現(xiàn)出復(fù)雜油水界面的空間表現(xiàn)形式。這種復(fù)雜油水界面的空間表現(xiàn)并不是油水分異不遵循流體力學(xué)規(guī)律，只是多個(gè)相對(duì)獨(dú)立流體循環(huán)系統(tǒng)的交錯(cuò)疊置。這也就是為什么會(huì)出現(xiàn)“油水倒掛”油藏剖面[22-24]。

圖2 姬塬地區(qū)C150井-C106井延長組長81油藏剖面

4 油水分布研究對(duì)勘探指導(dǎo)意義

通過前面儲(chǔ)集層物性差異對(duì)地層水產(chǎn)狀影響的分析研究，可以得到以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：

(1)致密砂巖儲(chǔ)集層有著復(fù)雜的油水分布特征，邊、底水油藏并非唯一的表現(xiàn)形式。首先，油水分布受儲(chǔ)集層非均質(zhì)性(層內(nèi)韻律性與層間旋回性)和成巖致密帶的影響，構(gòu)造高部位出水、低部位出油類似“油水倒掛”的現(xiàn)象，是致密砂巖儲(chǔ)層不同微滲流系統(tǒng)的垂向表現(xiàn)，看似同一油藏的“油水關(guān)系倒置”[22]；其次，儲(chǔ)層原始沉積條件和后期物性改造決定了形成巖性油藏的類型，是以原始沉積面貌為主控因素的巖性油藏，是以成巖致密為主控因素的“物性封閉”油藏[25-26]；第三，油水層判識(shí)要考慮地層水的附存狀態(tài)，對(duì)于物性較好的厚砂體則可能存在自由水，尤其是在油充注能力較弱時(shí)發(fā)育的“油帽”油藏；而當(dāng)儲(chǔ)集層較薄物性較差且砂泥巖交互疊置時(shí)，則可能形成油、水兩相“混儲(chǔ)”狀態(tài)。

(2)油氣充注能力的強(qiáng)弱也可能影響到儲(chǔ)層的含油性。長81儲(chǔ)集層油源來源于上覆的長7烴源層，為上生下儲(chǔ)型。當(dāng)油氣生烴能力強(qiáng)、具有向下排烴的動(dòng)力條件時(shí)，則可能在儲(chǔ)層物性較好的低勢區(qū)形成純油層，而當(dāng)充注能力弱、排替不暢時(shí)，則易滯留各種賦存狀態(tài)的地層水。

(3)認(rèn)識(shí)儲(chǔ)集層物性差異對(duì)含水賦存狀態(tài)影響有助于判識(shí)測井油層和制定試油措施。單層厚砂體與多層薄砂體被水占據(jù)的孔隙的角隅和死端是不一樣的，礦物表面的潤濕性也不一樣，試油措施自然會(huì)有差別。

5 結(jié)論

陸相低滲透、特低滲透碎屑巖儲(chǔ)集層，由于沉積的多旋回性和儲(chǔ)層非均質(zhì)的“三面性”，油水空間分布具有多樣性，可能出現(xiàn)“油水倒掛”的情況，這是不同微滲透循環(huán)系統(tǒng)的疊加結(jié)果，而且非油水分異不遵循流體力學(xué)規(guī)律。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)06-0084-05

2015-06-08

張雪峰,高級(jí)工程師，1962年生，1987年畢業(yè)于長安大學(xué)地球物理勘探專業(yè)，長期從事石油地質(zhì)綜合研究工作。

國家科技重大專項(xiàng)“鄂爾多斯盆地巖性油藏富集規(guī)律與目標(biāo)評(píng)價(jià)”(2011ZX05001-004)。

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