閔飛瓊

摘 要：文章通過對準中1區(qū)塊油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，認為準中1區(qū)塊油藏高含水主要是兩點：①油源供給不足；②夾層相對封堵能力不足。

關鍵詞：低滲；高含水；成因；準中1區(qū)塊

中圖分類號：TE357.45 文獻標識碼：A 文章編號：1006-8937（2016）11-0172-02

準中1區(qū)塊位于準噶爾盆地腹部地區(qū)，構造上處于盆1 井西凹陷深洼區(qū)。其主要產(chǎn)油層系為侏羅系三工河組二段，為一套三角洲相為主體的沉積物，砂體推進過程中形成的位于構造上傾方向的致密層可以為構造一巖性復合油藏提供有效的側向封擋。砂體之間的致密隔夾層使各單砂體之間互不連通，形成彼此獨立的油藏。試油過程中發(fā)現(xiàn)，本區(qū)油氣富集規(guī)律復雜，因此為了更好的指導勘探，開展低滲儲層高含水成因研究，對低滲儲層的勘探開發(fā)具有重要的研究意義。

1 準中1區(qū)塊低滲油藏特征

1.1 油藏類型

8口完鉆探井中除沙1井百口泉組油藏試油獲得低產(chǎn)油流外，其余7個探井均在三工河組二段一砂組或二砂組試油獲得工業(yè)油氣流。目前通過試油結果的分析，認為本區(qū)三工河組J1s22油藏類型屬巖性—構造層狀油藏，不具統(tǒng)一油水界面，上傾方向主要受巖性隔（夾）層控制，下傾方向受構造控制。所有井試油層段均為含水油層或油水同層，尤其是莊101井出現(xiàn)了油水同層之上存在水層的現(xiàn)象，這是層狀油藏最明顯的特征。

1.2 流體性質(zhì)

本區(qū)不同井區(qū)三工河組J1s22油藏原油性質(zhì)略有差異。地面原油密度（20℃）分別為0.8 329 ～0.8 886 g/cm3，粘度（50 ℃）分別為5.568～38.0 MPa.s，凝固點分別為16～11 ℃，含蠟5.94%～12.62%?？偟膩碚f，屬中-低密度、低粘度、中等凝固點的石蠟基原油。根據(jù)莊1井高壓物性分析資料：地層原油體積系數(shù)1.383，地層原油粘度0.69 mPa.s，飽和油密度0.694 g/cm3，溶解油氣比110.6 m /t。據(jù)地層水性質(zhì)分析資料，總礦化度17 492.2～26 029.3 mg/l，氯離子含量8 079.34～15 037.5 mg/l，水型為NaHCO3型。

1.3 溫壓特征

據(jù)實測壓力、溫度資料分析，莊1井區(qū)J1s22油藏原始地層壓力42.24～43.125 MPa，飽和壓力15.36 MPa，壓力系數(shù)0.979～

1.0 264，地層溫度101-105℃，屬正常壓力系統(tǒng)。

2 準中1區(qū)塊高含水原因分析

2.1 油氣運移效率對油藏高含水率的影響

中1區(qū)塊J1s2儲層現(xiàn)今壓力為常壓，流體包裹體古壓力恢復表明，在地質(zhì)歷史時期中，壓力系數(shù)主要分布在0.9～1之間，未曾發(fā)育異常流體。因而，在靜水壓力系統(tǒng)下，浮力是油氣運移的主要動力。

油氣在浮力作用進入圈閉發(fā)生運移和聚集，受浮力和圈閉內(nèi)儲層毛細管力的聯(lián)合控制，油氣總是沿毛細管阻力最小的部位突破，一旦毛細管力大于浮力油氣將停止運移，只有運移通道內(nèi)油氣持續(xù)供給，使得連續(xù)油柱高度大于運移前緣毛細管阻力時油氣才能繼續(xù)充注。因而，通常油藏中物性最好的孔隙被油氣優(yōu)先占據(jù)，而細小的孔隙仍舊充滿水，油氣驅(qū)替這部分孔隙內(nèi)的水形成純油藏，必須有足夠的油源供給，才能達到足以進入物性較差儲集空間的臨界油柱高度。不同儲層毛細管力特征不同，臨界油柱高度大小有所差異，據(jù)莊103井平均相滲曲線和平均毛管壓力曲線換算，該油藏形成純油層所需臨界連續(xù)油柱高度大于125 m。因而，如果圈閉所在位置的油氣運移效率較低，油源供給不充足，尚未達到油藏飽和的臨界油柱高度，油藏形成油水過渡帶，儲層內(nèi)物性好的孔隙充滿油，而細小孔隙具有較高的束縛水。

莫西莊地區(qū)J1s2試油以油水同出為主，油水分異性差。根據(jù)油氣成藏過程的分析，J1s2油氣主要來自深部二疊系源巖及油藏破壞，屬于他源次生油藏，油源供給不足可能是油藏含水率高的原因之一。

2.2 夾層有效性控制了油藏的油水分布

若假定油源充注，夾層封堵的有效性應是控制油藏油水分布的主控因素。研究區(qū)三類隔夾層具有不同的發(fā)育特點，鈣質(zhì)夾層厚度一般小，出現(xiàn)的頻率較低，盡管封堵能力較強，但由于具有較強的隨機性，往往不連續(xù)分布；泥質(zhì)巖類和細粒物性類受沉積控制作用明顯，分布頻率較高，側向封堵有效性對油氣水分布具有重要的控制作用。根據(jù)隔夾層發(fā)育特征的差異，可能存在四種情況：

①若隔夾層連續(xù)性差，未能形成有效的側向遮擋條件，夾層僅作為其下部砂體內(nèi)油氣運移的垂向邊界，油氣進入該砂體后從夾層不連續(xù)的部位進入上傾方向的其他砂體，儲層只作為運移的通道，油藏以含水為主。該情況下，儲層盡管可以見到油氣顯示，但試油結果為水層。

②若隔夾層較為連續(xù)構成了側向遮擋條件，但有效圈閉幅度小，也是導致油水分異差的重要原因。受浮力和毛細管力的聯(lián)合控制，油氣進入圈閉后先占據(jù)物性最好的孔隙空間，物性較差部分仍被水占據(jù)，隨著油氣柱高度增加，逐漸進入相對較差的儲集空間，只有油氣柱達到臨界高度時，才能形成純油層。因而，如果夾層形成的遮擋圈閉高度低于飽和油藏所需要的連續(xù)油柱高度，一旦油氣柱超過圈閉高度后油氣不再繼續(xù)充注，而是進入相對容易發(fā)生運移的儲層或圈閉，導致油藏以油水共存為主。

③若隔夾層側向上形成了較大幅度的遮擋圈閉條件，夾層封堵能力控制了油藏油水分布，特別對細粒物性類夾層而言，夾層排替壓力相對較低，在未達到飽和臨界油柱高度之前，油柱產(chǎn)生的浮力大于夾層排替壓力， 油氣將突破夾層進入上頃方向的砂體， 油藏不形成純油層，而是油水過渡帶，表現(xiàn)為油水同出特點。在顯微鏡下，夾層砂巖中能觀察到熒光和含烴包裹體，表明油氣曾經(jīng)穿過夾層運移，推測細粒砂巖類夾層封堵能力不足是導致研究區(qū)油水同層的重要原因。

④在夾層遮擋圈閉高度大于臨界飽和油柱高度的情況下，若夾層具有較好的封閉能力，特別當泥質(zhì)夾層構當遮擋條件時，夾層排替壓力足以保證充注油氣的連續(xù)油柱大于油藏臨界飽和高度，能在油藏頂部形成純油層，油層高度取決于油氣柱浮力和夾層排替壓力的差值。顯然，若要形成純油層，夾層必須構成較大幅度的遮擋圈閉，且具有良好的封堵能力，而中部1區(qū)塊J1s2因河道頻繁遷移，砂體內(nèi)夾層分布穩(wěn)定性較差， 多數(shù)夾層遮擋圈閉的幅度和封閉性難以滿足此要求，這可能是中部1區(qū)塊只發(fā)現(xiàn)少量純油層的原因。

綜上所述，夾層側向封堵條件對中部1區(qū)塊J1s2油藏高含水的具有重要的控制作用，夾層連續(xù)性差-未能形成有效遮擋，側向遮擋圈閉的幅度低，夾層相對封堵能力不足導致了大多數(shù)油藏的油水分異性差，試油段處在油水過渡帶可能是試油高含水的主要原因。

3 結 語

通過對準中1區(qū)塊油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，認為準中1區(qū)塊油藏高含水主要是兩點：

①油源供給不足；

②夾層相對封堵能力不足。

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