束寧凱，孟芳婷，鄭 昕，吳光煥

（1.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院，山東東營257061；2.中國石油大學(xué)（北京）地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；3.中國石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營257001；4.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營257015）

濟(jì)陽坳陷低含油飽和度特稠油資源豐富，由于對該類型油藏的低含油飽和度成因、油水分布模式以及控制因素的研究程度較低，因此尚未建立系統(tǒng)的儲(chǔ)量評價(jià)方法。孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油油藏地質(zhì)儲(chǔ)量近千萬噸，其油水關(guān)系復(fù)雜，試采呈現(xiàn)初期具有一定產(chǎn)能、含水率上升速度快、累積產(chǎn)油量低等特點(diǎn)。目前中外對該類型油藏的研究已取得一定進(jìn)展，主要側(cè)重于低含油飽和度的形成機(jī)制研究，認(rèn)為其輸導(dǎo)體系匹配不利，油氣供給不充足，整體含油飽和度較低［1］；地層傾角小，油水分異不充分，在油水過渡帶形成復(fù)雜油水關(guān)系的低含油飽和度油藏［2］；因古油藏遭受部分破壞，形成調(diào)整性油藏［3］。但這些觀點(diǎn)均建立在相對宏觀的區(qū)帶成藏機(jī)理研究基礎(chǔ)之上，缺乏對油氣充注時(shí)孔喉半徑與原始含油飽和度之間關(guān)系的定量研究，以及成藏后油氣二次運(yùn)移對油水分布模式影響的分析。為此，筆者在油氣成藏動(dòng)力學(xué)的指導(dǎo)下，通過對單位質(zhì)量石油質(zhì)點(diǎn)的力學(xué)分析，建立孔喉半徑-原始含油飽和度關(guān)系，進(jìn)而基于油水分布特征、控制因素分析，建立低含油飽和度特稠油的4種油水分布模式。研究成果對于豐富低含油飽和度特稠油成藏機(jī)理、提高復(fù)雜油水關(guān)系油藏的評價(jià)與開發(fā)水平具有重要意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

孤島凸起及其周緣位于沾化凹陷中東部，其南、北、西三面分別受孤南、孤北和孤西斷層所控制，為典型的洼中隆，是渤南、孤南、孤北3個(gè)生烴洼陷油氣運(yùn)移聚集的有利指向區(qū)，油氣成藏條件優(yōu)越［4-7］。孤島油田東區(qū)館6位于孤島披覆背斜構(gòu)造的東傾部位、館6稠油環(huán)外圍油水過渡帶，含油面積為6.1 km2，整體呈西高東低、南高北低的單斜構(gòu)造，斷層不發(fā)育，地層傾角為0.8°～1.5°。研究區(qū)館6砂層組為辮狀河沉積體系，縱向上可以劃分為館61+2、館63、館64、館65等4個(gè)小層，主力油層館63小層可細(xì)分為館63-1、館63-2、館63-3共3個(gè)韻律層，厚度一般為2～5 m，局部區(qū)域達(dá)8～10 m；儲(chǔ)層膠結(jié)疏松，孔隙度為32.9%～40.4%，平均為35.5%，空氣滲透率為2 721～4 496 mD，平均為3 721 mD，為高孔高滲透儲(chǔ)層；脫氣原油密度為0.952 3～1.012 3 g/cm3，50℃地面脫氣原油黏度為10 354～50 107 mPa·s。

2 油水分布特征

2.1 測井響應(yīng)分析

參考孤島油田中區(qū)館6稠油的電性標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合試油試采數(shù)據(jù)，確定東區(qū)館6油水層的電性判識標(biāo)準(zhǔn)：油層電阻率大于等于5 Ω·m，聲波時(shí)差大于等于380 μs/m；油水同層電阻率為3～5 Ω·m，聲波時(shí)差為350～380 μs/m；水層電阻率小于3 Ω·m，聲波時(shí)差為350～380 μs/m。密井網(wǎng)條件下砂體含油性的判識結(jié)果顯示，平面上忽油忽水、水包油、油包水現(xiàn)象較為普遍，小層、韻律層均無統(tǒng)一的油水界面（圖1）。

研究區(qū)儲(chǔ)層為多期次砂體疊置而成，單井在不同韻律層的含油性差異在垂向上組合出不同的測井響應(yīng)，具有純油層、上油層下水層、中部油層及上水層下油層等4種測井響應(yīng)類型（圖2）。同一圈閉中存在多種類型的測井響應(yīng)主要與儲(chǔ)層、流體的強(qiáng)非均質(zhì)性有關(guān)。其中，中部油層及上水層下油層的測井響應(yīng)與經(jīng)典油水分布理論相悖；鉆遇中部油層的井在研究區(qū)分布廣泛，特點(diǎn)是儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性強(qiáng)；鉆遇上水層下油層的井主要分布于研究區(qū)北部、鄰近孤北斷層的區(qū)域，其突出特點(diǎn)是原油密度在1.01 g/cm3以上。

2.2 巖心分析

為深入研究儲(chǔ)層含油性及控制因素，在研究區(qū)北部部署了密閉取心井東4-檢33，經(jīng)校正館63小層的含油飽和度為58.3%，含水飽和度為41.7%，相滲試驗(yàn)顯示可動(dòng)水飽和度為17.6%～29.3%，平均為23.9%，表明研究區(qū)為低含油飽和度、高可動(dòng)水的稠油油藏。

圖1 孤島油田東區(qū)館63和64小層油水分布特征Fig.1 Oil-water distribution characteristics in Ng63and Ng64layers in the east region of Gudao Oilfield

巖心分析結(jié)果顯示，儲(chǔ)層含油性與物性呈正相關(guān)，孔隙度越高，則含油飽和度越高。東區(qū)館6砂層組為辮狀河沉積體系，具有河床游蕩性強(qiáng)、河道不固定［8］的特點(diǎn)，辮狀河道、心灘壩通過侵蝕面相互疊置、切割，形成廣泛展布的拼合板狀結(jié)構(gòu)儲(chǔ)層［9-15］。拼合儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性較強(qiáng)，除河道、心灘外還發(fā)育河道邊緣、河間灘地等沉積微相［8］，且不同沉積微相的孔喉半徑及物性差異較大。東4-檢33井館63-1韻律層為河水溢岸時(shí)在河道兩側(cè)形成的河道邊緣沉積，以薄層細(xì)砂巖、粉砂巖為主，其115號巖樣壓汞試驗(yàn)顯示孔喉半徑為3.5～22.2 μm，平均為7.0 μm，孔隙度為29.4%，含油飽和度僅為23.5%；館63-3韻律層為辮狀河道沉積，發(fā)育厚層細(xì)砂巖及少量中、粗砂巖，其181號巖樣的孔喉半徑為5.1～53.9 μm，平均為12.9 μm，孔隙度為42.0%，含油飽和度高達(dá)64.4%（圖3）。

圖2 孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油測井響應(yīng)類型Fig.2 Well logging response of low oil-saturated super-heavy oil of Ng6 layer in the east region of Gudao Oilfield

圖3 孤島油田東4-檢33井巖心分析結(jié)果Fig.3 Core analysis results of Well Dong4-Jian33 in Gudao Oilfield

2.3 開發(fā)動(dòng)態(tài)分析

研究區(qū)試采井16口，均采用蒸汽吞吐；初期單井產(chǎn)液量為52.5 t/d，單井產(chǎn)油量為7.9 t/d，平均含水率為85.0%；3個(gè)月后單井產(chǎn)液量為45.5 t/d，單井產(chǎn)油量為1.1 t/d，平均含水率為97.5%，含水率月均上升4個(gè)百分點(diǎn)；平均單井累積產(chǎn)油量為0.19×104t，累積產(chǎn)水量為3.0×104t，采出程度為0.38%。為實(shí)現(xiàn)研究區(qū)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，需深化油水分布模式及主控因素研究，為開發(fā)技術(shù)政策制定奠定基礎(chǔ)。

3 油氣成藏條件分析

研究區(qū)低含油飽和度及復(fù)雜油水關(guān)系是油氣成藏過程中孔隙原生水排驅(qū)不均衡及成藏后局部構(gòu)造運(yùn)動(dòng)稠化下的油水重力分異作用共同形成的。

3.1 孔隙原生水排驅(qū)不均衡

孤島油田館陶組存在館陶組沉積末期、明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期、平原組沉積時(shí)期共3個(gè)油氣成藏期次［5］。對館陶組原油中規(guī)則甾烷、4-甲基甾烷、三環(huán)萜烷、五環(huán)三萜烷等生物標(biāo)志物特征的分析結(jié)果顯示，其為渤南洼陷沙四段上亞段碳酸鹽巖與渤南、孤北、孤南洼陷沙三段烴源巖所形成的混源油［16］。依據(jù)兩端元混源模擬建立的混源油定量判識模板，確立了孤島凸起及周緣地區(qū)油氣資源量配置關(guān)系：渤南洼陷沙四段和沙三段供應(yīng)的油氣資源量占孤島凸起及周緣地區(qū)總資源量的比例為72%，孤南洼陷沙三段和沙一段供應(yīng)的油氣資源量所占的比例為18%，孤北洼陷沙三段供應(yīng)的油氣資源量所占的比例為10%［16］。

孤島油田東區(qū)館陶組油藏主要于明化鎮(zhèn)組沉積時(shí)期充注形成，渤南洼陷、孤南洼陷沙三段烴源巖生成的成熟油，分別沿孤北、孤南斷裂帶及館下段厚層毯式砂體大規(guī)模運(yùn)聚于館上段［6-8］，鑒于孤島凸起及周緣地區(qū)的資源量配置關(guān)系，研究區(qū)主要油氣來源應(yīng)為渤南洼陷。渤南洼陷沙三段異常高壓是油氣水涌流由深部烴源巖沿開啟斷層幕式充注至館下段低壓倉儲(chǔ)層，再沿溝通館下段和館上段的次級斷裂體系匯聚至館上段河道砂體的主要作用力［6］，研究區(qū)不發(fā)育直接溝通館下段和館上段的斷層［17］，且距離渤南洼陷20 km以上，因此油氣運(yùn)移的驅(qū)動(dòng)機(jī)制逐漸轉(zhuǎn)換為重力控制的水動(dòng)力及其自身的阿基米德浮力［18］。

明化鎮(zhèn)組沉積末期，渤南洼陷油氣優(yōu)勢運(yùn)移路徑主要指向孤島凸起北側(cè)［7］。油氣沿館上段儲(chǔ)層自西北區(qū)逐步橫向運(yùn)移至東區(qū)［5］，在油氣充注過程中，單位質(zhì)量的石油質(zhì)點(diǎn)在儲(chǔ)層中同時(shí)受重力（G）、凈浮力（F）和毛細(xì)管力（pc）的共同作用［18-19］（圖4）。

圖4 孤島油田東區(qū)館6油氣充注成藏過程中單位石油質(zhì)點(diǎn)受力分析Fig.4 Mechanical analysis of unit oil during oil and gas filling and accumulation process of Ng6 layer in the east region of Gudao Oilfield

凈浮力是油水密度差異形成的，其方向與重力相反，單位面積為1、垂直地層方向油柱高度為Y的連續(xù)油柱的凈浮力可以表示為：

假設(shè)孤島油田東區(qū)館6的地層傾角為θ，單位面積為1，沿地層方向長度為X的連續(xù)油柱的凈浮力平行地層分量可以表示為：

原油排驅(qū)原生孔隙水，須克服毛細(xì)管力。巖石親水條件下的毛細(xì)管力可以表示為：

若孤島油田東區(qū)館6沿地層方向連續(xù)油柱長度、平均孔隙半徑及地層條件下油水界面張力已知，則可以通過（2）式和（3）式計(jì)算出原油排驅(qū)孔隙原生水的臨界喉道半徑：

利用（4）式對研究區(qū)館6臨界喉道半徑進(jìn)行估算，考慮油氣成藏后的輕烴組分逸失以及館上段6砂組及其上覆5砂組—1+2砂組間存在的原油重力分異，館上段原油密度平均取值為0.92 g/cm3，地層條件下油水界面張力取值為0.008 N/m，孔隙半徑取值為東4-檢33井館63小層巖心鑄體薄片分析的平均值60 μm，連續(xù)油柱長度取值為650 m，地層傾角為1.0°，估算出油氣成藏過程中原油排驅(qū)儲(chǔ)層中原生水的臨界喉道半徑為5.5 μm，壓汞試驗(yàn)亦顯示對滲透率起主要貢獻(xiàn)作用的孔喉半徑區(qū)間為6.3～40 μm（圖5）。

油氣側(cè)向運(yùn)聚遵循排烴優(yōu)勢通道原則，孔喉半徑大、有效孔隙度高，則毛細(xì)管力小、排驅(qū)壓力低，原生水易被油氣驅(qū)替，反之則不易被排驅(qū)［6］。東4-檢33井館63小層6塊巖樣的孔喉半徑中值為4.9～12.9 μm，館63小層突進(jìn)系數(shù)和變異系數(shù)分別高達(dá)3.3和0.9，因此在油氣成藏過程中，圈閉中部分孔隙所配置喉道的半徑低于臨界值，難以實(shí)現(xiàn)對孔隙原生水的有效排驅(qū)，孔隙充注不均衡是油藏含油飽和度變化大、油水關(guān)系復(fù)雜的根本原因。

3.2 構(gòu)造運(yùn)動(dòng)次生稠化及二次運(yùn)移

第四系平原組沉積時(shí)期孤島油田東區(qū)館6油藏形成后，孤北斷層較孤南斷層活動(dòng)更為劇烈，導(dǎo)致其附近原油的黏度和密度遠(yuǎn)高于研究區(qū)其他區(qū)域［4-5］。一方面，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)釋放應(yīng)力，圈閉中原先的單一液相系統(tǒng)轉(zhuǎn)化為氣-液兩相系統(tǒng)，輕烴組分以氣態(tài)形式通過斷層散失至淺層圈閉，剩余重質(zhì)組分重新聚集成藏，所形成的稠油以高非烴+瀝青質(zhì)、低飽和烴含量為特征；東4-檢33井原油組分分析結(jié)果顯示，其烷烴含量為19.1%，芳烴含量為21.6%，非烴含量為35.4%，瀝青質(zhì)含量為23.9%，非烴+瀝青質(zhì)含量高達(dá)59.3%，明顯高于其他區(qū)域。另一方面，構(gòu)造稠化體現(xiàn)為大氣淡水淋濾及氧化作用，斷層活動(dòng)期間的封閉性較差，地表水順斷層下滲，大氣淡水的注入必然攜帶喜氧細(xì)菌及氧化物，使得斷層附近的烴類在適宜的溫度下發(fā)生降解和氧化，導(dǎo)致原油的稠化［19］。孤島油田東區(qū)館6特稠油的黏度、油田水礦化度在平面上具有明顯的變化規(guī)律，由SW至NE方向，50℃時(shí)地面脫氣原油黏度由10 354 mPa·s逐漸增至 50 107 mPa·s，密度由 0.952 3 g/cm3增至1.01 g/cm3以上，地層水礦化度由8 000 mg/L逐漸降低至3 500 mg/L，硫氯系數(shù)逐漸增高，淡水淋濾特征明顯，且地層水礦化度低值區(qū)與重質(zhì)油分布區(qū)較為吻合。

孤北斷層附近的地面原油在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)下逐步稠化，形成密度大于地層水的原油，并在儲(chǔ)層中二次運(yùn)移［19-22］。單位質(zhì)量的石油質(zhì)點(diǎn)在儲(chǔ)層中的受力狀況與成藏過程相似，區(qū)別是二次運(yùn)移中石油質(zhì)點(diǎn)克服毛細(xì)管力排出孔隙，在Frx≥pc的條件下，原油聚集于構(gòu)造低部位，形成油水倒置現(xiàn)象。依據(jù)（2）式和（3）式，可推導(dǎo)出最小連續(xù)油柱長度：

孤北斷層附近的地面原油密度約為1.012 g/cm3，孔喉半徑、地層傾角等參數(shù)取值同上文，估算最小連續(xù)油柱長度為620 m，而研究區(qū)北部連續(xù)油柱長度均在700 m以上，因此滿足二次運(yùn)移形成油水倒置的條件。

4 油水分布模式

綜合孤島油田東區(qū)館63小層各韻律層油水分布特征及控制因素，將含油砂體劃分為Ⅰ—Ⅳ共4種油水分布模式（圖2，圖6）。其中，模式Ⅰ，Ⅱ和Ⅲ的脫氣原油密度為0.952 3～0.992 1 g/cm3，為油氣成藏過程中形成；模式Ⅳ的脫氣原油密度為1.01 g/cm3以上，為油氣成藏后二次運(yùn)移所形成。依據(jù)油水分布模式，可以確立差異化的開發(fā)技術(shù)政策，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)可動(dòng)儲(chǔ)量的篩選及動(dòng)用。

模式Ⅰ 該模式為巖性模式，為滿含油的“孤立”砂體，以單一辮狀河道為主，呈條帶狀、土豆?fàn)钌⒉加诤榉浩皆?，“孤立”砂體通過過渡性巖性（如砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)砂巖）或不易識別的微斷裂與其他砂體連通、疊置［6］。該類砂體的孔喉半徑大、孔隙度高，在油氣成藏過程中僅需較弱的動(dòng)力即可排驅(qū)孔隙中的原生水。模式Ⅰ的儲(chǔ)量規(guī)模較小，占總儲(chǔ)量的比例為5.0%。

模式Ⅱ 該模式為構(gòu)造模式，其油水分布受構(gòu)造因素控制，高部位為油、低部位為水，油水界面較為統(tǒng)一，以單一河道砂體為主，物性較為均質(zhì)。自第四系平原組沉積以來，孤南、孤北斷層基本停止活動(dòng)［7］，油水兩相流體在圈閉中分異調(diào)整，在原油密度低于1.0 g/cm3、儲(chǔ)層高孔高滲透、相對均質(zhì)的區(qū)域，流體密度差異決定了該模式的油水分布特征。模式Ⅱ的儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的比例為24.6%。

模式Ⅲ 該模式為構(gòu)造、巖性模式，為連片展布的復(fù)合河道砂體［9-15］，平面非均質(zhì)性強(qiáng)，高部位為孔喉半徑小、物性較差的粉細(xì)砂巖，中、低部位為物性較好的細(xì)-中砂巖，油氣在排驅(qū)中低部位儲(chǔ)層中的原生水后，無足夠動(dòng)力繼續(xù)排驅(qū)高部位小孔喉中的原生水，整體呈高部位為水、腰部為油、低部位為水或“水包油”的特征。模式Ⅲ的砂體展布面積廣，其儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的比例為40.1%。

圖6 孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油油水分布模式Fig.6 Oil-water distribution patterns of super-heavy oil in Ng6 layer in the east region of Gudao Oilfield

模式Ⅳ 該模式的成因是構(gòu)造運(yùn)動(dòng)引起的次生稠化作用形成的油水密度差異導(dǎo)致油水在圈閉中重置與分異，呈現(xiàn)高部位為水、低部位為油或“水包油”的特征［19-22］，該模式主要分布于孤北斷層附近。其原油組分中的烷烴含量相對較低，非烴+瀝青質(zhì)含量較高，原油密度為1.01 g/cm3，50℃地面脫氣原油黏度在35 000 mPa·s以上。模式Ⅳ的砂體主要分布于研究區(qū)的東北部，其儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的比例為30.3%。

依據(jù)上述油水分布模式的劃分，分別建立純油層、邊底水、弱頂水強(qiáng)邊水、強(qiáng)頂水強(qiáng)邊水等4種數(shù)值模擬模型，進(jìn)而確立經(jīng)濟(jì)極限厚度、距離邊水和頂水的最小距離、水平井最優(yōu)井網(wǎng)井距及開發(fā)方式（熱采、化學(xué)降黏）等技術(shù)政策界限，已動(dòng)用儲(chǔ)量超過300×104t，建產(chǎn)能超過4.5×104t。

5 結(jié)論

孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油油藏的儲(chǔ)層含油性及油水關(guān)系受油氣成藏機(jī)制控制，在油氣成藏過程中，儲(chǔ)層的非均質(zhì)性導(dǎo)致油氣排驅(qū)不均衡，油氣成藏后局部構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成密度大于1.01 g/cm3的原油，當(dāng)其沿地層方向連續(xù)長度大于一定值時(shí)，即發(fā)生二次運(yùn)移，并聚集于構(gòu)造低部位。以油氣成藏機(jī)理為指導(dǎo)，依據(jù)油水分布特征、控制因素將孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油油藏的油水分布模式劃分為4種類型，并制定相應(yīng)的開發(fā)技術(shù)政策，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)部分儲(chǔ)量的有效動(dòng)用。孤島油田東區(qū)館6低含油飽和度特稠油油藏的成因研究及油水分布模式建立，對于豐富稠油油藏的地質(zhì)認(rèn)識，提高復(fù)雜油水關(guān)系的稠油未動(dòng)用儲(chǔ)量評價(jià)及開發(fā)水平均具有重要意義。

符號解釋：

G——重力，N；F——凈浮力，N；pc——毛細(xì)管力，Pa；Frx——凈浮力平行地層分量，N；Fry——凈浮力垂直地層分量，N；θ——地層傾角，（°）；ρw——地層水密度，g/cm3；ρo——地層原油密度，g/cm3；g——重力加速度，m/s2；Y——垂直地層方向油柱高度，m；X——沿地層方向連續(xù)油柱長度，m；σ——表面張力，10-3N/m；rt——臨界喉道半徑，μm；rp——孔隙半徑，μm。