練章貴，卞萬(wàn)江，韓濤，勞斌斌，王開(kāi)宇，曾江濤

（1.中國(guó)石油 塔里木油田分公司a.勘探開(kāi)發(fā)研究院；b.實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000；2.斯倫貝謝 中國(guó)分公司，北京 100015）

國(guó)內(nèi)外不少油田發(fā)育具有傾斜油水界面的油藏，例如伊拉克魯邁拉油田NahrUmr 油藏，伊朗SA 油田Sarvak 油藏，中國(guó)準(zhǔn)噶爾盆地莫西莊油田三工河組油藏，塔里木盆地巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏、哈得遜東河砂巖油藏等[1-10]。其成因可概括為4 種：后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)使處于動(dòng)態(tài)平衡的油氣發(fā)生新的運(yùn)移[11-15]；滲透率的差異導(dǎo)致毛細(xì)管壓力不同[16]；地層水的流動(dòng)造成勢(shì)能面差異[17-18]；鹽丘或熱底辟使儲(chǔ)集層溫度變化，導(dǎo)致流體密度不同。

塔里木盆地哈得4CⅢ油藏是海西運(yùn)動(dòng)晚期形成的鄉(xiāng)3 井區(qū)古油藏經(jīng)后期構(gòu)造作用調(diào)整改造而成[1-2]。其烴源巖為奧陶系海相烴源巖，新近系康村組沉積以來(lái)，庫(kù)車坳陷持續(xù)沉降，地層反轉(zhuǎn)，形成石炭系南高北低的格局，哈得遜油田在此期間形成[10]。該油藏為邊底水砂巖油藏，2001 年投入開(kāi)發(fā)，為同一壓力和水動(dòng)力系統(tǒng)、具有大幅度傾斜油水界面的大型海相砂巖油藏。前人雖作了大量的研究，但對(duì)油水界面大幅度傾斜的成因依然存在較大爭(zhēng)議[1-3，9]。本文通過(guò)油氣成藏?cái)?shù)值模擬，探究大幅度傾斜油水界面的成因，旨在為研究區(qū)油氣勘探有所裨益。

1 基礎(chǔ)模型

1.1 隔夾層特征與分布

塔里木盆地哈得4CⅢ油藏儲(chǔ)集層為一套海侵背景下的濱岸砂體沉積，內(nèi)部隔夾層十分發(fā)育，可分為3 種類型：不同級(jí)次海泛面的泥質(zhì)隔夾層、鈣質(zhì)膠結(jié)砂巖的物性隔夾層[19-20]和鈣泥質(zhì)隔夾層。哈得4CⅢ油藏共發(fā)育7套隔夾層，將儲(chǔ)集層分隔為8個(gè)小層（圖1）。其中隔夾層1 和隔夾層2 連片分布于油藏的西部、西南部和東南部；隔夾層3—隔夾層7分布于整個(gè)油藏，僅在局部井區(qū)未分布（天窗）；隔夾層平面長(zhǎng)度最大可達(dá)17.5 km，厚度主要為0.4～2.5 m（表1）。

表1 哈得4CIII 油藏儲(chǔ)集層隔夾層要素Table 1.Elements of interlayers in Hade 4CⅢreservoir

1.2 數(shù)值模擬基礎(chǔ)模型設(shè)計(jì)

根據(jù)哈得4CⅢ油藏構(gòu)造和儲(chǔ)集層及其隔夾層特征，設(shè)計(jì)數(shù)值模擬機(jī)理模型為剖面模型（圖2），模型長(zhǎng)度為10 km，寬度為150 m，厚度為40 m；儲(chǔ)集層高差為178 m，地層傾角為1.02°，構(gòu)造高點(diǎn)頂界埋深為5 050 m。儲(chǔ)集層縱向分為15 層，包括7 套隔夾層，儲(chǔ)集層孔隙度為14%，滲透率為200 mD；隔夾層長(zhǎng)度為9.0 km，厚度為0.4 m，孔隙度為4.2%，滲透率為0.01 mD，最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為15.0 MPa。

設(shè)置原始烴源巖位于剖面左下角，原油儲(chǔ)量為93.5×104m3，外接30 倍水體，流體性質(zhì)與哈得4CⅢ油藏相同。調(diào)整隔夾層的條數(shù)、分布范圍、毛細(xì)管壓力、天窗數(shù)量等參數(shù)，模擬該油藏500×104a 的油氣運(yùn)移成藏過(guò)程，分析原油二次運(yùn)移及分布特征，確定不同參數(shù)對(duì)傾斜油水界面的控制作用。

2 油藏?cái)?shù)值模擬

2.1 隔夾層層數(shù)的影響

設(shè)置了3套數(shù)值模擬模型，包括基礎(chǔ)模型、具1層隔夾層模型和無(wú)隔夾層模型，模擬原油二次運(yùn)移后的結(jié)果（圖3）。

隔夾層層數(shù)及分布對(duì)哈得4CⅢ油藏大幅度傾斜油水界面的形成和油水分布影響很大。對(duì)有7 層大面積分布的隔夾層模型，由于隔夾層的遮擋作用和油水分異作用，模擬300×104a 時(shí)傾斜油水界面幅度為148 m，并達(dá)到平衡狀態(tài)；繼續(xù)模擬油藏調(diào)整500×104a后，其結(jié)果與300×104a油水分布一致。對(duì)儲(chǔ)集層頂部存在1層大面積分布的隔夾層模型，預(yù)測(cè)300×104a，隔夾層之上為傾斜油水界面，隔夾層之下為水平的油水界面。對(duì)沒(méi)有隔夾層的模型，模擬油藏調(diào)整100×104a左右，原油二次運(yùn)移基本達(dá)了水平的油水界面，預(yù)測(cè)到300×104a油水界面保持水平。

2.2 隔夾層毛細(xì)管壓力影響

基于基礎(chǔ)模型，設(shè)置隔夾層地面條件下的最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力分別為5.0 MPa和1.0 MPa的模型，即毛細(xì)管壓力模型一、毛細(xì)管壓力模型二，與基礎(chǔ)模型共3套模型，模擬預(yù)測(cè)原油二次運(yùn)移的結(jié)果（圖4）。

隔夾層毛細(xì)管壓力越大，傾斜油水界面幅度越大?；A(chǔ)模型，最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為15.0 MPa 時(shí)，預(yù)測(cè)300×104a后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的4套傾斜油水界面，整個(gè)油藏油水界面高差為148 m；毛細(xì)管壓力模型一，最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為5.0 MPa 時(shí)，油藏300×104a后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的3套傾斜油水界面，整個(gè)油藏油水界面高差為115 m；毛細(xì)管壓力模型二，最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為1.0 MPa時(shí)，預(yù)測(cè)300×104a后達(dá)平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的1套傾斜油水界面，油藏油水界面高差為34 m。3 套模型繼續(xù)預(yù)測(cè)到500×104a，與300×104a 油水分布完全一致。因?yàn)樽畲筮M(jìn)汞毛細(xì)管壓力1.0 MPa實(shí)際上近似于低滲透儲(chǔ)集層的毛細(xì)管壓力級(jí)別，而特低滲致密隔夾層的最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力一般都在10.0 MPa 以上，所以哈得4CⅢ油藏隔夾層靠毛細(xì)管壓力完全能抑制油水的二次運(yùn)移，遮擋形成傾斜油水界面。

隔夾層的毛細(xì)管壓力對(duì)地層原油垂向運(yùn)移的影響可從數(shù)模計(jì)算的層間竄流量得到反映，毛細(xì)管壓力越小，預(yù)測(cè)隔夾層層間竄流量越大。數(shù)模預(yù)測(cè)基礎(chǔ)模型、毛細(xì)管壓力模型一和毛細(xì)管壓力模型二在3 套隔夾層層間原油竄流量見(jiàn)表2?；A(chǔ)模型的夾層最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為15.0 MPa，預(yù)測(cè)期末隔夾層間竄流量小，不超過(guò)原油儲(chǔ)量的0.02%，均為從隔夾層之下向上竄流；毛細(xì)管壓力模型一的隔夾層最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為5.0 MPa，預(yù)測(cè)期末第1套隔夾層層間竄流量為27.26×104m3，占儲(chǔ)量的29.2%，由于重力分異作用大于毛細(xì)管壓力作用，為隔夾層之上向下竄流，而第2套和第3套隔夾層層間竄流量較小，可以忽略；毛細(xì)管壓力模型二的隔夾層最大進(jìn)汞毛細(xì)管壓力為1.0 MPa，預(yù)測(cè)期末3 套隔夾層層間竄流量分別占儲(chǔ)量的53.1%、56.9%和48.2%，重力分異作用同樣大于毛細(xì)管壓力作用，均為隔夾層之上向下竄流。

表2 不同毛細(xì)管壓力的隔夾層原油累計(jì)竄流量預(yù)測(cè)Table 2.Prediction of cumulative channeling flow of crude oil from interlayers with different capillary pressures

2.3 隔夾層延伸范圍的影響

大幅度傾斜油水界面成因，應(yīng)該與隔夾層分布范圍密切相關(guān)?；A(chǔ)模型的隔夾層延伸長(zhǎng)度為9.0 km，基于基礎(chǔ)模型設(shè)置隔夾層延伸長(zhǎng)度為5.0 km和2.0 km的模型，即隔夾層長(zhǎng)度模型一和隔夾層長(zhǎng)度模型二，與基礎(chǔ)模型共3 套模型，預(yù)測(cè)原油二次運(yùn)移300×104a的結(jié)果（圖5）。

從圖5可以看出，隔夾層延伸長(zhǎng)度越長(zhǎng)，油水界面傾斜幅度越大?；A(chǔ)模型的隔夾層延伸長(zhǎng)度為9.0 km，預(yù)測(cè)300×104a后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的4套傾斜油水界面，整個(gè)油藏油水界面高差為148 m；隔夾層長(zhǎng)度模型一的隔夾層延伸長(zhǎng)度為5.0 km，預(yù)測(cè)300×104a后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的1 套傾斜油水界面，傾斜幅度為80 m；隔夾層長(zhǎng)度模型二的隔夾層延伸長(zhǎng)度為2.0 km，預(yù)測(cè)300×104a 后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的2套傾斜油水界面，油水界面高差為43 m。3套模型繼續(xù)預(yù)測(cè)到500×104a，與300×104a油水分布完全一致。

2.4 隔夾層開(kāi)天窗的影響

大幅度傾斜油水界面成因，應(yīng)該與隔夾層是否開(kāi)天窗密切相關(guān)?；诨A(chǔ)模型，設(shè)計(jì)3 套隔夾層開(kāi)天窗模型：開(kāi)天窗模型一，第1 套夾層在離剖面左邊界7.6 km 處開(kāi)天窗，天窗長(zhǎng)度為300 m；開(kāi)天窗模型二，第1 和第2 套隔夾層分別在離剖面左邊界7.7 km 和8.7 km 處開(kāi)天窗，天窗長(zhǎng)度為300 m；開(kāi)天窗模型三，第1 和第2 套隔夾層分別在離剖面左邊界7.7 km 和8.7 km 處開(kāi)天窗，第3、4、5、6、7 套隔夾層均在離剖面左邊界9.7 km處開(kāi)天窗，天窗長(zhǎng)度均為300 m，預(yù)測(cè)原油二次運(yùn)移后的結(jié)果（圖6）。

隔夾層天窗數(shù)量和位置不同，隔夾層兩側(cè)儲(chǔ)集層的連通性不同，油藏成藏期末油水分布和油水界面也明顯不同。開(kāi)天窗模型一，第1 套隔夾層在中—上部開(kāi)天窗，該隔夾層上下2 套儲(chǔ)集層油水界面在預(yù)測(cè)300×104a后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的1套傾斜油水界面，整個(gè)油藏油水界面高差為114 m；開(kāi)天窗模型二，第1和第2套隔夾層在中—上部開(kāi)天窗，該隔夾層上下3 套儲(chǔ)集層油水界面在預(yù)測(cè)300×104a 后達(dá)到平衡，形成相對(duì)獨(dú)立的1 套傾斜油水界面，整個(gè)油藏油水界面高差為73 m；開(kāi)天窗模型三，第1和第2套隔夾層在中—上部開(kāi)天窗，其他隔夾層在上部開(kāi)天窗，該模型儲(chǔ)集層在預(yù)測(cè)300×104a 后達(dá)到統(tǒng)一的水平油水界面。3套模型繼續(xù)預(yù)測(cè)到500×104a，與300×104a油水分布完全一致。

3 結(jié)論

（1）哈得4CⅢ油藏大幅度傾斜油水界面形成的主控因素為隔夾層遮擋、油水重力分異和隔夾層毛細(xì)管壓力作用，而構(gòu)造運(yùn)動(dòng)和非穩(wěn)態(tài)成藏作用是次要的控制因素。

（2）隔夾層數(shù)量、延伸長(zhǎng)度、毛細(xì)管壓力及是否開(kāi)天窗對(duì)傾斜油水界面的幅度有明顯的控制作用。

（3）連續(xù)分布的隔夾層是哈得4CⅢ油藏大幅度傾斜油水界面形成的第一控制因素。