准噶尔盆地莫索湾凸起八道湾组低饱和度油藏成因分析

杨朝洪，司马立强，王 亮，王 刚

(1.西南石油大学,四川 成都 610500；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.成都理工大学,四川 成都 610059；4.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

低含油饱和度油藏是指含油饱和度较低，存在明显可动水的油藏。此类油藏在开发过程中不存在无水期采油，具有明显不同于常规油藏的渗流特征[1]。中国低饱和度油藏的分布较为广泛，腰英台油田、陆梁油田、新肇油田、刘官庄油田、大庆油田、吐哈油田、姬塬油田[2-9]均发现低饱和度油藏；国外也存在大量的低饱和度油藏，如北美的 Missi-ssippian 油田和L-KC Reservoirs油田[10-11]。低饱和度油藏作为一种特殊类型的油藏，随着勘探和开发技术的进步，已经逐渐显现出良好的勘探开发前景。随着勘探的深入，众多学者对低饱和度油藏成因进行了深入研究，由于不同地区油藏低饱和度的控制因素不同，目前尚未形成统一的认识。根据大量的文献调研，油藏低含油饱和度的成因可归为充注因素和排斥因素两方面。充注因素通常指油藏充注不足的因素，如油藏聚集地远离生烃中心[3,12]、地质构造的二次调整[8]、油气的成藏期[13]等造成的油藏聚集地油源供给不足；排斥因素是指阻碍油进入储层的因素，如储集层孔隙结构较差[14]，黏土[15]束缚水较多，以及驱替动力、浮力不足[16]，油水交换不完全等。前人对莫索湾凸起低饱和度油藏成因的研究主要聚焦于充注因素[17-20]，对排斥因素研究甚少。因此，该文主要对八道湾组油藏低饱和度成因的排斥因素进行研究，以便为八道湾组油藏勘探开发提供更有力的理论支撑，加快勘探开发进程。

1 区域地质概况

莫索湾凸起位于准噶尔盆地中部地区的中央凹陷(图1)，是在石炭纪基底基础上发育起来的隆起构造，东邻东道海子凹陷，西连盆1井西凹陷，南临莫南凸起，北接莫北凸起，属于典型的“凹中凸”构造单元[18-19,21]。其演化史分为3个主要阶段：凸起形成阶段(晚石炭纪至二叠纪夏子街组沉积期)、振荡-沉降阶段(二叠纪乌尔禾组沉积期至古近纪)和基底掀斜阶段(新近纪至第四纪)。其中，第2个阶段是原生油藏形成的重要时期，第3个阶段为次生油藏形成的主要时期[22]。

八道湾组自上而下划分为三段(J1b3)、二段(J1b2)和一段(J1b1)，每段平均厚度为200 m左右。其中，一段为主要勘探目的层，自上而下又可进一步分为J1b11、J1b12、J1b13、J1b14和J1b15等砂层组，砂体均较发育，主力含油气砂体为J1b11和J1b13砂体。储集层岩石类型以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，粒径以细砂颗粒为主，中砂次之；岩屑成分以凝灰岩为主，填隙物中杂基以泥质为主，胶结物常见方解石和高岭石。受到地层压实作用、胶结作用[23-24]的影响，储集层孔隙结构较差，孔隙度为3.5%～12.6%，平均为9.1%，渗透率为0.012～7.890 mD，平均为0.330 mD，属于低孔、超低渗储集层。储层含油饱和度低，且有明显的可动水存在，是低饱和度油藏。

图1 研究区位置Fig.1 The location of the study area

2 低饱和度油藏特征

低饱和度油藏开发中最大的特点是储层油水同出。盆参2井试油结果显示，含水率曲线呈现出“凸”型特征：在开采初期含水率曲线极速上升，在凸点日产水为15.70 t/d，同时日产油为12.54 t/d；开采一段时间后，含水率曲线出现回落且在一定范围内波动，不会呈现跳跃式变动，形成含水稳定采油期。储层含水饱和度的大小对开发有很大影响，初始含水饱和度越大，采油井初始含水率增大，最终采出程度减小，含水稳定采油期缩短，水驱油的开发效果就越差[25]。低饱和度油藏四性关系复杂，与常规储层相比，其含油性与电性、物性的关系不明显。低饱和度油藏含水饱和度较高，导致油层电阻率下降，油层电性特征与水层电性特征相似。

3 八道湾组油藏低饱和度成因

3.1 孔隙结构差影响油水分异

基于八道湾组的13块样品的压汞曲线，对孔喉参数的统计表明:储层排驱压力最大为2.92 MPa，最小为0.28 MPa，平均为1.13 MPa；中值压力最大为19.15 MPa，最小为2.38 MPa，平均为7.93 MPa；中值半径最大为0.31 μm，最小为0.04 μm，平均为0.13 μm；分选系数最大为1.96，最小为0.88，平均为1.44；最大孔喉半径最大为2.59 μm，最小为0.25 μm，平均为0.93 μm。整体而言，孔隙结构较差，且不同岩心之间的孔隙结构差异较大。

毛管压力曲线形态主要受控于孔喉[26]，选取渗透率与排驱压力作为毛管压力曲线的分类参数，将样品分为3类(表1)。由于八道湾组的渗透率平均值为0.33 mD，因此，八道湾组以Ⅱ类储集层为主。分析毛管压力形态曲线(图2)可知，Ⅰ类储层孔隙结构表现为排驱压力低、渗透率高、曲线低平，高进汞饱和度；Ⅱ类储层孔隙结构表现为排驱压力中等、渗透率较高、曲线居中，高进汞饱和度；Ⅲ类储层孔隙结构表现为排驱压力较高、渗透率较低、曲线偏高，中等进汞饱和度。

表1 孔隙结构分类标准Table 1 The classification standard of pore structure

图2 毛管压力曲线特征Fig.2 The characteristics of capillary pressure curve

在油藏当中，油柱高度与油水密度差、毛细管压力、界面张力成正比关系，与接触角成反比关系，可表示为：

(1)

式中：h为油柱高度，m；pCL为实验室测定毛管压力，MPa；θR为油藏条件下油水接触角，°；θL为实验室的润湿相与非润湿相接触角，°；σR为油藏条件下的油水界面张力，mN/m；σL为实验室的润湿相与非润湿性相的界面张力，mN/m；ρw是地层中水的密度，g/m3；ρo是地层中油的密度，g/m3。

由于八道湾储层润湿性亲水，因此，非润湿相饱和度可等效为含油饱和度。在对莫索湾凸起八道湾储层岩心压汞毛管压力曲线进行分类后，应用式(1)建立了八道湾组油藏的含油高度、含油饱和度、毛管压力三者的关系(图3)，通常油藏的油水界面张力为25～40 mN/m，此处取值为25。莫21井原油密度为0.81 g/m3，地层水密度为1.02 g/m3，油水密度差为0.21 g/m3。相渗实验分析的束缚水饱和度为35.2%，即形成纯油藏需要含油饱和度达到64.8%以上，则Ⅰ类储层油柱高度大于146 m才能形成纯油藏，Ⅱ类储层油柱高度大于292 m才能形成纯油藏(图3)。而莫21井八道湾组一段岩性圈闭闭合高度仅为90 m，远远低于形成纯油藏的闭合圈闭高度，油藏的驱替动力不足，造成油水分异不明显，形成低饱和度油藏。

图3 含油饱和度与毛管压力、含油高度的关系Fig.3 The relationship between oil saturation, capillary pressure and oil column height

3.2 孔隙结构差影响油水置换

从油气成藏动力学的角度而言，油气运移动力通常为浮力，所需克服的运移阻力通常为毛管压力，在亲水的储集层中，油气进入粒间孔隙需要克服毛细管压力，只有当浮力大于毛管压力时，油气才能驱替孔隙水。油藏中的油、水分布是毛管压力和浮力平衡的结果，浮力与毛管压力的关系可表示为[27]：

Ff=(ρw-ρo)gh

(2)

式中：Ff为浮力，Pa；g为重力加速度，m/s2。

油藏构造高度最大值所对应的正是该油藏的最大浮力，应用式(2)计算莫21井八道湾组油藏的最大浮力。其中，莫21井实际油水密度差为0.21 g/m3，实际圈闭高度最大值为90 m，计算得到最大浮力为0.182 MPa，换算为实验室条件下为1.930 MPa(对应油水界面张力40 mN/m)和3.090 MPa(对应油水界面张力25 mN/m)。该井岩心毛管压力实验的排驱压力为0.280～2.920 MPa，大部分小于最大浮力1.930 MPa，表明大部分储层可以进行油气充注。该井岩心毛管压力实验的中值压力为2.380～19.150 MPa，大部分油气驱替50%的水所需浮力大于最大浮力3.090 MPa，表明在最大浮力存在的条件下，油水置换不完全，存在可动水。上述分析表明，即使在束缚水饱和度50%的条件下，仍有部分孔隙存在可动水，而实际束缚水饱和度平均为35%左右，可动水饱和度则更大。

上述分析综合表明，低构造幅度导致油藏的油水分异不充分，同时，产生的浮力较小，不能有效驱替储层内的水，导致油层的油水置换不彻底，是低饱和度油藏形成的主要原因。

3.3 储层物性差影响油水过渡带

相渗实验可以反映油相和水相的相对渗透率与含水饱和度的关系。图4为油藏中油水的垂向分布规律图。由图4a中相渗曲线可知，在油水共存的储层中，A点对应最小含水饱和度，即束缚水饱和度，此时储层中形成纯油藏；B点对应最小的含油饱和度，即残余油饱和度，此时储层中形成纯水层。根据实际相渗实验结果可知，八道湾组含水饱和度为35%～75%，最低的束缚水饱和度为35%；含油饱和度为25%～65%，最小的含油饱和度为25%。但受到八道湾组构造幅度较低的影响，储层含油饱和度未超过50%。图4b表明八道湾组储集层物性较差。图4c为油藏剖面图，在自由水面以下，储集层中不含油，只产水；在自由水面和油水界面之间，储集层只产水，油以束缚水油的形式存在，并不能产出；在油水界面和纯产油区地界之间，油水同产，也是低饱和度油藏的主力产区；纯产油区地界以上只产油，水以束缚水的形式存在。

图4 油藏中油水的垂向分布规律Fig.4 The vertical distribution law of oil and water in the reservoir

根据岩心的毛管压力、含水饱和度和含油高度三者之间的关系(图4b)，结合油藏剖面(图4c)可以计算出液柱高度，纯油层液柱高度(最大油水过渡带高度)为最小含水饱和度对应的高度；纯油层液柱高度与自由水面两者相减便是油水过渡带的高度；纯油层液柱高度与纯水层液柱高度相减便是油水同产区高度。由图4可知，在构造高度一定且足够高的情况下，当束缚水饱和度一定时，残余油饱和度越大，纯产油区高度不变，油水过渡带高度不变，油水同产区高度越小，纯产水区高度越高；当残余油饱和度一定时，束缚水饱和度越大，纯产油区高度越大，油水过渡带高度越小，油水同产区高度越小，纯产水区高度不变。

岩心排驱压力对应原油进入最大连通孔道，即形成油水过渡带的最小高度，中值压力对应油气排驱水达到含油饱和度50%，即形成油水过渡带的最大高度。应用研究区八道湾组岩心渗透率与中值压力、排驱压力的关系(图5a)，再根据毛管压力理论及岩心毛管压力曲线，建立了渗透率与油水过渡带的关系(图5b)。由图5b可以看出，油水过渡带高度随着渗透率的增大而逐渐减小，表明渗透性较好的储集层通常具有较短的油水过渡带，渗透率较差的储集层则与之相反。

此外，图5b中油水过渡带最大高度与最小高度之差为油水同产区的厚度，计算二者的差值，并分析其与渗透率的关系(图5c)。由图5c可知，油水同产区厚度随着渗透率增大而减小，随着油藏油水界面张力减小而减小。八道湾组储层渗透率为0.1～1.0 mD，因此，油水同层区厚度大致为40～180 m，表明该油藏实际存在一个较厚的油水同产区。上述分析综合表明，油藏中油水之间并非一个明显的分界面，而是实际上存在一个油水同产区带，由于油藏储层物性较差，油水同产区厚度相应较大，是低饱和度油藏形成的次要原因。

图5 渗透率与压汞数据、油水过渡带高度、油水同产区厚度关系Fig.5 The relationship between permeability and mercury intrusion data, height of oil-water transition zone, and thickness of oil-water co-production area

3.4 非均质隔夹层

储集层非均质性对油气的运聚也有较强的控制作用，非均质性强导致油水关系复杂[28-31]。油藏流体垂向聚集规律如图6所示，油气在自身浮力的作用下，从储层底部往上部运移，首先充注砂岩d1，由于致密隔夹层的排替压力往往大于储集砂层的排替压力，油气便在d1中聚集，当达到最大油柱高度，产生的浮力超过致密隔夹层d的排替压力时，继续充注的油气便会穿过致密隔夹层d在砂层c1中聚集。之后的运移过程与此相似，只要达到最大油柱高度后产生的浮力不小于上部致密隔夹层的排替压力，油气变会继续向上运移，最终在盖层的封盖作用下，在圈闭中聚集成藏。

隔夹层的存在，致使油气分布呈现非连续性，将其分割为独立的油气存储单元。当独立的油气存储单元圈闭高度小于形成纯油层的最小圈闭高度，则会形成油水同层带，降低油层的含油饱和度。在莫索湾凸起八道湾组，主要有3类隔夹层，包括泥质、钙质和物性隔夹层，泥质隔夹层的最大厚度不超过20 m，钙质隔夹层的厚度更小，物性隔夹层渗透率小于0.1 mD，对应毛管压力曲线的第3类，岩性剖面显示整体以砂岩为主。由于泥质和钙质含量较少，无法形成区域性的、连续的泥质和钙质隔夹层，因此，隔夹层对八道湾组油藏的低含油饱和度影响较小。

图6 油藏流体垂向聚集规律Fig.6 The vertical accumulation law of reservoir fluid

3.5 勘探启示

莫索湾凸起八道湾组低饱和度油气藏储量规模大，油气显示活跃，是下一接替的勘探开发领域。在探索莫索湾凸起八道湾组低饱和度岩性油气藏新领域中，应采用分三步走方式落实低饱和度油气藏模式及规模。首先，证实低饱和油气藏类型及模式；其次，拓展低饱和度油气藏领域规模，根据现有的研究成果系河道凹岸边滩等储层物性较好的区域是有利勘探区；最后，全面展开低饱和油气藏勘探，根据试油结果以及三维等资料综合探索莫索湾凸起西部的边滩叠置有利区大型岩性圈闭的含油气性，采用直井导眼和水平井模式进行开采，大幅提升产量规模，寻求高产。

4 结 论

(1) 莫索湾凸起八道湾组油藏含油饱和度低受多因素共同影响，其中孔隙结构差是八道湾组油藏含油饱和度低的主要原因，储层低孔渗物性差是八道湾组油藏低含油饱和度的次要原因，而隔夹层对八道湾组油藏含油饱和度低的影响较小。

(2) 含油饱和度是储量计算的重要参数，通过对含油饱和度成因定量的研究，深化了莫索湾凸起八道湾组油藏探明储量的地质认识，为接下来的勘探开发提供了坚实基础。