准噶尔盆地中部Ⅰ区块低含油饱和度油藏形成机理

准噶尔盆地中部Ⅰ区块低含油饱和度油藏形成机理
刘柏林;王友启
【摘要】针对准噶尔盆地中部Ⅰ区块低含油饱和度油藏,从构造、储集层和成藏过程3方面对其成藏机理进行了系统研究,定量、半定量分析了油藏调整、油气重新运聚、油水分异的充分性及低渗透储集层油水过渡带高度和隔夹层对油水分布的影响.认为研究区低含油饱和度油藏是以油气藏调整为前提,以低幅度构造、低渗透储集层为背景条件,在储集层隔夹层突破压力、低渗透毛细管压力、油气充注强度等多种因素影响下形成的.
【期刊名称】《新疆石油地质》
【年(卷),期】2010(031)003
【总页数】3页(P273-275)
【关键词】准噶尔盆地;低含油饱和度;低渗透;异常压力;构造调整
【作者】刘柏林;王友启
【作者单位】北京交通大学,中国产业安全研究中心,北京,100044;中国石化,勘探开发研究院,采收率所,北京,100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.43
近年来，国内外相继发现存在明显可动水的油气田，或称低含油饱和度油气田（藏）。

这类油气田（藏）在开发过程中虽不存在无水采油期，但却具有一定的经济开采价值。

准噶尔盆地中部Ⅰ区块是典型的低含油饱和度油藏，其含水饱和度达
到50%以上。

本文试图通过该区块低含油饱和度油藏成因和有效产能的分析，为
制定合适的开发方式和措施提供依据。

研究区位于准噶尔盆地中央坳陷带。

主体位于盆1井西凹陷和昌吉凹陷北斜坡，
东西两边位于马桥凸起、达巴松凸起和中拐凸起的倾没端（图1）。

目前已在下侏罗统三工河组和八道湾组发现了多套油气层。

三工河期，中部Ⅰ区块受北东、北西两大沉积物源的共同影响，J1s2以三角洲沉
积为主，东部主要发育大型缓坡型辫状河三角洲沉积；西部则发育扇三角洲沉积。

总体上，各层的孔隙度、渗透率都较低。

前人研究认为[1-5]：三工河组二段油气主要来自下伏二叠系烃源岩。

由于车莫古
隆起背景的存在，油气早在侏罗纪—白垩纪开始成藏，盆地呈区域性向南掀斜；
从古近纪早期开始，车莫古隆起高点不断向北迁移，其构造的规模也逐渐萎缩，古油气藏的油气也随之不断地向北迁移和逸散。

至新近系塔西河组沉积末期，由于喜马拉雅运动的影响，盆地掀斜加剧，车莫古隆起逐渐演变为一南倾斜坡，其背斜形态基本消失，因此，流体势也发生了变化，油藏进行大规模调整。

在上白垩统沉积前，征沙村为区域流体低势区、油气运移有利指向区；至古近系沉积前，因地层压实作用，高、低势能差降低，但征沙村仍为局部低势区；到新近系沉积前，低势区向莫西庄和沙窝地发生转移；新近系沉积之后，因地层向北掀斜，古隆起完全消失，形成了南高北（西）低的势场。

随着流体势场的改变，成藏后或成藏过程中的油气也随着势场的变化而不断改变运移方向，进而重新聚集成藏（图2）。

研究区三工河组二段油气主要来源于三叠系古油藏破坏的二次运聚和盆1西凹陷、玛湖凹陷的二叠系风城组、下乌尔禾组烃源岩。

在构造调整形成北高南低的格局后，后期新近纪的油气运移方向主要是沿莫西庄北东边缘指向沙窝地，无法对研究区的大部分储集层有效充注，使得油气藏经调整含
油丰度降低后没有充足的油气补充。

研究区油藏的相对较低的饱和压力也表明后期的油气未形成对中部Ⅰ区块储集层的有效充注。

储集层物性差，孔喉窄，造成油水运移困难，导致油水分异不充分，形成较广泛的油水混存带。

同时油水混存还与构造幅度、部位及油柱高度密切相关。

在通常情况下，可以根据毛细管压力曲线按下式计算油藏油水分布状态[7]：
式中 pcHg——压汞毛细管压力，MPa；
pcR——油藏条件下毛细管压力，MPa；
pcL——实验条件下毛细管压力，MPa；
ρw，ρo——分别为地层水和地层原油密度，g/cm3；
h——油柱高度，m；
σ——界面张力，mN/m；
θ——接触角，与其下标Hg、R、L相对应的是汞－空气、油藏条件下油－水、实验条件下油－水间的接触角。

联立（1）、（3）式，得油柱高度与毛细管力关系为
根据实验结果进行拟合，毛细管压力与渗透率关系通常可用下式表达[6]：
式中 a，b——常数；
K——渗透率，10－3μm2.
根据（4）式和（5）式得
根据压汞曲线和（6）式可计算并绘制出储集层对应不同毛细管压力的油水分布。

由于储集层束缚水饱和度为35%～46%时，通常在含有一定可动水的情况下，开采过程也不会出现明显的产水，称此区间为临界水区间，根据实验测试结果及考虑简化计算，可近似将临界水区间的最大边界值取为50%.由于储集层润湿性亲水，可近似将非润湿相汞饱和度等效为油相饱和度，于是，排驱压力pcd对应的是原油进入最大连通孔道，亦即形成油水同层的最小油柱高度；中值压力pc50对应的
是原油排驱水达到含油饱和度50%，亦即能够形成纯油区的最小油柱高度，或形
成油水过渡带的最大厚度。

莫西庄压汞饱和度中值毛管压力与渗透率，在双对数坐标系中拟合为一线性关系式：由（7）式可得a、b值分别为－0.533和1.644.
在实验室条件下，汞－空气系统：σ＝480 mN/m，θ＝140°；油水系统：σ＝48 mN/m，θ＝30°.在地层条件下，油水系统：σ＝25.7 mN/m，θ＝30°；水密度
ρw＝1.015 g/cm3；油密度ρo＝0.6940 g/cm3.
将以上已知条件代入（6）式，得油藏油水过渡带高度计算公式为
式中 h——油水过渡带高度，m.
根据（7）式可计算得到莫西庄地区储集层不同渗透率范围对应油水过渡带高度（表1）。

莫西庄鼻状构造背景在三工河组二段主要呈北东－南西走向，倾向南西，最大垂直轴向的闭合幅度在30 m左右，圈闭幅度小，物性又相对较差，渗透率主要分布在5×10－3～100×10－3μm2，平均37.0×10－3μm2，根据表1可以判断，莫西
庄地区的岩性圈闭中出现较宽的油水过渡带将是一个普遍的现象。

在有限的圈闭幅度条件下，非均质储集层中不稳定低渗透层的遮挡层或夹层对油气分布的控制作用非常突出。

夹层上下充注油气时，被分隔的各小层油水分布处于不连续状态，大大降低了油柱高度，使得油气进入储集层的排驱压力明显降低，油气很难进入相当部分孔喉，造成含油饱和度低，油水过渡带宽。

莫西庄三工河组二段发育辫状河三角洲沉积，广泛发育低渗透隔夹层，如庄103
井66 m厚的砂层，夹层总数达12个，夹层厚度0.6～5.2 m，累计夹层厚度为23.6 m，夹层频率为35.6%，夹层频数为0.18个/m.下面定量分析这些隔夹层对
油藏高度的控制作用。

莫西庄压汞排驱压力（pcd）与渗透率（K）有很好的相关性，在双对数坐标系中
拟合为一线性关系式：
将各已知条件代入（8）式，得突破夹层最小油柱高度计算公式为
式中 hmin——突破夹层的最小油柱高度，m；
pcd——夹层的突破压力，MPa.
根据（10）式可计算得到突破不同渗透率夹层的最小油柱高度（表2）。

从表2可见，夹层渗透率为0.1×10-3μm2时，可封堵下部储集层内10 m的油柱高度。

莫西庄段夹层渗透率大多小于2×10-3μm2，夹层可封堵下部储集层内3.7 m以上的油柱高度。

以庄103井为例，油层总厚度66 m，储集层渗透率平均值30.7×10-3μm2，可分3种情况进行讨论：
（1）各夹层均为稳定夹层，各小层油柱高度均小于各对应上覆夹层的突破油柱高度3.7 m，因此各小层油气处于完全分离状态，且小于各小层理论油水过渡带高度14 m，因此都是油水过渡带。

（2）假设存在50%的稳定夹层，即存在6个稳定夹层，且这些夹层具有一定的渗透性，为计算简化，夹层渗透率按平均值2×10 μm考虑，可计算出最顶部砂层的等效油柱高度为25.2 m.由于油藏为正韵律储集层，上部砂层平均渗透率只有
16.2×10-3μm2，经计算其理论油水过渡带高度为19.4 m，略大于等效油柱高度，这种情况下在油藏顶部存在4.8 m的纯油段，下部大段的油层则全部为油水过渡带。

（3）假设油藏不存在夹层，根据计算可得，纯油层段厚度可高达46.6 m.
从以上分析可以看出，稳定的低渗透夹层对低含油饱和度的形成有着非常强烈的控制作用。

三工河组二段储集层内存在许多较稳定的夹层，而这些夹层渗透率大多低于
1×10-3μm2，油柱无法突破，隔断油层成多个相对独立的油水系统，使油柱高度较小，使较高的渗透层也仍然存在油水混存现象。

研究区侏罗系油藏缘于早期油藏的油气再次运聚，是典型的调整型油藏。

古近系沉积期后，受地层掀斜影响，输导体系与本区储集层匹配差，油气未对储集层进行有效充注，因而形成了低含油饱和度油藏。

［1］刘玉瑞，翟爱军，张雅君，等.准噶尔盆地中部1区块三工河组沉积微相及含油气性研究［J］.江苏油田，2005.
［2］李伟，张枝焕，李海平，等.准噶尔盆地中部区侏罗系油藏古今油水界面及成藏史分析［J］.现代地质，2005，19（3）：433-439.
［3］张义杰，柳广弟.准噶尔盆地复合含油气系统特征演化与油勘探方向［J］.石油勘探与开发，2002，29（1）：36-38.
［4］况军，侯连华，张越迁，等.准噶尔盆地车莫古隆起浅层成藏因素及勘探方向［J］.新疆石油地质.2009，30（4）：445-449.
［5］沈平平，季京生，李秉智，等.油层物理实验技术［M］.北京：石油工业出版社，1995.
【相关文献】
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［5］沈平平，季京生，李秉智，等.油层物理实验技术［M］.北京：石油工业出版社，1995. Low Oil-Saturated Reservoir-Forming Mechanism in No.1 Area in Central Junggar Basin LIU Bo-lin1,WANG You-qi2(1.China Center for Industrial Security Economics Research,Beijing Jiaotong university,Beijing 100044,China;2.Institute of Oil
Recovery,Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Sinopec,Beijing 100083,China)
Abstract:A reservoir with low oil saturation is of complex geologic structures and hydrocarbon accumulation modes.Research of its genesis can help to evaluate reservoir quality and regional exploration situation.In view of such a reservoir in No.1 area in central Junggar basin,the systematic studies of its structure,reservoir rock and hydrocarbon accumulation process are conducted for understanding of its reservoir-forming mechanism,including quantitative and semi-quantitative analyses of the reservoir adjustment,oil-gas re-migration/accumulation,oil/water differentiation sufficiency and the effects of oil/water transition zone height,barrier and interbed of the low permeability reservoir on its oil-water distribution.It is recognized that the reservoir in this area is formed on the premise of oilgas reservoir adjustment and setting conditions of low-amplitude structure and low permeability reservoir rocks with many factors of breakthrough pressure of its barrier and interbed,capillary pressure and oil-gas charging sufficiency,etc.。