构造_岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨

较为纯净，自然电位曲线表现为箱状、桶状，砂体较 河道边缘微相粒度粗、泥质含量低、物性较好，如花 X17 井、花 17 － 11 井、花 17 － 36 井等。
3． 延长油田股份有限公司南区采油厂，陕西延安 716000； 4． 中海油研究总院，北京 100027）
［摘 要］在对油水接触面形态和油水过渡带厚度的分布规律进行定量分析的基础上，以苏北盆地
花 17 断块为例，结合油井生产动态特征分析了构造 － 岩性油藏中油水分布规律，并探讨了其影响因素。
结果表明，在实际油藏中油水接触面是一个呈波状起伏的面，其在自由水面以上的高度随残余油饱和度
（ 9）
式中 HSwir为过渡带顶面即含水饱和度等于束缚水
饱和度的面（ So = 1 － Swir） 在自由水面以上的高度。
依照求取 HSor的方法，可得：
HSwir
= 5． 83（ PSwir ） L ρw － ρo
（ 10）
式中（ PSwir ） L 实验室条件下的 Sw = Swir 时的毛管
部位 来 说，毛 管 压 力 曲 线 近 似 呈“L”形，（ PSwir ） L － （ PSor） L 较小，因此油水过渡带厚度较小，甚至可视作油 与水之间存在界面； 而对于低渗透储层或者储层中相
对低渗部位来说，毛管压力曲线近似呈“S”形，（ PSwir ） L － （ PSor） L 较大，油水过渡带厚度也较大。
（ Hooper，1991； Pittman，1992； Chawla，et al． ，2006） 。 然而实际油藏中并不存在油水截然分开的界面，而是 存在一个过渡带，因此油水接触面为残余油饱和度 （ Sor） 所对应的高度上的面，即为过渡带底面（ 图 1） 。
1 油水接触面
油水接触面是指油藏在垂直方向上油与水的分
第 47 卷 第 3 期 2011 年 5 月
油气资源
地质与勘探
GEOLOGY AND EXPLORATION
Vol． 47 No． 3 May，2011
构造 － 岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨
张 创1，2 ， 孙 卫1 ， 杨建鹏3 ， 解 伟2 ，杨 姣2 ， 杨希濮4 ， 陈芳萍2
（ 1． 西北大学地质学系，大陆动力学国家重点实验室，陕西西安 710069； 2． 陕西延长石油（ 集团） 有限责任公司研究院，陕西西安 710069；
花 17 断块生产井于 2007 年底至 2008 年初陆 续投入开发，在生产过程中发现，生产井油水产量与
构造等高线并无绝对关系，部分位于构造高部位油 井投产初期便含水较高（ 如花 17 － 27 井含水高达 61% ） ，而部分构造位置相对较低的油井却产纯油（ 如 花 17 － 11 井、花 17 － 36 井） 。也就是说，花 17 断块 产纯油带、油水过渡带的分布并非平行于构造等高 线，油水分布分布不完全由构造位置所控制，宏观上 还表现出与沉积相带的不同位置具有关系（ 图 3） 。
［第一作 者］张 创 （ 1981 年 － ） ，男，陕西渭南人，西北大 学 地质 学 系 在 读博士，主 要 从 事油气 田 地质 与开发研究。E － mail： zhang-
chuang530@ 126． com。
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第3 期
张 创等： 构造 － 岩性油藏油水微观分布规律与主控因素探讨
油气藏形成过程是油气运移的驱动力（ 主要是
Fig． 2
图 2 苏北盆地花 17 断块构造位置图 Map showing tectonic setting and location of the fault － bounded block Hua 17 in the North Jiangsu basin
1 － 断层； 2 － 沉降区； 3 － 省界 1 － fault； 2 － depression area； 3 － provincial borderline
图 1 油藏油水垂向分布图
界面，界面以上产纯油，界面以下油水同出或产纯水
Fig． 1 Vertical distribution of oil and water in a reservoir
［收稿日期］2010 － 09 － 24；［修订日期］2011 － 01 － 06；［责任编辑］郝情情。
［基金项目］国家科技支撑计划“低（ 超低） 渗透油田高效增产改造和提高采收率技术与产业化示范”资助（ 2007BAB17B00） 。
2 油水过渡带厚度
ห้องสมุดไป่ตู้
油水过渡带为油水同出段，其上方产纯油而下
方产纯水，因此，沿其顶面含水饱和度为束缚水饱和
度（ Swir ） ，即 So = 1 － Swir ，而其底面为油水接触面（ So = Sor） （ 张慧生，2002； 侯平，20004） 。油水过渡带厚 度为：
H = HSwir － HSor
若油层岩性、物性向某一个或某几个方向明显
变差，（ PSor ） L 、（ PSwir ） L － （ PSor ） L 也随之变大，油水接 触面向此方向抬升，过渡带厚度加厚。
3 实例分析
花 17 断块位于苏北盆地东台坳陷高邮凹陷北 519
地质与勘探
2011 年
斜坡中部（ 图 2） ，为一南西倾单斜上倾方向为断层 切割的断块油气藏，断块面积约为 7. 07km2 ，油气富 集受断层和岩性变化的双重因素控制（ 张金亮等， 2003； 姚合法等，2004； 施振飞等，2005） 。主力产层 位古近系阜宁组阜三段二亚段为一套灰色、褐灰色 粉砂岩、泥质粉砂岩与泥岩互层沉积，属三角洲前缘 沉积。主要储集砂体为水下分流河道砂体，岩石碎 屑颗 粒 粒 级 总 体 较 细 （ 平 均 粒 径 Φ 值 2. 74 ～ 4. 02） ，泥 质 杂 基 含 量 较 高 （ 3. 5% ～ 22. 1% ，平 均 10. 35% ） 。储 层 孔 隙 度 为 4. 5% ～ 24. 9% ，平 均 17. 68% ，渗透 率 为 （ 0. 03 ～ 120 ） × 10 － 3 μm2 ，平 均 5. 37 × 10 － 3 μm2 ，为典型的中、低孔低渗储层。
浮力） 不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过
程，故而油气水分布的现状是驱动力和毛管压力相
对平衡的结果（ 徐守余等，2003； 林景晔，2004； 唐玮
等，2005； 杨正明等，2006； 谢 丛 姣 等，2005； 赵 靖 舟
等，2006） 。显然，沿油水接触面有：
（ PSor ） R = HSor （ ρw － ρo ） g
（ PSor） L 的函数，通过相渗曲线得到 Sor ，然后在压汞 曲线上查出其所对应的毛管压力（ PSor ） L，代入（ 8 ） 式即可得到油水接触面在自由水面以上高度。同时
可见，油水接触面高度随（ PSor ） L 增大而提高，二者 呈线性关系。也就是说，在实际油藏中油水接触面
是一个呈波状起伏的面，在（ PSor ） L 高的位置向上弯 曲，在（ PSor ） L 低 的 位 置 向 下 弯 曲，弯 曲 程 度 仅 与 （ PSor ） L 有关。
将实验室平均毛管压力曲线换算为油藏条件下 毛管压力曲线，进而换算为油柱高度，并将其与相渗 曲线上下叠合，以确定油层原始含油饱和度分布特 征，是储量计算中圈定含油面积和求取原始含油饱 和度的重要方法（ 杨通佑等，1990； 鲁国明等，1995； 吕鸣岗等，1996； 罗明高等，1999，2000） 。但由于其 应用的是平均毛管压力曲线，故此得出的是油藏平 均的含油饱和度分布状况，无法借此预测油层平面 上不同位 置 井 点 的 生 产 状 况，进 而 指 导 井 位 部 署。 本文在分析油水接触面形态与油水过渡带厚度在平 面上的变化规律的基础上，以苏北盆地花 17 断块为 例定量分析了构造 － 岩性油藏中孔隙结构非均质性 对油水分布的影响，并利用生产情况对其进行了验 证。
压力。
将（ 8） 式和（ 10） 式代入（ 9） 式可得油水过渡带
厚度为：
H = 5． 83［（ PSwir ） L － （ PSor ） L］ ρw － ρo
（ 11）
（ 11） 式可见，油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度
和残余油饱和度下的毛管压力有关，二者相差越大，过
渡带厚度越大。对于高渗透储层或者储层中相对高渗
下的毛管压力增大而抬高； 油水过渡带厚度仅与束缚水饱和度和残余油饱和度下的毛管压力有关，二者
相差越大，过渡带厚度越大； 构造 － 岩性油藏产纯油带、油水过渡带的分布并非平行于构造等高线，油水
分布除受构造位置控制外，还受由沉积作用所引起的岩性、物性和孔隙结构差异的影响。
［关键词］油水接触面 油水过渡带 孔隙结构 构造 － 岩性油藏 苏北盆地
（ 2）
实验室和油藏条件下的 So = Sor 时毛管压力表
达式分别为：
（ PSor ） L
= 2σLcosθL r
（ 3）
（ PSor ） R
= 2σRcosθR r
（ 4）
式中：
σL 、θL 、（ PSor ） L 分别为实验室条件下的界面张 力、接触角和 So = Sor时的毛管压力；
σR 、θR 、（ PSor） R 分别为油藏条件下的界面张力、 接触角和 So = Sor时的毛管压力。
湿接触角几乎不可能，所以一般只能将它当零处理
（ 杨通佑等，1990； Pereira，et al． ，1996） ，实际使用
中，通常将（ 5） 式简化为：
（ PSor ） R
=
σR（ σL
PSor ）
L
（ 6）
一般情况，实验室条件下（ 水银 － 空气系统） σL 为
480mN / m，油藏条件下 σR 为 28mN / m。因此有：
常，砂体粒度较细、泥质含量较高、物性较差（ 表 1） ， 如花 17 － 3 井、花 17 － 19 井、花 17 － 27 井、花 17 － 28 井等； 河道中央微相位于水下分流河道主流线附 近，一般能保证具有充分的砂质碎屑沉积。其砂地 比大于 0. 5，且越靠近主流线砂地比越高，砂岩相对
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研究发现，此两类井分别处于水下分流河道微 相的不同位置，构造高部位油水同出的井位于水下 分流河道边缘，而构造低部位产纯油的井位于水下 分流河道中央。河道边缘微相位于水下分流河道侧 缘，砂质碎屑供应充分时形成较粗颗粒沉积，砂质碎 屑供应 不 足 时 为 悬 浮 沉 积 组 分。其 砂 地 比 小 于 0. 5，自然电位曲线表现为指状、尖峰状或低幅度异
［中图分类号］TE311 + P584
［文献标识码］A ［文章编号］0495 － 5331（2011）03 － 518 － 06
Zhang Chuang，Sun Wei，Yang Jian － peng，Xie Wei，Yang Jiao，Yang Xi － pu，Chen Fang － ping． Microscopic distribution rules of oil and water in structural － lithologic reservoirs and primary controlling factors ［J］． Geology and Exploration，2011，47（3） ：518 － 523．
（ 1）
式中：
（ PSor） R 为油藏条件下 So = Sor时的毛细管压力， MPa；
HSor 为油水接触面在自由水面以上的高度，m； ρw，ρo 分 别 为 油 藏 条 件 下 油 与 水 的 密 度，kg / m3 。
将（ 1） 式转换为 SI 制实用单位，并解油水接触
面高度得：
HSor
= 100（ PSor ） R ρw － ρo
（ PSor ） R = 0． 0583（ PSor ） L
（ 7）
将（ 7） 式带入（ 2） 式得：
HSor
= 5． 83（ PSor ） L ρw － ρo
（ 8）
（ 8） 式可见，在地层水和地层原油密度一定的
条件下，油藏平面上任意井点的油水接触面在自由
水面以 上 高 度 仅 为 残 余 油 饱 和 度 时 的 毛 管 压 力
（ 3） 、（ 4） 式相除，求解油藏条件下油水接触面
上的毛管压力，
（ PSor ） R
=
σR σL
cosθ cosθ
R L
（
PSor ）
L
（ 5）
实验室流体的界面张力和润湿角，用实验方法
可以很快的求得，但要求准油藏条件下流体界面张
力却较困难，因为油藏流体处在高温高压的条件下，
而且油和水中溶有溶解气。测量油藏条件下岩石润