陳　杰,杜　洋,彭　湃,黃賀雄,童明勝,熊　舒

（1.中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都610051；

2.中國石油（伊朗）公司，北京100034；3.中國石油大學(xué)（北京），北京102249）

油氣田開發(fā)

非穩(wěn)態(tài)油藏理論及其在伊朗A油田的應(yīng)用

陳杰1,杜洋1,彭湃1,黃賀雄2,童明勝1,熊舒3

（1.中國石油川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都610051；

2.中國石油（伊朗）公司，北京100034；3.中國石油大學(xué)（北京），北京102249）

通過對伊朗A油田上白堊統(tǒng)Sarvak組油藏油水界面傾斜原因進(jìn)行分析，認(rèn)為水動力作用不是造成該現(xiàn)象的主要原因，儲層非均質(zhì)性能夠造成該現(xiàn)象但也不是主要原因，而晚期的構(gòu)造急劇調(diào)整是造成該現(xiàn)象的主要原因。在區(qū)域沉積與構(gòu)造演化分析的基礎(chǔ)上，運(yùn)用地震層拉平技術(shù)對伊朗A油田不同時(shí)期古構(gòu)造圈閉進(jìn)行恢復(fù)，結(jié)合成藏研究認(rèn)為，新近紀(jì)末扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動造成油田圈閉超晚期調(diào)整，構(gòu)造調(diào)整速率遠(yuǎn)大于流體調(diào)整速率，從而造成了Sarvak組油藏油水界面大幅度傾斜，油藏目前仍處于新的運(yùn)移、聚集與調(diào)整過程中，為非穩(wěn)態(tài)油藏；古新世晚期Sarvak組地層形成北高南低的古背斜圈閉，新近紀(jì)扎格羅斯造山運(yùn)動導(dǎo)致圈閉形態(tài)發(fā)生改變，南部原古構(gòu)造低點(diǎn)大幅度抬升，快速演變?yōu)楝F(xiàn)今南高北低的構(gòu)造形態(tài)；圈閉條件的改變打破了古油藏內(nèi)流體的動力平衡，烴類發(fā)生二次運(yùn)移，現(xiàn)今大幅度傾斜的油水界面為古油藏尚未調(diào)整完畢所顯示的特征。油藏優(yōu)勢開發(fā)區(qū)域?yàn)楣艠?gòu)造高部位，即現(xiàn)今Sarvak組油藏北高點(diǎn)的西側(cè)，其次為古構(gòu)造與現(xiàn)今構(gòu)造高部位之間的過渡帶。

傾斜油水界面；水動力；毛細(xì)管力；構(gòu)造演化；非穩(wěn)態(tài)油藏

0　引言

伊朗A油田儲量巨大（原始地質(zhì)儲量超過30億t），其主力儲層為上白堊統(tǒng)Sarvak組碳酸鹽巖地層（占總儲量的90%以上），前期鉆井、測試與測井等資料均表明其具有大幅度傾斜的油水界面（油藏油水界面南北高差達(dá)288 m）。國內(nèi)（塔里木盆地哈得遜東河砂巖油藏［1-4］與塔中4油藏［5］）和國外（伊朗Yada油田［6］與伊拉克Majoon及Missan油田等）均存在此類現(xiàn)象。目前，對導(dǎo)致油水界面傾斜的原因爭論較多，包括：斷層、水動力、儲層非均質(zhì)性和油藏非穩(wěn)態(tài)調(diào)整等均可能導(dǎo)致油藏油水界面傾斜［7-13］。筆者充分利用動、靜態(tài)資料，對可能造成油藏油水界面傾斜的因素進(jìn)行分析與計(jì)算，并結(jié)合區(qū)域沉積背景及構(gòu)造演化分析，在非穩(wěn)態(tài)油藏理論基礎(chǔ)上，對伊朗A油田Sarvak組油藏特征進(jìn)行描述，對可能造成其油水界面傾斜的原因進(jìn)行探討，明確其成因機(jī)制，以期指出油田下一步勘探開發(fā)的優(yōu)勢區(qū)域。

1　地質(zhì)概況

伊朗A油田構(gòu)造位置位于伊朗西部（圖1）扎格羅斯斷裂帶南西側(cè)，其鉆遇的地層自上而下有第四系、新近系、古近系、白堊系和侏羅系，主要目的層為上白堊統(tǒng)Sarvak組碳酸鹽巖儲層，其次為下白堊統(tǒng)Kazhdumi組及Gadvan組碎屑巖儲層與Fahliyan組碳酸鹽巖儲層。Sarvak組碳酸鹽巖儲層為淺海緩斜坡陸架沉積，巖性主要為含厚殼蛤的粒泥灰?guī)r及顆?；?guī)r、富含有孔蟲的泥?；?guī)r和泥晶灰?guī)r，儲集空間主要為粒間和粒內(nèi)溶孔，孔、滲相關(guān)性較好，為基質(zhì)孔隙型儲層，局部發(fā)育裂縫以及微裂縫；縱向上各小層物性差異較大，平均孔隙度為13%，平均滲透率為11.6 mD，為中孔、中低滲型儲層。油田構(gòu)造為近南北向的長軸背斜，西翼較陡，東翼相對較緩，構(gòu)造中部西翼發(fā)育少量雁列狀分布的正斷層（斷距小，僅15～30 m），構(gòu)造由下至上具有較好的繼承性。原油高溫與高壓物性分析表明：Sarvak組油藏平均氣油比為0.245 m3/m3，原油平均體積系數(shù)為1.27，黏度為6.38 mPa·s，平均密度為0.808 g/cm3，為稍稠的黑油。

圖1　伊朗A油田位置Fig.1　Location of A oilfield in Iran

2　Sarvak組油藏油水界面特征

伊朗A油田鉆井與測試數(shù)據(jù)均表明：Sarvak組油藏具有復(fù)雜的大幅度傾斜的油水界面，其沿長軸方向由北向南逐漸升高，北部略平穩(wěn)，從構(gòu)造中部開始大幅度抬升。目前，測試與測井資料均證實(shí)，南部的AZN-12井的油水界面海拔為-2 672 m，北部的AZN-3井的油水界面海拔為-2 960 m，相對高差達(dá)288 m（圖2）。

圖2　伊朗A油田Sarvak組南北向油藏剖面Fig.2　Reservoir section of Sarvak Formation in A oilfield，Iran

3　大幅度傾斜油水界面成因分析

前人研究成果［7-11］表明，造成油藏油水界面傾斜的原因主要有3種：①水動力作用機(jī)制。在構(gòu)造作用下，地形高差發(fā)生變化，引起地層水勢能發(fā)生變化，形成相對明顯的運(yùn)動水流，產(chǎn)生水動力作用，從而導(dǎo)致儲層油水界面發(fā)生傾斜。②儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致毛管壓力作用機(jī)制。在非均質(zhì)性很強(qiáng)的儲層中，由于儲層沉積物顆粒大小相差很大，儲層孔隙度變化較大，毛管壓力隨儲層孔隙結(jié)構(gòu)與構(gòu)造的變化而變化，從而導(dǎo)致油水界面的起伏差異。③差異調(diào)整作用機(jī)制。構(gòu)造調(diào)整與儲層流體調(diào)整速率不一致，地層的傾斜速率遠(yuǎn)大于油水界面的調(diào)整速率，油水界面來不及調(diào)整，從而導(dǎo)致原來水平的油水界面變?yōu)閮A斜的界面。現(xiàn)結(jié)合伊朗A油田Sarvak組油藏測井解釋成果、測試數(shù)據(jù)、地震古構(gòu)造解釋和油藏及流體分析等，對其油水界面傾斜的原因進(jìn)行分析。

3.1水動力作用機(jī)制

根據(jù)水動力作用機(jī)制，若水動力驅(qū)動導(dǎo)致油水界面傾斜，則在相同深度的水層內(nèi)，不同區(qū)域由于水動力差異將導(dǎo)致地層壓力不同，從而造成地層壓力梯度發(fā)生變化［7-8，14］。根據(jù)伊朗A油田南北方向4口井（AZN-2，AZN-4，AZN-5和AZN-6井，其中AZN-5位于構(gòu)造北端，油水界面海拔為-2 990 m，AZN-6井位于構(gòu)造南端，油水界面海拔為-2 730 m，兩者相差260 m）水層的流體取樣測試（RFT）資料表明：4口井Sarvak組地層壓力梯度曲線斜率基本一致，反映Sarvak組不存在異常地層壓力（圖3）。

其次，若是由水動力作用機(jī)制造成的Sarvak組油藏油水界面傾斜，則水體能量由高部位向低部位逐漸減弱，且能量越強(qiáng)，其水體交換越頻繁。在低礦化度地表水長期侵入并沖刷高礦化度沉積原生滯留水的情況下，會造成Na+和K+濃度均下降及HCO3-濃度升高的趨勢，從而形成不同水體能量區(qū)域地層水化學(xué)性質(zhì)具有明顯差異。由工區(qū)中部AZN-5井和南部AZN-4井（油水界面海拔為-2 797 m）地層水分析資料對比表明：2口井地層水礦化度均較高，各類離子含量相近，均為CaCl2型地層水。該類水型主要為深部密閉環(huán)境下的沉積成因水，主要由Na+與巖石表面吸附的Ca2+發(fā)生置換作用形成，表明油藏下部地層水能量弱，交換少，多為原生沉積滯留水（表1）。綜上所述，水動力作用不是導(dǎo)致伊朗A油田油水界面傾斜的主要原因。

圖3　伊朗A油田4口井地層壓力梯度Fig.3　The formation pressure gradient of 4 wells in A oilfield，Iran

表1　伊朗A油田地層水分析數(shù)據(jù)Table 1　The formation water analysis of A oilfield，Iran

3.2毛管壓力作用機(jī)制

由于儲層具有非均質(zhì)性，將導(dǎo)致油藏不同部位物性各異，不同大小的儲層孔隙與喉道產(chǎn)生的毛管壓力均不相同，造成油氣運(yùn)移不均衡，從而形成油水界面的高低差異。據(jù)文獻(xiàn)［7］報(bào)道，可采用毛-浮壓力平衡方程對孔喉結(jié)構(gòu)差異可能造成的儲層不同部位油水界面高差進(jìn)行計(jì)算

式中：h為油水界面高差，m；r1與r2分別為束縛水條件下毛管壓力與排驅(qū)壓力對應(yīng)的孔喉半徑，μm；ρw與ρo分別為地層水與原油密度，g/cm3；σ為油水界面張力，mN/m；θ為潤濕角，（°）。

伊朗A油田Sarvak組油藏AZN-2井（油水界面海拔為-2 833 m）和AZN-5井（與AZN-2井南北相距11 km）油水過渡帶儲層排驅(qū)壓力對應(yīng)的孔喉半徑為0.036～0.538 μm，油水界面張力為51 mN/m，油水密度差為0.279 g/cm3（地層水密度為1.087 g/cm3）。將其帶入式（1）計(jì)算得到2口井油水過渡帶厚度為97 m，小于2口井油水界面高度差（151 m）。由此可見，儲層物性差異引起的毛管壓力作用能夠造成Sarvak組油藏南北油水界面產(chǎn)生較大的差異，但還不能造成油藏油水界面如此大幅度的傾斜。

3.3差異調(diào)整作用機(jī)制

區(qū)域構(gòu)造研究表明，伊朗A油田所在的扎格羅斯盆地從新生代開始經(jīng)歷的扎格羅斯造山運(yùn)動，使其構(gòu)造形態(tài)發(fā)生了較大的改變［15-18］。伊朗A油田三維地震精細(xì)構(gòu)造解釋與古構(gòu)造恢復(fù)研究均表明［19-21］：工區(qū)在白堊紀(jì)中期沉積了一套以海相緩坡碳酸鹽臺地為主的地層（Sarvak-Fahliyan組地層）。Sarvak組地層厚度變化不大，局部具有微構(gòu)造高點(diǎn)，說明地層原始沉積環(huán)境坡度小，沉積穩(wěn)定［圖4（a）］。晚白堊統(tǒng)Gurpi組地層沉積標(biāo)志著中生界的結(jié)束，研究區(qū)進(jìn)入了新生代沉積時(shí)期，并經(jīng)歷了3次較大規(guī)模的構(gòu)造運(yùn)動。

（1）古新世晚期。一系列的板塊俯沖使得研究區(qū)具有活躍及受壓縮的構(gòu)造背景，這些構(gòu)造背景的改變增大了海水咸度的變化，地層構(gòu)造由原來的沉積緩坡演變?yōu)楸备吣系偷哪媳毕颡M長背斜，與現(xiàn)今南高北低的構(gòu)造形態(tài)正好相反［圖4（b）～（c）］。

（2）始新世末期。隨著阿拉伯板塊與北部歐亞大陸發(fā)生碰撞，區(qū)域地層形態(tài)發(fā)生了較大變化，板塊向北東方向傾斜，構(gòu)造高點(diǎn)逐漸由北向南發(fā)生轉(zhuǎn)移［圖4（d）］。

圖4　伊朗A油田Sarvak組不同時(shí)期構(gòu)造圖Fig.4　Structure evaluation of Sarvak Formation in A oilfield，Iran

（3）上新世。板塊發(fā)生第二次碰撞，扎格羅斯北西向走滑帶形成了蛇綠巖逆沖斷層帶，并形成了褶皺帶。

3次構(gòu)造運(yùn)動使得Sarvak組地層形態(tài)與沉積時(shí)北高南低的狀況相比發(fā)生了改變。研究區(qū)北部構(gòu)造形態(tài)相對平穩(wěn)，高點(diǎn)逐漸向北東方向遷移，南部大幅度抬升，逐漸演變?yōu)楝F(xiàn)今南高北低的構(gòu)造格局［圖4（e）］。

前人研究表明，扎格羅斯盆地在白堊紀(jì)早期沉積了一套巨厚的碳酸鹽巖軟泥、泥質(zhì)灰?guī)r和含大量有機(jī)物的地層（Garau組），為研究區(qū)主力烴源巖；至白堊紀(jì)中期，以生物碎屑灰?guī)r為主的Sarvak組沉積形成。隨著沉積作用的進(jìn)行，地層埋藏深度逐漸加大，古新世時(shí)期，Garau組烴源巖達(dá)到生-排烴窗，所生成的油氣向Sarvak組發(fā)生運(yùn)移并充注，古新世晚期構(gòu)造運(yùn)動結(jié)束之后，在Sarvak組聚集并形成了構(gòu)造特征為北高南低的背斜古油藏［15-16］。始新世末期，阿拉伯板塊開始與歐亞大陸發(fā)生碰撞，工區(qū)南部逐漸抬升。到上新世，扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動使工區(qū)構(gòu)造形態(tài)進(jìn)一步發(fā)生了較大變化，研究區(qū)北部構(gòu)造形態(tài)相對平穩(wěn)，高點(diǎn)逐漸向北東方向遷移，南部地層大幅度抬升，逐漸演變?yōu)楝F(xiàn)今南高北低的構(gòu)造形態(tài)［17-18］。構(gòu)造演化改變了古油藏的圈閉條件，油藏流體平衡被打破，油氣重新發(fā)生二次運(yùn)移，在構(gòu)造運(yùn)動還沒有停止的狀態(tài)下，造成了對應(yīng)于構(gòu)造演化趨勢來講，北部油水界面相對平穩(wěn)，而南部大幅度抬升的狀況（圖5）。

綜上所述，伊朗A油田Sarvak組油藏油水界面由北向南大幅度傾斜是由于該區(qū)扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動造成構(gòu)造大幅度變化，原油遷移不及時(shí)而形成的，且油藏目前仍處于調(diào)整過程中。

圖5　伊朗A油田Sarvak組油藏演化Fig.5　Reservoir evolution of Sarvak Formation in A oilfield，Iran

4　油藏開發(fā)優(yōu)化建議

前人［9-10］根據(jù)非穩(wěn)態(tài)油藏理論，按照形成機(jī)制、形成過程及油水界面類型將非穩(wěn)態(tài)油藏劃分為前油藏型與后油藏型、充注型與滯留型、油水界面傾斜型與多個(gè)油水界面型等。根據(jù)伊朗A油田Sarvak組油藏特征，筆者認(rèn)為該油藏為具傾斜油水界面的次生前油藏期非穩(wěn)態(tài)油藏。其特征為：古圈閉條件遭到破壞，部分油氣滯留在原圈閉范圍內(nèi)，部分油氣向構(gòu)造高部位開始新的運(yùn)移，并優(yōu)先在有利儲層中聚集，油氣水關(guān)系復(fù)雜且處于一個(gè)動態(tài)調(diào)整變化過程中。

伊朗A油田Sarvak組油藏古構(gòu)造調(diào)整的方向?yàn)椋合驏|和向南抬升，原油從西向東、從北向南運(yùn)移調(diào)整。因此，現(xiàn)今北部構(gòu)造高點(diǎn)西側(cè)的儲層含油性應(yīng)較中東部好，為更有利的開發(fā)區(qū)域。同時(shí)，由于儲層內(nèi)隔夾層和儲層物性差異對原油分布和調(diào)整的控制作用，在油氣運(yùn)移的中前部地區(qū)，即靠近現(xiàn)今圈閉一側(cè)（過渡帶）含油飽和度相對較高，也是有利的開發(fā)區(qū)域（圖6）。

圖6　伊朗A油田Sarvak組優(yōu)勢開發(fā)區(qū)域示意圖Fig.6　Favorable reservoir distribution of Sarvak Formation in A Oilfield，Iran

5　結(jié)論

（1）水動力作用不是造成伊朗A油田Sarvak組油水界面大幅度傾斜的主要原因，儲層物性差異能夠造成Sarvak組油藏產(chǎn)生較大幅度的油水界面差異，但不能造成目前如此大的差異；扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動引起的構(gòu)造調(diào)整速率遠(yuǎn)大于流體運(yùn)移調(diào)整速率，是造成Sarvak組油藏油水界面大幅度傾斜的主要原因。

（2）新生代開始的扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動致使伊朗A油田Sarvak組地層構(gòu)造高點(diǎn)由北向南抬高，構(gòu)造形態(tài)發(fā)生了較大變化，古油藏圈閉條件被改變，油藏動力平衡被打破，油氣發(fā)生二次運(yùn)移。現(xiàn)今Sarvak組油藏呈現(xiàn)的大幅度傾斜油水界面為尚未調(diào)整完畢的油水界面，油藏目前仍處于動態(tài)調(diào)整過程中。

（3）伊朗A油田Sarvak組油藏為具傾斜油水界面的次生前油藏期非穩(wěn)態(tài)油藏，優(yōu)勢開發(fā)區(qū)域?yàn)楣庞筒氐臉?gòu)造高部位（現(xiàn)今構(gòu)造北部高點(diǎn)的西側(cè)）及現(xiàn)今構(gòu)造高部位與古構(gòu)造高點(diǎn)之間的過渡帶。

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（本文編輯：李在光）

Theory of unsteady reservoir and its application in A oilfield of Iran

Chen Jie1，Du Yang1，Peng Pai1，Huang Hexiong2，Tong Mingsheng1，Xiong Shu3
（1.Research Institute of Geology Exploration and Development，CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Ltd.，Chengdu 610051，China；2.CNPC（Iran）Company，Beijing 100034，China；3.China Universtity of Petroleum，Beijing 102249，China）

The oil-water contract（OWC）of Sarvak reservoir of A oilfield in Iran is characterized by a large-amplitude one tilting from north to south.The hydrodynamic force is not the cause and the reservoir heterogeneity is not the main reason for the tilted OWC of the Sarvak reservoir.The main reason for the large-amplitude tilted OWC is the structure adjustment.Based on the analysis of sedimentary and tectonic evolution，formation flattening technique is utilized to recover the paleo-structure of different geologic stages.Combined with accumulation factor analysis，it is considered that the adjustment of traps is caused by Zagros orogeny and the structure adjustment rate is faster than the hydrocarbon adjustment rate.Now，the Sarvak reservoir is still in the new condition of migration，accumulation and adjustment，which is an unsteady reservoir.A paleo-trap which decreased from north to south formed in the Sarvak Formation in A oilfield after the late Paleocene.The Zagros orogeny during the Neogene caused the adjustment of the trap，and the former low point in the south uplifted significantly and gave birth to a new secondary trap.So，today the structure in the south of Sarvak Formation is higher than that in the north.The balance in the paleo-trap was broken，and hydrocarbonmigrated to the secondary trap in the south.The large-amplitude tilted oil-water contract showed that the paleoreservoir was still adjusting and unstable.The favorable development zone is the high zone of paleostructure which is in the western Sarvak reservoir，followed by the belt of transition between paleostructure and current structure.

tilted fluid contact；hydrodynamic force；capillarypressure；structural evolution；unsteadyreservoir

TE312

A

1673-8926（2015）06-0125-07

2015-07-26；

2015-09-21

中國石油川慶鉆探工程有限公司科技項(xiàng)目“海外油氣田快速評價(jià)技術(shù)研究”（編號：CQ2015B-7-1-1）資助

陳杰（1980-），男，碩士，工程師，主要從事碳酸鹽巖儲層綜合地質(zhì)研究方面的工作。地址：（610051）四川省成都市建設(shè)北路一段83號川慶鉆探工程公司地質(zhì)勘探開發(fā)研究院。電話：（028）86015340。E-mail：chenj-sc@cnpc.com.cn。