劉 哲，劉季業(yè)，馬劍坤

（成都理工大學能源學院，四川成都 610059）

烏爾禾油田百口泉組油藏特征研究

劉 哲，劉季業(yè)，馬劍坤

（成都理工大學能源學院，四川成都 610059）

油藏在勘探開發(fā)初期需要確定油水界面，進而在確定油藏油柱高度等各項參數(shù)的基礎上計算儲量，但一般含邊底水的低滲油藏在油水界面與純油帶底界間存在油水過渡帶，且油水過渡帶地質特征與開發(fā)效果均和純油層有所區(qū)別，因此正確認識油水過渡帶特征對低滲透油藏開發(fā)研究有重要意義。以烏爾禾油田烏5井區(qū)為例，在測井及取心資料的基礎上，精細描述了百口泉組油藏地質特征，利用試油、測壓資料計算了油藏油水界面深度，并根據(jù)毛管壓力曲線及油水兩相相滲曲線，結合儲層流體性質計算了油水過渡帶高度。結果表明，受毛管壓力曲線、流體性質及儲層滲流特征影響，烏5井區(qū)百口泉組油藏油水過渡帶較厚，整個開發(fā)層系均位于油水過渡帶中。

低滲透；油水過渡帶；毛管壓力曲線；油水界面

油氣在產生后經歷漫長的地質歷史后運移成藏并形成較為穩(wěn)定的平衡狀態(tài)，由于密度不同在重力分異及浮力作用下自上而下形成氣（過飽和油藏）、油、水模式的油氣水分布特征，三者之間自然形成油水或油氣界面（見圖1），對于未飽和油藏，經典油水分布理論一般認為介于純油帶與純水帶間存在油水過渡帶[1]，而油水過渡帶儲層特征與開發(fā)效果均和純油層不同[2]。因此，有效確定油水界面及油水過渡帶位置、特征是制定油藏開發(fā)方案的重要前提，對于油田的開發(fā)及調整有重要意義。低滲透強非均質油藏油水過渡帶特征有別于常規(guī)油藏油水過渡帶特征，因此需要更深入的認識與研究。

目前主要有三種方法確定油水界面：（1）通過獲取壓汞資料得到油藏毛細管壓力曲線來確定油水界面；（2）通過對儲層取心巖樣使用各種方法確定儲層流體特征，進而確定油水界面；（3）利用測井資料確定油水界面，其中最常用的是利用電阻率測井曲線，結合試井資料進行分析確定。另外滿足一定條件還可使用其他一些方法，諸如：改進擬毛細管壓力曲線法、剩余壓力法、水壓頭法、飽和度投影法、三維地震屬性識別法、壓-深交匯法、圖版法、Petrel建模法等[3-8]。烏爾禾油田烏5井區(qū)三疊系百口泉組油藏（烏10井斷裂以北）投產初期產水量較高，含水上升速度快。本文以該井區(qū)為例確定了油水界面，通過深入認識油藏油水過渡帶特征，說明了此生產特征成因，并為同類油藏認識及后續(xù)開發(fā)提供參考。

1 地質特征

烏爾禾油田區(qū)域構造處于準噶爾盆地西北緣烏一夏斷裂帶烏爾禾斷背斜構造的中南部。烏5井區(qū)則位于烏爾禾油田西部，以沖積扇沉積為主，主要發(fā)育砂礫巖、砂質不等粒礫巖、礫巖、泥質粉砂巖及泥巖，整體表現(xiàn)出正旋回特征，上部隔層較厚且較穩(wěn)定，下部隔層較薄且穩(wěn)定性較差，儲層整體孔隙小，非均質性強[9]。其中，三疊系百口泉組為烏5井區(qū)主力含油層段，可劃分為 T1b1、T1b2、T1b3三個砂層組[10，11]，其中 T1b1可分三個小層，T1b2、T1b3砂組可各分為六個小層。井區(qū)內發(fā)育北東－南西向主要斷裂3條，構造形態(tài)表現(xiàn)為北東－南西向傾伏的被斷裂切割鼻狀構造，地層傾角5°～8°。烏5井區(qū)百口泉組孔隙度分布范圍集中分布在8%～16%，平均值為11.4%；滲透率主要分布在 0.5×10-3μm2～32×10-3μm2，平均值為 5.58×10-3μm2。

2 油水界面深度計算

不同類型油藏對油水界面的定義不同，在油田勘探開發(fā)初期，對于低滲低傾角幅度油藏，應定義不含油產純水段頂界為油水界面[1]。常規(guī)油藏計算油水界面深度一般采用取心法或試油、測井相結合的方法解釋油水層并確定油藏油水界面，但在實際應用中該方法更適用于儲層物性好、儲層結構成熟度高、油水界面明顯的油藏。烏5井區(qū)百口泉組油藏滲透率低、孔隙結構復雜、非均質性強（見表1），但利用該類方法不易準確確定油水界面深度。

烏5井區(qū)百口泉組油藏地層壓力資料較為詳細，因此，根據(jù)含油邊界內多井測井解釋、試油試采及井區(qū)測壓等資料，利用壓力折算法計算油水界面深度。油井目的層中深與油水界面（OWC）關系如下：

圖1 油水接觸關系示意圖

式中：Dowc－油水界面深度，m；Do－目的層中部深度，m；Δx－深度差，m，Δx＝Dowc-Do；Pi－目的層中部深度原始地層壓力，MPa；ρw－水密度，1×103kg/m3；ρo－油密度，103kg/m3；η－壓力系數(shù)，0.93。

經計算后得到烏5井區(qū)多井對應的油水界面深度（見表2），為方便研究后續(xù)油水分布特征對油水界面深度進行了平均化處理，統(tǒng)計目的層中部平均海拔-1 301.00 m，平均原始地層壓力為14.52 MPa，計算井目的層到油水界面平均高度為266.10 m，平均油水界面海拔為-1 567.10 m。通過井區(qū)取心資料與試油試采資料確定的油水界面海拔約為-1 500 m，與計算結果差別不大，說明計算結果較為準確。

表1 各小層層內非均質特征參數(shù)統(tǒng)計表

表2 油水界面深度計算參數(shù)表

3 油水過渡帶特征

從含水飽和度的角度出發(fā)來分析油藏油水過渡關系，由下而上可將飽和油藏依次作以下細分：100%飽和水產純水段，含不可動油（束縛油）產水段，油水過渡帶含可動水、油水同產段及含束縛水的產純油段（見圖1）。一般在認識油水過渡帶時容易將原始油水過渡帶與生產油水過渡帶混淆，而勘探開發(fā)初期確定的油水過渡帶應為原始油水過渡帶，計算油水過渡帶儲量時也為原始油水過渡帶儲量。在不同油藏中受油藏地質條件及儲層特點影響各段高度不盡相同，低滲強非均質油藏油水過渡帶高度較常規(guī)油藏油水過渡帶高度更大。低滲油藏油水過渡帶高度主要受毛管壓力曲線、儲層流體差異及油水滲流能力影響[12-14]，油水過渡帶高度與毛管壓力曲線與儲層流體密度差存在以下關系[15]：

式中：How－油水過渡帶高度，m；（Pc）R－油藏條件下的毛管壓力，MPa；ρw－地層水密度，1×103kg/m3；ρo－地層原油密度，103kg/m3。

圖2 烏5井區(qū)百口泉組毛管力曲線

由式（2）可知，體現(xiàn)儲層巖石孔喉特征的毛管壓力曲線對油水過渡帶高度影響最為明顯。喉道越細、孔隙結構分選越差，毛管壓力曲線排驅壓力越高、越缺少平臺段，相應油水過渡段高度越大。通過對烏5井區(qū)百口泉組油藏獲取的具有代表性的T1b2、T1b3層壓汞資料進行篩選，得到油藏平均壓汞毛管壓力曲線（見圖2（a））。由于表面張力及潤濕性的差異，一定毛管半徑條件下不同流體、不同環(huán)境條件下毛管壓力曲線存在差異，換算到油藏條件下毛管力曲線（見圖2（b）），研究區(qū)毛管壓力換算關系滿足：

式中：（Pc）Hg－實驗室條件下壓汞對應的毛管壓力，MPa。

同時，除毛管壓力曲線外流體性質對油水過渡帶高度也存在一定的影響。烏5井區(qū)百口泉組油藏地面原油密度為0.864 1 g/cm3，地層原油密度為0.802 5 g/cm3，50℃地面原油黏度為25.7 mPa·s，地層原油黏度為5.57 mPa·s，屬于輕質原油，由于黏度小，密度低，凈浮力較大，重力分異作用明顯，密度差使油水過渡帶油柱高度一定程度上減小。

經前人研究發(fā)現(xiàn)，油藏油水垂向分布與毛管壓力曲線及儲層相滲曲線特征有關，而通過相滲曲線確定油藏束縛水飽和度與不可動油飽和度后得到的兩相滲流區(qū)間即代表油藏油水過渡帶流體滲流特征[16，17]，烏5井區(qū)百口泉組油藏歸一化曲線（見圖3）。綜合利用毛管壓力曲線與相滲曲線，按產出特征即可將油藏自上而下分為三段（見圖4）：第Ⅰ段含水飽和度低于45%，為產純油段；第Ⅱ段，含水飽和度為45%～70%，為油水同產段；第Ⅲ段，含水飽和度大于70%，為產純水段（包括100%飽和水產純水段及含不可動油產水段）。

圖3 烏5井區(qū)百口泉組油藏歸一化相滲曲線

圖4 油藏油水垂向分布圖

通過計算得到油水過渡帶高度曲線（見圖5），烏5油水過渡帶高度為552 m，根據(jù)油水界面預測平均油水界面海拔為-1 567.10 m，可以得到烏5井區(qū)百口泉組油藏縱向流體分布特征：自-1 567.10 m向上149.60 m是含不可動油產水段，對應該段上部海拔-1 417.50 m；再向上402.76 m（海拔-1 417.50 m～-1 014.74 m）為油水同產帶；海拔-1 014.74 m以上為純產油帶。

圖5 油水過渡帶高度與含水飽和度關系圖

由于烏5井區(qū)百口泉組油藏開發(fā)區(qū)鉆井海拔處于-1 400 m～-1 200 m，因此烏5井區(qū)百口泉組油藏整體處于油水過渡帶之中。通過井區(qū)測井解釋得到的T1b2砂組與T1b3砂組的初始含油飽和度總體上隨油藏高度增大而增大，符合油水過渡帶高度與毛管壓力的關系（見圖6、圖7）。另外，井區(qū)開發(fā)初期產狀及試油、測試資料、產液剖面也表明隨構造高度升高油井含水率逐漸減少也證明了該油藏特點。

整個開發(fā)層段均位于油水過渡帶在油田開發(fā)中是較少見的，但對于非常規(guī)油藏而言，儲層在低滲透、特低滲或致密條件下，確實存在油水過渡帶高度大于油藏開發(fā)層段可能性，因此對于該類油藏深入研究油水過渡帶特征十分必要。

圖6 T1b2初始含油飽和度平面分布圖

圖7 T1b3初始含油飽和度平面分布圖

4 結論

（1）通過對烏5井區(qū)油水界面及油水過渡帶的分析研究確定了其開發(fā)層段全部處于油水過渡帶內，因此造成了井區(qū)開采初期含水高、含水上升快的特點。

（2）受儲層低滲透特性及強非均質性影響，油藏油水界面深度并不會完全相同，利用常規(guī)方法不易確定油水界面深度，因此采用單井壓力折算法計算油水界面深度較為準確。

（3）低滲油藏油水過渡帶高度較大，孔隙結構、流體性質及儲層滲流特征是造成該結果的主要影響因素，為更好地開發(fā)該類油藏，細致分析研究油水過渡帶特征及其影響因素十分必要。

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The research of Wuerhe oilfield Baikouquan oil layer characteristics

LIU Zhe，LIU Jiye，MA Jiankun
（College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

In the initial stage of reservoir development,OWC need to be determined,on the basis of calculation the height of oil column and other parameters to calculated reserves.But oil/water transition zone existence between low permeability reserve with edge water and basal ground water and bottom band of pure oil,and the geological characteristics and development effect of OWC zone is different from pure oil layer.Therefore it is great importance significance to correct understanding the characteristics of oil-water transition zones is of great importance to the development of low permeable reservoirs.Take the Wuerhe oilfield Wu5 well area as an example,on the basis of well logging and coring datas,geological characteristics of Baikouquan reservoir were finely descripted.The OWC depth is calculated by oil test and pressure measurement data.According to capillary pressure curve and oil-water two-phase percolation curve,combined with reservoir fluid property,the height of oil-water transition zone was calculated.The result shows it is affected by capillary pressure curve,fluid property and reservoir seepage characteristics.The Wu 5 well area of Baikouquan reser－voir oil-water transitional zone is thick,and the entire development layers are located in oilwater transitional zone.

low permeability；oil/water transition zone；capillary pressure curves；OWC

TE122.3

A

1673-5285（2017）08-0104-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.024

2017－07-05

劉哲，男（1992-），成都理工大學能源學院石油與天然氣工程專業(yè)在讀全日制碩士研究生。