張旭,段瑞凱,陳國(guó)寧,卜范青,康博韜,郜益華

1 中海石油（中國(guó)）有限公司北京研究中心；2 中海油國(guó)際有限公司

0 前 言

在國(guó)內(nèi)外油氣勘探開發(fā)領(lǐng)域，滯留水是學(xué)者時(shí)常提到的概念，也是勘探開發(fā)過(guò)程中要面臨的問(wèn)題?？傮w來(lái)看，雖然滯留水相對(duì)少見，但滯留水對(duì)于油氣田儲(chǔ)量評(píng)估及開發(fā)方案設(shè)計(jì)等有重要的意義［1-5］。國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)滯留水的研究很少，主要見于致密砂巖氣藏研究，例如：孟德偉等［2］在鄂爾多斯盆地蘇里格氣田西區(qū)的研究中提到天然氣藏中存在天然氣充注不足導(dǎo)致的滯留水；楊引弟等［3］在蘇里格氣田南區(qū)下古生界氣藏氣水分布規(guī)律的研究中提出了構(gòu)造底部滯留水的地層水模式。國(guó)內(nèi)學(xué)者關(guān)于油氣田內(nèi)部滯留水的定義存在一定的分歧，總體來(lái)看國(guó)內(nèi)學(xué)者在油氣田地質(zhì)研究中提出了2種類型的滯留水：其一為微觀滯留水，是指存在于不連通孔隙內(nèi)，油氣充注過(guò)程中因驅(qū)替地層水不充分而滯留在微孔隙中的水［2-4］；其二為宏觀滯留水，是指由于構(gòu)造幅度較低、低滲、孤立砂體等原因?qū)е掠蜌馕茨苡行С渥?，從而在含油層段?nèi)局部發(fā)育的滯留水層［5］。國(guó)外也有學(xué)者對(duì)滯留水進(jìn)行了研究，如Rolfsv?g 等［6］提出了滯留水靜態(tài)模型并通過(guò)實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，明確了油氣藏中滯留水的形成機(jī)理。國(guó)外學(xué)者對(duì)滯留水的定義更傾向于宏觀滯留水。

由于前人對(duì)滯留水的研究相對(duì)較少，尤其是國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)發(fā)育宏觀滯留水的油氣藏模式認(rèn)識(shí)存在不足，因此關(guān)于滯留水油氣藏的特征以及滯留水對(duì)油氣田開發(fā)的影響等有待進(jìn)一步總結(jié)。本文嘗試以西非尼日爾三角洲深水濁積砂巖E油田為例，以其豐富的靜、動(dòng)態(tài)資料為基礎(chǔ)，對(duì)B油組內(nèi)發(fā)育的滯留水特征進(jìn)行了深入解剖，分析滯留水的成因，并進(jìn)一步提出了5種滯留水油藏發(fā)育模式，最后總結(jié)了正確認(rèn)識(shí)滯留水油藏模式對(duì)油氣田勘探開發(fā)的意義。

1 研究區(qū)概況

研究區(qū)E油田位于西非尼日爾三角洲盆地深水區(qū)，水深介于1 400~1 600 m，北側(cè)距尼日利亞哈科特港約200 km（圖1）。

1.1 構(gòu)造特征

尼日爾三角洲自始新世以來(lái)長(zhǎng)期處于進(jìn)積狀態(tài)［7］，伴隨著三角洲沉積物的不斷堆積，中新世以來(lái)盆地受到重力滑動(dòng)作用，導(dǎo)致盆地從北至南形成3個(gè)區(qū)域構(gòu)造帶（圖1a）。其中北側(cè)為拉伸構(gòu)造帶，常見拉伸正斷層；南側(cè)為擠壓構(gòu)造帶，疊瓦狀逆沖斷層極其發(fā)育；中部為拉伸-擠壓構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶，同時(shí)可見正斷層及逆斷層［8］。研究區(qū)E 油田即發(fā)育在尼日爾三角洲盆地構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶上。

圖1 研究區(qū)位置示意圖及地層綜合柱狀圖Fig.1 Location map and comprehensive stratigraphic column of the study area

由于構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶復(fù)雜的構(gòu)造背景，E 油田斷層極其發(fā)育。整體來(lái)看，B 油組為斷層復(fù)雜化的背斜構(gòu)造油藏（圖2），發(fā)育東北和西南2個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)。研究區(qū)大量發(fā)育北東—南西走向正斷層及近南北走向的走滑斷層。復(fù)雜的斷裂系統(tǒng)將目標(biāo)區(qū)劃分為數(shù)十個(gè)北東—南西走向的小斷塊。

圖2 尼日爾三角洲盆地E油田B油組頂面構(gòu)造圖Fig.2 Top structure of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin

1.2 地層與儲(chǔ)層發(fā)育特征

目標(biāo)區(qū)自古新世以來(lái)發(fā)育3套進(jìn)積地層，自下而上分別為：阿卡塔組（Akata）、阿格巴達(dá)組（Agbada）和貝寧組（Benin）［9］（圖1b）。其中，阿卡塔組主要為海相黑色頁(yè)巖，是研究區(qū)主要的生油層系；上覆阿格巴達(dá)組為研究區(qū)目的層所在層位，該套地層向海方向?yàn)楹５咨扰c深海泥巖沉積，靠近陸地方向則發(fā)育三角洲平原、三角洲前緣沉積［10］；貝寧組主要發(fā)育于近岸及岸上地區(qū)，主要由河流及岸后沼澤沉積組成［11］。

E 油田B 油組發(fā)育典型的深水濁積復(fù)合體沉積，縱向上細(xì)分為下部的朵葉體和上部的水道（圖3）。地震剖面及鉆井資料分析表明，下部朵葉體基本呈席狀廣泛分布，砂體厚度介于15~25 m。上部水道砂體在剖面上呈頂平底凸形態(tài)，砂體厚度在5~40 m 之間。水道具有很強(qiáng)的下切能力，水道軸部下切侵蝕至下部朵葉體，進(jìn)而導(dǎo)致水道和朵葉體形成上下連通的濁積復(fù)合體。

圖3 尼日爾三角洲盆地E油田B油組地震剖面及沉積解釋圖（剖面位置見圖2）Fig.3 Seismic profile and sedimentary interpretation of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin(profile location is shown in Fig.2)

1.3 油田資料情況

E 油田豐富的基礎(chǔ)資料為開展精細(xì)研究提供了良好的基礎(chǔ)。三維地震數(shù)據(jù)已覆蓋全區(qū)，資料平面處理面元為12.5 m×12.5 m，采樣間隔2 ms，目的層段主頻為32 Hz，整體信噪比高，目標(biāo)層位成像清晰。常規(guī)取心、分析化驗(yàn)資料、開發(fā)井隨鉆測(cè)井等資料齊全。此外，為明確井間連通性和斷層分區(qū)，開發(fā)井隨鉆及完鉆后分別獲取了大量MDT 測(cè)壓資料和多組干擾測(cè)試資料。

2 油藏滯留水特征

E 油田由于斷層分割形成了多個(gè)油水系統(tǒng)。如圖4所示為B 油組南部油水系統(tǒng)分區(qū)，斷層封堵性的認(rèn)識(shí)由開發(fā)井鉆遇油水界面及動(dòng)態(tài)測(cè)試資料加以證實(shí)。

圖4 尼日爾三角洲盆地E油田南部B油組油水分區(qū)示意圖Fig.4 Schematic map of oil-water zoning of the B oil group in the south of E Oilfield in Niger Delta Basin

E-1 井與E-2 井位于同一連通斷塊系統(tǒng)內(nèi)，且分別位于構(gòu)造的鞍部和翼部，但兩口井揭示的油水界面分別為-2 780 m 和-2 816 m，相差達(dá)36 m。前期一般認(rèn)為E-1井和E-2井之間可能由于儲(chǔ)層不連續(xù)、斷層等因素導(dǎo)致不連通，從而形成不同的油水界面。而隨著資料的不斷豐富，尤其是干擾測(cè)試結(jié)果的獲取，最終認(rèn)定構(gòu)造鞍部發(fā)育滯留水導(dǎo)致油水界面不同的矛盾。下面分別從油水界面差異、壓力特征及連通性等角度總結(jié)B油組滯留水的特征。

（1）滯留水油水界面與油藏正常油水界面海拔深度不一致

B 油組發(fā)育滯留水是導(dǎo)致E-1 井與E-2 井油水界面不一致的決定性因素（圖5）。

圖5 尼日爾三角洲盆地E油田B油組滯留水發(fā)育模式圖（剖面平行于斷塊邊界斷層）Fig.5 Perched water development model of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin (profile is parallel to the boundary fault)

E-1井鉆遇水體為滯留水，油水界面較高，海拔深度-2 780 m；E-2 井鉆遇水體為常規(guī)地層水，油水界面較低，海拔深度-2 816 m。值得注意的是，形成滯留水的必要條件是滯留水體與常規(guī)地層水體不能直接相連，之間的油層須將兩個(gè)水體完全隔開。在本例中，E-1井組和E-2井組所在斷塊兩側(cè)為封堵斷層，而且兩井之間為構(gòu)造高部位，鞍部的滯留水體與西南部常規(guī)地層水體由于斷層和油藏底面遮擋而不能直接溝通。

（2）MDT壓力資料顯示具有統(tǒng)一的油線

通過(guò)將MDT測(cè)壓結(jié)果投在壓力-深度交會(huì)圖上可以看出發(fā)育滯留水的油藏具有其典型特征。如圖6所示，B 油組不同井的油層MDT 取樣點(diǎn)在交會(huì)圖上基本呈統(tǒng)一的油線，由此也可知油層可能是連通的。

圖6 尼日爾三角洲盆地E油田B油組MDT測(cè)壓分析圖Fig.6 MDT pressure analysis diagram of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin

而水層取樣點(diǎn)則壓力差異較大，呈兩條分離的水線，其中位于鞍部的E-1 井滯留水取樣點(diǎn)壓力線靠左上，位于西南部的E-2 井常規(guī)地層水取樣點(diǎn)壓力線靠右下，即折算在同一深度下，E-1井鉆遇的滯留水壓力相對(duì)E-2 井鉆遇的常規(guī)地層水壓力較高。兩條水線與油線相交點(diǎn)顯示了油水界面的深度。兩條水線壓力與油水界面高度差之間具有如下定量關(guān)系：

式中：△P為同一深度情況下滯留水壓力（Pp）與常規(guī)地層水壓力（Pc)之差，Pa；△h為滯留水油水界面與地層水油水界面之間的高度差，m；ρw為水的密度，kg/m3；ρo為油的密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2。以上定量關(guān)系可以為利用壓力資料識(shí)別滯留水提供一定的參考。

（3）靜、動(dòng)態(tài)資料表明井間具有連通性

E-1 井與E-2 井雖然位于西南部高點(diǎn)的兩側(cè)，且分別鉆遇不同的油水界面，但通過(guò)靜態(tài)與動(dòng)態(tài)資料分析認(rèn)為兩口井具有連通性。靜態(tài)方面，盡管B 油組發(fā)育大量斷層，但是E-1 井和E-2 井鉆遇的斷塊內(nèi)部截切斷層少，少量斜切斷層延伸距離短，而且斷距小未能將儲(chǔ)層完全斷開。另外，儲(chǔ)層研究認(rèn)為，E-1 井與E-2 井之間儲(chǔ)層連續(xù)發(fā)育。E-1 井和E-2 井分別鉆遇了上部水道和下部朵葉體，雖然水道分布局限，但是朵葉體分布廣泛，而且水道下切朵葉體，兩者形成了連續(xù)分布的復(fù)合體。動(dòng)態(tài)方面，E-1 井和E-2 井完鉆后分別與位于中間高部位的E-3 井進(jìn)行了干擾測(cè)試。圖7為干擾測(cè)試壓力監(jiān)測(cè)結(jié)果，其中藍(lán)色線分別代表E-1 井和E-2 井注入水量，黑色線代表E-3 井監(jiān)測(cè)壓力。測(cè)試結(jié)果顯示在E-1 井、E-2 井未注水時(shí)，E-3 井壓力呈穩(wěn)定的平臺(tái)狀，而當(dāng)兩口井分別注水后，E-3井壓力均具有明顯的響應(yīng)，說(shuō)明E-1 井、E-2 井與E-3 井均具有較好的連通性。這些資料證明B 油組在該封閉斷塊內(nèi)雖然發(fā)育兩個(gè)不同的油水界面，但其實(shí)為連通的整體。

圖7 尼日爾三角洲盆地E油田B油組干擾測(cè)試結(jié)果Fig.7 Interference test results of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin

3 滯留水成因分析與發(fā)育模式

3.1 B油組滯留水成因分析

滯留水的直接成因是油氣未能有效充注而形成局部滯留水層，其形成需要一定的地質(zhì)條件，并與油氣充注過(guò)程緊密相關(guān)。從B油組發(fā)育滯留水的實(shí)際情況來(lái)看，其成因包括油藏構(gòu)造基礎(chǔ)、油氣側(cè)翼充注等關(guān)鍵因素。

3.1.1 油藏構(gòu)造基礎(chǔ)

B 油組之所以形成滯留水與其特殊的構(gòu)造基礎(chǔ)有關(guān)。首先，B 油組發(fā)育大量斷層，導(dǎo)致油藏被切割成大量斷塊，尤其是北東—南西向平行排列的封堵斷層，將油藏限制為窄條狀，從而使滯留水體不能大范圍分布并與南側(cè)的常規(guī)地層水連通。其次，在封堵斷層夾持下，構(gòu)造相對(duì)低的鞍部形成了局限構(gòu)造洼地，而西南側(cè)高點(diǎn)構(gòu)造部位較高，導(dǎo)致油氣充注過(guò)程中水體不能越過(guò)構(gòu)造高點(diǎn)排出，從而形成了滯留水。

3.1.2 油氣側(cè)翼充注

在相對(duì)特殊的構(gòu)造基礎(chǔ)上，油氣的側(cè)翼充注是滯留水形成的必要條件。B 油組西南側(cè)翼部鉆遇油水界面整體較深，而鞍部油水界面較淺，油氣由西南側(cè)翼部充注進(jìn)入圈閉（如圖8所示為左側(cè)充注）。

圖8 尼日爾三角洲盆地E油田B油組滯留水成因模式圖Fig.8 Genetic model of perched water of the B oil group of E Oilfield in Niger Delta Basin

研究推測(cè)油氣的充注過(guò)程如下：隨著圈閉內(nèi)油氣的不斷聚集，B 油組的油藏類型發(fā)生了轉(zhuǎn)變，由原來(lái)具有統(tǒng)一油水界面的底水油藏逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)檫吽筒?。底水油藏條件下，整個(gè)油藏的水體均可以自由流動(dòng)，并可隨油氣充注而驅(qū)替排出。但當(dāng)油藏類型由底水油藏轉(zhuǎn)變?yōu)檫吽筒貢r(shí)，鞍部水體與翼部水體就被高部位油層隔絕開，從而阻止鞍部地層水進(jìn)一步排出。西南側(cè)翼部油氣仍在不斷充注，進(jìn)而導(dǎo)致翼部油藏形成更高的油柱高度和更深的油水界面。

3.1.3 其他因素

油氣藏中發(fā)育滯留水的情況相對(duì)少見，從國(guó)外的實(shí)例來(lái)看，深水濁積砂巖油氣田開發(fā)中見到滯留水可能性更大，如英國(guó)北海Grane、Fulmar［6,12］等發(fā)育滯留水的油氣田儲(chǔ)層為深水濁積砂巖。因此，推測(cè)深水濁積砂巖儲(chǔ)層中更利于形成滯留水，具體原因可能有2 個(gè)方面：①深水濁積砂巖儲(chǔ)層發(fā)育于深海泥巖背景之上，深海泥巖對(duì)濁積砂巖儲(chǔ)層中的流體具有很強(qiáng)的封閉性，導(dǎo)致油氣充注過(guò)程中形成的滯留水可以長(zhǎng)期穩(wěn)定保存；②深水濁積砂巖油氣田儲(chǔ)層一般特征為厚度大，橫向分布穩(wěn)定，縱向油水系統(tǒng)較少，因此層內(nèi)發(fā)育的滯留水更易于識(shí)別。而其他類型儲(chǔ)層如國(guó)內(nèi)常見的河流相儲(chǔ)層等，砂體在橫向和縱向上發(fā)生變化都很快，即使某些砂層中出現(xiàn)滯留水，通常規(guī)模也較小，難以準(zhǔn)確識(shí)別。

3.2 油藏滯留水發(fā)育模式

不同的油氣藏具有不同的構(gòu)造特點(diǎn)，因此油氣藏中發(fā)育滯留水的地質(zhì)模式也是多種多樣的?；谇笆鰷羲l(fā)育特征及成因分析，進(jìn)一步提出了除B 油組模式外的另外4 種油藏滯留水發(fā)育模式（圖9），分別為：①層狀油藏下傾方向砂體尖滅導(dǎo)致尖滅端形成局部封閉環(huán)境，從而造成油氣無(wú)法驅(qū)替砂體尖滅處的地層水（圖9a）；②斷層封堵導(dǎo)致層狀油藏單側(cè)儲(chǔ)層完全封閉，斷層封堵端的地層水無(wú)法排出（圖9b）；③單側(cè)封閉的厚層或塊狀油藏，由于巖漿侵入改變了儲(chǔ)層底面形態(tài)，導(dǎo)致封堵端形成滯留水（圖9c）；④層狀油藏底部由于水道下切侵蝕或局部微構(gòu)造等形成局限性的低洼區(qū)，導(dǎo)致地層水滯留（圖9d）。

圖9 4種油藏滯留水成因模式Fig.9 Four genetic models of reservoir perched water

3.3 油藏滯留水的準(zhǔn)確識(shí)別對(duì)油氣勘探開發(fā)的意義

油藏滯留水的識(shí)別會(huì)導(dǎo)致油藏油水界面、分區(qū)、儲(chǔ)層連通性等油田開發(fā)的基礎(chǔ)認(rèn)識(shí)發(fā)生根本性的變化，進(jìn)而對(duì)油氣田勘探開發(fā)帶來(lái)極大的影響，在此探討3方面的影響。

（1）滯留水可導(dǎo)致儲(chǔ)量評(píng)估風(fēng)險(xiǎn)

在油田勘探或開發(fā)早期鉆井較少的情況下，如果鉆井揭示了油水界面，那么此油水界面常被確定為整個(gè)油藏的界面。而如果此時(shí)油藏中發(fā)育滯留水則可能導(dǎo)致對(duì)整個(gè)油田的油水界面認(rèn)識(shí)不足，進(jìn)而造成儲(chǔ)量評(píng)估不準(zhǔn)，甚至導(dǎo)致項(xiàng)目放棄或失利。如圖10a 所示，當(dāng)恰好鉆遇構(gòu)造高部位局部的滯留水層時(shí)，鉆井揭示的油水界面就會(huì)明顯高于油藏實(shí)際的油水界面，從而可導(dǎo)致油田儲(chǔ)量被低估。而圖10b 所示則與之相反，在翼部鉆遇了常規(guī)的油水界面，而油藏?zé)o鉆井一側(cè)卻發(fā)育規(guī)模較大的滯留水，此時(shí)就會(huì)導(dǎo)致油藏整體儲(chǔ)量被高估。

圖10 滯留水導(dǎo)致儲(chǔ)量評(píng)估風(fēng)險(xiǎn)示意圖Fig.10 Schematic diagram of reserve assessment risk caused by perched water

（2）滯留水影響油藏模式認(rèn)識(shí)，進(jìn)而影響開發(fā)井網(wǎng)部署

油田勘探評(píng)價(jià)或隨鉆階段，在鉆遇了滯留水而未能準(zhǔn)確判別的情況下，易出現(xiàn)油藏連通模式認(rèn)識(shí)不到位，從而導(dǎo)致開發(fā)分區(qū)出現(xiàn)失誤，進(jìn)而影響井網(wǎng)部署，而這對(duì)于深水油田開發(fā)來(lái)講是至關(guān)重要的。

在未認(rèn)識(shí)到滯留水的情況下，常規(guī)思路會(huì)將發(fā)育不同油水界面的油藏劃分為數(shù)個(gè)不連通的分區(qū)，并分別在各自分區(qū)部署注水井和生產(chǎn)井，而滯留水模式下油藏其實(shí)是整體連通的，通盤考慮則可節(jié)省開發(fā)井和投資。

（3）滯留水可影響采油井的開發(fā)效果

滯留水發(fā)育的油藏模式下，由于滯留水對(duì)應(yīng)的油水界面一般海拔較高，水體的延伸范圍也較預(yù)期更大，部分情況下甚至延伸至采油井之下，如果不制定針對(duì)性生產(chǎn)策略，易導(dǎo)致油井附近底水上升，造成油井早見水而影響開發(fā)效果。

4 結(jié) 論

尼日爾三角洲盆地深水區(qū)E 油田B 油組為濁積水道與朵葉復(fù)合體沉積，通過(guò)靜態(tài)、動(dòng)態(tài)資料綜合分析顯示B 油組發(fā)育滯留水，總結(jié)了滯留水發(fā)育特征：①滯留水油水界面與油藏正常油水界面海拔深度不一致；②MDT 測(cè)壓顯示發(fā)育滯留水的油藏具有統(tǒng)一的油線；③發(fā)育滯留水的油藏雖然油水界面有差異但具有整體連通性。明確了B 油組滯留水的成因，具體包括油藏構(gòu)造基礎(chǔ)、油氣側(cè)翼充注等因素?？偨Y(jié)了5 種油藏滯留水成因模式，并探討了準(zhǔn)確識(shí)別油藏滯留水對(duì)油氣勘探開發(fā)的意義。