准噶尔盆地春风油田沙湾组油水倒置现象分析

董臣强

（中国石化胜利油田分公司新春采油厂，山东东营257000）

1 油田概况

春风油田位于准噶尔盆地西部隆起区的车排子地区。自印支运动以来，该区域就属于准噶尔盆地的长期构造隆升区，是多个生烃凹陷的有利油气运移指向区。车排子地区构造较为简单，石炭系基岩的顶面及其上沉积层均为区域性南倾的单斜，地层倾角约2．5°左右，比较平缓，以发育构造－岩性、地层圈闭等隐蔽性圈闭为主。

春风油田的主力含油层系为新近系沙湾组一段一砂组，发育1～2套储层，以辫状河三角洲前缘砂体和滩坝砂体岩性圈闭成藏为主，单层厚度几米～十几米不等，自下而上呈含砾砂岩、粗、中砂岩、细、粉砂岩的正旋回结构，成岩作用差，物性好，为高孔高渗储层［1］；春风油田原油密度为0．95 g／cm3左右，粘度在2 000～20 000 mPa·s之间，属于热采型稠油油藏。

随着春风油田钻井的增多及试油试采工作的深入，沙湾组油层的油水关系跟之前的认识变化较大，出现了油藏较高部位见水，或在油藏内部油干互层附近出现回采水率过高的油水倒置现象，影响了对油藏的整体认识与评价。

2 油水倒置现象及影响因素

在春风油田已经钻遇的油藏中，油水过渡带分布特征表现为两类：一类是圈闭低部位的正常边底水分布；另一类则表现为油层内部的水体发育区，即在油层之上的高部位又出现了水体，形成了油水倒置现象；另外还有一些油层中所夹杂的干层，常规试油供液不足，但注蒸汽热采过程中会导致回采水率过高，也是一种油水倒置现象。

油水倒置的一种成因是，稠油油藏中的原油在成藏后被进一步稠化，原油密度在一定的地质条件下可大于或接近地层水的密度［2］，出现倒置现象。但春风油田的原油密度在0．95 g／cm3左右，尚不具备上述条件。经过分析认为，本区的油水倒置现象的影响因素，由储层的非均质性和原油密度两方面组成。

2．1 储层的非均质性

储层的非均质性［3］是普遍存在的，具体表现在储层的岩性和厚度、储层的空间分布形态、碎屑颗粒胶结情况、孔喉结构特征等多个方面。由于沉积体在纵向上的韵律变化，及在平面上的迁移改造，储层物性的非均质性在三维空间内普遍存在［4］，而孔隙度和渗透率则是最常用的储层物性评价参数。

2．1．1 储层纵向的非均质性

春风油田新近系沙湾组储层埋深较浅，介于300～700 m之间，压实作用、成岩作用较弱，储集层物性相对较好。沙湾组一段一砂组自然电位表现为钟形曲线，为一套正旋回砂岩储集层沉积，自下而上依次为砾岩、含砾砂岩、粉细砂岩、泥质粉砂岩的顺序变化；从电阻率曲线及密度曲线上表现为三段式结构，下段为泥质充填胶结的砾岩段，中段为含砾砂岩－中细砂岩段，上段的灰质胶结的粉细砂岩或泥质粉砂岩段（图1）。其中下部两段为储集层段，自上而下为渐变式的密度曲线走高，说明储层物性逐渐变差，电阻率线性降低，反映了由油层段逐渐过渡为油水同层、含油水层直至水层段的电阻特征；上部的灰质胶结段则为高密度中电阻率曲线特征，是储层物性差、可动流体少的干层反映［5］。

图1 排601－平1井取心段综合柱状图

根据孔隙度和渗透率交会图（图2），可见与储层的三段式结构相对应的是物性变化的三段式结构特征。A段位孔隙度在16%以下的储层段，渗透率基本接近0值，该段反映了钙质胶结段的储层，极为致密，可解释为干层，基本没有储集空间发育；B段为孔隙度在17%～26%之间的储层段，渗透率介于（0～220）×10－3μm2之间，该段反映了泥质胶结的砾岩段储层，由于泥质填隙物对孔隙喉道的影响，孔隙发育中等，渗透率也相对为中偏低值，原油颗粒进入该类储层所需驱替动力较大，不能完全有效充注，形成束缚水和原油共存的过渡区，即油水过渡带；C段位孔隙度大于27% 的储层段，渗透率在220×10－3μm2之上，反映的是储层物性最好的的含砾砂岩－中细砂岩段，是春风油田的主力含油层段。

图2 排612油藏孔隙度－渗透率交汇图

2．1．2 储层平面的非均质性

春风油田沙湾组一段一砂组为辫状河三角洲前缘亚相［6］沉积，自西向东发育了三个三角洲朵叶体，朵叶体之间相互独立，一般以原始沉积期的水下古地形高带作为分隔。朵叶体是沉积地层形成圈闭并储集油气的重要场所，每一个朵叶体之上又有分流间湾和分流河道等沉积微相发育。水下分流河道的沉积物颗粒较粗，由砂砾岩组成，砂砾岩中泥质杂基含量极少，颗粒支撑，内部往往由多个下粗上细的砂岩透镜体相互叠置组成；分流间湾沉积岩性较细，常为粉砂岩与泥岩，颜色较深，为灰色及灰绿色。由于河道特别活跃，迁移频繁，河道间沉积往往遭到侵蚀破坏，多以大小不等的透镜状形式出现在河道砂体中［7］（图3）。

图3 春风油田沙一段一砂组沉积微相

在油藏内部，无论哪种微相的储层，只要后期被钙质胶结，就会演变为图2中A段的干层；此外，处在水下分流河道主体上，如排601－平2井，就会钻遇到孔隙度较高、渗透率较高、含油饱和度也较高的图2中的C段储层；如果是在河道间或分流间湾微相，由于泥质含量增多，则会钻遇图2中B段的油水过渡带，如排601－4井。

B段所代表的分流间湾，在辫状河三角洲前缘朵叶体上发育较多，但局部孤立分布。因为分流间湾沉积岩性较细［8］，孔隙发育较小、较少，同时泥质含量较高，堵塞了孔隙喉道，导致地层中含水饱和度比较高。分流间湾沉积中的地层水，基本以束缚水为主，常规试油试采过程中见水很少或供液不足［9］，但在蒸汽热采压力（4～6 MPa）产生的微裂缝沟通下，可提供液量，前几个生产周期可导致回采水率偏高，但最终累计地层产水量不会太大。因此，分流间湾微相与水下分流河道微相之间，由于物性变化原因形成了圈闭高低部位之间的油水倒置。

2．2 原油密度

图4 春风油田油藏剖面及平面模型

原油密度的大小是油水倒置现象的重要影响因素。原油在运移或充注规程中，主要受两各方面的影响，一是浮力，是原油运移的动力；二是毛管力，是原油运移的阻力。

春风油田是深部稠油二次调整成藏［11］，原油密度为0．93～0．96 g／cm3，较高的原油密度使得水油密度差Δρ较小，致使稠油颗粒的浮力较小，驱替岩石孔喉内水流体的动力相对较弱，因此稠油颗粒只能进入相对大孔喉的储层。譬如当Δh＝20 m时（图4），本区稠油与中质原油（如果原油密度为0．85 g／cm3）可充注的B点处的岩石的最小孔喉半径分别为5．2μm和1．7μm。依据孔隙度、渗透率与孔喉半径的关系式r＝ （8K／φ）1／2（其中K为渗透率10－3μm2，φ为孔隙度，%），可得三者之间关系。当中质油可进入孔隙度大于8%、渗透率大于3．7×10－3μm2的储层时，春风油田的稠油仅能充注孔隙度大于20%、渗透率大于96×10－3μm2的储层，因此，许多物性稍差的储层发育区，就会保留自身的水体，如图4中所示的蓝色区域（分流间湾），原油是不能有效充注的，而其低部位物性较好的储层区域则充注了较高饱和度的原油，导致了油水倒置现象的出现。

因此，原油密度的大小是油水倒置现象的重要影响因素。

3 结论

（1）春风油田稠油层的油水倒置现象，其原因是分流间湾微相与水下分流河道微相之间由于物性变化导致含油饱和度的差异，进而形成了圈闭高低部位之间的油水倒置。

（2）稠油的原油密度较大，使得原油颗粒浮力减小，可充注进入的岩石孔喉半径相对较大，进一步加剧了油藏中低含油饱和度区域（油水倒置区）的存在。

（3）稠油油田中储层物性引起的含水区域，多以较小、较薄的透镜状形式出现在河道砂体中。在热采生产中，前几个生产周期可导致回采水率偏高，但最终累计地层产水量不会太大。

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