非稳态油藏理论及其在伊朗A油田的应用

陈　杰,杜　洋,彭　湃,黄贺雄,童明胜,熊　舒

（1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，成都610051；

2.中国石油（伊朗）公司，北京100034；3.中国石油大学（北京），北京102249）

油气田开发

非稳态油藏理论及其在伊朗A油田的应用

陈杰1,杜洋1,彭湃1,黄贺雄2,童明胜1,熊舒3

（1.中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院，成都610051；

2.中国石油（伊朗）公司，北京100034；3.中国石油大学（北京），北京102249）

通过对伊朗A油田上白垩统Sarvak组油藏油水界面倾斜原因进行分析，认为水动力作用不是造成该现象的主要原因，储层非均质性能够造成该现象但也不是主要原因，而晚期的构造急剧调整是造成该现象的主要原因。在区域沉积与构造演化分析的基础上，运用地震层拉平技术对伊朗A油田不同时期古构造圈闭进行恢复，结合成藏研究认为，新近纪末扎格罗斯构造运动造成油田圈闭超晚期调整，构造调整速率远大于流体调整速率，从而造成了Sarvak组油藏油水界面大幅度倾斜，油藏目前仍处于新的运移、聚集与调整过程中，为非稳态油藏；古新世晚期Sarvak组地层形成北高南低的古背斜圈闭，新近纪扎格罗斯造山运动导致圈闭形态发生改变，南部原古构造低点大幅度抬升，快速演变为现今南高北低的构造形态；圈闭条件的改变打破了古油藏内流体的动力平衡，烃类发生二次运移，现今大幅度倾斜的油水界面为古油藏尚未调整完毕所显示的特征。油藏优势开发区域为古构造高部位，即现今Sarvak组油藏北高点的西侧，其次为古构造与现今构造高部位之间的过渡带。

倾斜油水界面；水动力；毛细管力；构造演化；非稳态油藏

0　引言

伊朗A油田储量巨大（原始地质储量超过30亿t），其主力储层为上白垩统Sarvak组碳酸盐岩地层（占总储量的90%以上），前期钻井、测试与测井等资料均表明其具有大幅度倾斜的油水界面（油藏油水界面南北高差达288 m）。国内（塔里木盆地哈得逊东河砂岩油藏［1-4］与塔中4油藏［5］）和国外（伊朗Yada油田［6］与伊拉克Majoon及Missan油田等）均存在此类现象。目前，对导致油水界面倾斜的原因争论较多，包括：断层、水动力、储层非均质性和油藏非稳态调整等均可能导致油藏油水界面倾斜［7-13］。笔者充分利用动、静态资料，对可能造成油藏油水界面倾斜的因素进行分析与计算，并结合区域沉积背景及构造演化分析，在非稳态油藏理论基础上，对伊朗A油田Sarvak组油藏特征进行描述，对可能造成其油水界面倾斜的原因进行探讨，明确其成因机制，以期指出油田下一步勘探开发的优势区域。

1　地质概况

伊朗A油田构造位置位于伊朗西部（图1）扎格罗斯断裂带南西侧，其钻遇的地层自上而下有第四系、新近系、古近系、白垩系和侏罗系，主要目的层为上白垩统Sarvak组碳酸盐岩储层，其次为下白垩统Kazhdumi组及Gadvan组碎屑岩储层与Fahliyan组碳酸盐岩储层。Sarvak组碳酸盐岩储层为浅海缓斜坡陆架沉积，岩性主要为含厚壳蛤的粒泥灰岩及颗粒灰岩、富含有孔虫的泥粒灰岩和泥晶灰岩，储集空间主要为粒间和粒内溶孔，孔、渗相关性较好，为基质孔隙型储层，局部发育裂缝以及微裂缝；纵向上各小层物性差异较大，平均孔隙度为13%，平均渗透率为11.6 mD，为中孔、中低渗型储层。油田构造为近南北向的长轴背斜，西翼较陡，东翼相对较缓，构造中部西翼发育少量雁列状分布的正断层（断距小，仅15～30 m），构造由下至上具有较好的继承性。原油高温与高压物性分析表明：Sarvak组油藏平均气油比为0.245 m3/m3，原油平均体积系数为1.27，黏度为6.38 mPa·s，平均密度为0.808 g/cm3，为稍稠的黑油。

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

2　Sarvak组油藏油水界面特征

伊朗A油田钻井与测试数据均表明：Sarvak组油藏具有复杂的大幅度倾斜的油水界面，其沿长轴方向由北向南逐渐升高，北部略平稳，从构造中部开始大幅度抬升。目前，测试与测井资料均证实，南部的AZN-12井的油水界面海拔为-2 672 m，北部的AZN-3井的油水界面海拔为-2 960 m，相对高差达288 m（图2）。

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

3　大幅度倾斜油水界面成因分析

前人研究成果［7-11］表明，造成油藏油水界面倾斜的原因主要有3种：①水动力作用机制。在构造作用下，地形高差发生变化，引起地层水势能发生变化，形成相对明显的运动水流，产生水动力作用，从而导致储层油水界面发生倾斜。②储层非均质性导致毛管压力作用机制。在非均质性很强的储层中，由于储层沉积物颗粒大小相差很大，储层孔隙度变化较大，毛管压力随储层孔隙结构与构造的变化而变化，从而导致油水界面的起伏差异。③差异调整作用机制。构造调整与储层流体调整速率不一致，地层的倾斜速率远大于油水界面的调整速率，油水界面来不及调整，从而导致原来水平的油水界面变为倾斜的界面。现结合伊朗A油田Sarvak组油藏测井解释成果、测试数据、地震古构造解释和油藏及流体分析等，对其油水界面倾斜的原因进行分析。

3.1水动力作用机制

根据水动力作用机制，若水动力驱动导致油水界面倾斜，则在相同深度的水层内，不同区域由于水动力差异将导致地层压力不同，从而造成地层压力梯度发生变化［7-8，14］。根据伊朗A油田南北方向4口井（AZN-2，AZN-4，AZN-5和AZN-6井，其中AZN-5位于构造北端，油水界面海拔为-2 990 m，AZN-6井位于构造南端，油水界面海拔为-2 730 m，两者相差260 m）水层的流体取样测试（RFT）资料表明：4口井Sarvak组地层压力梯度曲线斜率基本一致，反映Sarvak组不存在异常地层压力（图3）。

其次，若是由水动力作用机制造成的Sarvak组油藏油水界面倾斜，则水体能量由高部位向低部位逐渐减弱，且能量越强，其水体交换越频繁。在低矿化度地表水长期侵入并冲刷高矿化度沉积原生滞留水的情况下，会造成Na+和K+浓度均下降及HCO3-浓度升高的趋势，从而形成不同水体能量区域地层水化学性质具有明显差异。由工区中部AZN-5井和南部AZN-4井（油水界面海拔为-2 797 m）地层水分析资料对比表明：2口井地层水矿化度均较高，各类离子含量相近，均为CaCl2型地层水。该类水型主要为深部密闭环境下的沉积成因水，主要由Na+与岩石表面吸附的Ca2+发生置换作用形成，表明油藏下部地层水能量弱，交换少，多为原生沉积滞留水（表1）。综上所述，水动力作用不是导致伊朗A油田油水界面倾斜的主要原因。

图3　伊朗A油田4口井地层压力梯度Fig.3　The formation pressure gradient of 4 wells in A oilfield，Iran

表1　伊朗A油田地层水分析数据Table 1　The formation water analysis of A oilfield，Iran

3.2毛管压力作用机制

由于储层具有非均质性，将导致油藏不同部位物性各异，不同大小的储层孔隙与喉道产生的毛管压力均不相同，造成油气运移不均衡，从而形成油水界面的高低差异。据文献［7］报道，可采用毛-浮压力平衡方程对孔喉结构差异可能造成的储层不同部位油水界面高差进行计算

式中：h为油水界面高差，m；r1与r2分别为束缚水条件下毛管压力与排驱压力对应的孔喉半径，μm；ρw与ρo分别为地层水与原油密度，g/cm3；σ为油水界面张力，mN/m；θ为润湿角，（°）。

伊朗A油田Sarvak组油藏AZN-2井（油水界面海拔为-2 833 m）和AZN-5井（与AZN-2井南北相距11 km）油水过渡带储层排驱压力对应的孔喉半径为0.036～0.538 μm，油水界面张力为51 mN/m，油水密度差为0.279 g/cm3（地层水密度为1.087 g/cm3）。将其带入式（1）计算得到2口井油水过渡带厚度为97 m，小于2口井油水界面高度差（151 m）。由此可见，储层物性差异引起的毛管压力作用能够造成Sarvak组油藏南北油水界面产生较大的差异，但还不能造成油藏油水界面如此大幅度的倾斜。

3.3差异调整作用机制

区域构造研究表明，伊朗A油田所在的扎格罗斯盆地从新生代开始经历的扎格罗斯造山运动，使其构造形态发生了较大的改变［15-18］。伊朗A油田三维地震精细构造解释与古构造恢复研究均表明［19-21］：工区在白垩纪中期沉积了一套以海相缓坡碳酸盐台地为主的地层（Sarvak-Fahliyan组地层）。Sarvak组地层厚度变化不大，局部具有微构造高点，说明地层原始沉积环境坡度小，沉积稳定［图4（a）］。晚白垩统Gurpi组地层沉积标志着中生界的结束，研究区进入了新生代沉积时期，并经历了3次较大规模的构造运动。

（1）古新世晚期。一系列的板块俯冲使得研究区具有活跃及受压缩的构造背景，这些构造背景的改变增大了海水咸度的变化，地层构造由原来的沉积缓坡演变为北高南低的南北向狭长背斜，与现今南高北低的构造形态正好相反［图4（b）～（c）］。

（2）始新世末期。随着阿拉伯板块与北部欧亚大陆发生碰撞，区域地层形态发生了较大变化，板块向北东方向倾斜，构造高点逐渐由北向南发生转移［图4（d）］。

图4　伊朗A油田Sarvak组不同时期构造图Fig.4　Structure evaluation of Sarvak Formation in A oilfield，Iran

（3）上新世。板块发生第二次碰撞，扎格罗斯北西向走滑带形成了蛇绿岩逆冲断层带，并形成了褶皱带。

3次构造运动使得Sarvak组地层形态与沉积时北高南低的状况相比发生了改变。研究区北部构造形态相对平稳，高点逐渐向北东方向迁移，南部大幅度抬升，逐渐演变为现今南高北低的构造格局［图4（e）］。

前人研究表明，扎格罗斯盆地在白垩纪早期沉积了一套巨厚的碳酸盐岩软泥、泥质灰岩和含大量有机物的地层（Garau组），为研究区主力烃源岩；至白垩纪中期，以生物碎屑灰岩为主的Sarvak组沉积形成。随着沉积作用的进行，地层埋藏深度逐渐加大，古新世时期，Garau组烃源岩达到生-排烃窗，所生成的油气向Sarvak组发生运移并充注，古新世晚期构造运动结束之后，在Sarvak组聚集并形成了构造特征为北高南低的背斜古油藏［15-16］。始新世末期，阿拉伯板块开始与欧亚大陆发生碰撞，工区南部逐渐抬升。到上新世，扎格罗斯构造运动使工区构造形态进一步发生了较大变化，研究区北部构造形态相对平稳，高点逐渐向北东方向迁移，南部地层大幅度抬升，逐渐演变为现今南高北低的构造形态［17-18］。构造演化改变了古油藏的圈闭条件，油藏流体平衡被打破，油气重新发生二次运移，在构造运动还没有停止的状态下，造成了对应于构造演化趋势来讲，北部油水界面相对平稳，而南部大幅度抬升的状况（图5）。

综上所述，伊朗A油田Sarvak组油藏油水界面由北向南大幅度倾斜是由于该区扎格罗斯构造运动造成构造大幅度变化，原油迁移不及时而形成的，且油藏目前仍处于调整过程中。

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

4　油藏开发优化建议

前人［9-10］根据非稳态油藏理论，按照形成机制、形成过程及油水界面类型将非稳态油藏划分为前油藏型与后油藏型、充注型与滞留型、油水界面倾斜型与多个油水界面型等。根据伊朗A油田Sarvak组油藏特征，笔者认为该油藏为具倾斜油水界面的次生前油藏期非稳态油藏。其特征为：古圈闭条件遭到破坏，部分油气滞留在原圈闭范围内，部分油气向构造高部位开始新的运移，并优先在有利储层中聚集，油气水关系复杂且处于一个动态调整变化过程中。

伊朗A油田Sarvak组油藏古构造调整的方向为：向东和向南抬升，原油从西向东、从北向南运移调整。因此，现今北部构造高点西侧的储层含油性应较中东部好，为更有利的开发区域。同时，由于储层内隔夹层和储层物性差异对原油分布和调整的控制作用，在油气运移的中前部地区，即靠近现今圈闭一侧（过渡带）含油饱和度相对较高，也是有利的开发区域（图6）。

图6　伊朗A油田Sarvak组优势开发区域示意图Fig.6　Favorable reservoir distribution of Sarvak Formation in A Oilfield，Iran

5　结论

（1）水动力作用不是造成伊朗A油田Sarvak组油水界面大幅度倾斜的主要原因，储层物性差异能够造成Sarvak组油藏产生较大幅度的油水界面差异，但不能造成目前如此大的差异；扎格罗斯构造运动引起的构造调整速率远大于流体运移调整速率，是造成Sarvak组油藏油水界面大幅度倾斜的主要原因。

（2）新生代开始的扎格罗斯构造运动致使伊朗A油田Sarvak组地层构造高点由北向南抬高，构造形态发生了较大变化，古油藏圈闭条件被改变，油藏动力平衡被打破，油气发生二次运移。现今Sarvak组油藏呈现的大幅度倾斜油水界面为尚未调整完毕的油水界面，油藏目前仍处于动态调整过程中。

（3）伊朗A油田Sarvak组油藏为具倾斜油水界面的次生前油藏期非稳态油藏，优势开发区域为古油藏的构造高部位（现今构造北部高点的西侧）及现今构造高部位与古构造高点之间的过渡带。

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（本文编辑：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

中国石油川庆钻探工程有限公司科技项目“海外油气田快速评价技术研究”（编号：CQ2015B-7-1-1）资助

陈杰（1980-），男，硕士，工程师，主要从事碳酸盐岩储层综合地质研究方面的工作。地址：（610051）四川省成都市建设北路一段83号川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院。电话：（028）86015340。E-mail：chenj-sc@cnpc.com.cn。