基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素*——以渤海南堡35-2油田为例

全洪慧 别旭伟 谢 岳 张 章 汪 跃

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459）

基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素*
——以渤海南堡35-2油田为例

全洪慧 别旭伟 谢 岳 张 章 汪 跃

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459）

在实际油藏中，同一沉积单元油水界面存在深度差异、油水界面与构造线不完全平行的现象十分普遍。以渤海南堡35-2油田为例，利用构造油藏成藏重力分异的物理学原理，根据非均质油藏成藏动力与成藏阻力之间的平衡关系以及油水渗流规律，判断储集层中油的运聚状态，并利用油田勘探开发实践成果对油水界面存在深度差异的原因进行了分析。研究表明，油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关，可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段，不同阶段油气的受力不同，导致油水界面深度差异的主控因素也不同：①油藏形成阶段，油气充注压力越大、储层物性越好、油水密度差越小、地层上倾的区域具有更大的油柱高度，从而导致油水界面的差异分布；②油藏调整阶段，油气的散失程度影响油水界面的深度，砂体厚度超过临界油柱高度（即浮力与毛细管阻力相等时的油柱高度）时，油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏，从而造成油水界面上升形成深度差。本文研究成果对指导油田开发挖潜，乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。

油水界面；油柱高度；深度差异；油气成藏；南堡35-2油田；渤海

经典的油水分布理论认为，受重力分异作用控制，石油总是占据油藏的高部位，水体则位于油藏的底部或低部，油气在单一圈闭聚集具有统一的压力系统和油水界面，即同一个油藏中油水界面是相对稳定的，并且其水平投影线与构造线平行。这意味着在油藏评价过程中只要有一口油井确定了油水界面，整个油藏的油水界面也就被确定了［1］。然而在实际地质条件下，储层中油水分布规律要比理论认识复杂得多，特别是对于勘探阶段资料相对较少的海上油田，在开发阶段随着开发井的不断增多，钻井揭示的油水界面数据不断补充，同一油藏可能出现不同开发井钻遇不同的油水界面深度的情况，有的油藏甚至可能存在倾斜、波状油水界面。南堡35-2油田位于渤海湾盆地石臼坨凸起上，该油田在开发生产过程中发现相邻开发井之间存在明显的油水界面深度不一的现象，但在区域上并没有发生频繁的盆地沉降、隆起等构造运动，也不存在能够使油水界面倾斜的地下水驱动系统，因而造成油水界面深度差异的原因尚不明确。目前已有较多研究提及造成油水界面深度差异的原因，例如地下水系统驱动、毛管力驱动等［2-6］，但鲜有文献利用油田勘探开发实践成果，从油气生成、聚集成藏再到油藏调整改造这一动态角度进行连续统一的系统研究；另一方面，从目前对油水界面深度差异的认识来看，大部分研究是从定性角度分析，针对主控因素的具体影响过程和细节未见相关讨论。

本文拟在成藏动力学的指导下，从油藏形成、油藏调整过程中油气的运聚状态入手，借助南堡35-2油田开发阶段丰富的钻井资料和生产动态资料，定量或半定量的探索油水界面矛盾的成因及主控因素，这对指导油田开发挖潜，乃至完善该方面理论认识都具有重要意义。

1 油田地质概况

南堡35-2油田位于渤海中部海域石臼坨凸起的西南端，被渤中凹陷、南堡凹陷、秦南凹陷所包围，南部渤中凹陷和西部南堡凹陷均为渤海湾盆地已被证实的富烃凹陷（图1）。南堡35-2油田整体是一个由半背斜、复杂断块和南北斜坡带所组成的复式鼻状构造，钻井揭示基底为古生界灰岩，其上被新生界（古近系东营组、新近系馆陶组和明化镇组、第四系平原组）所披覆，在凸起的构造高部位东营组缺失，仅发育馆陶组及以上地层。主力含油层系发育于新近系明化镇组下段和馆陶组顶部，储层物性好，具有高孔高渗的特征；地面原油具有黏度高、密度大、含硫量低、凝固点低、含蜡量中等的特点，属稠油类型［7-9］。该油田于2005年投产，是渤海海域最早投产的稠油油田。

图1 南堡35-2油田区域构造位置图Fig.1 Tectonic location map of NB35-2 oilfield

2 油气成藏特征及油水界面分布

南堡35-2油田生储盖等石油地质条件优越，主要油藏类型为大型披覆背斜背景上的构造和构造-岩性油藏；油源对比分析认为，研究区原油主要来自油田东南侧的渤中凹陷，运移输导体系主要是油田南侧的边界大断层和明化镇组浅层断裂，储盖组合主要为馆陶组顶部的泥岩盖层与其下部的辫状河砂岩储层构成的组合以及明下段曲流河沉积形成的泥包砂结构特征的储盖组合。

研究认为，南堡35-2油田成藏过程符合“网毯式”成藏模式［10-12］，主要表现为“断裂控藏，深聚浅调”的特点，油气自渤中凹陷沙三段烃源岩生成后沿边界大断层向深层馆陶组储层聚集形成仓储层，后期浅层明化镇组次级断层活动强烈使部分原油被调整到浅层明化镇组形成次生油藏［13-14］（图2），因此可将该油田成藏过程分为前期的油藏形成阶段和后期的油藏调整阶段。

南堡35-2油田油气富集层位为明下段和馆陶组顶部，同一油藏油水界面深度不一致的现象在馆陶组和明化镇组皆可见到。以明化镇组为例，同一砂体上实钻结果表明油水界面深度由西北到东南逐渐加深，分块统计显示东南部（B22井）油水界面为-1 064 m，中部（B10P1井）油水界面为-1 057 m，西北部（B5井）油水界面为-1 052 m，纵向相差12 m（图3、4）。

图2 南堡35-2油田成藏模式图（剖面位置见图1）Fig.2 Hydrocarbon accumulation model in NB35-2 oilfield（see Fig.1 for location）

图3 南堡35-2油田油水界面平面分布Fig.3 OWC depth plane distribution in NB35-2 oilfield

图4 南堡35-2油田倾斜油水界面油藏剖面图（剖面位置见图3）Fig.4 Tilted OWC in NB35-2 oilfield reservoir profile（see Fig.3 for location）

3 油水界面深度差异主控因素

根据上述对油田基本成藏规律的认识及对油田倾斜油水界面现象的分析，综合认为油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关，其控制过程可概括为以下2个阶段。

3.1 油藏形成阶段

南堡35-2油田油藏形成阶段实际是油气自烃源岩生成后沿边界大断层等输导体系上升至馆陶组储层，并向储层充注最终达到平衡的一个过程，是成藏动力和成藏阻力相互作用的过程（图5）。

单位质点原油在充注达到平衡时主要受到3个力的作用：净浮力（浮力与重力的差值）、充注压力以及毛细管力［15］。其中，充注压力作为成藏动力，方向与运移方向一致；毛细管力作为成藏阻力，方向与运移方向相反；净浮力方向向上，既可以作为成藏的动力，也可以作为成藏的阻力，性质与地层倾角有关。当地层上倾时，浮力沿地层方向的分力作为成藏动力存在，与充注压力方向一致；当地层下倾时，浮力沿地层方向的分力作为成藏阻力存在，与毛细管阻力方向一致。本研究以断背斜为例，主要考虑下倾地层的受力情况。

图5 油藏形成阶段油水界面深度差异主控因素机理分析Fig.5 Differential WOC depth mechanism in reservoir formation stage

如图5所示，基于成藏动力和成藏阻力的平衡关系，对单位质点原油进行受力分析。

单位面积为1，油柱高度为h的原油所受净浮力F为

式（1）中：ρw为水的密度，g/cm3；ρo为油的密度，g/cm3；h为油柱高度，m；g为重力加速度，取值9.8 m/s2。

净浮力可分解为垂直地层方向和沿地层方向的分力，由于垂直地层方向的分力与隔夹层相互抵消，因此本次研究只考虑沿地层方向的分力，此分力与充注压力p、毛细管力pc在一条直线上，其大小为

式（2）中：θ为地层倾角，（°）。

毛细管力pc主要由孔喉半径决定，即

式（3）中：r为孔喉半径，μm；σ为表面张力，N/m；θw为润湿角，（°）。

由于南堡35-2油田岩石为水性润湿［9］，岩石表面基本被水完全润湿，即θw取0°，cosθw=1，因此，式（3）可简化为

根据成藏动力和成藏阻力的平衡关系，最终得到沿地层方向运移动力和运移阻力之间的关系式为

式（5）～（6）中：p为充注压力，MPa。

从式（6）中可以看出，在充注压力一定的情况下，油柱高度h是由孔喉半径r（与储层物性成正相关）、地层倾角θ、原油密度ρo等3个因素共同决定的，可以有以下几种情况：

1）当地层倾角θ相同（θ1=θ2）且原油密度相同（ρo1=ρo2）时，孔喉半径r越大，储层物性越好，油柱高度h越大，油水界面越低。

2）当原油密度相同（ρo1=ρo2）且储层物性基本相同（r1=r2）时，上倾地层比下倾地层具有更大的油柱高度。

3）当地层倾角θ相同（θ1=θ2）且物性相当（r1=r2）时，原油密度越小，净浮力越大，成藏动力越大，油水界面越深。

具体就南堡35-2油田而言，原油主要来自于油田东南侧的渤中凹陷，油田东南部离油源越近，成藏动力越大，油水界面越深；同时，原油密度差异是导致油水界面深度差异的主要因素，沿着油气充注方向，原油黏度向西北方向逐渐变大，油水密度差变小，成藏动力变小，因此，西北方向油水界面更浅。从该油田原油黏度的分布图也可以看出，地层原油黏度呈由东南向西北逐渐变大的趋势，与油水界面逐渐变浅的变化规律一致（图3）。分析认为，该油田原油黏度在平面上差异分布的原因主要有以下2个方面：

1）与所处位置及聚集的原油为不同阶段烃源岩生成有一定的关系。原油运移方向是由东南向西北，西北部为远源，主要聚集的是相对早期形成的原油，在油气运移过程中受到地表水淋滤、微生物降解作用等导致黏度增大；东南部为近源，聚集的主要是烃源岩相对晚期生成的原油，因此黏度相对较小。

2）渤海湾盆地新构造运动控制晚期成藏［16-18］是浅层油气藏形成的重要影响因素。从南堡35-2油田生排烃时间图（图6）可以看到，大量生排烃期是在明化镇组沉积时期，直至目前仍然有一定生排烃量，明上段沉积时期至目前断层活动强度逐渐增大，因此油藏目前可能还处在油气充注调整状态中，而近源的东南部受晚期成藏作用影响，原油黏度较低。

图6 南堡35-2油田生排烃量与断层活动期次匹配关系图Fig.6 Relationship of hydrocarbon generation and expulsion quantity and fault activity periods in NB35-2 oilfield

3.2 油藏调整阶段

油气充注完成后，油气水逐渐达到平衡，但这不意味着成藏结束，随着时间和外界条件的改变，油藏会进一步调整，油水界面也会相应改变。张善文等［10-12］从油气成藏过程入手，提出“网毯式油气成藏体系”新理论，认为在油藏调整阶段关键要回答仓储层在什么情况下运移油气并对油气起向上输导的作用，又在什么情况下储存油气并对油气起原地存储的作用。

油藏调整阶段油气运聚状态可以归纳为以下2种：①输导状态，仓储层油气沿浅层断裂体系运移至上覆储层中，在浅层聚集成藏；②仓储状态，主要在本层位聚集，油气在具有完整圈闭形态的空间聚集成藏，形成构造或岩性油气藏［19］。

油气充注完成达到平衡之后，油在仓储层中的运聚状态主要取决于运移动力和阻力。在南堡35-2油田亲水性储层中对单位质点原油进行受力分析，如图7所示。当运移动力大于阻力，即净浮力＞毛细管力时，油气处于输导状态，油气向上运移，仓储层油水界面上移；当运移动力小于运移阻力，即净浮力＜毛细管力时，油气处于仓储状态，运移动力不能克服运移阻力的作用，油在仓储层中聚集成藏。净浮力与毛细管力相等的时候就是一种临界条件，此时的油柱高度称为临界油柱高度hc。

图7 油藏调整阶段油气运聚机理分析图Fig.7 Mechanism analysis of hydrocarbon migration and accumulation in reservoir adjustment stage

根据岩石孔喉半径与孔隙度及渗透率间的经验公式［20］，即

式（8）中：K为渗透率，mD；φ为孔隙度，%。

将式（8）代入式（7），得到临界油柱高度为

利用临界油柱高度hc可以有效地划分仓储层油藏调整阶段的油气运聚状态：当原始油柱高度大于临界油柱高度时，油气为输导状态，油气沿浅层断层运移至上覆储层，油水界面上升，原储层为水层或油水同层的可能性大；当原始油柱高度小于临界油柱高度，为仓储状态，油水界面维持原始状态。

经理论计算，南堡35-2油田馆陶组临界油柱高度为14 m。统计发现，砂体厚度大于14 m的储层含油性差，为纯水层或顶油底水，厚度小于14 m的储层为油层，这与理论计算结果相吻合。对于该油田馆陶组，A22井区油水界面为-1 336 m，A28井区油水界面为-1 372 m，A22井和A28井砂体厚度分别为19 m和9 m，A22井为顶油底水层，A28井为纯油层，所以整体在原油密度接近的背景下，砂体厚度差异造成了油水界面深度差异。

4 结论

1）油水界面深度差异的形成与油气生成、运移、聚集再到散失的过程密切相关，可将油气生成到散失的全过程分为油藏形成阶段和油藏调整阶段，不同阶段油气的受力不同，导致油水界面深度差异的主控因素也是不同的。

2）油藏形成阶段，油柱高度是由充注压力、储层物性、原油密度、地层倾角等4个因素共同决定的，其中储层孔隙半径和原油黏度对油柱高度的影响最明显，此外还要考虑距离油源远近、油藏是否为非稳状态。

3）油藏调整阶段，油气的散失程度影响油水界面的深度，而其运聚状态主要取决于运移动力（浮力）与运移阻力（毛细管力）的平衡关系。当砂体厚度超过临界油柱高度时，油气可以克服毛细管阻力运移至浅层形成次生油藏，从而造成油水界面上升而形成深度差。

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Main controlling factors analysis on depth difference of oil-water contact based on oil-water seepage：a case study of NB35-2 oilfield，Bohai sea

QUAN Honghui BIE Xuwei XIE Yue ZHANG Zhang WANG Yue
（Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin300459，China）

In actual reservoir，the phenomena that the depth of oil-water contact is different in the same sedimentary unit and oil-water contact is not parallel with structural contour are very common.Taking NB35-2 oilfield as an example，according to the principle of gravity differentiation of structural oil and gas reservoirs，oil and gas migration-accumulation is studied by using the theory of equilibrium between the driving force and resisting force of petroleum accumulation，and the primary causes of oil-water contact depth difference are analyzed based on the exploration and exploitation achievements.The study shows that depth difference of oil-water contact is closely related to the process of oil and gas generation，migration，accumulation and losses.The process from hydrocarbon generation to depletion can be divided into reservoir formation stage and reservoir adjustment stage，and in different stages the force balance is different：①in the reservoir formation stage，the area with greater charging pressure，less oil and water density difference and updip formation has higher oil column height，causing the differential distribution of oil-water contact；②in the reservoir adjustment stage，the degree of hydrocarbon depletion affects the depth of oil-water contact.When sand thickness is larger than critical oil column height（buoyancy force equals capillary pressure），oil and gas can form secondary reservoir by overcoming capillary pressure，thus reducing oil-water contact and forming differential depth.The results can guide oilfield development and improve the theoretical understanding in this field.

oil-water contact；oil column height；differential depth；hydrocarbon reservoir forming；NB35-2 oilfield；Bohai sea

全洪慧，别旭伟，谢岳，等.基于油水渗流规律分析油水界面深度差异主控因素——以渤海南堡35-2油田为例［J］.中国海上油气，2017，29（6）：79-86.

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TE345

A

1673-1506（2017）06-0079-08

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.06.010

*“十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范（编号：2016ZX05058-001）”部分研究成果。

全洪慧，女，工程师，从事油气田地质与开发研究工作。地址：天津滨海新区塘沽海川路2121号渤海石油管理局B座1409室（邮编：300459）。E-mail：quanhh＠cnooc.com.cn。

2017-03-24改回日期：2017-07-17

（编辑：杨 滨）