陆梁油田陆9井区呼一段低含油饱和度油藏特点及成因

任鹏，王伟锋，陈刚强

（1.中国石油大学 地球科学与技术学院，山东 青岛 266555；2.中国石油大学 石油学院，新疆 克拉玛依 834000）

低含油饱和度油藏是指共存水饱和度相较于一般油藏明显要高，在油层内有明显的可动水，在开发过程中不存在无水开采期，但具有一定经济价值的油藏[1]。其往往具有以下3个特点：①油藏远离油源，通常是经过二次甚至多次运移成藏；②主要分布在低渗透细孔喉储集层中，油藏束缚水饱和度较高，有一定量的可动水；③成藏圈闭的构造幅度较低，油层厚度较小。从低含油饱和度油藏的特点可以看出，油藏的形成与构造幅度、储集层特征和成藏过程有关。

目前，对于低含油饱和度油藏的成因存在众多不同的看法，文献［1］认为，储集层内纵向上发育的非均质性隔夹层会导致圈闭处于油水同层的分布格局，形成较宽的油水过渡带，降低油藏的含油饱和度；文献［2］在分析渤海湾地区低含油饱和度油层时提出，油藏的油水密度差和构造幅度对含油饱和度具有控制作用；文献［3］和文献［4］认为，低渗透储集层内毛细管压力较高，油气难以进入孔隙中，导致油藏含油饱和度低；文献［5］认为，黏土矿物在储集层内的分布会减小孔隙空间，导致油水充注孔隙的阻力增加，影响了油藏的含油饱和度；文献［6］认为，平缓构造背景下，具有高含水、低电阻特点的薄层油藏，其储集层内的油水饱和度与油层电阻率有关。总体来说，构造背景、储集层物性和流体性质3方面因素对油藏的含油饱和度有明显的控制作用。

低含油饱和度油藏在准噶尔盆地陆梁地区广泛存在，在不同区块的多个层系均有发现，主要分布在侏罗系和白垩系，呈现分布范围大、分布层位广的特点。前人在研究陆梁油田低阻油层时发现，油层束缚水饱和度较高，圈闭中油水呈间互出现，具有较宽的油水过渡带，认为其属于低含油饱和度油藏[7-9]，但是对于造成油藏含油饱和度低的原因并未深入研究。由于这类油藏具有较高的共存水饱和度，油水关系复杂，常常出现勘探解释成果与实际情况具有很大出入的现象，导致油田的勘探和开发都面临诸多困难。因此，通过对研究区低含油饱和度油藏的研究，可以了解这类油藏的特点，对其成因有充分的认识，从而丰富低含油饱和度油藏勘探的理论成果，有利于此类油藏的勘探和更加科学有效的开发。

1 研究区地质概况

陆梁油田位于准噶尔盆地陆梁隆起西段的三个泉凸起上，该凸起北邻英西凹陷，西邻玛湖凹陷，南与夏盐凸起和三南凹陷相接。陆9井区是陆梁油田主力油区之一，面积约112 km（2图1），油气主要分布于中侏罗统西山窑组、头屯河组和下白垩统呼图壁河组，具含油层系较多、纵向跨度大的特点。呼图壁河组发育有多套储盖组合，根据区域性泥岩分布及砂岩含油性，自下而上可分为呼图壁河组一段和呼图壁河组二段，呼一段（K1h1）厚度较大，含油面积约10 km2，是本次研究的目的层。研究区呼一段自上而下可进一步划分为7个砂层组，各砂层组又可根据沉积特征划分为多个砂层，如砂层组可细分为和共2个砂层。

1.1 构造特征

陆9井区位于三个泉凸起1号东背斜高点，目的层呼一段各砂层组顶面构造形态均呈近东西向短轴低幅度背斜，自上而下有较强的构造继承性，具体表现为背斜东部和北部较陡，而南部和西部较缓，各砂层圈闭规模都比较小，面积、幅度变化不大，构造幅度为4～12 m（表1）。研究区断裂不发育，仅在陆113井东侧侏罗系有一条断裂发育，受此断裂影响，该井东南方向发育一处鼻状构造。

图1 研究区构造位置

表1 研究区白垩系呼一段圈闭要素 m

1.2 沉积特征

地质沉积相综合分析结果表明，研究区呼一段以中—小型的三角洲和滨浅湖沉积为主，沉积厚度为220～300 m，砂体在垂向上变化较快，说明研究区总体是一个水进的过程。研究区主要发育三角洲平原、三角洲前缘和滨浅湖，物源主要来自北西向，次为北东向，受到水体、地形和波浪改造作用等因素的影响，前三角洲亚相不发育。根据地层测井响应、沉积旋回性和岩电特征，呼一段可划分为7个砂层组（表2），其中，K1h11，K1h21和K1h41砂层组的砂体较为发育，以水下分流河道、河口坝等微相为主，具有规模大、分布稳定等特点。

表2 研究区呼一段砂层组相带展布及岩性特征

1.3 储集层特征

研究区呼一段储集层厚度较大，由于呼一段为一套频繁的砂泥不等厚互层，因此孤立的储集砂体较多，且各储集砂体的厚度变化较大。平面上，靠近物源方向的砂体较厚，远离物源的砂体略薄；在垂向上，受沉积作用影响，砂层组间往往发育有连续分布且厚度不等的隔层，隔层岩性通常为泥岩或粉砂岩，渗透性很差，一定程度上制约了油气在垂向上的运移。此外，储集砂体之间与内部发育有大量低渗透夹层，以砂层为例，该砂层内夹层较为发育，夹层频率一般为0.5～0.7（表3）。广泛发育的夹层阻碍了各砂体在垂向或者侧向上的连通，导致储集砂体连通性较差，也对油气在储集砂体中的运移起到遮挡作用。

表3 研究区呼一段砂层夹层发育情况

表3 研究区呼一段砂层夹层发育情况

井名LU1147井LU1155井LU2196井LU7105井LU7143井LU7165井LU7186井LU7187井LU8125井LU9157井砂体厚度（m）19.5 20.9 7.0 13.1 10.8 21.3 16.9 7.5 3.8 19.8夹层累计厚度（m）13.8 12.6 4.1 8.6 5.8 13.5 5.3 4.4 1.0 10.5夹层频率0.71 0.60 0.59 0.66 0.54 0.63 0.31 0.59 0.26 0.53

研究区下白垩统呼图壁河组储集层岩性类型主要为细砂岩和中细砂岩，岩石类型主要为灰色细粒岩屑砂岩，黏土矿物以呈薄膜状包裹颗粒的伊蒙混层为主。储集层中原生粒间孔隙十分发育，为主要储集空间。储集层的成岩作用不明显，压实、压溶和胶结作用不强，其物性和岩性受到沉积微相及其展布的控制。根据岩心样品常规物性分析资料，呼一段储集层岩样孔隙度为7.90%～33.60%，平均为26.15%；渗透率为0.17～4 530.00 mD，平均为124.84 mD.总体来说，呼一段孔隙度较高，渗透性中等，但变化范围大，受沉积作用和储集层内流体性质的影响，储集层的含油性与物性关系复杂，二者的相关性较差（图2）。

2 低含油饱和度油藏特征

2.1 流体性质

研究区呼一段油藏的原油地面密度为0.832 9～0.870 4 g/cm3，50 ℃时原油黏度为7.85 ～23.48 mPa·s，含蜡量为3.53%～8.54%，凝固点为-24.00～13.91℃，饱和压力为8.97～12.21 MPa.油藏性质在纵向上具有规律性变化的特点，原油密度和原油黏度随深度的增加而减小，含蜡量随深度增加而增大。根据原油馏分分析，原油在150℃以下平均组分含量仅2.06%，而在300℃时平均组分含量为27.75%，说明原油轻烃组分较少，具有一定含量的非烃组分。总体来说，原油属于中等密度、低黏度的稀油。

呼一段同一砂层组的原油性质存在一定的差异，以砂层组为例，属同一区块的陆9井、陆101井和陆103井的原油黏度分别为6.86 mPa·s，11.36 mPa·s和20.78 mPa·s，说明在这3口井之间的砂体存在低渗或泥质隔断，从而导致了原油性质的差异。

图2 研究区呼一段含油饱和度与物性的关系

呼一段地层水以CaCl2型为主，NaHCO3型次之，地层水平均密度为1.013 4 g/cm3，矿化度较低，平均为9 941.00 mg/L，Cl-的平均质量浓度为5 782.94 mg/L.呼一段各砂层组地层水的矿化度和Cl-质量浓度变化较大，说明呼一段受到地表潜水的影响较大，地层水主要受重力作用运动，是一种强开放的水动力系统。呼一段较低矿化度的CaCl2型地层水，主要是由深层高矿化度的CaCl2型地层水通过断层向上运移所形成，反映研究区有利于油气的运移和聚集成藏，是次生油气藏区[10]。

2.2 油水分布特征

研究区呼一段基本没有沉积稳定、含油性好和厚度大的主力油层[11]。呼一段厚度220～300 m，但由于沉积变化较快，砂体的纵向连通性较差，每个砂层组由多个单砂体组合，各个单砂体油藏都具有独立的油水系统，主要为一砂一藏模式。受构造幅度和砂体的影响，油层的厚度普遍较小，含油层系多，油水在垂向上呈薄层间互出现，这一特点在砂层组油藏中表现得最为明显（图3）。各圈闭中油层的油水分布主要受构造背景控制，单砂体中的油藏受到岩性控制，多为构造-岩性油藏。圈闭内普遍发育有边、底水，与油层连通性较好。研究区油藏特征可以概括为低幅度、多层系叠合、一砂一藏和边底水活跃这4个方面。

图3 研究区砂层组油藏剖面

通过对研究区呼一段多口油井生产和试油资料分析，研究区东部构造高部位分布有一定量的纯油层，但油层厚度通常较薄；而在东部构造低部位以及研究区西部，多分布油水同层和含油水层。自开发以来，这些油井长期处于中高含水期，综合含水率已达到67.62%，而平均采出程度仅为11.39%，具含水上升快、采出程度低等特点，反映了油藏中可动水的大量存在。据测井解释和岩心样品核磁共振检测结果，呼一段油藏含油饱和度一般为25%～55%.

2.3 测井响应

研究区呼一段油藏的测井响应特征较为复杂。根据测井解释结果，研究区多套油水层被致密隔夹层所分隔，在圈闭幅度有限的背景下，形成了较为复杂的流体分布格局，圈闭多表现出含油水层或油水同层的流体分布特点。呼一段油藏含油层系较多，油藏具有独立油水系统，部分油藏的油层和水层电性具有明显差异，如K1h31砂层组油藏在陆103井的油层和水层电阻率具有明显变化，在LU9144井油层与底水层之间呈现阶梯状，根据这些特点可以通过多口井的测井资料综合判定油水界面。但多数油层普遍具有低电阻率特点，油层的电阻率与围岩甚至是水层的电阻率相接近，有时录井上具有良好油气显示的井段，在测井上电阻率基本没有明显变化，电阻率没有因含油饱和度的变化而发生改变，导致在判别油水层时常会将低阻油层误判为水层，这给油水层的判别带来了一定的困难。

3 低含油饱和度油藏成因分析

3.1 油气运移对含油饱和度的影响

当目标圈闭与生烃区距离较大，运移路径上存在其他良好的圈闭，且生排烃量并不非常大时，目标圈闭的油气充满程度会大大降低，导致含油饱和度低。前人对陆9井区油源和成藏期次的研究表明，呼一段油藏属次生油气藏，盆1井西凹陷下乌尔禾组烃源岩是油藏的主要油源[12]。该生烃凹陷侏罗—白垩纪和古近纪2次生烃产生的油气排出后，早期在异地混合成藏。随着陆梁隆起向南掀斜作用的加剧，研究区成为油气运移的有利指向区，早期形成的油藏随着古隆起的掀斜而调整，沿断层和不整合面向一系列优质储集层运移，并最终呈现由深至浅、由近及远阶梯状展布的“沿梁断控”成藏模式[13-14]。这意味着油气在向研究区呼图壁河组运移过程中，横向上对石西、石南和夏盐地区的有利圈闭优先充注；垂向上先对研究区目的层下部的中侏罗统头屯河组和西山窑组砂体进行充注（图4）。

随着与生烃凹陷距离的增加，石西1，石南14，石南4，石南10和陆9油藏含油饱和度依次降低（图5）。由于油气需要经过较长的距离才能到达陆9井区，而在运移路径上还存在其他的有效圈闭，油气优先充注了距离生烃凹陷近的圈闭，导致研究区的砂体充满程度相对较低。此外，长运移距离致使陆9井区的成藏时间相对较短，受构造背景的影响，油藏在短时间内未能充分分异，从而形成较宽的油水过渡带。因此，复杂的运移、成藏过程是造成呼一段油藏含油饱和度低的前提条件。

3.2 油气充注过程对含油饱和度的影响

研究区呼一段储集层中的油气主要通过该区西南部一条北东—南西向断裂垂向运移至砂体中，在低幅度构造背景下，储集层内非均质性夹层的广泛存在，会对油气充注起到较强的控制作用，影响油水分异。由于油气在储集层中运移的动力主要为油气自身浮力，根据油气成藏的基本理论，可以对圈闭中油气充注的过程做出推断。

图4 陆梁地区油气运移路径

如图6所示，当油气开始对储集层进行充注，首先进入底部砂层A3，由于致密夹层的排替压力往往大于储集砂层的排替压力，因此夹层B2具有一定的封堵能力，油气便在砂层A3中聚集，当达到最大油柱高度，产生的浮力超过夹层B2的排替压力时，继续充注的油气便会穿过夹层B2在砂层A2中聚集。此后的规律与之相似，只要油气在砂层A2中达到最大油柱高度后产生的浮力不小于上部夹层的排替压力，油气便会进一步穿过夹层B1，进入上部砂层A1，最终受到区域性盖层C的封堵，在圈闭中聚集成藏。这些广泛分布的夹层，会将夹层上下的油气分隔成多个小层，造成油水分布处于不连续的状态，油柱高度减小。

图5 陆梁地区油气运移路径上各油藏含油饱和度及含水饱和度

图6 非均质储集层中油气分布示意图

由于研究区圈闭幅度有限，若区域性盖层C所遮挡的圈闭高度大于形成纯油层的最小圈闭高度，则在砂层A1的顶部会形成一定厚度的纯油层，反之则为油水同层；而以夹层B1和B2作为局部遮挡层的储集砂层A2和A3的厚度通常达不到形成纯油层的最小圈闭高度，即夹层遮挡的油柱所产生的浮力小于油藏所在砂层的饱和压力时，该砂层中的油气便处于非饱和状态，此时储集层孔隙空间中会存在束缚水、自由水和油气3种状态的流体，无法形成纯油层[15]。因此，在研究区低幅度构造背景下，非均质隔夹层的广泛存在会对储集层中油气的运移和聚集起到封堵作用，容易造成油水同层，从而形成较宽的油水过渡带，导致油藏含油饱和度较低。

3.3构造幅度对含油饱和度的影响

在亲水的储集层中，油气进入粒间孔隙需要克服毛细管压力，只有当浮力大于毛细管压力时，油气才能驱替孔隙水。油藏中的油、水分布是毛细管压力（阻力）和浮力（驱动力）平衡的结果，浮力与毛细管压力用公式表示为[16]

式中 Ff——浮力，Pa；

g——重力加速度，m/s2；

ho——油藏高度，m；

pc——毛细管压力，Pa；

r——孔喉半径，m；

θ——润湿角，（°）；

ρo，ρw——分别为地层内油和水的密度，kg/m3；

σ——界面张力，N/m.

（1）式表明，浮力与油藏高度成正比，油藏高度越大，则浮力越大。呼一段储集层构造幅度平缓，油藏高度低，油层厚度仅为7～17 m；油藏原油密度为832.9～870.4 kg/m3，油、水密度差最大为190.2 kg/m3.由（1）式计算出最大浮力为0.031 69 MPa.

由（2）式可以看出，毛细管压力主要取决于油水界面张力、润湿角和孔喉半径。研究区呼一段储集层以细砂岩为主，最大连通孔喉半径为9.36～18.89 μm，平均为14.14 μm.借助前人对不同系统中油水界面张力和润湿角的研究成果[17]，选取地层条件下θ=30°，σ=0.03 N/m，代入（2）式可得

代入rmax=18.89 μm与rmin=9.36 μm，计算得最小毛细管压力为0.027 51 MPa，最大毛细管压力为0.055 51 MPa，以平均孔喉半径计算得到的毛细管压力为0.036 75 MPa.

以上结果说明，即使在浮力最大的条件下，依然会有大部分孔隙的毛细管压力大于浮力，也就是说仍有部分孔隙不能被油气充注，导致油水分异不充分，从而形成较宽的油水过渡带。因此，构造幅度低是造成油藏含油饱和度低的一个主要原因。

3.4黏土矿物对含油饱和度的影响

根据X射线衍射资料统计，呼一段黏土矿物主要为伊蒙混层（69.0%）、绿泥石（16.1%）、伊利石（12.0%）和高岭石（4.1%）。在伊蒙混层中蒙脱石比例较高，平均为84.3%，占黏土矿物的58.0%左右，导致储集层具较强的水敏性。黏土矿物在储集层中主要具有3种形态[7，18]：①薄膜状包裹岩石颗粒；②桥状连接岩石颗粒；③充填在储集层孔隙内。

以薄膜状包裹在岩石颗粒表面的黏土矿物，其薄膜厚度可达2～5 μm，由于黏土矿物的表面和微孔内富含地层水，使得储集层亲水性增强，油藏形成过程中油气难以进入孔隙内；而以充填和孔隙搭桥方式分布的黏土矿物除了增强储集层的亲水性，还会阻碍粒间孔隙的连通，造成孔喉直径的减小甚至堵塞孔隙，进一步增加油气进入孔隙的难度。

3.5高束缚水饱和度对含油饱和度的影响

对研究区3口油井的岩心样品进行核磁共振检测（表4），结果表明岩心样品具有较高的束缚水饱和度，平均为40.6%，且束缚水占共存水比例高。事实上，整个呼一段储集层束缚水饱和度均较高，通常高于30.0%，部分可高达60.0%[7，19].研究区束缚水饱和度高主要与储集层特征有关，呼一段储集层的孔隙度较高，而渗透率中等偏低，且变化范围较大，这就导致储集层毛细管压力较大，当储集层中存在大量的束缚水时，多数孔隙被束缚水占据，造成成藏过程中油气难以驱替束缚水进入孔隙中，因此，形成油水混存的情况，造成含油饱和度低，在开发时便出现油水同产的情况。

表4 研究区呼一段油藏束缚水饱和度分析结果

4 结论

（1）研究区下白垩统呼一段油藏具有低幅度、多层系叠合、一砂一藏和边底水活跃的特点，共存水饱和度较高，油水关系复杂，油水在垂向上呈薄层间互出现。油藏的分布主要受到构造和岩性的控制，储集层物性与含油性的相关性较差。

（2）呼一段低含油饱和度油藏为次生油气藏，受掀斜作用影响，两期异地成藏遭破坏后运移至呼一段圈闭。由于与生烃凹陷距离较远，油气运移路径上还存在多个优质圈闭，油气优先在这些圈闭中聚集成藏，导致研究区油气供给量减小；此外油藏的成藏时间较晚，在低幅度的构造背景下，油气浮力不足使得油水分异不够充分，从而形成较宽的油水过渡带。

（3）储集层内大量存在的束缚水占据了孔隙空间，而富含地层水的黏土矿物进一步增加了储集层的亲水性，并且堵塞细小喉道。此外，在沉积作用下形成的非均质隔夹层在垂向上阻碍了油气的运移，造成油水分布处于不连续的状态，油柱高度大大降低，油藏从而呈现多层系、薄油层的特点，油气浮力也随油柱高度的降低而减小，更加难以驱替孔隙内的束缚水，造成油藏含油饱和度低的特点。

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