低幅度构造对特低渗透油藏油气水富集及开发动态的控制效应

王建民 ，张三，杜伟，李乐，乔贞，张俊，段梦悦

（1.西安石油大学地球科学与工程学院，西安 710065；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都 610000）

0 引言

低幅度构造概念与微幅度构造或者微型构造基本相当。1982年，赵子渊[1]通过对大庆长垣东侧三肇凹陷主体部位地震精查资料的精细解释和综合研究，首次提出了微幅度构造及微幅度构造群的概念，并论述了其成因及对勘探的影响。1987年该学者进一步将微幅度构造表述为在非常平缓的区域构造背景之上形成的、隆起幅度微小（闭合高度10～20 m）、在时间剖面上显示很微弱的构造圈闭[2]。同年，李兴国[3-4]通过深入分析胜沱、孤岛油田油层微型构造与生产动态的关系，将油层微型构造定义为“在总的油田构造背景上油层本身的微细起伏变化所显示的构造特征”，通常其面积在0.3 km2以内，隆起幅度不超过20 m。随后多年，低幅度构造研究成果不断出新，涉及油田及地区非常广泛，构造幅度界限也有所调整，但研究的技术途径仍以地震资料的精细处理及解释为主[5]。

鄂尔多斯盆地是一个叠合发育的大型克拉通盆地，中部的“伊陕斜坡”平缓西倾，构成了盆地的构造主体[6-8]。大量的油气勘探及开发成果表明，“伊陕斜坡”内部起伏多变，拥有大量的低幅度构造，对油气的分布富集及油气田（藏）的发育有着举足轻重的影响[9-15]。据中国石油地质志[10]报道，伊陕斜坡上诸多油气田（藏）的构造幅度普遍小于30 m，但构造及圈闭面积却变化很大；构造最小者面积不足1.0 km2，最大可达200 km2，而闭合面积最小不足0.3 km2，最大可达19 km2。近年来连续油气藏、致密油气等概念[16-17]不断渗透与融合，强调非圈闭及大规模储集层的连续性控制。伊陕斜坡中生界以内陆河湖相沉积为主，特别是延长组沉积期的三角洲前缘及深水重力流沉积，体系巨大，展布极广，砂岩储集层发育，孕育油田（藏）众多[18-19]，安塞、延长、志丹、靖安、西峰等一系列大中型特低渗透油田均散布并嵌合其中[20-21]，很容易造成储集层均匀连通、油藏自然连续的假象；加之低幅度构造本身的不显著性及隐蔽性，使其在研究工作中很容易被忽视。

低幅度构造对伊陕斜坡上大面积油气成藏及大中型油田发育的控制和影响是一个事关油气成藏理论发展的重要地质问题，需要从更多油田开发的实例验证及更精细深入的开发地质研究当中去寻找证据及答案。以往的研究主要侧重于对区域地质特征与宏观油气分布的对应分析等[22-26]，而且研究目标区域大、井控程度低、目的层段厚、分析单元粗、动态成果少、制图等值线间距大等，使得研究工作难以深入，既不能有效地反映低幅度构造的真实面貌，也难以揭示低幅度构造对油气成藏及开发动态的重要影响。

为弥补以往研究的不足，本文以志丹油田烟雾峁区块长6油藏及其开发小层为研究对象，依据大量钻井、录井、测井、生产及动态监测等动、静态资料，采用密井网与多因素地质建模、宏观对比与局部解剖、静态与动态分析相结合的方法，综合研究低幅度构造对特低渗透油藏油气水分布及开发动态的影响，探讨低幅度构造对油气富集及开发动态的控制程度，进一步深化对低幅度构造在大面积油气成藏与大中型油气田形成中的突出作用及重要地位的认识，指导特低渗透油藏的勘探与开发。

1 油藏基本概况及低幅度构造特征

1.1 油藏基本概况

志丹油田地处陕北腹地，构造上以伊陕斜坡为背景，相带上处于中生代三叠纪延长组沉积期湖盆北翼大型三角洲前缘沉积主体部位[27]。烟雾峁区块位于志丹油田西部，面积约50 km2。1999—2010年间处于自然探采状态，2011年转入规模注水开发。

区内含油层系众多，以三叠系延长组长6油层组为储产主力。长6油层组自下而上被划分为长64、长63、长62及长61等4个亚油层组，各单元地层厚度稳定，自北向南略有增厚趋势。长62和长61被进一步细分为长623、长622、长621和长613、长612、长611各3个小层，其中长613、长621两个相邻小层的储量最大、动用最多、产能最高，为长6油藏的主力储产层[28]。

长6油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积，古水流由北向南呈近南北方向展布，西侧受吴起三角洲东部北西方向来水的影响。根据密井网及多条件约束下主力小层的三维沉积相模型，其相带主体及侧翼主要由分流河道、河口坝及远砂坝等成因单元砂体复合而成，分布广泛；分流间湾沉积以长623小层最为发育，其余小层局限分布。砂岩储集层发育，平均砂地比0.47，平均单砂层厚度5.0 m，平均孔隙度10.3%，平均渗透率1.42×10-3μm2，属典型的低孔特低渗透储集层。

1.2 低幅度构造特征

利用密井网、小间距等高线（1～5 m）内插法编图，可较好地揭示区内低幅度构造的基本面貌及发育特征（见图1）。在区域单斜背景控制下，长6油层组顶面构造整体平缓西倾，地层倾角约1°，内部发育一系列呈近东西向伸展和近南北向排列的鼻状低幅度构造单元，构造脊线多具轻微偏转、凹凸、分叉、伏灭等现象，派生出一些新的隆洼相间的分支，构成一较大型的鼻状裙褶带。该裙褶带整体上西倾东翘，南低北高，构造差异较显著[29]；东西方向构造高差约70 m，平均坡降约8 m/km；南北方向构造差异约40 m，平均坡降约4.3 m/km。北部低幅度构造多正向凸起且相对密集，构造组合规模较大；南部低幅度构造多为负向洼地且相对宽缓，构造组合规模较小。局部鼻状构造顶端等值线出现闭合，形成一些规模不等的背斜小圈闭，闭合高度一般5～10 m，局部可达15 m左右，闭合面积0.2～0.8 km2。长6油层组内部各小层的顶面构造形态及其组合特征自下而上具有良好的继承性。

图1 长6油藏顶面低幅度构造发育特征

伊陕斜坡上的低幅度构造形态多为鼻状，构造幅度低，构造规模变化大，顶部又常缺少闭合，如何确定构造幅度及构造规模一直是一个难题。本文通过对烟雾峁区长6油藏顶面精细构造面貌的深入研究，于区内论证并圈定了24个正向凸起的低幅度构造单元和5个低幅度构造组合单元（见图1）。通过对其相对构造高差（构造基点与高点间的高差）的构造背景校正，求得各构造单元的真实构造幅度为0.4～19.8 m，平均9.3 m。

2 低幅度构造的油气富集效应

2.1 低幅度构造对油藏原始油气水分布富集的影响

烟雾峁区块长6油藏顶部构造在东西和南北方向上均存在明显的趋势性差异；内部低幅度构造也具有较多的局部圈闭，平均闭合高度5.2 m；地层原油密度0.823 8 g/cm3，油水密度差0.176 2 g/cm3。这些差异性表明，长6油藏具备形成油气水分异及指向性运移的基本条件[6]。

根据油水两相渗流理论及含水率变化机理，初始含水率是原始含水饱和度的函数；原始含水饱和度越小，则油层的初始含水率越低，初期产油能力越大；亦即初始含水率的大小能够反映油层原始含油饱和度的高低及油气的富集程度[30-33]。因此，研究低幅度构造与油井产能及含水率的相互关系能够有效揭示低幅度构造对特低渗透油藏油气水分布规律及富集程度的控制和影响程度。

利用区内密井网下主力小层的试采产量资料建立长6油藏的初始含水率模型，将其与油藏低幅度构造及油井初始稳定产量进行叠合分析（见图2）。其中，初始稳定产量为压裂投产3～5月后油层产出达到稳定状态时的产量，可根据油井采油曲线确定，用油水柱子表示；初始含水率则可根据初始稳定产液量计算。

图2 长6油藏初始含水率、初始稳定产量与低幅度构造叠合图

图2显示长6油藏小层的初始稳定产量及初始含水率均紧随低幅度构造的高低起伏及其自然延伸而变化。构造位置高则产能高、含水低；构造位置低则产能低、含水高。构造组合规模越大，其影响和作用的范围越大；构造组合规模越小，则其影响和作用的范围越小。与此同时，区块东、西部及南、北部的初始稳定产量及初始含水率分布也存在明显的整体性差异。

由此可见，低幅度构造及其组合规模对特低渗透油藏原始油气水的分布与富集具有显著的控制和影响。低幅度构造既是油气运移的主要指向，也是油气相对富集的有利场所，构造的整体性差异控制了油气富集的整体性差异。

2.2 低幅度构造与剖面油气水的分异富集

利用Petrol岩相、属性建模技术可获得任意方向、多条件约束下的连井沉积相、饱和度剖面，将二者与油藏特征剖面组合，综合分析低幅度构造对剖面油气水分异富集的控制和影响。图3显示油藏剖面顶部存在低幅度起伏，且向北部及东部整体性抬高，局部构造发育但不突出，油气具有分布普遍、局部集中、富集程度差异较大的特点。构造部位高则油层数量增多或者级次变好，构造部位低洼则油层数量减少或者级次变差。如YW5井以北井间（见图3a）、YW11和YW13等井（见图3b）构造部位较高，油层多而集中；YW8、YW10等井构造部位相对低凹，油层明显减少且含水增多。另外，不论是南北向还是东西向剖面，高部位下的长63油层均明显偏多，表明低幅度构造及区块的整体性构造差异与油气水的分异富集密切相关。

图3中还显示，沉积相剖面中不同沉积相带的属性差异比较明显，非均质性较强。三角洲前缘分流河道“主体”及其“侧翼”沉积相对“富砂”，分布的连续性及连通性总体较好；分流间湾以暗色泥质岩沉积为主，分布比较局限，主要集中在长62的下部及长61的中上部，长62下部的间湾沉积近似于断续的层状分布。相带分布及其属性差异不仅决定了储集层的非均质性，同时也影响了油气在局部的分布和富集。例如图3中长62下部的断续状间湾泥质岩与低幅度构造一起，对下伏长63层段的油气藏具有明显的遮挡影响；图3b中YW14、YW15井长61中上部局限发育的间湾泥质岩对下伏及其西侧上倾方向的油气也有一定的侧向封堵作用。

图3 长6油藏剖面油气水分异富集与低幅度构造及储集层属性的效应关系（SP—自然电位；Rt—电阻率）

剖面含油饱和度的原始分布不仅与油藏剖面中的油层发育、分布状况基本吻合，而且与局部构造起伏及区块的整体性构造差异同样具有良好的一致性。构造部位高则含油性较好，构造部位低则含油性较差；剖面构造自西向东、由南往北趋势性抬升，含油性向上倾方向也明显变好。

由此可见，除去相带及岩性的局部影响之外，低幅度构造及整体性构造差异对特低渗透油藏内原始油气水的分布、富集具有重要的控制和影响作用；构造幅度大则油水分异强，构造部位高则含油性好、饱和度高；整体性构造差异则控制油气向构造上倾部位运移、富集。

2.3 低幅度构造对油气富集的控制效应评价

由前述可知，低幅度构造对油气的富集效应主要取决于其构造幅度及构造规模。利用各低幅度构造单元顶端的油井资料，通过多井点统计平均，求取与其构造幅度相对应的油层厚度、含油饱和度、稳定产能等油气效应参数，建立低幅度构造的油气富集效应模型（见图4）。研究结果表明，低幅度构造具有显著的油气富集效应，其构造幅度与各控制效应参数均呈现出良好的趋势性。随着构造幅度的增加，油层厚度逐渐变厚（见图4a）；原始含油饱和度相应增大，油气水分异能力相应增强，油气富集程度相应变好（见图4b）；油井产能也随之提高（见图4c）。另一方面，众多油井在初产阶段普遍不同程度含水的事实也表明，特低渗透油藏的油气水分异与富集通常很难达到比较充分的程度，相对分异和相对富集才是一种常态。

图4 低幅度构造与长6油藏油气分异富集参数的效应关系

3 低幅度构造对开发动态的控制效应

3.1 低幅度构造对注水开发动态的影响

长6油藏于2011年采用井排距组合为450 m×150 m的菱形反九点注采井网开始注水开发，其中油井间的实际井距约300 m，水井与边井井距300～350 m，水井与角井井距400～500 m。综合研究表明，区内富砂相带广泛发育，储集层沉积类型相同，连续性良好，岩性相似，南、北部的物性特征并无明显差异。注采井组内油层连通率平均65.6%，油井均为压裂投产。目前含水率不仅能够反映油层的开发现状及开发过程中的动态效应，而且能够反映构造地质特征对油藏开发指标及油气水动态的控制和影响程度。利用密井网下主力小层的生产动态资料逐井确定目前产量及目前含水率，建立长6油藏低幅度构造与目前含水率、产量分布的叠加模型（见图5），结合油藏初始稳定产量及初始含水率变化状况（见图2），综合分析低幅度构造对长6特低渗透油藏注水开发动态的控制和影响：①总体来看，与开发初期相比，区块目前的含水率明显上升，产液量明显下降；南、北部的整体性差异不仅依然存在，而且逐渐加剧。不论是区块北部还是南部，初始含水率和目前含水率都随着构造部位抬高及构造规模加大而逐渐降低，随构造部位降低及构造规模减小而逐渐升高；产液量的变化则与之相反。②局部水淹总是最先从构造低洼处开始，然后逐渐向构造高部位上移，水淹范围不断扩展，高含油低含水区域不断向低幅度构造的高部位收缩，中高含水区及严重水淹区面积逐渐扩大。

图5 长6油藏目前含水率、注采产量与低幅度构造叠合图

利用各低幅度构造单元（见图1、图2）顶端的油井资料，通过多井点统计平均，求取与各单元构造幅度相对应的初始含水率、目前含水率、含水上升率、油井见水时间等开发动态响应参数并统计制图，建立低幅度构造的开发动态响应模型（见图6）。结果表明，低幅度构造与各动态参数间具有良好的相关性，对开发动态影响显著。随着构造幅度的增加，初始含水率（见图6a）、目前含水率（见图6b）、含水上升率（见图6c）等均呈明显的下降趋势，且目前含水率的下降速度较初始含水率有所加快。油井见水时间（见图6d）则呈上升趋势，构造部位越高，油井见水时间越晚，北部个别井组注水开发近5年仍无见水迹象。

由此可见，低幅度构造不仅对油藏原始的油气水分布及初始产量具有重要的控制作用，而且对油藏的开发动态演变、目前开发现状乃至剩余油分布等依然具有重要的控制和影响作用[32-33]。

3.2 低幅度构造对注入水走向的影响

W0井组与W81井组分别位于区块北部和区块南部，分别代表了区内相对高产与相对低产的典型注采井组，下面以这2个井组为例，分析低幅度构造对生产动态，特别是对水驱优势方向的影响。

①注采井组其本情况。W0注采井组位于区块北部一低幅度构造的鼻洼部位（见图2、图5），构造幅度差2～10 m，北东和西南两侧相对较低，注水井位于中间较高的鞍部（见图7a）；井组产层为长613小层，井组内储集层物性及含油性基本相同，油层连通性好。W81注采井组位于区块南部一低幅度鼻隆构造的西翼，中间略具挠折，构造幅度差同样为2～10 m（见图7b），主力产层为长613与长621小层。注水井位于挠折处相对较高的部位，周边油井除了东南角处相对偏高外，其余井均处于被注入水下驱[34]的相对位置。

②注采井组注水开发动态。W0井组转入注水开采后，油井稳产液量为40.0～149.2 m3/月，平均89.9 m3/月；稳产含水率9.2%～23.0%，平均15.7%，稳产状态持续时间约2 年。目前油井产液量21.0～77.0 m3/月，平均47.6 m3/月；含水率9.2%～78.0%，平均30.4%（见图8a）。

W81井组转入注水开采后，油井稳产液量为15.0～31.0 m3/月，平均21.6 m3/月；稳产含水率为36.0%～53.6%，平均46.7%，稳产状态持续约1 年。目前油井产液量8.0～52.0 m3/月，平均29.6 m3/月；含水率52.0%～98.1%，平均84.4%（见图8b）。

③低幅度构造对注水动态的控制效应。如图8所示，一方面，北部W0注采井组的注采效果明显好于南部的W81井组，显然这与区块南北的整体性构造差异有关；另一方面，稳产后各注采井组油井间的生产差异逐步变大且日益明显，具体受效差异与其所处构造部位以及该构造部位与注水井构造位置的相对上下关系密切相关。例如，W0井组中的W2、W3、W6及W8井均位于构造的相对高部位，因注水上驱，含水率持续稳定在与初始含水率相当的水平上，甚至有所下降，至今仍未见到水窜的迹象；而位于构造相对低洼处的W1、W4井则因注水下驱而先后见水，含水率发生剧烈变化，出现严重水淹（见图8a）。W1井于2013年2月见水后，因含水率急剧上升而被迫关停；再次开井后，含水率仍处于不断攀升之中。W4井的含水率于2013年6月开始直线式上升，堵水后虽暂时趋稳，但不久之后又再次不断攀升。

图6 低幅度构造与长6特低渗透油藏开发动态参数的效应关系

图7 低幅度构造与注采井组生产动态及水驱优势关系

图8 南北两个代表性注采井组的生产动态曲线

W81井组的油井在经历短暂的稳产阶段之后即陆续见水，并快速进入高含水状态；位于构造相对低洼处的W84、W83井先后暴性水淹，含水率急剧飙升至95%以上，产液量较初期大增；随后W82、W87及W85井也先后水淹，进入断续的高含水状态。该井组东南角的W80井位于构造的相对较高部位，其暴性水淹主要是因为该井东、东南两个方向上相邻的、位于构造更高部位的2口注水井（见图5）对其形成下驱。而位于西北角的W86、W88井则因注采层位不对应，仍处于自然开采状态，月产液量只有8～15 m3，含水变化较小。

上述两注采井组的动态分析结果表明，低幅度构造对注采井组中的优先水驱方向及优势水淹部位具有明显的控制和影响作用。在水驱压差及重力作用下，无论是区块南部还是北部，构造位置相对低下的部位始终是注入水优先水驱的方向和优势水淹的区域。

3.3 低幅度构造对水驱过程中油气再分配及新富集的控制

在稳定水驱条件下，当含水率超过40%以后[35]，油藏或单井的累计产水量与累计产油量之间存在着半对数直线关系[33,35]，该直线可以综合反映实际水驱过程中的动态特征；若不采取调整措施的话，该直线斜率将不会改变[36]。

图9为W0井组中2口相邻油井（W1、W8井）的水驱特征曲线，其中W1井见水前后的水驱特征曲线发生了明显的转折，形成两个明显的直线段，见水后的直线斜率明显增大，水驱效果变差（见图9a）。W8井与W1井相距286 m，在近5年的时间里，该井未采取任何调整措施，长613油层产量较高并保持持续稳定，水驱特征曲线总体上呈现一种比较均匀连续的上升状态，其上升趋势随水驱过程中油气的再分配和新富集而有所下滑，甚至趋近于一条直线，直线斜率不升反降，与之前的平滑曲线形成一大致的拐点，含水率也稳中有降，与W1井的动态响应截然相反。

采用容积法和甲型水驱特征曲线法分别计算W1和W8井控制的静态探明储量与水驱动态储量（见表1），结果表明，目前水驱状态下，W8井的动态储量异常地超出了其静态储量，而W1井的动态储量却比其静态储量明显地减少了。

图9 区块北部W0注采井组中相邻2口油井长613油层水驱特征曲线（Np—累计产油量；Wp—累计产水量）

表1 区块北部W0注采井组中2口单井控制的油层静动态储量对比表

鉴于W0注采井组油层特征的相似性，根据水驱油原理，结合对注采井组内部水驱压差、采油压差、注水重力及油气浮力等几种驱动力相互作用与均衡状况的综合分析，可以较好地解释这一异常的开发动态响应。在低幅度构造控制下，由于注入水不断向低洼区优势汇集，导致水驱油前缘部位原油相对富集，饱和度不断增大，相态连续性变好，渗流状态改善，油水分异及油气上浮能力增强，因而相邻的构造上倾方向成为油气相对运移的有利指向。此时如果与低洼区优势水道相邻的油井由于自身构造部位高、注水补充少、采出程度大、注采不平衡等问题，在井底存在较大的生产压差，亦即该油井井底地层能量存在一定亏空的话，则低洼区水驱前缘中的饱和油气就会在侧向有效驱替压差及低幅度构造富集效应的诱导下，被部分地分流到构造的高部位。亦即在注水开发过程中，低幅度构造将导致油藏中构造低洼部位的部分原油就近向构造高部位的油井转移[37]，造成油气水的再分配，形成新的油气富集现象，进而使得高部位油井的动态储量增加并使其产出能力保持持续的稳定性。

正是由于低幅度构造的这种开发动态响应，使得W8井井底附近的油气变得越来越饱和充盈，水驱动态储量显著增大，水驱特征曲线斜率相应减小；同时也使得W1井井底附近的注入水不断蓄积，含水饱和度不断加大。当含水饱和度超过某一限度（51%）时，原油的渗流能力将显著变差，含水率快速上升[38]，水驱动态储量减小，水驱特征曲线斜率增大。

由此可知，井组油井的注水受效差异与其构造位置的相对高低密切相关；若油井构造位置相对低下，处于注水井直驱或下驱的部位，则将成为优先水驱受效甚至被暴性水淹的目标；若油井构造位置相对较高，并处于注水井的上驱方向，则往往会成为相邻低洼井区水驱前缘油气再分配和新富集的指向，使其产出动态得到改善，含水率长期处于一种低稳的状态。

3.4 低幅度构造对区块生产动态的影响

据综合解释结果，研究区长6特低渗透油藏各小层平均原始含油饱和度为42.3%～61.9%。由于区块北高南低的整体性构造差异，区块北部的平均原始含油饱和度比南部高出约4%，虽然这一差异并不突出，但南、北部的开发动态响应却差异很大。

①区块构造差异控制了南、北部油藏原始油气水的分布，北部油井的初始稳定产量总体上显著地高于南部，初始含水率明显低于南部（见图2）。

②经过近5年的规模注水开发和之前10多年断续的自然探采，区块南北的生产差异不仅依然存在，而且有所加剧（见图2、图5）。南部构造低，含水率上升速度快、增幅大，目前大部区域已经进入了中—高含水期，局部井区水淹严重，大部分油井产液量下降，但局部产液量因高含水不降反升。北部构造高，产液量虽然也有明显的下降，但含水率上升速度缓慢，目前大部分区域仍以中低含水为主；在构造幅度及构造规模均比较大的YW3—YW25井一带，含水率甚至仍然接近于油藏开发的初始状态，产量依然保持在较高的水平上。

③根据W0和W81两个井组的生产动态曲线（见图8）及其油井最早的见水时间，可初步确定区块北部的注水推进速度大致为12.5 m/月；南部的注水推进速度大致为25 m/月。根据区块南北部的生产动态曲线（见图10），也可基本明确整体构造差异对区块南北部注水开发动态的控制和影响程度。总而言之，区块南部水驱速度明显快于北部，水淹程度明显强于北部，水淹范围明显大于北部，油井见水时间明显早于北部，稳产持续时间明显短于北部。

图10 长6油藏南、北部生产动态差异对比

4 结论

低幅度构造对特低渗透油藏原始油气水的分布富集及注水开发动态的演变趋势始终具有显著的控制和影响效应。低幅度构造既是油气运移的良好指向也是油气相对富集的有利场所。

低幅度构造对特低渗透油藏的控制效应主要取决于其构造幅度与构造规模。随着构造幅度的增加及构造部位的抬高，油层渐厚，含油饱和度渐大，油水分异渐强，油气富集程度渐好，油井产能渐高，含水率渐小，含水率上升速度渐慢，油井见水时间渐长。构造规模越大，其控制和影响的空间范围就越大。含水率、油井产量总是围绕着低幅度构造的高低起伏而有序变化。

注水开发动态响应与注采井所处的相对构造位置密切相关。注入水总是优先向构造低洼处推进，再逐渐向构造高部位上移，水淹范围不断扩展；同时促使构造低洼部位的部分油气向构造高部位就近分配，形成新的油气富集；高部位油井的动态储量因此增加，产能持续保持稳定。