歧口凹陷埕海高斜坡低饱和度油藏形成机制与开发实践——以刘官庄油田馆陶组三段为例

周立宏 韩国猛 董晓伟 陈长伟 纪建峥 马建英 周连敏 饶 敏 张 睿

（ 中国石油大港油田公司 ）

0 引言

低饱和度油藏指储层中共存水饱和度远高于常规束缚水饱和度的一类油藏，即油藏中存在一定数量的可动水[1-2]。实践表明，低饱和度油藏的分布十分广泛，如美国L-kc 油田、吉林腰英台油田、新疆准噶尔盆地陆梁油田、吐哈红台地区以及大港歧口凹陷刘官庄油田、关家堡油田等，作为一种特殊类型油藏，随着勘探开发技术的不断提高，已经展现出一个具有良好开发前景的新领域[3-6]。近年来，歧口凹陷近油源常规砂岩油藏勘探程度逐年提高，发现难度越来越大[7-10]，远离富油气凹陷的盆缘地区受到勘探家重视，位于歧口凹陷南缘埕海高斜坡的刘官庄油田自1972 年钻探庄6 井发现馆三段油层以来，按照构造找油方式发现Zq1 井、L7-5 井等零星油藏，但由于高黏超稠油（原油密度为0.97g/cm3、黏度为3×104mPa·s）含油饱和度低（小于40%），控水难度大，直井产量低（0.5～2t），长期未能效益开发。本文通过研究刘官庄油田低饱和度油藏成因机制及油气富集模式，探索“水平井+二氧化碳吞吐”提产方式，以期提高单井产量，取得较好的开发效果。

1 地质概况

歧口凹陷是渤海湾中部的富油气凹陷之一，由歧口主凹、板桥次凹、歧南次凹、歧北次凹、北塘次凹及一系列斜坡组成。埕海高斜坡位于歧口凹陷南缘羊二庄断裂系与埕宁隆起之间的缓坡过渡带（图1），地层受羊二庄断层—羊二庄南断层控制，具有北断南超的特点。新近系、古近系逐层超覆于埕宁隆起，在中生界及古近系沙河街组三段、古近系沙河街组一段、新近系馆陶组之间形成多个不整合面。受古地貌及差异侵蚀作用控制，不整合面之上发育多条近南北向展布的侵蚀沟槽，既是南部埕宁隆起物源向歧口凹陷输送的重要通道，也是砂体聚集的有利场所。同时，沟槽内砂体与断层、不整合面配置，是歧口凹陷油源向埕海高斜坡运移的重要输导体系，为埕海高斜坡油气聚集奠定了基础，现已发现刘官庄油田、关家堡油田和Ch6 油田等大型源外低饱和度油藏。

图1 埕海高斜坡构造位置图Fig.1 Structural location map of Chenghai high slope

歧口凹陷自渐新世以来，经历过断陷期、隆起收缩期和坳陷发育期，在凹陷周边形成多个大型斜坡构造[11]。埕海高斜坡为埕宁隆起背景下的大型缓坡，古近系沙河街组沉积后，埕海高斜坡发生短暂的差异构造运动[12-14]，西侧刘官庄油田构造抬升，渐新统东营组及沙河街组部分地层遭受剥蚀，与晚期新近系馆陶组呈角度不整合接触关系。据钻井资料揭示，刘官庄油田自下而上钻遇的地层依次为：中生界、古近系沙河街组、新近系馆陶组、新近系明化镇组及第四系平原组。新生界沉积厚度650m，馆陶组按照“粗—细—粗”岩性组合进一步划分出馆一段、馆二段和馆三段。馆一段为厚层块状浅灰色含砾不等粒砂岩，厚度为180～200m；馆二段岩性整体偏细，以灰绿色泥岩为主，厚度为50～100m；馆三段为一套正旋回沉积，下部馆三下亚段为块状砂砾岩沉积，厚度为30m 左右，上部馆三上亚段为灰褐色细砂岩、浅灰色含砾不等粒砂岩与灰绿色泥岩，厚度为50～70m，其中馆三上亚段和馆三下亚段是主要含油层。

1.1 沟槽分布特征

刘官庄油田位于埕海高斜坡羊二庄南断层上升盘，西至Z10 井—Z8 井附近，东至Z11 井，面积约为200km2，区内自北向南发育羊二庄南断层、埕西断层和海兴断层3 条NE 走向主干断裂，断层北西倾向，在斜坡区背景下形成断阶状构造格局（图2）。主干断层长期活动，对古近系沙河街组、新近系馆一段、馆二段和明化镇组具有明显的控制作用，但馆三段沉积时期该区发生构造反转，断裂控沉积作用减弱，来自南部埕宁隆起的辫状河在缓坡背景下反复冲刷形成侵蚀型沟槽。

图2 刘官庄油田地震剖面图（北西向）Fig.2 Seismic profile of the Liuguanzhuang Oilfield (Northwest direction)

依据高分辨率三维地震资料解释成果，刘官庄油田侵蚀沟槽主要发育在馆三段，自西向东可识别出3 个北西向展布的侵蚀沟槽（图3）。沟槽主要是由埕宁隆起向西北部歧南次凹的古河道侵蚀形成，沟槽南北长6～8km，东西宽2～5km。西部沟槽位于构造反转后大型背斜核部，构造位置高于翼部的中部沟槽和东部沟槽，目前已发现的储量全部位于西部沟槽，钻井揭示沟槽充填高度为70～100m，面积为26km2。中部沟槽为若干个小型侵蚀沟槽构成，侵蚀沟槽最小宽度仅为300m，面积约为12km2。东部沟槽南窄北宽，北部最宽处达5km，面积为21km2，向西与关家堡沟槽相接，3 个沟槽至羊二庄南断层附近逐渐扩大连片，汇聚形成统一沟槽。

沟槽是在沉积基准面下降期地表遭受侵蚀形成的构造低谷，是沉积物向盆地内搬运与堆积的古低洼区，碎屑物质首先沿这些沟槽形成水系向凹陷区顺坡输送，同时沟槽也是碎屑岩沉积的重要场所[15-17]。刘官庄油田沟槽主体区砂体厚度为30～40m，沟槽边部砂体厚度明显减薄，为10～20m，沟槽控砂特征明显(图4 至图5）。

图4 刘官庄油田馆三段侵蚀沟槽剖面图Fig.4 Section of eroded trench of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

图5 刘官庄油田L1501 井—L1602 井馆三段砂体剖面图Fig.5 Sand correlation map across Well L1501—L1602 of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

1.2 沉积特征

研究区新近系馆三段侵蚀沟槽内主要充填辫状河沉积，发育心滩和河床滞留沉积，整体上为一套下粗上细的正旋回沉积。沟槽底部馆三下亚段滞留沉积以灰色含砾不等粒砂岩、砂砾岩为主，测井曲线为箱形，在沟槽主体区连片分布，厚度变化不大，一般为25～30m，沟槽边界附近缺失。河床滞留沉积之上为馆三上亚段，发育心滩与河漫滩，心滩砂岩厚度为2～5m，测井曲线为钟形，多期叠置，岩性以中—细砂岩或砾岩为主，成分成熟度高（石英含量为60%～73%），结构成熟度低，分选性差，颗粒磨圆度以次棱角状为主，接触关系为点—线接触、点接触，孔隙类型为粒间孔，胶结物以泥质为主，岩心可见平行层理、交错层理，反映沉积水动力较强(图6）。

图6 刘官庄油田馆三段沉积期沉积微相图与沉积构型剖面图Fig.6 Sedimentary microfacies and sedimentary configuration section of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

波形聚类是地震相分析的一种有效方法。本次研究以三维数据体为分析对象,通过卷积神经网络中的卷积算子和池化算子共同作用,提取地震道的空间波组特征,在明确已钻井测井相特征的基础上，利用测井相联合地震相，从而能够最大限度地区分不同地震波形所代表的地震相特征，实现了沉积微相平面分布的预测。通过研究表明，河床滞留沉积、心滩、河漫滩具有明显不同的波形特征。紫色指示河床滞留沉积，呈连片分布，主要位于沟槽的中心区；红色指示心滩沉积，呈朵状，覆盖于紫色所代表的河床滞留沉积之上，其连线平行于沟槽延伸方向，指示水流方向，在工区北部，由于物源自南向北波及，随着水动力减弱，受后期废弃河道砂质充填影响，心滩边界略不明显；绿色—蓝色代表地震反射能量较弱，指示河漫滩等细粒沉积，其发育于沟槽边部（图7）。

图7 刘官庄油田馆三段波形聚类属性图Fig.7 Waveform clustering attribute map of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

刘官庄油田馆三段储层主要为沟槽底部的河床滞留沉积和上部的心滩，根据岩心及测井资料成果，河床滞留沉积底砾岩物性偏差，平均孔隙度为10%，平均渗透率为8.5mD，为低孔低渗储层，心滩砂岩孔隙度主要分布于13%～18%，中值为15.2%，渗透率集中分布于21～89mD，中值为34.5mD，属中孔中—低渗储层。

1.3 油藏特征

刘官庄油田馆三段低饱和度油藏埋深为1200～1400m，原油密度为0.96～0.99g/cm3（20℃），原油黏度为3×104mPa·s（50℃），凝固点为-13℃，含蜡量为0.73%，胶质+沥青质为35.11%，含油饱和度平均为41%，为低含油饱和度高黏稠油，油层压力系数为0.9，属于正常压力。油层在沟槽内河床滞留沉积的底砾层内连片分布，整体形成一套含油“箱体”，虽然表现为高部位含油饱和度略高，但无明显统一的油水界面，构造控藏作用不明显，油藏分布具有沟槽控砂控藏特征。

2 低饱和度油藏成因机制

常规油气藏在原始状态均不同程度上存在共存水，通常情况共存水为束缚水，一般在40%以下，在油田开发过程中共存水一般不会发生流动，而低饱和度油气藏在开发过程中不存在无水采油期，具有明显不同于常规油气藏的渗流特征[18-19]。

2.1 源外长距离油气运聚，高黏稠油流动性差

歧口凹陷是渤海湾盆地重要的富油凹陷之一，古近系发育沙河街组一段和沙河街组三段等多套烃源岩，生烃中心位于歧东断层下降盘主凹区，次级生烃中心位于歧南次凹，生烃门限深度为2900m，有效生烃面积为1200km2[20]。埕海高斜坡距离歧口凹陷生烃中心远，一般超过20km，原油长距离运移，受无机氧化、生物和化学降解作用影响，形成次生稠油，具有密度大、黏度高、含胶质+沥青质高，凝固点及含蜡量低的特征。

刘官庄油田稠油在运移过程中遭受了不同程度的生物降解，原油中正构烷烃、植烷、姥鲛烷、正烷基环己烷、萘、甲基萘、甲基菲、二甲基二苯并噻吩均被完全降解，甚至甾烷类和藿烷类化合物也开始被降解，降解程度较高（图8），胶质+沥青质含量高，流体流度低、移动性差，油水驱替效率低，是形成低含油饱和度的重要因素。

图8 刘官庄油田馆三油组原油色谱图Fig.8 Chromatogram of Ng3 member crude oil in the Liuguanzhuang Oilfield

2.2 储层孔隙结构差，油水分异作用弱

在油气聚集成藏过程中，孔喉结构直接影响原油进入储层的难易程度。油气首先进入孔隙结构好、排驱压力小的储层，随着排驱压力的增加，油气可以进入孔隙结构差、排驱压力大的储层，使得含油饱和度进一步加大。当储层孔隙结构较差时，油气运移过程中油水分异作用较弱，孔隙中的水不能被油气完全驱替，形成低饱和度油藏。刘官庄油田馆三段含砾不等粒砂岩非均质性强，储层毛细管排替压力大，岩石滞留地层水的能力强，成藏过程中原油驱替孔隙中的水不充分，细小孔喉内仍被原始地层水占据，导致含水饱和度高、含油饱和度低。

2.3 沟槽内构造宽缓，油水过渡带宽

低渗透性储层一般具有很宽的油水过渡带和较高的含水饱和度，有的生产层甚至完全处于油水过渡带。根据毛细管压力和液柱上升高度关系式，可以求取自由水界面以上的液柱高度。刘官庄油田馆三油组自由水界面以上，油水同产区底部和产纯油区底部高度之差为馆三油组油水过渡带高度（图9）[2]。通过计算，刘官庄油田馆三段油水过渡带高度平均为24.6m，而刘官庄油田整体为一宽缓背斜构造，南北长8km，东西宽10km，同一断阶块最大高差不超过30m，沟槽主体区地层倾角为1.7°～2.9°，由于圈闭幅度小于油水过渡带的高度，油水密度差产生的浮力小，不能有效排驱小孔喉内的水，是刘官庄油田形成低饱和度油藏的强化因素（图10）。

图9 油藏流体垂向分布规律图（据文献[2]）Fig.9 Vertical distribution of fluid in the oil reservoir(from references[2])

图10 刘官庄油田馆三段测井流体识别图版Fig.10 Fluid identification chart from wireline logging of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

3 低饱和度油藏富集特征

研究表明，歧口凹陷沙河街组烃源岩在东营组沉积末期进入生烃门限，至明化镇组沉积末期进入成熟阶段，根据生排烃贡献率计算，歧口凹陷油气具有东营组沉积末期和明化镇组沉积末期两期运聚成藏，其中明化镇组沉积末期—第四纪生烃贡献超过60%，是主要成藏期。埕海高斜坡位于歧口凹陷盆缘南斜坡，原油主要来自第二期，油气通过大型油源断裂运移至高斜坡后，依靠高斜坡馆陶组、沙河街组与中生界之间大型区域不整合面及其上底砾岩层组成良好的油气输导层，使来自歧口主凹的油气沿着羊二庄断裂系可以向高斜坡持续运移形成油藏[21]。沟槽控砂控藏形成低饱和度含油“箱体”，是刘官庄油田与吐哈红台地区源上晚期调整型砂岩低饱和度油藏、大庆古龙凹陷源内低渗透砂岩低饱和度油藏的最大差别，寻找不整合面顶部的低饱和度含油“箱体”成为刘官庄油田勘探开发的主要方向。

3.1 不整合面、底砾岩层及次级断层运移油气

刘官庄油田馆陶组底界与沙一段不整合面之上的底砾岩层厚度较大，分布稳定；由于埋深浅（小于1400m），储层压实程度低，原生孔隙保存较好；尽管底砾岩层非均质性强，但整体为中孔中渗储层，与不整合面组成良好油气输导层。同时，由于原油黏度大、构造缓，油水分异弱，原油不能完全驱替地层水，在底砾岩层内形成了一套低饱和度含油“箱体”。含油“箱体”大面积分布，承担油气向高斜坡区输导的主要通道作用，既可向与之接触的心滩或次级断层运移油气，形成局部的构造—岩性油藏，也可以在原地形成低饱和度油藏（图11、图12）。

3.2 沟槽控砂，沟槽内整体含油

沟槽作为沉积盆地边缘的重要地貌单元，已经被证实是碎屑岩向沉积盆地搬运的输送通道，其本身也是重要的沉积场所。埕宁隆起古近纪沟槽分布对沉积体的展布起明显控制作用，因此，埕海高斜坡油藏与沟槽密切相关，如埕海6 区块和关家堡油田沙河街组继承性沟槽内发育构造—岩性油藏。

在北西向油气运聚模式图中，由于原油密度高、黏度大，油水分异作用弱，构造对刘官庄油田馆三段低饱和度油藏影响作用有限，原油驱替地层水主要依靠自身的流动性缓慢运移，因此低饱和度稠油运移的最大距离取决于原油自身的物性变化。根据CL101H 井分析化验资料，原油流度为0.0053mD/(mPa·s)，若按照极限法判断刘官庄油田运移半径为6.7km，在海兴断裂上升盘1.3km至稠油边界，在此之前馆三段沟槽内整体含油，沟槽范围即是含油范围（图13）。

图11 含油“箱体”接触式油气输导示意图Fig.11 Sketch map of contact oil and gas transport from oil-bearing“box”

图12 含油“箱体”+次级断层输导示意图Fig.12 Sketch map of oil transport from oil-bearing“box”and secondary faults

图13 刘官庄油田油气运聚模式图Fig.13 Oil and gas migration and accumulation pattern in the Liuguanzhuang Oilfield (Northwest direction)

在南东向横切沟槽油气运聚模式图上，刘官庄油田馆三段沟槽是侵蚀沟槽，辫状河河床滞留沉积砂体充填在沟槽主体区，厚度为25～30m，分布稳定；沟槽边界附近仅发育心滩，累计厚度为5～9m。沟槽外为剥蚀区，无馆三段，沟槽控砂特征明显（图14）；沟槽内馆三下亚段底砾岩层含油连片，构造高低对含油饱和度具有一定影响，但不影响整体含油性。2019 年在沟槽内钻探的L103x1 井含油饱和度仅为27%，但试油后日产油达5t 左右，产量甚至高于大部分早期构造圈闭内的生产井。

4 开发实践与效果

刘官庄油田馆三段油层单井日产量低，各井产量普遍为1.34～2.5t，含水51%～66%。早期采用常规注水开发方式，由于地层温度低（55℃）、原油黏度大，难以进入井筒，而且地层水突进、含水上升快，短期内含水就达到90%以上，开发效果不理想。后期也曾采用电热杆加热、潜油螺杆泵+井口降黏等采油措施，可以一定程度上解决原油在井筒内举升难题，但由于地层流体黏度大，产量提升效果不明显，整体开发效益差。

近年来，针对如何效益开发刘官庄油田馆三段低饱和度油藏进行了多次尝试，实践表明“水平井+二氧化碳吞吐”是有效开发方式。二氧化碳吞吐是稠油冷采工艺之一，不仅可以降低开采成本，还可以减少地层伤害[22-24]。目前，使用二氧化碳对稠油油藏开采，已经成为许多国家油气开采业的共识。一是二氧化碳与原油有很好的互溶性，随着溶解气油比的增加，原油黏度显著降低，黏度降低后原油流动能力增大，油水流度比减小，原油产量提高。二是二氧化碳注入油藏后，原油体积大幅度膨胀，可以增加地层的弹性能量，还有利于膨胀后的剩余油脱离地层水及岩石表面的束缚，变成可动油，使驱油效率升高，提高原油采收率[25-26]。三是二氧化碳溶于原油和水，使其碳酸化，地层渗透率提高5%～15%。

图14 刘官庄油田油气运聚模式图Fig.14 Oil and gas migration and accumulation pattern in the Liuguanzhuang Oilfield (Southeast direction)

2018 年，为探索水平井稠油开发，在油田南部钻探CL101H 水平井，馆三下亚段油层水平段长度为413m，油层钻遇率为100%。电潜螺杆泵投产1368.4～1794.3m 井段，日产油3.8t，日产水15.2m3，含水80%，产量较低，未能达到水平井增油目的（图15）。

图15 CL101H 井水平段单井柱状图Fig.15 Wireline log curve of horizontal section of Well CL101H

2019 年进行二氧化碳吞吐施工，累计注入二氧化碳847t，连续焖井1 个月后开井，水力泵排，日产油37.72m3，含水降至5%，连续有效生产280 天，累计产油2473t，提产效果明显。目前，刘官庄油田南部CL101H 区块整体部署水平井10 口，已投产的3 口水平井均采用二氧化碳吞吐模式，初期最高单井日产达50t，产量较措施前平均提高20 倍，含水最低降至5%以下，有效期内（180～280 天）累计增油2400t，采收率提高7.9%，稠油增产控水效果明显。2020 年大港油田公司已将刘官庄油田稠油油藏开发列入重要开发试验项目，初步规划建产能20×104t/a。

5 结论

（1）源外长距离油气运聚，高黏稠油流动性差是形成刘官庄油田低含油饱和度油藏的重要因素；储层孔隙结构差，油水分异作用弱，导致刘官庄油田整个油藏含水饱和度高、含油饱和度低；沟槽内构造宽缓，油水过渡带宽是刘官庄油田形成低饱和度油藏的强化因素。

（2）油气依靠大型区域不整合面、底砾岩层及次级断层运移，在刘官庄油田聚集成藏，沟槽分布对沉积体的展布起明显控制作用，沟槽内整体含油。

（3）“水平井+二氧化碳吞吐”开采模式对低饱和度高黏稠油具有明显的增产降黏作用，单井日产显著提高，含水降低，不仅可以带动黄骅坳陷盆缘斜坡带1.22×108t 稠油的效益开发，也为国内难采储量动用提供了新的思路与技术经验，具有重要的推广意义。