泌阳凹陷双河油田油水分布差异性研究

吴萌萌

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450000；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南郑州 450000）

泌阳凹陷是南襄盆地一个次级构造单元，北接社旗凸起，西邻南阳凹陷、新野凸起，凹陷面积1 000 km2，是我国东部中新生代一小型富油气断陷。泌阳凹陷基底属于秦岭褶皱带褶皱基底，新生代由于受南部北西西向的唐河-栗园断裂和东部北东向的泌阳-栗园断裂共同作用，形成南陡北缓的扇形箕状断陷盆地。陡坡带发育下二门滚动背斜、井楼滚动背斜、双河鼻状构造、赵凹-安棚鼻状构造、栗园鼻状构造、梨树凹鼻状构造，砂岩上倾尖灭油藏主要分布双河鼻状构造中。泌阳凹陷主要沉积地层自上而下依次为第四系平原组、上第三系上寺组、下第三系廖庄组核桃园组、大仓房组和玉皇顶组及白垩系。近年来围绕平氏扇三角洲上倾尖灭油藏部署钻探的B30-2 井试获高产油流，自喷日产纯油9.8 t，新增可动用储量41×104t，显示双河油田砂岩上倾尖灭油藏有良好的增储潜力。目前，在对泌阳凹陷砂岩上倾尖灭油气成藏主控因素的研究中，认为油气主要来自核桃园组三段的烃源岩，油气的主要运移通道为渗透性较高的砂岩层，砂层尖灭线与古鼻状构造或单斜地层配置成为油气成藏的主要因素。由于双河油田处于开发中后期，对油气分布规律的研究已从油组、小层精确到单层尺度。同时结合实际生产效果，发现双河油田不同单层间油水分布具有差异性，且同一单层内已知油藏的油水界面不统一。本文在前人对双河油田以油组为单元研究油气分布规律基础上，通过分析储集层渗透率分布差异精细刻画单层间油水分布规律[1-9]。

1 基本地质特征

双河油田位于泌阳凹陷西南部双河鼻状构造上，紧邻凹陷生油中心，长期以来一直是河南油田主力油区。储集层为平氏扇三角洲沉积，构造简单。自上而下划分为9 个油组，105 个小层，279 个单层，其中含油单层234个，圈闭形成270 个油砂体。纵向上含油层段长，层数多，单层厚度大，但油层纵向叠合性较差。

双河油田构造形态为一幅度平缓由西北向东南倾伏的鼻状构造。构造轴向为东南-西北向，构造隆起幅度由东南向西北逐渐减弱，至上倾区基本成为向西北抬起的单斜。砂岩上倾尖灭油藏以水下分流河道及河口坝砂体为主要储集体，储集层上覆泥岩及上倾方向与砂体交互存在泥岩为油气聚集提供有效遮挡。构造对油藏形成期作用不明显，但砂体尖灭方向与构造走向正交时圈闭面积最大，夹角越小，圈闭面积越小。

双河油田储层属近物源陡坡型水下扇三角洲沉积，纵向上基本包括了核三段所有砂组。由于沉积盆地面积小，变化大，近物源，流程短，坡度陡，补偿快，湖水进退频繁，形成了一套厚油层十分发育、沉积韵律复杂、油层非均质性严重的砂砾岩体。具有岩性粗、分选差、成熟度低、横向变化大的特点。靠近边界断裂的扇三角洲近源水下分支河道为块状砂砾和泥质的混杂堆积，泥岩隔层薄，储集性能差，含油情况不好。扇体中部为远源水下分支河道和河道间沉积，岩性主要为砾状砂岩，储集物性变化较大：孔隙度0.97%～33.71%，平均18.34%，渗透率0.01×10-3μm2～15.8×10-3μm2，平均0.965 8×10-3μm2。扇端砂岩厚度变薄，岩性以粉砂岩、细砂岩为主，物性较好，孔隙度15%～20%，渗透率0.14×10-3μm2～2.0×10-3μm2。

双河油田核三段发育优质的成熟烃源岩，且纵向上生油岩与储集层呈指状交互式存在，油气运移通道主要为深入源岩的砂体，排烃条件优越，利于油气初次运移，过剩的流体压力是油气进行初次运移和二次运移的充足动力。生油层与储集层平面上良好的配置关系，使排烃规模增大，同时砂泥交互式出现使生油层与其他泥岩层共同构成连续的局部盖层和区域盖层，能够有效封闭油气。

2 渗透率差异对油水分布控制作用

曾溅辉[10]通过实验证实层间非均质性对砂层的油水分布和含油饱和度起着至关重要的作用，当砂岩上倾方向为开启条件时，注油速率的变化会引起砂层含油范围和含油饱和度发生变化，当油气沿着高渗透性砂体和开启性断层向上运移并充注至侧面储层时，由于浮力作用，油气会优先充注上部渗透率较高砂层。吴胜和等[5]也通过物理模拟实验及油田实际生产数据分析认为，在油气充注过程中，层间干扰即层间非均质性的存在对油气二次运移圈闭充注度具有一定控制作用，能够引起高渗透层对低渗透层的屏蔽作用，从而导致油气的差异充注。姜振学等[8]通过地质分析及实验证实，油气在真实地质条件下的运移存在优势运移通道，即油气总是沿着浮力最大和阻力最小的方向和通道运移，这类油气运移的实际通道只占输导层的1%～10%，物性差异、沉降中心偏移、流体动力、断层倾角及断面几何形态共同控制油气运移优势通道[11-13]。储层通道渗流能力对油气充注起控制作用，圈闭充满度不同与渗透率级差优势通道有极大关系。

前人已在油田、段及油组规模上开展圈闭充满度与渗透率间的关系研究，由于双河油田已接近开发后期，上述尺度研究已无法满足现阶段精细开发要求。因此本文在前人研究基础上对双河油田上倾尖灭区小层规模上分析油水分布与渗透率差异的关系。

以双河油田上倾尖灭区H3Ⅸ10 小层为例（图1），可以发现各单层油藏充满度并不相同。通过统计各单层渗透率值，不难看出单层规模的圈闭充满度与渗透率有一定的关系，说明油气在各单层间的充注过程受层间优势通道的控制，单层间连通高孔渗砂岩为油气运移、充注的优势通道。层间隔夹层一定程度上起到遮挡作用，油气离开源岩进入各层进行侧向运移时，势必流向层内浮力最大、阻力最小的通道，渗透率差异的存在导致层间出现优势通道，造成油气沿各通道充注的差异性，从而导致油气分布的差异性。

图1 双河油田上倾尖灭区H3Ⅸ10（1）（2）（3）单层渗透率分布散点图

对于同一单层内，处于不同相带的储层物性也不相同。以双河油田上倾尖灭区H3Ⅸ10（3）单层为例（图2），不难发现油层渗透率远高于干层和水层。油气充注时，渗透性差异给低渗透性储层带来屏蔽作用，高渗透性储层给油气的运移提供优势通道，使高渗透带的油气充注度高，充注量大，而低渗透带的油气充注度低，充注量小，造成同一单层内油水分布的差异性。

图2 双河油田上倾尖灭区H3Ⅸ10（3）渗透率分布散点图

3 结论

双河油田上倾尖灭区以砂岩上倾尖灭油藏为主，段、油组尺度的分析已不能满足现阶段开发需求，因此精细小层及单层的油水分布差异性研究，明确各小层的油气充注受渗透率差异影响，渗透性高储层有利于油气聚集，渗透性较低的储层不利于油气聚集。