刘 哲，刘季业，马剑坤

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

乌尔禾油田百口泉组油藏特征研究

刘 哲，刘季业，马剑坤

（成都理工大学能源学院，四川成都 610059）

油藏在勘探开发初期需要确定油水界面，进而在确定油藏油柱高度等各项参数的基础上计算储量，但一般含边底水的低渗油藏在油水界面与纯油带底界间存在油水过渡带，且油水过渡带地质特征与开发效果均和纯油层有所区别，因此正确认识油水过渡带特征对低渗透油藏开发研究有重要意义。以乌尔禾油田乌5井区为例，在测井及取心资料的基础上，精细描述了百口泉组油藏地质特征，利用试油、测压资料计算了油藏油水界面深度，并根据毛管压力曲线及油水两相相渗曲线，结合储层流体性质计算了油水过渡带高度。结果表明，受毛管压力曲线、流体性质及储层渗流特征影响，乌5井区百口泉组油藏油水过渡带较厚，整个开发层系均位于油水过渡带中。

低渗透；油水过渡带；毛管压力曲线；油水界面

油气在产生后经历漫长的地质历史后运移成藏并形成较为稳定的平衡状态，由于密度不同在重力分异及浮力作用下自上而下形成气（过饱和油藏）、油、水模式的油气水分布特征，三者之间自然形成油水或油气界面（见图1），对于未饱和油藏，经典油水分布理论一般认为介于纯油带与纯水带间存在油水过渡带[1]，而油水过渡带储层特征与开发效果均和纯油层不同[2]。因此，有效确定油水界面及油水过渡带位置、特征是制定油藏开发方案的重要前提，对于油田的开发及调整有重要意义。低渗透强非均质油藏油水过渡带特征有别于常规油藏油水过渡带特征，因此需要更深入的认识与研究。

目前主要有三种方法确定油水界面：（1）通过获取压汞资料得到油藏毛细管压力曲线来确定油水界面；（2）通过对储层取心岩样使用各种方法确定储层流体特征，进而确定油水界面；（3）利用测井资料确定油水界面，其中最常用的是利用电阻率测井曲线，结合试井资料进行分析确定。另外满足一定条件还可使用其他一些方法，诸如：改进拟毛细管压力曲线法、剩余压力法、水压头法、饱和度投影法、三维地震属性识别法、压-深交汇法、图版法、Petrel建模法等[3-8]。乌尔禾油田乌5井区三叠系百口泉组油藏（乌10井断裂以北）投产初期产水量较高，含水上升速度快。本文以该井区为例确定了油水界面，通过深入认识油藏油水过渡带特征，说明了此生产特征成因，并为同类油藏认识及后续开发提供参考。

1 地质特征

乌尔禾油田区域构造处于准噶尔盆地西北缘乌一夏断裂带乌尔禾断背斜构造的中南部。乌5井区则位于乌尔禾油田西部，以冲积扇沉积为主，主要发育砂砾岩、砂质不等粒砾岩、砾岩、泥质粉砂岩及泥岩，整体表现出正旋回特征，上部隔层较厚且较稳定，下部隔层较薄且稳定性较差，储层整体孔隙小，非均质性强[9]。其中，三叠系百口泉组为乌5井区主力含油层段，可划分为 T1b1、T1b2、T1b3三个砂层组[10，11]，其中 T1b1可分三个小层，T1b2、T1b3砂组可各分为六个小层。井区内发育北东－南西向主要断裂3条，构造形态表现为北东－南西向倾伏的被断裂切割鼻状构造，地层倾角5°～8°。乌5井区百口泉组孔隙度分布范围集中分布在8%～16%，平均值为11.4%；渗透率主要分布在 0.5×10-3μm2～32×10-3μm2，平均值为 5.58×10-3μm2。

2 油水界面深度计算

不同类型油藏对油水界面的定义不同，在油田勘探开发初期，对于低渗低倾角幅度油藏，应定义不含油产纯水段顶界为油水界面[1]。常规油藏计算油水界面深度一般采用取心法或试油、测井相结合的方法解释油水层并确定油藏油水界面，但在实际应用中该方法更适用于储层物性好、储层结构成熟度高、油水界面明显的油藏。乌5井区百口泉组油藏渗透率低、孔隙结构复杂、非均质性强（见表1），但利用该类方法不易准确确定油水界面深度。

乌5井区百口泉组油藏地层压力资料较为详细，因此，根据含油边界内多井测井解释、试油试采及井区测压等资料，利用压力折算法计算油水界面深度。油井目的层中深与油水界面（OWC）关系如下：

图1 油水接触关系示意图

式中：Dowc－油水界面深度，m；Do－目的层中部深度，m；Δx－深度差，m，Δx＝Dowc-Do；Pi－目的层中部深度原始地层压力，MPa；ρw－水密度，1×103kg/m3；ρo－油密度，103kg/m3；η－压力系数，0.93。

经计算后得到乌5井区多井对应的油水界面深度（见表2），为方便研究后续油水分布特征对油水界面深度进行了平均化处理，统计目的层中部平均海拔-1 301.00 m，平均原始地层压力为14.52 MPa，计算井目的层到油水界面平均高度为266.10 m，平均油水界面海拔为-1 567.10 m。通过井区取心资料与试油试采资料确定的油水界面海拔约为-1 500 m，与计算结果差别不大，说明计算结果较为准确。

表1 各小层层内非均质特征参数统计表

表2 油水界面深度计算参数表

3 油水过渡带特征

从含水饱和度的角度出发来分析油藏油水过渡关系，由下而上可将饱和油藏依次作以下细分：100%饱和水产纯水段，含不可动油（束缚油）产水段，油水过渡带含可动水、油水同产段及含束缚水的产纯油段（见图1）。一般在认识油水过渡带时容易将原始油水过渡带与生产油水过渡带混淆，而勘探开发初期确定的油水过渡带应为原始油水过渡带，计算油水过渡带储量时也为原始油水过渡带储量。在不同油藏中受油藏地质条件及储层特点影响各段高度不尽相同，低渗强非均质油藏油水过渡带高度较常规油藏油水过渡带高度更大。低渗油藏油水过渡带高度主要受毛管压力曲线、储层流体差异及油水渗流能力影响[12-14]，油水过渡带高度与毛管压力曲线与储层流体密度差存在以下关系[15]：

式中：How－油水过渡带高度，m；（Pc）R－油藏条件下的毛管压力，MPa；ρw－地层水密度，1×103kg/m3；ρo－地层原油密度，103kg/m3。

图2 乌5井区百口泉组毛管力曲线

由式（2）可知，体现储层岩石孔喉特征的毛管压力曲线对油水过渡带高度影响最为明显。喉道越细、孔隙结构分选越差，毛管压力曲线排驱压力越高、越缺少平台段，相应油水过渡段高度越大。通过对乌5井区百口泉组油藏获取的具有代表性的T1b2、T1b3层压汞资料进行筛选，得到油藏平均压汞毛管压力曲线（见图2（a））。由于表面张力及润湿性的差异，一定毛管半径条件下不同流体、不同环境条件下毛管压力曲线存在差异，换算到油藏条件下毛管力曲线（见图2（b）），研究区毛管压力换算关系满足：

式中：（Pc）Hg－实验室条件下压汞对应的毛管压力，MPa。

同时，除毛管压力曲线外流体性质对油水过渡带高度也存在一定的影响。乌5井区百口泉组油藏地面原油密度为0.864 1 g/cm3，地层原油密度为0.802 5 g/cm3，50℃地面原油黏度为25.7 mPa·s，地层原油黏度为5.57 mPa·s，属于轻质原油，由于黏度小，密度低，净浮力较大，重力分异作用明显，密度差使油水过渡带油柱高度一定程度上减小。

经前人研究发现，油藏油水垂向分布与毛管压力曲线及储层相渗曲线特征有关，而通过相渗曲线确定油藏束缚水饱和度与不可动油饱和度后得到的两相渗流区间即代表油藏油水过渡带流体渗流特征[16，17]，乌5井区百口泉组油藏归一化曲线（见图3）。综合利用毛管压力曲线与相渗曲线，按产出特征即可将油藏自上而下分为三段（见图4）：第Ⅰ段含水饱和度低于45%，为产纯油段；第Ⅱ段，含水饱和度为45%～70%，为油水同产段；第Ⅲ段，含水饱和度大于70%，为产纯水段（包括100%饱和水产纯水段及含不可动油产水段）。

图3 乌5井区百口泉组油藏归一化相渗曲线

图4 油藏油水垂向分布图

通过计算得到油水过渡带高度曲线（见图5），乌5油水过渡带高度为552 m，根据油水界面预测平均油水界面海拔为-1 567.10 m，可以得到乌5井区百口泉组油藏纵向流体分布特征：自-1 567.10 m向上149.60 m是含不可动油产水段，对应该段上部海拔-1 417.50 m；再向上402.76 m（海拔-1 417.50 m～-1 014.74 m）为油水同产带；海拔-1 014.74 m以上为纯产油带。

图5 油水过渡带高度与含水饱和度关系图

由于乌5井区百口泉组油藏开发区钻井海拔处于-1 400 m～-1 200 m，因此乌5井区百口泉组油藏整体处于油水过渡带之中。通过井区测井解释得到的T1b2砂组与T1b3砂组的初始含油饱和度总体上随油藏高度增大而增大，符合油水过渡带高度与毛管压力的关系（见图6、图7）。另外，井区开发初期产状及试油、测试资料、产液剖面也表明随构造高度升高油井含水率逐渐减少也证明了该油藏特点。

整个开发层段均位于油水过渡带在油田开发中是较少见的，但对于非常规油藏而言，储层在低渗透、特低渗或致密条件下，确实存在油水过渡带高度大于油藏开发层段可能性，因此对于该类油藏深入研究油水过渡带特征十分必要。

图6 T1b2初始含油饱和度平面分布图

图7 T1b3初始含油饱和度平面分布图

4 结论

（1）通过对乌5井区油水界面及油水过渡带的分析研究确定了其开发层段全部处于油水过渡带内，因此造成了井区开采初期含水高、含水上升快的特点。

（2）受储层低渗透特性及强非均质性影响，油藏油水界面深度并不会完全相同，利用常规方法不易确定油水界面深度，因此采用单井压力折算法计算油水界面深度较为准确。

（3）低渗油藏油水过渡带高度较大，孔隙结构、流体性质及储层渗流特征是造成该结果的主要影响因素，为更好地开发该类油藏，细致分析研究油水过渡带特征及其影响因素十分必要。

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The research of Wuerhe oilfield Baikouquan oil layer characteristics

LIU Zhe，LIU Jiye，MA Jiankun
（College of Energy Resources，Chengdu University of Technology，Chengdu Sichuan 610059，China）

In the initial stage of reservoir development,OWC need to be determined,on the basis of calculation the height of oil column and other parameters to calculated reserves.But oil/water transition zone existence between low permeability reserve with edge water and basal ground water and bottom band of pure oil,and the geological characteristics and development effect of OWC zone is different from pure oil layer.Therefore it is great importance significance to correct understanding the characteristics of oil-water transition zones is of great importance to the development of low permeable reservoirs.Take the Wuerhe oilfield Wu5 well area as an example,on the basis of well logging and coring datas,geological characteristics of Baikouquan reservoir were finely descripted.The OWC depth is calculated by oil test and pressure measurement data.According to capillary pressure curve and oil-water two-phase percolation curve,combined with reservoir fluid property,the height of oil-water transition zone was calculated.The result shows it is affected by capillary pressure curve,fluid property and reservoir seepage characteristics.The Wu 5 well area of Baikouquan reser－voir oil-water transitional zone is thick,and the entire development layers are located in oilwater transitional zone.

low permeability；oil/water transition zone；capillary pressure curves；OWC

TE122.3

A

1673-5285（2017）08-0104-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.08.024

2017－07-05

刘哲，男（1992-），成都理工大学能源学院石油与天然气工程专业在读全日制硕士研究生。