淺析裂縫對潛山油藏油水分布的控制作用
——以海拉爾盆地蘇德爾特油田布達特群潛山油藏為例

2019-10-18 01:16:30蘇向光孫貽鈴

石油地質與工程 2019年5期

蘇向光，孫貽鈴

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

蘇德爾特油田布達特群潛山油藏地理位置屬于內蒙古自治區呼倫貝爾市境內，構造上位于海拉爾盆地貝爾凹陷貝西和貝中生油洼槽之間的蘇德爾特構造帶（圖1）。布達特群潛山頂面古地形主要為北東向的隆起形態，區內斷層最大斷距800 m，延伸長度最大達15 km。貝爾凹陷經歷了多次構造運動，形成較為復雜的斷裂系統。斷層以北東、北東東走向為主，主要為正斷層，平面上以平行雁式排列居多，從而形成了本區布達特群復雜的網狀斷塊構造油藏。

前人對海拉爾盆地、渤海灣盆地各種潛山油藏成藏方面進行過大量研究和探討, 其中對海拉爾盆地潛山研究主要側重于潛山油藏成藏過程中的構造斷裂、儲層條件和成藏模式等方面[1-6]；對渤海灣盆地潛山油藏研究則把重點放在了潛山成藏及油氣富集過程中的構造格局、源儲關系及儲層和保存條件等方面的分析[7-9]，也有少量對潛山油藏裂縫方面的研究，但是也主要側重于裂縫的發育特征、控制因素及預測方法等方面的分析[10-16]，缺少對潛山油藏裂縫發育特征和油水分布之間的關系進行系統地研究。因此，通過開展蘇德爾特油田潛山油藏裂縫發育特征與油水分布之間關系的系統分析，對類似地質條件的基巖潛山油藏評價及開發優化具有一定的借鑒作用。

圖1 貝爾凹陷構造單元劃分與主要斷裂分布

1 裂縫發育特征

海拉爾盆地蘇德爾特構造帶基底儲層裂縫包括非構造縫（風化縫、溶蝕縫）和構造縫，其中以構造縫為主，裂縫的發育程度主要受基底巖性、剝蝕淋濾作用和構造作用控制。斷裂活動是控制裂縫發育與分布的最主要因素，對全區裂縫的形成和改造具有重要意義，距離斷裂越近, 裂縫越發育；反之，則越不發育[14，15]。根據巖心觀察，研究區內裂縫主要為垂直縫、網狀縫、溶孔及溶洞等三種類型。其中，垂直縫和網狀縫為構造縫，溶蝕孔、洞系裂縫被地下水的溶蝕改造形成。總體上，布達特群的裂縫主要以微小縫為主。據統計，裂縫寬度主要為0.1～2.0 mm，大于2.0 mm的裂縫僅占9.0%。

1.1 裂縫縱向分布特征

布達特群潛山裂縫的發育程度隨潛山面埋深增大逐漸變差，裂縫寬度（尤其是有效裂縫寬度）、裂縫率、面孔率隨著與不整合面距離的增大呈逐漸變小的趨勢。從巖心觀察、測井解釋及裂縫預測結果來看，有效裂縫主要集中發育在距不整合面 100 m以內的深度（表1），占總有效裂縫的67.6%，距不整合面100～200 m內的有效裂縫占22.2%，距不整合面200～300 m內的有效裂縫占7.9%，其余占2.3%。在距不整合面0～100 m的范圍內，裂縫主要集中發育在距不整合面0～60 m深度范圍內（表2），占73.0%。有效裂縫分為兩類：當裂縫孔隙度大于0.6%，其相應的滲透率大于1.00×10-3μm2，為Ⅰ類裂縫，試油能獲得比較高的產量；相反，當裂縫孔隙度為0.3%～0.6%，相應的滲透率小于或等于1.00×10-3μm2，為Ⅱ類裂縫，壓裂改造后能夠獲得工業油流，但產量較低。

表1 油層距風化面不同距離裂縫統計

表2 油層距風化面100 m以內裂縫統計

1.2 裂縫平面分布特征

研究區布達特群潛山裂縫走向與斷層走向基本一致，主要以北東向、近東-西向為主，其次為北西-南東向[14]。根據測井解釋及地震裂縫預測結果，B12、B14、B16井區裂縫比較發育，裂縫大面積分布，連通性較好；B28井區裂縫發育程度次之，裂縫發育程度差別較大，部分井區裂縫發育較好，連通性較好，部分井區裂縫發育較差，裂縫分布范圍小，連通性較差；B38井區比B28井區稍差，裂縫發育井較少，總體裂縫不太發育，連通性差，裂縫在平面上零星分布；B30井區裂縫發育更少，總體上裂縫不發育，連通性很差（圖2）。

整體上，蘇德爾特油田布達特群潛山油層裂縫非常發育，但各井裂縫發育程度不同，裂縫密度值存在較大差異，分布在 2.28～35.00 條/m，主要在5.00～15.00 條/m[15]。平面上具有分區分帶性，靠近斷層及構造高部位附近的井裂縫更為發育。

2 裂縫發育程度控制油水的原始分布

潛山油藏的有效儲滲空間為裂縫和溶蝕孔洞，斷塊內流體主要賦存于有效儲滲空間中，裂縫發育與否決定了油氣的二次運移、儲層的儲集能力及其儲集空間的流體性質，裂縫的發育程度及裂縫孔洞溝通程度直接影響斷塊內的油水分布，從而決定了油藏原始油水分布規律。由于油水黏度比及滲流能力的差異，在圈閉構造背景具備的有利區，裂縫發育、空間網絡溝通好的井區，油氣富集；而在裂縫發育差的地區，則以水分布為主，裂縫的滲透能力決定了布達特群潛山儲層的滲流能力，并控制了油氣在儲層中的運移和原始油水分布。

圖2 油層裂縫預測平面分布

2.1 裂縫的發育程度決定了儲層的含油性

裂縫的發育程度與潛山油藏儲層含油性具有正相關性，裂縫孔隙度、滲透率越高，含油性越好，反之含油性越差。在油水界面之上，裂縫發育程度高的儲層為油層，裂縫發育程度差的儲層主要為差油層，再差則為干層。統計結果顯示（圖3）：油層裂縫孔隙度主要為0.50%～0.80%，0.60%～0.70%最為集中，占51.0%；裂縫滲透率主要為1.00×10-3～10.00×10-3μm2，占 46.0%，其次為 10.00×10-3～100.00×10-3μm2，占38.0%。差油層裂縫孔隙度主要集中在0.50%～0.60%，占85.0%；裂縫滲透率集中在0.05×10-3～1.00×10-3μm2和 1.00×10-3～10.00×10-3μm2，分別占47.3%和46.7%；滲透率為10.00×10-3～40.00×10-3μm2的裂縫僅占 6.0%。干層裂縫孔隙度主要集中在0.40%～0.50%，占61.0%；裂縫滲透率主要集中在 0.01×10-3～0.10×10-3μm2和 0.10×10-3～1.00×10-3μm2，分別占62.0%和33.0%；滲透率為1.00×10-3～10.00×10-3μm2的裂縫僅占 4.7%，滲透率為10.00×10-3～20.00×10-3μm2的裂縫占比不到0.5%。油層、差油層、干層的裂縫孔隙度及滲透率逐漸由好變差，說明裂縫的發育程度決定儲層的含油性，裂縫越發育，裂縫孔隙度和滲透率越高，儲層含油性越好，含油飽和度就越高（圖4）。潛山儲層裂縫發育程度與含油飽和度存在正相關的關系。

圖3 儲層裂縫孔隙度與滲透率特征

2.2 裂縫網絡發育程度控制了原油的運移和分布

油氣藏形成及油氣水分布是驅動力和毛管壓力相對平衡的結果，裂縫的發育大大降低了毛管壓力，使原油更容易聚集。因此，裂縫的發育程度控制原油在圈閉內的運移與聚集。裂縫發育好的井區，原油也相對富集，油層厚度大，單井產量較高（B12、B14、B16井區）；反之，裂縫發育差的井區，油層差，單井產能低。在同一斷塊內，靠近斷層、構造高部位的井裂縫更發育，單井產能更高（圖5）。

圖4 裂縫孔隙度與含油飽和度關系

2.3 裂縫性儲層縱向發育的非均質性決定了斷塊內油水界面的差異分布

蘇德爾特布達特群潛山裂縫性儲層在縱向上發育具有分段性，由上到下劃分為三個油組。其中，Ⅰ油組和Ⅱ油組儲層裂縫發育較好，裂縫網絡空間連通較好，塊狀特征顯著；而Ⅲ油組儲層裂縫發育普遍較差，測井解釋為致密性干層且呈層狀發育，橫向分布比較穩定，分隔裂縫性儲層，裂縫發育區儲層主要表現為層狀和孤立透鏡狀發育的特點，形成潛山內幕儲層。

裂縫性儲層的這一縱向分布特征決定了油水縱向分布特征，當控制斷塊的邊界斷層在原油運移過程中開啟時，原油沿斷層面向裂縫性儲層中聚集，充注于裂縫網絡連通較好的上部儲層和與斷層溝通的層狀或透鏡狀內幕裂縫性儲層中，并進行油水分異，斷層封閉后在潛山頂部連通性較好的裂縫性儲層形成規模較大的含油體。而潛山內幕層狀、孤立透鏡狀裂縫儲層往往規模較小，易形成孤立的含油體。裂縫性儲層縱向上分布層段不均一，導致斷塊內不同井區油水界面的差異分布。

2.4 裂縫在空間的不連通性造成斷塊含油區內孤立水區的存在

不同斷塊的原始油水位置與其構造背景、斷層發育程度、裂縫發育程度均有關系。裂縫性儲層在斷塊內的分布具有較強的非均質性，既有連片分布的裂縫發育區，也存在孤立分布的裂縫發育區；這種孤立分布的裂縫性儲層發育區如果與斷塊邊界斷層連通較差或不連通，在原油運移時期，沒有開啟的斷層作為運移通道而形成原油充注，縫隙內部仍然保存原有的地層水狀態，這樣在含油區內就會出現孤立的產水區。