杜 洋，衣英杰，辛 軍，陳 杰，崔 燚，童明勝，歐陽誠，王維斌

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610051； 2.川慶鉆探工程公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 4.中油國際 伊拉克分公司，迪拜 999041)

伊朗SA油田Sarvak油藏大幅度傾斜油水界面成因探討

杜 洋1,2，衣英杰3，辛 軍2，陳 杰2，崔 燚4，童明勝2，歐陽誠2，王維斌2

(1.西南石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，成都 610051； 2.川慶鉆探工程公司 地質(zhì)勘探開發(fā)研究院，成都 610000；3.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083； 4.中油國際 伊拉克分公司，迪拜 999041)

針對(duì)伊朗SA油田上白堊統(tǒng)Sarvak油藏所具有的大幅傾斜油水界面異常油藏特征，對(duì)其成因進(jìn)行探討。對(duì)可能造成油水界面傾斜的水動(dòng)力和儲(chǔ)層非均質(zhì)性進(jìn)行的分析表明，兩者均不是造成該現(xiàn)象的原因。在調(diào)研區(qū)域構(gòu)造背景基礎(chǔ)上，運(yùn)用地震層拉平技術(shù)對(duì)油田不同時(shí)期古構(gòu)造圈閉進(jìn)行恢復(fù)，綜合各成藏要素特征分析，認(rèn)為扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致的圈閉超晚期調(diào)整為本區(qū)油水界面傾斜主要原因。古新世晚期SA油田Sarvak層即形成北高南低、與現(xiàn)今構(gòu)造形態(tài)相反的古背斜圈閉油藏；新近紀(jì)扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致圈閉形態(tài)發(fā)生二次改變，南部原古構(gòu)造低點(diǎn)以“翹翹板”方式大幅度向上抬起，形成新的次生圈閉，演變?yōu)楝F(xiàn)今兩構(gòu)造高點(diǎn)，南高北低構(gòu)造形態(tài)。圈閉條件的改變打破了原古油藏動(dòng)力平衡，導(dǎo)致烴類流體向南部次生高點(diǎn)圈閉的二次運(yùn)移調(diào)整，直到目前仍處于調(diào)整過程中?，F(xiàn)今大幅傾斜油水界面為古油藏尚未調(diào)整完畢所顯示的特征，油藏為非穩(wěn)態(tài)油藏。

油水界面；水動(dòng)力；儲(chǔ)層非均質(zhì)性；構(gòu)造演化；非穩(wěn)態(tài)油藏；Sarvak油藏；伊朗

伊朗南Azadegan油田(以下簡稱SA油田)位于伊朗西南部兩伊邊界，Dezful海灣油氣富集區(qū)西側(cè)，為目前世界上儲(chǔ)量最大油田之一[1](圖1a)。油田主力層為中白堊統(tǒng)Sarvak層(以下簡稱S層或S油藏)，前期勘探表明該油藏具大幅向上傾斜抬高油水界面，單井最大高差可達(dá)近300 m。這類現(xiàn)象并非個(gè)例，在扎格羅斯山前盆地至阿拉伯地臺(tái)過渡帶內(nèi)，諸如Yada油田[2](圖1a)以及伊拉克境內(nèi)的Majoon，Missan油田均具類似現(xiàn)象。目前國內(nèi)外對(duì)中東地區(qū)油田這類傾斜界面成因尚沒有明確的解釋，對(duì)其爭論也較多，斷層、水動(dòng)力、儲(chǔ)層非均質(zhì)性[3-9]等均可能導(dǎo)致油水界面傾斜。傾斜油水界面成因及其分布認(rèn)識(shí)直接影響到油田儲(chǔ)量計(jì)算、井位部署、井網(wǎng)井型選擇及測試層段確定等問題。本研究基于現(xiàn)有動(dòng)靜態(tài)資料，結(jié)合區(qū)域沉積背景及構(gòu)造演化史，對(duì)可能造成傾斜油水界面的因素進(jìn)行分析探討，明確傾斜油水界面成因機(jī)制，為指導(dǎo)油田下步開發(fā)部署提供依據(jù)，也為將來我國在中東地區(qū)開展的油氣合作區(qū)塊評(píng)價(jià)提供重要參考。

1 地質(zhì)簡況

1.1 構(gòu)造特征

SA油田構(gòu)造上位于伊朗西部扎格羅斯逆掩斷裂帶西南部，山前盆地與阿拉伯地臺(tái)斜坡的過渡帶區(qū)域，地理上位于伊朗西南部庫澤斯坦省Ahwaz-Abadan區(qū)域(圖1a)。油田區(qū)域主要發(fā)育2類構(gòu)造圈閉，一為北西—南東向扎格羅斯走向構(gòu)造圈閉(圖1a藍(lán)色油田圈閉)，另一類為南—北阿拉伯走向構(gòu)造圈閉(圖1a紅色油田圈閉)[10-13]。SA油田整體為一大的南北向長軸背斜，長約60 km，寬約20 km；分為南、北2個(gè)相對(duì)構(gòu)造高點(diǎn)，南部較北部要高；西翼較陡，東翼相對(duì)較緩；局部區(qū)域發(fā)育西北—東南走向斷層，斷距較小(圖1b)。

1.2 儲(chǔ)層特征

油田共發(fā)育中—下白堊統(tǒng)4套含油層系，S層計(jì)算儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的91.8%，為主力開發(fā)層。該層為一套淺海緩斜坡陸架碳酸鹽巖沉積[10,14-15]，巖相為富含各類生屑(厚殼蛤，珊瑚，底棲有孔蟲類等)顆粒灰?guī)r、泥粒灰?guī)r及粒泥灰?guī)r。據(jù)沉積旋回將其劃分為12個(gè)小層，油層主要為上部S-3、S-4、S-5、S-6、S-8五個(gè)小層，其余多為隔夾層或水層。S-3小層平均孔隙度17.7%，滲透率45.5×10-3μm2，為中孔中滲儲(chǔ)層；S-4，5，6三小層儲(chǔ)層特征相似，平均孔隙度10.8%，滲透率9.8×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層；S-8小層平均孔隙度17.1%，滲透率11.7×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層。由此可見，儲(chǔ)層具有較強(qiáng)垂向非均質(zhì)性，S-3小層物性明顯優(yōu)于下部小層。平面上，S-3小層分布穩(wěn)定，連通性好；S-4，5，6三小層在中部鞍部區(qū)域發(fā)育較好，南、北2個(gè)高點(diǎn)較差，非均質(zhì)性強(qiáng)；S-8油層由于油水界面傾斜僅在北部高點(diǎn)區(qū)域分布(圖2，3)。

1.3 油藏特征

目前存在三維地震預(yù)測、壓汞分析、RFT壓力測試及測井解釋等多種方法可對(duì)油水界面進(jìn)行判定。研究區(qū)S油藏具有地層水礦化度高、水層視電阻率低特征，通過測井解釋能夠較好區(qū)分油水層，結(jié)合RFT壓力測試及試油資料可準(zhǔn)確地確定單井油水界面。油藏剖面顯示S油藏油水界面在構(gòu)造主軸南北向上具有大幅向上傾斜抬升特征，自北向南由下部S-8抬升至南部S-4小層。目前單井實(shí)鉆最大相對(duì)高差可達(dá)近300 m(圖3)。

圖1 伊朗扎格羅斯前陸盆地SA油田地理平面位置(a)及Sarvak層頂面構(gòu)造(b)

圖2 伊朗SA油田Sarvak層上部地層綜合剖面

圖3 伊朗SA油田Sarvak油藏南北向剖面

2 傾斜油水界面可能原因分析

前人研究成果表明，水動(dòng)力驅(qū)動(dòng)或儲(chǔ)層非均質(zhì)性所造成的毛管壓力差異是造成油水界面傾斜的常見原因[3-9]。本次研究充分利用已有動(dòng)靜態(tài)資料，對(duì)這2種可能導(dǎo)致油水界面傾斜的因素進(jìn)行分析。

2.1 水動(dòng)力

在油藏不受外界因素影響呈理想狀態(tài)時(shí)，油水界面應(yīng)為深度相同的水平界面。而在水動(dòng)力驅(qū)動(dòng)差異導(dǎo)致油水界面傾斜情況下，其界面抬升高度由水動(dòng)力所產(chǎn)生的水壓所決定，水壓越大，抬升油柱高度越大，界面越高。因此，在相同深度的水層內(nèi)，不同區(qū)域水壓差異將導(dǎo)致地層壓力的不同，在地層壓力曲線上應(yīng)表現(xiàn)為明顯的梯度變化特征(圖4a)。

運(yùn)用SA油田位于不同區(qū)域的4口井(平面分布位置見圖1b)RFT地層測試壓力資料對(duì)工區(qū)水層壓力深度關(guān)系進(jìn)行研究，所取樣品點(diǎn)均位于各井解釋油水界面以下水層內(nèi)。最北的AZN-5井(油水界面：-2 990 m)和最南的AZN-6井(油水界面：-2 730 m)，兩者油水界面高差為260 m。4口井的壓力梯度圖版顯示，不同區(qū)域內(nèi)各井水層地壓梯度曲線正相關(guān)性好，壓力梯度線斜率基本一致，無異常壓力及壓力梯度現(xiàn)象的存在，不具備水動(dòng)力驅(qū)動(dòng)導(dǎo)致油水界面差異的特征(圖4b)。

同時(shí)，在水動(dòng)力差異導(dǎo)致油水界面傾斜情況下，注入水水體能量由界面高部位向低部位逐漸減弱。油水界面高部位的強(qiáng)能量區(qū)域水體交換越頻繁，當(dāng)?shù)蜐舛茸⑷胨L期侵入并沖刷高濃度沉積原生滯留水時(shí)，會(huì)使地層水的Na+，K+等陽離子濃度下降，而HCO3-離子濃度升高，與低油水界面附近的地層水相比其化學(xué)性質(zhì)具有明顯差異[4]。對(duì)工區(qū)北部AZN-5井(油水界面：-2 990 m)和南部AZN-4井(油水界面：-2 797 m)的地層水資料分析對(duì)比表明(表1)：2口井地層水礦化度均較高，各類離子含量分布近似，均為CaCl2地層水，為深部密閉環(huán)境下的沉積成因水，表明油藏下部水層內(nèi)水體能量弱，交換少。也說明水動(dòng)力不是導(dǎo)致本區(qū)油水界面傾斜的主要原因。

圖4 水動(dòng)力控藏示意(a)和A油田測試井 水層地層壓力梯度(b)

2.2 儲(chǔ)層非均質(zhì)性

儲(chǔ)層非均質(zhì)性所造成的毛細(xì)管壓力差異也可能是導(dǎo)致傾斜油水界面原因。本研究利用巖心分析化驗(yàn)成果和參考文獻(xiàn)[3]內(nèi)毛—浮壓力平衡方程對(duì)微觀孔喉結(jié)構(gòu)差異可能造成的界面高差進(jìn)行計(jì)算，驗(yàn)證其是否為本區(qū)傾斜油水界面成因。對(duì)研究區(qū)中部AZN-2井(油水界面：-2 833 m)及北部AZN-5井(油水界面：-2 990 m)2口取心井進(jìn)行計(jì)算，兩者油水界面深度相差157 m。根據(jù)巖心分析資料及油藏工程研究成果所獲參數(shù)，計(jì)算毛管壓力差異所能產(chǎn)生的最大高差為43.4 m，遠(yuǎn)小于2口井實(shí)際油水界面高差。因此儲(chǔ)層微觀非均質(zhì)性所造成的毛管壓力差異可能在一定范圍造成油水界面小幅波動(dòng)或形成長油水過渡帶，但不是造成本區(qū)油水界面的大幅度傾斜的主要原因。

表1 伊朗SA油田Sarvak油藏地層水分析

3 構(gòu)造演化與油藏調(diào)整

近年來隨著對(duì)塔里木盆地部分油田開發(fā)認(rèn)識(shí)及研究的深入，國內(nèi)部分學(xué)者提出了非穩(wěn)態(tài)油藏理論及概念[5-9,16]，不同于常規(guī)油藏，非穩(wěn)態(tài)油藏為一種受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)主控，油氣處于調(diào)整過程中的相對(duì)動(dòng)態(tài)平衡油藏，主要特點(diǎn)為在相互連通的儲(chǔ)層內(nèi)油水倒置或油水界面大幅度傾斜，含油面積大于圈閉面積，油氣調(diào)整方向控制含油飽和度平面分布等[10]。S油藏基本具備上述特征，因此本文針對(duì)本區(qū)構(gòu)造演化與油氣成藏之間關(guān)系開展研究，以進(jìn)一步確定傾斜油水界面成因。

3.1 構(gòu)造演化過程

區(qū)域構(gòu)造研究成果表明[12-15,17-22]：晚二疊世沿扎格羅斯帶出現(xiàn)海底擴(kuò)張，形成新特堤斯洋，并導(dǎo)致了伊朗板塊和阿拉伯板塊的分離。研究區(qū)位于阿拉伯板塊。至白堊紀(jì)末期，SA油田所處的阿拉伯板塊一直處于“孤島”狀態(tài)。白堊紀(jì)中期S層沉積完成。地震平衡剖面顯示在古近紀(jì)古新世之前，S層厚度變化不大，沉積穩(wěn)定，原始古地貌平坦，局部具有微幅構(gòu)造(圖5a)。新生代之后隨板塊向北漂移，阿拉伯板塊進(jìn)入活動(dòng)大陸邊緣發(fā)育階段，兩期主要構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對(duì)油田圈閉形成演化具有重要影響。

第一期，白堊紀(jì)末期，阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)：中白堊世時(shí)期阿拉伯板塊向伊朗板塊的俯沖導(dǎo)致新特提斯洋收縮，形成區(qū)域活躍擠壓構(gòu)造背景[12,15,22]。在此影響下，深部地層早期斷層發(fā)生“再活化”并導(dǎo)致下部鹽層拱起流動(dòng)，形成大量之前所述的南北向前扎格羅斯(阿拉伯走向)構(gòu)造[10,22]。此時(shí)S層演變?yōu)楸备吣系湍媳毕虮承?，并在地質(zhì)歷史長期保持相對(duì)穩(wěn)定，與現(xiàn)今南高北低的構(gòu)造形態(tài)正好相反(圖5b，c)。

第二期，新近紀(jì)中新世，扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)：新近紀(jì)中新世，阿拉伯板塊向伊朗板塊發(fā)生二次俯沖碰撞并導(dǎo)致扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)開始，在伊朗中部形成扎格羅斯山脈[12-15,20-22]。受本期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)擠壓作用影響，油田原古圈閉構(gòu)造規(guī)模急劇縮小，高點(diǎn)向東北方向轉(zhuǎn)移，中南部原古地貌低點(diǎn)地層以“翹翹板”方式被迅速大幅抬升，超過北部構(gòu)造高點(diǎn)，演變?yōu)楝F(xiàn)今2個(gè)構(gòu)造高點(diǎn)，南高北低的構(gòu)造格局。

圖5 伊朗SA油田Sarvak層圈閉構(gòu)造演化剖面

目前，該演化趨勢仍在持續(xù)進(jìn)行中(圖5d，e)。

3.2 油藏二次調(diào)整

S層下部中—下白堊統(tǒng)烴源巖自古新世早期逐漸進(jìn)入生烴窗開始排烴[13-14,18-19]，生成烴類流體沿?cái)鄬踊虿徽厦嫦騍層運(yùn)移并進(jìn)行充注[13,14-15,21-22]，并在前述阿爾卑斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)之后，扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)之前聚集形成古背斜油藏。在新近紀(jì)扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)影響下，油藏構(gòu)造圈閉形態(tài)發(fā)生變化，原北部背斜受到擠壓作用影響，圈閉面積變小，北部局部高點(diǎn)向東北部轉(zhuǎn)移，中南部以“翹翹板”的方式整體抬升形成新的次生圈閉，逐漸演變?yōu)楝F(xiàn)今南高北低，兩構(gòu)造高點(diǎn)格局。古油藏圈閉條件改變打破了油藏動(dòng)力平衡，油氣重新發(fā)生再分配調(diào)整，向南部高點(diǎn)重新聚集(圖6)。

油氣調(diào)整過程中優(yōu)先在滲透性較好的S-3小層由北向南發(fā)生指狀突進(jìn)，充注南部次生高點(diǎn)區(qū)域；下部S-4,5,6小層物性差，滲透率低，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，處于緩慢調(diào)整過程中。根據(jù)參考文獻(xiàn)[23]中計(jì)算的油氣達(dá)到平衡所需的運(yùn)聚時(shí)間，S-3小層達(dá)到重新平衡需要1.78 Ma，S-4，S-6小層需要10.86 Ma。這個(gè)結(jié)果按照現(xiàn)今構(gòu)造要素計(jì)算的靜態(tài)平衡時(shí)間，未考慮油氣二次運(yùn)移和構(gòu)造演化同時(shí)性及可能發(fā)育的斷層和儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，否則這個(gè)時(shí)間應(yīng)該更長。扎格羅斯造山運(yùn)動(dòng)對(duì)油田圈閉開始發(fā)生影響約為5.3 Ma之前，在此之后，油田圈閉在短時(shí)間內(nèi)依照此前所述趨勢發(fā)生劇烈變化。

因此，目前S油藏在南部次生高點(diǎn)圈閉內(nèi)尚未達(dá)到平衡，形成了尚未調(diào)整完畢的大幅傾斜油水界面。油藏目前正處于重新運(yùn)移、聚集的非穩(wěn)態(tài)調(diào)整過程中，現(xiàn)今油藏呈現(xiàn)的大幅度傾斜油水界面為尚未調(diào)整完畢的狀態(tài)。根據(jù)實(shí)鉆資料，北部高點(diǎn)西翼因處于古構(gòu)造高點(diǎn)，仍然保留了較低的古油水界面，油柱高度明顯大于東翼區(qū)域。在下部地層物性較好的Kazhidumi和Gadwan砂巖油藏中，發(fā)現(xiàn)了大量的含瀝青砂巖，從側(cè)面證實(shí)該區(qū)域發(fā)生過油藏二次調(diào)整。

圖6 伊朗SA油田Sarvak油藏演化示意

3.3 有利勘探區(qū)

按照目前國內(nèi)學(xué)者對(duì)非穩(wěn)態(tài)油藏的劃分，將由于圈閉形態(tài)發(fā)生變化而導(dǎo)致油氣較大規(guī)模調(diào)整的古油藏稱為后油藏，處于調(diào)整過程中的油氣稱為次生前油藏，在新圈閉中聚集成藏達(dá)到相對(duì)穩(wěn)態(tài)以后稱為次生油藏[16]。對(duì)S油藏而言，最有利勘探區(qū)為北部構(gòu)造高點(diǎn)區(qū)域的滯留后油藏，且處于原古構(gòu)造高點(diǎn)的西部優(yōu)于東部區(qū)域。中部至南部構(gòu)造高點(diǎn)區(qū)域油氣正處于調(diào)整過程當(dāng)中，為次生前油藏，南部構(gòu)造高點(diǎn)有利開發(fā)層僅為S-3小層，下部地層物性較好的砂巖油藏可能在南部構(gòu)造高點(diǎn)形成次生油藏，具有較大潛力。

4 結(jié)論

伊朗SA油田下白堊統(tǒng)Sarvak油藏所具有的大幅度傾斜抬升油水界面特征為強(qiáng)烈扎格羅斯構(gòu)造運(yùn)動(dòng)所導(dǎo)致油藏圈閉在超晚期二次調(diào)整，并同時(shí)引發(fā)的油氣二次調(diào)整且尚未調(diào)整完畢的狀態(tài)顯示，目前Sarvak油藏仍處于由北部原古油藏向南部新的次生圈閉非穩(wěn)態(tài)運(yùn)移調(diào)整過程中，為非穩(wěn)態(tài)油藏。有利勘探區(qū)為原古油藏圈閉即現(xiàn)今北部構(gòu)造高點(diǎn)中西部，南部構(gòu)造高點(diǎn)有利開發(fā)層系為S-3層。

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(編輯 黃 娟)

Genesis of large-amplitude tilting oil-water contact in Sarvak Formation in South Azadegan Oilfield, Iran

Du Yang1,2, Yi Yingjie3, Xin Jun2, Chen Jie2, Cui Yi4, Tong Mingsheng2, Ouyang Cheng2, Wang Weibing2

(1.SchoolofGeoscienceandTechnology,SouthwestPetroleumUniversity,Chengdu,Sichuan610051,China;2.GeologyandExplorationResearchInstituteofCCDC,CNPC,Chengdu,Sichuan610500,China;3.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China;4.IraqBranchCompany,CNPC,Dubai999041,UAE)

The Sarvak reservoir of the South Azadegan Oilfield in Iran is a thick, block-like limestone reservoir of slack shelf sea deposition. The oil-water contact (OWC) of the reservoir is characterized as a large-amplitude one tilting from north to south. Hydrodynamic force and reservoir heterogeneity were studied, indicating that neither of which were the causes for the tilted OWC of the Sarvak reservoir. By investigating the evolution of areal tectonic setting, utilizing a formation flattening technique to recover the paleo-structure of different geologic stages, and combining with accumulation factor analysis, it was determined that the adjustment of traps after the Zagros orogeny led to the tilted oil-water contact. A paleo-trap which decreased from north to south (reversed from the present situations) formed in the Sarvak Formation in the SA Oilfield after the late Paleocene. The Zagros orogeny during the Neogene caused the adjustment of the trap, and the former low point in the south uplifted significantly and gave birth to a new secondary trap. As a result, the present tectonic setting with two high points (higher in the north and lower in the south) was formed. The balance in the paleo-trap was broken, and hydrocarbon migrated to the secondary trap in the south and was still adjusting now. The large-amplitude tilting oil-water contact showed that the paleo-reservoir was still adjusting and unstable.

oil-water contact; hydrodynamic force; reservoir heterogeneity; tectonic evolution; unsTable reservoir; Sarvak Formation; Iran

1001-6112(2015)02-0187-07

10.11781/sysydz201502187

2013-11-28；

2015-01-04。

杜洋 (1984—)，男，工程師，博士，從事中東地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層地質(zhì)及油氣成藏及致密油氣藏研究。E-mail：157762166@qq.com。

中國石油天然氣集團(tuán)公司重大科技專項(xiàng)“中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏整體優(yōu)化部署及提高采收率技術(shù)研究與應(yīng)用”(11.2011E-2501.X.01)資助。

TE122.3

A