周立宏 韓國猛 董曉偉 陳長偉 紀(jì)建崢 馬建英 周連敏 饒 敏 張 睿

（ 中國石油大港油田公司 ）

0 引言

低飽和度油藏指儲層中共存水飽和度遠(yuǎn)高于常規(guī)束縛水飽和度的一類油藏，即油藏中存在一定數(shù)量的可動水[1-2]。實踐表明，低飽和度油藏的分布十分廣泛，如美國L-kc 油田、吉林腰英臺油田、新疆準(zhǔn)噶爾盆地陸梁油田、吐哈紅臺地區(qū)以及大港歧口凹陷劉官莊油田、關(guān)家堡油田等，作為一種特殊類型油藏，隨著勘探開發(fā)技術(shù)的不斷提高，已經(jīng)展現(xiàn)出一個具有良好開發(fā)前景的新領(lǐng)域[3-6]。近年來，歧口凹陷近油源常規(guī)砂巖油藏勘探程度逐年提高，發(fā)現(xiàn)難度越來越大[7-10]，遠(yuǎn)離富油氣凹陷的盆緣地區(qū)受到勘探家重視，位于歧口凹陷南緣埕海高斜坡的劉官莊油田自1972 年鉆探莊6 井發(fā)現(xiàn)館三段油層以來，按照構(gòu)造找油方式發(fā)現(xiàn)Zq1 井、L7-5 井等零星油藏，但由于高黏超稠油（原油密度為0.97g/cm3、黏度為3×104mPa·s）含油飽和度低（小于40%），控水難度大，直井產(chǎn)量低（0.5～2t），長期未能效益開發(fā)。本文通過研究劉官莊油田低飽和度油藏成因機(jī)制及油氣富集模式，探索“水平井+二氧化碳吞吐”提產(chǎn)方式，以期提高單井產(chǎn)量，取得較好的開發(fā)效果。

1 地質(zhì)概況

歧口凹陷是渤海灣中部的富油氣凹陷之一，由歧口主凹、板橋次凹、歧南次凹、歧北次凹、北塘次凹及一系列斜坡組成。埕海高斜坡位于歧口凹陷南緣羊二莊斷裂系與埕寧隆起之間的緩坡過渡帶（圖1），地層受羊二莊斷層—羊二莊南斷層控制，具有北斷南超的特點。新近系、古近系逐層超覆于埕寧隆起，在中生界及古近系沙河街組三段、古近系沙河街組一段、新近系館陶組之間形成多個不整合面。受古地貌及差異侵蝕作用控制，不整合面之上發(fā)育多條近南北向展布的侵蝕溝槽，既是南部埕寧隆起物源向歧口凹陷輸送的重要通道，也是砂體聚集的有利場所。同時，溝槽內(nèi)砂體與斷層、不整合面配置，是歧口凹陷油源向埕海高斜坡運移的重要輸導(dǎo)體系，為埕海高斜坡油氣聚集奠定了基礎(chǔ)，現(xiàn)已發(fā)現(xiàn)劉官莊油田、關(guān)家堡油田和Ch6 油田等大型源外低飽和度油藏。

圖1 埕海高斜坡構(gòu)造位置圖Fig.1 Structural location map of Chenghai high slope

歧口凹陷自漸新世以來，經(jīng)歷過斷陷期、隆起收縮期和坳陷發(fā)育期，在凹陷周邊形成多個大型斜坡構(gòu)造[11]。埕海高斜坡為埕寧隆起背景下的大型緩坡，古近系沙河街組沉積后，埕海高斜坡發(fā)生短暫的差異構(gòu)造運動[12-14]，西側(cè)劉官莊油田構(gòu)造抬升，漸新統(tǒng)東營組及沙河街組部分地層遭受剝蝕，與晚期新近系館陶組呈角度不整合接觸關(guān)系。據(jù)鉆井資料揭示，劉官莊油田自下而上鉆遇的地層依次為：中生界、古近系沙河街組、新近系館陶組、新近系明化鎮(zhèn)組及第四系平原組。新生界沉積厚度650m，館陶組按照“粗—細(xì)—粗”巖性組合進(jìn)一步劃分出館一段、館二段和館三段。館一段為厚層塊狀淺灰色含礫不等粒砂巖，厚度為180～200m；館二段巖性整體偏細(xì)，以灰綠色泥巖為主，厚度為50～100m；館三段為一套正旋回沉積，下部館三下亞段為塊狀砂礫巖沉積，厚度為30m 左右，上部館三上亞段為灰褐色細(xì)砂巖、淺灰色含礫不等粒砂巖與灰綠色泥巖，厚度為50～70m，其中館三上亞段和館三下亞段是主要含油層。

1.1 溝槽分布特征

劉官莊油田位于埕海高斜坡羊二莊南斷層上升盤，西至Z10 井—Z8 井附近，東至Z11 井，面積約為200km2，區(qū)內(nèi)自北向南發(fā)育羊二莊南斷層、埕西斷層和海興斷層3 條NE 走向主干斷裂，斷層北西傾向，在斜坡區(qū)背景下形成斷階狀構(gòu)造格局（圖2）。主干斷層長期活動，對古近系沙河街組、新近系館一段、館二段和明化鎮(zhèn)組具有明顯的控制作用，但館三段沉積時期該區(qū)發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)，斷裂控沉積作用減弱，來自南部埕寧隆起的辮狀河在緩坡背景下反復(fù)沖刷形成侵蝕型溝槽。

圖2 劉官莊油田地震剖面圖（北西向）Fig.2 Seismic profile of the Liuguanzhuang Oilfield (Northwest direction)

依據(jù)高分辨率三維地震資料解釋成果，劉官莊油田侵蝕溝槽主要發(fā)育在館三段，自西向東可識別出3 個北西向展布的侵蝕溝槽（圖3）。溝槽主要是由埕寧隆起向西北部歧南次凹的古河道侵蝕形成，溝槽南北長6～8km，東西寬2～5km。西部溝槽位于構(gòu)造反轉(zhuǎn)后大型背斜核部，構(gòu)造位置高于翼部的中部溝槽和東部溝槽，目前已發(fā)現(xiàn)的儲量全部位于西部溝槽，鉆井揭示溝槽充填高度為70～100m，面積為26km2。中部溝槽為若干個小型侵蝕溝槽構(gòu)成，侵蝕溝槽最小寬度僅為300m，面積約為12km2。東部溝槽南窄北寬，北部最寬處達(dá)5km，面積為21km2，向西與關(guān)家堡溝槽相接，3 個溝槽至羊二莊南斷層附近逐漸擴(kuò)大連片，匯聚形成統(tǒng)一溝槽。

溝槽是在沉積基準(zhǔn)面下降期地表遭受侵蝕形成的構(gòu)造低谷，是沉積物向盆地內(nèi)搬運與堆積的古低洼區(qū)，碎屑物質(zhì)首先沿這些溝槽形成水系向凹陷區(qū)順坡輸送，同時溝槽也是碎屑巖沉積的重要場所[15-17]。劉官莊油田溝槽主體區(qū)砂體厚度為30～40m，溝槽邊部砂體厚度明顯減薄，為10～20m，溝槽控砂特征明顯(圖4 至圖5）。

圖4 劉官莊油田館三段侵蝕溝槽剖面圖Fig.4 Section of eroded trench of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

圖5 劉官莊油田L(fēng)1501 井—L1602 井館三段砂體剖面圖Fig.5 Sand correlation map across Well L1501—L1602 of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

1.2 沉積特征

研究區(qū)新近系館三段侵蝕溝槽內(nèi)主要充填辮狀河沉積，發(fā)育心灘和河床滯留沉積，整體上為一套下粗上細(xì)的正旋回沉積。溝槽底部館三下亞段滯留沉積以灰色含礫不等粒砂巖、砂礫巖為主，測井曲線為箱形，在溝槽主體區(qū)連片分布，厚度變化不大，一般為25～30m，溝槽邊界附近缺失。河床滯留沉積之上為館三上亞段，發(fā)育心灘與河漫灘，心灘砂巖厚度為2～5m，測井曲線為鐘形，多期疊置，巖性以中—細(xì)砂巖或礫巖為主，成分成熟度高（石英含量為60%～73%），結(jié)構(gòu)成熟度低，分選性差，顆粒磨圓度以次棱角狀為主，接觸關(guān)系為點—線接觸、點接觸，孔隙類型為粒間孔，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，巖心可見平行層理、交錯層理，反映沉積水動力較強(qiáng)(圖6）。

圖6 劉官莊油田館三段沉積期沉積微相圖與沉積構(gòu)型剖面圖Fig.6 Sedimentary microfacies and sedimentary configuration section of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

波形聚類是地震相分析的一種有效方法。本次研究以三維數(shù)據(jù)體為分析對象,通過卷積神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)中的卷積算子和池化算子共同作用,提取地震道的空間波組特征,在明確已鉆井測井相特征的基礎(chǔ)上，利用測井相聯(lián)合地震相，從而能夠最大限度地區(qū)分不同地震波形所代表的地震相特征，實現(xiàn)了沉積微相平面分布的預(yù)測。通過研究表明，河床滯留沉積、心灘、河漫灘具有明顯不同的波形特征。紫色指示河床滯留沉積，呈連片分布，主要位于溝槽的中心區(qū)；紅色指示心灘沉積，呈朵狀，覆蓋于紫色所代表的河床滯留沉積之上，其連線平行于溝槽延伸方向，指示水流方向，在工區(qū)北部，由于物源自南向北波及，隨著水動力減弱，受后期廢棄河道砂質(zhì)充填影響，心灘邊界略不明顯；綠色—藍(lán)色代表地震反射能量較弱，指示河漫灘等細(xì)粒沉積，其發(fā)育于溝槽邊部（圖7）。

圖7 劉官莊油田館三段波形聚類屬性圖Fig.7 Waveform clustering attribute map of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

劉官莊油田館三段儲層主要為溝槽底部的河床滯留沉積和上部的心灘，根據(jù)巖心及測井資料成果，河床滯留沉積底礫巖物性偏差，平均孔隙度為10%，平均滲透率為8.5mD，為低孔低滲儲層，心灘砂巖孔隙度主要分布于13%～18%，中值為15.2%，滲透率集中分布于21～89mD，中值為34.5mD，屬中孔中—低滲儲層。

1.3 油藏特征

劉官莊油田館三段低飽和度油藏埋深為1200～1400m，原油密度為0.96～0.99g/cm3（20℃），原油黏度為3×104mPa·s（50℃），凝固點為-13℃，含蠟量為0.73%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)為35.11%，含油飽和度平均為41%，為低含油飽和度高黏稠油，油層壓力系數(shù)為0.9，屬于正常壓力。油層在溝槽內(nèi)河床滯留沉積的底礫層內(nèi)連片分布，整體形成一套含油“箱體”，雖然表現(xiàn)為高部位含油飽和度略高，但無明顯統(tǒng)一的油水界面，構(gòu)造控藏作用不明顯，油藏分布具有溝槽控砂控藏特征。

2 低飽和度油藏成因機(jī)制

常規(guī)油氣藏在原始狀態(tài)均不同程度上存在共存水，通常情況共存水為束縛水，一般在40%以下，在油田開發(fā)過程中共存水一般不會發(fā)生流動，而低飽和度油氣藏在開發(fā)過程中不存在無水采油期，具有明顯不同于常規(guī)油氣藏的滲流特征[18-19]。

2.1 源外長距離油氣運聚，高黏稠油流動性差

歧口凹陷是渤海灣盆地重要的富油凹陷之一，古近系發(fā)育沙河街組一段和沙河街組三段等多套烴源巖，生烴中心位于歧東斷層下降盤主凹區(qū)，次級生烴中心位于歧南次凹，生烴門限深度為2900m，有效生烴面積為1200km2[20]。埕海高斜坡距離歧口凹陷生烴中心遠(yuǎn)，一般超過20km，原油長距離運移，受無機(jī)氧化、生物和化學(xué)降解作用影響，形成次生稠油，具有密度大、黏度高、含膠質(zhì)+瀝青質(zhì)高，凝固點及含蠟量低的特征。

劉官莊油田稠油在運移過程中遭受了不同程度的生物降解，原油中正構(gòu)烷烴、植烷、姥鮫烷、正烷基環(huán)己烷、萘、甲基萘、甲基菲、二甲基二苯并噻吩均被完全降解，甚至甾烷類和藿烷類化合物也開始被降解，降解程度較高（圖8），膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量高，流體流度低、移動性差，油水驅(qū)替效率低，是形成低含油飽和度的重要因素。

圖8 劉官莊油田館三油組原油色譜圖Fig.8 Chromatogram of Ng3 member crude oil in the Liuguanzhuang Oilfield

2.2 儲層孔隙結(jié)構(gòu)差，油水分異作用弱

在油氣聚集成藏過程中，孔喉結(jié)構(gòu)直接影響原油進(jìn)入儲層的難易程度。油氣首先進(jìn)入孔隙結(jié)構(gòu)好、排驅(qū)壓力小的儲層，隨著排驅(qū)壓力的增加，油氣可以進(jìn)入孔隙結(jié)構(gòu)差、排驅(qū)壓力大的儲層，使得含油飽和度進(jìn)一步加大。當(dāng)儲層孔隙結(jié)構(gòu)較差時，油氣運移過程中油水分異作用較弱，孔隙中的水不能被油氣完全驅(qū)替，形成低飽和度油藏。劉官莊油田館三段含礫不等粒砂巖非均質(zhì)性強(qiáng)，儲層毛細(xì)管排替壓力大，巖石滯留地層水的能力強(qiáng)，成藏過程中原油驅(qū)替孔隙中的水不充分，細(xì)小孔喉內(nèi)仍被原始地層水占據(jù)，導(dǎo)致含水飽和度高、含油飽和度低。

2.3 溝槽內(nèi)構(gòu)造寬緩，油水過渡帶寬

低滲透性儲層一般具有很寬的油水過渡帶和較高的含水飽和度，有的生產(chǎn)層甚至完全處于油水過渡帶。根據(jù)毛細(xì)管壓力和液柱上升高度關(guān)系式，可以求取自由水界面以上的液柱高度。劉官莊油田館三油組自由水界面以上，油水同產(chǎn)區(qū)底部和產(chǎn)純油區(qū)底部高度之差為館三油組油水過渡帶高度（圖9）[2]。通過計算，劉官莊油田館三段油水過渡帶高度平均為24.6m，而劉官莊油田整體為一寬緩背斜構(gòu)造，南北長8km，東西寬10km，同一斷階塊最大高差不超過30m，溝槽主體區(qū)地層傾角為1.7°～2.9°，由于圈閉幅度小于油水過渡帶的高度，油水密度差產(chǎn)生的浮力小，不能有效排驅(qū)小孔喉內(nèi)的水，是劉官莊油田形成低飽和度油藏的強(qiáng)化因素（圖10）。

圖9 油藏流體垂向分布規(guī)律圖（據(jù)文獻(xiàn)[2]）Fig.9 Vertical distribution of fluid in the oil reservoir(from references[2])

圖10 劉官莊油田館三段測井流體識別圖版Fig.10 Fluid identification chart from wireline logging of Ng3 member in the Liuguanzhuang Oilfield

3 低飽和度油藏富集特征

研究表明，歧口凹陷沙河街組烴源巖在東營組沉積末期進(jìn)入生烴門限，至明化鎮(zhèn)組沉積末期進(jìn)入成熟階段，根據(jù)生排烴貢獻(xiàn)率計算，歧口凹陷油氣具有東營組沉積末期和明化鎮(zhèn)組沉積末期兩期運聚成藏，其中明化鎮(zhèn)組沉積末期—第四紀(jì)生烴貢獻(xiàn)超過60%，是主要成藏期。埕海高斜坡位于歧口凹陷盆緣南斜坡，原油主要來自第二期，油氣通過大型油源斷裂運移至高斜坡后，依靠高斜坡館陶組、沙河街組與中生界之間大型區(qū)域不整合面及其上底礫巖層組成良好的油氣輸導(dǎo)層，使來自歧口主凹的油氣沿著羊二莊斷裂系可以向高斜坡持續(xù)運移形成油藏[21]。溝槽控砂控藏形成低飽和度含油“箱體”，是劉官莊油田與吐哈紅臺地區(qū)源上晚期調(diào)整型砂巖低飽和度油藏、大慶古龍凹陷源內(nèi)低滲透砂巖低飽和度油藏的最大差別，尋找不整合面頂部的低飽和度含油“箱體”成為劉官莊油田勘探開發(fā)的主要方向。

3.1 不整合面、底礫巖層及次級斷層運移油氣

劉官莊油田館陶組底界與沙一段不整合面之上的底礫巖層厚度較大，分布穩(wěn)定；由于埋深淺（小于1400m），儲層壓實程度低，原生孔隙保存較好；盡管底礫巖層非均質(zhì)性強(qiáng)，但整體為中孔中滲儲層，與不整合面組成良好油氣輸導(dǎo)層。同時，由于原油黏度大、構(gòu)造緩，油水分異弱，原油不能完全驅(qū)替地層水，在底礫巖層內(nèi)形成了一套低飽和度含油“箱體”。含油“箱體”大面積分布，承擔(dān)油氣向高斜坡區(qū)輸導(dǎo)的主要通道作用，既可向與之接觸的心灘或次級斷層運移油氣，形成局部的構(gòu)造—巖性油藏，也可以在原地形成低飽和度油藏（圖11、圖12）。

3.2 溝槽控砂，溝槽內(nèi)整體含油

溝槽作為沉積盆地邊緣的重要地貌單元，已經(jīng)被證實是碎屑巖向沉積盆地搬運的輸送通道，其本身也是重要的沉積場所。埕寧隆起古近紀(jì)溝槽分布對沉積體的展布起明顯控制作用，因此，埕海高斜坡油藏與溝槽密切相關(guān)，如埕海6 區(qū)塊和關(guān)家堡油田沙河街組繼承性溝槽內(nèi)發(fā)育構(gòu)造—巖性油藏。

在北西向油氣運聚模式圖中，由于原油密度高、黏度大，油水分異作用弱，構(gòu)造對劉官莊油田館三段低飽和度油藏影響作用有限，原油驅(qū)替地層水主要依靠自身的流動性緩慢運移，因此低飽和度稠油運移的最大距離取決于原油自身的物性變化。根據(jù)CL101H 井分析化驗資料，原油流度為0.0053mD/(mPa·s)，若按照極限法判斷劉官莊油田運移半徑為6.7km，在海興斷裂上升盤1.3km至稠油邊界，在此之前館三段溝槽內(nèi)整體含油，溝槽范圍即是含油范圍（圖13）。

圖11 含油“箱體”接觸式油氣輸導(dǎo)示意圖Fig.11 Sketch map of contact oil and gas transport from oil-bearing“box”

圖12 含油“箱體”+次級斷層輸導(dǎo)示意圖Fig.12 Sketch map of oil transport from oil-bearing“box”and secondary faults

圖13 劉官莊油田油氣運聚模式圖Fig.13 Oil and gas migration and accumulation pattern in the Liuguanzhuang Oilfield (Northwest direction)

在南東向橫切溝槽油氣運聚模式圖上，劉官莊油田館三段溝槽是侵蝕溝槽，辮狀河河床滯留沉積砂體充填在溝槽主體區(qū)，厚度為25～30m，分布穩(wěn)定；溝槽邊界附近僅發(fā)育心灘，累計厚度為5～9m。溝槽外為剝蝕區(qū)，無館三段，溝槽控砂特征明顯（圖14）；溝槽內(nèi)館三下亞段底礫巖層含油連片，構(gòu)造高低對含油飽和度具有一定影響，但不影響整體含油性。2019 年在溝槽內(nèi)鉆探的L103x1 井含油飽和度僅為27%，但試油后日產(chǎn)油達(dá)5t 左右，產(chǎn)量甚至高于大部分早期構(gòu)造圈閉內(nèi)的生產(chǎn)井。

4 開發(fā)實踐與效果

劉官莊油田館三段油層單井日產(chǎn)量低，各井產(chǎn)量普遍為1.34～2.5t，含水51%～66%。早期采用常規(guī)注水開發(fā)方式，由于地層溫度低（55℃）、原油黏度大，難以進(jìn)入井筒，而且地層水突進(jìn)、含水上升快，短期內(nèi)含水就達(dá)到90%以上，開發(fā)效果不理想。后期也曾采用電熱桿加熱、潛油螺桿泵+井口降黏等采油措施，可以一定程度上解決原油在井筒內(nèi)舉升難題，但由于地層流體黏度大，產(chǎn)量提升效果不明顯，整體開發(fā)效益差。

近年來，針對如何效益開發(fā)劉官莊油田館三段低飽和度油藏進(jìn)行了多次嘗試，實踐表明“水平井+二氧化碳吞吐”是有效開發(fā)方式。二氧化碳吞吐是稠油冷采工藝之一，不僅可以降低開采成本，還可以減少地層傷害[22-24]。目前，使用二氧化碳對稠油油藏開采，已經(jīng)成為許多國家油氣開采業(yè)的共識。一是二氧化碳與原油有很好的互溶性，隨著溶解氣油比的增加，原油黏度顯著降低，黏度降低后原油流動能力增大，油水流度比減小，原油產(chǎn)量提高。二是二氧化碳注入油藏后，原油體積大幅度膨脹，可以增加地層的彈性能量，還有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，使驅(qū)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，地層滲透率提高5%～15%。

圖14 劉官莊油田油氣運聚模式圖Fig.14 Oil and gas migration and accumulation pattern in the Liuguanzhuang Oilfield (Southeast direction)

2018 年，為探索水平井稠油開發(fā)，在油田南部鉆探CL101H 水平井，館三下亞段油層水平段長度為413m，油層鉆遇率為100%。電潛螺桿泵投產(chǎn)1368.4～1794.3m 井段，日產(chǎn)油3.8t，日產(chǎn)水15.2m3，含水80%，產(chǎn)量較低，未能達(dá)到水平井增油目的（圖15）。

圖15 CL101H 井水平段單井柱狀圖Fig.15 Wireline log curve of horizontal section of Well CL101H

2019 年進(jìn)行二氧化碳吞吐施工，累計注入二氧化碳847t，連續(xù)燜井1 個月后開井，水力泵排，日產(chǎn)油37.72m3，含水降至5%，連續(xù)有效生產(chǎn)280 天，累計產(chǎn)油2473t，提產(chǎn)效果明顯。目前，劉官莊油田南部CL101H 區(qū)塊整體部署水平井10 口，已投產(chǎn)的3 口水平井均采用二氧化碳吞吐模式，初期最高單井日產(chǎn)達(dá)50t，產(chǎn)量較措施前平均提高20 倍，含水最低降至5%以下，有效期內(nèi)（180～280 天）累計增油2400t，采收率提高7.9%，稠油增產(chǎn)控水效果明顯。2020 年大港油田公司已將劉官莊油田稠油油藏開發(fā)列入重要開發(fā)試驗項目，初步規(guī)劃建產(chǎn)能20×104t/a。

5 結(jié)論

（1）源外長距離油氣運聚，高黏稠油流動性差是形成劉官莊油田低含油飽和度油藏的重要因素；儲層孔隙結(jié)構(gòu)差，油水分異作用弱，導(dǎo)致劉官莊油田整個油藏含水飽和度高、含油飽和度低；溝槽內(nèi)構(gòu)造寬緩，油水過渡帶寬是劉官莊油田形成低飽和度油藏的強(qiáng)化因素。

（2）油氣依靠大型區(qū)域不整合面、底礫巖層及次級斷層運移，在劉官莊油田聚集成藏，溝槽分布對沉積體的展布起明顯控制作用，溝槽內(nèi)整體含油。

（3）“水平井+二氧化碳吞吐”開采模式對低飽和度高黏稠油具有明顯的增產(chǎn)降黏作用，單井日產(chǎn)顯著提高，含水降低，不僅可以帶動黃驊坳陷盆緣斜坡帶1.22×108t 稠油的效益開發(fā)，也為國內(nèi)難采儲量動用提供了新的思路與技術(shù)經(jīng)驗，具有重要的推廣意義。