鲁迈拉油田Nahr Umr组油藏倾斜油水界面成因

周家胜，谢景彬，林　健

鲁迈拉油田Nahr Umr组油藏倾斜油水界面成因

周家胜1，2，谢景彬2，林健3

（1.中国石油集团勘探开发公司，北京100034；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.中国石油工程建设公司华东设计分公司，山东青岛266071）

为研究伊拉克鲁迈拉油田阿尔比阶Nahr Umr组碎屑岩油藏油水界面倾斜成因，提高油气储量评估的准确性及开发方案部署和调整的合理性，在系统总结造成倾斜油水界面成因的基础上，综合利用测井资料、电缆地层压力测试资料以及区域地质资料，从地层水流量估算、油水界面倾斜幅度分析、油水压力梯度响应特征和区域压力变化规律4个方面进行了论证。认为水动力作用是造成阿尔比阶Nahr Umr组碎屑岩油藏油水界面倾斜的主要原因，水动力来源于东北部的特罗斯—扎格罗斯逆冲断裂褶皱带地表水的补充。

伊拉克；鲁迈拉油田；碎屑岩油藏；阿尔比阶；倾斜油水界面；水动力作用

传统石油地质学通常认为，在同一油藏中具有统一的油水界面，大量具有倾斜油水界面油藏的发现，正在改变传统石油地质学的认识。国内外众多学者对倾斜油水界面的成因进行了研究，提出了4种成因类型：①水动力作用［1-2］，地层水流动导致等势面差异，形成倾斜油水界面；②毛细管压力［3-4］，由于物性差异导致毛细管压力不同，形成倾斜油水界面；③地温场作用［5-6］，由于存在盐丘或热底辟等，使储集层温度变化，从而导致流体密度不同，形成倾斜油水界面；④非稳态成藏［7-9］，由于后期构造运动的影响，使处于动态平衡的油气发生新的运移，从而导致油水界面倾斜。不同的成因类型，其响应特征也不同，因此，通过对响应特征的分析，可以判断出油水界面倾斜的成因类型。笔者根据不同成因类型的响应特征，利用测井资料、电缆地层压力测试资料和区域地质资料进行综合分析，提出造成鲁迈拉油田阿尔比阶Nahr Umr组碎屑岩油藏油水界面倾斜的原因是水动力作用，这一认识对油气储量的计算和开发方案的部署与调整有重要的指导意义。

1　研究区地质概况

鲁迈拉油田位于伊拉克南部巴士拉省东部，由北鲁迈拉和南鲁迈拉2个区块组成，为一简单长轴背斜构造，南北长约80 km，东西宽10～14 km，油田有南、北2个构造高点，中间以鞍部相连（图1）。地震剖面上，垂向上各层构造形态基本一致，断层不发育［10-11］。鲁迈拉油田发育有多套含油层系，其中白垩系阿尔比阶Nahr Umr组是其主力含油层系之一，埋深2 700～3 000 m，属浅海三角洲沉积。根据岩性与沉积环境的差异，将Nahr Umr组从上到下划分为5段（图2），依次为A段、B段、C段、D段和E段，其中A段为半深海相泥岩和碳酸盐岩混合沉积；B段为台地相碳酸盐岩；C段为三角洲前缘—三角洲平原砂泥岩；D段为三角洲平原相砂岩；E段为浅海相泥岩。其中A段和B段由于物性较差而不含油；C段和D段是主要的储集层段，由稳定的海相泥岩分隔，具有各自独立的水动力系统；E段则整体为含水层。C段为砂泥岩交互的薄层油藏，厚度为67.0 m，砂体厚度为30.0 m，有效厚度为20.7 m，平均孔隙度为18.2%，平均渗透率为300 mD.D段主要为河流—三角洲平原沉积，多期河道切割叠加连片分布，形成巨厚块状砂岩储集层，储集层厚度为82.0 m，砂体厚度为79.0 m，平均油层厚度为14.3 m，平均孔隙度为20.3%，渗透率为0.3～4 157.0 mD，平均渗透率为1 855.7 mD，为中孔高渗储集层。

图1　伊拉克鲁迈拉油田构造位置及Nahr Umr组顶面构造

图2　鲁迈拉油田Nahr Umr组综合柱状剖面

2　单井油水界面确定

常用的确定油水界面方法有4种：试油资料法、测井资料法、压汞资料法和压力数据法。笔者利用测井资料、岩心分析资料和压力资料综合分析确定油水界面（图3），以X-A08井为例，利用岩性、孔隙度和电阻率曲线分析，确定的油水界面深度为2 803.8 m；电缆地层压力测试点数据回归确定的油水界面深度为2 803.7 m，多种资料相互验证了油水界面识别的准确性。通过每口井油水界面逐一分析，发现Nahr Umr组碎屑岩油藏的油水界面从北到南逐渐加深，北部的井油水界面为2 797.0 m，南部最深2 807.5 m，整体向南倾斜，油水界面倾斜角度为0.06°.

3　水动力油藏识别与成因分析

由于Nahr Umr组碎屑岩油藏油水界面倾斜幅度比较小，毛细管压力作用和水动力作用作为优先考虑的成因。毛细管压力引起油水界面倾斜，是由于过渡带的存在导致储集层油水界面变化。由于受毛细管压力作用，在物性好的储集层，油水过渡带短，油水界面相对浅；在物性差的储集层，油水过渡带长，油水界面相对深。油水界面高差的计算公式为

图3　X-A08井常规测井曲线和压力资料综合识别油水界面

根据Nahr Umr组碎屑岩油藏的压汞实验数据，折算至地层条件下的毛细管压力为0.002～0.010 MPa，地层水和地层原油密度分别为1.15 g/cm3和0.80 g/cm3，计算得到油水界面高差为2.6 m，明显小于油水界面倾斜幅度9.0 m，可见，毛细管压力不是造成油水界面倾斜的主要原因。

水动力油藏成因的响应特征主要有：①估算的地层流量与开采过程中造成的地层压力衰竭响应一致；②利用地层静压资料计算的油水界面倾斜幅度与实际油水界面倾斜幅度一致；③由于油处于平衡状态，水处于运动状态，油层内所有井测试的压力数据点回归获得同一条油压力梯度线，而水层存在多条水压力梯度线；④区域上同一水动力系统压力在区域上从补给区到排泄区，水层压力逐渐减小，矿化度逐渐增加。

根据达西定律［12］，地层水流过油藏东西方向截面的流量为

Nahr Umr组碎屑岩油藏D段砂岩渗透率为1 855.7 mD，地层水黏度为0.3 mPa·s，密度为1.15 g/cm3，地层原油密度为0.80 g/cm，地层水流过的油层横向宽度为3 000 m，纵向厚度60 m，油水界面倾斜角度为0.06°，则计算地层水流量2 799×104m3/d.投产后的压力监测数据表明，油层的平均地层压力保持不变，说明地层能量充足。

水动力作用将使油藏地层水从高势能面向低势能面运动，地层压力将沿水流方向逐渐降低，根据同一深度不同井的水层压力变化趋势，可以计算油水界面倾斜幅度，计算公式为

为了研究水层压力变化规律，将所测试的水层静压数据折算至2 880 m处，确保在研究区域内2 880 m处均为水层，发现水层压力从北到南逐渐减小（图4），压力变化量为0.004 MPa/km.地层原油密度为0.80 g/cm3，地层水密度为1.15 g/cm3，计算得出油水界面倾斜幅度为1.16 m/km，北Nahr Umr组碎屑岩油藏南北向长轴距离为6 km，计算出倾斜幅度为7.0 m，与实际高度6.5 m接近。

图4　Nahr Umr组碎屑岩油藏水层折算压力变化趋势

在水动力作用油藏中，油层处于动态平衡状态，地层水处于流动状态，因此可利用电缆地层压力评价油水界面变化趋势。对油层内不同井压力点回归，可以获得同一压力梯度线，而不同井在水层中的压力梯度线是从补给区到排泄区，在同一深度点压力减小，油水界面是逐渐降低的。在图5中，可以看出X-A08井和X-A12井油层内的压力点回归在同一压力梯度线上，而2口井水的压力梯度线是不重合的。对油层的压力梯度线与水层的压力梯度线回归，可以获得油水界面，X-A08井的油水界面为2 803.7 m，X-A12井的油水界面为2 805.0 m，均与实际值一样。

根据水文地球化学的基本原理，在区域上，由同一水动力系统的补给区至排泄区，地层压力将减小，地下水的矿化度将不断增加。对特罗斯—扎格罗斯逆冲断裂西南的哈法亚油田、马基农油田和鲁迈拉油田的Nahr Umr组碎屑岩油藏水层静压测试资料对比后可以发现，压力从离褶皱带相对较近的哈法亚油田到鲁迈拉油田逐渐减小（表1）。东北部的特罗斯—扎格罗斯逆冲断裂褶皱提供了一个可能的水动力系统，水源来自于北东方向。

图5　X-A12井和X-A08井油水界面变化趋势

表1　3个油田Nahr Umr组碎屑岩油藏2 880 m深度压力变化

4　结论与建议

通过地层水流量估算、水层地层压力变化规律研究和电缆地层压力测试梯度在油水层中的响应特征3个方面论证表明，造成鲁迈拉油田Nahr Umr组碎屑岩油藏油水界面倾斜原因是水动力作用，而不是毛细管压力作用；区域上3个油田的压力由北东到南西地层压力逐渐降低，是由特罗斯—扎格罗斯逆冲断裂褶皱带地表水的补充形成了一个水动力系统，从而导致油水界面的倾斜。建议在评估油气储量时，应考虑倾斜油水界面的影响；在制定开发方案时，应考虑天然能量的合理利用。

符号注释

g——重力加速度，m/s2；

ht——油水界面倾斜幅度，m；

hw——水层纵向厚度，m；

Δh——油水界面高差，m；

K——储集层渗透率，mD；

Lw——油层横向宽度，m；

pc1——物性差储集层毛细管压力，MPa；

pc2——物性好储集层毛细管压力，MPa；

Δp——水层动态压力梯度，MPa/km；

qw——地层水流量，m3/d；

ρw——地层水密度，g/cm；

ρo——地层原油密度，g/cm3；

Δρwo——地层水油密度差，g/cm3；

μw——地层水黏度，mPa·s；

θ——油水界面倾角，（°）.

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（编辑曹元婷）

Genesis of Inclined Water Oil Contact in Nahr Umr Reservoir，Rumaila Oilfield

ZHOU Jiasheng1，2，XIE Jingbin2，LIN Jian3
（1.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation，Beijing 100034，China；2.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina，Beijing 100083，China；3.East China Design Branch，China Petroleum Engineering Construction Corporation，Qingdao，Shandong 266071，China）

To understand the genesis of inclined water oil contact in Nahr Umr clastic reservoir of Albian stage in Rumaila oilfield and improve the accuracy of oil and gas reserves estimation and rationality of development plan and adjustment，four aspects are discussed including formation water discharge，inclination degree of water oil contact（WOC），characteristics of oil and water pressure gradient response and regional pressure variation by analyzing the data of well logging，wireline formation pressure and regional geology，based on the summaries of the different causes of inclined WOC.It is considered that hydrodynamism is the main reason to result in the inclination of WOC in clastic reservoir of Albian Nahr Umr formation and the hydrodynamic force is sourced from the surface water supply in Teros-Zagros thrustfault fold belt in the northeastern part of the oilfield.

Iraq；Rumaila oilfield；clastic reservoir；Albian stage；inclined water oil contact；hydrodynamism

TE112.422

A

1001-3873（2016）05-0620-04DOI：10.7657/XJPG20160523

2015-04-17

2016-05-16

中国石油科技重大专项（2011E-2501）

周家胜（1979-），男，重庆人，工程师，博士，油田开发，（Tel）18600598452（E-mail）slenderzhou@126.com