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准中1区块低渗油藏高含水成因机理分析 　　摘 要：文章通过对准中1区块油藏特征研究及其油藏含水率特征分析，认为准中1区块油藏高含水主要是两点：①油源供给不足；②夹层相对封堵能力不足。 　　关键词：低渗；高含水；成因；准中1区块 　　中图分类号：TE357.45 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）11-0172-02 　　准中1区块位于准噶尔盆地腹部地区，构造上处于盆1 井西凹陷深洼区。其主要产油层系为侏罗系三工河组二段，为一套三角洲相为主体的沉积物，砂体推进过程中形成的位于构造上倾方向的致密层可以为构造一岩性复合油藏提供有效的侧向封挡。砂体之间的致密隔夹层使各单砂体之间互不连通，形成彼此独立的油藏。试油过程中发现，本区油气富集规律复杂，因此为了更好的指导勘探，开展低渗储层高含水成因研究，对低渗储层的勘探开发具有重要的研究意义。 　　1 准中1区块低渗油藏特征 　　1.1 油藏类型 　　8口完钻探井中除沙1井百口泉组油藏试油获得低产油流外，其余7个探井均在三工河组二段一砂组或二砂组试油获得工业油气流。目前通过试油结果的分析，认为本区三工河组J1s22油藏类型属岩性―构造层状油藏，不具统一油水界面，上倾方向主要受岩性隔（夹）层控制，下倾方向受构造控制。所有井试油层段均为含水油层或油水同层，尤其是庄101井出现了油水同层之上存在水层的现象，这是层状油藏最明显的特征。 　　1.2 流体性质 　　本区不同井区三工河组J1s22油藏原油性质略有差异。地面原油密度（20℃）分别为0.8 329 ～0.8 886 g/cm3，粘度（50 ℃）分别为5.568～38.0 MPa.s，凝固点分别为16～11 ℃，含蜡5.94%～12.62%。总的来说，属中-低密度、低粘度、中等凝固点的石蜡基原油。根据庄1井高压物性分析资料：地层原油体积系数1.383，地层原油粘度0.69 mPa.s，饱和油密度0.694 g/cm3，溶解油气比110.6 m /t。据地层水性质分析资料，总矿化度17 492.2～26 029.3 mg/l，氯离子含量8 079.34～15 037.5 mg/l，水型为NaHCO3型。 　　1.3 温压特征 　　据实测压力、温度资料分析，庄1井区J1s22油藏原始地层压力42.24～43.125 MPa，饱和压力15.36 MPa，压力系数0.979～ 　　1.0 264，地层温度101-105℃，属正常压力系统。 　　2 准中1区块高含水原因分析 　　2.1 油气运移效率对油藏高含水率的影响 　　中1区块J1s2储层现今压力为常压，流体包裹体古压力恢复表明，在地质历史时期中，压力系数主要分布在0.9～1之间，未曾发育异常流体。因而，在静水压力系统下，浮力是油气运移的主要动力。 　　油气在浮力作用进入圈闭发生运移和聚集，受浮力和圈闭内储层毛细管力的联合控制，油气总是沿毛细管阻力最小的部位突破，一旦毛细管力大于浮力油气将停止运移，只有运移通道内油气持续供给，使得连续油柱高度大于运移前缘毛细管阻力时油气才能继续充注。因而，通常油藏中物性最好的孔隙被油气优先占据，而细小的孔隙仍旧充满水，油气驱替这部分孔隙内的水形成纯油藏，必须有足够的油源供给，才能达到足以进入物性较差储集空间的临界油柱高度。不同储层毛细管力特征不同，临界油柱高度大小有所差异，据庄103井平均相渗曲线和平均毛管压力曲线换算，该油藏形成纯油层所需临界连续油柱高度大于125 m。因而，如果圈闭所在位置的油气运移效率较低，油源供给不充足，尚未达到油藏饱和的临界油柱高度，油藏形成油水过渡带，储层内物性好的孔隙充满油，而细小孔隙具有较高的束缚水。 　　莫西庄地区J1s2试油以油水同出为主，油水分异性差。根据油气成藏过程的分析，J1s2油气主要来自深部二叠系源岩及油藏破坏，属于他源次生油藏，油源供给不足可能是油藏含水率高的原因之一。 　　2.2 夹层有效性控制了油藏的油水分布 　　若假定油源充注，夹层封堵的有效性应是控制油藏油水分布的主控因素。研究区三类隔夹层具有不同的发育特点，钙质夹层厚度一般小，出现的频率较低，尽管封堵能力较强，但由于具有较强的随机性，往往不连续分布；泥质岩类和细粒物性类受沉积控制作用明显，分布频率较高，侧向封堵有效性对油气水分布具有重要的控制作用。根据隔夹层发育特征的差异，可能存在四种情况： 　　①若隔夹层连续性差，未能形成有效的侧向遮挡条件，夹层仅作为其下部砂体内油气运移的垂向边界，油气进入该砂体后从夹层不连续的部位进入上倾方向的其他砂体，储层只作为运移的通道，油藏以含水为主。该情况下，储层尽管可以见到油气显示，但试油结果为水层。 　　②若隔夹层较为连续构成了侧向遮挡条件，但有效圈闭幅度小，也是导