低饱和度

（一） 油藏特征

通过对低含油饱和度油藏的认真广泛调研，发现该类油藏具有以下几方面的特点：①低含油饱和度油藏主要分布在低渗细喉储层，原油粘度影响不大，所发现的低含油饱和度油藏绝大部分为低粘度油藏，只发现少量高孔高渗稠油油藏，如克拉玛依油田九区南油藏，这类油藏主要是由于油气长距离多次运聚，受地层 水冲刷、地表水渗滤氧化等因素影响而形成；②油藏通常为低幅度构造，油柱高度低，一般只有几十米；储层隔夹层发育，油水关系复杂；③油气藏成藏动力系统几乎都是常压它源开放成藏动力系统，远离油源，经常发现油气藏是经过二次甚至是多次运移成藏。从低含油饱和度油藏的特征可以看出，其形成主要与以下几方面因素紧密相关：①储层物性；②油藏构造幅度；③油气藏成藏动力系统；④油气藏成藏模式。其中，洼38区块，东二段低饱和度油藏主要有以下几点特征：

（1）构造特征

①构造形态：小洼油田洼 38 块位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带的北端，西界为大洼断层，北临冷东逆掩断裂带，东面和南面为小洼古潜山高点。东二段地层整体覆盖在东三段之上，构造形态继承了沙河街组及东三段的总体构造格局，地层倾角 2～6°。其构造形态为受大洼断层和洼 38 断层遮挡夹持的扇形断鼻，构造高点位于北部断层附近的洼 38 井西侧，向南东、南、南西 3 个方向倾没，其中西部靠近大洼断层，北部靠近洼 38 断层，整体上自北向南呈现缓-陡-缓的特点。根据三维地震资料解释成果，洼 38 块沉积剖面完整，构造形态完整，内部没有断层，仅发育两条边界断层，对本区的沉积、构造格局及油气运移与圈闭起较大控制作用。

②微构造特征：微构造是在圈闭构造上油层顶面（底面）的小幅度起伏变化其对油气聚集起着重要的控制作用。随着油田进入开发中后期，剩余油分布更加零散，微构造成为精细油藏描述的重要组成部分之一。微构造分为正向构造、负向构造及斜面构造，其中正向构造包括小背斜、局部高点；负向构造包括小向斜、小沟槽、局部洼点；除了正向构造、负向构造以外，几乎都是斜面构造，它对剩余油富集影响不大。东二段地层各小层面微构造特征，其微构造的形成主要受构造作用及沉积作用共同控制，东二段微构造受构造形态影响较大，正向微构造与砂层组顶面构造图的构造高点相吻合，负向构造与砂层组构造图的构造低点相对应；在大洼断层南部和洼 38 断层东部，负向微构造的形成主要是断层的逆牵引或拖曳作用所控制。通过精细构造解释及描述，结合地质综合研究成果认为，沟槽是边水推进的有利通道，而小型背斜、微鼻状构造高点为剩余油有利构造部位。 （2）沉积特征：

洼 38 块在沙三段沉积时期，辽河盆地处于深陷期，构造活动强烈，洼 38 块西、北两侧为大洼断裂，东南两侧为小洼潜山，地形东南高、西北低、起伏不平，沉积环境为浅水～半深水的湖泊沉积环境。东营组沉积时期，辽河盆地处于裂谷演化的退缩期，洼38 块位于湖盆边缘，经过沙一段、沙二段的沉积间断，发生剥蚀夷平作用，地形相对平缓，发育一套扇三角洲沉积。本区主要为扇三角洲前缘亚相及前扇三角洲亚相，物源区为中央凸起，沉积物搬运方向为北东向。

洼 38 块东二段储层岩性以细砂级岩性为主体，其次为粉砂级及中砂级岩性，部分粉～中粒级以不等粒砂岩形式存在，个别不等粒砂岩含砾级颗粒。最大颗粒粒径>1mm，多数样品为 1～0.5mm。单样品粒度中值最大 0.46mm，最小 0.07mm，一般多在 0.1～0.3mm 之间，平均 0.2mm。储层粒间填隙物主要为粘

土与碳酸盐，其中粘土组份约占岩石总量的 5%，碳酸盐组份约为 4%～5%。

依据岩石相及其组合特征、电性曲线特征及砂体的空间展布组合关系，归纳出东二段地层的沉积微相主要有发育河口砂坝微相、薄层砂微相和前三角洲微相三种类型。河口砂坝：岩性为中细砂、细砂岩、粉砂岩，波状层理、波状交错层理发育，具有反韵律、复合韵律，亦见到较多的正韵律特征。电测曲线为漏斗形或厚指形。薄层砂：岩性为粉砂、泥质粉砂岩、泥岩组合，夹薄层细砂岩，复合韵律、反韵律或呈不均匀互层。以波状层理、小型波状交错层理为主，灰色、深灰色粉砂质泥岩、泥质砂岩和泥岩中，水平层理发育，层面含有较多炭屑。电测曲线呈薄指状或刺状。前三角洲：以深灰、黑灰色泥岩、灰色粉砂质泥岩为主，夹薄层状的泥质粉砂岩、粉砂岩，水平层理发育，化石丰富，电测曲线上多为平直基线或小锯齿形。

洼38块东二段河口砂坝微相平面上呈扇形展布，向前端厚度减小；前缘薄层砂微相和前三角洲亚相平面上呈席状展布。河口砂坝微相垂向层序中砂岩百分含量大于40％，主流线层序厚度大，粒度较粗，而侧缘层序厚度小，粒度较细；前缘薄层砂微相垂向层序中砂岩百分含量一般在10～15％；前三角洲亚相垂向层序中砂岩百分含量0～10％，厚度很薄。 （3）储层特征：

洼38块东二段储层主要为一套浅灰色、灰色中粗砂岩、粉细砂岩与灰绿色泥岩的互层组合，岩性分选性较好，孔隙度最大为38.1%，最小为21.3%，平均为31.8%；渗透率最大为10415×10-3μm2，最小为3×10-3μm2，平均为1088×10-3μm2，属于高孔隙度、高渗透率储层。但在平面上不同相带的物性变化较大，各层位物性有区别，储层层内、层间非均质性较弱。 ①纵向上不同储层物性变化较大

纵向上储集层由多个不同沉积相带和不同沉积时间的砂体迭加而成。由于不同类型成因的砂体抗压强度不同，使得储层物性在纵向上变化较大。洼38块大多岩心疏松，需冷冻取样，尤其是岩性较粗、分选较好、含油性较好的储层，多为稠油胶结或泥质胶结，岩心出筒后就散开，很难取得样品，使得取样的代表性不强，因此分析化验实验数据不能完全反映储层的储集性能。根据测井资料处理结果来看，对于相同岩性的储层，随着埋深增加，成岩程度加深，储集物性逐渐变差，渗透率逐渐降低。

②平面上不同微相储层物性变化较大

平面上储层物性的变化与砂体的几何形态是吻合的，不同微相的储层物性变化较大。沙三段扇三角洲的中扇辫状沟道中心的物性最好，中扇前端储层的物性次之，辫状沟道边部的物性最差。东营组储层以河口砂坝微相的物性最好，前缘薄层砂和前扇三角洲砂层次之。洼38块东二段河口砂坝储层的泥质含量低于前缘薄层砂微相储层。造成这种现象的原因是辫状沟道前端和前缘薄层砂微相处于水道的末端，河水的水动力条件已经很弱，长期悬浮于水中的细组分开始沉积下来，形成储集性能较差的沉积。 ③储层非均质性

层内非均质性：据岩心资料分析，洼 38 块东二段储层为较均匀型。东二段单砂层的渗透率变异系数平均值为 0.645，突进系数为 1.820，渗透率级差为 21.39 倍，水平渗透率与垂直渗透率的比值为 2.64。 层间非均质性：洼 38 块东二段储层各小层间的层间非均质性很弱，属于均匀型。东二段各砂岩组之间的渗透率突进系数为 1.126，变异系数为 0.089，渗透率级

差为 1.216，这些参数均表明各砂岩组之间的非均质性较弱。

平面非均质性：洼 38 块东二段储层平面上非均质性不是很强。砂体在平面上的分布及厚度与岩性的变化主要受沉积相控制。河口砂坝微相多呈舌状分布，厚度一般 5～10m，岩性较粗，以中、细砂岩为主；前缘薄层砂微相砂体多呈片状、带状分布，砂体厚度较薄，一般 0.6～6m，岩性较细，以粉细砂岩为主。不同相带物性有所差异（见表 2-2），一般分流河道及河口坝微相的物性好于前缘薄层砂微相。由于本区东二段主要以河口砂坝及前缘薄层砂微相为主，平面上相序变化较小，而且河口砂坝与前缘薄层砂的物性差异不很突出。

④微观孔隙结构：洼38块储层的孔隙类型按成因可分为三类，即原生孔隙、混生孔隙和次生孔隙。次生孔隙的特征有：部分溶解、印模溶解、过量溶解、超大溶解、伸长孔隙、粒内溶解、颗粒裂缝及岩石裂缝。东二段8、7、5、4、2、1号小层同样代表了河口砂坝，前缘三角洲砂岩类型，面孔率介于15.56～19.96％，平均18.12％，配位数介于1.64～2.71，平均2.11；孔宽介于57.70～111.33μm，平均82.77μm。东二段条件优于东三段。根据压汞分析，结合铸体薄片鉴定资料，对洼 38 块东二段孔隙结构进行了分类，孔隙以中高渗、大中孔、中细喉、均匀-较均匀组合类型为主，储层条件较好，反映了原生粒间孔隙为主的基本特征，成岩作用较弱。

⑤储层分布规律：东二段沉积时期水域扩大，从 8 小层到 5 小层沉积时期是一个湖进的过程，砂体分布面积由 SW 向 NE 逐步减小，各小层的储层厚度在 4.5m 左右。砂体在平面上的分布

和厚度以及岩性的变化主要受沉积相的控制。河口砂坝微相内储层呈舌状分布厚度一般为 5～10m，岩性较粗，以中细砂岩为主；前缘薄层砂多呈席状、片状或带状分布，厚度较薄，一般在 0.6～6m 之间，岩性较细，以粉细砂岩为主。 ⑥隔层特征：洼 38 块东二段砂层间的隔层主要为灰、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩。小层间的隔层厚度最小 0.5m，一般 4～7m，平均 6.8m。本区砂泥岩分异清晰，隔层稳定、分隔性好。 （4）油水分布特征： ①油藏类型

构造环境和构造位置控制着岩石沉积时的环境和后期成岩作用，形成各种类型的沉积体系，并造成砂体富集程度的差异，宏观上控制着油气分布。

洼 38 块东二段油气层发育，平均油层厚度为 25.0m，叠加油层厚度一般 25～35.0m，单井最厚为 64.6m(洼 38-39-335 井)，最薄 2.4m(洼 38-16-14 井)。平面上断块中西部，靠近大洼断层和洼 38 断层油层厚度较大，东部油层发育程度差，油层厚值区呈坨状分布。各小层乃至单砂体受沉积相带控制，油层分布不均衡。油层分布与沉积相带有较好的一致性，即在储层发育的有利部位油层亦发育。

东二段油水关系比较复杂，油层分布主要受构造的控制，亦受岩性及物性的影响，具有层状分布的特点，不同小层具有不同的油水界面，不同朵叶体亦具有不同油水界面，多为构造岩性层状油藏，其中 1、2、3 小层具有统一的油水界面，为一套动力系统。

洼 38 块东二段含油井段长，多套油水叠加组合，体现了层状油藏的特点，因此油藏类型多。其中东二段Ⅰ砂岩组，主体部位砂体连通性好，连通系数可达 85%以上，顶部含气，气油界面-1185m，边部为水，油水界面-1215m，属于构造控制的气顶边水油藏；Ⅱ砂岩组砂体连通性差，多为透镜体，没有统一的油水界

面，属于构造岩性油藏；Ⅲ砂岩组砂体大面积分布，连通性好，油水界面-1310m，属于层状边水油藏。 ②流体性质

洼 38 块东二段的原油属于普通稠油，具有高密度、高粘度、低含蜡量的“二高一低”的特点。20℃地面原油密度 0.981g/cm3，50℃地面原油粘度 5757mPa s，凝固点 13℃，含蜡量 1.85%，胶质+沥青质含量 32.27%。各原油物性参数间没有明显线性关系，但随着原油密度增大，原油粘度和胶质沥青质含量有增大趋势。

平面上原油性质变化有一定的规律。在构造的中间部位、远离断层和剥蚀面，边底水影响小，原油性质相对较好、粘度较低；靠近断层或边底水或油层经过剥蚀面，原油性质变差。

地层水矿化度 1174mg/L，水型为 NaHCO3。其中 Ka+Na+含量 335.2mg/L，Ca2+含量 11.36mg/L，Cl-含量 66mg/L，HCO3-含量 668.5mg/L。 ③压力和温度系统

洼 38 断块东二段油藏具有统一的压力与温度系统。根据实测地层压力与温度计算，地层压力系数为 0.96，地温梯度为 2.72℃ /100m，折算油层中部深度（1247m）地层压力为 11.97MPa，地层温度为 45℃。 （二）成藏机理

根据油气运移机理及油藏工程理论分析, 洼38块东二段油藏含油饱和度偏低主要受油气供给程度、沉积环境、构造幅度、微观孔隙结构、矿物润湿性以及构造运动等因素影响。 （1）油气供给程度的影响

理论上, 当目标圈闭距生油中心较远, 油气运移路径上又有较多其他圈闭条件, 而烃源岩生成和排出的油气又不十分充足, 则到达目标圈闭的油气量可能非常少, 造成成藏后含油饱和度较低。大洼断层和清水洼陷生油岩直接接触, 其构造活动从沙三段沉积前一直延续到东营晚期, 油气沿着大洼断层运移到洼38断层, 由于沙三期的充填沉积,东营组沉积时期地形起伏较小, 洼38断层活动逐渐减弱直到东营末期停止活动。清水洼陷沙四段、沙三段暗色泥岩在沙一、二段早期开始进入生排烃, 到东营组沉积早期达到生排烃高峰期, 东二段沉积末期, 已排出绝大部分潜在烃。洼38断层在东二段活动逐渐变弱, 且油气经过长距离运移, 受油源供给程度的影响, 各层系聚油的充满程度存在较大差异, 致使原始含油饱和度偏低。

（2）沉积环境的影响

洼38块东营组时期处于湖盆边缘, 经过沙一段和沙二段的沉积间断, 发生剥蚀夷平作用, 地形相对平缓, 广泛发育一套三角洲沉积体系, 总体表现为下细上粗的反旋回特征, 砂岩组基本也是反旋回沉积特点, 反映出砂体向湖盆中心进积的过程。东营组三段在古隆起的基础上缓慢下沉并接受沉积, 地层自西向东、从低向高逐渐超覆, 中央隆起上丰富的分化剥蚀产物, 经过河流一定距离的搬运分异作用, 进入湖盆中形成三角洲沉积体, 具有搬运较远, 分选较好, 磨圆较好的特点, 是小洼油田相对较好的储层。到东营组二段, 小洼地区古地形变化为相对较为平缓的湖相环境。

由于东二段沉积时期的湖侵作用, 砂体大规模向盆地边缘退缩, 且物源的供给能力减弱, 在小洼地区缓慢下沉的背景下, 大面积接受沉积。这个时期来自北东方向中央隆起的物源在此形成三角洲沉积体, 经过搬运和分异作用, 岩性较细, 分选较好, 属于三角洲前缘环境的沉积组合, 岩性主要由细砂岩、粉砂岩组成。

由于在浅湖区内, 水动力条件较弱, 沉积物颗粒较细, 具有反韵律和复合韵律特征。沉积韵律的变化引起储层含油饱和度分布不均, 物性好的部位含油饱和度较高, 物性差的部位微孔隙发育, 束缚水含量高, 致使储层含油饱和度偏低。同时弱水动力使大量呈悬浮搬运的黏土矿物沉积下来, 吸附大量束缚水, 使得储层含油饱和度变低。

（3）构造幅度的影响

构造圈闭的构造幅度是控制含油气丰度的重要因素之一。气藏圈闭的构造幅度低意味着在成藏过程中, 气藏高度低, 气体的压差小, 不能完全将孔隙中的水驱替, 导致气藏的含气丰度低, 形成低饱和度气层。

小洼油田洼38块东二段地层继承了沙河街组及东三段的总体构造格局, 其整体形态为受大洼断层和洼38断层遮挡夹持的扇形断鼻构造, 构造高点位于北部断层在洼38井西侧附近, 向南东、正南、南西3个方向倾没, 地层倾角2~6。

根据油气藏的形成原理可知, 在静水压力条件下, 油气进入圈闭后, 油气与水由于密度的差异而产生浮力, 这一浮力使油气排驱渗透层中的水而在圈闭内形成油气藏。随着油气柱高度的减小,排驱压力降低, 储层中的原生水驱替不充分, 含油饱和度随油藏高度的减小而变低。洼38块东二段含油幅度小, 排驱压力较小, 使得油气对孔隙中的束缚水驱替不充分, 油藏含油饱和度偏低。

由于洼38块东二段油层构造较为平缓且含油井段短, 加之边水较为活跃, 造成边水沿构造方向由低向高快速入侵, 1993年底侵入到低部位的31排油井, 1995年底侵入到中部位的35、36、37排油井, 1998年底侵入到高部位的38、39、40排油井, 边水侵入进一步造成储层含油饱和度降低。 （4）微观孔隙结构和润湿性的影响

油气在各种内、外力共同作用下，由生油层向储油层运移，油气进入连通孔隙后，以各种形式分布于孔隙中。受毛管力阻力等因素影响，油气不能把孔隙中的原生水完全驱替出来。

可见，在圈闭为水湿的时候，油气进入圈闭必须克服喉道的毛细管压力，由毛细管压力公式可以看出，储集层的阻力主要决定于孔隙喉道半径、油水界面张力及其原有的润湿性。洼 38 块东二段储层岩性以细砂级岩性为主体，其次为粉砂级及中砂级岩性，部分粉～中粒级以不等粒砂岩形式存在，个别的不等粒砂岩含砾级颗粒。单样品粒度中值最大 0.46mm，最小 0.07mm，一般多在 0.10～0.30mm 之间，平均 0.20mm。储层粒间填隙物主要为黏土与碳酸盐。孔隙分选不均必将导致成藏过程中小孔隙含油可能性变小，进而导致油藏整体含油饱和度 低。

从洼 38 块东二段储层喉道分布直方图可以看出，喉道分布呈现不对称双峰特征。主峰位在微细喉和微喉位置上，孔喉半径相对副峰较小，由于储集层中存在较大的孔喉，致使储集在较小孔喉中的原生地层水不能被原油所驱替，造成油藏含可动水。

东二段油层整体上表现为亲水—强亲水，储集层较强的亲水性使油藏形成过程中油气较难进入孔隙，导致成藏后油藏含油饱和度较低。 （5）油水密度差的影响

受区域构造运动影响，油气遭受氧化、水洗、生物降解等作用，轻烃组分散失，原油密度与粘度相应增加。在油气后期运移中，由于油水密度差变小，浮力变小，油驱水效率变低。油水密度差变小，同样会导致油藏含油饱和度变低。

综上所述，低含油饱和度油藏是指储层初始状态共存水饱和度大于储层束缚

水饱和度，存在明显可动水的油藏。通常情况下油层共存水含量较低，在油藏开发过程中共存水不会产生流动，但当共存水含量远大于束缚水饱和度时，共存水在油藏开发初期就会发生明显的流动。 （三）特殊性分析

（1）构造简单，形态平缓。东二段油藏为一受大洼断层及洼 38 断所夹持的宽缓断鼻构造，构造幅度 50m，地层倾角 2°～6°。

（2）层数多、单层厚度薄。东二段油藏含油井段长 170m，层数 16 个，平均单层厚度 5m，最小油层厚度仅为 2m。

（3）油水关系复杂。各小层具有不同的油水界面，同一小层不同构造部位油水界面不同。

（4）油品性质差，原油具有“两高一低”的特点，20℃地面原油密 度 0.98kg/cm3，50℃地面原油粘度 5757mPa s，含蜡量 1.85%。

(5)储层物性好,东二段地层为一套浅灰色、灰色中、粗砂岩、粉细砂岩与灰绿色泥岩的频繁互层的岩性组合。

（6）洼38块东二段油层含有可动水, 含油饱和度纵向上表现为上高下低, 平面上含油饱和度较高地区主要集中在构造高 部位。

(7) 低含油饱和度油藏没有无水采油期, 由于油藏存在大量的可动水, 采油初期就快速进入中高含水采油期, 且其含水率的变化规律表现为迅速上升阶段、稳定阶段和缓慢上升阶段。

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