排1井区侏罗系稠油油藏
（1）勘探概况
排1井区侏罗系油藏位于车排子地区北部，与中石油新疆油田公司车8井位于同一圈闭上 （图8－20）。车8井地层圈闭东西两侧各有一条近南北向的逆断层，断层断至石炭系基底上部，并断开了侏罗系；南侧有一条近东西向的逆断层，断层也断至石炭系基底上部，断开了侏罗系，并断开了白垩系吐谷鲁群底部。排1井区侏罗系地层倾向正东和东南方向，由南向北坡度变陡，排1井位于车8井地层圈闭西南部位，处于圈闭的高部位。在凸起区侏罗系分布极为有限，排1井区侏罗系为赋存在沟谷中的残余地层，因而排1井区侏罗系油藏之圈闭形态应为沟谷充填型构造－地层圈闭。
图8－19 车排子地区过排611井东西向地震及油藏剖面图
排1井于2003年11月5日开钻，12月1日钻至井深945.84m 完钻，完钻层位为石炭系。钻遇地层包括底部石炭系及其上部的侏罗系、白垩系和新近系。新近系独山子组—沙湾组岩性为灰色砂岩、泥质砂岩与泥岩互层，底部为一套灰色砂砾岩。白垩系吐谷鲁群上部为灰色、灰绿色厚层泥岩夹薄层粉砂质泥岩，下部为灰色粉砂岩、细砂岩互层，底部为一套砂砾岩。侏罗系厚度为179m，岩性为灰色、灰绿色砂砾岩、砾岩及棕色中、细砂岩。石炭系未钻穿，岩性为灰色、灰黑色凝灰岩、变质岩。
排1井在侏罗系－白垩系岩屑录井共发现油气显示层36层169.00m，其中油浸7层18.00m，油斑8层18.00m，油迹3层5.50m，荧光18层126.50m；钻井取心共发现油气显示层36层45.05m，其中富含油1层0.20m，油浸10层17.74m，油斑8层5.12m，油迹5层5.70m，荧光12层16.29m；录井综合解释6层，其中油水同层2层32.50m，干层4层136.50m。测井解释油水同层4层24.6m （表8－3）。但由于该井以稠油为主、黏度大、流动性差，试油未获成功。
图8－20 排1井构造位置图及东西向地震剖面图
表8－3 排1井中生界储层解释成果表
排1井区后经进一步钻探发现侏罗系稠油油藏，但一直未有大的突破，勘探成效不高。特别是一直未能获得工业产能，制约了该区侏罗系的勘探步伐。
（2）储集条件
排1井区储层主要发育于侏罗系和白垩系。侏罗系储层分布于沟谷充填的残留地层中，分布局限，规模较小。白垩系储层分布广泛，但厚度较小，连续性较差。
侏罗系储集层岩性为砂砾岩、砾岩及中、细砂岩 （图8－21），主要为扇三角洲水下分支河道相沉积。物性分析结果表明侏罗系砂体物性存在很大差异，孔隙度介于4.3％～32.9％，渗透率介于0.01×10－3～1100.0×10－3μm2之间，电阻率曲线也显示至少发育有三套沉积旋回，即该套砂体为多期砂体叠加。其中，中部砂砾岩、中砂岩段 （755～774m）分选性好，成分成熟度相对较好，泥质、灰质含量低，成岩作用较弱，孔隙类型多样，以粒间孔为主，孔隙连通性较好，同时发育有粒间及粒内溶孔、晶间孔、泥质微孔等，孔隙度平均值为28.3％、渗透率平均值为180.3×10－3μm2，测井解释孔隙度多数大于23％、渗透率多数大于100×10－3μm2，基本达到了中孔中渗－高孔高渗储集层的标准；中部砾岩、砂砾岩段 （774m～838m）沉积时地势高差大，水动力强，碎屑颗粒大小混杂、成分成熟度低，泥质含量低，但普遍含灰质，较致密，以粒间孔为主，同时发育有粒间及粒内 溶 孔、晶 间 孔、泥 质 微 孔 等，孔 隙 连 通 性 差，物 性 分 析 孔 隙 度 平 均 值 为15.04％、渗透率平均值为9.33×10－3μm2，测井解释孔隙度5％～10％、渗透率多数小于10×10－3μm2，总体为低－特低孔特低渗差储集层；下部砂砾岩段 （838～895m）为一大套厚层状砂砾岩，沉积时距西部物源区近，地势高差大，水动力强，碎屑颗粒大小混杂、成分成熟度低，岩石致密，从测井数字处理成果图看，该套砂砾岩基本不具备孔渗性，为非储集层。
图8－21 排1井白垩系－侏罗系岩性及油气解释综合柱状图
经岩心观察分析可知，侏罗系储层物性差异较大主要受岩性影响造成的，细砂岩、含砾粗砂岩物性相对较好，砂砾岩、砾岩储层物性相对较差；其次受胶结物影响，泥质、灰质含量少，胶结疏松段相对较好；泥质、灰质含量高，胶结致密段物性相对较差。
（3）油藏类型及特点
侏罗系储层含油饱和度总体较低，且从上向下有逐渐降低的趋势；含水饱和度总体较高，且从上向下有逐渐升高的趋势。而且长石、岩屑含量较高，石英含量较低，亲水性较好，物性好的层段油气易被水驱，结果含油饱和度较低。推测其原因为油藏形成初期，原油运移至圈闭顶部充注后油水界面逐渐下移，后期由于构造运动，产生断层，原油逸散，油田边水自下向上侵入，形成了含油饱和度从上向下逐渐降低，含水饱和度从上向下逐渐升高的趋势。
油藏类型：构造－地层油气藏。
油藏压力：根据测试资料，压力系数为1.07～1.09，地层为常压系统。
油藏温度：储层温度较低，属于中低温度系统。
原油性质：原油密度为0.945g/cm3， （50℃）黏度为592mPa·s，凝固点－12.7℃，初馏点165℃，属 A1类稠油。
水化学性质：总矿化度12057.11mg/L，水型为Na2SO4。但由于排液量较少，而且井壁存在污染，水性仅供参考。
综合分析认为，排1井区侏罗系油藏为常压、中低温构造－地层A1类稠油油藏 （图8－22）。
图8－22 排1井东西向油藏剖面
（4）储盖组合
排1井区侏罗系和白垩系均为扇三角洲前缘水下分支河道砂体沉积，侏罗系分布于沟谷充填的残留地层中，分布局限，规模较小。总体上讲，排1井区侏罗系储集条件不甚有利。侏罗系储层之上的盖层为白垩系和新近系泥岩，侏罗系稠油油藏遭受强烈的生物水洗降解作用，此表明油气成藏后上覆盖层厚度较薄，封闭能力较差，不利于油气的保存。
概括起来，排1井区主要发育以侏罗系为储集层，以白垩系－新近系泥岩为盖层的封盖效果欠佳的储盖组合。
（5）压力分布与压力类型
排1井钻探目的层侏罗系、白垩系之上部地层 （100.0～360.0m）属新近系和第四系，沉积时间相对较晚，成岩作用较弱，地层处于未压实状态。自360.0m 以下白垩系老地层处于正常压实状态。钻井揭示，井深100.0～360.0m 地层压力系数0.85～1.05，平均压力系数0.95左右；井深360.0～680.0m 地层压力系数1.0～1.1，平均压力系数1.05左右。从排1井 “地层压力曲线”变化情况来看，再对比国际通用的针对具一定矿化度地层水地层压力的判别标准可知，排1井区地层压力系数基本为正常压力值，处于正常压实状态，无压力异常 （图8－23）。
图8－23 排1井全井段地层压力系数变化曲线
（6）成藏机理
油源对比和成藏史分析表明，排1井侏罗系和白垩系稠油主要来源于昌吉凹陷二叠系烃源岩，部分有后期侏罗系烃源岩生成原油的充注。二叠系烃源岩在侏罗纪时早已达到生油高峰，并且流体包裹体资料显示存在稠油包裹体，因此，排1井区捕获的稠油必然为车拐断裂带古油藏 （古油藏形成期为三叠纪末至侏罗纪时期）后期破坏油气调整的结果，油气自车拐断裂带的下盘向上运移之后发生生物水洗降解作用，边运移边散失残留成藏，此次调整在白垩纪至古近纪时期，亦即白垩纪至古近纪时期为排1井区稠油油藏充注成藏期，新近纪侏罗系烃源岩生成原油进行少量补注。储层物性具有很强的非均质性，物性较好的细砂岩油气显示级别较高，说明物性对油藏有一定的控 *** 用。排1井区侏罗系稠油油藏，都位于不整合面附近，说明不整合面或断层上倾遮挡也是油气成藏的重要控制因素 （图8－20）。而古近纪到第四纪由于构造运动，排1井区新近系内部发育的三、四级断层主要为喜马拉雅期形成张性断层，断层封闭性差，难以形成新近系沙湾组断层封闭油藏。甚至断层也破坏了白垩系圈闭，为此白垩系内幕未发现油藏。说明车排子北部张性断层的活动性是排1井区油藏形成与否的关键条件，另外上覆盖层的厚度较薄，生物水洗降解作用强，不利于油气的保存。
试验成果
(一)二氧化碳驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系
通过井温、压力梯度测试，搞清了注入的液态CO2在井筒内的相态分布，系统分析了注入井、采出井动态变化特征。
1.应用井温、压力梯度测试技术，搞清了CO2在井筒内的相态分布
为搞清液态CO2在井筒内的相态、温度、压力变化情况，在正常注入的情况下，录取了井筒内的压力、温度梯度资料。从测试结果看，液态CO2大约在1300m开始气化，气化后放热使温度梯度增大，压力梯度减小。井底压力为29.5MPa，折算井筒中液态CO2平均比重(相对密度)为0.89;井底温度63.8℃，比油层温度低22℃左右(图6-21)。
图6-21 压力、压力梯度曲线
2005年4月，对注气井进行了压力降落试井，累计关井576h，压力从29.85MPa下降到28.95MPa，压降速度为0.0016MPa/h。用有限导流垂直裂缝模型和均质径向流油藏模型解释的结果见表6-30。两种解释 *** 得到的结果基本一致，井筒储存系数很大，油藏渗透率很低((1.26～1.28)×10-3μm2)，属特低渗透油藏。表皮系数低于-5.9，说明注入的CO2对近井地带地层有显著的改善作用。
表6-30 注入井芳188-138试井资料解释结果
2.注气压力较低、油层吸气能力较强
未压裂的芳188-138注气井自2004年7月以来，平均日注液态CO220～40t;注入压力表现出稳中有降的趋势，由2004年7月的13.0MPa下降到2007年的10.5～11.0MPa。尤其是2006年下半年以来，随着2口见气较早的井(芳190-136，芳190-140井)气油比上升，注气井注入压力下降幅度有所加快，与室内实验结果基本一致。
未压裂的注气井在日注液态CO220～40t(相当于日注水40～70m3)的情况下，比州2试验区压裂投注的注水井(平均日注水30m3左右)注入压力低5MPa左右。
另外，从州2试验区注水井与芳48注气试验区注气井霍尔曲线对比情况看(图6-22)，未压裂的注气井注入能力是压裂投注注水井的4.8倍。可见，扶杨油层注气压力较低，吸气能力较强。
图6-22 州2与芳48试验区霍尔曲线对比
3.采出井见到较为明显的注气效果
试验区于2002年12月投产，截至2007年底累计注气20674t(0.41 *** V)，累计注采比为2.93;累积产油9690t，采出程度6.09%，采油速度0.90%;综合含水7.0%。
(1)注CO2驱油渗流阻力小，油井见效快
由于CO2具有黏度和密度小的特点，注CO2驱油渗流阻力小，注气井和采油井间压力分布与注水驱高渗透油藏类似，注气井和采油井井底压力损失小，注采井间压力梯度大，从而使特低渗透油藏建立起有效驱动体系。
试验区正常注气后，大致3个月左右，渗透率相对较高的芳190-136和芳190-140井陆续见到注气效果，日产油稳中有升。而与之邻近的州2注水开发试验区自投产以来产量一直呈下降趋势，未见到受效显示。如芳190-136井，2004年8月开始受效，日产油上升，到2005年7月上升到更高点2.5t/d，随后受见气影响，产量逐渐下降(图6-23)。
图6-23 芳190-136井日产油曲线
(2)产量恢复程度较高
试验区5口油井中，芳188-137井未压裂直接投产，初期日产量0.02t，其余4口井均为压裂投产，见效后产量恢复程度为44.1%～71.0%(表6-31)。2006年1月试验区产量恢复到更高，日产量达8.3t，产量恢复程度达61%。注气累计增加原油占总产量的57.8%。
表6-31 芳48试验区见效情况分析
受效高峰期的采油速度高达1.89%，平均采油强度0.25t/d·m，是相邻注水开发区块的3倍以上。分析油井受效较好，主要有以下原因:一是气驱控制程度高(100%)，试验区只选取了主力层(FⅠ7)注气，该层为分布稳定的河道砂体，连通较好，气驱控制程度高达100%;二是注入速度高，2004年7月以来，试验区注入速度保持在0.15～0.18PV/a，使油井见到了较好的气驱效果。
(3)油井见气后产量呈双曲规律递减
根据试验区进入产量递减阶段以来的实际产量(图6-24)，进行拟合求解，得出试验区日产油量呈双曲递减规律，递减指数2.371，R=0.9980。
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
式中:qt为开始递减第t月时日产量;qi为递减前日产油;Di为初始递减率。
图6-24 实际日产油与计算日产油对比
(4)见气井地层压力保持水平较高
2005年4～6月，对注气井组进行了整体试井，芳190-136和芳190-140井关井末点压力分别为11.6和13.1MPa，明显高于其余3口井(表6-32)。由于这两口井为试验区的主要见效井，随着油井见气后地层压力上升;芳188-137井尽管井距较近，但由于该井未压裂，且受效较差，压力恢复曲线表现为典型的特低渗透储层特征;关井15d更高压力仅3.6MPa。
表6-32 注气试验井组试井资料解释结果
(二)气体示踪及微地震气驱前缘测试技术，有效指导了气驱试验的分析与调整
1.气体示踪剂监测技术
2006年5月，以室内实验为基础，优选了性能稳定的F6气体为示踪剂，并进行了矿场试验，监测结果见表6-33。从表中可以看出，注入气体向芳190-140井推进速度最快(5.45m/d)，芳190-136井次之(3.13m/d)，芳188-137井较慢(0.99m/d)，芳187-138井未见气，芳190-138井见气较晚，未检测到示踪剂。
表6-33 芳188-138井注气气体示踪剂(F6)监测结果
从示踪剂峰值看，芳190-140井更高(20792μg/m3)，芳190-136井次之(256μg/m3)，芳188-137井尽管见到示踪剂最早，但峰值更低(61μg/m3)，表明注入的示踪剂优先向渗透率较高的芳190-140井运移，其次为190-136井和188-137井。示踪剂峰值高低与储层物性和气油比高低具有较好的一致性。
2.微地震气驱前缘监测技术
微地震法气驱前缘监测技术基于地球物理、岩石力学、信号处理及震波传输等理论和油田生产实际情况，通过监测注气引起微裂缝重新开启及造成新的微裂缝时产生的微震波，确定微震震源位置，进一步确定监测井的气驱前缘、注入气波及范围和优势注气方向，为注气方案优化调整提供科学依据。2005年8月对注气井组进行了微地震气驱前缘测试(图6-25)，结合该井的注入数据及测井等资料，取得了以下认识:
一是CO2气驱存在主、次流两个方向，主流方向呈东南164.6°及西南260.8°两个走向，次流方向略呈北偏东43.3°走向。
二是CO2气驱前缘波及面形状呈不规则的“Y”字型，分析气驱前缘形态主要受该井区储层非均质性影响，注入CO2气推进速度不均匀，在东南及西南方向CO2气推进速度较快，在北西及北偏东方向的CO2气推进速度次之;而其他方向的CO2气推进速度相对较慢。
三是CO2气驱前缘波及面积约为7.6×104m2。
四是芳190-140井和芳190-136井位于CO2气驱前缘的两个主流方向上，为主要见效井;芳188-137井为次要见效井，因为CO2气驱前缘向前发展的趋势明显且已接近该井;芳187-138井处在气驱前缘的次流方向上，但由于该井距气驱前缘相对较远，受效也不明显;芳190-138井的方向气驱前缘推进较慢，未见到注气效果。
3.脉冲注气有效提高了CO2利用率
通过气体示踪及微地震气驱前缘测试技术搞清了扶杨油层非均质特征。为防止CO2气大量突破后造成资源浪费，改善注气驱油效果，应用数值模拟技术优选了脉冲注气方案(注气时关突破井，停注时突破井恢复生产)为实施方案，取得了较好效果。
设计了6套方案，考虑了不同的注入速度、注入量和脉冲周期(表6-34)。
图6-25 微地震测试结果
表6-34 脉冲注气方案设计参数
注:5∶2表示关生产井注气5个月，然后停注采油2个月。
从各方案预测的开发指标(表6-35)可以看出，脉冲注气开发效果主要与注气速度、注气量及脉冲持续时间有关。综合考虑，持续高速度大排量脉冲注气效果较好。
表6-35 脉冲注气开发指标预测结果
综合以上方案预测指标，采出程度更高的是方案F106，交替周期为6个月(注4个月，停注后采出2个月)。因此优选方案F106(注气速度为40t/d，注4个月，停注后采出2个月)为实施方案。
根据方案优选结果，2006年开展了脉冲注气试验，先后分3个段塞注入液态CO25239t。取得了以下认识:
一是注气压力略有下降。2006年脉冲注气后，前面两个段塞，日注气量在37t左右，注气压力稳定在12.5MPa左右;最后一个段塞注入时，注气压力下降到11.5MPa，下降了1.0MPa。说明注气井有较强的吸气能力，井组之间有较好的连通关系，停注期间采出井开井，恢复注气后注气压力有所下降。
二是见气井开井后，气油比下降，CO2利用率明显提高。以芳190-136井为例(图6-26)，该井2006年5月因出气量大关井，焖井一段时间后，于2006年9月恢复生产。气油比由465m3/m3下降到130m3/m3。之后持续生产，气油比逐渐上升到2007年4月份的337m3/m3，比见气高峰期低210m3/m3。表明通过脉冲注气减小了注采压差，改变了地层流体的液流方向，使见气井出气量大幅度减小，降低了气油比，提高了CO2利用率。
图6-26 芳190-136井气油比变化曲线
另外，为进一步减少油井生产过程中造成的CO2损失，对油井开井制度进行了优化。芳188-137井不同关井时间的产量变化情况见图6-27，关井3d后恢复生产1d的产量更高。优选确定了关3d开井1d的生产工作制度，平均日产油1.0t左右。其余3口见气井与芳188-137井不同关井时间的产量变化趋势基本相同，也执行了关3d开井1d的工作制度。
图6-27 芳188-137井不同关井时间产量变化曲线
可见，通过脉冲注气和油井生产制度优化，有效提高了CO2利用率。
(三)气油比分析技术进一步验证了芳48断块为非混相驱
1.气油比分析技术
气油比是评价注气驱油效果和效益的一项十分重要的指标，由于芳48注气井组产量低，无法现场测试生产气油比。因此，我们通过对采出气的组分变化分析，对生产气油比进行了估算，在现场得到较好应用。
设原始气油比为GOR1，目前气油比为GOR2，CO2气未突破时地面气组成为y1i，其中CO2的摩尔含量为y1CO2，注入CO2气组成为y2i，CO2摩尔含量为y2CO2。设地面条件下气的摩尔体积为M(mol/m3)。那么未突破时采出1m3油时，采出气为GOR1m3;CO2突破后采出1m3油时，采出气为GOR2m3。采出气的摩尔数分别为:GOR1/M;GOR2/M。突破后的气相当于未突破时的气混入了一定量的CO2气，那么对采出1m3油来考虑，见气前后采出气中的非CO2气组分的摩尔量是相等的，因此有:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
因此气突破后的气油比GOR2为:
松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践
利用该公式计算了芳188-137井、芳190-136井、芳190-138井、芳190-140井的气油比，2007年底，4口井的气油比在117～273m3/m3(表6-36)。
表6-36 4口见气井2007年底气油比计算结果
2.芳48断块非混相特征分析
理论和实践均证明:混相驱的驱油效率远高于非混相驱，而注气开采的驱油效率很大程度上取决于驱替压力。只有当驱替压力高于最小混相压力(Minimum Miscibility Pres-sure，MMP)时才能达到混相驱替。也就是说，混相驱和非混相驱应用的界限就是最小混相压力。我国多数油田由于原油性质较差，达不到混相条件，只能是非混相驱替。在矿场实际过程中可通过气油比的变化特征判断混相或非混相驱替。
非混相驱替过程中，注入孔隙体积与气油比的关系大致可分为3个阶段。之一阶段和第二阶段气油比变化不明显，第三阶段气油比急剧上升。即气体突破前，气油比基本不变。突破后，气油比有所增大，但由于建立了油气混合带，随之又出现了一个明显的台阶，持续一段时间以后，气油比才迅速增大(图6-28)。也就是说，在气油比迅速上升之前存在一个明显的过渡性台阶。图6-28所对应的实验压力为20.6MPa，比混相压力(29MPa)低8.4MPa，为非混相驱替。
图6-28 芳48非混相驱长岩心实验压差、气油比变化曲线
混相驱与非混相驱的气油比变化规律则明显不同。由于混相驱替建立的油气混合带较窄，因此，采出端见气后，气油比迅速上升(图6-29)，中间没有明显的过渡带。图6-29对应的实验压力为50MPa，比混相压力(29MPa)高21MPa，为典型的混相驱。
图6-29 芳48混相驱长岩心实验压差、气油比曲线
根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比变化规律，为芳48试验区的混相特征分析提供了依据。
试验区见气较早的芳190-136井的气油比变化曲线见图6-26。该井于2005年3月见气，之后气油比逐渐上升，到2006年8月气油比达到更高(600m3/m3左右)，这期间共注气11500t，折算地 *** 积0.2 *** V，后期由于采取脉冲注气使气油比明显下降。根据室内实验得出的混相与非混相驱的气油比判断标准，芳48试验区为典型的非混相驱。
(四)腐蚀状况监测表明，地面及井下管柱无明显腐蚀，满足了开发需要
2006年9月，开展了注气试验区腐蚀现状调查研究。对芳188-137、芳190-140井地面管线进行了实验室分析，并对这2口井安装了腐蚀试验试片。另外，在芳190-138井油套环空内放置了J55钢腐蚀试验试片，进行井下腐蚀状况监测，取得了以下认识:
1.地面管道无明显腐蚀现象
从芳188-137、芳190-140井地面管道直管段及弯头部分剖开后的外观情况看，管道基本完好，内表面无蚀坑、破损、裂纹等现象，未见有明显腐蚀现象发生。2006年9月28日在这2口井的地面管线内部放置20#钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，除去表层油污后，仍可见金属光泽，试片表面无蚀坑、破损等现象，在试验期内腐蚀挂片未见有明显腐蚀现象发生。
2.井下试片腐蚀现象不明显
2006年9月28日，在芳190-138井油套环空内放置J55钢腐蚀试验试片，2006年11月15日取出，试验周期47d，也未见腐蚀现象发生。
3.腐蚀速率评价
芳48断块注气试验井组现场腐蚀试验分析结果见表6-37。地面和井下试片均未见明显腐蚀，介质腐蚀性等级为低级，平均腐蚀速率为0.0028～0.0032mm/a。
表6-37 芳48断块典型介质现场腐蚀试验结果
分析芳48注气试验区地面及井下管柱腐蚀较弱，主要有以下原因:一是油井含水率低。芳188-137井、芳190-138井基本不含水，芳190-140井含水也在10%以下，这是试验井腐蚀较弱的主要原因;二是试验周期短，对腐蚀试验效果有一定影响。
(五)结论及认识
1)CO2驱油技术能够使特低渗透扶杨油层建立起有效驱动体系，作为一项难采储量动用技术，具有广阔的发展前景。
2)室内实验测得扶杨油层最小混相压力为29MPa，比原始地层压力(20.4MPa)高8.6MPa，结合现场试验气油比变化规律综合分析表明，芳48断块CO2驱油为非混相驱。
3)室内可行性评价实验和油藏地质建模、数值模拟研究，较好地指导了试验方案优化设计，矿场试验表明，方案符合程度较高。
4)井温、压力梯度测试技术搞清了井筒中CO2的相态分布特征;气体示踪及微地震气驱前缘测试技术揭示了扶杨油层非均质性强的特点，有效指导了气驱试验的分析与调整。
5)脉冲注气结合油井工作制度优化能够有效解决因储层非均质性强引起的油井受效不均衡，提高了CO2利用率;CO2吞吐作为注气驱油的一项引效措施，具有操作方便，成本低等优点。
6)注CO2驱油实现了特低渗透扶杨油层的有效动用，主要表现在油井见效快、产量恢复程度高，见效高峰期的采油速度是同类型注水开发区块的3倍以上;油井见气后产量呈双曲递减。
7)适合CO2驱油的撬装注气装置、KQ65-35-FF注入井井口、油管防腐和油井防气工艺技术，基本满足了试验区开发需要。
8)油藏深部封窜技术抑制了CO2驱油过程中气窜的影响，可作为提高注入气波及体积、改善注气开发效果的储备技术。
地层条件下油藏岩石渗流特征研究
王建 孙志刚
摘要 介绍了地层条件下测定油水相对渗透率的流程与 *** 。实验研究了压力、温度和流体性质对油水相对渗透率测定结果的影响。以胜坨油田2-3-J1503井为例，给出了地面条件及地层条件下的典型相渗透率曲线，并对测定结果的差异进行了讨论。
关键词 地层条件 渗流特征 测定 *** 影响机理
一、引言
室内实验得到的岩石渗透率、油水两相相对渗透率等参数广泛应用于油藏数值模拟、最终采收率和含水量上升率计算中。目前，这类参数都是在地面条件下测定的，存在着地面条件和油藏条件的差异。本次研究的目的就在于探索油藏条件下渗流参数测定 *** ，深入研究其影响机理，提高室内实验成果的整体水平。
二、影响因素研究
1.压力对岩石渗流的影响
目前，对上覆地层压力的影响问题看法不一。Wilson等人的研究表明，在地层温度和上覆压力为34.5MPa时，测得的油水有效渗透率比常温、常压下要低；Merliss等人则认为上覆压力对相对渗透率的影响主要是由于界面张力的变化所引起[1]。
为研究压力对油水相对渗透率的影响，进行了地层压力和常压条件下的油水相对渗透率对比实验。使用两组平行样品，分别在净上覆压力为2MPa（地面条件）和20MPa（地层条件）条件下测定其油水相对渗透率。为得到有代表性的相对渗透率曲线，将同组样品所测定的相对渗透率曲线先进行标准化处理，后求取平均相对渗透率曲线（图1）。
图1 两种条件下的平均相渗曲线图
由图1可见，在地层压力条件下，由于上覆压力的增大，使得相渗曲线中束缚水饱和度增大，油水两相区宽度减小；高压下的水相相对渗透率上升较快，油相相对渗透率下降较快，这是由于上覆压力改变了岩心的孔隙结构，在上覆压力的作用下，岩心的非均质性增强，油水前缘分布更加不均，造成水相的上升和油相的下降都增快的结果。
2.温度对岩石渗流的影响
针对油藏温度与常温条件下油水相对渗透率是否存在差别，进行了两类实验研究。一类使用同一种油水在不同温度下测定油水相对渗透率；另一类是使用不同油水，保证在不同的温度时具有接近的油水粘度比条件下测定油水相对渗透率。所用岩心都是胶结好、均质程度高的平行样。
图2 不同温度和不同油水粘度比条件下的油水相渗曲线图
（1）相同种油水，不同温度和油水粘度比条件下的相渗曲线对比
用自配油－3%KCl水分别在20℃、70℃和90℃条件下进行了油水相对渗透率测定。随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小（图2）。这是由于温度的升高使得油水粘度比减小，从而改变了样品中油水两相的分布。高油水粘度比时，油更易将水驱出，因此束缚水较低，而水较难将油驱出，因此残余油较高；相反，在低油水粘度比时，就会出现高束缚水饱和度，低残余油饱和度的现象。
（2）不同温度相同油水粘度比的油水相渗曲线对比
选择在18℃、60℃和120℃条件下具有相近油水粘度比的三种自配油/3%KCl，进行油水相对渗透率测定。从测定结果看出，不再出现“随着温度的升高，束缚水饱和度增大，残余油饱和度减小”的现象，而是三条相对渗透率曲线基本接近。只是随着温度的升高，油水相对渗透率略有增大（图3）。这是因为在油藏温度下，精制油/盐水的毛管压力要低于常温条件的毛管压力。因此，在进行相对渗透率实验时，更好选用模拟油藏温度。实验条件达不到时，必须模拟油藏油水粘度比。
图3 不同温度、相同油水粘度比条件下的油水相渗曲线
3.流体对岩石渗流的影响
实验室进行岩石渗流研究大多采用精炼油。为了研究不同油品对两相渗流的影响，进行了精制油、脱气原油和含气原油的对比实验。实验结果看出，用三种油品所做的相对渗透率曲线基本接近（图4）。其原因是：①实验是在油藏温度下进行，原油中的胶质、沥青质不会析出阻塞孔道；②实验所用的样品是新鲜天然岩心，且样品清洗未破坏岩心原始润湿性；③三条相渗曲线是在相近的油水粘度比条件下测定完成的。
含气原油/盐水的油水两相相对渗透率要略高于脱气原油/盐水。这是含气原油在饱和压力以上随压力的升高界面张力降低所造成的[2]。
图4 精制油、脱气原油和含气原油的相渗曲线图
精制油/盐水与原油/盐水的相对渗透率曲线之间存在差别，但差别不大。其原因是原油降低了样品的相对润湿指数，使样品的润湿性从水湿趋向弱水湿[3]。
综上所述，研究油藏条件下的岩石渗流问题，应该使用油层压力和油层温度条件下的含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油。在条件达不到时，使用精制油。
三、地层条件下岩石相对渗透率的测定
对岩石渗流影响因素的分析表明，在研究模拟地层条件下岩石渗流时，必须模拟油藏岩石的净上覆压力；模拟油藏油水粘度比的同时应该同时模拟地层温度并且使用含气原油，也可以使用相同粘度的脱气原油来代替含气原油；试验用水可使用现场地层水、注入水或由实验室根据水分析资料配制而成的盐水。
进行地层条件下油水相对渗透率测定的具体步骤如下。
之一，校对岩样清单，记录油藏压力、油藏温度、油水粘度比以及样品的井段、距顶。
第二，检查所有仪器设备。
第三，按SY/T5336标准，测定岩样的空气渗透率。
第四，测定岩样的孔隙体积和孔隙度：①将样品装入高压夹持器，围压加至地层净上覆压力，抽真空1h-2h；②将夹持器进口连接高精度计量泵，开泵，恒压方式建立一定压力；③待泵压稳定后，将泵出体积项清零，打开夹持器进口阀，待压力再次恒定后，读出泵的泵出体积数，此数即样品孔隙体积。
第五，测定岩样的含油饱和度和束缚水饱和度：①将夹持器的出口端与高压油水分离器连接，调节回压控制旋钮，将高压分离器出口回压加至含气原油泡点压力以上；②泵入盐水，直至回压阀出口流出液体，系统的流压高于泡点压力；③打开油容器出口，将高压油水分离器充满实验所用的油水，使油水界面处于分离器的中下部，关闭分离器下部出口，打开上部出口，待整个系统的压力平衡后，油水分离器清零，进行油驱水；④不断提高注入速度，直到分离器刻度不再增加，记下此点，减去饱和油死体积就是原始油体积，从而可计算出含油饱和度和束缚水饱和度。
第六，测定束缚水饱和度下油相渗透率：由低到高选择3个压力点进行测定，并在其压力、流速稳定后测定油相渗透率，测量值之间的相对偏差小于5%时，取其算术平均值。
第七，进行水驱油的油水相对渗透率测定（非稳态恒速法）：①关闭分离器上部出口，打开下部出口，待系统压力平衡后，将油水分离器清零，记下出口天平刻度；②注水驱油，记录各个时刻的驱替压力、分离器读数和电子天平读数。
四、地面条件下和地层条件下实验结果的对比和讨论
通过实验研究，分别就平行样（天然岩心）在地面条件下和地层条件下的渗流特征进行了对比分析，取得了一定的规律性认识。
1.单相渗流规律
研究 *** 是测定样品在不同净上覆压力下的有效渗透率，将测得的结果按二次多项式拟合，截距设定为地面渗透率。将得到的一系列系数进行数理统计，得到不同岩性的有效渗透率随净上覆压力变化的变化规律。表1为胜坨油田2-3-J1503井10块样品有效渗透率与净上覆压力关系式。
表1 有效渗透率与净上覆压力关系式以及三个系数的统计表
将2-3-J1503井样品作为反映该区块岩石性质的一个整体，将其有效渗透率与净上覆压力关系式中的系数进行数理统计，统计 *** 如图5、6所示。
统计后得到关系式：b=67.6a；Ko=42.88b。其相关系数分别为0.9924和0.9745。
将 a,b代换，有效渗透率与净上覆压力的统计规律如下：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Kob——层上覆压力下的样品有效渗透率，10－3μm2；
pc——地层净上覆压力，MPa；
Ko——地面条件下的样品有效渗透率，10-3μm2。
图5 b—a关系图
图6 Ko—b关系图
利用公式（1），根据实际油藏的净覆盖压力以及地面条件下的有效渗透率可预测油藏的地层有效渗透率。而公式（2）反映的是油藏岩石无因次渗透率随净上覆压力的变化规律。
2.两相渗流规律
利用平行样品，分别测定它们在地面条件下和地层条件下的相对渗透率曲线，将每块样品的相对渗透率曲线进行标准化处理，求取平均相对渗透率曲线。以胜坨油田2-3-J1503井样品为例，结果见图7。
由图7可见，两种条件下的相渗曲线在束缚水饱和度、两相区宽度以及曲线形态上都存在一定的差异。为更加清楚地分析认识地层条件与地面条件的区别，绘制其平均分流量曲线（图8）。
由图8可以清楚地看出，地层条件下的束缚水饱和度（Swi）高于地面条件；地层条件下的油水两相的前缘含水饱和度（Swf）低于地面条件；地层条件下的油水两相区平均含水饱和度
低于地面条件，含水量上升变快。这是由于净上覆压力的增大改变了样品的孔隙结构，增加了岩心的微观非均质性，造成束缚水饱和度增大，使得水相渗透率上升变快，油水前缘分布更加不均，也就造成了前缘水饱和度的降低。
图7 地层条件下和地面条件下平均油水相对渗透率对比曲线图
图7中，地面条件下测定的最终水相相对渗透率要低于地层条件下测定的最终水相相对渗透率。其原因是实验条件中，温度的升高降低了毛管力的影响[4]，同时，含气原油改变岩心的润湿性，这两种影响都会造成最终水相渗透率的增高[3]。
图8 地层条件下和地面条件下水分流量对比曲线图
Swi—束缚水饱和度；Swf—前缘含水饱和度；
—平均含水饱和度
五、结论
净上覆压力是影响岩石渗流规律的主要因素。
对岩石有效渗透率与净上覆压力所做出的统计规律具有一定的推广应用价值。
与地面条件相比，地层条件下的相对渗透率曲线存在着“三高两低”的规律，即束缚水饱和度高，油水两相的前缘含水饱和度低，油水两相区平均含水饱和度低，含水量上升率高以及最终水相相对渗透率高。因此，在进行油水相对渗透率实验时，应该模拟地层条件。
通过对地层条件下油藏岩石渗流特征的分析研究，可以推断，在进行其他的开发试验时同样也存在地层条件下与地面条件下测量结果的差异，也存在如何再现油藏真实条件的问题。这将是开发试验研究需要认真研究解决的重大问题之一。
致谢 在研究过程中，得到院机关有关科室，尤其是计划科的领导提供了支持和帮助，本室的老专家宗习武、李树浓、涂富华等给予了悉心指导在此表示衷心感谢。
主要参考文献
[1]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:166.
[2]沈平平.油层物理实验技术.北京：石油工业出版社，1995:96.
[3]KKMohanty,A EMiller.影响混合润湿性储集层岩石非稳态相对渗透率的因素.见：Ccmattax,RMMckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:175～196.
[4]Fred Bratteli,Hans P Normann.油藏条件和润湿性对毛细管压力曲线的影响.见：C C Mattax,R M Mckinley著.杨普华，倪方天译.岩心分析论文集.北京：石油工业出版社，1998:246～257.
不同计算 *** 对驱动压差计算的影响
根据平面径向流理论，并考虑到低渗透储层的启动压力梯度特征，导出低渗透储层产能方程为：
低渗透油藏渗流机理及应用
低渗透油藏渗流机理及应用
式中：Q——井产量，m3/d；
E——有效驱动因子，无因次；
K——储层渗透率，10-3μm2；
h——储层厚度，m；
Δp——驱动压差，mPa；
μ——原油黏度，mPa·s；
B——原油地层体积系数，无因次；
Re——井泄油半径，m；
rw——井筒半径，m。
如果以现有的资料进行计算，某油藏参数为：黏度0.534mPa·s，油层厚度8m，原油体积系数1.58，泄油半径260m，井筒半径0.1m，经济极限产量假设为2m3/d，现用启动压力梯度为0.00966MPa/m；本次测试渗透率小于10×10-3μm2时的启动压力梯度为0.03575MPa/m，渗透率大于10×10-3μm2时仍然应用油田现有启动压力梯度值，计算结果见图5.4、图5.5。
从图5.4 中可以看出：当渗透率小于10×10-3μm2时，驱动压力具有明显的差距，且差距很大。当渗透率平均为20×10-3～30×10-3μm2、井距 260m 时，其驱动压差也不过3MPa，这显然不符合实际情况。但当渗透率小于10×10-3μm2时，按小于10×10-3μm2的启动压力梯度计算，则驱动压差则需要近10MPa 左右，这个结果比较符合实际情况。这就说明，在计算指标时，一定要考虑特低渗透储层的特点。由于10×10-3μm2是一个界点，因此，计算时取渗透率小于10×10-3μm2时的启动压力梯度和大于10×10-3μm2的启动压力梯度值分别计算不同渗透率时的驱动压差是不一样的，由于该油藏渗透率小于10×10-3μm2，因此取启动压力梯度为0.0227MPa/m 进行计算。另外，不论是普通算法还是分段算法，渗透率小于10×10-3μm2时，渗透率越小，其驱动压力越将成倍增加，这也是要必须考虑低渗透率的启动压力梯度问题。
图5.4 驱动压差与渗透率关系
图5.5 驱动压差与渗透率关系
另外，从图5.5 中可以看出：当渗透率大于10×10-3μm2时，其驱动压差变化并不大，这也就是前面说明的为什么渗透率在10×10-3μm2以下的特低渗储层的开发技术政策界线及方案制定等与渗透率大于10×10-3μm2的储层有着很大差别的原因。
排2井区沙二段稀油油藏
（1）勘探概况
排2井区沙湾组油气藏位于红车断裂带的上盘，车排子凸起的东北部构造带上 （图8－5）。排2井区地层分布自下而上分别为：石炭系、侏罗系、白垩系吐谷鲁群、古近系、新近系沙湾组、塔西河组、独山子组。主要目的层为沙湾组，沙湾组可分为三个层段，其中沙一段以大套灰色厚层含砾细砂岩、细砂岩夹灰色泥岩为主，沙二段及沙三段以棕红色泥岩为主，夹中薄层灰色细砂岩。该构造既发育有白垩系底部受断层及地层超覆尖灭线控制的地层－构造圈闭，又发育有石炭系基底之上的侏罗系沟谷充填式地层圈闭，此外还发育有石炭系基底内部的受断层控制的断块圈闭，但排2井区仍主要发育沙湾组上倾尖灭岩性圈闭，圈闭类型多样且圈闭的面积和幅度均较大。
排2井于2005年1月9日开钻，2005年2月20日完钻，完钻井深1515.30m，完钻层位为石炭系。该井在新近系沙湾组1013.4～1017.3m见到灰色荧光和油迹细砂岩3.9m/1层；侏罗系1306.0～1341.0m见到稠油油斑24.5m/1层、稠油油迹4.5m/1层、荧光6.0m/1层。完钻后获日产62.79m3的高产轻质工业油流，从而发现了排2井区沙湾组油藏。排2井获得成功后，为了解排2井沙湾组油层砂体圈闭的含油气性，在排2井西断层西侧部署钻探了排206井，全井共发现显示12.1m/4层，获日产45.29m3的高产轻质工业油流，4mm 油嘴放喷产量达到更高，日产轻质油达73.37m3。排22 井日产稠油4m3，排2－86井钻遇油层3.1m/1层，日产油20.2t/d，排2－88井钻遇油层3.8m/1层，3mm 油嘴自喷，日产油19.4t/d，至此，勘探发现新近系沙湾组轻质油油藏。
图8－5 车排子地区排2井区圈闭形态图及剖面图
（2）储层分布与储集条件
排2井区块沙湾组砂岩储集层主要集中在中下部，沙湾组一段以大套灰色厚层含砾细砂岩、细砂岩夹灰绿色泥岩沉积为主，为一套辫状河三角洲前缘相沉积。沙湾组二段，向南砂岩趋于发育，呈厚层砂岩夹泥质岩，向北泥质岩增多，渐变为砂泥岩互层至泥质岩夹砂岩，并具有由下向上砂岩由发育趋于不发育，砂体沉积范围趋于变小的特点，属于辫状河三角洲前缘沉积。沙湾组三段岩性主要为红色泥质岩夹红色、褐灰色泥质粉砂岩、细砂岩及砂砾岩，砂泥混杂，属于冲积扇及冲积平原相沉积。沙湾组二段辫状河三角洲前缘的北部边缘部位，砂体向北尖灭，地层－岩性、滩坝砂岩岩性体圈闭发育，这是目前主要的勘探目标。平面上，单个砂体一般呈不规则的椭圆形。多个砂体相互叠置，呈北东向长条带状分布于辫状河三角洲前缘侧翼。排2井区块所钻遇的油层属于1砂层组，为与三角洲伴生、受湖浪改造形成的滩坝砂体 （图8－6）。
图8－6 排2井沙湾组储层测井解释剖面
据排2－1、排2－2井岩心观察，排2井砂体岩性以绿黄色富含油细砂岩为主 （图8－7），顶部为灰色粉砂质泥岩，砂体岩性下部粗、上部细，呈正韵律沉积，概率累计曲线呈两段式，由跳跃总体和悬浮总体两部分组成，细截点一般在2左右，跳跃总体的倾斜一般为65°～70°，不存在滚动部分，反映了较强水流作用下的沉积特征 （图8－8）。C－M 图表现为以PQRS段为主，缺少 NO 段 （图8－9）。直方图呈单峰，峰值尖锐 （峰态平均1.3）。平均粒度中值0.17mm，平均标准偏差1.33，分选中等。成分成熟度、结构成熟度中等，反映了较稳定的水下环境特征，为辫状河三角洲砂体经过湖浪改造形成的滩坝砂沉积，伴生于三角洲砂体侧翼 （芮拥军，2007）。
图8－7 排2－1井沙湾组储层岩心照片
图8－8 排2井区沙湾组油层砂体概率累计曲线图（据芮拥军，2007）
图8－9 排2井区沙湾组油层砂体C－M 图（据芮拥军，2007）
沙湾组岩石铸体薄片鉴定表明，本区储层砂岩疏松，风化蚀变程度中等，磨圆度为次棱角状，支撑方式为颗粒式，接触关系以点－线式为主。胶结类型以孔隙－接触式、接触式为主，胶结 物 主 要 是 方 解 石，杂 基 为 泥 质，含 量 7.4％。陆 源 碎 屑 成 分 含 量：石 英40.9％，长石32.2％，岩屑26.9％。岩屑成分以变质岩为主。成分成熟度、结构成熟度中等。据排 2－1、排 2－2 井 59 块 样 品 储 层 物 性资料 统 计，孔隙度范围为平均 孔 隙 度35.3％，渗透率3729.4×10－3μm2，属特高孔、特高渗储层，碳酸盐含量5.1％。据排2－1、2－2井 CT资料分析，储层岩性为绿黄色饱含油细砂岩，组构均一，孔隙直径0.05～0.07mm，样品内部有直径1mm 左右的连通大孔隙，偶见直径0.06mm 高密度颗粒。据14块样品扫描电镜分析，粒间孔分布较均一，微孔隙发育。填隙物主要为绿泥石、伊利石、伊蒙混层和石英。
从排2井沙湾组孔隙度和渗透率图上可以看出，排2井在1000m 左右有一个渗透率明显增高的层段 （图8－10），对应沙湾组储层的高孔高渗。排2井沙湾组油层灰色细砂岩测井解释孔隙度为24.32％～26.46％、渗透率为118.01×10－3～165.65×10－3μm2，而现场测试资料分析结果显示，测试解释储层有效渗透率为8107.8×10－3μm2。
侏罗系储层岩性为灰褐色油斑砂砾岩 （图8－11）、灰色荧光砂砾岩、灰色砾状砂岩，夹薄层灰黑色中砾岩；砂岩单层钻厚和累计钻厚均为39.5m，占本组地层厚度100.0％，砂岩特 别发育，可钻性 较 差。孔 隙 度值 的 变化 范围 为 9.09％～17.360％、平均 值 为13.103％，渗透率值的变化范围为0.135×10－3～17.85×10－3μm2，平均值为3.738×10－3μm2，束缚水平均值为66.509％，自由流体平均值为3.858％，评价结果为中等～差储层。电测孔隙度17.22％～20.19％，渗透率21.079×10－3～46.957×10－3μm2，泥质含量8.97％～28.34％，评价为中等储层。
图8－10 排2井沙湾组储层孔隙度和渗透率分布特征
图8－11 排2井侏罗系储层岩心照片
而现场测试资料分析结果显示，测试解释1307.6m处储层有效渗透率为1.38×10－3μm2，1313.6m处为1.87×10－3μm2，1314.2m处为4.9×10－3μm2，孔渗都不高。
（3）油层分布与油藏类型
排2井区油主要为轻质油，分布在沙湾组二段，油藏类型主要为岩性油气藏，排2井和排206井之间有一个断层 （图8－12，图8－13），断层断开层位于新近系至石炭系，但由于断距过小，对油气的控 *** 用不明显，油气主要沿沙湾组二段的尖灭端分布，形成砂体上倾尖灭油气藏，油气藏的规模中等，受沉积的控 *** 用明显，分布在与辫状河三角洲伴生的、湖浪改造形成的滩坝砂体。
（4）储盖分布与储盖组合
排2井区主要盖层有塔西河组、沙湾组、白垩系。各个层位泥岩和砂岩百分含量比值如图8－14。塔西河组为区域性盖层，泥岩含量较高，在西缘区块广泛分布。如排2井沙湾组沙一段主要为砂岩，砂岩厚度78.5m，泥岩含量较少，泥岩厚度7m，沙二段中泥岩厚度总共11.7m，砂岩厚度59.5m，沙湾组三段泥岩厚度较大，泥岩厚度总共38.5m（表8－2）。沙湾组二段和一段的泥岩对沙湾组油气的保存起很重要的直接盖层作用。
图8－12 排2井区沙湾组油层顶面构造图
图8－13 排2井南北向（a）与东西向 （b）油藏剖面图
图8－14 排2井区主要层位泥岩和砂岩分布关系图
表8－2 排2井区沙湾组泥岩和砂岩厚度统计表
排2井区主要发育以侏罗系为储层，白垩系为盖层的储盖组合，以及以沙湾组为储层，沙湾组和塔西河组为盖层的优良储盖组合 （图8－15）。
图8－15 排2井区储盖组合关系图
（5）压力分布与压力类型
排2井钻探目的层上部地层 （100.0～1132.0m）属第四系和新近系，沉积时间相对较晚，成岩作用较弱，地层处于未压实状态，自1132.0m 以下新近系及老地层处于正常压实状态。钻井揭示，井深100.0～700.0m 地层压力系数0.8～1.1，平均压力系数0.9左右；井深700.0～1132.0m 地层压力系数1.0～1.2，平均压力系数1.15左右；井深1132.0～1500.0m地层压力系数1.05～1.15，平均压力系数1.1左右 （图8－16）。从排2井全井段地层压力系数变化曲线看，再对比国际通用的针对具一定矿化度地层水地层压力的判别标准可知，排2井区属于正常地层压力，无压力异常。
图8－16 排2井全井段地层压力系数变化曲线
（6）成藏机理
油源对比结果表明，排2井轻质油主要来源于侏罗系与白垩系混源，定量烃源供给计算确定侏罗系烃源岩的贡献值92.2％，白垩系烃源岩的贡献值7.8％，油气自南至北运移，则主要来源于四棵树生烃凹陷的贡献，昌吉凹陷的贡献较小。据侏罗系烃源岩生排烃史研究，侏罗系烃源岩从新近纪以来开始生烃，至今仍然处于生烃高峰期，因此，结合油气包裹体特征分析，油气充注成藏时间至少在新近纪以来，至今仍然处于成藏高峰期，沙湾组沉积时期形成了辫状河三角洲伴生的滩坝相，为有利的储集沉积相带，其上倾遮挡的岩性圈闭控制着排2井区沙湾组的油气分布，而受断层遮挡的控 *** 用小，上覆泥岩盖层封闭条件好，盖层更大厚度可达500m，生储盖配置关系有利，只要有良好的岩性圈闭条件必然可形成众多小规模的油气藏。
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