0.   引言

静水压力条件下，常规油藏受重力分异，油水界面通常保持水平，且在构造图上油水边界线与构造等高线保持平行.油水界面不统一现象最早由美国地质学家Hubbert提出，认为是受水动力条件影响（Hubbert，1953），而随着油气勘探不断深入，在不同油藏中发现了多样的油水界面不统一现象，其成因解释主要有5种：①水动力作用，地下水流动过程中产生水动力梯度，导致油水界面倾斜，该类油藏剖面上油水界面大致为一倾斜直线（韩涛等，2007；周家胜等，2016；王素芬，2017）；②储层非均质性作用，由于储层物性存在差异，在毛细管力作用下导致油柱高度不一致，油水边界线与构造线不平行是该类油藏的另一特征（聂昌谋，2005；李传亮，2006；时佃海，2006；林景晔等，2007；严科和赵红兵，2013）；③油藏正处于充注期，尚未形成统一的油水界面（孙龙德等，2008）；④油藏受后期构造运动破坏改造，油气发生阶段性调整，整体表现为非稳态特征，导致油水界面不统一（刘明义等，2014；付志方等，2017）；⑤油气开采造成油层内部存在势差，导致油水界面在短时间内发生倾斜（聂昌谋，2005）.以上油水界面不统一现象的机理分析解释一般集中在中孔‒中渗储层、轻质油‒常规稠油油藏，对高孔高渗型储层条件下的稠油、特稠油油藏油水界面不统一现象鲜见解释，而杨申谷、严科等也对高孔高渗稠油油藏油水界面不统一现象进行过描述，但其成因机理均没有详细解释（杨申谷等，2005；严科和任怀强，2009）.

旅大5油藏位于辽西南洼东部陡坡带之上，紧邻凸起之上的绥中36油藏.旅大5油藏埋深介于880~1 060 m，储层平均孔隙度大于35%、平均渗透率大于4 000 mD，为高孔高渗型储层.同时，馆陶组原油密度为1.006 g/cm³，明化镇组原油密度油层为1.004 g/cm³，50 ℃时地面脱气原油粘度馆陶组油层为37 196~74 462 mPa·s，明化镇组油层为33 595~39 099 mPa·s，根据稠油分类标准为典型的浅层特稠油油藏.与常规油藏相比，该油藏在高孔高渗储层条件下，上、下两套油层均无统一油水界面，油水空间分布复杂，特别是馆陶组油层油水界面呈独特的波状，并且两套油层末端呈弧状翘倾，在油层顶面构造图上，油水边界与等高线也不重合（图 1和图 2）.高孔渗储层条件下，不统一油水界面成因与特稠油之间有何关系，其形成机理及成藏过程有待解释.

图  1  旅大5油田馆陶组顶面构造图及研究区综合柱状图

Fig.  1.  Top structural map of Guantao Formation in Lvda 5 oilfield and comprehensive histogram of study area

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图  2  旅大5油田油藏剖面图

Fig.  2.  Reservoir profile of Lvda 5 oilfield

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本次研究基于测录井资料、166.6 m连续取心、原油组分、含油包裹体、原油气相色谱‒质谱、压汞实验数据等资料，对旅大5高孔高渗特稠油油藏油水界面不统一、波状油水界面特征及成因进行研究，对揭示研究区浅层稠油油藏油水分布规律、丰富油气成藏及分布理论、指导该类油藏的油气勘探及开发具有重要意义.

1.   地质概况

辽东湾坳陷位于渤海湾盆地东北端，为一受走滑拉张作用形成的新生代坳陷（朱伟林等，2008）.新生代时期郯庐走滑断裂沿北东‒南西向贯穿辽东湾坳陷，并演化出3条NNE向断裂控制了辽东湾坳陷“三凹夹两凸”的构造格局，将辽东湾坳陷自西向东分隔为辽西凹陷、辽西凸起、辽中凹陷、辽东凸起、辽东凹陷5个次级构造单元（吴智平等，2016）.研究区旅大5油田位于辽西南洼，为一受北东向边界断层和近东西向次级断层所夹持的断块构造，断块整体表现为西南低、东北高的单斜构造（图 1）.

研究区自下而上发育沙河街组、东营组、馆陶组和明化镇组地层，其中沙河街组对应构造裂陷Ⅱ幕，沉积以深湖相暗色泥岩为主，是辽西凹陷主力烃源岩（梁建设等，2012）；东营组为裂陷Ⅲ幕，可细分为东三段、东二段及东一段，其中东三段为裂陷初始期，沉积以泥岩为主，东二段下部及东一段为裂后坳陷期，发育大规模三角洲沉积；馆陶组和明化镇组对应裂后热沉降期，发育辫状平原沉积，岩性以厚层砂砾岩、砂岩夹薄层泥岩为特征（朱伟林等，2008）（图 1）.

馆陶组和明化镇组沉积特征相似，均发育辫状河相沉积.在馆陶组和明化镇组沉积早期，水动力较强，在两个层段底部均发育一套稳定的、以河床滞留微相为主的高水能砾岩‒砂砾岩粗粒序沉积，厚约为30~40 m.沉积中后期，随着水动力逐渐减弱，馆陶组和明化镇组地层中上部沉积以心滩微相粗‒细砂岩为主，该套储层平均孔隙度为36.5%、平均渗透率为4 714.2 mD，馆陶组储层平均孔隙度为35.9%、平均渗透率为4 934.2 mD，为高孔‒特高孔、高渗‒特高渗型储层，是旅大5油田主力油层段（图 2）.

2.   油水分布特征

2.1   油水界面空间展布特征

旅大5油藏包含馆陶组、明化镇组上下两套油层，实钻表明，两套油层均无统一油水界面，且油水界面不统一现象各具特点.其中，明化镇组油层油水界面整体上自构造高部位至低部位逐渐加深，在油层末端又翘起抬升，从LD5-1井至LD5-4井油水界面由943.2 m逐渐加深为967.3 m，在油层末端的LD5-6Sa井油水界面又翘倾抬高至948.3 m，油水界面幅度最高相差24.1 m（图 2）.馆陶组油层油水界面不统一现象更为复杂，整体呈波状起伏，油水界面幅度最高相差23.3 m，而在LD5-6井和LD5-6Sa井揭示，馆陶组油层并没有达到6井所在位置，而是终止于6井和6Sa井之间，根据LD5-4井和LD5-6Sa井揭示的明化镇组油层末端翘倾现象，推测馆陶组油层末端同样为翘倾抬升（图 2）.常规油藏中，单一圈闭中流体应具有统一的压力系统和统一的油水界面，在静水条件下，油气和油水界面是水平的，且与构造等高线平行（陈昭年，2005）.随着油田开发投产，发现该油藏油水界面在平面构造图上与等高线不平行，呈无规律的高低起伏变化（王冰洁等，2019）（图 1）.

2.2   油层间砂砾岩段水层特征

在旅大5油藏馆陶组和明化镇组2套主力油层之间，夹持一层厚约30~40 m的砂砾岩为主的水层，该套储层主要为辫状河河床滞留相砂砾岩沉积，平均孔隙度为30.7%、平均渗透率为2 208.2 mD，物性稍微差于油层段，但依据常规储层分类标准，该套储层同样为高孔‒特高渗储层，但在上下储层均成藏的情况下，这套砂砾岩储层却为水层（图 2）.且前人研究将馆陶组油层与顶部砂砾岩相水层组合解释为油‒水倒置现象，认为是原油后期稠化密度大于1 g/cm³后，因“重力分异”原油向低部位运移造成的（王冰洁等，2016），但该理论不能解释原油进入馆陶组地层后为何不继续向下移动，也不能解释该油藏复杂油水关系的成因.

空间分布上，该套砂砾岩段水层的空间展布明显控制了上部明化镇组油层油水界面空间变化，同时该套高孔高渗砂砾岩也是下伏馆陶组油层的盖层，封堵馆陶组油层最厚达116.6 m（图 2）.在上下油层夹持下，该套高孔高渗砂砾岩为何不成藏、与明化镇组油层油水界面不统一的关系及作为馆陶组油层盖层成因机理有待解释.

3.   原油来源及稠化

3.1   旅大5油藏油源分析

流体包裹体是矿物结晶生长时被包裹在矿物晶格的缺陷或窝穴的流体，它是封存于矿物晶穴或裂隙中的原始流体，是流体运聚成藏过程的原始记录（卢焕章，2004）.其中储层含油流体包裹体丰度（GOI）在油气成藏研究中可用来判断油层、气层和水层，一般认为油层GOI值大于5%，水层GOI值小于1%（李贤庆等，2009）.根据测井解释，LD5-1井东营组储层解释结论为含油水层，但在其中检测到丰富含油包裹体，其GOI值与馆陶组和明化镇组油层相当，最大达到6.18%（图 3a），指示原油曾在东营组地层汇聚成藏.此外，古油藏被破坏后，储层孔隙中原油在原地经历次生蚀变作用会形成大量固体沥青，可指示古油藏的存在（王飞宇等，2006；蒋有录等，2020）.东营组地层含油包裹体普遍呈蓝白色（图 3b-③），但LD5-1井在东营组地层钻遇了厚层沥青质砂岩（图 2），镜下也观察到储层孔隙中充填大量深褐色、黑褐色固体沥青（图 3b-④），进一步指示东营组油层为遭受破坏的古油藏.

图  3  旅大5油藏含油包裹体特征

Fig.  3.  Characteristics of oil-bearing inclusions in Lvda 5 reservoir

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油源对比方面，辽西凹陷发育沙三段、沙一段、东三段3套烃源岩，其中沙三段烃源岩分布面积广、厚度大，并处于高成熟阶段，是研究区主力烃源岩.沙三段时期为淡水‒深水湖泊沉积环境，烃源岩为较少陆源有机质、其中饱和烃色谱质谱中规则甾烷αααRC₂₇、C₂₈、C₂₉指纹普遍为C₂₇≫ C₂₈ < C₂₉的偏“V”分布、伽马蜡烷含量很低，且沙三段沉积时期渤海藻和副渤海藻等沟鞭藻类勃发，导致C₃₀-4-甲基甾烷含量较高（田金强等，2011；梁建设等，2012）.根据饱和烃色谱质谱对比，旅大5油田东营组、馆陶组和明化镇组原油表现出良好的亲缘性，均为C₂₇≫C₂₈ < C₂₉的偏“V”分布，且伽马蜡烷含量低、C₃₀-4-甲基甾烷含量较高的特征，说明馆陶组、明化镇组原油与东营组原油同源，且均为辽西南洼沙三段烃源岩供源（图 4）.

图  4  原油样品及烃源岩气相色谱和质谱图

Fig.  4.  Gas chromatography and mass spectrometry of crude oil samples and source rocks

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王冰洁等人对成藏期次分析表明，东营组与含油包裹体同期的盐水包裹体均一温度可以检测到两期原油充注，第一期在28~25 Ma，为东营组末期，第二期在5~0 Ma，为明化镇组沉积末期（王冰洁等，2016；徐长贵等，2016）.这表明在东营组末期，原油首先在东营组地层汇聚成藏，之后地层抬升，生排烃能力减弱，第一期充注结束；到明化镇组末期，受新构造运动的影响（陈斌等，2006；徐杰等，2011；徐长贵等，2016），边界断层再次活化，东营组油藏遭受破坏，原油发生沿边界断层向浅层运移进入馆陶组和明化镇组地层重新聚集成藏（图 3c，图 3d）.同时，与旅大5油藏东部紧邻的绥中36油藏为亿吨级大油田，油藏主力层位同为东营组地层，因此存在绥中36油藏受新构造运动影响，具有油气沿边界断层逸散进入旅大5油藏的可能（图 1，图 3d）.

3.2   原生稠油二次稠化分析

明化镇组油层段顶部盖层为薄层泥岩，厚度介于3.3~6.4 m，馆陶组油层段盖层为砂砾岩粗粒序沉积，如此差的盖层条件，对于常规原油来说难以在原油充注时有效封堵超百米高的油柱，由此推断原油在明化镇组和馆陶组地层聚集前，已经经历了一定程度的稠化，降低了油气盖层保存条件（赵婷婷等，2019）.

根据稠油成因可分为原生稠油和次生稠油两类，其中原生稠油为烃源岩直接生成的低熟油，非烃和沥青质含量高是形成稠油的主要成因，一般形成于半咸水‒咸水沉积环境的富泥型或偏富泥型干酪根（Larter et al., 2008）；次生稠油是原油成藏过程中及成藏后，因轻质组分挥发、生物降解、水洗和氧化等作用形成（孙效东，2004）.辽西凹陷包含北洼、中洼和南洼3个洼陷，旅大5油藏紧邻辽西南洼.萜烷是反映陆源有机质输入贡献的重要参数，前人分析表明，辽西南洼沙三段烃源岩萜烷表征参数C₁₉三环萜烷/C₂₃三环萜烷和C₂₄四环萜烷/C₂₆三环萜烷分别为0.27和0.71，高于辽西中洼和北洼，代表辽西南洼沙三段为具有陆源高等植物输入的Ⅱ型干酪根，同时其低伽马蜡烷、高4-甲基甾烷的特征（图 4），说明辽西南洼沙三段为弱氧化‒弱还原、半咸水沉积环境（王飞龙等，2019）.原油地球化学特征分析表明，辽西北洼原油整体成熟度最高，中洼原油成熟度中等，南洼原油成熟度最低（王飞龙等，2019）.萜烷系列化合物（m/z191）色谱质谱中，C₂₇18α（H）-三降藿烷（Ts）和C₂₇17α（H）-三降藿烷（Tm）含量可以反映原油成熟度（田德瑞等，2019），旅大5油田Ts/Tm平均值为0.867，与辽西南洼低熟原油背景相一致，为典型的低熟原油.紧邻研究区的绥中36油藏同为辽西南洼沙三段供源，其原油的C₂₉ββ/（ββ+αα）和C₂₉20S/（20S+20R）甾烷比值同样反映出辽西南洼低熟原油供源的特征（蔡盼盼，2017）.辽西南洼沙三段弱氧化‒弱还原、半咸水沉积环境Ⅱ型干酪根形成的低熟原生稠油，为旅大5特稠油藏复杂油水系统的形成奠定了先期物质基础.

同时，东营组油层受新构造运动破坏后，原油在再次运移过程中经过生物降解、水洗和分子扩散等作用又将导致轻质组分进一步散失，加剧原油稠化（陈昭年，2005）.在硅酸盐矿物中重质油包裹体显示褐黄色‒菊黄色荧光，中质油显示黄白色‒浅黄色荧光，轻质油显示黄绿色‒蓝白色荧光（孙玉梅，2006；Liu et al., 2020），旅大5油藏在馆陶组、明化镇组油层中见到荧光颜色为黄色、褐色的含油包裹体（图 3b-①、②），表明旅大5油藏所充注的原油已为经受一定程度稠化的重质稠油.

根据稠油流变特征实验，稠油具有显著的启动压力梯度特性，且随原油密度、粘度增大，原油流动的启动压力梯度与原油黏度呈对数关系增长，特别是原油粘度在0~50 mPa·s区间内，原油流动启动压力增加幅度最大，之后增速趋于平缓（张跃雷等，2007）.简而言之，原油一旦稠化其流动性将快速降低，稠油在储层中的流动性受储层孔渗条件的变化影响更大.因此原油在二次成藏前发生稠化，为旅大5油藏异常油水关系的形成提供了先决条件.

4.   次生稠油差异充注机理分析

为进一步明确旅大5油藏油水界面不统一及明化镇组砂砾岩储层不含油成因，依据166.6m取心、粒度分析、压汞数据、薄片等资料，对馆陶组、明化镇组储层岩性相进行了识别和划分，揭示了沉积差异导致储层渗透率变化并影响次生稠油充注.通过储层孔喉结构分析，对高孔高渗储层条件下次生稠油充注机理和下限进行了研究，最终明确“倾斜式”次生稠油充注模式是导致油水界面不统一的主要原因.

4.1   储层渗透性对含油饱和度的控制作用

岩性相是砂体最基本的构成单元，它是由特定的结构、构造所限定的岩石单位，每一岩性相代表了一个单独的沉积事件，是分析沉积对储层控制作用的基础（于兴河，2008）.为进一步明确沉积对储层渗透率的控制机理，依据166.6 m连续取心对岩性相进行了识别和划分，从岩性相尺度讨论了沉积对储层物性及含油气性的控制作用.通过岩心分析，本次研究将辫状河相划分出河床亚相和河漫亚相，并识别出河床滞留沉积微相、心滩微相、河漫滩微相、河漫湖泊微相4种沉积微相，在此基础上，采用层理类型加颗粒粒度作为岩性相划分原则，将4种沉积微相细分为10种岩性相（图 5）.

图  5  LD5-2井馆陶组和明化镇组岩性相划分及特征

Fig.  5.  Lithofacies division and characteristics of Guantao Formation and Minghuazhen Formation in well LD5-2

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（1）河道滞留微相可识别出①~②号块状层理砾岩相、大型交错层理砂砾岩相2种岩性相.岩性以灰褐色砾岩为主，砾石磨圆次圆‒次楞，分选差，以块状层理为主，见叠瓦状构造、大型交错层理，其中块状层理砾岩相含油级别多见油斑，大型交错层理砂砾岩相含油级别以油斑、油浸为主（图 5）.

（2）心滩微相分为③~⑧号大型交错层理粗砂岩相、块状层理粗砂岩相、块状层理中‒细砂岩相、中型交错层理中‒细砂岩相、平行交错层理中‒细砂岩相、小型交错层理细砂岩相6种岩性相（图 5）.其中③~⑦号岩性相含油级别较高，均以富含油为主，⑧号小型交错层理细砂岩相含油级别明显降低，主要以油浸、油斑为主.整体上，从岩心颜色变化上也可明显看出，从③到⑧号岩性相岩心含油性有逐渐降低的趋势.

（3）河漫滩微相识别出⑨号小型交错层理粉砂岩相，岩性以浅灰色粉砂为主，发育小型交错层理，含油级别以油斑、荧光为主.

（4）河漫湖泊微相识别出⑩号水平层理泥岩相，岩性为灰色、灰绿色泥岩，水平层理，含油级别以不含油、荧光为主（图 5）.

从岩心上可以明显看出，心滩微相的③~⑦号岩性相储层含油性最好，而①~②、⑧~⑩号岩性相储层含油性明显较差（图 5）.在岩性相划分基础上，进一步对不同岩性相砂岩分选系数、粒度、孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数统计表明，含油饱和度变化曲线与渗透率变化曲线具有良好的相关性，与孔隙度变化几乎无关，特别是当渗透率小于2 733.9 mD时，储层含油饱和度明下降低，说明储层含油饱和度受渗透率控制.另外，砂岩分选较差或粒度过细均能导致储层渗透率降低，河床滞留沉积微相的块状层理砾岩相、大型交错层理砂砾岩相粒度最粗，但分选系数明显偏高，导致储层渗透率和含油饱和度显著偏小；从心滩到河漫滩，各岩性相分选系数基本相当，但当平均粒度小于2.49时渗透率显著下降，伴随储层含油饱和度明显降低（图 6）.

图  6  LD5-2井储层各岩性相物性与含油性统计（据徐长贵等，2016）

Fig.  6.  Statistical data of physical and oil-bearing property of each lithologic facies in well LD5-2 (from Xu et al., 2016)

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4.2   储层孔喉结构对渗透率的控制机理

根据LD5-2井储层含油饱和度统计显示，旅大5特稠油藏具有低含油饱和度油藏的特征，且岩心含油饱和度明显分为两个区间，油层段含油饱和度介于35%~90%，水层及含油水层含油饱和度介于0%~35%（图 7a）.通过将LD5-2井75个数据点的含油饱和度和储层孔隙度、渗透率进行交汇发现，储层含油饱和度与孔隙度无明显关系，而与渗透率呈明显的正相关关系，表明储层渗透率是控制含油性的关键因素，且在渗透率小于约1 000 mD时，储层含油饱和度小于35%，与上文统计的渗透率和含油饱和度关系特征相符（图 6，图 7b）.

图  7  LD5-2井储层含油饱和度及与渗透率、孔喉半径关系

Fig.  7.  The relationships among oil saturation, permeability and pore throat radius

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储层孔隙结构是指砂岩储集层中的空间结构，包括孔隙大小和分布、孔隙和喉道的连通关系、孔隙的几何形态和微观非均质特征等（于兴河，2008），储层孔喉结构是影响储层内流体运动和聚集的主要因素，决定了储层的优劣（汪新光等，2011；毛亚昆等，2016；崔明明等，2019），通过进一步将储层渗透率数据和孔喉数据关联分析，储层渗透率大小与储层孔喉半径呈正相关关系（图 7c），表明储层渗透率受储层孔隙结构直接控制.

根据压汞数据和岩石薄片资料，以曲线形态特征为基础，将孔隙类型分为5类（图 8），代表了不同岩性相的孔隙结构特征.

图  8  I- V类储层典型压汞曲线及孔喉半径频率分布直方图

Fig.  8.  Typical mercury injection curves and frequency distribution histograms of pore throat radius for I-V reservoirs

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（1）Ⅰ类孔隙结构（低排驱压力粗喉道型）：该类样品主要分布在心滩微相大型交错层理粗砂岩相、块状层理粗砂岩相中.压汞曲线位于图的最底部，平缓段最长，且与横坐标轴近乎平行，最大汞饱和度约为95%（图 8a）.从孔喉半径频率分布图上可以看出，孔喉半径分布集中，呈单峰（图 8b）.从微观孔喉结构上可以看出此类储层粒度主要为粗砂、分选好，岩石结构多以颗粒支撑为主，孔隙发育，连通性好（图 9a）.该类储层歪度大，喉道粗大、分布集中，分选性好，属于低排驱压力粗喉道型.

图  9  Ⅰ-Ⅴ类储层孔喉特征

Fig.  9.  Pore-throat characteristics of Ⅰ-Ⅴ type reservoirs

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（2）Ⅱ类孔隙结构（中低排驱压力中粗喉道型）：该类样品主要分布在心滩微相块状层理中‒细砂岩相、中型交错层理中‒细砂岩相中.压汞曲线位于图的中下部，平缓段较长，相对横坐标轴有较小斜率，最大汞饱和度约为95.3%（图 8a）.孔喉半径频率分布图上表现为，孔喉半径呈单峰集中分布（图 8c）.微观孔喉结构上，此类储层粒度主要为中砂、细砂，分选较好，岩石结构多以颗粒支撑为主，孔隙发育，连通性好（图 9b）.该类储层歪度较大，喉道中粗、分布集中，分选性好，属于中低排驱压力中粗喉道型.

（3）Ⅲ类孔隙结构（中排驱压力中喉道型）：该类样品分布在心滩微相平行层理细砂岩中.压汞曲线图中，该类储层压汞曲线位于中部，曲线平台特征不明显，相对横坐标轴斜率较大，最大汞饱和度97%（图 8a）.孔喉半径频率分布图上出现次峰，具有弱双峰特点（图 8d）.微观孔喉结构上，此类储层粒度主要为细砂岩，分选较好，岩石结构多以颗粒支撑为主，孔隙发育，喉道较细（图 9c）.该类储层歪度较小，喉道中等偏细，分选性较好，属于中排驱压力中喉道型.

（4）Ⅳ类孔隙结构（高排驱压力细喉道型）：该类样品分布在心滩微相小型交错层理粉‒细砂岩相中.压汞曲线图中，该类储层位于最上部，曲线斜率大，最大汞饱和度约为65%，远低于Ⅰ-Ⅲ类储层（图 8a）.孔喉半径频率分布图上，孔喉半径明显较小，具有弱双峰特征（图 8e）.微观孔喉结构上，此类储层粒度主要为粉砂岩、粉砂质细砂岩，岩石结构多以颗粒支撑为主，孔隙发育，但喉道狭窄（图 9d）.该类储层歪度小，喉道偏细，分选中等，属于高排驱压力细喉道型.

（5）Ⅴ类孔隙结构（中高排驱压力细喉道型）：该类样品分布在河道滞留微相大型交错层理砂砾岩相中.压汞曲线图中，该类储层位于中上部，曲线斜率较大，最大汞饱和度为88%，明显低于Ⅰ-Ⅲ类储层（图 8a）.孔喉半径频率分布图上，孔喉半径分布具有明显双峰特征，孔喉相对分选差（图 8f）.微观孔喉结构上，此类储层粒度主要为砂砾岩，分选差，岩石结构多以颗粒支撑为主，大孔隙多被颗粒较小碎屑充填，导致整体喉道狭窄（图 9e）.该类储层歪度较小，喉道中等偏细，分选差，属于中高排驱压力细喉道型.

从单井来看，综合LD5-2井岩性相、孔隙结构特征以及次生稠油分析认为，沉积作用通过控制分选和粒径影响储层渗透率大小，从而决定储层含油性贫富变化.旅大5油藏两套油层主要发育心滩微相的③~⑦号岩性相，储层孔隙结构以Ⅰ-Ⅲ类为主，孔隙发育、喉道半径大、分选好，有利于次生稠油充注；馆陶组和明化镇组油层所夹持的水层段沉积以河道滞留①~②号岩性相为主，储层孔隙结构为Ⅴ类中高排驱压力细喉道型，分选差，孔隙被细小碎屑填充，导致孔隙喉道狭窄、渗透率较低，形成物性封堵，提升次生稠油充注门槛，导致稠油充注不畅，是形成水层的主要原因.因辫状河相二元结构的细粒段发育程度较差，⑧~⑩号等细粒岩性相仅局部发育，对储层整体含油气性影响较小.

从连井剖面上来看，沉积早期盆地尚未填平补齐，地形坡度较大、水动力较强，在馆陶组和明化镇组地层底部各发育一套粒度粗、分选差的辫状河道滞留微相砾岩、砂砾岩沉积，该套沉积横向连片、发育稳定，因其物性较差，可阻隔稠油充注，在垂向上形成馆陶组油层盖层.在馆陶组和明化镇组中晚期，沉积充填作用导致盆地坡度逐渐减缓，随着水动力相对减弱，沉积一套以辫状河心滩微相为主的中粗砂岩，其粒度适中、分选较好，储层物性明显优于底部砂砾岩，为次生稠油充注提供物质保证.

4.3   成藏模式

对于明化镇组油层来说，原油汇聚前已经稠化为次生稠油，因其密度高、粘度大，原油浮力较小、流动性差，导致原油充注进入储层后，油滴不能及时和孔隙中的水自由置换形成水平油水界面，而是在外部充注压力驱动下，呈倾斜式被“平推挤入”储层（图 10b）；明化镇组储层厚度相对较小，油源充足条件下，充注过程中原油受顶部泥岩盖层和底部河床滞留相砂砾岩层夹持充注进入储层，油层整体呈层状，因此LD5-1井至LD5-4井油水界面表现为逐渐加深；在原油充注末期，因外部动力逐渐衰竭，只有油层末端到达LD5-6Sa井，导致LD5-6Sa井油水界面比LD5-4井浅19 m，油层末端外观呈“弧形”（图 2，图 10c、10d）.

图  10  旅大5油田油藏充注模式

Fig.  10.  Reservoir filling pattern of Lvda 5 oilfield

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对于馆陶组油层而言，作为主力储层的心滩微相砂岩层厚度平均值为111.8 m，约为明化镇组的2倍.在原油充注初始阶段，从LD5-1井可以看出，原油同样受顶、底河床滞留相砂砾岩层夹持，在充注压力驱动下呈倾斜式被“平推挤入”储层（图 2、图 10b）；原油进入储层后，因储层厚度大，原油不足以充满整个储层，在油层呈倾斜式横向运移的同时，垂向上原油自上而下逐渐弥漫进入下部储层，当原油向下充注过程中遇到低渗透隔层时，垂向运移将被阻挡，因泥质、砾质隔夹层横向分布局限，原油从侧向逐渐漫过低渗透隔层（图 10c）；至充注末期，外部原油充注动力逐渐降低，油层底部高渗透率储层被充注，低渗透储层尚未充注，因稠油自身流动性差，原油原地“凝固”，即在油层底部形成高低起伏的“波状”油水界面（图 10d）.

5.   结论

旅大5特稠油油藏包含馆陶组、明化镇组上下两套油层，剖面上两套油层具有油水界面呈波状、油层末端向上翘倾的特征，平面上油水界面在构造图上与等高线不平行，呈无规律的高低起伏变化.

旅大5油藏原油为来自辽西南洼沙三段的低熟稠油，先期在东营组地层聚集成藏，后期受新构造运动破坏，再次运移至浅层馆陶组、明化镇组地层汇聚为次生油藏，低熟稠油在再次运移过程中进一步次生稠化，导致原油在浅层聚集前已稠化为次生稠油.

旅大5油藏油水界面不统一受原油次生稠化和储层渗透率非均质性共同控制.与常规原油相比，次生稠油流动性差，充注成藏时对储层物性条件要求更为苛刻，馆陶组和明化镇组高孔高渗型储层为次生稠油充注提供空间基础.同时馆陶组、明化镇组时期发育辫状河相沉积，可细分为4种沉积微相10种岩性相，不同岩性相储层渗透率存在非均质性.其中，河道滞留微相的块状层理砾岩相、大型交错层理砂砾岩相沉积，分选差、喉道狭窄，导致储层渗透率低形成物性封堵，制约次生稠油充注，形成盖层.心滩微相的大型交错层理粗砂岩相、块状层理粗砂岩相5种岩性相分选好、喉道中‒粗、连通性好，储层渗透率高，次生稠油可有效充注，形成油层.

次生稠油进入储层后，因流动性差，难以快速与地层水自由交换形成水平油水界面，在外部充注压力驱动下呈倾斜式“平推挤入”储层，并以渗透率高的储层作为优势运移通道优先充注.明化镇组储层厚度相对较小，油源充足条件下，油层受顶部泥岩、底部砂砾岩夹持充注进入储层，油层整体呈层状，油水界面自高部位向低部位逐渐加深.馆陶组储层厚度大，随着外部供油压力逐渐减小，油层底部高渗透率储层被充注，低渗透储层尚未充注，油源停止供油时原油停止流动，在油层底部形成波状油水界面，在油层末端发生弧状翘倾.