塔河六區奧陶系碳酸鹽巖油藏縫洞單元流體分布模式

摘 要：由于塔河六區奧陶系碳酸鹽油藏的縫洞結構復雜，導致在成藏過程流體分布具有多樣性的特征。了解清楚目前單元流體分布形式對油田后面的開發工作（保證穩產，增產等工作制度的調整）都有至關重要的作用。本文通過動態資料（鉆井，測井，地震，生產動態資料）等，研究塔河6區奧陶系碳酸鹽巖目前的油水分布模式。

關鍵詞：碳酸鹽巖油藏 流體分布 動態資料

中圖分類號：P62 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2013）07（a）-0110-04

由于塔河六區奧陶系碳酸鹽油藏[1]的縫洞結構復雜，導致在成藏過程流體分布具有多樣性的特征。其一是一口井鉆遇多套縫洞儲層時，需要考慮的是垂向上這些縫洞是否連通；垂向連通性直接影響該井揭開的是否是同一個縫洞單元，還是多個縫洞單元在垂向上的疊合；其二是成藏油氣充注過程中排水不徹底，在縫洞的低洼地帶保留有殘存的水體；這些水體的存在必然為油水界面位置、油水分布的描述增大了多解性，了解清楚目前單元流體分布形式對油田進一步開發和油田內各井工作制度的調整都有至關重要的作用。

1 六區奧陶系碳酸鹽巖單井儲集空間類型

塔河油田6區碳酸鹽巖油藏儲集空間按成因、幾何形態及大小主要劃分為溶洞型、縫洞型和裂縫型。塔河油田碳酸鹽巖油藏由于其基質不具備儲滲能力，巖溶儲集層的發育和分布，主要受構造裂縫及溶蝕孔洞的發育強度控制。因此，通過產水特征，產能分析提出了對應的單井儲集空間類型[2]（見表1）。

1.1 緩慢上升型見水特征儲集空間特點

這種含水類型見水井所在儲層的孔、洞、縫發育，且與附近高滲層溝通，橫向連通性較好。油層能量在下降過程中，能及時得到一定的補給，能量補給較充足。屬于沿裂縫迂回推進型和有致密段遮擋的徑向見水型。垂直裂縫較不發育，產出水沿垂直裂縫錐進的極少。生產初期均不產水，有較長的無水和低含水采油期。隨著油層壓力的降低，地下水沿裂縫進入井筒，但水量一般較為穩定。油井見水后，含水上升速度比較緩慢（圖1）。產能高，壓力高，具有較長自噴期。隨著含水上升產能逐漸下降，選擇時間點為每年的7月11日（見圖1）。

1.2 臺階上升型見水特征儲集空間特點

這種含水類型見水井所在儲層的孔、洞、縫較發育，與附近數個高滲帶溝通，油井在縱向上存在多個生產層段，生產層段之間存在局部的致密隔擋層。具有一定天然能量。屬于沿裂縫迂回推進型和有致密段遮擋的徑向見水型。有一定的無水和低含水采油期。水體活躍，隨著不斷生產，井底壓力降低，產水縫洞數量不斷增加，含水呈臺階式上升（圖2）。上升幅度取決于水淹生產層段的滲流能力。產能高，壓力高，具有一定自噴期。隨著含水上升產能下降較快。典型井有s1井，選擇時間點為每年的5月15日，（見圖2）。

1.3 快速上升型見水特征儲集空間特點

這種含水類型見水井所在儲層的孔、洞、縫發育，且與附近高滲層溝通，垂直裂縫較發育，一般都有天然的或人工的大型裂縫與層間水溝通。能量補給充足。初期以產油氣為主，不產地下水。無水和低含水采油期很短，甚至沒有低含水期。油井見水后由于油水粘度比大，地下水迅速占據了原油的流動通道，含水在短時間內快速上升，部分油井表現出暴性水淹特征（見圖3）。含水上升速度和原油產量下降速度主要取決于層間水突破的生產層段中中小裂縫、溶洞的供油能力。產能高，壓力高，具有一定自噴期。隨著含水急劇上升，產能大幅下降。典型井有s6，選擇時間點為每年的11月28日（見圖3）。

2 塔河奧陶系井間縫洞溝通模式

在現有的縫洞體單元劃分基礎上，結合流體分析資料、驅動類型、干擾試井、生產測井、注水動態特征、示蹤劑監測以及井組開發動態特征等多種方法對井間縫洞連通模式進行分析判斷，大概分出了以下6類（見圖4）。

A類：1井從鉆井（或測井、地震[3]）反映產層段處于裂縫段，而含水緩慢穩定上升，反映其洞產水特點。2井從鉆井（或測井、地震）反映產層段處于孔洞段，產水特征為含水上升快，甚至暴行水淹。兩井同時生產時會有輕微程度的井間干擾，水質分析會有一定的相似礦物質。

B類：1井，2井從鉆井（或測井、地震）反映產層段處于孔洞段，而含水緩慢穩定上升，反映其洞產水特點。兩井同時生產時有輕微的井間干擾，水質分析，發現水質相似度很高，來至同一水體。

3 塔河六區奧陶系油水分布確定

3.1 原始油水界面一般確定方法

常用方法有以下幾種：（1）現場統計法：根據巖心觀察、鉆井、測井資料和試油資料，找出產純油段最低底界標高和水層最高頂界標高，取二者平均值，即為油水界面。確定原始油水界面最重要最直接的資料就是早期試油資料，其他資料如鉆井，巖心，測井等資料通常是作補充和輔助用，需要和試油資料結合分析。（2）測井解釋如前文所述，通過油水層識別可以對油水層判別，初步判斷油水界面的位置。（3）用壓汞資料研究油水界面近年來國內外迅速地發展了毛細管壓力曲線研究技術。利用油層巖心的毛細管壓力曲線，再結合油水相對滲透率曲線，能夠較準確地劃分出油水界面，油層自上而下地被劃分為三個帶：產油帶、油水過渡帶和產水帶。（4）壓力梯度法計算油水界面（區域壓力梯度法）由于壓力梯度反映流體的密度，不同的流體密度不一樣，反映在壓力梯度圖中的斜率就不一樣。因此，就可以用在不同深度油、水層測得的原始地層壓力，與相應深度繪制壓力梯度圖，反映不同地層流體密度的壓力梯度線的交點，即為地層流體界面的位置。（5）用原始油層壓力和流體密度確定油水界面（單井壓力梯度法）當鉆井很少，無法取得壓力梯度資料時，可以用單井原始油層壓力和流體密度資料來評估油水界面。

以上幾種方法有的雖然可靠性較高，但所需的資料較多，在生產實踐中很難完整地提供這些資料。塔河奧陶系碳酸巖鹽儲層復雜，利用上述統計法和實驗室方法確定油水界面難度很大。塔河奧陶系油藏直接鉆遇水體的井很少，特別是在6區縫洞單元中直接鉆遇水體幾乎沒有，整個塔河油田獲得的水體壓力資料是極其有限的。另外油層的靜壓資料獲取也有一定的局限性，能不能取得油層壓力資料還受到稠油壓力恢復緩慢的限制。總之，使用壓力資料來計算油水界面難度也是很大的。本文主要通過生產動態資料（產液剖面）和測井解釋來獲取油水界面。

3.2 實際鉆遇井的油水界面確定

目前為6區所有井都不同程度地出水。本文從該單元由北到南選取s1～s8，8口井來分析單元的油水分布情況，從各井鉆井井深來看，最深的是s5井（完鉆井深5731 m，人工井底5676 m），其次為S1井（完鉆井深5713 m，人工井底5700 m）。s4井酸壓投產，在5546～5650 m井段酸壓，開井即見水沒有無水采油期。S5酸壓投產，無水采油期1663天。下表2是該單元的井深及出水情況。在開井即見水的幾口井（s1，s2，s4）中，井底位置最高的是s4井5567 m，說明該井油水界面應該在5567 m以上。而在有無水采油期的幾口井中井底位置最低的是s6井5710 m，說明該井的油水界面在5676 m一下。綜上所述，我們可以得出結論：S80縫洞單元很可能沒有統一的油水界面。

從測井解釋（見圖5）上看s1井鉆遇兩段溶洞，兩段溶洞位于酸壓井段，人工裂縫溝通了溶洞與井筒，s1井開井見水。

s1井鉆進過程中發生了未放空與漏失，測井顯示該段裂縫發育，地震剖面顯示該井鉆遇溶洞（填充型溶洞），該井自然投產開井見水，油水界面位于裂縫段或以上。示蹤劑測試表明s2與s3井連通性較好，通過水質分析表明兩口井水質相同，表明為同一水體驅動。連通性分析結果s4井與s5井是不連通的，地震資料顯示s5具有兩個溶洞存在。測井解釋表明s6產層段底部有明顯裂縫，連通性分析顯示s6與s7是連通的，s7和s8連通。s7在地震顯示具有兩個溶洞系統。通過以上的工作和每口單井綜合柱狀圖繪制了s1～s8單元油水分布特征模式圖（見圖6）。

4 結論

由于塔河六區奧陶系碳酸鹽油藏的縫洞結構復雜，導致在成藏過程流體分布具有多樣性的特征。在研究流體分布現狀時一方面通過地震，測井解釋等靜態資料確定地層內洞縫發育及分布狀況，另一方面利用生產動態資料分析流體分布形式，連通狀態，初步確定塔河6區s1～s8井流體分布形式為洞產水，縫溝通。并具有多層縫洞組合的形式。該研究成果對油田進一步開發和各井工作制度調整有重要的指導意義。

參考文獻

[1]黃建新.塔河油田4，6區奧陶系碳酸鹽巖儲層簡介[J].石油學報，2011（s1）.

[2]陳青，王大成，閆長輝，等.碳酸鹽巖縫洞型油藏產水機理及控水措施研究[J].西南石油大學學報：自然科學版，2011（1）.

[3]楊子川，李宗杰，竇慧媛.儲層的地震識別模式分析及定量預測技術初探_以塔河油田碳酸鹽巖儲層為例[J].石油勘探與開發，2007（4）.