塔河六区奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元流体分布模式

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塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布

2008年4月地　质　科　学CH I N ESE JOURNAL OF GE OLOGY 43(2):228—237塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布朱　蓉1　楼章华1　云　露2　李　梅1　金爱民1　张慧婷1(1.浙江大学水文与水资源工程研究所杭州　310028;2.中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院乌鲁木齐　830011)摘　要　根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型:洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。

塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。

背景储层缝洞发育程度不同,油气驱替程度不同,储集空间大小不同,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。

本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。

关键词　地层水　油气驱替　油水分布　奥陶系油藏　塔河油田　塔里木盆地中图分类号:P641.2文献标识码:A 文章编号:0563-5020(2008)02-228-10 朱　蓉,女,1974年9月生,讲师,水文水资源专业。

e 2mail:zhur ong@zju .edu .cn2007-01-09收稿,2007-07-02改回。

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起南侧阿克库勒凸起的西南斜坡(罗静兰等,2006),发现于1990年,目前井控含油气面积约10800k m 2,已探明储量表明它是我国海相烃源超亿吨级的大油田,具有广阔的勘探开发前景(康玉柱,2004)。

然而自2002年开始,塔河油田奥陶系油藏见水井增多,地层水产出量(或含水率)升高加快,老井产量大幅度递减,严重影响了油田的采收率和经济效益,成为目前油田开发面临的主要难题。

据初步统计,塔河油田现有生产井中,产水井占7614%,单井平均日产水量近44m 3。

由于目前对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏流体分布规律,尤其是地层水赋存状态及分布规律仍未获得清晰的认识,对不同类型的油井见水特征和含水上升规律缺乏系统的研究,直接影响了油井动态研究、井位部署、产能建设和开发方案编制等生产工作,成为油田开发生产与研究的瓶颈之一。

塔河油天奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

第34卷第4期2022年7月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.34No.4Jul.2022收稿日期：2021-08-04；修回日期：2021-11-09；网络发表日期：2022-05-09基金项目：国家科技重大专项“缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率关键技术”（编号：2016ZX05014）资助作者简介：宋传真（1974—），女，硕士，高级工程师，主要从事特殊油气藏开发研究方面的工作。

地址：（102206）北京市昌平区沙河镇百沙路197号。

Email ：。

文章编号：1673-8926（2022）04-0150-09DOI ：10.12108/yxyqc.20220414引用：宋传真，马翠玉.塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律［J ］.岩性油气藏，2022，34（4）：150-158.Cite ：SONG Chuanzhen ，MA Cuiyu.Oil-water flow law of Ordovician fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield ［J ］.LithologicReservoirs ，2022，34（4）：150-158.塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律宋传真1，2，马翠玉1，2（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京102206；2.中国石油化工集团公司海相油气藏开发重点实验室，北京102206）摘要：基于对塔河油田奥陶系缝洞型油藏地质特征及开发特征的认识，建立了概念缝洞结构模型和实际地质模型，采用流线模拟方法探讨了各模型的油水流动规律。

研究结果表明：①塔河油田孔、洞、缝空间结构复杂，可分为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞等4种，不同类型储集体生产特征差异大，井间连通性较好，但横向驱替弱。

②研究区不同缝洞结构模型内油水流动规律不同，未充填溶洞内流体均匀流动，在底水驱替下油水界面呈现水平抬升特征；部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征，而上部未充填区油水界面趋于水平抬升，水封下部溶洞内的剩余油；全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征一致，底水锥状驱替；中大尺度裂缝穿过充填溶洞时，裂缝为油水流动的高速通道，呈现裂缝水窜特征，在油井钻遇的充填洞一侧沿缝面到井底呈水锥特征，而缝外侧溶洞内原油基本未动用，为高角度裂缝屏蔽剩余油。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元注水开发分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元注水开发分析
李生青;廖志勇;杨迎春
【期刊名称】《新疆石油天然气》
【年(卷),期】2011(007)002
【摘要】塔河油田奥陶系油藏储集空间主要以洞穴为主,其次为裂缝、溶蚀孔隙、溶蚀孔洞；储层相对较发育,但其发育状况受构造变形和岩溶作用共同控制,储集类型、储集空间的分布规律比较复杂,具有较强的非均质性.在前期缝洞单元的初步划分的基础上,我们对单元实施注水开发后,开发效果得到明显改善.本文通过对S48单元注水开发进行详细剖析,分析注水开发机理,注水受效机理,注水技术政策,指导下步缝洞型碳酸盐岩油藏的注水开发.
【总页数】5页(P40-44)
【作者】李生青;廖志勇;杨迎春
【作者单位】中国石化股份,西北油田分公司,勘探开发研究院,乌鲁木齐830011;中国石化股份,西北油田分公司,科级处,乌鲁木齐830011;中国石化股份,西北油田分公司.勘探开发研究院,乌鲁木齐830011
【正文语种】中文
【中图分类】TE344
【相关文献】
1.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线特征——以塔河油田奥陶系油藏为例 [J], 陈青;易小燕;闫长辉;王旭
2.缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究——以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为例 [J], 陈志海;马旭杰;黄广涛
3.缝洞型碳酸盐岩油藏水驱曲线多样性与生产特征关系——以塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏为例 [J], 闫长辉;王涛;陈青
4.塔河油田奥陶系S80缝洞单元注水效果分析 [J], 沈家宁;闫长辉;田园媛;罗佼;何冠华
5.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系 [J], 张林艳
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塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层古溶洞充填特征与垂向物性分布

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层古溶洞充填特征与垂向物性分布邹婧芸;马晓强;侯加根【摘要】塔河油田古岩溶储层的储集性能与溶洞内部充填特征密切相关。

通过对露头、岩心和成像测井的直接认知，区分了溶洞内部的充填物类型和充填程度，开展了溶洞充填特征的识别研究，最后建立了溶洞充填结构模式，并探讨了基于充填特征的古溶洞物性分布特征。

研究认为，溶洞充填物主要有搬运型沉积物、垮塌型堆积物及化学型胶结物三种类型，溶洞充填程度可分为部分充填型溶洞和全充填型溶洞；不同充填特征的溶洞表现出不同的测井响应特征；溶洞的充填结构具有“多期次、准层状”的特点，垮塌角砾岩充填多与砂泥混积，物性较差，砂泥岩充填段物性相对较好，整体孔隙度分布表现出多段韵律叠加的特征。

%The reservoir property of kast cave in Tahe oilfield was closely related to its inner filling characteristics. Based on direct cognition of outcrop,core and imaging logging,made clear of the inner filler′s type and filling de-gree of the karst cave,conducted the research of cave filling characteristics identification,finally established the ca-ve filling structure mode and probes into the physical distribution characteristics of ancient kast cave. Research sug-gested that the karst cave fillings mainly had three types:portative type sediments,collapse type deposits and chemical type cement. Cave filling degree was divided into partial filling karst cave and full filling type cave. Differ-ent filling characteristics of karst cave showed different logging response characteristics. Karst cave filling structure had a characteristics of multiple phase and quasi-laminar. The collapse breccia fillings were mainly mixed with ar-enaceous pelitic sediments,it had poorphysical properties,while sand and shale filling period had a relatively good physical properties,the overall porosity distribution showed more superposition of rhythm characteristics.【期刊名称】《延安大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】5页(P64-67,74)【关键词】塔河油田;溶洞;充填物;充填程度;垮塌角砾岩【作者】邹婧芸;马晓强;侯加根【作者单位】中国石油大学北京地球科学学院，北京 102249; 中国石油大学北京油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249;中海油研究总院，北京100027;中国石油大学北京地球科学学院，北京 102249; 中国石油大学北京油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+3塔河油田发现于1997年，已获得探明储量约1.2×108t，油田目前的主要产量来自于奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏，它不是传统意义上的碳酸盐岩油藏，而是一种大气水岩溶成因的改造型油藏［1－4］。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩溶洞型储集体识别及定量表征

塔河油田奥陶系碳酸盐岩溶洞型储集体识别及定量表征李阳【摘要】In Tahe Ordovician carbonate fracture-cavity reservoirs, 21 fracture-cavity units were divided by integrating well-seismic data with static and dynamic methods. According to natural energy and the reserves scale, the fracture-cavity units were classified and evaluated. A 3D through-going model of cave reservoirs in Tahe Oilfield was built by integrating well-seismic data and sequential indicator co-simulation. The results show that the cave reservoir is the main reservoir in Tahe Oilfield. During drilling and logging, serious fluid loss, drilling tools unloading and drilling time reducing to the minimum are important indicators to a large cave. The beads-shaped reflection and high abnormal impedance are the typical seismic response characteristic of cave reservoirs. Based on this, the spread of caves between wells can be predicted qualitatively. Besides, the reflection energy bodies and high-accuracy coherence cube can quantitatively predict caves distribution between wells.%采用井震联合、动静结合手段,识别出塔河奥陶系碳酸盐岩溶洞型储集体21个缝洞单元,并根据缝洞单元储量规模和天然能量进行分类评价;整合井震资料,采用协同序贯指示模拟方法,建立塔河油田溶洞储集体的三维展布模型.结果表明:溶洞型储集体是塔河油田最主要的储集类型,钻录并过程中出现严重并漏、放空和钻时降至极低是识别大型溶洞的重要标志；“串珠状反射+波阻抗高异常”为溶洞型储集体的典型地震响应特征,据此可以定性预测井间溶洞展布；融合反射能量体和高精度相干体能定量预测并间溶洞展布.【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2012(036)001【总页数】7页(P1-7)【关键词】塔河油田;碳酸盐岩;溶洞;地震预测;缝洞单元;定量表征【作者】李阳【作者单位】中国石油化工股份有限公司,北京100728【正文语种】中文【中图分类】P618.1308塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是目前我国陆上储量及产量规模最大的海相碳酸盐岩油藏，其最主要的储集空间是由岩溶作用所形成的溶洞。

塔河油田6区、7区岩溶型碳酸盐岩油藏动态连通性及缝洞单元划分

塔河油田6区、7区岩溶型碳酸盐岩油藏动态连通性及缝洞单元划分杨小峰;康志宏;陈夷;胡佳乐;周磊【摘要】塔河油田6区、7区奥陶系碳酸盐岩是以表生岩溶和构造运动为主形成的非均质性极强的溶洞-裂缝型复杂油藏.溶洞、溶蚀裂缝和溶蚀孔,是主要的油藏储集孔隙系统;裂缝,是其主要的流体通道系统.随着油藏的不断开发,油藏储集体极强的非均质性和孔洞系统的复杂性,严重制约了奥陶系油藏后续的开发效果.针对储集空间分布的复杂性,利用油藏动态资料,分析井间储层的连通性,进而对研究区缝洞单元的划分就十分必要.油藏动态资料包括:井间类干扰、示踪剂注采响应以及流体物性差异等资料.通过应用塔河油田6区、7区的动态资料,对研究区内的井组进行了连通性的确定以及缝洞单元的划分.这对于研究区后续的注水开发及剩余油的挖潜提供了一定的依据.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)001【总页数】7页(P182-188)【关键词】塔河油田;缝洞型油藏;动态连通;缝洞单元划分【作者】杨小峰;康志宏;陈夷;胡佳乐;周磊【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE121.1塔河油田6区、7区位于塔里木盆地的北部，处在沙雅隆起中段阿克库勒凸起的轴部。

在早期海西构造运动作用下，研究区岩溶逆断裂较为发育。

岩溶断裂对奥陶系碳酸盐岩裂缝进行储层改造、油气向上运移、局部构造的形成具有一定的控制作用[1]。

研究区油气相对较为富集的区域主要集中在沿构造轴部的北东向大断裂两侧。

研究区奥陶系顶面埋藏深度在5 300～5 600 m，顶面构造整体上表现为北东高南西低的趋势，中部高、向四周变低，呈现为一系列北东走向的残丘。

塔河油田奥陶系T704单井缝洞单元油水分布模式探讨

摘要塔河奥陶系碳酸盐岩油藏岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性，搞清缝洞储层流体分布规律已成为合理高效开发该油藏面临的重要问题。文章从地质录井、生产动态、流体分析结果、地震资料显示四个方面对单井油藏Ｔ０井进行了分析，提出了Ｔ０井７４７４的油水分布模式，深化了对单井缝洞单元储集体的认识
关键词塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏单井缝洞单元油水分布模式
塔河油田奥陶系油藏属岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏。储层主要以中下奥陶统一问房组和鹰山组泥微品灰岩类、颗粒灰岩类为主；空问展布呈巨厚块状。储集空间主要为溶涧和裂缝，其中溶洞是区内最重要的储集空间，裂缝是最重要的渗流通道，储层渗透率一般大于５８ × ４
ｌ０，甚至达到２０ ×ｌｍ。其基质基本不具备储渗能力。００２油藏储层溶洞和裂缝发育主要受多期构造及古岩溶作用控制。由于构造及古岩溶作用对灰岩储集性能的改造受多种因素的影响，因而所形成的岩溶缝洞型储层具有极强的非均质性。塔河奥陶系油藏的开
图１ＴＯ井生产曲线７４
维普资讯
Ｉ科技２０年第期ｌ＝０８５
技术创新
元分塔河油田奥陶系Ｔ０单井缝洞单油水布模式探讨７４
王继成 ① 曹敬华②
（成都理工大学能源学院 ② 中石化西北分公司开发处） ①
康
价井，完钻层位下奥陶统。本井所处阿克库勒凸起西南部地区有中上奥陶统覆盖，与下伏下奥陶统地酸盐岩台地相沉积，岩性以生屑、砂屑灰岩

塔河奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发对策探讨

中图分类号：Ｅ１．Ｔｌ２３文献标识码：Ａ
ＡｉｃｓｉｎｏｅｅｏｍｅｔｓｒｔｇｅｏｈｅＯｒｖｃａｒｃｕｅｖｇｙｄｓｕｓｏｎｄｖｌｐｎｔａｅｉｓｆｒｔｄｏｉｉｎｆａｔｒｄ・ｕｇｃｒｏｔｏｋｅｅｖｉｓｉｈｅｏｌｅｄａｂｎａｅｒｃｒｓｒｏｒｎＴａｉｌｉｆ
ＬａｙＳＮＰＣＵｕｑ，ｉｉｇ８０１，ｈｎ）Ｎｒｅｉｔｏｐｎ，ＩＯＥ，ｒｍｉｎａ３０１ＣｉｈｔｆｉＸｊｎａ
ＡｂｓｒｃＴｄｖｃａｅｅｖｉｎＴａｉｆｌｓａｔｐｉａｒｃｕｅ — ｕｇｙｃｒｏａｅｒｓｒｏｒＢｏｈｐｏｕ — ｔａｔ：ｈｅＯｒｏｉｉｎｒｓｒｏｒｉｈｅｏｌｅｄｉｙｃｌｆａｔｒｄｖｇａｂｎｔｅｅｉ．ｔｒｄｃｉｖｔｏｅｆｒｎｃｎｄｃｒｅａｉｎｓｕｅｈｗｈａｏｄｔｆｏａｄｓｅｇｏｃｅｉｔｉｈｅｅｏｒＣａｅｎｉｎｐｒｏｍａｅａｏｒｌｔｔｄｉｓｓｏｔｔｃｎｕｉｌｗｎｅｐａｅｆｗｏｘｓｎｔｅｒｓｒｉ．ｖｒｓｏｌｖａｄａｓｃａｅｒｃｕｅｚｎｓｓｒｅａｏａｄｓｏａｅｓａｅｆｒｔｅｅｒｓｒｏｒ．ｅｆｗｅｉｓｃｒａｔ — ｎｓｏｉｔｄｆａｔｒｏｅｅｓｆｗｎｔｒｇｐｃｏｈｓｅｅｉｓＴｈｏｒｇｍｅｉｈａｃｅｖｌｖｌｒｚｄｂｙｃｏｕｔｆｏｉｈａｅｎｄｂｅｐｇｏｉｎｔｓｕｅｐｒｓＢａｅｎｆｗｅｉｉｅｙｔｐｉａｃｎｄｉｌｗｎｔｅｃｖｒｓａｙｓｅａｅｆｗｎｍｉｕｅｆｓｒ — ｏｅ．ｓｄｏｏｒｇｍｅｌｎｌｉｌｎｒｄｔｏｃａｃｅｉｔａｄｐｏｕｃｉｎｈａｔｒｓｉｓ，ｈｓａｒｓｐｐｒｅｙｆａｔｒｄ— ｕｇｒｓｒｏｒｍｏｅ，ｓｕｅｔｅｙｍｉｒｃｔｉｐｐｅ，ｕｏｔｄｂｒｃｕｅｖｇｙｅｅｉｄｌｔｄｉｓｈｄｎａｃｖｃａａｔｒｓｉｓ，ｒｄｔｏｅｏａｃｓｗａｅｒａｔｒｕｈ，ｒｄｃｉｎｄｃｉｅａｔｒｏｄｎｎｒｃｎｕｉｈｒｃｅｔｉｃｐｏｕｃｉｎｐｒｒｎｅ，ｔｒｂｅｋｈｏｇｐｏｕｔｏｅｌｎｎｄｗａｅｆｏｉｇｕｄｅｏｄｔｆｍｌｌｆｗｎｅｐｇｏｃｎｔｏ．Ｉｓｓｕｓｓｏｔｍａｒｄｕｔｏａｅ，ｒｄｃｉｉｙ，ｎｌｔｅ，ｎｏａｄｓｅａｅｆｗｏｄｉｎｓｔａｏｄｉｃｓｅｐｉｌｐｏｃｉｎｒｔｐｏｕｔｔａｄｗｅｌｐａｔｒａｄｌｉｌｖｎｐｅｅｔｅｈｉａｏｕｉｎｆｃｎｎｒｖｎｉｎ，ｔｒｐｕｇｉｒｓｎｓｔｃｎｃｓｌｔｏｓｏｏｉｇｐｅｅｔｏｗａｅｌｇｎｇ，ｄｗａｅｆｏｄｎｇｆｒｄｖｌｐｎｒｃｕｒｄ— ｕ — ｌｎａｔｒｏｉｅｅｏｉｇｆａｔｅｖｇｌｏｇｅｅｏｒ．ｅａｅｅａｕｄａｃｎｔｅｄｖｌｐｎｎｏｒｈｎｉｅｍａｇｍｅｔｏｈｄｖｃａＹｒｓｒｉＴｙｃｎｓｒｓｇｉｎｅｉｈｅｅｏｍｅｔａｄｃｍｐｅｅｓｖｎａｅｎｆｔｅＯｒｏｉｉｎｖｓｈｖｒｓｒｏｒｎＴａｅｏｌｌｌｅｅｉｉｈｉｅｄ．ｖｓｆＫｅｒｓ：ｏｄｔｆｏｙｗｏｄｃｎｕｉｌｗ；ｓｅａｅｆｏｅｐｇｌｗ；ｐｏｕｃｉｎｐｒｏａｃｒｄｔｅｒｎｅ；ｄｖｌｐｍｅｔｓｒｔｇｏｆｍｅｅｏｎｔａｅｙ；ｆａｔｒｄ— ｕｇａ－ｒｃｕｅｖｇｅｙｒｂｎｔｏｋｒｓｒｏｒｏａｅｒｃｅｅｉ；Ｔａｅｏｌｅｄｖｈｉｆｌｉ

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塔河六区奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元流体分布模式作者：何冠华闫长辉罗佼谢昕翰赖思宇来源：《科技资讯》 2013年第19期何冠华1 闫长辉2 罗佼1 谢昕翰1 赖思宇1(1.成都理工大学;2．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610059)摘要:由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂,导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。

了解清楚目前单元流体分布形式对油田后面的开发工作(保证稳产,增产等工作制度的调整)都有至关重要的作用。

本文通过动态资料(钻井,测井,地震,生产动态资料)等,研究塔河6区奥陶系碳酸盐岩目前的油水分布模式。

关键词:碳酸盐岩油藏流体分布动态资料中图分类号:P62 文献标识码:A文章编号:1672-3791(2013)07(a)-0110-04由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏[1]的缝洞结构复杂,导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。

其一是一口井钻遇多套缝洞储层时,需要考虑的是垂向上这些缝洞是否连通;垂向连通性直接影响该井揭开的是否是同一个缝洞单元,还是多个缝洞单元在垂向上的叠合;其二是成藏油气充注过程中排水不彻底,在缝洞的低洼地带保留有残存的水体;这些水体的存在必然为油水界面位置、油水分布的描述增大了多解性,了解清楚目前单元流体分布形式对油田进一步开发和油田内各井工作制度的调整都有至关重要的作用。

1 六区奥陶系碳酸盐岩单井储集空间类型塔河油田6区碳酸盐岩油藏储集空间按成因、几何形态及大小主要划分为溶洞型、缝洞型和裂缝型。

塔河油田碳酸盐岩油藏由于其基质不具备储渗能力,岩溶储集层的发育和分布,主要受构造裂缝及溶蚀孔洞的发育强度控制。

因此,通过产水特征,产能分析提出了对应的单井储集空间类型[2](见表1)。

1.1 缓慢上升型见水特征储集空间特点这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育,且与附近高渗层沟通,横向连通性较好。

油层能量在下降过程中,能及时得到一定的补给,能量补给较充足。

属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。

垂直裂缝较不发育,产出水沿垂直裂缝锥进的极少。

生产初期均不产水,有较长的无水和低含水采油期。

随着油层压力的降低,地下水沿裂缝进入井筒,但水量一般较为稳定。

油井见水后,含水上升速度比较缓慢(图1)。

产能高,压力高,具有较长自喷期。

随着含水上升产能逐渐下降,选择时间点为每年的7月11日(见图1)。

1.2 台阶上升型见水特征储集空间特点这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝较发育,与附近数个高渗带沟通,油井在纵向上存在多个生产层段,生产层段之间存在局部的致密隔挡层。

具有一定天然能量。

属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。

有一定的无水和低含水采油期。

水体活跃,随着不断生产,井底压力降低,产水缝洞数量不断增加,含水呈台阶式上升(图2)。

上升幅度取决于水淹生产层段的渗流能力。

产能高,压力高,具有一定自喷期。

随着含水上升产能下降较快。

典型井有s1井,选择时间点为每年的5月15日,(见图2)。

1.3 快速上升型见水特征储集空间特点这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育,且与附近高渗层沟通,垂直裂缝较发育,一般都有天然的或人工的大型裂缝与层间水沟通。

能量补给充足。

初期以产油气为主,不产地下水。

无水和低含水采油期很短,甚至没有低含水期。

油井见水后由于油水粘度比大,地下水迅速占据了原油的流动通道,含水在短时间内快速上升,部分油井表现出暴性水淹特征(见图3)。

含水上升速度和原油产量下降速度主要取决于层间水突破的生产层段中中小裂缝、溶洞的供油能力。

产能高,压力高,具有一定自喷期。

随着含水急剧上升,产能大幅下降。

典型井有s6,选择时间点为每年的11月28日(见图3)。

2 塔河奥陶系井间缝洞沟通模式在现有的缝洞体单元划分基础上,结合流体分析资料、驱动类型、干扰试井、生产测井、注水动态特征、示踪剂监测以及井组开发动态特征等多种方法对井间缝洞连通模式进行分析判断,大概分出了以下6类(见图4)。

A类:1井从钻井(或测井、地震[3])反映产层段处于裂缝段,而含水缓慢稳定上升,反映其洞产水特点。

2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹。

两井同时生产时会有轻微程度的井间干扰,水质分析会有一定的相似矿物质。

B类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,而含水缓慢稳定上升,反映其洞产水特点。

两井同时生产时有轻微的井间干扰,水质分析,发现水质相似度很高,来至同一水体。

C类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于裂缝段,而含水缓慢稳定上升,反映其洞产水特点。

中间有断层,两井同时生产时井间较强的井间干扰,水质分析,发现水质相似度很高,来至同一水体。

D类:1,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹,反应缝产水特点。

同时生产时,有轻微的井间干扰,水质分析,水质相似度很低,不是同一水体。

E类:1,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于孔洞段,产水特征为含水上升快,甚至暴行水淹,反映缝产水特点。

同时生产时,有较强的井间干扰,一般附近有注水井,注水见效明显。

F类:1井,2井从钻井(或测井、地震)反映产层段处于裂缝段,而含水快速稳定上升,反映其缝产水特点。

两井相互干扰极强。

3 塔河六区奥陶系油水分布确定3.1 原始油水界面一般确定方法常用方法有以下几种:(1)现场统计法:根据岩心观察、钻井、测井资料和试油资料,找出产纯油段最低底界标高和水层最高顶界标高,取二者平均值,即为油水界面。

确定原始油水界面最重要最直接的资料就是早期试油资料,其他资料如钻井,岩心,测井等资料通常是作补充和辅助用,需要和试油资料结合分析。

(2)测井解释如前文所述,通过油水层识别可以对油水层判别,初步判断油水界面的位置。

(3)用压汞资料研究油水界面近年来国内外迅速地发展了毛细管压力曲线研究技术。

利用油层岩心的毛细管压力曲线,再结合油水相对渗透率曲线,能够较准确地划分出油水界面,油层自上而下地被划分为三个带:产油带、油水过渡带和产水带。

(4)压力梯度法计算油水界面(区域压力梯度法)由于压力梯度反映流体的密度,不同的流体密度不一样,反映在压力梯度图中的斜率就不一样。

因此,就可以用在不同深度油、水层测得的原始地层压力,与相应深度绘制压力梯度图,反映不同地层流体密度的压力梯度线的交点,即为地层流体界面的位置。

(5)用原始油层压力和流体密度确定油水界面(单井压力梯度法)当钻井很少,无法取得压力梯度资料时,可以用单井原始油层压力和流体密度资料来评估油水界面。

以上几种方法有的虽然可靠性较高,但所需的资料较多,在生产实践中很难完整地提供这些资料。

塔河奥陶系碳酸岩盐储层复杂,利用上述统计法和实验室方法确定油水界面难度很大。

塔河奥陶系油藏直接钻遇水体的井很少,特别是在6区缝洞单元中直接钻遇水体几乎没有,整个塔河油田获得的水体压力资料是极其有限的。

另外油层的静压资料获取也有一定的局限性,能不能取得油层压力资料还受到稠油压力恢复缓慢的限制。

总之,使用压力资料来计算油水界面难度也是很大的。

本文主要通过生产动态资料(产液剖面)和测井解释来获取油水界面。

3.2 实际钻遇井的油水界面确定目前为6区所有井都不同程度地出水。

本文从该单元由北到南选取s1～s8,8口井来分析单元的油水分布情况,从各井钻井井深来看,最深的是s5井(完钻井深5731 m,人工井底5676 m),其次为S1井(完钻井深5713 m,人工井底5700 m)。

s4井酸压投产,在5546～5650 m井段酸压,开井即见水没有无水采油期。

S5酸压投产,无水采油期1663天。

下表2是该单元的井深及出水情况。

在开井即见水的几口井(s1,s2,s4)中,井底位置最高的是s4井5567 m,说明该井油水界面应该在5567 m以上。

而在有无水采油期的几口井中井底位置最低的是s6井5710 m,说明该井的油水界面在5676 m一下。

综上所述,我们可以得出结论:S80缝洞单元很可能没有统一的油水界面。

从测井解释(见图5)上看s1井钻遇两段溶洞,两段溶洞位于酸压井段,人工裂缝沟通了溶洞与井筒,s1井开井见水。

s1井钻进过程中发生了未放空与漏失,测井显示该段裂缝发育,地震剖面显示该井钻遇溶洞(填充型溶洞),该井自然投产开井见水,油水界面位于裂缝段或以上。

示踪剂测试表明s2与s3井连通性较好,通过水质分析表明两口井水质相同,表明为同一水体驱动。

连通性分析结果s4井与s5井是不连通的,地震资料显示s5具有两个溶洞存在。

测井解释表明s6产层段底部有明显裂缝,连通性分析显示s6与s7是连通的,s7和s8连通。

s7在地震显示具有两个溶洞系统。

通过以上的工作和每口单井综合柱状图绘制了s1～s8单元油水分布特征模式图(见图6)。

4 结论由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂,导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。

在研究流体分布现状时一方面通过地震,测井解释等静态资料确定地层内洞缝发育及分布状况,另一方面利用生产动态资料分析流体分布形式,连通状态,初步确定塔河6区s1～s8井流体分布形式为洞产水,缝沟通。

并具有多层缝洞组合的形式。

该研究成果对油田进一步开发和各井工作制度调整有重要的指导意义。

参考文献[1]黄建新.塔河油田4,6区奥陶系碳酸盐岩储层简介[J].石油学报,2011(s1).[2]陈青,王大成,闫长辉,等.碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究[J].西南石油大学学报：自然科学版,2011(1).[3]杨子川,李宗杰,窦慧媛.储层的地震识别模式分析及定量预测技术初探_以塔河油田碳酸盐岩储层为例[J].石油勘探与开发,2007(4).。