塔河油田碳酸盐岩油藏致密段划分及意义

塔河地区S112—2井区志留系油藏主控因素分析及重要意义

现沥青显示．留系柯坪塔格组三段沥青砂岩段，志多数井见到厚度不等沥青砂岩．北地区井下钻遇沥青塔砂岩厚度最大为哈１井，累计达１０５ｍ．：岩主５．沥青砂要分布在艾丁一甫台一买力等沙雅隆起以西地区，托英沙雅隆起南部各井一顺托果勒北地区顺８、依敏４等井钻遇厚约３沥青砂岩．目前钻井资料，青砂０ｍ据沥岩厚度较大的是艾丁一甫台地区及西部英买１、英托１买１２等井区（２．图）南部塔北沥青砂岩是否与塔中沥青砂岩连通，目前无钻井资料证实．北与塔中结合塔
井号地层井段，ｍ
Ｓｌ２２Ｓｌ１ — Ｓ２５ＳＩ１ — １５８－２０２６５９５９－５０３２５３
密度，／ｍ３ｇｃ
０８７．３７０８０．３２０９０．６１
起
量含蜡量／％
Ｓ１８Ｓ１３４８５３０ｋ５０－４２
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（３．Ｓ１— 区获油流岩电井横向对比看，图）从ｌ２２井未被
宝。。满愚！ｒ合ｋ阿！依１！／Ｌ — —－ —Ｌ＿Ｊ ●满 ● 西… 满１阿．满。满：１参・ ’ ．阿满２
表ｌ塔北地区志留系原油物理性质数据表
Ｔｂｅ１Ｔｂｅｏｌｒａｙｉａｒｐｒｉｓａｌａｌｆｉｉｎｐｈｓｃｌｏｅｔｅｓｕｐ

塔河油田碳酸盐岩油藏致密段划分及意义

塔河油田碳酸盐岩油藏致密段划分及意义李新华;鲍典;张娟【摘要】For the characteristics that the reserves produced degree and development effect of Ordovician fractured-cavi-ty carbonate rock reservoirs in Tahe oilfield decrease gradually,we use vertical of Karstification and the sublevel develop-ment of Well,first proposed definition of dense layer in fractured-cavity reservoir.And using drilling core,well logging, vertical of Karstification development behavioral characteristics and seismic wave impedance inversion method,estab-lished the distinction criterion of resistive dense layer,studied the distribution of different dense layer in Tahe six&seven district.This technique has been applied to the Tahe Oilfield Development,and it has become one of the most useful meth-ods of fine reservoir description and producing degreeof reserves during the current 12th Five-Year Plan.% 针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏目前储量动用程度低、开发效果变差的特点，以纵向岩溶分带、油井分段开采特征为基础，首次提出缝洞型油藏致密段定义，利用岩心、测井、单井纵向岩溶带分布特征和开发动态特征及地震波阻抗反演等，建立缝洞型油藏高阻致密段划分标准。

塔里木盆地塔河油田碳酸盐岩储层研究

塔里木盆地塔河油田碳酸盐岩储层研究一、本文概述本文旨在全面而深入地研究塔里木盆地塔河油田的碳酸盐岩储层。

塔里木盆地作为中国西部重要的含油气盆地，其油气资源潜力巨大，而塔河油田作为其中的关键区块，其碳酸盐岩储层特性对于油气勘探与开发具有重要意义。

碳酸盐岩储层因其复杂的成岩过程、多样的储集空间类型以及多变的物性特征，一直是油气勘探领域的难点和热点。

因此，本文的研究不仅对塔河油田的进一步开发具有直接指导意义，而且对于丰富和完善碳酸盐岩储层理论体系也具有重要的学术价值。

本文首先将对塔里木盆地及塔河油田的区域地质背景进行简要介绍，为后续研究提供基础资料。

随后，将重点分析碳酸盐岩储层的岩石学特征、成岩作用及孔隙演化过程，揭示储层的物性变化规律及其主控因素。

在此基础上，运用多种地球物理和地球化学方法，对储层的含油气性进行评价，识别有利勘探区带。

结合前人研究成果和实际勘探开发经验，提出针对性的储层预测和油气勘探建议，以期为塔河油田的持续发展提供科学依据。

本文的研究方法和手段包括岩石薄片观察、扫描电镜分析、衍射分析、压汞实验、核磁共振实验等多种现代分析测试技术，以及地震资料解释、测井资料处理与解释等地球物理方法。

通过这些综合手段的应用，以期能够全面揭示塔河油田碳酸盐岩储层的特征和油气成藏规律，为油气勘探开发提供决策支持。

二、碳酸盐岩储层基础理论研究碳酸盐岩储层作为塔里木盆地塔河油田的主要储油层，其基础理论研究对于提高油田开发效率和产能至关重要。

本节将深入探讨碳酸盐岩储层的成因类型、储集空间类型、储层非均质性以及储层评价等方面的基础理论。

碳酸盐岩储层的成因类型多种多样，主要包括生物礁、滩、潮坪、台地边缘、碳酸盐斜坡和盆地相碳酸盐岩等。

这些成因类型直接影响了储层的物性特征和油气聚集规律。

因此，深入研究不同成因类型的碳酸盐岩储层，对于理解油气运聚规律和制定开发策略具有重要意义。

碳酸盐岩储层的储集空间类型复杂多变，包括溶蚀孔洞、裂缝和晶间孔等。

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田位于中国黑龙江省塔河县境内，是中国最大的碳酸盐岩油田之一。

由于该油田的油藏主要是稠油，使其的可采储量非常有限，且开采难度大。

因此，研究塔河油田稠油采油工艺技术显得十分重要。

稠油是指粘度大于100mPa·s、密度在0.85-1.0 g/cm³之间的油品，具有低流动性、高粘度等特点，因此采油难度较大。

稠油采油工艺可以分为表层采油、水平井采油和增油技术三种。

表层采油：表层采油是利用自然产出方式，沿着稠油层地表相近沿线进行开采。

这种方式具有工艺简单、投资小、生产快、勘探难度不大等优点。

但由于生产能力有限，仅适用于小规模的开采。

这种采油方式还利用了低温压降机制，将地表自然气的热能输送到油藏降低油的粘度，提高采收率。

水平井采油：水平井采油是将钻探的井眼水平延伸到油层中进行开采的一种技术。

这种方法是面向深层热稠油储层的，基本上所有的热稠油藏开发都使用水平井。

该技术可提高单口井的采油率，而且还可以增加开采量，延长油田寿命。

当前，水平井采油技术在塔河油田的开发中得到了广泛应用。

增油技术：增油技术是利用一些特殊的油藏工程技术来提高稠油油藏采收率的方法。

该技术适用于复杂油藏的开采，它的基本原理是通过一些油藏工程技术使原本无法被开采的油层产油，从而提高整个油田的采收率。

目前已经出现了多种增油技术，如水驱、气驱、聚合物驱等。

综上所述，塔河油田的稠油采油工艺技术需要综合运用多种技术手段，以克服稠油采油的难度，提高采油效益。

在未来，应该继续进行相关技术的研究，发掘更多的增油技术，探索更高效的稠油采油方法。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分

井处于同一压力系统内，压力可以互相传递，因此在定时间后，（）将处于动态平衡，油气藏只要原油
一
的物性和流体性质相对均质，各井的压降会大致相同，即压降趋势一致。不同油藏单元属于不，经酸压获１０。７／ｍｄ的高产油流；而在其以西１ｍ处的Ｔ４０井未解释出ｋＫ２
制，河油田奥陶系残丘圈闭面积很小，般仅为几塔一平方千米，而油气藏面积则远大于残丘圈闭面积。（油气藏受储集体发育程度的控制，集体２）储
（）７油藏的流体性质变化较大，密度轻的仅
０８，ｍ，的可达１ｍ３．ｇ重２ｃ．０以上，面上密度分平布轻重交叉，总体上有东轻西重的特征。
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海油气地质２０年第１０７２卷第１期
用常规的勘探评价方法无法准确划分储量单元并计
６３产水２３。４ｍ／ｄ，．ｍ／６ｄ
００％～１．％，．４０６平均０７％，７的样品孑隙度小．６８％Ｌ
２油气藏特征
碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏是受构造一岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制、由多个缝洞单元在空
间上叠合形成的复合油气藏，具有独立的油气水系统和不规则的形态… 。这种缝洞单元（又称单个油
一
力系统，就会具有不同的地层压力变化特征。
类干扰试井法以相邻井为基本单元，进行井组分析。分利用开发过程中的井间干扰现象，充如新井投产、作制度的改变，工在邻井观察是否存在井间

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分

塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。

本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。

主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。

将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。

标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。

因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。

本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。

1颗粒灰岩类是指颗粒含量≥50%的灰岩。

塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。

1.1藻鲕灰岩。

藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。

颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。

因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。

1.2粉-砂屑灰岩。

粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。

根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。

沉积环境为潮下浅滩。

塔河油田碳酸盐岩油藏超深水平井分段完井优化技术

备注
封隔上部不稳定地层．建立井口
试油管柱特点：
３４６．１
２７３．１
二开
开四开一开二开开
试油管柱：８８．９ｍｍ油管＋（常闭阀＋７３ｍｍ油管）＋水力锚＋丢底水发育。原油性质相差大，从凝析油到沥青质原油均广泛分手工具＋刚性扶正器＋裸眼封隔器＋刚性扶正器＋球座（节流器）＋布；地层水矿化度１８－２４ｘ１０４ｍｇｆｌ，普遍高含硫化氢，在１０ — 导向头１００００ｐｐｍ之间，ＣＯ：平均含量４．６３％。碳酸盐岩油藏具有缝洞发试油管柱特点：
目前塔河油田的井身结构主要采用ｌ一开次和四开次两种井
身结构，最后一开次裸眼完井，见表１．１。这两种井身结构基本能（１）封隔器可选择自解封式封隔器（ＰＤＰ等）或非自解封式满足塔河油田勘探开发的需要，为满足老井后期侧钻需求，将老封隔器（ＰＩＰ、ＭＣＨＲ、ＲＴＩＳ、ＬＸＫ３４１），以满足不同井况要求级结构１７７．８ｍｍ套管优化成１９３．７ｍｍ套管，满足后期侧钻不（２）封隔器耐温１４６ ℃一１７Ｏ ℃，承压４５ — ７０ＭＰａ，可满足酸压
塔河油田碳酸盐岩储层岩石坚固致密，在原始地应力不被破坏的情况下，井壁稳定，适合采用裸眼方式完井。同时奥陶系油藏储层发育，钻井过程中钻遇缝洞发育段易出现放空或严重漏失现象，钻井液密度窗口小，下尾管固井的作业难度大。因此对于塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层主要以裸眼完井为主。２．１井身结构

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田位于中国黑龙江省北部，是中国最大的碳酸盐岩油田之一，以其丰富的稠油资源而闻名。

稠油是一种高黏度、低流动性的重质原油，在采油过程中面临着诸多挑战。

随着油气勘探技术的不断发展和油藏工程技术的创新，塔河油田碳酸盐岩稠油的采油工艺技术逐渐完善，为有效开采这些宝贵的能源资源提供了可行的途径。

碳酸盐岩稠油油藏的特点碳酸盐岩稠油油藏是指由碳酸盐岩层构成的油藏，其中石灰岩、白云岩等碳酸盐岩由于其多孔隙、高渗透性等特性，成为了稠油的良好储集层。

这类油藏的特点主要包括：1. 高粘度：碳酸盐岩稠油的粘度较高，通常在1000mPa·s以上，甚至高达上万mPa·s，使得油藏中的原油难以流动。

2. 低渗透性：碳酸盐岩层的渗透率较低，导致原油难以从孔隙中流出，增加了采油难度。

3. 复杂地质结构：碳酸盐岩层的地质构造复杂，存在断层、裂缝等地质构造，增加了油藏的难以开采。

稠油采油工艺技术的研究与应用为了有效开采碳酸盐岩稠油油藏的能源资源，研究人员不断探索和改进采油工艺技术，旨在提高采收率、降低成本、保护环境。

下面我们将介绍一些目前在塔河油田应用的稠油采油工艺技术。

压裂技术是一种通过在油井井下开展人工液化和损伤修复，增加原油渗流面积和渗流能力的方法，是碳酸盐岩稠油油藏采油工艺技术中的一种重要技术手段。

压裂技术通过在井下形成多个孔隙，使原油能够更顺利地流出，从而提高采收率。

压裂技术还可以通过增加油藏渗透率，改善油藏的物理性质，提高油井产能。

地热采油技术是一种通过地热能源加热原油，降低原油的粘度，增大原油渗流率的技术。

在碳酸盐岩稠油油藏中，地热采油技术可以通过加热油藏，使油藏中的稠油变得更加流动，从而提高采收率。

地热采油技术还可以减少对外部能源的依赖，降低生产成本。

3. 碳酸盐岩稠油油藏的稠油蒸汽吞吐采油技术结语随着碳酸盐岩稠油油藏采油工艺技术的不断创新与改进，塔河油田的碳酸盐岩稠油油藏的开采技术也得到了显著的提高。

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏类型探讨

越多的矛盾和困惑。文中从大量的实钻资料、产动态资料出发，生通过古岩溶机理、藏机理等方面研究，为塔河油田奥成认
陶系碳酸盐岩油藏是复杂缝洞体交错组合在一起的油水界面凹凸不平的似层状边水油藏，水体主要分布在南部５４６８— ６
Ｌｉｎｇｕ，ｉｎｏｇＺｏｙＬｉａｒｎ￣Ｊ
ＯｒｏｉｉｎｃｒｏａｅｒｓｒｏｒａｅａｅｔｍｅｙｓｒｎｎｓｔｏｉｍｉａｅＯｉｅｄｈｅｅａｉｗｏｎｓｔａｈｄｖｃａａｂｎｔｅｅｖｉｈｖｘｒｓｅｌｔｇａｉｒｐｓｎＴｈｌｌ．ＴｅｇｎｒｌｖｅｐｉｔｉｈｔｔｅｏｏｉｆＯｒｏｉｉｎｒｓｒｏｒｒｈｇｒｇｔｎｏｎｎｅｅｄｎｅｅｏｒｏｏｅｙｔｅｖｇｆａｔｒｄｓｓｅ．ｅａｕｄｎｄｖｃａｅｅｉａｅｔｅａｇｅａｉｆｍａｙｉｄｐｎｅｔｓｒｉｃｍｐｓｄｂｈｕ－ｒｃｕｅｙｔｍｓＴｂｎａｔｖｓｏｒｖｓｈｂｔｍｔｒｅｉｓｉｈｏｅｅｔｎｏｎｓａｏｍａｉｎｏｅｇａｂｏｍａｉｎｏｔｏｗａｅｘｓｎｔｅｌｗｒｓｃｉｆＹｉｇｈｎＦｒｔｒＰｎｌｉａＦｒｔ，ｗｈｃｅｄｒｏｔｄｃｉｎｎｔｏｏｏｉｈｌａｓｍｏｅｃｎｒｉｔｓａｄａｏｐｒｌｘｔｎｒｓｒｏｒｄｖｌｐｎｅｅｒｈＢａｅｎａｇｅｔｍａｙｏｒｌｎｎｒｄｃｉｎｄｔ，ｔｅａｔｃｅｔｉｋｈｔｔｅｅｐｅｉｉｅｅｉｅｅｏｍｅｔｓａｃ．ｓｄｏａｎｆｄｉｉｇａｄｐｏｕｔａａｈｒｌｈｎｓｔａｈｙｖｒｒｌｏｉｃｒｏａｅｒｓｒｏｒｒｅｑａｉｌｍｉａｅｒｓｒｏｒｆｄｅｗａｅｖｓｏｏｏｅｔｏｌａｅｕ－ｒｃｕｅｙｔｍｓＴｈａｂｎｔｅｅｉａｅｔｕｓａｎｔｅｅｉｏｇｔｒｉａｉｎｃｍｐｓｄｗｉｃｍｐｉｔｄｖｇｆａｔｒｄｓｓｅ．ｅｖｓｈ－ｖｓｅｎｈｃｗｔｒｂｄｅｉｌｘｓｉｈｅｔｆ５６８６３１ｉｈｏｔｅｒａＴｅｒｓａｃｅｕｔａｅｔｅｇｉｅｓｎｅｆｒｔｅａｅｏｉｓｍａｎｙｅｉｔｎｔｅｄｐｈｏ４－ｍｎｔｅｓｕｈｒａｅ．０ｎｈｅｅｒｈｒｓｌｈｖｈｕｄｅｓｏｈｓ

塔河油田4、6区奥陶系碳酸盐岩储层特征简析

洞型油气藏，油气藏是以各种大小不等的多个缝洞系统为单元组成的，该并存在多缝洞系统、多油气水关系的特点，为非均质性极为明显的多重介质储层，采动态和产能均存在很大差异。针对上述特征，油气藏开发的角度对多重介试从
质储层进行储渗空间分类，然后从动、态两个侧面分类评价其储渗性能。静
关键词：岩储层；灰岩芯分析；井解释；测储渗空间类型；储层评价１岩性特征好的孔隙度一渗透率对应关系。 ②溶蚀缝洞欠发育的小岩栓分析得出的孔隙度和渗透率值
目前钻井揭示塔河油田４６区奥陶系灰岩储层主要发育在、中一下奥陶统鹰山组上部，揭示井段绝大多数井均在２０００．ｍ
（图２。见）
．目４ｌ｝０
２Ｏ
一一一一一～
Ｏ１２３４５６７
（ｌ）Ｍａ
孔隙度（）， ‘
１ＯＯ８Ｏ６０
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爨４０
２Ｏ
０
渗透率（Ｏ＿１）
图１塔河油田４６区奥陶系鹰山组碳酸盐岩孔渗分布特征，
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２０６芷０
黄建新：塔河油田４６区奥陶系碳酸盐岩储层特征简析、
增刊
１１８
间，别可达４．７ＭＰ；饱和度中值压力在５．７个０６ａ８７～
１６１３ａ间。５．３ＭＰ￣
图２塔河油田４６区奥胸系鹰山组致密灰岩基质毛管压力曲线、

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分

ＭＡＲＩＮＥＯＲＩＧＩＮＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ海相油气地质油气藏张希明摘要塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏的主要特征表现为油气藏高度远大于残丘圈闭幅度，油气分布受储集体发育程度控制，纵向上不连续，储集体主要为岩溶－构造作用所形成的缝洞，单个缝洞储集体为独立的油水系统等。

运用油藏压力降落法、类干扰试井法和流体性质变化法等方法将塔河油田主体开发区划分出１０个连通储渗单元和２０个孤立或相对定容封闭体，对这些缝洞单元的特点作了描述。

塔河油田整体上不具统一的底水；各油气藏流体性质变化较大。

关键词奥陶纪；碳酸盐岩油气藏；缝洞型油气藏；油气藏特征；塔河油田塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分张希明１９５８年生，２００３年获吉林大学理学博士学位，高级工程师。

长期从事油气藏描述研究工作。

通讯地址：８３００１１新疆乌鲁木齐市北京北路２９号；电话：（０９９１）３６００６４６文章编号：１６７２－９８５４（２００７）－０１－００２１－０４中图分类号：ＴＥ１１２．３３文献标识码：Ａ收稿日期：２００５－０７－０１；改回日期：２００６－０７－２６１塔河油田概况塔河油田发现于１９９７年，其主体位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部［１］。

塔河油田是在阿克库勒凸起的背景上，北以轮台断裂为界，东、南、西以中奥陶统顶面６５００ｍ构造等深线所圈定的范围内，具有大致相似成藏特点和在现有经济技术条件下具有勘探价值的油气藏的统称（图１）。

油田主要产层为奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集层，具有大面积连片整体含油、不均匀富集的特点；其上叠加成带分布的志留系—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，早期（加里东期—海西早期）形成的油藏由于复合期构造运动的影响产生破坏调整，并由断裂、不整合等沟通形成次生油藏，纵向上具有“复式”成藏组合特征。

图１塔河油田范围及不同油区分布自发现以来，塔河油田的储、产量连年大幅增长。

塔河油田碳酸盐岩油藏注氮气替油选井认识

TK826 井
L1
水体能量强
图 1 水体能量强油井模型
油井 V2 溢出口 L2
图 3 TK826 井地震剖面图
水体能量较弱井筒
图 2 水体能量较弱油井模型
3.4 符合地质选井条件的侧钻水平井
塔河油田碳酸盐岩油藏非均质性强，岩层中的缝洞系统既是储油空间，也是渗漏通道。侧钻水平井在开发过程中，底水随优势通道上侵，导致油井高含水，甚至在短期内完全丧失产能。但油井井眼上部的储集体只有部分动用或未动用， “阁楼油” 丰富，有利于注气开采。但不是所有侧钻水平井都适合注氮气开采，首先要符合地质选井要求，并且水平段要足够长。如 T415CH 井水平段长 320m， B 点钻遇溶洞；该井区域油气富集， “阁楼油” 较丰富，水体能量弱。该 4 井前期注水替油累增油 3.5×10 t，后期逐渐失效。
3.3 溶洞型油藏，水体能量一般的单井单元
统计分析注氮气替油井的增产效果，水体能量强
塔河油田碳酸盐岩油藏注氮气替油选井认识
㊃ 33 ㊃
的油井平均单轮次注气增产仅 302t，而水体能量一般的油井平均单轮次注气增产达 824t，增产效果明显优于前者。分析认为相同注气量，水体能量强的情况下注入气体被压缩后形成的人工气顶规模更小（V1< V2），使油水界面下移高度更短，置换出阁楼油的空间就较小。水体能量强的油井可适当加大注气量或实施多轮次注气，建立体积更大的人工气顶，使油水界面充分下移，见图 1、图 2。
油井 V1 溢出口
2013 年注氮气 77×104m3，开井后恢复自喷生产，累增油 4 593t，增产效果显著。类似侧钻水平井还有 TK470CH、 TK7-619CH 等。

流动单元在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的定义和划分

按储层空间结构特点和对开发的作用，拟将储层流动单元形式归纳为以下４种模式：（）一裂缝模式。储集空间和喉道均为裂隙，１单裂隙周围为致密的基质岩块。裂隙结构的大小和分布变化大，的裂缝密度大到ｌＯ条／有的仅１有Ｏｍ，
层研究，于提高油田采收率具有实际意义［。对１］
对于岩溶缝洞型碳酸盐岩储集体（）层流动单元的研究，目前尚无成熟的理论、究方法和思路，研是一个
尚待探索的理论问题。
陆相碎屑岩储层流动单元的定义和划分主要是建立在静态储层沉积相和参数（孔隙度、透率或流渗动层标志ＦＩ研究基础上［，Ｚ）３但对缝洞型碳酸盐］岩储集体而言，由于多期岩溶作用改造，取准确的求该油藏岩样分析结果显示：密碳酸盐岩基质致（基质指岩石中溶蚀孔、、以外的基块部分）集洞缝储空间以粒间溶孔、晶间孔（结晶、重白云化）为主，等但都发育程度低，隙度均＜２（效孔隙度下孔有
孔渗等参数是极其困难的，使得缝洞型储层的流动
单元研究受到很大的局限性。
限）只有ｌ的样品基质渗透率＞Ｉ０ｍ（、 ×１。有效厚度渗透率下限）基质压汞饱和度中值半径均、ｄ００￣（．５ｍ有效厚度压汞饱和度中值半径下限）故，
致密碳酸盐岩基质不具有储渗意义，能作为储集只体（或储层）的封堵体（或隔层、层）分隔和遮挡各夹，类储集空间，空间分布具有较大的随机性。其

中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质

中国碳酸盐岩溶缝洞储集体类型和塔河油田性质张抗摘要：我国海相油气田都经历了多期成藏和后期改造。

不规则储集体分纳溪型、塔河型、任丘型三大类，岩溶缝洞的发育程度和孤立储集体间的连通程度依次加强，其中的流动性质、油气水界面和压力的统一性也随之增强。

塔河油藏既不是层状、块状，也不是地层不整合、风化壳型油藏，而是网络状油藏。

其内部的油气水性质、界面位置、压力均有较大差别，生产中流体的动态也异于一般的层、块状油气田。

阿克库勒凸起和塔河油区都是多类型储集体的组合。

该隆起具有整体含油性和巨大的含油不均一性。

测试和试采是评价该类储层的主要手段，酸压改造是勘探开发中的重要环节。

塔里木盆地塔北隆起区南坡阿克库勒（轮南）凸起上的塔河油田，2001年底仅在奥陶系碳酸盐岩中已探明储量 1.58×108t。

它不仅是塔里木第一个大型油田，而且是中国第一个海相大油田。

它的发现引起了国内外的瞩目，已有一系列的论著讨论了它的性质和特点以及对今后勘探的启示[1～5]，但其中也有许多分歧。

在大量的实践基础上，作者提出“网络状油藏”的概念并论证塔河油气藏的性质与类型。

1、碳酸盐岩储集体的分类塔河油田和阿克库勒凸起奥陶系油气藏全部赋存于碳酸盐岩中。

要讨论它的成藏条件，就必须分析其储集体的形成和类型。

我国碳酸盐岩储层绝大多数时代老，原生孔隙基本消失而难以形成有经济价值的油气储集。

其储集空间由裂缝或岩溶孔洞（更常见的是二者迭加发育）组成。

因而用储集体的术语代替储层就更贴切。

强调储集体，除了意欲表述其不规则的几何形状外，还表示储集体与其外的封堵体可以属同一岩层，具同样的岩性。

显然，基本上无渗透性的碳酸盐岩基质就成为直接封盖储集体的封堵体。

11.1纳溪型笔者在研究塔里木和四川盆地碳酸盐岩油气藏时按岩溶发育程度将不规则的岩溶缝洞储集体分为三类，其“孤立的裂缝—孔洞储集体”称纳溪[6]。

纳溪型气田的性质可见表1，它的主要特点都源于储集体的分割孤立。

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。

塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究的开题报告

塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究的开题报告一、研究背景塔河油田是世界上最大的陆上油田之一，位于中国黑龙江省东北部，是中国的主要石油资源基地之一。

奥陶系碳酸盐岩油藏是塔河油田最重要的油藏类型之一，其油水分布特征对油田开发和管理具有重要意义。

二、研究目的本研究旨在探究塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的油水分布特征，包括不同沉积相的影响、储层孔隙结构与分布等因素，为油田开发提供科学依据和指导。

三、研究内容1.通过野外地质调查和钻井取心分析，获取六区奥陶系碳酸盐岩油藏的地质特征和储层性质。

2.通过岩心薄片、物性实验和断层分析等手段，研究储层孔隙结构和分布规律。

并对储层孔隙和渗透率进行定量研究。

3.对沉积相对储层物性的影响进行分析，探究不同类型碳酸盐岩油藏的油水分布规律。

4.分析油水分布特征与盖层、下伏层地质条件以及开发历史等因素的关系。

四、研究方法1.野外地质调查和钻井取心分析：到塔河油田六区实地调查，通过采集地质样品和岩心，了解六区奥陶系碳酸盐岩油藏的地质特征和储层性质。

2.岩心薄片、物性实验和断层分析：通过对储层岩芯薄片和物性测试，研究储层孔隙结构和分布规律；通过对断层及其影响的研究，了解油水分布特征。

3.数值模拟：通过数值模拟研究不同类型碳酸盐岩油藏的油水分布规律，并确定开发策略。

五、预期结果1.揭示塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的油水分布特征。

2.研究沉积相特征对储层孔隙结构和分布的影响。

3.确定不同类型碳酸盐岩油藏的开发策略。

4.为塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏的开发提供科学依据和指导。