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 .cn
2007-01-09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。

因此,加强对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏地层水分布规律及其受控因素的研究,从而采取相应的稳油控水措施,对塔河油田开发的意义十分重大。

1　区域地质背景
塔河油田位于新疆维吾尔自治区库车县和轮台县境内,地理坐标为东经83°30′～84°24′,北纬41°05′～41°25′,面积约20400km 2。

塔河油田的构造位置属塔里木盆地北部沙雅隆起(塔北隆起)中段南翼阿克库勒凸起西南部斜坡,西邻哈拉哈塘凹陷,东靠草湖凹陷,南接顺托果勒隆起和满加尔凹陷,北部为雅克拉断凸(图1)。

区域构造演化表明:阿克库勒凸起为在前震旦系变质基底上发育的一个以寒武2奥陶系碳酸盐岩沉积为主体的、长期发展并叠加了多期变形的古凸起,先后经历了加里东期、海西期、印支2燕山期
2期朱　蓉等:塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
及喜马拉雅期等多次构造运动(康玉柱,1996;叶德胜等,2000)。

塔河油田钻井揭露的地层自下而上为:中2下奥陶统、上奥陶统、下石炭统、二叠系(火山岩堆积)、三叠系、下侏罗统、白垩系、古近系和新近系,其中最老地层为下奥陶统蓬莱坝组。

由于加里东晚期、海西期以及燕山期等多期构造抬升的影响,阿克库勒凸起主体部位及南部斜坡的大部分地区缺失志留系、中2下泥盆统、上石炭统、二叠系(上部沉积岩)和上侏罗统,并且上奥陶统与中2下奥陶统分别遭受不同程度的剥蚀,以至局部地段缺失。

勘探表明:塔河油田含油气层位有三叠系、石炭系与奥陶系,主要集中在奥陶系,油田主体为一大型古生代海相碳酸盐岩油田,以古隆起、碳酸盐岩古岩溶—裂缝成藏为特色(孙龙德等,2005)。

目前塔河油田分为11个区块(编为1～11),各区块的奥陶系油藏均获得工业油气流井或油气显示,已整体形成年产约5×106t的大型油气田。

塔河油区奥陶系储盖组合类型见表1。

表1　塔河油区奥陶系储盖组合类型
Table1　Types of O rdovician reservoir2cap ass ociati on in Tahe O ilfield
储集体(储层)盖　层发育区域及实例储层类型
上奥陶统良里塔格组第一段岩溶
缝洞储集体
下石炭统巴楚组泥岩塔河油田南部,如T453井Ⅰ类储层
上奥陶统良里塔格组第一段岩溶缝洞储集体上奥陶统良里塔格组第二、
三段及上奥陶统桑塔木组
塔河油田南部Ⅰ类储层
上奥陶统良里塔格组第一段岩溶缝洞储集体上奥陶统良里塔格组第一段
致密灰岩
塔河油田南部Ⅰ类储层
中奥陶统一间房组礁滩相孔隙型储层(经岩溶改造)上奥陶统恰尔巴克组钙质泥
岩和泥岩
塔河油田南部,如S76井和
S86井
Ⅱ类储层
中2下奥陶统(以鹰山组为主)岩溶缝洞储集体下石炭统巴楚组泥岩
塔河油田北部3、4和6区
块,如S48井
Ⅰ类储层
中2下奥陶统(以鹰山组为主)岩溶缝洞储集体中2下奥陶统致密灰岩
塔河油田大部,如S81井和
T301井等
Ⅰ类储层
下奥陶统蓬莱坝组及上寒武统白云岩储层中2下奥陶统致密灰岩
塔河油田北部(深层),如
S88井
Ⅱ类储层
2　奥陶系地层水赋存状态
塔河油田奥陶系油藏是受岩溶缝洞控制的块状碳酸盐岩重质油藏,受岩溶缝洞发育条件的控制,储层表现出严重的非均质性(李培廉等,2002)。

流体主要储集空间以构造变形产生的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞为主,其中大型洞穴是最主要的储集空间(肖玉茹等,2003)。

影响塔河油田奥陶系断裂发育的构造运动主要有海西早期、海西晚期、印支2燕山期和喜马拉雅期。

不同期次构造运动产生的应力场特征及规模不尽相同,以海西早、晚两期构造运动对塔河油田断裂发育起的作用最大。

塔河油田奥陶系构造裂缝的平面分布呈北东向、东西向及北西向三组优势方向成排成带展布(林忠民,2002),与海西早期、海西晚期及印支2燕山期形成的构造轴向一致,裂缝带与各变形期发育的古构造带具有平面展布的一致性。

裂缝的发育程度宏观上表现为西强东弱、北强南弱的特点,体现了变形强度的变化特征。

裂缝既是碳酸盐岩储层中重要的储集空间,也是主要
922
032
地　质　科　学2008年的连通通道,为地表水及地下水系的发育及两者间的沟通起了重要作用(李坤等,2007;杨海军等,2007)。

由于储层的地层水赋存状态、分布规律十分复杂(刘静江等,2004),水体赋存状态直接导致了油藏开发的动态变化,因此对油田地层水水体赋存状态的认识是制定塔河油田碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏合理开发方案的基础。

根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程和开发过程中产出水的化学—动力学响应,塔河油田奥陶系地层水赋存状态可以区分出3种类型(图2):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,三者的主要特征总结于表2中。

3　奥陶系油藏油气驱替过程
塔河油田油气沿着树枝状网络自东南部满加尔坳陷寒武系—中2下奥陶统烃源岩中排出,以游离相形式二次运移进入圈闭并逐渐聚集(曾溅辉等,2000)。

由于碳酸盐岩储层的强非均质性,储层内的运移通道往往由不整合面、断层和储层孔缝洞等组成,这些通道类型通过有效组合构成输导体系(孙龙德等,2004;何治亮等,2005)。

在输导体系中,油气总是沿渗透性最好、阻力最小的路径运移(谢泰俊等,1997;H indle,1997),油气运移过程具有明显的“高速公路效应”,这种效应的结果是油气的运移通道范围十分有限,但是十分集中和高效。

当越来越多的石油注入圈闭时,随着彼此连通的石油细脉高度的增长,石油所产生的有效浮力逐渐加大,这个不断增加的浮力将克服较小充水孔隙的较大毛细管压力,致使石油向较小的孔隙充注并把其中的残余地层水驱替出去(陈强路等, 2004)。

由于碳酸盐岩岩溶储层的非均质性和孔隙结构的复杂性,油气在运移驱替过程中,可能存在不少驱替死角,导致油气集中分布于大的洞穴系统中,在洞穴周缘小缝洞系。

随着驱替程度的提高,驱替残留水饱和度降低,含油饱和度增加。

海西晚期油气充注能量充足,油气首先占据具有最大空隙空间的构造凸起较高部位,加上后期多期充注叠加,使得凸起轴部油层厚度大,油气驱替地层水相对彻底,油气富集度高,驱替残留水较少(谭承军,2002)。

其后,在印支—喜马拉雅期油气运移过程中,注入点不断后退,一方面,随着埋深的增加油气生成、运移和充注的数量不断降低;另一方面则是泥岩压实程度增加,压实排出水数量减少,离心流能量减弱,导致伴随离心流水动力运移的油气数量和能量规模依次大幅度降低(楼章华等,2003,2005),造成后期成藏供烃严重不足;在油气注入点后退的过程中,油气驱替储层中地层水的能量、驱替程度和油气富集度不断降低。

因此,由塔河奥陶系油田的主体部位往南,缝洞系统中的驱替残留水逐渐增加,塔河油田南部,特别是下部鹰山组地层水分布较广,油气富集度相对较低。

4　油水分布及开发动态
塔河油田奥陶系油气藏是由不同压力系统和油水关系的缝洞单元体相互叠合连片形成的复杂油气藏。

油气藏具有多缝洞系统、多压力系统、多油水关系、多开发动态和多种流体(天然气、轻—重质油)并存的特征。

储层非均质性极强,油水分布规律十分复杂。

(1)背景储层缝洞发育程度不同
储集空间为大洞穴,但背景储层发育程度不同,背景储层不含水或弱含水的井如S48
2期朱　蓉等:
塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布图1　新疆塔里木盆地塔河油田构造位置图
(据中国石油化工股份有限公司西北分公司勘探开发研究院,2001,未刊资料)
1.盆地边界;
2.大断裂;
3.一级构造分区界线;
4.一级构造分区编号;
5.二级构造分区界线;
6.二
级构造分区编号;7.三级构造分区界线;8.三级构造分区编号;9.钻井;10.油气田(藏);Ⅰ.塔东
北坳陷区;Ⅱ.中央隆起区;Ⅰ1.库车坳陷:Ⅰ11.乌什坳陷;Ⅰ21.拜城凹陷;Ⅰ31.阳霞凹陷;Ⅰ2.沙
雅隆起:Ⅰ12.沙西凸起;Ⅰ22.雅克拉断凸;Ⅰ32.哈拉哈塘凹陷;Ⅰ42.阿克库勒凸起;Ⅰ52.草湖凹陷;
Ⅰ62.库尔勒鼻凸;Ⅰ3.阿瓦提断陷;Ⅰ4.顺托果勒隆起;Ⅰ5.满加尔坳陷;Ⅰ6.孔雀河斜坡
Fig .1　Tect onic units in the northern Tari m Basin,showing l ocati on of the Tahe O
ilfield
图2　塔河油田奥陶系油藏中地层水体赋存类型
Fig .2　Types of for mati on water occurrence in the O rdovician reservoirs of the Tahe O ilfield
1
32
地　质　科　学2008年
表2　塔河油田奥陶系地层水赋存类型及其化学—动力学特征
Table2　Types of for mati on water occurrence and corres ponding chem ical2dyna m ical
characteristics in the O rdovician reservoirs of the Tahe O ilfield
油田水类型简要说明
水体的化学—
动力学特征
含水率变化趋势
水体
能量
初步成因分析典型实例
洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水分布于奥陶系古岩
溶储层内部或周缘
小孔缝洞中。

在开
发过程中,随着储
层流体压力降低,
或在岩石围压的作
用下,岩石破裂形
成裂缝,洞穴周缘
驱替残留水与产层
沟通,流入井筒。

由于含水层相对致
密,只有在油层压
力降低到一定程度
后才会出水,因此
出水较晚
水体连通性较差。

不同储集空间水
体化学性质相似,
但也有差别。

小
孔洞中的水体浓
缩程度更高。

产
出水的矿化度、
Cl-浓度逐渐增
加
含水缓慢上升,逐
渐稳定,且有波动
特征;油井出水后
产液量、产油量迅
速降低;油、水持续
长时间同出
弱
油层内部或
周缘的相对
致密层段,孔
洞缝较少,连
通性较差,在
油气运聚过
程中不被或
没有完全被
油气驱替,形
成连通性差
的洞穴周缘
驱替残留水
S70井,T301井,
T402井,T443井,
T601井,T737井,
T750井,T758井,
TK311井,TK404
井,TK408井,
TK411井,TK413
井,TK458H井,
TK464井和
TK604井
洞穴底部油气驱替残留水高
含
水
分布于奥陶系古岩
溶储层洞穴底部。

依据含水程度,划
分为高含残留水和
低含残留水。

含水
程度一方面与孔洞
缝的形状及其组合
关系有关,另一方
面与油气的充注驱
替过程有关
水体连续,为一整
体。

水化学性质
比较一致。

产出
水矿化度、Cl-浓
度稳定或有小幅
度波动
开发过程中,随着
地层能量的降低含
水缓慢上升,逐渐
稳定,且有波动特
征,表现为油、水同
产。

高含水出水速
度快,容易水淹;低
含水出水速度慢,
也可能阶段性出
水,出水量有限,对
油井的开发影响不
大
较强
大的洞穴空
间被石油充
填,在油气运
聚过程中,洞
穴底部一些
连通性差的
孤立的小孔
缝洞内的水
可能未被油
气驱替,形成
洞穴底部驱
替残留水
T701井,T706
井,TK223井,
TK309井,
TK310井,
TK311井,
TK316井和
TK320井
　低
含
水
弱
S48井,TK407
井,TK409井,
TK410井和
TK466井
储层下部层间水分布于奥陶系古岩
溶储层下部。

油井
在开发初期,储层
下部层间水、底水
并不活跃。

随着压
差的加大,储层下
部层间水、底水可
能通过曲折的缝洞
系统流入井筒,逐
渐形成锥进,含水
上升较快
水体具有一定连
通性,不同储集空
间水体化学性质
相似的同时也有
差别。

产出水的
矿化度、Cl-浓度
较快速降低
能量较弱的局部层
间水,压降速度快,
一旦出水,含水上
升速度较快,但油
水同出。

能量强的
藏下底水,开发初
期不出水,一旦出
水,含水上升速度
快,容易水淹。

这
类油井需要:1)关
井压锥;2)对注采
井采取物理化学等
手段堵水;3)对油
层采取酸化压裂
较强
古岩溶发育
带下部,由于
孔洞缝组合
和连通性差,
在油气运聚
过程中,不被
油气驱替;油
气充满度不
够等多方面
原因,发育储
层下部层间
水,局部形成
藏下底水
S23CH井,T416
井,T615井,
T758井,T903
井,TK429井,
TK733井,TK735
井和TK1004井
井、S65井、TK410井和TK412井等,背景储层富含水的井如T443井、TK404井、T750井和T758井等。

因背景储层缝洞发育不一,油水分布与油藏开发动态特征有所不同,可区分出以下4种情况(分别见图3a、3b、3c和3d)。

1)大洞穴充满油,背景孔洞缝很不发育,含水很少。

在此类储层中钻遇的油井产能高且稳定,开采较长时间后见水,产水量少,含水率低且不稳定。

2)大洞穴充满油,背景孔洞缝较不发育,含水较少。

在此类储层中钻遇的油井产能
232
332
2期朱　蓉等:塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
高且稳定,开采较长时间后见水,产水量较少,含水率较低,较不稳定。

3)大洞穴充满油,背景孔洞缝较发育,含水较多。

在此类储层中钻遇的油井产能高且比较稳定,开采不久后见水,产水量较多,含水率较高,较稳定。

4)大洞穴充满油,背景孔洞缝发育,含水丰富。

在此类储层中钻遇的油井产能高且比较稳定,开采不久后见水,产水量多,含水率高且稳定。

(2)油气驱替程度不同
碳酸盐岩储层储集空间由大小不一的孔洞缝组成。

在原始状态,所有的孔洞缝均被水所饱和。

处于分散状态的油气向其中运移,逐步排驱原来饱和在孔洞缝中的水。

油气运移主要靠自身的浮力作为驱动力,首先在较大的洞穴顶部聚集,随着油气柱高度的增加(即驱动力的增加),油气进一步进入较小的孔洞中。

在这个过程中,油气藏中油气水的分布取决于油或气、水两相浮力(驱动力)与毛细管压力(阻力)的平衡结果(何更生, 1994)。

由于碳酸盐岩岩溶储层的非均质性和孔隙结构的复杂性,油气在运移驱替过程中,可能存在不少驱替死角,有些连通性差且孤立的小孔洞缝中的水未能完全驱替,使得油田内部含有一定数量的残留水。

在塔河油田,低含驱替残留水井如S48井、TK407井、TK409井、TK410井和TK466井等,高含驱替残留水井如T701井、T706井、TK223井、TK309井、TK310井、TK311井、TK316井和TK320井等。

油气驱替程度不同导致储集空间含油饱和度不同,即使背景储层发育程度相同,油水分布和产能也呈现不同特征,也可区分出4种情况(分别见图4a、4b、4c和4d)。

1)大洞穴油气驱替程度高,孔、洞和缝含油饱和度大,驱替残留水分布于连通性差的孔、洞和缝里。

在此类储层中钻遇的油井产能高且稳定,开采较长时间后见水,产水量少,含水率低且不稳定。

2)大洞穴油气驱替程度较高,孔、洞和缝含油饱和度大,驱替残留水分布于背景孔、洞和缝里。

在此类储层中钻遇的油井产能高且稳定,开采较长时间后见水,产水量较少,含水率较低,较不稳定。

3)大洞穴油气驱替程度较低,洞穴系统底部存在小范围驱替残留水,背景孔、洞和缝多数被水饱和。

在此类储层中钻遇的油井产能较低,一般开采不久见水,产水量较多,含水率较高,较稳定。

4)大洞穴油气驱替程度低,洞穴系统下部存在较大范围驱替残留水,背景孔、洞和缝普遍被水饱和。

此类油井产能低,开采即见水,产水量多,含水率高且稳定。

(3)储集空间大小不同
塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的缝洞发育规模,受控于多期断裂—裂缝—岩溶作用旋回,因而奥陶系油藏储集体的发育具有强烈的非均质性,不同部位缝洞发育程度不同,储集空间大小差异悬殊,其油水分布规律也不尽相同(康志江等,2005)。

大型洞穴系统分布于塔河岩溶主体部位,一般位于古岩溶残丘高地和储层发育较好的斜坡带,Ⅰ类储层发育广泛且厚度较大,储层岩溶作用比较强烈,钻井过程中一般具有钻具放空和井涌井漏等现象。

储层洞穴系统发育,小的孔洞缝分布于大洞附近,背景致密,孔洞缝很不发育,大的洞穴系统含油饱和度高,大洞底部和周边小的孔洞缝被水充填(图5a)。

天然能量充足,井口油压、套压高且稳定。

在此类储层中钻遇的油井基本直接
地　质　科　学2008
年
图3　背景储层中不同缝洞发育程度的
油水分布示意图
Fig.3　D istributi on of oil and water in fracture and cave
with different devel opment of backgr ound
reservoirs
图4　岩溶储层中不同油气驱替程度的
油水分布示意图
Fig.4　D istributi on of oil and water in karst reservoirs
with different dis p lace ment percentage of oil and
gas
图5　不同储集空间中的油水分布
Fig.5　D istributi on of oil and water in different reservoir sizes
即可投产,采油指数较高,初产也较
高,但生产压差并不大,稳产期长。

不
含水或含水很低,产出水主要是洞穴
底部和周缘少量驱替残留水。

水化学
性质较为稳定。

此类实例有S47井、
S48井、T401井、T402井、TK409井、
TK410井、TK412井和TK429井等。

中2小型洞穴系统分布于塔河岩溶
主体边缘或岩溶主体之间,一般位于
斜坡带或岩溶洼地,Ⅰ类储层局部发
育,厚度较小,或只有Ⅱ类储层而没有
Ⅰ类储层。

储层岩溶作用相对较弱,
钻井过程中一般无钻具放空和井涌井
漏等现象。

测井解释和岩心观察显
示,裂缝和孔洞较发育或不发育。

中型洞穴系统储层岩溶中等发育,层段较分散,一般呈多层层状分布,相对主干洞穴系统连通性好,且被油充填饱和,局部保存驱替残留水,下部次要洞穴系统较连通或连通复杂,但被水饱和(图5b,图5c)。

在此类储层中钻遇的油井一般通过酸压投产,采油指数相对较低,投产后产量中等或较低,生产压差相对较高。

天然能量一般,初期油压、套压较高,但压力下降较快,反映出地层能量得不到及时补充,油井天然能量不足。

稳产期短,产量递减较快。

含水较多,产出432
532
2期朱　蓉等:塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布
水主要是驱替残留水和下部层间水。

水化学性质不稳定。

此类实例有S65井、T403井、TK404井、TK407井、TK426井和TK464井等。

小型洞穴系统储层岩溶发育弱,局部层段分布,相对主要和连通性好的洞穴系统被油充填,相对次要和较连通或连通复杂的孔洞缝被水饱和(图5d)。

在此类储层中钻遇的油井必须进行酸压措施才出油,即使酸压出油,油井产量也较低,初始产量一般低于100t/d。

采油指数很低,生产压差较高。

油井天然能量不足,稳产期很短,产量递减快。

含水较多,产出水主要是驱替残留水和下部层间水。

水化学性质不稳定。

此类实例有S76井、S90井、T416井、T750井、TK223井和TK312井等。

5　结　论
(1)根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程和开发过程中产出水的化学—动力学响应,塔河油田奥陶系地层水赋存状态可以区分出3种类型: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。

(2)油气运移过程具有明显的“高速公路效应”,油气总是沿渗透性最好、阻力最小的路径运移。

当越来越多的石油注入圈闭时,随着彼此连通的石油细脉高度的增长,石油所产生的有效浮力逐渐加大,这个不断增加的浮力将克服较小充水孔隙的较大毛细管压力,致使石油向较小的孔隙充注并把其中的残余地层水驱替出去。

由于碳酸盐岩岩溶储层的非均质性和孔隙结构的复杂性,油气在运移驱替过程中,可能存在不少驱替死角,导致油气集中分布于大的洞穴系统中,在洞穴周缘小缝洞系统中及洞穴底部保留驱替残留水。

随着驱替程度的提高,驱替残留水饱和度降低,含油饱和度增加。

由塔河奥陶系油田的主体部位往南,缝洞系统中的驱替残留水逐渐增加,塔河油田南部,特别是下部鹰山组地层水分布较广,油气富集度相对较低。

(3)塔河油田奥陶系油气藏是由不同压力系统和油水关系的缝洞单元体空间相互叠合连片形成的复杂油气藏。

储层非均质性极强,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。

参考文献
陈强路,黄继文.2004.塔河油田油气输导体系与运聚模式.新疆石油地质,25(2):143—146.
Chen Q ianglu and Huang J i w en.2004.Hydr ocarbon conductive system s and m igrati on2accumulati on model in Tahe oilfield.
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