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。

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1.1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。密集的储集体在平面上常与裂缝发育带有关，如背斜轴部（图1）；在层位上多集中在某些脆性层上，如纳溪气田的下二叠统。储集体平面和剖面上的形状都极不规则（图1的长园是近似的概括，图2也是概略地示意），以最大的纳33—43井储集体为例，它可能是以纳6井为主体的3～4个小储集体联合而成的（图2）。以纳6井为例，直井为干井，但侧钻的井底平距偏斜仅10m，钻具却放空2.25m 并获高产稳产。类似的高产井旁即为干井者屡见不鲜（图1）。这种孤立的小裂缝体（孔洞不发育）难以稳产，如纳21井初产气135.5×104m3，仅累计产气0.62×108m3就枯竭。各储集体间的含水状况相差很大：有的含水多（如纳33～44），有的含水少（如纳24），有的不含水，它们的气水界面高度相差可达650m；含水者可见边、底水，但有的储集体内上水下气，如纳47储集体。各储集体压力不一，有的压力系数1.9，属超高压，有的则属常压[7]。纳8井，1960年投产到1971年压力由20.6Mpa降到5Mpa,而相距仅600m的纳17井1971年投产时却仍保持20.96m的原始压力，表明储集体间的碳酸盐岩为极佳封堵体。某些储集体开采后，压力不但不降反而比初始压力略升（图3），这说明某些仅以喉道分隔的小储集体由于开采造成的压力变化被勾通了。可以认为，纳溪型即为塔河型初期的“雏型”，从它可以认识塔河油田巨大的不均一性。

1.2任丘型

表1 按储集体缝洞发育程度的分类比较

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图1 纳溪气田缝洞储集体平面分布图

图中储集体的形状为示意性的，实际应是不规则状，其中深色阴影为底水分布范围，数字为井号，亦可作储集体的代号；细实线为构造等高线，原图无注记；据参考文献[8]修改。

图2 纳溪气田沿背斜轴部二叠系部分层位的剖面图

图中数字为井号，所标与图1一致，钻井的加粗段表示高渗透性井段；

不规则曲线内为缝洞储集体，其内的虚线为气水界面；图上部细线为不整合面，

线之上为龙潭组，其下为阳新组三段1～3亚段;据参考文献[7]修改

图3 纳溪气田阳新组三段不同储集体地层压力与时间关系曲线

据参考文献[9]修改

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与纳溪型相比较，任丘型是岩溶发育高级阶段的代表。经历了多期，特别是老第三纪裂谷期作为隆起山区时，侵蚀和相应的岩溶作用发育的相当充分，不仅易溶层充满了溶蚀孔洞，而且沿不同级别的裂缝和断层发育的岩溶缝洞已经把各层间充分地连通，因而其储集性能好，且其中的流体性质、压力相对的均一。这样的储集体含油高度可达数百米。由于内部发育不完全的隔层（它对采油有一定的影响），局部层段不含油，因而其形成的油藏与典型的块状油藏还有所差别，应称为似块状油藏。

与之相近的是威远型，其岩溶发育程度比任丘稍差。储集体主要沿一个特定的裂缝发育的易溶层发育，但各层间被大量的裂缝所连通，因而无论从原始状态还是开采中都有统一的气水界面（图4）。

1.3塔河型

作为上述两个端元类型的中间型，塔河型具有他们二者间的过渡性。岩溶缝洞的进一步发展使邻近的储集体连通而规模增大。储集体内缝洞发育使钻具放空和井内液体大量漏失成为常见现象（沙48井漏失泥浆达2318m3）。储集体中仍有少量是孤立的，使产量下降较快。取得工业油流井占钻井的75.9%，但却有9.8%的井不能稳产（表2）。在这些孤立的储集体间仍有体积不小的非渗透体（碳酸盐岩基质），因而在未酸压改造前有相当高的干井率，即使在塔河油田，仍可达60%，在塔中4这样的高产区块，未经酸压直接投产的井仅占生产井的17.6%（到2001年1月底的统计）①。

图4 威远气藏纵剖面图

1-孔隙；2-裂缝；3-溶洞；4-目前气水界面；5-原始气水界面；6-泥岩；7-目前地层压力；

据参考文献[7]修改

①谭承军、靳佩、毛欠儒，2001年，塔河油田4区奥陶系油藏见水井水动态分析。

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表2 塔河油田不同产油类型钻井对比表

量>150m3/d,以后大致稳定,不稳产井指初测或酸压后可获工业油流,但含水上升快、产量迅速减小。

储集体间的连系也比纳溪型的密切，表现在基质内已经有许多微小裂缝，甚至有的裂缝已将两个储集体基本勾通，仅有某些喉道闭锁或堵塞。当某一储集体被开采或因其它原因流体散失时，因压力降低而使喉道张开，使相邻储集体与之连通（某一储集体被流体充注压力升高时也会出现类似情况）。这使采油时能量可不断得到补充，压力下降很缓，甚至出现短期的回升。当实施酸压改造时，这些微裂缝可被压开、延长，使若干微裂缝逐步相连而使之与相邻的储集体被勾通。这种裂缝发育不均一而形成的储集体间不完全连通或接近连通的状况正是该类型储集体的特点，也构成了酸压改造后干井和低产井获得高产稳产的地质基础。从已施工的情况推算，成功的酸压可影响200m左右范围内的连通性。显然，如果没有先存的微裂缝则不能达到勾通附近储集体的目的，酸压后仍为干井[6]。

正因为它是从纳溪型的孤立储集体逐渐连通发展而来，所以也就继承了储集体间流体性质的差异性并可因后期改造及多期成藏的不同而使这种差异性增大。不同储集体油、气、水的相对比例，三者的界面位置，原始地层压力，特别是油（气）的具体组份和物性均可有较大不同（表3）。以塔河油田含水状况而论，有的可能不具底水或底水体积很小，见水者水的性质亦有相当差别（表4），见水的深度（以测试段中部计）从井深5340m（S78井）到5959m（S74井）、高差达619m。至于水质的变化，也受后期地表水混合中的不均一性有关。阿克库勒地区（包括塔河奥陶系）的地层水为典型的非海相成因非浓缩成因的溶滤成因水，是经淡水混合的产物[10]。显然，在后期的改造作用下，各种流体（油、气、水）对已形成的油藏影响的不均一性，加大了原生油藏不同储集体间流体性质的差异性。总之，塔河油田碳酸盐岩油藏内部的复杂性是一般的碎屑岩层、块油藏所难以比拟的。原油受后期氧化水洗影响越大，油质越重（如塔河6区

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