塔河六区奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞单元流体分布模式

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