Question

塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油藏储层连通性与缝洞单元发育特征

Answer 1

牛永斌¹ 钟建华² 王培俊³ 单婷婷¹ 毛 毳²

（1.河南理工大学资源环境学院，河南 焦作 454000； 2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266555； 3.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

基金项目：国家重大基础研究规划项目（项目编号：2011CB201001）及国家油气重大专项部分成果（项目编号：2008ZX05014 - 002-002HZ）

作者简介：牛永斌，男，博士，讲师，从事沉积学方面的教学与科研工作。Email：niuyongbin＠hpu.edu.cn。

摘 要：利用压力系统分析法、类干扰试井分析法和示踪剂测试分析法对塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油 藏储层连通性进行了研究。结果表明：研究区上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性相对较好，研究区 南部井间连通性相对较差，而研究区西南部由于受南北向深大断裂的控制，Tk222-Tk230、Tk222-Tk252、 Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452各井组间连通性较好。在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体 性质、储集体连通性的基础上，应用研究区奥陶系 顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然 边界条件，参考油藏动态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，把研究区奥陶系碳酸 盐岩油藏共划分为15个缝洞单元；上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区缝洞单元内部缝洞匹配较好、连通性较好 的区域油井产量相对较高；研究区南部缝洞单元内部缝洞匹配较差、连通性较差的区域油井产量也较低。

关键词：塔河油田；奥陶系；碳酸盐岩；连通性；缝洞单元

Reservoir Connectivity and Characteristics of Fracture-vug Unit of Ordovician Carbonate Rocks Oil Pools in Block 2 of Tahe Oilfield

Niu Yongbin¹，Zhong Jianhua²，Wang Peijun³，Shan Tingting¹，Mao Cui²

（1.College of Resources ＆Environment，Henan Polytechnic University，Jiaozuo 454000，China； 2.School of Geosciences of China University of Petroleum，Qingdao 26655，China； 3.PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China）

Abstract：By using the methods of Pressure system analysis，well test analysis of interference and Tracer testing analysis，the reservoir connectivity of Ordovician Carbonate rocks oil pools in block 2 of Tahe oilfield were studied.The resuls show that drilling connectivity near the pinch outlines of Upper Ordovician and northward was better and drilling connectivity in the south of research area was poorer，but the drilling connectivity between Tk222-Tk230、Tk222- Tk252、Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452 were better because of north-south deep fault control.Based on the knowledge of well history，the application of dynamic producing data and important changing event of production operation and tracer test data，this paper carried out the connectivity analysis to inter well-groups of research area.According to the synthesis of fracture-cave distribution，the pressure system of strata and reservoir connectivity，referring to the karst topography of T74 top surface and dynamic producing data of Ordovician reservoirs，the research area was divided into 15 units of fracture-cave so that the dynamic research of following development would be more convenient.The matching of fracture- cave was better near the pinch outlines of Upper Ordovician and inside the fracture-cave unit of the north denuded zone，the well yield was higher in the area that had good connectivity.The matching of fracture-cave was worse inside the fracture-cave unit of the south，and the well yield was lower in the area that had worse connectivity.

Key words：Tahe oilfield；Ordovician；Carbonate Rocks；Connectivity；Fracture-vug unit

储层连通性是油藏开发过程中表征储层连通效果的一个参数^［1］。它和产能关系密切直接影响生产 层位是否受效，进而影响油井生产，同时也就反映出注水是否达到效果，同时也可以间接反映出剩余油 的分布状况^［2～6］。缝洞单元是碳酸盐岩油藏内由相同的构造、断裂-岩溶作用旋回形成的，以断裂或溶 蚀界面为边界，由裂缝网络相互串通，由溶孔、溶洞组合而成的多个孤立或孔隙连通的流体连通单元。同一单元内部的流体互相连通，流体性质一致，具有统一的压力系统和相似的水体能量特征、相近或相 似的储渗及开发动态特征，在生产中可作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位^［7～11］，因此缝洞单元的确定对油藏开发方式的选择具有重要意义。本文利用地层压力、类干扰分析和示踪剂定 性研究塔河油田2区奥陶系油藏钻井之间的连通性；在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系 统、流体性质、储层连通性的基础上，应用研究区奥陶系 顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼 地等确定自然边界条件，参考油藏动态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，对研究区奥陶系进行了缝洞单元划分和发育特征分析。

1 区域地质概况

图1 研究区地理位置图

塔河油田二区位于塔河油田的东南部，北纬41°14′4″～41°18′39″，东经83°51′56″～84°3′41″之间（图1），处于岩溶残丘到岩溶洼地的斜坡带上，面积74.6km²。自2000年在塔河油田2区奥陶系部署了 S77井、S79井2口预探井，获得了高产油气流，揭开了研究区奥陶系碳酸盐岩油气藏勘探的序幕。到 2009年10月，研究区共完钻79口井，其中直井59口，侧钻井20口，地质勘探储量4336×10⁴ t，采油 井共计50口，开井45口，日产液水平1661.9t/d，日产油水平796.4t/d^［12］。

研究区奥陶系各组多为碳酸盐岩沉积物，地层自下而上分别为蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、恰尔巴 克组、良里塔格组和桑塔木组。各组的岩性组合和沉积序列明显不同。蓬莱坝组以白云岩和灰质白云岩为 主，鹰山组以云斑灰岩、微晶灰岩和灰质白云岩 为主，一间房组以云斑灰岩、鲕粒灰岩和生物碎 屑灰岩为主，恰尔巴克组以泥质灰岩和瘤状灰岩 为主，良里塔格组以微晶灰岩和生物碎屑灰岩为 主，桑塔木组则以灰质泥岩、泥质灰岩和灰质粉 砂岩为主。

研究区奥陶系碳酸盐岩储集空间形态多样，大小悬殊，分布不均。根据岩心、薄片及扫描电 镜等观察结果以及工程录井、测井等资料所确定 的储集空间按成因、几何形态可划分为孔（残留 孔、粒内孔、格架、溶蚀孔、晶间孔、铸模孔）（图版Ⅰ-A，B，C，D，E，F，G，H）、缝（构 造缝、风化缝、溶蚀缝、压溶缝）（图版Ⅰ-Ⅰ，J，K，L）和洞（溶蚀洞）（图版Ⅰ-M，N）三大 类。这些储集空间的连通性及由其构成缝洞单元的划分对研究区奥陶系油藏的开发方式和开采手段的选 择具有重要影响。

2 储层连通性

研究区奥陶系碳酸盐岩油藏储层连通性分析主要采用压力系统分析法、井间类干扰分析法和示踪剂 分析法。

2.1 压力系统分析法

压力系统分析是判断井间连通性的重要依据，也是最直接的方法之一^［13］。根据研究区钻孔测压结果 发现Tk222-Tk230（压力计深5500m，2008年12月测压）和Tk235-Tk242（压力计深5493.54m，2005 年10月测压）两组钻井在相同深度压力相等，且具有同步变化的特征，故可判定两组钻井内部连通。

2.2 类干扰试井分析法

井间干扰试井法连通性分析是通过激动井改变制度，在另一口油井或数口观察井中通过高精度压力 计接受干扰压力反应，进而研究激动井和观察油井之间的地层参数［14，15］。在熟悉研究区井况和井史的 基础上，从研究区完钻79口井中优选出39对油井进行类干扰分析。下文选择典型的几组油井在生产工 作制度变更的条件下进行类干扰连通性分析研究。

2.2.1 Tk219—Tk210类干扰连通性分析

（1）激动井Tk219井酸压对观察井Tk210井的影响。在对Tk219-Tk210井组类干扰连通性分析 时，选择Tk219井作为激动井，该井在2003年9月7日和11月22日分别对奥陶系下统鹰山组5610～ 5660m井段和5554～5587m井段进行了酸压改造。从Tk210井2003年9月7日—10月7日和11月15 日—12月15日的生产曲线上可以看出（图2，图3），在2003年9月7日和11月22日以后有一个明显 的波动，说明激动井Tk219井的酸压事件对观察井Tk210井的产油量和产液量有影响。

图2 Tk210井2003年9月7日—10月7日生产动态曲线图

（2）激动井Tk219井更换油嘴对观察井Tk210井的影响。激动井Tk219井在2004年6月27 日油嘴由5mm更换为4mm，从观察井Tk210井2004年6月20日—7月30日的生产曲线可以看 出，在2004年6月27日之后两天内Tk210井产量有一个明显的提升。在2004年7月20日这一 天激动井Tk219井油嘴由4mm更换为5mm，观察井Tk210井产量有一个明显的下降（图4），说 明激动井更换油嘴事件对观察井Tk210的生产有影响。综合上述井组间酸压和更换油响应特征认 为井组Tk219-Tk210间是连通的。

2.2.2 Tk223—Tk315类干扰连通性分析

（1）激动井Tk223投产对观察井Tk315井的影响。在对Tk223—Tk315井组类干扰连通性分析时，选择Tk223井作为激动井，以Tk315井作为观察井。激动井Tk223井在2003年11月28日酸压后投产，从观察井Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线上可以看到（图5），该井在11 月28日后两天产油量和产液量有一个明显的下降趋势。激动井Tk223井在2003年12月22日油嘴由投 产时的6mm更换为4mm，从观察井Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线上可 以发现，该井在2003年12月22日产油量和产液量有一个明显的上升，说明激动井Tk223井的更换油 嘴事件对Tk315井的生产是有影响的。

图3 Tk210井2003年11月15日—12月15日生产动态曲线图

图4 Tk210井2004年6月20日—7月30日生产动态曲线图

图5 Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线图

（2）激动井Tk223关（停）井对观察井Tk315的影响。激动井Tk223井在2004年1月16日和 2004年3月1日关井停修，从观察井Tk315井2004年1月10日—3月30日的生产动态曲线可以看出在 2004年1月16日和3月1日前后产油量和产液量都有明显增加（图6），说明激动井Tk223井的关（停）井事件对观察井Tk315具有影响。综合上述观察井Tk315对激动井Tk223投产和关（停）井事件 响应特征的分析，认为该井组间连通。

图6 Tk315井2004年1月10日-2004年3月30日生产动态曲线图

按照上述类干扰钻井间连通性分析的思路，将这种分析方法推广应用到整个研究区，得区内井间连 通性分析结果如表1所示。

表1 研究区类井间连通情况统计

2.3 示踪剂测试连通性分析

井间示踪剂监测技术是一种用于油田开发动态监测的重要手段［16］。其基本原理是参照监测井组的 有关动静态资料，设计监测方案，选择合适的示踪剂，在监测井组的注水井中投加示踪剂，按照制定的 取样制度，在周围生产油井中取样，在特定实验室进行分析，获取样品中的示踪剂含量，同时绘制出生 产井的示踪剂采出曲线，通过综合分析监测井组的示踪剂采出曲线和动静态等相关资料，最终得到注入 流体的运动方向、推进速度、波及情况等信息，根据这些信息分析井间的连通性。通过对研究区 Tk221、Tk222、Tk223和Tk315井组示踪剂跟踪检测信息的统计，得出研究区示踪剂检测结果如表2 所示。

表2 研究区示踪剂检测结果统计

3 缝洞单元发育特征

缝洞单元是一个相对独立的油气藏，具有独立的油气水系统和不规则形态。内部的流体互相连通，流体性质一致，具有统一的压力系统和相似的水体能量特征、相近或相似的储渗及开发动态特征，在生 产中可作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位［17］。它常具有以下特征：

（1）一般碳酸盐岩缝洞单元自成封闭体系，相当于一个小油藏。具有独立的压力系统和油水界面。同一个缝洞单元内的油井在投入开发初期具有统一的压力系统和油水界面。在开发过程中缝洞单元内油 井之间的压力变化及油水界面的变化具有相关性。

（2）缝洞单元内油井开采既有共性又有差异性。同一缝洞单元内虽有相似的流体性质、水体能量，但在开发动态上随油井位于缝洞单元的位置不同有明显差异。钻遇缝洞单元内缝洞发育区，油井高产稳 产；而钻遇缝洞单元的缝洞发育体的塌陷边缘区，油井产量相对低产。也就是说缝洞单元内部仍是一个 非均质体［18］。

根据缝洞单元的定义和特征结合研究区缝洞的平面分布和垂向上的组合关系，制定了研究区奥陶系 油藏缝洞单元划分的6条原则：

1）缝洞组合储集体是缝洞型油藏最基本的缝洞单元，同一缝洞组合属于同一缝洞单元。

2）同一缝洞单元具有相对一致的压力系统或压力变化趋势。

3）同一缝洞单元内流体性质或变化特征相似。

4）已经证实连通和潜在连通性可能较大的钻井划分为同一个缝洞单元。

5）同一个岩溶构造位置，具有相同或相似的生产变化，在平面上可按现今岩溶地貌的岩溶冲沟、 断崖、岩溶洼地等确定缝洞单元的自然边界。

6）缝洞单元的划分要有利于油藏的开发动态研究。

在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体性质、储集体连通性的基础上，应用研究 区奥陶系T47顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然边界条件，同时参考油藏动态生产 资料，把相邻产量均高产的油井作为划分同一缝洞单元的参考条件，以利于研究区奥陶系油藏后续开发 动态研究为目的，对研究区奥陶系进行了缝洞单元划分，结果如图7。从缝洞单元划分结果图上可以看 出研究区共划分为15个缝洞单元，上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性较好，且缝洞单元内 部缝洞匹配较好，故油井产量相对较高；而研究区南部井间连通性较差，且缝洞单元内部缝洞匹配也较 差，故南部油井产量也相应较低。

图7 研究区奥陶系缝洞单元平面分布图

4 结论

（1）利用压力系统分析法、类干扰试井连通性分析和示踪测试连通性分析发现：研究区上奥陶统 尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性相对较好，研究区南部缝洞单元内部连通性相对较差，而研究区西 南部由于受南北向深大断裂的控制，Tk222-Tk230、Tk222-Tk252、Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452各 井组间连通性较好。

（2）在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体性质、储集体连通性的基础上，应 用研究区奥陶系T47顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然边界条件，同时参考油藏动 态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，把研究区共划分为15个缝洞单元； 上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区缝洞单元内部缝洞匹配较好、连通性较好的区域油井产量相对较高； 研究区南部缝洞单元内部缝洞匹配较差、连通性较差的区域油井产量也较低。

参考文献

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图版说明

图版Ⅰ-A 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-B 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-C 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-D 奥陶系云斑灰岩中白云石晶体间的晶间孔（Tk209井，5550.39m）；

图版Ⅰ-E 奥陶系生屑灰岩中的粒内孔（S79井，5590.83m）；

图版Ⅰ-F 奥陶系泥晶灰岩中的生物铸模孔（Tk209井，5550.89m）；

图版Ⅰ-G 奥陶系生物碎屑灰岩扫描电镜下的格局孔（T452井，5575.29m）；

图版Ⅰ-H 奥陶系泥晶灰岩扫描电镜下的方解石晶体表面溶蚀格局孔（T452井，5575.29m）；

图版Ⅰ-I 奥陶系白云质灰岩中的构造破裂缝（S79井，5695.70m）；

图版Ⅰ-J 奥陶系泥晶灰岩沿构造微裂缝发生溶蚀形成的溶蚀缝（S77井，5711.40m）；

图版Ⅰ-K 奥陶系泥晶灰岩中的风化破裂缝（T313井，5469.63m）；

图版Ⅰ-L 奥陶系泥晶灰岩薄片上的缝合线（S77井，5586.22m）；

图版Ⅰ-M 奥陶系岩心上岩溶角砾灰岩，揭示溶洞的存在（S77井，5548.24m）；

图版Ⅰ-N 为图Ⅰ-M的偏光显微镜照片，溶洞充填部分发生白云石化，具有很好的储集性能（S77井，5548.24m）。

图版Ⅰ

国际非常规油气勘探开发（青岛）大会论文集