塔河油田六区奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究

论文摘要

塔河油田奥陶系油藏是经多期构造破裂与古风化岩溶共同作用形成的、以灰岩岩溶为主控因素、以溶蚀缝洞为主要储集空间的复杂缝洞型碳酸盐岩油藏,碳酸盐岩基质基本不具有储渗意义,只能作为有效储集空间的封堵体,分隔各类储集空间。储集空间的分布受裂缝、地层分布、古地形、地貌、气候以及后期埋藏历史等因素影响,具有相当的随机性,表现为裂缝溶洞的不规则形态和不均匀分布。储集层大都位于5300m以下,加之油藏在形成过程中因受烃源岩不同阶段成熟～排烃期次影响而经历了多次运移～充注过程,故流体在纵横向上的分布极为复杂。其开发实践表明,虽然目前探明储量较高,但由于不能有效控制含水率的上升,造成相当数量油井的产量年递减率过大,开发效果较差,目前开采技术条件下油田采收率较低。油井见水、含水上升导致的产能下滑是油藏整体开发效果较差的最主要原因,因此,搞清楚水的来源、水的性质、油水分布特征是采取控水稳油措施以保持油田较长时间稳产、提高油田开发效果的关键。以塔河油田六区为例,深入的开展塔河奥陶系碳酸盐岩油藏油水分布特征研究,对于该油藏的合理高效开发具有重要的的理论和现实意义。以岩溶地质学理论、测井解释理论、地震储层预测理论、油藏工程理论等为指导开展研究。在对工区岩溶储层发育控制因素研究的基础上,开展了碳酸盐岩岩溶储层储集特征的研究,对岩溶储层储集空间类型和储层类型进行了划分,认为有效储渗空间归为孔隙、裂缝、孔洞三大类,其中大型溶蚀孔洞是最主要的储集空间,将本区下奥陶统碳酸盐岩储层划分为三类,即:Ⅰ类溶洞型、Ⅱ类裂缝—孔洞型、Ⅲ类裂缝型储层,其中,Ⅰ类溶洞型储层的储集性能最好。从溶洞纵向分布特征、平面分布规律,大小,充填特征等方面对溶洞储层发育特征进行了研究,认为,塔河油田六区溶洞整体比较发育;溶洞与古地貌和裂缝、断裂的发育程度密切相关,平面上洞穴多分布在断裂带、强构造变形区;无论加里东中晚期还是海西早期的岩溶洞穴,在恢复（近似）当期古地貌后,区域上具有明显的层状展布特征;纵向上,六区的溶洞主要发育在鹰山组顶面以下0～100m范围内,随着深度的增加,钻遇溶洞的机率在减少。利用岩溶研究成果,根据塔河油田六区奥陶系油藏古岩溶地貌大体呈现为NNE向展布的二高三低的特征,将塔河油田六区划分为5大缝洞系统,其中处于岩溶高部位的Ⅱ和Ⅳ缝洞系统储集体发育,是油减产量的主力区域;其间相对低部位的Ⅰ、Ⅲ和Ⅴ缝洞系统储集体发育较差,产能低。依据地层压力,流体性质,井间干扰信息,油井见水及含水上升特征等,结合六区岩溶、储集体预测和生产动态综合研究,在5个缝洞系统划分的基础上划分了30个各类缝洞单元,其中2口以上井控制的缝洞单元9个,单井控制的缝洞单元21个。选择了2个典型的单井控制缝洞单元和1个典型多井控制缝洞单元,运用地震、测井、钻录井、地质综合分析、测试等资料判定了每口井钻遇储层的类型,确定了各缝洞单元的储层特征。对研究区不同产能（见水前）油井的见水特征、含水上升规律及生产动态特征进行了分析,在此基础上结合油井的储层地质特征、水分析结果、储层地震反射特征研究,建立起各类典型缝洞单元的油水分布模式。认为,六区奥陶系油藏的水体赋存状态有三类:第一类,奥陶系鹰山组地层定容性溶洞内的洞底残余水;第二类,奥陶系鹰山组储集体内通过裂缝与深部蓬莱坝组白云岩含水层沟通的水体;第三类,深部蓬莱坝组白云岩储层的水体。单井控制缝洞单元并非都是封闭定容体,还存在与深部水体沟通的类型,其与多井控制缝洞单元的区别在于储量规模小。从塔河油田奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型储层发育状况来看,奥陶系灰岩储层系统在5650m之下存在大规模底水的可能性不大,因此,前人提出的六种油水关系模式在生产动态上的表现本质上是同一种油水分布类型—封闭定容体。对各典型缝洞单元采用现场统计资料法、测井解释法初步预测了原始油水界面;在对生产测井等资料的统计分析的基础上,研究了多井控制缝洞单元现今油水界面特征。从本次选取的各缝洞单元原始油水界面情况看,最深的S66-TK604单元油水界面深度在5762m之下,可以确定的油水界面最浅的TK618缝洞单元深度为5566m,二者相差至少196m,说明六区各缝洞单元不具有统一的油水界面。目前,缝洞单元各油井出水顶界深度与溶洞发育深度基本吻合,说明出水部位主要在溶洞发育段,而与构造高低关系不密切;无水采油期与溶洞发育深度关系不密切,见水时间长短关键在于采油强度及油水之间的连通程度;在油藏（缝洞单元）投入开发后,由于各井与水体连通程度的差异,溶洞发育的部位不同,导致水窜的高度也不一致,因此,缝洞单元内目前没有统一的油水界面,其油水界面也不象砂岩一样整体抬升。针对具有不同储层特征和油水分布特征的各类典型缝洞单元,提出了合理的开发方式和稳油控水措施建议。认为,缝洞单元的储层特征和水体赋存状态共同决定了油藏开发的动态变化规律,对缝洞单元的储层特征和油水分布特征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政策的基础。

论文目录

• 摘要
• Abstract
• 目录
• 第一章 引言
• 1.1.选题依据及研究意义
• 1.2.研究现状及存在问题
• 1.2.1 研究现状
• 1.2.2 存在的主要问题
• 1.3.主要研究内容与研究思路
• 1.3.1 课题来源
• 1.3.2 主要研究内容
• 1.3.3 研究思路
• 1.4 完成的主要工作量
• 1.5 主要成果和认识
• 第二章 油藏地质特征
• 2.1 工区概况
• 2.1.1 地理位置
• 2.1.2 构造位置
• 2.2 地层层序及沉积特征
• 2.3 构造特征
• 2.3.1 断裂与局部构造
• 2.3.2 裂缝发育特征
• 2.3.3 古地貌恢复与岩溶特征研究
• 2.3.4 岩溶储层发育的控制因素
• 2.4 储层特征
• 2.4.1 储层岩石学特征
• 2.4.2 储集体特征研究
• 2.5 流体特征
• 2.5.1 地面流体性质
• 2.5.2 地层原油性质
• 2.5.3 温压系统
• 第三章 溶洞发育规律与缝洞单元划分
• 3.1 溶洞发育规律
• 3.1.1 溶洞储层发育特征
• 3.1.2 溶洞纵向分布特征
• 3.1.3 溶洞储层平面分布规律
• 3.1.4 溶洞的大小
• 3.1.5 溶洞的充填特征
• 3.2 研究区缝洞单元划分
• 3.2.1 缝洞系统划分依据及结果
• 3.2.2 缝洞单元划分依据及结果
• 第四章 典型缝洞单元储层特征与类型划分
• 4.1 典型单井缝洞单元储层特征与类型划分
• 4.1.1 TK618—TK618CH缝洞单元
• 4.1.2 TK433缝洞单元
• 4.2 典型多井缝洞单元储层特征与类型划分
• 4.2.1 S66井
• 4.2.2 TK604井
• 4.2.3 S88井
• 4.2.4 TK628井
• 4.2.5 TK653井
• 4.2.6 TK627井
• 4.3 典型缝洞单元储层平面展布特征
• 第五章 典型缝洞单元油水分布特征
• 5.1 典型单井缝洞单元油水分布特征
• 5.1.1 TK618—TK618CH缝洞单元油水分布特征
• 5.1.2 TK433缝洞单元油水分布特征
• 5.2 典型多井缝洞单元油水分布特征
• 5.2.1 S66—TK604缝洞单元生产动态特征
• 5.2.2 S66—TK604缝洞单元见水及含水上升特征
• 5.2.3 S66—TK604缝洞单元水样分析结果
• 5.2.4 S66—TK604缝洞单元油水分布模式
• 5.2.5 S66—TK604缝洞单元油水界面分析
• 5.2.6 油井见水原因及稳油控水措施建议
• 结论与建议
• 结论
• 建议
• 致谢
• 参考文献
• 附图
• 附表