塔里木盆地北部奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲層無水采油期影響因素探討

王珍珍，劉瑞林，肖紅琳（長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院，湖北 荊州434023）

塔里木盆地北部奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲層無水采油期影響因素探討

王珍珍，劉瑞林，肖紅琳（長江大學(xué)地球物理與石油資源學(xué)院，湖北 荊州434023）

碳酸鹽巖儲層無水采油期的長短對實現(xiàn)油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)具有重要的意義。油井一旦見水其含水上升變快，生產(chǎn)能力就會下降，油井無水期的產(chǎn)能將直接影響油井開發(fā)效果。從不同角度分析了塔里木盆地北部地區(qū)碳酸鹽巖縫洞儲層油井無水采油期的相關(guān)影響因素，對該區(qū)多口生產(chǎn)井的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)研究表明，油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸纫约坝退缑嬷嫌蛯雍穸鹊纫蛩嘏c無水采油期的長短相關(guān)聯(lián)，這2個數(shù)值越大，無水采油期越長。因此，可以用研究區(qū)各井距風(fēng)化殼頂?shù)纳疃群陀退缑嬉陨嫌蛯雍穸戎底龅戎稻€疊合圖，確定研究區(qū)的有利開發(fā)區(qū)域。

無水采油期；碳酸鹽巖；油水界面；風(fēng)化殼頂；油層厚度

對于無水采油期的相關(guān)研究表明，無水采油期的確定對于改善注水開發(fā)油藏的開發(fā)效果、實現(xiàn)控水穩(wěn)油、提高水驅(qū)采收率有著重要的意義［1］。前人對砂巖邊底水油藏的無水采油期做了大量的研究，并得到了一些求取砂巖油藏見水時間和無水采收率的方法［2～6］，但對于碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶類油藏的無水采油期研究則較少，主要是由于勘探開發(fā)前期對縫洞型儲層流體性質(zhì)識別存在困難，由此帶來的問題是劃分不出油水界面。在運用測井資料劃分塔里木盆地北部輪古和塔河兩個地區(qū)多口井的油水界面和分析奧陶系碳酸鹽巖縫洞型儲層生產(chǎn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，得出影響碳酸鹽巖風(fēng)化殼巖溶類油藏?zé)o水采油期長短的2種主要因素，即油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸燃坝退缑嬷嫌蛯雍穸龋⒖偨Y(jié)了這2種影響因素與無水采油期的對應(yīng)關(guān)系。筆者也嘗試利用油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸群陀退缑嬷嫌蛯雍穸鹊寞B合圖來預(yù)測研究區(qū)的有利開發(fā)區(qū)域。

1 無水采油期的影響因素

塔里木盆地北部的塔北古隆起從加里東中－晚期形成凸起雛形，到海西早期受區(qū)域性擠壓抬升形成向西南傾伏的北東向展布的大型鼻凸。在長期的抬升暴露風(fēng)化剝蝕過程中，凸起部分地區(qū)缺失志留系－泥盆系－石炭系及中上奧陶統(tǒng)，下奧陶統(tǒng)也遭受了不同程度的剝蝕。長期的風(fēng)化淋濾，加之多期基準面升降和構(gòu)造裂縫的發(fā)育，形成了非均質(zhì)性極強的碳酸鹽巖縫洞系統(tǒng)，后經(jīng)上覆地層不整合覆蓋便形成了現(xiàn)今大量的深層風(fēng)化殼巖溶儲層［7］。奧陶系油氣藏的主要含油段多集中于 “地表巖溶帶”和 “潛流巖溶帶”兩個部位，是由多個縫洞體在空間上疊合形成的復(fù)合油氣藏，油井均高產(chǎn)，但產(chǎn)量存在明顯差異［8］。根據(jù)目前流體性質(zhì)識別取得的進展?劉瑞林，劉興禮.輪古中部地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲層流體性質(zhì)評價及老井資料精細處理.塔里木油田公司研究報告，2011.劃分了油水界面，對塔里木盆地北部地區(qū)奧陶系一間房組和鷹山組的風(fēng)化殼縫洞型油藏?zé)o水采油期的影響因素進行了分析。

1.1 油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸?/h3>

塔里木盆地北部奧陶系縫洞型油氣藏的油水關(guān)系比較復(fù)雜，不同井位油水的分布規(guī)律也不相同。利用常規(guī)方法（包括現(xiàn)場資料統(tǒng)計法、實驗室測定法以及其他的間接計算法等［9，10］）確定油水界面難度很大，奧陶系油藏直接鉆遇水體的井很少，特別是縫洞單元中一些沒有直接鉆遇水體的井，因此獲得的水體壓力資料極其有限。該次研究的油水界面根據(jù)常規(guī)測井資料計算的視地層水電阻率、成像資料計算的視地層水電阻率分布譜特征劃分。圖1是LGX3井鷹山組5080～5280m井段測井資料劃分油水界面的一個例子。由圖1可見，該井5093～5255m井段常規(guī)測井資料計算的視地層水電阻率的值比較大，曲線的波動性也比較大，該段成像資料計算的視地層水電阻率分布譜峰值較大，向視地層水電阻率值增大的方向偏移，分布區(qū)間較寬，視地層水電阻率均值和方差值較大，顯示為油氣層的特征；5255～5280m井段常規(guī)測井資料計算的視地層水電阻率的值較小，曲線的波動性也較小，且深、淺電阻率明顯減小，該段成像資料計算的視地層水電阻率分布譜峰值較小，分布比較窄，視地層水電阻率的均值和方差值均較小，顯示為水層的特征。由常規(guī)視地層水電阻率和成像視地層水電阻率分布譜推斷該井的油水界面在5255m左右。

圖1 LGX3井鷹山組5080～5280m井段測井資料劃分油水界面圖

塔里木盆地北部輪古和塔河兩個地區(qū)各井的無水采油期以及各影響因素統(tǒng)計如表1所示，可以看出，油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸扰c相應(yīng)井的無水采油期及無水采油量相關(guān)。原因是該厚度大，相應(yīng)儲層段距底水遠，只有當(dāng)縫洞型儲層中的油氣采空一部分后才開始出水；表1中兩個地區(qū)油井的油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸却笮∨c無水采油期長短都有大致正比的關(guān)系，即無水采油期隨著油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)纳疃鹊脑龃?，有逐漸變長的趨勢。如輪古地區(qū)的LGX1井油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸葹?1m，無水采油期為16d；LGX2井油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸葹?34m，無水采油期增加到了25d；而LGX3井油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸葹?62m，無水采油期則增加到了56d。

表1 無水采油期以及各影響因素統(tǒng)計表

1.2 油水界面之上油層的厚度

油層的厚度實際上反映的是單位面積內(nèi)儲量的大小，油層厚度越大，可采油量越大，也就意味著在日產(chǎn)量相同的情況下，油層厚度越大，無水采油期就會越長，從表1中同樣也可以看出該趨勢。如塔河地區(qū)的TKX1井油水界面以上油層的厚度為9m，無水采油期為97d；TKX2井油水界面以上油層的厚度為42m，無水采油期增加到了503d；而TKX3井油水界面以上油層的厚度為71.5m，無水采油期則增加到了1417d。

綜上所述，油水界面距風(fēng)化殼頂?shù)暮穸纫约坝退缑嬷嫌蛯雍穸榷际菬o水采油期的影響因素。

除以上因素之外，無水采油期及無水采油量的多少還與油嘴的大小、儲集體的發(fā)育程度展布及孔隙度大?。ㄒ布赐ǔＵf的儲層視體積相關(guān)）。其中，縫洞型儲層的發(fā)育程度要借助地震資料儲層預(yù)測結(jié)果來確定相應(yīng)井的泄油面積。實際上，泄油面積的大小也影響無水采油期，在此不做深入討論。同時由于塔北地區(qū)的油水界面變化規(guī)律不明顯也會對無水采油期產(chǎn)生一定的影響［11～13］。

2 有利開發(fā)區(qū)域預(yù)測

圖2為輪古地區(qū)各井油水界面距風(fēng)化殼頂厚度和油層厚度的等值線圖。根據(jù)之前的結(jié)論可知，油水界面距風(fēng)化殼頂厚度越大，油層厚度越大，無水采油期就會越長，即穩(wěn)產(chǎn)期就會越長。在圖2中，油水界面距風(fēng)化殼頂厚度和油層厚度均較大的區(qū)域（即圖2中的陰影區(qū)），開采過程中無水采油期將會更長，也就是說該區(qū)域可能成為油氣勘探的有利區(qū)域。該次研究選取油層厚度大于60m且油水界面距風(fēng)化殼厚度大于120m的區(qū)域作為有利油氣預(yù)探區(qū)，建議可在圖2中陰影區(qū)的無井區(qū)域處打井，以獲得較高產(chǎn)量。

圖2 輪古地區(qū)油水界面距風(fēng)化殼頂厚度和油層厚度等值線疊合圖

3 結(jié) 論

1）根據(jù)常規(guī)測井資料計算的視地層水電阻率和成像資料計算的視地層水電阻率分布譜的響應(yīng)特征來判斷油氣層和水層，從而劃分出油水界面的位置。

2）通過塔里木盆地北部地區(qū)碳酸鹽巖儲層的生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，在不考慮油嘴的大小，儲集體的發(fā)育程度展布、孔隙度大小及泄油面積的情況下，研究區(qū)無水采油期的長短隨油水界面距風(fēng)化殼頂厚度的大小、采油層位距油水界面距離以及油水界面之上有效儲層厚度的增大而變長。建議在油水界面距風(fēng)化殼頂厚度大，油層厚度大的區(qū)域打井，且盡量使采油層位高出油水界面足夠距離，以增加無水采油期。

3）應(yīng)用以上規(guī)律所做的油水界面距風(fēng)化殼頂厚度和油層厚度的等值線疊合圖，可在一定程度上預(yù)測油氣富集的有利區(qū)域。

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Influential Factors of Water－free Production Period on Ordovician Fractural Carbonate Reservoirs in the North of Tarim Basin

WANG Zhen－zhen，LIU Rui－lin，XIAO Hong－lin（Authors'Address：College of Geophysics and Oil Resources，Yangtze University，Jingzhou434023，Hubei，China）

The length of water－free production period of carbonate rock reservoirs was of great significance to realize high and stable yields of oilfields.Once water was produced in wells，faster rising of water cut would induce production capacity dropdown，so water－free production period would directly affect the development results of oil wells.The related influential factors of water－free oil production period on fractural carbonate reservoir in northern Tarim Basin were analyzed from different aspects.The studied result of production data of several production wells in the wellblock indicates that the depth between oil－water interface and the top of weathering crust，the production location and the reservoir thickness above the oil－water interface and other factors are associated with the length of water－free production period，the greater the three numbers are，the longer the water－free production period would be.Therefore，the depth between oil－water interface and the top of weathering crust and the reservoir thickness above the oil－water interface of the wells in studied area can be used to draw overlapped contour map to determine favorable development region in the area.

water－free production period；carbonate rock；oil－water interface；top of weathering crust；reservoir thickness

TE344

A

1000－9752（2012）05－0116－05

2011－11－24

國家科技重大專項（2011ZX05020－008－0004）。

王珍珍（1984－），女，2008年大學(xué)畢業(yè)，碩士生，現(xiàn)主要從事碳酸鹽巖儲層測井評價研究工作。

［編輯］ 龍 舟