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塔河油田奥陶系油气藏流体赋存分布规律及控水对策研究

朱蓉  
【摘要】: 塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起南侧阿克库勒凸起西南斜坡,发现于1990年,平面上井控含油面积达到2800km~2,是我国发现的第一个陆上海相古生界超亿吨级大油田。其主力油藏为奥陶系岩溶缝洞型碳酸盐岩油减。 塔河奥陶系油田水化学在纵向上呈现反向水化学剖面特征,且具有多旋回性。可划分出3种典型的水化学剖面单元:①古大气水下渗淡化带:小于5300m,矿化度相对较低;②古越流—蒸发浓缩带:5300~5800m,矿化度通常在150~250g/L之间。③泥岩压实排水淡化带:大于5800m,矿化度由150g/L下降到80g/L左右。平面上,阿克库勒凸起南斜坡的北部为大气水下渗—向心流淡化区。阿克库勒凸起南斜坡的南部坡脚地区,位于满加尔坳陷北部边缘,为泥岩压实排水离心流末端淡化区。塔河油田主体处于向心流、离心流汇合形成的越流泄水区,具有明显的高矿化度、高Cl~-、K~++Na~+浓度,有利于油气聚集成藏。塔河油田奥陶系油气藏经历了海西晚期、印支期、燕山、喜山期的成藏,后经燕山—喜马拉雅期高成熟油气的充注、改造而形成。 塔河油田油气运移过程具有明显的“高速公路效应”,油气优先通过储层中那些较大(排驱压力最小)的孔隙进入油藏,后续的新鲜石油被迫连续进入越来越小的孔隙中,致使石油不断向较小的孔隙充注并把其中的残余地下水驱替出去。由于碳酸盐岩岩溶储层的非均质性和孔隙结构的复杂性,油气在运移驱替过程中,可能存在不少驱替死角,导致大的缝洞系统被油气驱替充填,小的孔缝洞则不同程度地保留着残留地下水。由塔河奥陶系油田主体部位往南,缝洞系统中的驱替残留水逐渐增加。 根据储层孔隙结构特征、油气驱替过程、开发过程中产出水的化学—动力学响应,塔河油田奥陶系地下水可以区分出洞穴底部油气驱替残留水、洞穴周缘小缝洞系统驱替残留水和储层下部层间水三种类型。塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,储集空间结构和油水分布十分复杂。背景储层缝洞发育程度不同、油气驱替程度不同、储集空间大小不同,其相应的油水分布及油藏开发动态、含水动态都不尽相同。根据油井的开发动态和储层发育情况分析,塔河奥陶系油藏油井含水动态类型可分为缓慢上升型、台阶上升型、快速上升型和波动型。研究油井产出水矿化度、Cl~-、K~++Na~+浓度动态变化规律,总结出平稳型、波动型、上升型和下降型四种动态类型。通过综合分析油井开发动态及油水产出特征,应用判别模型,将地下水样品分为A、B两类:A类水一般赋存在相对致密的储层边缘与背景储层中,主要是洞穴底部和周缘驱替残留水。在开发过程中矿化度、Cl~-、K~++Na~+浓度相对稳定、小幅度波动或增加;B类水一般油层与水体相对分离,含水层处于油层下方,主要是储层下部层间水。在开发过程中矿化度、Cl~-、K~++Na~+浓度较快速下降。 塔河油田奥陶系油藏储集空间以碳酸盐岩岩溶孔洞缝为主,裂缝和溶洞是有效的储集渗流空间,储集体的基本单元为缝洞单元,单个缝洞单元即是一个相对独立的油气藏。缝洞单元水化学性质与洞穴间连通程度有关。连通性好的缝洞单元内的井具有相似的地下水化学性质。连通性差或不连通的缝洞单元,地下水化学性质则存在一定差异。 缝洞单元洞穴系统包括主体洞穴、分支洞穴及洞穴间洼地。主体洞穴中心区油层厚,油气驱替程度高,地下水在越流过程中蒸发浓缩,形成矿化度、Br~-离子浓度高值区,其高值分布范围和缝洞单元范围有很好的对应关系。从主体洞穴中心区往边缘,油气驱替程度和富集程度不断降低,驱替残留水逐渐增加。水化学浓缩程度逐渐减弱,矿化度、Br~-离子浓度降低。主体洞穴产出水矿化度和Cl~-、Na~++K~+浓度一般呈现平稳型、波动型或上升型的变化特点,不会出现持续下降的现象。中心区的井产出水基本为A类水,边缘区的井产出水以A类水为主,部分时段有B类水混入;分支洞穴产出水矿化度和Cl~-、Na~++K~+浓度一般呈现平稳或波动的特征。地下水类型以A类水为主,部分时段有B类水混入;洞穴间洼地产出水矿化度和Cl~-、Na~++K~+浓度一般呈现波动或下降的特征。地下水以A、B类水相间出现或B类水为主。 针对储层特征和油藏流体化学—动力学特征,塔河奥陶系油藏稳油控水、提高开发效率的技术对策主要包括:①识别水体类型,根据不同类型水体的化学—动力学特征,制定不同开发方案,有效控制出水速度;②在油藏开发不同阶段,注水补充地层能量,调整油藏内流体分布,提高水驱效率;③加密井网,动用井间难以波及的油层;④合理控制单井产量及采油速度,延长稳产时间;⑤根据油藏情况变化,及时做好油田开发调整;⑥酸化压裂,改善油层渗透率,提高导流能力;⑦采用物理、化学等方法堵水调剖。


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