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

【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。