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塔河油田8区、10区奥陶系岩溶储层流体分布规律研究

江涛  
【摘要】: 本论文在前人对海西早期岩溶古地貌、岩溶作用、储层特征、缝洞单元及其连通性研究基础上,将岩芯、测井、测试、油田水化学、生产动态等方面的资料有效结合,以区内单井剖面流体赋存状态为约束点,油田水化学性质特征为基础,宏观与微观相结合,研究典型缝洞单元与油气分布的关系,探讨水体成因类型。根据以上研究成果,结合前人盆地沉积构造演化、烃源岩生烃、油气充注历史、成岩流体演化、沉积盆地流体动力场等方面的研究,合理阐述了研究区内奥陶系岩溶储层流体成因、分布规律及控制因素。取得的主要成果如下: (1)测井、岩芯、测试资料三者相综合,对工区内5类碳酸盐岩储层建立了3种解释模型,利用CRA程序对研究区内奥陶系有关孔隙型储层、砂砾质机械填积洞穴型储层、部分填积或未填积洞穴型储层段的流体类型进行了有效识别,符合率分别可达84.4%、85.7%、86%,取得了较为满意的效果。 (2)研究区奥陶系存在3种成因类型的地下水:岩溶期下渗向心流来源的大气水,后期泥岩压榨离心流来源的沉积埋藏水,以及上述两者的混合水。奥陶系地层水化学特征在纵向剖面明显地分为三个带及一个低值区:即大气水下渗淡化带、古蒸发-浓缩带、泥岩压实排水粘土矿物脱水淡化带及井深5600米附近受海西早期大气水作用影响的低值区;在平面上也可分3个区:即岩溶期下渗大气水淡化作用影响区带、离心流和向心流的越流泄水混合作用区带、离心流的泥岩压实排水和粘土矿物脱水作用区带。 (3)将岩溶缝洞的地质特征、油水生产动态特征、流体地化资料充分综合,指出单井缝洞单元和多井缝洞单元油水关系多样,水体成因类型有别,单井缝洞单元水体主要为岩溶期下渗的大气水残留,多井缝洞单元多以产油为特征,其水体主要为泥岩压榨离心流的沉积埋藏水或泥岩压榨离心流的沉积埋藏水和岩溶期下渗大气水的混合液,对油气勘探具有重要指示意义。 (4)不同岩溶旋回洞穴层流体类型在纵向上以及平面上的分布存在差异,指出油层主要分布在岩溶旋回Ⅰ的洞穴型储层中,而水层主要分布在岩溶旋回Ⅱ、Ⅲ的洞穴型储层中;油层主要分布在距不整合面深度0~200米的范围内,水层可在各个深度范围分布,但距不整合面的深度越大,钻遇水层的概率越大;不同岩溶旋回洞穴型储层流体类型的平面分布有一定差异,但总体显示出离开阿克库勒凸起高部位向南部西南部方向,有水层增加趋势。 (5)塔河油田奥陶系岩溶缝洞油藏缺乏统一的油水界面,油水分布控制因素复杂,在阿克库勒凸起构造和油田水动力场、水化学场控制油水分布的总背景下,由南而北贯通发育的断裂、海西晚期和喜山期的油气运移充注、岩溶洞穴系统的发育状况在不同的区域控制着油水分布,合理正确地揭示了研究区内奥陶系的油水分布规律及控制因素:①塔河油田8区、10区及其西北部,由南而北贯通发育的“一干三枝”断裂对油水的宏观分布起控制作用:沿这三个断裂带及其附近表现为油气富集带,油井集中分布,离开断裂带较远并进入断裂带之间的位置,为油田水富集区,表现为水井集中分布。②塔河油田8区、10区以南区域(塔河油田11区),海西晚期的油气运移充注过程、喜山期油气的不完全充注过程控制了油气水分布,紧邻喜山期油气运移前沿线西侧可能是海西晚期主成藏期由南向北的油气运移充注末端形成的油田水富集区带的残留保存,而紧邻喜山期油气运移前沿线东侧则可能是喜山主成藏期由东向西油气运移充注的前端所形成的新油气富集区带。③岩溶缝洞单元的发育状况进一步控制该区的油水分布:孤立的小型单井缝洞单元多残留保存了岩溶期下渗的大气水,以产水为特征,在平面上表现为局部水井零星分布,规模大的多井缝洞单元以产油为特征,在平面上表现为油井集中分布。


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