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塔河油田十二区西部奥陶系油藏油水分布研究

李辉  
【摘要】: 塔河油田12区油藏属于超深缝洞型油藏,油藏埋深大,一般为5800~6500m,储层非均质性严重,原油重质高粘,平均原油动力粘度达到8067 mPa.s(50℃),属于超稠油油藏,油水关系非常复杂,油藏开发难度极大。 本论文根据12区的西部具体情况,利用钻井、录井、取芯、试油、测井、开发动态等资料对单井剖面的储层和流体进行了识别,从单井剖面的油水关系进而延伸到连井剖面以及平面的油水关系,取得的主要成果如下: 1.塔河12区西部整体上缝洞储层较发育,在开发动态、地层压力和流体性质分析的基础上研究认为井间连通关系较差,以单井缝洞单元为主。 2.单井剖面的储层主要包括洞穴型、裂缝-孔洞型和裂缝型三类,提出各类储层的测井识别标志及其含油性划分的电阻率界限。讨论了钻完井漏失液对储层含油性识别的影响,极好溶洞储层具有高电阻率特征,漏失液量大小可能更多的与缝洞体内含有可压缩的原油有关,而含油较少的水洞不会出现大量漏失。 3.塔河12区西部各单井剖面的原始油水分布主要分为三类:纯油剖面、油水共存剖面、纯水剖面。油水共存剖面是指钻井剖面可能同时发育有油层和水层,两者之间可以有或没有致密层分隔。单井剖面上油水分布遵循油上水下的特征。 4.开发见水井的见水类型主要包括含水快速上升型。含水快速上升型往往与钻井剖面下部水层发育有关。12区西部含水缓慢下降型实际上属于钻井漏失液或完井压裂液产出。 5.油水分布以缝洞单元为基础,不存在统一的油水界面。单井剖面以及侧钻井资料揭示局部小范围内的均符合油上水下”的正常油水分布。在同一缝洞单元中遵循“油上水下”的油水分布。但不同缝洞单元具有不同的油水界面,区域上或现在所划分的裂缝发育带内油水分布均没有统一的油水界面。 6.古岩溶侵蚀面、断裂、局部构造对油水分布均起着重要控制作用。古岩溶侵蚀面控制了缝洞储集空间的纵向分布,缝洞储集体分布又与油水分布密切相关。塔河油田12区西部溶洞主要发育在距离T74岩溶侵蚀面以下0-80m范围内。与油水分布规律相对应,总体上侵蚀面下80m以内油多水少,80m以下则以水为主。断裂及其伴生裂缝是岩溶作用的先期通道,增加了地表水及地下水与碳酸盐岩的接触面积和溶蚀范围,改善了碳酸盐岩的渗流作用,因此断裂发育带是岩溶作用发生的密集带。局部构造与小范围内油水分布密切相关。相对构造高位以含油为主,相对构造低位则以含水为主。局部构造洼地往往油气富集很差。 7.缝洞单元内部油水共存,大和较大断裂带往往是原油富集带。12区西部各缝洞单元可能较多的属于原油充注量只是排驱了缝洞单元中的部分水体,因此缝洞单元中普遍油水共存。大断裂带和较大断裂带具备形成连通储集空间较大的缝洞单元的能力,加上断裂带作为原油的重要充注通道,所以这些储集空间较大的缝洞单元将具有更为良好的充注通道,因此大断裂带和较大断裂带往往是原油富集带。


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