第32卷 第1期2011年1月
石油学报
A CT A PETROLEI SINICA
V o l.32Jan.
N o.1
2011
基金项目:国家重点基础研究发展规划(973)项目(2006C B 202400)资助。
第一作者及通讯作者:李 阳,男,1958年10月生,1982年毕业于华东石油学院,2000年获中国科学院博士学位,现为中国石油化工股份有限公司教 授级高级工程师,主要从事油田开发工作。E mail:liyang @s https://www.doczj.com/doc/3517208784.html,
文章编号:0253 2697(2011)01 0101 06
塔河奥陶系碳酸盐岩油藏缝洞系统发育模式与分布规律
李 阳 范智慧
(中国石油化工股份有限公司 北京 100728)
摘要:塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是以缝洞为主要储集空间的特殊型油藏。区域构造演化与古岩溶发育关系密切,塔河地区奥陶系碳酸盐岩经历了加里东中期及海西早期岩溶作用,海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。塔里
木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区奥陶系古岩溶露头地质调查及塔河油田储集体发育特征揭示该区奥陶系碳酸盐岩存在地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型的缝洞系统发育模式。地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。断裂带附近是缝洞系统发育的密集带;古地貌控制了缝洞系统的平面分布,岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育,其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高;垂向上溶洞发育具有明显分带性,表层岩溶带是最重要的岩溶发育段。
关键词:塔河油田;奥陶系;碳酸盐岩;缝洞系统;发育模式;分布规律中图分类号:T E 122 文献标识码:A
Developmental pattern and distribution rule of the fracture cavity system of
Ordovician carbonate reservoirs in the Tahe Oilfield
LI Yang FAN Zhihui
(China Petr oleum &Chemical Cor p o ration,Beij ing 100728,China)
Abstract :O rdo vician car bo nate fr act ur e cav ity reserv oir s in the T ahe O ilfield are a special ty pe o f reserv oir s,in w hich fr act ur es and cav ities constitute the main reserv oir space.In the T ahe ar ea,the development of ancient kar st is closely r elated w ith the reg ional tecto nic evo lutio n because O rdovician carbonate reservo ir s in the T ahe Oilfield experienced karstification in the middle Caledonian and ea rly H er cynian,and t he karstificatio n o f the long t erm ex posed weather ing crust dur ing the early H ercynian pla yed a majo r r ole in co nt rolling the dev elopment of these kar st reservo ir s.Based on the geo lo gical survey of palaeokarst o ut cr ops of the Yijianfang,L i uhuang gou,Sandaoban and Wudaoban reg io ns in t he nort her n marg in of the T arim Basin,developmental char acter istics of reserv oir s in the T ahe O ilf ield r evealed that there wer e thr ee develo pmental patterns o f the fracture cavity system in O rdovician carbonate reser v oir s:i.e.underg ro und r iver system,karst cav es,and cor ro ded por es and fissur es,o f w hich the fo rmer tw o wer e the mo st dominant types for the reservo irs.T he fracture cav ity system developed w ell in the vicinity of fault belts,and the hor izontal distributio n of the fracture cavit y system w as contro lled by palaeo geo mor pholog y.F or instance,kar st caves wer e ex tremely well developed in peak cluster of a kar st platfo rm,and then in kno b and kettle to pog raphy o n g entle kar st slo pes and in r ug ged co untr y of valleys.V ert ical ly,the development o f karst cavit ies w as appar ently o f zo ning and superf icial kar st belts were the most impo rtant segment for karst development.
Key words :T ahe O ilfield;Or dov ician;car bo nate;fracture cavity system;development al pattern;distr ibut ion rule
碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究中主要存在两个难点: 缝洞发育和分布规律的认识难度大[1 4]; 对油藏流体流动规律认识不清[5]。其中,缝洞系统发育模式和分布规律是认识油藏的基础和核心问题。塔里木盆地北部边缘一间房、硫磺沟三道班和五道班等地区保留有很好的奥陶系古岩溶露头,通过野外地质调查,并与油田动静态资料揭示的地下储集体进行对比,笔者总结了塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏缝洞系统发
育模式,并通过古地貌、古岩溶带等分析,揭示了该区
缝洞系统分布规律。
1 古岩溶发育和地质背景
塔里木盆地是典型的多期构造运动叠合盆地[6 7]
,奥陶系碳酸盐岩后经历了加里东期、海西期、印支!燕山期及喜马拉雅期等多次构造运动,受多期岩溶作用改造,塔河油田所在阿克库勒凸起地区主要发育加里
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石 油 学 报
2011年 第32卷
东中晚期及海西早期两期岩溶作用[8]
,其中,海西早期岩溶作用持续时间长、影响范围广、岩溶强度大,大型岩溶洞穴尤其发育[9 10]。
泥盆纪!早石炭纪,海西早期构造运动使阿克库勒凸起区大幅抬升,塔河主体区的奥陶系碳酸盐岩广泛暴露地表,发生强烈的岩溶作用。在泥盆纪末,阿克库勒地区中下奥陶统碳酸盐岩层组被埋藏于上奥陶统桑塔木组、志留系、泥盆系以碎屑岩为主体的岩层之下,受加里东期构造运动影响,形成鼻状凸起雏形[图1(a)]。海西早期,阿克库勒地区继续剧烈抬升,遭受强烈剥蚀的同时产生断裂构造,中奥陶统一间房组被大量剥蚀,早期岩溶受到强烈改造,岩溶发育深度及缝洞规模增大,连通性增强[图1(b)]。随着地壳的进一步抬升,处于凸起高部位的一间房组完全被剥蚀,部分鹰山组上段地层也被剥蚀,受地下水排泄基准面或海平面的控制,岩溶系统内形成不同高程的较强岩溶发育带[图1(c)]。早石炭世,塔里木盆地整体开始沉降,古岩溶面逐渐被淹没,至早石炭世末阿克库勒凸起整体处于早石炭世沉积层的覆盖之下,海进盆地边缘和原地表水系沿岸近地表的缝洞体系多受到后期沉积物的充填,未充填溶洞和部分充填缝洞多处于早期的虹吸管道发育带、地形高差较大
的岩溶陡坡带以及地下水位转换带下游的分支洞穴
O 1 2y !鹰山组;O 2yj !一间房组;O 3l !良里塔格组;O 3s !桑格木组;S D 1!志留系 下泥盆统;D 3d !东河砂岩;C 1b !巴楚组;P !二叠系
图1 阿克库勒凸起泥盆纪末!早石炭纪裸露风化
岩溶发育演化
Fig.1 The weathering crust karst of the Akekule Salient in
the terminal Devonian to the early C arboniferous
[图1(d)][9]
。
总体来说,在裸露风化环境下,碳酸盐岩地层的溶蚀、剥蚀作用强烈。这是岩溶缝洞系统的主要形成期,其中海西早期裸露风化壳岩溶作用是塔河岩溶储集体发育的主要因素。
2 缝洞系统发育模式
塔里木盆地北缘一间房、硫磺沟、三道班和五道班等地区均保留有很好的奥陶系古岩溶露头,与塔河碳酸盐岩油藏有较好的对比性。通过对该区域奥陶系碳酸盐岩出露区缝洞系统的野外调查,并根据塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞系统发育特征及其与油气储集关系的差异,将缝洞系统分为地下河系统型、岩溶洞穴型和溶蚀孔缝型3大类型。其中,地下河系统和岩溶洞穴缝洞系统储集体规模大,可采储量多,在目前已投入开发区块中贡献了塔河油田95%以上的产能。
2 1 岩溶地下河系统
地下河为具有河流主要特性的岩溶地下通道,是地下径流集中的通道,具有自己的汇水范围,动态变化受当地降水影响。由地下河的干流和支流组成的地下通道系统称为地下河系统。地下河系统是规模最大的岩溶系统,其展布格局控制缝洞系统发育特征,按照管道条数及分布可以划分为单支管道和管道网络系统两个亚类。
(1)仅发育有一个主进水口和一个主排泄口的地下河管道称为单支管道地下河系统。塔里木盆地北缘巴楚县东北方向的一间房地区奥陶系一间房组岩溶露头发育较完整的单支管道,地下河管道可见长度约400m,呈线状展布,洞主体高为1~3m,宽为0 8~2 5m,由管道主体和洞体周边影响带构成断面结构,呈?条状二元结构#(图2)。
(2)地下河管道网络系统,由主管道和至少1条支管道组成,洞主体近圆形,总体上地下河呈网状分布,中间还发育有大量的落水洞、竖井、天窗等岩溶形态。乌鲁木齐和昌吉市交界处的硫磺沟地区岩溶露头可见地下河管道网络系统,主管道长度一般大于10km,支管道一般大于1km ;在发育规模上,主管道大于支管道,且上级支管道比下级支管道大且长。
通过地震精细相干体技术刻画塔河油田四区奥陶
系岩溶古水系表明,四区发育有3条古地下河岩溶管道网络系统(图3): 号古地下河岩溶管道系统主要分布于北部TK 422井!T K 472井一带。主管道位于TK 423井!T K 422井!T K 417井!TK 472等井一线,走向近NW 向; 号古地下河岩溶管道系统主要
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注:A !溶洞主体;B !洞底溶蚀影响带;C !洞顶溶蚀跨塌破碎带;D !洞顶溶蚀跨塌影响带;E !洞侧溶蚀破裂影响带
图2 塔里木盆地北缘一间房岩溶露头区单支管道地下河素描
Fig.2 Single channel subsurface river sketch of the Yijianfang karst outcrop area in the northern margin of Tarim
Basin
图3 塔河油田四区3条古地下河岩溶管道网络系统位置
Fig.3 Location of the 3subsurface river net systems
in Tahe 4area
分布于南部S 65!TK 456井一带。主管道位于TK 482井!S 65井!TK 461井!TK 456等井一线,走向近SN 向;?号古地下河岩溶管道系统主要分布于南部TK 403井!TK 419井一带。主管道位于TK 476井!TK 403井!TK 419等井一线,走向为SE 向转SW 向。2 2 岩溶洞穴型
除地下河型缝洞系统外,碳酸盐岩中洞穴型缝洞系统的发育最为普遍。由于洞穴规模大小较为悬殊,为便于分类分级比较,将大于20cm 的洞体称为岩溶洞穴,
而小于这个标准的岩石空间称为溶蚀孔洞。洞穴的
空间分布有横向和竖向两种状态,横向洞穴主要形成在地下水位附近或之下的饱水带,洞穴纵剖面平缓,为饱水带洞穴;竖向洞穴主要形成于地下水位以上的包气带,纵剖面较陡,甚至直立,如单降竖井。洞穴的平面展布有单一管道、树枝状、羽状、环状和网状等不同型式,综合反映了地质条件和水动力条件的差异。依据塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层实际,可将岩溶洞穴型缝洞系统划分为厅堂型、竖井型和中小型溶洞型3个亚类。
(1)厅堂型洞穴系统,包括厅堂主体、落水洞或溶蚀缝等。厅堂主体直径为50m 至数百米,高10~50m;洞顶为较平的天板或穹形,洞内发育大量的崩塌堆积物和次生化学沉积物;厅堂型洞穴呈离散状分布。塔里木盆地北缘一间房地区岩溶露头中古厅堂型洞穴系统发育于奥陶系风化壳顶面以下50~80m 左右的一间房组地层中,为古地下水的季节变动带[图2(a),图4)]。洞穴系统呈不规则圆形,直径为100~200m ,总体高为30~80m 。溶洞主体以钙泥质岩、结晶方解石
和萤石全充填为主要特征,成岩程度低,目前在塔河油田内岩心识别的最大全充填溶洞洞高达20m (T 615
井5535~5555m ),根据测井资料判断的最大全充填溶洞洞高达72m(TK 409井5586~5658m)。(2)竖井型洞穴系统一般发育于表层岩溶带和垂向渗滤带等厚度较大的地区,由竖井主洞体和周边溶蚀影响带组成[图2(a)],洞主体直径为2~20m,深为10m 到数百米,直径和深度都大于100m 的大型竖井称为?天坑#。一间房地区及巴楚三岔口以西的五道班露头中均发育竖井型洞穴系统,洞主体为椭圆或近圆形,直径为0 35~2 5m,洞穴高为1 4~4m ,沿地下河走向呈散点状分布。
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A !溶洞主体;
B !洞周溶蚀破碎影响带;
C !支洞
图4 一间房地区厅堂型洞穴系统Fig.4 Hall cave systems in Yijianf ang area
(3)中小型溶洞指洞主体直径为0 2~2m 、高度小于10m 的溶洞,用岩心、常规测井和成像测井资料
在塔河油田452口井的127井中识别出中小型溶洞共203个。其中,中型溶蚀洞穴一般发育于地下水位附近(季节变动带)及以下的饱水带内,大多是地下河管道的组成部分。当地下水位下降,中型溶蚀洞穴出露地表之后就成了干洞(称化石洞)。分散小型溶蚀洞穴一般发育于地下水位以上的包气带内,在季节性渗水侵蚀、溶蚀作用和物理风化作用下,洞穴系统规模相对小。
溶洞及其周边各类裂缝共同构成一个独立的缝洞系统。以溶洞主体为中心,两侧近等间距的分布着不同级别的构造裂缝。除部分洞主体小于50cm 的小型溶洞外,在相对较大的溶洞顶部都发育有洞顶溶蚀跨塌破碎带及洞顶溶蚀跨塌影响带,两侧为洞侧溶蚀破裂影响带,底部为洞底溶蚀影响带(图5)[11]
。依据常规测井曲线和成像测井资料,目前在塔河油田已识别出5种缝洞组合类型,其中包括上缝下洞型、上洞下缝型、缝 洞 缝型、洞 缝 洞型以及缝 洞复合型。2 3 溶蚀孔缝型
溶蚀孔缝包括溶蚀孔洞与溶蚀缝,大多与洞穴或断裂相伴生。
(1)溶蚀孔洞指孔洞直径在0 2~20cm 之间、主要由溶蚀作用形成的不规则孔、洞,呈层状或带状分布,与周边的溶蚀缝一起构成层状或带状缝洞系统。
塔河油田多数取心井岩心上均可直接识别出溶蚀孔
注:A !E 同图2。
图5 中小型溶洞和溶蚀缝类型
Fig.5 Medium and small cave and dissolution fracture
洞,如S 47井5363 85m 岩心,溶蚀洞直径大于1cm,含油。
(2)溶蚀缝是地下水在裂缝内流动、溶蚀作用的结果,是在其他裂缝基础上溶蚀扩大的裂缝,通常原始裂缝被溶蚀扩大几倍甚至于几十倍,其分带性和方向性受原始裂缝发育特征控制。塔河表层岩溶带溶蚀缝在宏观级别上可划分为3级:%级溶蚀缝间距数公里,地表发育成大的沟谷;&级溶蚀缝间距为60~450m,地表支沟宽为5~20m,沟深为40~100m,多为缝隙密集带或断裂破裂带;?级溶蚀缝间距为3~6m,深度一般为10~20m 。
3 缝洞系统分布规律
塔河缝洞系统的发育主要是构造运动的结果[12],断裂带是缝洞系统发育的密集带,塔河四区钻遇较大溶洞的放空漏失井91%在断裂带附近。此外,缝洞发育主要受控于古地貌与古岩溶带。3 1 不同地貌单元缝洞系统发育特征
古地形、地貌对古岩溶缝洞系统的发育程度和分布起重要的控制作用
[13]
。塔河油田前石炭纪古岩溶
地貌有可划分出岩溶台地、岩溶缓坡、岩溶斜坡和岩溶山间盆地等四种二级地貌类型,进一步可细分出峰丛洼地、岩溶槽谷、丘峰洼地、丘丛垄脊沟谷、丘丛垄脊槽谷、丘丛谷地、溶丘洼地、峰丛垄脊槽谷、峰丛谷地9个三级地貌类型。
以塔河四区为例,其具有3种二级地貌类型和6种三级地貌类型(图3),岩溶台地内的峰丛洼地区溶
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洞最发育,已钻遇60个;其次以岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区古岩溶缝洞系统发育程度高,分别钻遇46个和22个,而且这些区域溶洞规模相对较大,溶洞发育高度最大可达99m(表1)。
表1 塔河四区不同古地貌类型中缝洞系统发育特征
Table 1 Fractured cavity reservoirs system characteristics of different paleogeomorphic in Tahe 4area
二级地貌单元
三级地貌单元主要缝洞系统类型缝洞发育段数目溶洞发育高度/m 溶蚀裂缝
发育段厚度/m 奥陶系厚度/
m 距奥陶系顶/
m 最小最大最小最大最小最大最小最大岩溶
台地
峰丛洼地溶洞60
0 3
70
0 6
50
6 5
379
338 5
岩溶槽谷溶蚀裂缝1022948189 5190050
岩溶
缓坡
丘峰洼地溶蚀裂缝460 37996 599183034 273 7
丘丛垄脊沟谷溶蚀缝洞120 325 5134 5164 5202 7061 7
丘丛垄脊槽谷溶洞和溶蚀缝221721 4472882510167
岩溶槽谷
溶蚀裂缝
1024 02 029 0196 5196 527142
岩溶山间盆地
溶洞14119 5119102 5164 5092 5
3 2 缝洞系统垂向分带特征
岩溶发育强度在垂向上具有明显的差异[14],这主要是由于从地表向地下深部地下水的运动逐渐减缓,相应地,岩溶发育的强度逐渐减弱。在油田地下缝洞系统垂向分带主要依据单井钻遇不同古岩溶带的测井响应特征以及充填物岩石成分进行划分[15]。
塔河油田四区奥陶系垂向上碳酸盐岩缝洞系统可
划分为3个岩溶带,即表层岩溶带%、垂向渗滤岩溶带&和潜流岩溶带?(图6)。表层岩溶带距奥陶系顶面0~60m,是最重要的岩溶发育段,全区已发现的缝洞发育段61 1%都属于该带;垂向渗流岩溶带发育在距奥陶系顶面60~150m,缝洞发育段占28 4%;潜流岩溶带发育在距奥陶系顶面150m 之下,缝洞发育段仅占全区的10 5%
。
图6 塔河四区TK451!TK470井奥陶系岩溶带划分剖面
Fig.6 Ordovician karst zone section from Well TK451to Well TK470in Tahe 4area
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4 结 论
(1)塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞系统主要为海西早期裸露风化壳岩溶成因,发育地下河系统、岩溶洞穴和溶蚀孔缝三大类型缝洞系统,其中以地下河系统和岩溶洞穴为主。
(2)塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞系统发育平面上受控于古岩溶地貌,峰丛洼地区的溶洞最为发育,溶洞规模相对较大,其次为岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区。
(3)塔河奥陶系碳酸盐岩缝洞系统垂向上具有分带特征,大体可以区分出表层岩溶带、垂向渗滤岩溶带和潜流岩溶带,其中以表层岩溶带缝洞最为发育。
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1994,18(2):123 127.
(收稿日期2010 06 18 改回日期2010 09 07 责任编辑 黄小娟)
塔河油田奥陶系碳酸盐岩石类型划分 为了更好的开发塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层区块。本文通过分析塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层的受沉积环境变化及构造-盆地背景，对碳酸盐岩岩石类型进行一个划分归类。主要依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和顆粒类型对塔河地区碳酸盐岩岩石类型进行区分。将塔河地区碳酸盐岩主要岩石类型分成颗粒灰岩、颗粒微晶灰岩-微泥晶灰岩、藻灰岩、含云-白云质灰岩、白云岩五大类。 标签：奥陶系碳酸盐岩颗粒类型 塔河地区奥陶系主要由碳酸盐岩组成，不同时期中发育的碳酸盐岩岩石类型、岩石和生物组合面貌及沉积序列是明显不同的，这些标志是识别、划分塔河地区井下奥陶系岩石地层单位（组、段）并进行地层对比、层序划分的主要依据[1]。因此，有必要对塔河地区碳酸盐岩的主要岩石类型作一系统的归纳和说明，以利于从岩石宏观沉积特征和结构上区分各岩石地层单元。本文中，碳酸盐岩的分类和命名原则主要是依据颗粒/灰泥比、亮晶/灰泥比和颗粒类型来进行划分的。 1颗粒灰岩类 是指颗粒含量≥50%的灰岩。塔河奥陶系碳酸盐岩中的颗粒类型主要有藻鲕、鲕粒、内碎屑、生物屑、团粒等，归纳起来可以划分为以下四种。 1.1藻鲕灰岩。藻鲕灰岩是鹰山组较为典型和普遍的岩石类型，一间房组、良里塔格组也部分见有[2-3]。颗粒主要为灰白色的藻灰岩砂粒，不具鲕粒的圈层构造，来自盆内弱固结-固结的藻纹层灰岩或藻灰岩，经岸流、底流、潮汐及波浪作用剥蚀、破碎后再沉积的，具有成分成熟度、结构成熟度都较高的特点。因胶结物和填隙物的不同可分为亮晶藻鲕灰岩和微晶藻鲕灰岩两种，沉积环境为潮下高能浅滩。 1.2粉-砂屑灰岩。粉-砂屑灰岩也是奥陶系分布较为普遍的灰岩，主要见于鹰山组、一间房组和良里塔格组，颗粒由多成分的藻鲕、团粒、鲕粒、生物屑等共同构成，没有明显的优势颗粒类型，成分成熟低但结构成熟度高。根据胶结物和填隙物的不同可分为亮晶粉-砂屑灰岩和微晶粉-砂屑灰岩两种。沉积环境为潮下浅滩。 1.3鲕粒灰岩。鲕粒灰岩是一间房组中比较典型和常见的灰岩，少量见于鹰山组、良里塔格组和桑塔木组。颗粒以鲕粒为主并含有少量的生物屑和内碎屑。鲕粒多为亮晶胶结的同心圈层状正常鲕和薄皮鲕，少量见有薄皮鲕和变形鲕，核心多为藻鲕和生物屑。为潮下高能冲洗带和浅滩环境的沉积物。一间房组的部分井下岩芯中可见该类灰岩构成礁体的基座，向上逐渐演变为具有骨架结构的海绵礁灰岩 1.4砾屑灰岩。砾屑灰岩主要见于鹰山组，也是该组较为典型和普遍的岩石
缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气可行性研究 李金宜1,姜汉桥1,李俊键1,陈民锋1,涂兴万2,任文博2 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京 102249;2.中国石化西北石油局采油二厂,乌鲁木齐 830011) 摘 要:塔河油田注水替油吞吐进入高轮次以后,油水界面不断升高,注水替油效果不断变差,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,此类剩余油俗称“阁楼油”。国外利用氮气及天然气驱工艺开采“阁楼油”的技术已成熟。为了进一步提高塔河油田的开发效果,开展了对注N 2开采裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏可行性的研究。针对塔河该类油藏的地质及生产特点,分析了注氮气提高采收率的机理及有利地质条件;在井筒多相流及数值模拟的基础上,论证了塔河碳酸盐岩油藏注氮气提高采收率的可行性,对注气量、闷井时间、注气采油方式、注气速度等技术政策界限进行了优化研究。研究结果表明,在塔河碳酸盐岩油藏一定工艺技术保障下,注氮气提高采收率是可行的,预计采收率提高10%左右。 关键词:缝洞型碳酸盐岩油藏;阁楼油;注氮气;可行性;技术界限 与其它地区的碳酸盐岩储层不同,溶洞是塔河 地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型,裂缝是次要的储集空间,基质部分基本不具有储油能力,属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏,储集体空间形态差异大,油水关系极其复杂。多轮次注水替油后,剩余油主要分布在构造起伏的高部位,形成阁楼油。针对特殊地质情况,分析了注氮气开采阁楼油的机理并通过等效数值模拟方法对注气效果进行影响因素分析,对塔河该类油藏注氮气开采阁楼油的技术政策界限进行了优化研究。 1 注氮气开采阁楼油机理研究 1.1 注N2吞吐开采“阁楼油”主要作用 通过大量的理论研究,结合矿场试验,认为:一般N 2与原油最小混相压力远高于其地层压力,根据室内试验及模拟计算得出的最低混相压力为50～100MPa[1],在油藏条件下注N2驱是以非混相状态下进行的。 非混相条件下注气作用机理主要有: 靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”,如图1所示; 注气后,油气间的界面张力远小于油水间的界面张力(约4倍)[2],而油气密度差又大于油水密度差,从而减小了毛管力作用。 1.1.1 油气重力分异作用[3] 油气重力分异作用包含两个因素:一是因为气油密度差一般比油水密度差较大,利用油气密度差所形成的重力分异作用将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富集油带,均匀向构造下部移动,最后进入生产井采出;二是因为油水界面张力一般比油气界面张力 较大,N 2更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱替采油,而且在仅有重力时N 2 可以进入的最小含油裂缝宽度下限比水可进入的最小含油裂缝下限要小很多,因此气驱波及的裂缝体积远大于水驱,同时也可以进一步降低水驱后细小缝洞中的残余油。1.1.2 原油溶气膨胀排油 在地层温度和压力下,注入的N 2与原油接触后一般会部分溶于原油中,使原油体积膨胀,在原油膨胀力作用下,部分剩余油就会从其滞留空间“溢出”并流入裂缝通道成为可流动油。这一驱替作用一般会使岩块中驱替效率提高数个百分点。 1.1.3 改变流体流动方向 水驱过后,裂缝中还会存在少量残余油。当由底部水驱改为顶部注气后,改变了地层内的流体流动方向,从而改变了储渗空间的压力分布,可能会驱替出部分剩余油或“死油”,降低裂缝系统中的剩余油量。 1.1.4 提高水驱波及体积 N2注入到地层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相相对渗透率降低,可在 一定程度上提高水驱波及体积。 图1 注氮气驱替阁楼油示意图 在国内大多数注N 2 驱油的试验中都取得了比 水驱高的采收率,注N 2 驱对于开采“阁楼油”更是有着广阔的前景。 收稿日期:2008-04-14 作者简介:李金宜,男,2007级硕士。现从事油气藏工程及数值模拟等方面研究工作。
碳酸盐岩类描述方法 1、颜色描述 碳酸盐岩以灰色为主。要注意观察、描述颜色的变化与矿物色及含量的关系：与粒屑的大小、晶粒大小及结晶度的关系：与铁质、有机质等混合物含量的关系。还应注意表生风化作用的影响。 2、岩石命名 2.1在现场工作中，用5－10%的稀盐酸和镁试剂对碳酸盐岩进行试验，作初步的成分分类命名（见表）。 在用稀盐酸区分岩石类型时，应注意岩石的新鲜程度、岩石的孔隙性及渗透性、岩石表面粘附的碳酸盐粉末等因素的影响，要经过反复试验对比，再结合其它岩性特征定出岩石名称。 2.2 按碳酸盐岩的主要成分 方解石、白云石及泥质等组分的含量进行分类命名（见表）
石灰岩、白云岩与粘土岩间的过渡类型分类命名 2.3成分命名原则 a.某矿物含量＞50%为岩石基本名称。如灰岩、白云岩。 b.某矿物含量为25－50%为岩石辅助名称，在基本名称前以“质” 表示，如泥质灰岩。 c.某矿物含量为10－25%，为次要辅助名称，加在辅助名称前以“含” 表示，符号用岩石基本名称花纹，如含白云质灰岩。 d.某矿物＜10%，一般不参加定名，具特殊意义的可参与定名，加在 “含”者之前。如：海绿石4%、泥质10%、白云石30%、方解石65%，定为含海绿石泥质白云质灰岩。
e.当碳酸盐中混入陆源碎屑时，按上述原则参加定名。如：砂质灰 岩。 f.如岩石由方解石、白云石、泥质组成，各矿物含量皆小于50%时， 则主要考虑方解石加白云石总含量与泥质含量的多而定。碳酸盐矿物多则泥质在前，反之则泥质在后。两个碳酸盐矿物联合时，以含量多者放在后面。如：泥质含量＜10%时，称云灰岩或灰云岩。白云石含量为10－25%时，称含白云质灰岩（不论泥质含量多少，灰质始终放在联合名称之后），其余类推。岩石花纹不表示“含”，如含白云质泥灰岩，岩石花纹中只表示泥灰岩即可。 泥质、方解石、白云石含量都＞25%时，称泥云灰岩或泥灰云岩。g.如岩石由方解石、泥质、砂质组成时，各矿物含量均＜50%时，则 把含量25－50%的成分，以少在前，多在后的方式联合定名，含量＜25%时原则同上。如：砂质35%，泥质20%，方解石45%。 定名：含泥砂质灰岩。砂质28%、泥质32%、方解石40%。定名砂质泥质灰岩。 h.交代作用（后生变化）形成的矿物在名称中的表示方法。 （1）由于交代作用形成的某种矿物（白云岩化、石膏化、硅化等），其含量已达到定名标准时，则在紧接的该矿物名称后注上 “化”。如：白云石45%、方解石55%、白云石系交代方解 石而来的，称白云岩化灰岩。 （2）去白云化、去膏化作用达到25%以上者，可直接在岩石名称前面分别注上“去白云化”、“去膏化”。如：去白云化灰岩。
酸压工艺在碳酸盐岩储层中的应用——以塔河油田奥陶系储层为例 姓名:吴天江 学号:200602147 指导老师:伊向艺 日期:2007年1月
碳酸盐岩作为一种特殊类型的储层，岩石成份复杂，岩性变化差异大，岩石结构及成因特征多种多样。碳酸盐岩油藏储层通常埋藏深、地温高、非均质性强，储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。酸压储层改造主要通过产生的酸蚀裂缝长度及裂缝的导流能力来提高原油产量。 一、碳酸盐岩酸压的影响因素 碳酸盐岩储层酸压增产措施，其控制酸压成功的主要因素有两个：一是最终酸压裂缝的有效长度；二是酸压后酸蚀裂缝的导流能力。有效裂缝长度是受酸液滤失性、酸岩反应速度以及酸在缝中的流速、酸液类型等的影响。酸蚀裂缝的导流能力受闭合、酸的溶解力、酸岩反应的酸蚀型态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。因此碳酸盐岩储层酸压改造为提高酸化效果，追求的两个主要目标就是较长的酸蚀裂缝长度和较高的酸蚀裂缝导流能力。 1. 1酸液滤失是影响酸压效果的关键 酸压过程中酸液的滤失直接关系到酸液有效作用距离和裂缝最终导流能力。酸液是一种反应性流体，其滤失完全不同于压裂液的滤失。在碳酸盐岩地层的酸压过程中，酸液不停地溶蚀裂缝，选择性地形成蚓孔，使得酸液滤失面积越来越大，一旦射孔形成，几乎全部酸液都流进裂缝壁内的大孔内。蚓孔的产生和天然裂缝的扩大，会进一步加剧酸液滤失。 1. 2酸液类型对滤失的影响 不同类型酸液的滤失效果不同。实验研究表明（图1），乳化酸的降滤失效果最好，其次为胶凝酸，最差的是常规酸。从试验后的岩心看，常规酸酸蚀严重，胶凝酸、乳化酸变化不大，这应符合酸液的滤失形态，即乳化酸和高粘酸滤失特性属于“点蚀密集型”，而常规酸的滤失特性属于“溶蚀孔洞型”。 图1、不同酸型的滤失量与时间关系 1.3碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的影响因素 影响碳酸盐岩酸蚀有效作用距离的因素主要有:裂缝宽度、注酸排量和温度。 (1)裂缝宽度。裂缝宽度越宽，酸蚀有效作用距离越长，由此说明在注酸之前注前置液和高粘酸的重要性。研究认为，绝大多数情况下，裂缝宽度与液体粘
塔河油田奥陶系沉积特征与划分对比 为了找出塔河地区奥陶系克拉通坳陷中的多层次迭加的含油气系统。本文采用三个统、八个阶的对比方案对塔河地区奥陶系的统、组岩石地层作重大调整。认为塔河地区奥陶纪盆地是塔里木盆地早古生代克拉通内和被动大陆边缘的一部分，奥陶系假整合在下丘里塔格组之上。沉积层序和充填特征∶早、中奥陶世，塔河地区为潮坪-碳酸盐岩台地相；晚奥陶世与塔里木盆地演化同步，为前陆盆地沉积-构造转换的重要阶段，碳酸盐岩台地经历两次淹没过程和向上变浅的沉积序列，晚奥陶世末转为陆源碎屑岩沉积。 标签：塔河奥陶系沉积特征划分对比方案 塔河地区位于塔里木盆地北部，现今的构造位置属沙雅隆起（塔北隆起）南侧阿克库勒凸起的南部[1]。塔里木盆地是个大型复合、叠加盆地，为一具有前寒武系结晶基底的陆板块。内部可能存在以深断裂分隔的不同性质的沉积-构造单元，发育了不同性质的原型盆地，形成多层次迭加的含油气系统，成为碳酸盐古岩溶储集成藏的最有利空间[2]。 塔里木盆地的地层与沉积序列，除前寒武系外，主要包括五个叠加层次的构造-沉积层，限于专题本文只开展塔河地区奥陶系地层与沉积序列的研究。 1塔河地区奥陶系地层划分对比方案 塔河地区奥陶系划分对比方案依据国际奥陶系划分方案（1998）及第三届全国地层会议建议方案（2000），结合柯坪大湾沟新设立的全球辅助层型剖面（2002），对奥陶系的划分作了重大调整。新方案将原划为下奥陶统的鹰山组上部及一间房组划归中奥陶统，将原划为中奥陶统的恰尔巴克组及良里塔格组下部划归上奥陶统。 2塔河地区奥陶纪地层与沉积序列 2.1塔河地区早奥陶世地层与沉积序列 早奥陶世，在塔西克拉通内坳陷盆地还是一套碳酸盐岩台地-潮坪相沉积，沉积中心位于满西1井西南和塘古孜巴斯坳陷[3]。早中奥陶世为槽盆相深水碎屑岩沉积相区，以笔石页岩、陆源碎屑岩、黑色泥岩和放射虫硅质岩为特征。在巴楚、柯坪等地，该组底部为薄层状砂屑灰岩夹白云岩超覆在上寒武统古喀斯特面上，向上为砾屑灰岩与砂屑灰岩夹白云岩韵律互层，潮道冲刷面发育。沉积环境为潮下—潮间带，发育藻鲕和藻纹层灰岩，为建藻席和藻丘的沉积序列组合，在纵向上主要有两大部分：下部碳酸盐加积序列，潮道-潮坪序列；上部的藻席发育序列，局部可建藻丘。 2.2塔河地区中奥陶世地层与沉积序列
文章编号：!"""#"$%$（&""&）"!#"!"’#"( 塔河碳酸盐岩油藏地质模型 王根久!，王桂宏&，余国义&，杨荣婧(，孙爱( （!)中国地质大学（北京）；&)中国石油勘探开发研究院；()中国石油华北油田） 摘要：塔里木盆地塔河油田为以裂缝、溶洞为主的碳酸盐岩油藏，其储集层近水平方向延伸，横向连续性很差，特别是北西#南东方向储集层变异程度大。建立裂缝和溶洞模型的具体方法是：对密度测井曲线进行标准化，与岩心实测孔隙度对比，控制数据质量后计算密度孔隙度；对密度孔隙度进行空间数据分析，得到变差函数，按裂缝和溶洞带水平延伸的框架模型进行条件模拟，建立基于井的孔隙度地质模型；用!(口井的密度测井曲线推导拟波阻抗曲线，建立整个油藏的三维地震速度模型，综合反演得到油藏的孔隙度模型。估算结果，塔河油田裂缝、溶洞的净厚度约为碳酸盐岩厚度的*+。由于油藏条件下的岩心分析数据非常重要，所以应在对油层进行酸化、压裂之前获取单层测试资料，以利于通过生产资料来检验模型的精度。图*表!参&（王根久摘） 关键词：塔里木盆地；塔河油田；碳酸盐岩；裂缝；溶洞；密度测井；三维地震；综合反演；孔隙度模型 中图分类号：,-!’文献标识码：. 塔河油田位于塔里木盆地北部阿克库勒地区，是典型的非均质性油气藏，主力产层是奥陶系碳酸盐岩，油气纵向上主要分布在潜山风化淋滤岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带（厚约&*"/）内，横向上分布在古岩溶高地、古岩溶斜坡及不同走向断裂、裂缝交汇处［!］。塔河油田的油气藏类型为潜山风化壳与裂缝、孔、洞复合型，进行地质描述有一定难度。本文根据岩心测试、密度测井、钻速资料描述储集空间，建立基于井的地质模型，进而利用三维地震和012资料建立综合地震反演孔隙度模型，预测裂缝和岩溶带的厚度。 !裂缝和溶洞带描述 在碳酸盐岩油藏中，尤其是裂缝带或溶洞带附近，井孔条件严重影响井数据的质量，所以必须借助图形分析，比较分析多种数据间的关系，在控制数据质量的前提下，客观地描述裂缝和溶洞带。 碳酸盐岩岩心不包含大裂缝和溶洞带，发育较大裂缝而不发育微裂缝的碳酸盐岩一般测不到高渗透率。在岩心实测渗透率与基岩密度的交会图上可发现，相对较高的渗透率对应较低的基岩密度，说明实测孔隙度和渗透率只反映碳酸盐岩岩心基岩的孔隙度和微裂缝贡献的渗透率，而且只有在油藏条件下测得的孔隙度和渗透率才有效，因为当压力降低时，地下高压条件下闭合的微裂缝会张开。从图!可见，塔河油田岩心实测渗透率与孔隙度有两组关系：一组孔隙度较高而渗透率较低，其渗透率来自高孔隙的贡献；另一组孔隙度较低而渗透率较高，其渗透率来自微裂缝的贡献。不同孔隙度样品中都有一些渗透率较高，说明有微裂缝存在，所以本文将孔隙度分为3组（第!组小于&)*+，第&组为&)*+4()*+，每组递增!+孔隙度，第3组为3)*+4!"+），建立孔隙度和渗透率的关系， 进而描述基岩与微裂缝的关系。 图!塔河油田岩心实测孔隙度和渗透率关系图 裂缝和溶洞带的密度测井值明显较低，所以密度测井是描述裂缝、溶洞和基岩最可靠的数据。但碳酸盐岩油藏的井孔条件影响密度测井质量，不同井的基岩密度基线不同，许多井段密度曲线的数值明显高于岩心分析的基岩密度，因此用密度测井资料计算孔隙度（本文称为密度孔隙度）前，必须对密度曲线进行标准化处理。由密度孔隙度（5267）、自然伽马（89）和钻速（9:2）之间关系（见图&）明显可见，高孔隙度层对应于高自然伽马和较高的钻速。 取心段钻速小于")"&/;/<=，裂缝和溶洞带钻速大于")">/;/<=。由图(可见，较低钻速对应较低密度孔隙度，而较高钻速对应较高密度孔隙度。（一些数据对应不好是深度误差造成的。） ’"! 石油勘探与开发 &""&年&月2-,9:?-@A-B2?:9.,7:C.C55-0-?:2A-C,0DE)&’CD)! 万方数据
中国深层海相碳酸盐岩勘探前景分析 与国外相比，中国海相碳酸盐岩多分布于盆地下构造层，具有时代老、埋藏深、时间跨度大、含油气层系多、成藏历史复杂等特点。 近年来，随着地质认识的深化、勘探技术的进步，我国深层海相碳酸盐岩油气勘探取得了一系列重大突破： ①加大对塔里木盆地塔北、塔中两大古隆起的探索力度，在塔北隆起南缘斜坡哈拉哈塘地区发现了奥陶系鹰山组岩溶缝洞型大油田；塔中断裂带北斜坡，奥陶系良里塔格组礁滩、鹰山组岩溶等多目的层获得重大突破。 ②围绕四川盆地开江—梁平海槽台缘带礁滩体勘探，发现了铁山坡、罗家寨、普光、龙岗等一批大气田；加强川中古隆起及斜坡区下古生界—震旦系碳酸盐岩勘探，获得战略性突破，发现寒武系龙王庙组特大型整装气藏。 ③强化对鄂尔多斯盆地碳酸盐岩风化壳岩溶储层的勘探，于靖边气田西部岩溶带获得新突破，新发现奥陶系马五亚段新的含气层系。 从近期油气勘探发现看，含油气层系埋深普遍大于4000ｍ，塔里木盆地甚至超过7000ｍ，显示出深—超深层海相碳酸盐岩具有良好的油气勘探前景。 1、海相碳酸盐岩勘探发展趋势 1.1关于深层的定义
关于深层的定义，国际上尚没有严格的标准，不同国家、不同机构对深层的定义并不相同。目前国际上大致将埋深大于15000英尺（4500ｍ）的油气藏定义为深层油气藏。 中国2005年全国矿产储量委员会颁发的《石油天然气储量计算规范》，将埋深3500～4500m定义为深层，大于4500ｍ定义为超深层；中国钻井工程采用埋深介于4500～6000ｍ为深层、大于6000ｍ为超深层这一标准。基于东、西部地区地温场的变化以及勘探实践，我国东部地区一般将埋深介于3500～4500ｍ定义为深层，大于4500m为超深层；西部地区将埋深介于4500～5500 m定义为深层，大于5500ｍ定义为超深层，即使按照传统的西部地区深层定义，我国近年来海相碳酸盐岩油气勘探发现也都属于深层范畴。 1.2 海相碳酸盐岩油气勘探发展趋势 1.2.1全球海相碳酸盐岩油气勘探 海相碳酸盐岩在全球油气生产中占据极为重要的地位。据HIS 2000年统计，海相碳酸盐岩油气资源量约占全球油气资源总量的70％，已探明的油气可采储量约占全球油气可采储量总量的50％。2011年全球油气产量，海相碳酸盐岩约占其总量的63％。 随着国际能源供需矛盾的日益突出，碳酸盐岩油气勘探聚集了世界的目光，勘探开发投入也随之增大，深层碳酸盐岩已经成为全球油气勘探开发的热点。对全球2009年以前发现的碳酸盐岩大油气田主力产层埋深变化的统计数据表明，2000年以前全球主力产层埋深大于4000ｍ的大油气田占总数的14.8％；2000年以来，这一数据已经占到总数的58.6％（图）。
文章编号：５０２１－５２４１（２００５）０１－００８５－０４ 收稿日期：２００５－０５－１１ 第一作者简介：丁勇（１９６８－），男，高级工程师，中石化西北分公司研究院，从事油气勘探综合研究，成都理工大学能源学院油气田开发工程专业２００３级在职博士研究生。地址：新疆乌鲁木齐北京北路２号（８３００１１）。电话：（０９９１）３６００７４２。 塔河油田奥陶系原油高蜡成因 丁勇１，２ （１．成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１００５９； ２．中国石化西北分公司勘探开发规划设计研究院，新疆乌鲁木齐８３００１１） 摘要：塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，奥陶系是主要产层，其原油物理性质变化较 大，原油含蜡量与原油密度呈相反的变化趋势。塔河油田西北部原油密度大，但含蜡量相对低，而东南部原油具较高含蜡量。常规认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为特征。塔河油田奥陶系原油来源于海相烃源岩与原油具高蜡特征并不矛盾。研究表明，高蜡原油并非来源于陆相，海相有机质也可以生成含蜡量较高的原油。塔河油田东南部９区高蜡原油是多次“过滤”和蒸发分馏这两种作用共同造成的。关键词：塔河油田；奥陶系；原油；高蜡；成因分析中图分类号：ＴＥ１２２ 文献标识码：Ａ 塔河地区是中国石化西北分公司油气勘探开发的重要区块之一，目前已形成储量规模达几亿吨、年产原油 ３５０多万吨的大型油气 田———塔河油田。塔河油田东南部奥陶系原油具较高含蜡量，通常认为海相原油以低蜡、陆相原油以高蜡为其特征。塔河油田东南部的奥 陶系高蜡原油属于海相还是陆相，其形成机制是什么，对于这一问题的认识直接关系到对塔河油田东南部奥陶系原油的来源和其勘探前景的认识，因此分析塔河油田奥陶系原油高蜡形成机制显得十分必要，并具有一定的现实意义。 １概况 塔河油田发现于１９９６年。油田主体部位位于塔 里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部。截至２００３年底，塔河地区已在奥陶系、石炭系、三叠系、白垩系４个层位获得油气突破。经过多年的 勘探和综合研究，基本查明了塔河油田油气富集规律。目前塔河油田主要产层奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞储集体连片，整体含油、 不均匀富集，其上叠加成带分布的志留—泥盆系、石炭系及三叠系低幅度背斜圈闭、岩性圈闭及复合型圈闭，由断裂、不整合沟通形成次生油气藏，纵向上构成“复式”成藏组合特征。 研究表明［１］，塔河油田奥陶系原油属于海相原油，主要来源于其西南的满加尔坳陷寒武—奥陶系，该套烃源岩规模巨大，有机质类型为Ｉ型腐泥型，是塔河油田主力烃源岩，并具有长期生烃、多期供烃、成熟度较高的特点；油气运移、聚集的主体方向是由南、西南向北、北东，晚期油气除由南向北外，由东、东南向西、西北方向也是重要的油气运聚方向；塔河油区存在３个主要成藏期和５次充注过程，代表了海西晚期（第１期）、印支—喜马拉雅中期（第２期）以及晚期（第３期）的主要成藏过程。早期的油气运聚主要成藏于奥陶系储层中，晚期多期次不同性质的油气充注的不均一性使区域上油气面貌复杂化（多期及复合）。空间分布上，多期次充注主要出现于油区东部、南部。油区西部、北部，尤其是西北部多期次充注相对少见，主要为早期充注受水洗氧化改造强的重质稠油。早期成藏改造、晚期充注调整是塔河油田重要的成藏机制，成藏封闭条件 的形成与演化是塔河油气成藏的重要控制因素。 第１ 卷第１期Ｖｏｌ．１，Ｎｏ．１２００５年８月 ＷＥＳＴＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＳ Ａｕｇ．２００５
断块油气田2013年7月 收稿日期：2013-01-19；改回日期：2013-05-15。 作者简介：李巍，女，1988年生，在读硕士研究生，研究方向为油 气田开发。E -mail ：liweiliweiqiang@https://www.doczj.com/doc/3517208784.html, 。 碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素 李巍1，2，侯吉瑞1，2，丁观世1，2，李海波1，2，张丽1，2 （1.中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油大学（北京）教育部油田开发重点实验室，北京102249） 基金项目：国家重点基础研究发展计划（973）项目“缝洞型油藏提高采收率方法研究及优化”（2011CB20100603）； “十二五”国家科技重大专项“补充能量注入体系优选实验研究”（2011ZX05014-003） 0引言 近年来，国内碳酸盐岩油气藏勘探开发呈现快速 发展态势，尤其是塔里木盆地塔河油田，已经发展成为国内陆上现已开发的储量、产量规模最大的海相碳酸盐岩油藏［1］。缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有特殊性［2-5］，岩溶裂缝、洞、孔呈多重介质特征,开采难度大，储集体在空间分布上具有不连续性，油藏的油水关系复杂的特点 ［6-10］ ，塔河油田部分油井见水后产量递减快，如何 进一步识别剩余油并继续进行挖潜、提高动用储量采 收率还没有成熟的思路和技术手段［11-13］。碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率技术与成熟的碎屑岩油藏提高采收率技术有着本质的区别［14-15］。笔者结合塔河油田矿场资料，根据相似性原理设计并制作了2种具有代表性的缝洞组合模型，即裂缝溶洞模型和裂缝网络模型。在可视化条件下观察2种模型在不同底水强度驱替时 摘 要 缝洞型碳酸盐岩油藏具有储集空间特殊、连接方式复杂、流体流动规律复杂等的特点，这些特点导致水驱开发后 剩余油特征差异很大。文中通过可视化物理模拟实验，模拟了不同缝洞组合模式的油藏底水驱替开发过程。研究结果表明，缝洞型油藏剩余油分为：连通性差的孔洞剩余油、绕流油、阁楼油和油膜。与其他缝洞连通较差的孔洞几乎可以认为是封闭孔洞，因其无法进行油水置换从而形成剩余油；流体沿最低流动阻力方向流动导致重力效应降低，故在溶洞与裂缝出口处形成绕流油；沟通溶洞的裂缝在溶洞的低部位，故注入水无法达到顶端与油发生置换而形成阁楼油；受岩石表面润湿性、原油黏度以及温度的影响，在溶洞和裂缝表面易形成油膜。关键词 缝洞型油藏；可视化模型；物理模拟；剩余油；影响因素 中图分类号：TE344 文献标志码：A Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir Li Wei 1，2,Hou Jirui 1，2,Ding Guanshi 1，2,Li Haibo 1，2,Zhang Li 1，2 (1.EOR Research Institute,China University of Petroleum,Beijing 102249,China;2.MOE Key Laboratory of Oilfield Development,China University of Petroleum,Beijing 102249,China) Abstract:Fractured -vuggy carbonate reservoir has the characteristics of special storage space,complex connection mode and fluid flow law,which lead to big differences in characteristics of remaining oil after waterflooding.By visual physical simulation experiments,two different models have been established and the process of waterflooding has been simulated in this paper.The results show that the types of remaining oil,including remaining oil trapped in the closed fractures and caves,by -pass oil,attic oil and oil film have been determined.Remaining oil is trapped in the closed caves due to bad connectivity with other fractures and caves.Because the minimum resistance is the fluid flow direction,the by -pass oils are easy to form under the link between the fractures and caves.The attic oils are trapped in the top of caves where the flooded water can not arrive in.On the wall of fractures and caves,the oil films form,which are affected by wettability,oil viscosity and temperature. Key words:fractured -vuggy reservoir;visualization model;physical simulation;remaining oil;influencing factor 引用格式：李巍，侯吉瑞，丁观世，等.碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油类型及影响因素研究［J ］.断块油气田，2013，20（4）：458-461. Li Wei ，Hou Jirui ，Ding Guanshi ，et al.Remaining oil types and influence factors for fractured -vuggy carbonate reservoir ［J ］.Fault -Block Oil &Gas Field ，2013，20（4）：458-461. 第20卷第4期断块油气田 FAULT -BLOCK OIL ＆GAS FIELD doi:10.6056/dkyqt201304012
塔河油田地层简表
地 界 系 第四 系 新 上新统 库车组 康村组 吉迪克组 统 层 群 系 组 统 代号 Q N2k N1k N1j E3s E1-2km 岩 性 描 述
灰白色粉砂层、细砂层夹黄灰色粘土层。 黄灰色泥岩、粉砂质泥岩与灰白色粉砂岩略等厚互层。 浅灰、白色细粒砂、粉砂岩岩与黄灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互层。 上部棕、蓝灰色泥岩夹棕色粉砂岩、细粒砂岩，下部褐棕色泥岩、膏质泥岩夹 浅棕色粉砂岩、细粒砂岩。 棕褐色泥岩与浅棕色细粒砂岩不等厚互层。 棕红色中粒砂岩、含砾粗-中粒砂岩。 上部为红棕色粗-细粒岩屑长石砂岩、粉砂岩与棕褐色泥岩略等厚互层；中部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩与棕褐色泥岩、粉砂质泥岩不等厚互层；下部 棕色粉砂岩、细粒长石岩屑砂岩夹棕褐色泥岩。 棕褐色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩略等厚互层。 棕、棕褐、灰绿色泥岩与浅棕、灰白色细粒砂岩、粉砂岩不等厚互层。 浅灰色细粒砂岩、砾质中粒砂岩夹棕褐色泥岩。 灰白色粉砂岩、细粒砂岩、砾质细粒、中粒砂岩夹棕褐色泥岩及煤线。 （1） T3h ：深灰、棕灰、灰黑色泥岩夹少量灰、浅灰色细粒砂岩、粉砂岩、 泥质粉砂岩，底部灰黑色炭质泥岩为三叠系标志层。 1 （2）T3h ：浅灰色细粒砂岩、中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅰ砂组。 （1）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩、粉砂岩。 3 （2）T2a ：浅灰、灰白色细粒砂岩，为三叠系 T-Ⅱ砂组。 2 （3）T2a ：深灰色泥岩夹浅灰色细粒砂岩； 1 （4）T2a ：浅灰色细砾岩、含砾中粒砂岩夹深灰色泥岩，为三叠系 T-Ⅲ砂组。 深灰色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色粉砂岩。 深灰色、灰绿色英安岩。底部为灰黑色玄武岩。 （1） C1kl ：棕灰色、灰色、浅灰色、灰白色中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩与 棕褐、棕红色、灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚-不等厚互层。为卡拉沙依组砂 泥岩互层段。 1 （2）C1kl ：棕褐、深灰色泥岩。为上泥岩段。 （1）C1b ：黄灰色泥晶灰岩夹深色泥岩，即“双峰灰岩”段； 2 （2） C 1b ： 棕褐色、 灰色泥岩、 粉砂质泥岩夹灰色泥质粉砂岩， 即“下泥岩段”； 1 （3）C1b ：灰色灰质粉砂岩、灰色细粒砂岩与灰色泥岩、粉砂质泥岩略等厚互 层，即“砂泥岩互层段”。 上部为灰白色细粒石英砂岩。下部灰白色细粒石英砂岩与深灰色、绿灰色泥岩 呈不等厚互层。 深灰、灰绿、灰色泥岩与灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩略等厚-不等厚互层。 上部灰色细粒砂岩与绿灰、 深灰色泥岩； 中部为绿灰、 深灰色泥岩， 下部绿灰、 深灰色泥岩夹灰色细粒砂岩。 灰色泥岩、灰质泥岩与灰色泥晶灰岩、灰岩略等厚-不等厚互层。 灰、褐灰色泥微晶灰岩、泥灰岩。 上部为棕褐色灰质泥岩、下部为浅灰色泥晶灰岩。 浅灰色砂屑泥晶灰岩、泥晶灰岩。 灰白、灰色泥晶灰岩、含砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩。
3 2 4 2
上第 生 三系 中新统 界
渐新统 苏维依组 下第 三系 古-始新 库姆格列 统 木群 巴什基奇克 组
K1bs K1b K1s K1y J1
白 垩 系
下统
巴西盖组 卡普沙良 群 舒善河组 (K1kp) 亚格列木组
中 生 界
侏 罗 系
下统
上统
哈拉哈塘组
T3h
三 叠 系
中统
阿克库勒组
T2a
下统 二 叠 系 中统
柯吐尔组
T1k P2
晚 古 生 界
卡拉沙依组 石 炭 系 下统 巴楚组
C1kl
C1b
泥 盆 系 志 留 系 早 古 生 界
上统
东河塘组 塔塔埃尔塔 格组
D3d
S1t S1k O3s O3l O3q O2yj O1-2y
下统 柯坪塔格组 桑塔木组 上统 良里塔格组 恰尔巴克组 中统 中下统 一间房组 鹰山组
奥 陶 系
碳酸盐岩缝洞型油藏储层酸压改造技术探讨 随着石油技术的发展，碳酸盐岩缝洞型油藏开发已经成为我国近年来原油增储上产的重要领域。然而，在该类油藏的开发过程中，由于其地质发育的特殊性使得其在稳油增产过程中面临着巨大的挑战。为了加快和深入碳酸盐岩缝洞型油藏储层改造的提高采收率研究进程，从酸压改造机理进行分析，调研了目前酸压工作液体系的发展现状，酸压工艺技术的应用及评价技术，对该类油藏储层酸压改造技术进行了深入探讨。 标签：塔河油田；缝洞型油藏；酸压；机理；效果分析 碳酸盐岩缝洞系统作为一种良好的油藏储集空间，在石油开采中占有重要的地位并受到石油工作者的高度重视。碳酸盐岩缝洞型油藏储层的油气储集空间通常以大型溶洞和裂缝为主，由于原生沉积、地质构造运动和岩溶作用等影响使得该类油藏的储集空间具有形态多样化、组合类型多样化、空间尺度差异大和储集体纵横向变化大等特征，储层非均质性极强，储集空间连通性差，地下流体渗流同时存在达西渗流和非达西渗流，这对充分认识油藏和高效开发带来了极大的难度。目前该类油藏在开发的过程中普遍存在着储量动用程度低、产量递减快以及采收率低等开发难题。 酸压工艺是将酸液以一定的压力注入油藏中使之进入压开的地层或张开的天然裂缝中形成不均匀刻蚀，从而增加储层导流能力的一种增产措施。针对这种非均质性极强、储集空间连通性差的碳酸盐岩缝洞型油藏，通过对储层进行酸压工艺措施进行合理的改造能切实提高油气产量。 1 酸压改造机理分析 1.1 裂缝起裂和扩展机理分析方法 由于碳酸盐岩缝洞型油藏储层极强的非均质性和天然裂缝发育的特点以及本身所特有的复杂介质特征，使得该类油藏的酸压施工过程中裂缝起裂和扩展规律与均质砂岩油藏有很大的区别，岩石力学和分层应力是酸压设计与分析的重要基础，为此需要从碳酸盐岩缝洞型油藏的岩石物性和岩石力学参数出发，通过对地应力分布规律研究，建立裂缝起裂和扩展规律的数值模型。 1.2 酸压有效性影响因素浅析 储层酸压改造的有效性将直接影响开发生产效果，酸蚀裂缝的长度和导流能力是判断其施工效果的两个重要因素。前者通常由施工酸量、酸液和岩石反应速率以及酸的滤失系数等参数确定，后者受酸溶解岩石矿物的能力、酸岩反应的刻蚀形态、酸对岩石的绝对溶解量等的影响。 2 酸压工作液体系的发展研究
卷(V olume)27,期(Num ber)2,总(T otal)108矿物岩石 页(Pages )108-111,2007,6,(Ju n,2007)J M INE RAL PETROL 收稿日期:2006-10-17; 改回日期:2007-01-10基金项目:成都理工大学科研基金项目(编号:HS 001) 作者简介:孙来喜,男,41岁,副教授(博士后),石油地质专业,研究方向:油气藏开发及油藏数值模拟.E m ail:s unlaix888@https://www.doczj.com/doc/3517208784.html, 缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用 及其在开发中的利用 孙来喜1, 王洪辉2, 武楗棠3 1.成都理工大学能源学院,四川成都 610059; 2.成都理工大学 油气藏地质及开发工程 国家重点实验室,四川成都 610059; 3.中国石油大学,北京 102200 !摘 要? 缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍~2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。!关键词? 碳酸盐岩油藏;毛细管;自吸;水驱;数值模拟 中图分类号:T E344 文献标识码:A 文章编号:1001-6872(2007)02-0108-04 0 引 言 碳酸盐岩油层的微观非均质性远比陆源碎屑岩油层严重得多,其储集空间变化大,从毛细管到直径 很大的溶洞和裂缝。裂缝和溶洞在较小范围内的渗透率比基质的渗透率高2个~3个数量级,这就造成了严重的宏观非均质性,从而降低了油层的注水波及系数。 与常规油藏注水开发过程相比较,缝洞型油藏由于储集空间物理性质的复杂性和特殊性,常表现 出油井见效快的生产动态特征,这一动态特征在一 定程度上限制了采用常规注水开发方式改善缝洞型油藏的开发效果。随着大量缝洞型碳酸盐岩油藏的发现与开发,如何改善其开发效果受到了广泛的关注。 润湿相流体在多孔介质中依靠毛管力作用置换非润湿相流体的过程称为渗吸。从20世纪50年代以来,人们对渗吸驱油机理及规律作了大量的研究,Aro no fsky J S 等人[1]首先导出了渗吸驱油指数关系方程,Rapo por t L A [2] 提出渗吸驱油准则,Gra ham J W 等人先后用三角形和方块模型完成了渗吸
塔河油田油气地质特征 一、基本情况与勘探历程 二、油气勘探成果 三、综合研究成果 四、勘探技术方法 五、“十五”后期规划部署 六、存在问题与攻关目标
1.历史沿革 1978年5月，原国家地质总局在第一普查勘探大队的基础上组建“新疆石油普查勘探指挥部”，由青海迁入新疆。 1983年改名为地质部西北石油地质局。 1985年地矿部党组决定依托西北石油地质局成立“地矿部塔北油气勘查联合指挥部”。 1997年1月中国新星公司成立,变更为中国新星石油公司西北石油局。
中国新星石油公司整体并入 中国石化集团后的发展 2000年中国新星石油公司整体并入中国石化集团后，李毅中总经理、牟书令副总经理等集团公司领导十分关心西部油气勘探开发和西北石油局的发展，多次来新疆视察指导工作。 2001年重组改制为新星西北分公司和新星西北石油局。
2.油气勘探历程及主要成果 准噶尔盆地 主战场---塔里木盆地 吐哈盆地1978年进入新疆，探区遍及新疆各盆地
奇克里克侏罗系油气 藏，形成了塔里木盆地山前坳陷油气勘探第一次热潮。 塔河油田 （4）1997年塔河亿吨级海相整装油田的发现和1998年克拉2千亿方级陆相大气田的发现，标志着塔里木盆地油气勘探进入了新的阶段。 克拉2气田 ⑵1977年柯克亚第三系凝析气藏的发现，又一次掀起中新生界油气勘探高潮。 （3）1984年沙参2井奥陶系获高产油气流，开创了塔里木盆地海相古生界找油的新领域，为我国油气勘探战略西移提供了依据。迎来了地矿、石油系统大规模勘探会战局面。
沙参2井 1984年9月22日于井深5391 米奥陶系白云岩中获日产 油1000方,天然气200万方, 发现雅克拉凝析气田. 沙参2井在海相古生界的重大突破，拉开了塔里木盆地新一轮大规模石油勘探开发的序幕；为国家制定“稳定东部，发展西部”油气资源战略提供了重要依据。
基金项目:国家九五重点科技攻关项目(99-111-01-03) 第一作者简介:马安来,男,34岁,副教授(中国石化勘探开发研究院博士后),石油地球化学 收稿日期:2003-12-24 文章编号:0253-9985(2004)01-0031-08 轮南、塔河油田稠油油源对比 马安来1,2,张水昌3,张大江3,金之钧1 (1.中国石化石油勘探开发研究院,北京100083; 2.长江大学,湖北荆州434023; 3.中国石油勘探开发研究院,北京100083) 摘要:运用G C ,G C -MS ,G C -MS -MS 、配比实验、沥青质钌离子催化氧化技术,研究了塔里木盆地轮南、塔河稠油油源。轮南、塔河油田稠油中含有252降藿烷,但正构烷烃分布完整,色谱基线呈不同程度抬升,油藏经历了两期成藏过程。稠油具有三环萜烷含量高、C 24四环萜烷含量低、伽马蜡烷含量低、C 28甾烷含量低、甲藻甾烷及三芳甲藻甾烷含量低、42甲基2242乙基胆甾烷及其芳构化甾烷含量低、242降甾烷含量低的特点。油源对比表明轮南、塔河稠油来源中、上奥陶统烃源岩。配比实验表明,原油中若混入了25%寒武系生源的T D2井原油,混源油也会呈现寒武系生源的特点,表明寒武系烃源岩生成的原油并未大规模混入到轮南、塔河油藏中。轮南、塔河稠油沥青质钌离子氧化降解产物在一元酸及甾烷酸、42甲基甾烷酸的分布与T D2井稠油明显不同,进一步证明中、上奥陶统烃源岩可能为轮南、塔河稠油的主力源岩。关键词:生物标志物;油源对比;稠油;钌离子催化氧化(RIC O );沥青质;塔里木盆地中图分类号:TE122.1 文献标识码:A Oil and source correlation in Lunnan and T ahe heavy oil fields Ma Anlai 1,2 Zhang Shuichang 3 Zhang Dajiang 3 Jin Zhijun 1 (1.Exploration and Production Research Institute ,SINOPEC ,Beijing ;2.Changjiang Univer sity ,Jingzhou ,Hubei ; 3.Petroleum Exploration and Development Research Institute ,CN PC ,Beijing ) Abstract :Several technologies ,including G C ,G C 2MS ,G C 2MS 2MS ,match experiment and ruthenium ion catalytic oxi 2dation of asphaltenes ,are used to study the s ources of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields ,T arim basin.The heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields contain 252norhopane ,while the distribution of normal paraffin hydrocarbons is com 2plete and chromatographic base lines are uplifted in varying degrees ,showing that the accumulations have been formed in tw o stages.The heavy oil are characterized by high content of tricyclic terpane ,low content of C 24tetracyclic ter 2pane ,gammacerane ,C 28sterane ,triaromatic sterane ,42methyl cholestane 2242ethyl cholestane ,aromized sterane ,and 242norsterane.Oil and s ource rock correlation indicates that the oil in Lunnan and T ahe oilfields come from the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician.Match experiments show that the oil w ould have als o the characteristics of Cambrian s ource rock if it is mixed with 25%of T D2well ′s oil generated from Cambrian s ource rock ,indicating that the hydrocarbons generated from Cambrian s ource rocks have not extensively migrated into Lunan and T ahe reserv oirs.Ruthenium ion catalytic oxidation of asphaltenes further verifies that the s ource rocks in Middle and Upper Ordovician are the main s ource rocks of heavy oil in Lunnan and T ahe oilfields. K ey w ords :biomarker ;oil and s ource correlation ;heavy oil ;ruthenium ion catalytic oxidation (RIC O );asphaltenes ;T arim basin 自20世纪80年代塔里木盆地沙参2井发现 古生界油气以来,油源研究一直是争论的焦点。1978年,康玉柱[1]首次提出寒武2奥陶系碳酸盐岩 是盆地重要的生储油岩系,“八五”至今,地矿系统及中石化系统认为塔里木海相原油源岩为寒武系至下奥陶统。在中石油系统,“九五”以来油源争 第25卷 第1期 石油与天然气地质 OI L &G AS GE O LOGY 2004年2月