縫洞型碳酸鹽巖定容油藏形成機(jī)理及開(kāi)發(fā)技術(shù)

縫洞型碳酸鹽巖是容油藏形成機(jī)理及開(kāi)發(fā)技術(shù)鄧興梁;羅新生;劉永福;黃臘梅;熊昶【摘要】碳酸鹽巖定容油藏多分布在分支斷裂周?chē)?，?chǔ)集層類型以洞穴型為主具地層能量弱、地層壓力下降快、單井控制范圍小、無(wú)地層水產(chǎn)出等特征.綜合分析認(rèn)為，油氣成藏后，伴隨著構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及油氣充注的停止，分支斷裂油藏油水界面之下的地層水處于相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài)，方解石從地層水中析出，堵塞了油水界面下的早期流體運(yùn)移通道，油水界面以上油氣被封閉，形成無(wú)水的定容油藏.基于定容油藏的動(dòng)靜態(tài)特征及開(kāi)發(fā)實(shí)踐，提出了一井多靶點(diǎn)注水替油開(kāi)發(fā)技術(shù).【期刊名稱】《新疆石油地質(zhì)》【年(卷)，期】2019(040)001【總頁(yè)數(shù)】5頁(yè)(P79-83)【關(guān)鍵詞】塔里木盆地;縫洞型儲(chǔ)集層;碳酸鹽巖油藏;定容油藏;注水替油【作者】鄧興梁;羅新生瀏永福;黃臘梅焦昶【作者單位】中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000;中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000;中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000;中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆庫(kù)爾勒841000;中國(guó)石油塔里木油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院,新疆庫(kù)爾勒841000【正文語(yǔ)種】中文【中圖分類】TE344塔里木盆地碳酸鹽巖油藏勘探開(kāi)發(fā)取得巨大進(jìn)展，相繼發(fā)現(xiàn)了輪古、塔中、英買(mǎi)力、哈拉哈塘等多個(gè)大中型油氣田，碳酸鹽巖黑油產(chǎn)量已經(jīng)占據(jù)盆地黑油產(chǎn)量的一半。但縫洞型碳酸鹽巖油氣藏儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)，油氣田開(kāi)發(fā)一直存在規(guī)模小、產(chǎn)量低、上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)難度大等現(xiàn)象，制約了碳酸鹽巖油氣藏的高效開(kāi)發(fā)。碳酸鹽巖油氣藏儲(chǔ)集空間主要由裂縫和巖溶溶洞構(gòu)成，其形態(tài)、大小、連通性差異極大，按照生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征，油藏可劃分為定容型和非定容型兩類。本文根據(jù)油藏動(dòng)靜態(tài)特征，明確了定容油藏的形成機(jī)理及分布規(guī)律，提出了定容油藏的開(kāi)發(fā)技術(shù)，以期對(duì)碳酸鹽巖油氣藏的高效開(kāi)發(fā)有所裨益。1碳酸鹽巖定容油藏特征碳酸鹽巖定容油藏是指縫洞型碳酸鹽巖油藏中，儲(chǔ)集體與外部不連通或者連通范圍有限，在開(kāi)發(fā)中得不到能量補(bǔ)給的油藏［1-3］。鉆遇定容油藏的井為定容井，定容井生產(chǎn)初期產(chǎn)能較高，但由于在開(kāi)發(fā)中得不到能量補(bǔ)給，短時(shí)間內(nèi)產(chǎn)量遞減很快，自噴期累計(jì)產(chǎn)油量較小［4-5］，油井主要依靠注水補(bǔ)充能量、驅(qū)替剩余油，其特征明顯區(qū)別于非定容油藏，本文從動(dòng)、靜態(tài)兩個(gè)方面闡述定容油藏的特征。1.1定容油藏的靜態(tài)特征定容油藏在塔里木盆地輪古、塔中、哈拉哈塘、英買(mǎi)2油田均有分布，約占縫洞型碳酸鹽巖油氣藏總數(shù)的30%.碳酸鹽巖儲(chǔ)集層發(fā)育受走滑斷裂控制，沿走滑斷裂主斷裂及分支斷裂發(fā)育［6］，定容油藏主要分布在走滑斷裂的分支斷裂上。對(duì)塔里木油田31個(gè)定容油藏的分布規(guī)律研究表明，28個(gè)分布在分支斷裂附近，分布在主斷裂附近的僅3個(gè)?？碧綄?shí)踐已經(jīng)證實(shí)，主斷裂活動(dòng)性強(qiáng)，斷裂溝通范圍大，單井控制儲(chǔ)集體范圍大，油氣藏多為非定容型；而分支斷裂活動(dòng)性較弱，儲(chǔ)集體間連通性差，單井控制范圍小，油藏多為定容型。以中古434井區(qū)為例，該井區(qū)位于分支斷裂上的7口井均表現(xiàn)出定容的特征，而位于主干斷裂附近的6口井均表現(xiàn)出非定容的特征（圖1）。定容油藏地震反射以強(qiáng)串珠狀為主，儲(chǔ)集層以洞穴型為主，鉆井過(guò)程中漏失、放空等工程異常特征普遍。以定容井YM2-16井為例（圖2），該井地震反射同相軸呈強(qiáng)串珠狀，在5925.7-5931.0m井段累計(jì)漏失鉆井液641m3，成像測(cè)井圖像顯示漏失段溶蝕洞穴發(fā)育，儲(chǔ)集層為洞穴型。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，該區(qū)31口定容井地震反射均為強(qiáng)串珠狀，試采均表現(xiàn)出洞穴型儲(chǔ)集層的特征，其中24口井在鉆井過(guò)程中出現(xiàn)了漏失和放空，最大漏失量2759m3，最大放空段長(zhǎng)度10.61m.圖1塔中地區(qū)中古434井區(qū)定容井和非定容井分布圖2過(guò)YM2-16井地震剖面（a）及漏失段成像測(cè)井圖像（b）1.2定容油藏的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征定容油藏地層能量弱，驅(qū)動(dòng)類型以彈性驅(qū)動(dòng)為主。以英買(mǎi)2井區(qū)定容井YM2-12-6井為例，該井采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量的平均地層壓降高達(dá)16.31MPa，實(shí)際彈性累計(jì)產(chǎn)量與相應(yīng)時(shí)間封閉彈性累計(jì)產(chǎn)量之比僅為0.88.依據(jù)石油工業(yè)油藏能量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量的平均地層壓降大于2.0MPa，彈性累計(jì)產(chǎn)量與相應(yīng)時(shí)間封閉彈性累計(jì)產(chǎn)量之比小于2.5，即為天然能量微弱，YM2-12-6井天然能量極其微弱，區(qū)塊內(nèi)定容井能量普遍為不足一微弱。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，在塔里木盆地輪古、塔中、哈拉哈塘和英買(mǎi)2油田，縫洞型碳酸鹽巖油藏95%以上的定容井采出1%地質(zhì)儲(chǔ)量的平均地層壓降大于0.80MPa，彈性累計(jì)產(chǎn)量與相應(yīng)時(shí)間封閉彈性累計(jì)產(chǎn)量理論值之比小于8.0，彈性驅(qū)動(dòng)指數(shù)為0.80~0.94,平均為0.90，為典型的彈性驅(qū)動(dòng)油藏。定容油藏由于儲(chǔ)集體封閉，壓恢試井壓力與時(shí)間雙對(duì)數(shù)曲線表現(xiàn)出遠(yuǎn)端封閉、邊界響應(yīng)特征明顯、單井控制范圍小的特征。以YM2-20井為例，該井試井壓力與時(shí)間雙對(duì)數(shù)擬合曲線遠(yuǎn)端封閉（圖3）,邊界響應(yīng)特征明顯，試井解釋單井控制范圍僅102m.通過(guò)對(duì)定容井試井解釋單井控制范圍統(tǒng)計(jì)，定容井單井控制范圍普遍小于500m,-般為100~300m,平均單井控制范圍225m.圖3YM2-20井壓力和壓力導(dǎo)數(shù)與時(shí)間雙對(duì)數(shù)擬合曲線定容油藏具投產(chǎn)后產(chǎn)量、地層壓力下降快和自噴期短的特征。儲(chǔ)集體規(guī)模較小的定容油藏自噴期非常短，以YM2-3-7井為例，該井靜態(tài)評(píng)估儲(chǔ)量為1.0x104t,自噴生產(chǎn)11d后油壓和產(chǎn)量均為零。對(duì)于儲(chǔ)集體較大的定容油藏，雖具備一定的自噴期，但自噴期油壓呈指數(shù)遞減。以YM2-20井為例，靜態(tài)評(píng)估儲(chǔ)量為24.4x104t,投產(chǎn)后油壓產(chǎn)量呈指數(shù)遞減，自噴采油期為360d,自噴期產(chǎn)油量7553t.通過(guò)對(duì)英買(mǎi)2井區(qū)7口定容井生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)，定容油藏自噴期一般小于1a,平均229d,自噴產(chǎn)油量?jī)H占累計(jì)產(chǎn)油量的37.5%（表1）。位于英買(mǎi)2逆沖擠壓斷裂帶上的YG2井，因處于強(qiáng)擠壓應(yīng)力環(huán)境下，地層連通性差，雖靜態(tài)評(píng)價(jià)儲(chǔ)量高達(dá)51.3x104t，累計(jì)產(chǎn)油量高達(dá)9.6x104t，但定容特征明顯，投產(chǎn)后油藏壓力下降快，該井于2009年5月投產(chǎn)，油藏靜壓為61.08MPa,2010年6月油藏靜壓為50.97MPa,—年時(shí)間內(nèi)油藏壓力下降10.36MPa.表1英買(mǎi)2井區(qū)定容井不同階段產(chǎn)液量統(tǒng)計(jì)？定容油藏試采過(guò)程中無(wú)地層水產(chǎn)出。通過(guò)對(duì)英買(mǎi)2井區(qū)7口定容井統(tǒng)計(jì)分析表明（表1）,定容井在試采過(guò)程中基本不含水，7口井累計(jì)產(chǎn)水1928t,單井產(chǎn)水量一般小于500t,部分井投產(chǎn)初期采出的少量水為鉆井液所含水，而非地層水。以YM2-15井為例，該井鉆井過(guò)程中累計(jì)漏失鉆井液230m3，投產(chǎn)后初期產(chǎn)水118t,水氯根22000mg/L,而英買(mǎi)2井區(qū)地層水氯根平均值為66000mg/L,兩者差異明顯，且隨著生產(chǎn)的進(jìn)行含水逐漸降低，直至不含水，證實(shí)了該井產(chǎn)出的水不是地層水。2碳酸鹽巖定容油藏的形成機(jī)理區(qū)域大型走滑斷裂作為巖溶水的運(yùn)移通道，控制著儲(chǔ)集層的發(fā)育，也作為后期油氣的運(yùn)移通道，控制了油藏的形成［6-8］。塔中、塔北地區(qū)發(fā)育多條大型北西向、北東向走滑斷裂，成為后期巖溶水的運(yùn)移通道，控制巖溶作用的范圍及巖溶儲(chǔ)集體的展布。勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層主要沿大型走滑斷裂帶分布，平面上呈條帶狀；剖面上主斷裂為“根”，次級(jí)斷裂為“枝”，儲(chǔ)集體沿主干斷裂及其分支斷裂發(fā)育，呈樹(shù)狀結(jié)構(gòu)（圖4）。塔中、塔北地區(qū)走滑斷裂平面上延伸至滿加爾凹陷，垂向上斷至寒武系烴源巖，是油氣運(yùn)移和充注的主要通道。由前人的研究成果可知，塔中、塔北地區(qū)主要有2期油氣充注，分別為海西運(yùn)動(dòng)期和喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)期［9-11］，在這兩個(gè)時(shí)期，滿加爾凹陷寒武系一中奧陶統(tǒng)烴源巖生成的油氣，沿大型走滑斷裂運(yùn)移至早期巖溶作用形成的儲(chǔ)集空間中，形成縫洞型油藏。圖4英買(mǎi)2井區(qū)近南北向剖面及走滑斷裂樣式示意綜合碳酸鹽巖縫洞型油氣藏形成過(guò)程及定容油藏動(dòng)靜態(tài)特征，明確了定容油藏形成機(jī)理（圖5）。走滑斷裂作為巖溶水的運(yùn)移通道，控制儲(chǔ)集體發(fā)育分布；海西運(yùn)動(dòng)期油氣沿走滑斷裂主干斷裂及分支斷裂，充注至早期發(fā)育的儲(chǔ)集體中形成縫洞型油氣藏（圖5a）；油氣成藏后，伴隨著構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的停止及油氣充注的停止，分支斷裂油氣藏中流體的運(yùn)動(dòng)也相對(duì)停止，油水界面以下區(qū)域地層水處于相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài)，方解石逐漸從地層水中析出，膠結(jié)油水界面以下早期流體運(yùn)移通道，導(dǎo)致早期連通性、活動(dòng)性相對(duì)較差的分支斷裂油氣藏油水界面以上的油氣被封閉，形成無(wú)水的定容油氣藏（圖5b）；而主干斷裂油氣藏因主干斷裂活動(dòng)性好、規(guī)模大，早期流體運(yùn)移通道難以被完全封閉，形成非定容油氣藏。喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)期，油氣繼續(xù)沿主干斷裂充注，改變主干斷裂油氣藏流體性質(zhì)，同時(shí)導(dǎo)致主干斷裂油氣進(jìn)一步富集；分支斷裂油氣藏因油氣運(yùn)移通道被封閉，無(wú)油氣充注或充注程度弱，油氣藏流體性質(zhì)變化不大，導(dǎo)致主干斷裂油氣富集程度高，同一區(qū)塊分支斷裂與主干斷裂油氣藏流體性質(zhì)差異明顯（圖5c）。英買(mǎi)2井區(qū)巖心顯示，斷裂破碎帶方解石膠結(jié)作用強(qiáng)烈，可見(jiàn)到斷層角礫巖、高角度擴(kuò)溶縫被亮晶方解石全膠結(jié)（圖6）?，F(xiàn)今定容油藏試采不含水，并多分布在走滑斷裂分支斷裂上，證實(shí)了油氣成藏以后因分支斷裂儲(chǔ)集體連通性差，油水界面以下容易因膠結(jié)作用而封閉。塔中地區(qū)中古434井區(qū)證實(shí)斷裂不同部位流體性質(zhì)差異明顯（圖1），分支斷裂定容井氣油比低，小于150m3/m3，主干斷裂非定容井氣油比高，大于500m3/m3，定容油藏與非定容油藏原油性質(zhì)差異明顯（表2），定容油藏原油密度、黏度、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量明顯高于非定容油藏。進(jìn)一步證實(shí)分支斷裂定容油藏海西運(yùn)動(dòng)期原油充注后油藏即被封閉，喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)期未發(fā)生氣侵，導(dǎo)致同一區(qū)塊不同井流體性質(zhì)差異明顯。圖5定容油藏成藏模式圖6方解石對(duì)斷裂破碎帶的膠結(jié)作用a一被亮晶方解石膠結(jié)的斷裂破碎帶，英買(mǎi)2井，第17筒（13/103），鷹山組；b一被亮晶方解石膠結(jié)的擴(kuò)溶縫，英買(mǎi)202井，第12筒，鷹山組主干斷裂上儲(chǔ)集體間連通性好，膠結(jié)作用很難完全將儲(chǔ)集體封閉起來(lái)；并且主干斷裂活動(dòng)性好，后期活動(dòng)容易重新開(kāi)啟，導(dǎo)致主干斷裂上試采井多表現(xiàn)為水體能量強(qiáng)、單井控制范圍大的特征。英買(mǎi)203井位于走滑斷裂主干斷裂上，在6131.40—6140.90m井段取心時(shí)發(fā)生放空漏失，漏失鉆井液225m3，該段取心收獲率僅25.9%，巖心可見(jiàn)自形方解石晶體及斷層角礫，完井測(cè)試日產(chǎn)水182.4m3.證實(shí)了主干走滑斷裂雖有方解石膠結(jié)，但由于斷裂破碎帶規(guī)模大，斷裂活動(dòng)性好，方解石膠結(jié)難以完全封閉斷裂破碎帶，油藏多表現(xiàn)為非定容型。表2中古434井區(qū)不同類型油藏原油性質(zhì)對(duì)比0.7237~0.8265（0.7986）為最小值一最大值（平均值）？3碳酸鹽巖定容油藏的開(kāi)發(fā)對(duì)策基于定容油藏儲(chǔ)集體連通性差，單井控制范圍小的特征，明確了一井多靶點(diǎn)以提高經(jīng)濟(jì)效益的開(kāi)發(fā)思路。以YM2-3-7井為例，該井原井眼附近發(fā)育3個(gè)強(qiáng)串珠反射（圖7）,即有3個(gè)縫洞單元。原井眼設(shè)計(jì)鉆探高部位縫洞單元1,控制縫洞單元2和縫洞單元3，但鉆至縫洞單元1后放空10.61m，漏失鉆井液142m3;投產(chǎn)后油壓產(chǎn)量快速下降，自噴11d產(chǎn)油242t后停噴，后期機(jī)采和注水替油累計(jì)采油0.6x104t.綜合分析認(rèn)為，累計(jì)產(chǎn)油量與縫洞單元1的評(píng)價(jià)儲(chǔ)量1.0x104t匹配，該井僅動(dòng)用縫洞單元1的儲(chǔ)量，未動(dòng)用縫洞單元2和縫洞單元3的儲(chǔ)量。后期利用原井眼側(cè)鉆縫洞單元2，完井測(cè)試油壓12.71MPa，日產(chǎn)油167m3，不含水，證實(shí)定容油藏連通性差，原井未動(dòng)用縫洞單元2的儲(chǔ)量。同理，后期也可利用原井眼側(cè)鉆縫洞單元3，進(jìn)一步提高采收率和經(jīng)濟(jì)效益。圖7過(guò)YM2-3-7井常規(guī)地震剖面(a)及孔隙度反演剖面(b)基于定容油藏地層能量弱、無(wú)水、封閉洞穴型儲(chǔ)集空間的特征，明確開(kāi)發(fā)后期以注水替油為主的開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策。注水替油效果評(píng)價(jià)表明，塔河油田洞穴型、弱能量、定容型單井縫洞單元注水替油效果最好，可大幅度提高原油采收率［12-13］。英買(mǎi)力油田定容井注水替油也取得了良好的效果，以YM2-16井為例，該井自噴采油6594t,機(jī)采采油14348t；后期地層能量不足實(shí)施注水替油，累計(jì)注水34182m3，替油25438t，替油率為0.74t/m3，注水替油量占累計(jì)產(chǎn)油量的54.9%，注水替油效果顯著。通過(guò)對(duì)塔里木油田28口定容井注水替油效果統(tǒng)計(jì)表明，28口井累計(jì)注水251輪次，注水54.0x104m3,增油21.5x104t，替油率0.40t/m3.注水替油已成為碳酸鹽巖定容油藏開(kāi)發(fā)后期提高采收率的主要手段。4結(jié)論定容油藏多分布在走滑斷裂分支斷裂上，以洞穴型儲(chǔ)集層為主。動(dòng)態(tài)上表現(xiàn)為地層能量弱、彈性驅(qū)動(dòng)為主；投產(chǎn)后產(chǎn)量和地層壓力下降快，自噴期短；壓恢試井表現(xiàn)出邊界響應(yīng)特征明顯、單井控制范圍小的特征；無(wú)地層水產(chǎn)出是定容油藏一個(gè)重要特征。油氣成藏后，分支斷裂油氣藏油水界面以下區(qū)域地層水處于相對(duì)靜止?fàn)顟B(tài)，方解石從地層水中析出堵塞早期流體運(yùn)移通道，導(dǎo)致油水界面以上的油氣被封閉，形成無(wú)水的定容油藏。基于定容油藏動(dòng)靜態(tài)特征，明確了一井多靶點(diǎn)、開(kāi)發(fā)后期注水替油的提高采收率的技術(shù)。參考文獻(xiàn)：【相關(guān)文獻(xiàn)】[1]楊亞?wèn)|，楊兆中，甘振維，等.單井注水吞吐在塔河油田的應(yīng)用[J].天然氣勘探與開(kāi)發(fā)，2006,29(2):32-36.YANGYadong,YANGZhaozhong,GANZhenwei,etal.Applicationofwater-floodhuffandpuffwithsinglewellinTaheoilfield[J].Nat-uralGasExplorationandDevelopment,2006,29(2):32-36.[2]郭素華，趙海洋，鄧洪軍，等.縫洞型碳酸鹽巖油藏注水替油技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油地質(zhì)與工程，2008,22(5):118-120.GUOSuhua,ZHAOHaiyang,DENGHongjun,etal.ApplicationofwellwaterinjectionproductioninTahefracture-cavitysystem[J].PetroleumGeologyandEngineering,2008,22(5):118-120.[3]袁飛宇，梅勝文，張棟，等.縫洞型定容油藏多周期注氮替油加大注氣量開(kāi)發(fā)研究論證[J].新疆石油天然氣，2017,13(1):68-81.YUANFeiyu,MEIShengwen,ZHANGDong,etal.Studyonen-hanceoilrecoverybyinjectingmulti-cyclenitrogeninconstantfrac-ture-vuggyreservoir[J].XinjiangOil&Gas,2017,13(1):68-81.[4]陳元干，趙慶飛.壓降曲線在定容油藏中的應(yīng)用[J].油氣地質(zhì)與采收率，2003,10(5):46-48.CHENYuanqian,ZHAOQingfei.Theapplicationofpressuredraw-downcurvetotheisochoricoilreservoir[J].PetroleumGeologyandRecoveryEfficiency,2003,10(5):46-48.皇甫紅英，陽(yáng)國(guó)進(jìn)，王玲，等.碳酸鹽巖中定容體的識(shí)別[J].新疆地質(zhì)，2004,22(1):117.HUANGFUHongying,YANGGuojin,WANGLing,etal.Identifica-tionoffixedvolumereservoirincarbonate[J].XinjiangGeology,2004,22(1):117.蘇勁，張水昌，楊海軍，等.斷裂系統(tǒng)對(duì)碳酸鹽巖有效儲(chǔ)層的控制及其成藏規(guī)律[J].石油學(xué)報(bào)，2010,31(2):196-203.SUJin,ZHANGShuichang,YANGHaijun,etal.Controloffaultsystemtoformationofeffectivecarbonatereservoirandtherulesofpetroleumaccumulation[J].ActaPetroleiSinica,2010,31(2):196-203.[7]戴俊生，王宇坤，馮建偉，等.和田河氣田奧陶系碳酸鹽巖裂縫特征及形成期次[J].新疆石油地質(zhì)，2017,38(2):133-136.DAIJunsheng,WANGYukun,FENGJianwei,etal.CharacteristicsandformationperiodsoffracturesinOrdoviciancarbonaterocksinHetianhegasfield[J].XinjiangPetroleumGeology,2017,38(2):133-136.[8]孫東，楊麗莎，王宏斌，等.塔里木盆地哈拉哈塘地區(qū)走滑斷裂體系對(duì)奧陶系海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層的控制作用[J].天然氣地球科學(xué)，2015,26(增刊1):80-87.SUNDong,YANGLisha,WANGHongbin,etal.Strike-slipfaultsysteminHalahatangareaofTarimbasinanditscontrolonreser-voirsofOrdovicianmarinecarbonaterock[J].NaturalGasGeosci-en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