Distribution of the Ordovician Fluid in the Tahe Oilfield and Dynamic Response of Cave System S48 to Exploitation

The Tahe Oilfield is a complex petroleum reservoir of Ordovician carbonate formation and made up of spatially overlapping fracture-cavity units. The oilfield is controlled by a cave system resulting from structure-karst cyclic sedimentation. Due to significant heterogeneity of the reservoir, the distribution of oil and water is complicated. Horizontally, a fresh water zone due to meteoric water can be found in the north part of the Akekule uplift. A marginal freshening zone caused by water released from mudstone compaction is found at the bottom of the southern slope. Located in a crossformational flow discharge zone caused by centripetal and the centrifugal flows, the main part of the Tahe Oilfield, featuring high salinity and concentrations of CI^- and K^＋＋Na^＋, is favorable for accumulation of hydrocarbon. Three types of formation water in the Tahe Ordovician reservoir are identified： （1） residual water at the bottom of the cave after oil and gas displacement, （2） residual water in fractures/pores around the cave after oil and gas displacement, and （3） interlayer water below reservoirs. The cave system is the main reservoir space, which consists of the main cave, branch caves and depressions between caves. Taking Cave System S48 in the Ordovician reservoir as an example, the paper analyzes the fluid distribution and exploitation performance in the cave system. Owing to evaporation of groundwater during cross-formational flow, the central part of the main cave, where oil layers are thick and there is a high degree of displacement, is characterized by high salinity and Br^- concentration. With high potential and a long stable production period, most wells in the central part of the main cave have a long water-free oil production period. Even after water breakthrough, the water content has a slow or stepwise increase and the hydrochemistral characteristics of the produced water in the central part of the main cave are uniform. From the center to the edge of the main cave, displacement and enri     

塔河油田奥陶系油藏开发动态与地层水化学特征响应

塔河油田是塔里木盆地第一个超亿吨级的大型油田,其主力油藏为奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏.近年来,油田地层水的问题日益突出,严重影响了油田的开发和生产.阿克库勒凸起北部地质历史时期曾经发育间断性的大气水下渗-向心流,凸起南部斜坡区受到泥岩压实排水和粘土矿物脱水形成的离心流的影响,地层水受到一定程度的淡化.塔河油田主体部位处于越流泄水区,地层水具有明显的高矿化度和高K Na 、Cl-浓度,有利于油气聚集成藏.塔河油田奥陶系地层水动力场形成演化与油气运移、聚集密切相关.海西晚期、喜马拉雅期离心流强度大,是油气藏主要成藏期.早、晚海西运动、印支运动期间抬升剥蚀,遭受强烈的大气水下渗淋滤、生物降解,是油气藏主要破坏期.根据地层水赋存状态,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、储层下部层间水3种不同类型.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、起伏型、上升型和下降型4种动态类型.通过综合分析油井开发动态及油水产出特征,正确把握其变化过程,可以判断油井产水来源,从而为油田的稳油控水提供指导性建议.     

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞储层油气成藏动力学与油田水体类型

塔河油田是大型的碳酸盐岩不整合—古岩溶缝洞型奥陶系油气藏。由塔河油田主体往南,油气驱替程度逐渐降低,缝洞系统中含水量逐渐增加。油水界面分布总体上由潜山顶部向周围斜坡波动中降低。塔河油田的区域构造背景、储层缝洞系统以及成藏动力学过程导致了流体分布的非均质性。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,塔河奥陶系缝洞油藏的水体类型可以区分出三种: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、储层下部层间水。不同水体类型的出水时间、水体能量、含水率、水化学性质等会呈现出不同的变化规律。     

方解石充填物对于深层古岩溶洞穴保存的独特意义--以塔河地区奥陶系为例

塔河油田奥陶系古岩溶洞穴埋藏深度之大在世界范围内罕见,但对其为何没有垮塌殆尽的原因却知之甚少。为了探究其保存机制,对比了Fort Worth盆地奥陶系深埋洞穴,发现大量缝、洞充填方解石是塔河地区洞穴中常见且特有的充填物。在统计和综合分析缝洞方解石充填物地球化学数据的基础上,以洞穴充填方解石成因类型为切入点,详细分析了构造运动背景、热液活动、油气充注、方解石的产状以及洞穴受力情况,通过与Fort Worth盆地深埋洞穴埋藏史的对比和分析,提出塔河地区深埋岩溶洞穴的一种保存机制。研究区岩溶洞穴方解石主要是长期浅埋阶段,以大气淡水成因为主,海水成因为辅形成,深埋过程还受到了溶蚀性流体（岩浆热液和有机酸）后期改造。方解石充填物增加了洞穴的抗压性,岩溶洞穴内部充填的方解石在埋藏过程中支撑了洞穴;岩溶洞穴顶部裂纹中充填的方解石还“愈合”了洞穴周边的裂纹,强化了洞穴的顶板,增加了洞穴整体的稳定性。充填的方解石在垮塌前占据了部分洞穴空间,在埋藏后,高温有机酸、CO₂、H₂S和岩浆热液沿着深大断裂等通道对奥陶系碳酸盐岩改造溶蚀作用明显,也对处于优势通道和良好储集性能的洞穴充填方解石进行了改造,恢复了部分洞穴空间。因而认为地表、近地表方解石充填过程是碳酸盐岩洞穴型储层的“保持性成岩作用”。     

塔河油田奥陶系岩溶洞穴发育特征及其与油气的关系

溶蚀孔、洞是塔河油田奥陶系油气的主要储集场所。为深入了解奥陶系的油气分布,研究了该区奥陶系岩溶洞穴的发育特征,介绍岩溶洞穴在钻井录井、岩心、测井、地震等资料上的识别标志,并识别了本区14口井的岩溶洞穴;恢复了本区海西早期的岩溶古地貌。研究发现：岩溶斜坡靠近岩溶高地和岩溶谷地一侧是岩溶洞穴发育且保存最好的所在地,岩溶洞穴主要分布在“双峰灰岩”顶面下40~80 m、110~130 m、150~190 m、230~260 m的深度范围内,多数井在岩溶洞穴发育段表现出了极好的油气生产能力。     

塔里木盆地塔河油田TH12402井区中下奥陶统古岩溶洞穴发育模式*

塔里木盆地塔河油田TH12402井区位于志留系覆盖区,发育典型的古岩溶缝洞型储集层,是塔河油田西北部奥陶系主要的产建阵地之一。基于三维地震数据、测井和钻井资料,并结合地震属性提取技术,对该区下奥陶统岩溶发育条件和储集层发育特征进行了研究,探讨了岩溶洞穴的控制因素和发育模式。结果表明: TH12402井区处于北西向次级鼻状构造的南翼,该区发育加里东中期Ⅲ幕古岩溶作用,岩溶地形以低幅度的溶丘和洼地为主,地表水系呈南北向汇流且分支水系相对欠发育;岩溶储集空间以大型迷宫状岩溶管道和分散的孤立状洞穴为主,主要分布在不整合面以下40~100m,且以未充填为主;近东西向的走向断层、次级鼻状构造以及上奥陶统地层尖灭线联合控制了古岩溶洞穴的发育,形成了平缓岩溶地貌区走向断裂汇流型岩溶洞穴模式。上述成果为相似井区的古岩溶储集层预测和井位部署提供了理论依据。     

塔河油田奥陶系油藏地层水赋存分布

根据地层水赋存状态,在塔里木盆地塔河油田奥陶系油藏地层水中区分出3种不同的类型: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,并分析了不同类型水体的化学—动力学特征。塔河油田奥陶系油藏储层非均质性强,油水分布规律十分复杂。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,其相应的油水分布规律、油藏开发动态及含水动态都不尽相同。本文总结了这些不同点并探讨了其油气勘探意义。     

海平面周期性升降变化与岩溶洞穴层序次关系探讨

层序地层学理论为全球或跨地区的等时地层对比提供了理论和技术方法,它对洞穴层的跨地区对比及序次分析同样适用。从洞穴层的发育期总是与水平面稳定期对应关系出发,通过水平面周期性升降变化与岩溶洞穴层序次关系研究,探索层序地层学与岩溶学交叉学科研究领域中的一些基本问题。认为同一个水平面稳定期发育的所有水平洞穴可形成一个跨地区对比的洞穴层,岩溶旋回应包括侵蚀基准面上升和下降两种旋回,在海平面的间歇性上升(或下降)过程中可以发育多个水平洞穴层及下老上新(或上老下新)的洞穴层序列。在总结前人研究成果及美国YATE油田、四川峨眉山剖面、塔河油田实例分析基础上,概括了3种受海平面间歇性上升(或下降)变化控制的洞穴层序次模式,包括层序地层内部同生期岩溶形成的下老上新的洞穴层序次,以及碳酸盐岩陆块近地表风华壳岩溶形成的上老下新和下老上新的洞穴层序列。利用塔河油田早海西期古岩溶地质条件、洞穴充填结构等直接和间接证据,求证该洞穴系统的洞穴层序次,指出该特大洞穴系统为晚泥盆-早石炭世海平面间歇性上升过程中形成的下老上新的洞穴层序列,并由此推测塔里木盆地早海西期大规模岩溶的时代。指出利用水平洞穴层同时期形成的沉积地层等地质体可以确定洞穴层的形成年代,预测洞穴的发育分布。     

塔河油田碳酸盐岩油藏古岩溶洞穴层状结构与形成机理

随着岩溶型碳酸盐岩油藏开发实践的不断深入,层状洞穴储层结构特征和流体同层连通特点逐渐被学者重视。层控岩溶结构、形成要素和过程等是本类油藏有效开发的关键。通过原始地层组构对比和野外溶洞特点,认为:塔河奥陶系岩溶层具较好的对比标志层和岩性差异,为层状岩溶洞穴发育奠定了物质基础;野外顺水平层理多层溶洞和受控于层理缝的管道型古暗河等地质现象,证实了层控岩溶普遍存在。在岩溶洞穴单井识别、连井测井对比、单井动态及地震波形特征的基础上,以典型溶洞带为例,识别出3个主要洞穴层,建立了全新的3层洞穴储集体地质结构剖面:第1层洞穴以砂砾岩充填为主要特点,第2层洞穴呈现洞穴规模大且泥质充填严重,第3层规模较小,主要发育于岩溶地貌高地。运用现代岩溶理论,探讨了层控岩溶的形成机制:碳酸盐岩原岩组构差异是岩溶作用的物质基础和主控因素之一;潜流带岩溶水(饱含CO₂)控制着岩溶洞穴的横向发育,岩溶古地貌控制同层洞穴的横向差异;平缓地层条件下的潜水面水位垂向带迁移控制洞穴的岩溶期次及层状结构。基于各岩溶要素认识,构建了层状岩溶储层发育模式。     

塔河油田奥陶系岩溶油藏溶洞储集体成因及演化

古岩溶作用形成的溶洞、溶孔、裂缝构成了塔河油田奥陶系缝洞型油藏的重要储集体,控制油气分布。塔河油田奥陶系古岩溶发育主要经历了加里东期和海西早期岩溶作用的改造,通过对塔河油田岩溶作用演化及发育期次的研究,认为O3s尖灭线以北为海西早期岩溶及加里东期岩溶共同作用的结果,以南区域主要为加里东期岩溶发育区。利用岩心、钻井、录井、测井、地震等资料相结合的方法,将塔河油田溶洞储集体从成因上划分为侵蚀型溶洞、异地沉积物充填型、原地沉积物充填型、塌陷型溶洞4种类型。结合塔河油田岩溶储层发育特征,建立了塔河油田奥陶系岩溶洞穴型储层的纵向分布模式和平面分布模式。     

塔河油田碳酸盐岩大型隐蔽油藏成藏机理探讨

塔河碳酸盐岩隐蔽油藏是目前中国最大的海相整装油田,油藏类型以大型岩溶缝洞型隐蔽油藏为主,平面上油气分布具有大面积叠置连片不均匀含油特点,纵向上主要富集于奥陶系顶面不整合面之下400m范围之内,无统一油水界面,主要受非均质性极强的次生孔洞缝储集体发育程度控制。其成藏主控因素为：①多期多旋回岩溶(古表生、深埋)及断裂作用形成的孔、洞、缝网络状储集体与上覆有效盖层尤其是石炭系巴楚组泥岩及膏泥岩有效配置是油气成藏的关键;②长期继承性发育的大型阿克库勒凸起及多期断裂系统限制了岩溶储层发育范围,并控制了油气运移、聚集与成藏;③多源长期供烃,早期成藏遭受改造。晚期再次充注调整是塔河重要成藏机制。     

塔河油田盐体覆盖区奥陶系储层发育特征及主控因素研究

塔河盐下地区储层分布特征为奥陶系裂缝发育程度较高，溶蚀孔洞和半-未充填的高角度构造缝、溶蚀缝是本区最主要的储集空间类型．大型洞穴发育程度低于土体区，最主要的储集层类型为孔洞。裂缝型或裂缝-孔洞型储层．该区西部储层发育程度优于东部，本区有利储层多呈近NS条带状（或指状）展布；中下奥陶统上部储层发育程度高于下部；中下奥陶统储层发育程度高于上奥陶统良里塔格纽．控制盐下奥陶系储层发育与展布的主要因素是构造变形作用、加里东中期岩溶和沉积相．     

塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层对比及储层剖面模型

塔河油田奥陶系储层为岩溶缝洞型的碳酸盐岩储层，缝洞储层的形成与古岩溶作用密切相关，风化壳期岩溶作用对储集空间的发育程度有明显的控制作用。不同的储集空间类型受控于不同的岩溶古地貌单元。裂缝性储层主要分布于风化壳型岩溶不发育地区，或褶皱和断裂构造较发育的变化强烈部位；裂缝-孔洞型储层的分布与古岩溶发育带和岩溶斜坡地区密切相关；裂缝-溶洞型储层其分布与裂缝及古岩溶发育带密切相关，常常是在古岩溶高地边缘或部分岩溶斜坡区，多位于多组构造线的交汇处及褶皱的轴部等。为进一步探讨研究区缝洞型碳酸盐岩储层的空间展布规律，根据暴露区淡水岩溶作用发育特点，依据碳酸盐岩储层的波阻抗响应特征、测井曲线、测试成果及开发动态资料，在恢复古岩溶地貌的基础上，对塔河油田（6区）的岩溶值得层进行了划分与对比。研究结果显示高产井多位于古岩溶地貌相对较高部位，而产量较少或没有出油气的井，则位于岩溶地貌相对较低部位。表明早期的古地貌形态对奥陶系碳酸盐岩溶蚀孔洞的发育具有明显的控制作用。岩溶储层的垂向发育和分布主要受碳酸盐岩古岩溶风化壳垂向分带性的影响，纵向上由风化壳顶面向下储层发育逐渐变差。以奥陶系古风化壳顶面为界，向下每60m为单位，对深度0-60m、60-120m、120-180m、180-240m岩溶储层的纵横向分布特征进行了分析，并建立了相应的储层剖面结构模型。     

新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储层成因类型与评价

塔河油田油气主要产自下奥陶统碳酸盐岩地层中，储渗空间和储层类型研究对油田的勘探开发有重要意义。笔者通过岩芯及铸体薄片的详细观察，结合钻井资料和测井曲线，对下奥陶统碳酸盐岩的储渗空间特征进行了成因类型划分，并在储渗空间发育分布状况、物性和油气测试资料分析的基础上，对各成因类型储层的储集性进行了评价。研究表明，大型洞穴发育比较普遍，相应的洞穴型储层是区内下奥陶统最主要的储层类型，是储集性能好、油气高产的首要目标，其次是构造裂隙型储层。     

塔河油田奥陶系海西早期、加里东中期岩溶对比研究

塔河油田为我国第一个、第一大古生界海相大油田,奥陶系是最主要的层位,产量占塔河油田总产量的75%以上,海西早期、加里东中期岩溶作用对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的形成和分布具有重要的控制作用。通过岩溶的平面分布、缝洞充填物类型、古生物、锶同位素、碳、氧同位素、稀土元素、包裹体、荧光等可以区分海西早期岩溶和加里东中期岩溶;海西早期岩溶古地貌起伏较大,对储层具有明显的控制作用,加里东中期岩溶古地貌总体起伏较小,对储层的控制作用不明显。海西早期岩溶主要受构造、不整合面、古地貌和岩性的控制,其中构造是最重要的因素;加里东中期岩溶主要受构造、加里东中期Ⅰ、Ⅱ幕不整合面、岩性的控制,具有明显的断控和层控特征,最后对海西早期、加里东中期岩溶有利储层分布区进行了预测。     

塔河油田东南斜坡区奥陶系岩溶储层形成机制与发育分布模式研究

塔河油田东南斜坡区奥陶系具一定的勘探开发潜力,岩溶储层是其主要储集类型。本文通过50余口井1 000余米奥陶系岩芯、300余块岩石薄片的观察及200余件样品的地化资料的分析整理,研究了奥陶系岩溶储层的形成机制。指出特殊岩相条件下同生期大气水溶蚀形成滩相溶蚀孔隙型储层;加里东中期与海西早期岩溶作用叠加改造形成岩溶缝孔洞型储层和岩溶洞穴型储层;海西晚期热液溶蚀作用对岩溶缝洞型储层也有一定程度改造。断裂活动控制下的岩溶及热液溶蚀作用是该区的主要储层形成机制,既受层控又受断控,表现为不同井区储层发育及分布特征不同。盐体北边界附近,受特定沉积相带和古地貌控制,多种类型储层发育;由北而南的贯穿性断裂带上,受多期次断裂活动控制,多类型、多期次储层发育;而断裂带之间,储层发育相对较差。这对于区内奥陶系储层的评价和勘探开发部署具有重要意义。     

塔里木盆地塔河油田岩溶峡谷区海西早期洞穴系统发育模式*

塔河油田岩溶峡谷区发育大型岩溶洞穴型储集层,勘探效果较好。基于三维地震资料、钻井资料,并结合地震属性提取技术,对地下岩溶洞穴系统、古地貌、古水文系统进行精细刻画,探讨洞穴形成机理,进而总结洞穴发育模式。研究结果表明: (1)峡谷上游段地表水垂向侵蚀作用强烈,峡谷失去了排水功能演变为干谷,下游段水动力条件减弱。(2)峡谷区岩溶洞穴类型划分为暗河洞穴、峡谷—断裂双控型洞穴。暗河洞穴主要发育在峡谷上游段,与峡谷呈“映射”关系。峡谷—断裂双控洞穴发育于峡谷两侧,垂向上具有多层性特征。(3)综上探讨峡谷区岩溶洞穴形成机理,认为较充足的水源补给条件以及水流强烈的垂向侵蚀溶蚀作用控制了暗河洞穴发育,多期次排泄基面下降以及断裂系统共同控制峡谷—断裂双控洞穴的发育。结合现代恩施地区洞穴系统特征,提出了峡谷地区洞穴发育模式,为下一步洞穴储集层预测和勘探实践提供理论借鉴。     

新疆塔河油田C区奥陶系油藏一次采收率的确定

塔河油田C区是近年在油气勘探史上的又一重大突破。该区主要储、产油气层为下奥陶统，其储层属于潜山碳酸盐岩储层类型，具有较强的非均质性。塔河油田C区奥陶系油藏正处于开发初期阶段，动态资料尚少，根据油田地质情况、油藏类型及拥有的实际资料特征，笔者采用经验公式法、表格估算法及类比法3种方法对采收率进行评价。     

塔里木盆地塔河油田奥陶系大型油气藏形成条件

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起的西南部，它是在长期发育的阿克加勒鼻状古隆起基础上形成的下奥陶统盐碉岩溶－缝洞型大型油气田。受区域构造－沉积背景控制，塔河地区下奥陶统属于碳酸盐岩开阔台地环境，一直处于继续性隆起状况，是油气运聚的长期指向区，并经历了多欠的构造运动。岩溶作用和成岩作用的叠加改造，形成了具强烈非均质性的岩溶－缝洞型储层，油气主要赋存于距风化壳不整合面200m范围内的岩溶缝洞系统中。勘探成果表明，长期发育的继承性古隆、丰富的多油源供给、强烈非均质性的岩溶－缝洞型储层及优良的储盖配置、多层次和多类型圈闭的广泛发育、以及由岩溶缝洞－断裂－不整合面组成的疏导体系，是形成塔河大型油气田的重要条件。     

塔河油田奥陶系古岩溶洞穴识别及预测

在塔河油田奥陶系中蕴藏着丰富的石油资源，碳酸盐岩储层的主要储集空间为裂缝和溶蚀孔、洞，其中岩溶洞穴是最主要的储集空间，研究岩溶洞穴的展布具重要意义．应用钻井、测井、地震等资料分析了岩溶洞穴的识别标志，并利用地震反射结构和振幅变化率技术预测了岩溶洞穴在塔河油田某区的展布．