塔河油田4区岩溶缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究

由于碳酸盐岩储集体的强烈非均质性，给开发井的部署及调整带来极大困难．因此，弄清井间连通性成为提高开发井的命中率及合理调整的有效手段．针对缝洞碳酸盐岩储层的复杂连通关系，提出了综合利用油藏压力系统分析法和类干扰试井法进行井间连通性研究，并对塔河油田4区缝洞储集体的连通性进行了研究．     

塔河岩溶型碳酸盐岩缝洞系统流体动态连通性研究

塔里木盆地塔河油田下奥陶统碳酸盐岩储集体属于表生岩溶作用形成的喀斯特缝洞系统。其储集体孔隙空间类型主要为与原始组构无关的连通孔洞,其孔隙系统由岩溶洞穴、溶蚀裂缝和溶蚀孔三大类型的储集空间复合而成。油田开发实践证实,油藏呈现出多压力系统、差异连通的特征。文中针对缝洞型碳酸盐岩连通缝洞孔隙系统的特征,分析了区别于分散型碳酸盐岩储集体的特征。基于油藏的孔洞系统复杂的特点,说明利用各类动态资料对油藏储层缝洞体研究十分重要。通过动态研究方法,推测喀斯特缝洞系统中的连通体--“缝洞单元”。笔者提出了利用动态信息分析油藏之间缝洞连通性的研究思路和方法:（1）同一缝洞单元内,单井地层压力趋势下降相似;（2）井间干扰系统测试是较直接的连通确定方法;（3）开发井生产异常,导致同一缝洞单元相邻井出现相应动态变化;（4）注水井的示踪剂注入,检测邻近井检测示踪剂的含量、受效时间等,判断井间的连通级别;（5）不通缝洞单元的流体组分、密度和粘度等存在差异。结合塔河油田实际资料,共划分了42个缝洞单元,认为缝洞储集体的分布与岩溶古地貌、古水系和断裂带有一定的吻合性。     

碳酸盐岩中定容体的识别

塔河油田是以碳酸盐岩岩溶-缝洞型储层为主的复杂油气藏，由于暴露、剥蚀时间较短．基质储集性能差，从造成岩溶-缝洞的分布受古构造位置等因素影响而极不均匀，缝洞之间的连通性差异也很大，而这些差异导致勘探开发中各个区块、单井生产特征大不相同．笔通过对单井生产动态资料的分析。提出了塔河油田碳酸盐岩油藏存在定容现象的观点，并识别了S23、TK410等多口有定容迹象的井，为缝洞单元的划分提供了理论基础和研究思路．     

缝洞型油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验及机理

缝洞型碳酸盐岩油藏由于其缝洞组合关系的复杂性,使得储层流体的渗流规律有别于常规油藏。根据某油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩的实际情况设计制作了大尺度可视化物理模型,并按照现场实际设计了二注三采的实验井网及注采方案,以应用物理模拟实验来研究缝洞型碳酸盐岩油藏的开发特征及油井生产规律。结合实验结果,利用J.Cruz-Hernández建立的数学模型对生产数据进行拟合,以研究缝洞型碳酸盐岩油藏中流体的渗流机理,J.Cruz-Hernández数学模型中的空间系数和流动速度对采收率影响较大,提出模型的改进应考虑重力分异作用、溶洞比例等影响因素。     

碳酸盐岩油气藏缝洞单元多学科综合划分方法研究——以塔里木盆地轮古11井区为例

对于已进入开发中后期的碳酸盐岩缝洞型油气藏,进行缝洞单元精细研究非常重要。盲目部署加密井,很容易导致因为所在单元的储量已被动用而失利。本文采用的碳酸盐岩缝洞单元多学科综合划分方法是:在有井控制的地区,首先分析井间连通性,然后结合生产动态、常规解析试井、流体性质、数值试井等多学科资料确定缝洞单元边界;在无井控制的地区,影响连通性最重要的主控因素是储层本身的相互连通性,其次才是断裂和裂缝,这时可在连通性约束下进行储层和裂缝预测,并以此为主要依据确定缝洞单元边界。对塔里木盆地轮古油气田轮古11井区划分出80个缝洞单元,其中有55个为储量未动用单元(潜力单元),并部署了一些加密井,已钻的XW1井获得了成功,投产初期日产油95t,不含水。     

碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏勘探开发关键技术——以塔河油田为例

碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏是受构造—岩溶旋回作用控制、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏,勘探开发难度比较大。塔河油田是我国第一个以奥陶系碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏为主的古生界海相大油气田,勘探开发有其特殊性和复杂性。目前已初步形成了一套勘探与开发的思想和方法体系,具体介绍了已经形成的七个主要技术系列,包括碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏评价技术、超深碳酸盐岩储层预测技术等。应用这些技术系列,在塔河油田取得了良好效果,提高了油藏采收率及开发井的建产率,增加了油气藏的可采储量。     

哈拉哈塘油田缝洞型碳酸盐岩储层三维地质建模与应用

哈拉哈塘油田奥陶系碳酸盐岩储层发育,由洞、孔、缝之间的不同组合所形成的缝洞型油藏是主要研究目标。油藏建模是油藏描述的关键技术,对于油气田的开发具有重要意义。这里提出以主应力带为单元,在准确构造建模的基础上,通过地质统计学算法与确定性优势属性有机结合的方式,实现建模过程中井与地震数据的整合,形成了动静态数据相互约束下的碳酸盐岩综合油藏建模方法,为准确的油藏数值模拟提供了基础模型,为哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩高精度勘探开发一体化进程中高效井组的布设提供可靠依据。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏可采储量计算方法探讨

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是经过多期构造岩溶作用形成的缝洞,为储集体以缝洞单元为基本开发单元,平面上连续性极差,具底水但没有统一油水界面,具正常温度、压力系统,低饱和弱亲油性油藏．不同部位油井产能差异较大,高、低产井穿插,油井采油指数相差数百倍．根据油藏描述对塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏研究及油藏开发进行动态分析,通过可采储量计算方法筛选,认为递减法较适用．随着近两年来对该类油藏的注水开发试验,油藏逐渐表现出明显水驱特征．本项目尝试用水驱法进行试算,与递减法计算结果对比,探讨试算方法的可行性及应用范围,进一步论证目前计算的可采储量是否能反映地层现阶段真实状况．     

塔河油田奥陶系稠油油藏地质特征及开发技术对策探讨

通过对奥陶系岩溶缝洞型碳酸盐岩稠油油藏性质分析，认为该油藏是一种特殊类型的稠油油气藏，油藏内地下流体在垂向还是横向上均存在不同程度的非均质性．油气储层的严重分隔性造成了油藏性质的复杂化，缝洞控藏造就了不同开发单元地下流体的严重分割和油井产能及动态的差异．奥陶系油藏可能不是整体连片分布，而是不同规模缝洞单元的空间叠合分布．奥陶系的重油绝大部分为普通稠油，但部分井区不排除有特稠油或超稠油，原油敏感温度在40℃--60℃．章对如何深化奥陶系稠油油藏的研究，加大油藏的储量动用程度，制定合理的开发技术政策提出了一些观点和看法．     

塔河油田十区西碳酸盐岩缝洞型油藏的宏观油水分布控制因素

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的储层非均质性强,油水分布状况复杂。弄清其在区域尺度上(10 km×10 km)的宏观油水分布规律,对于缝洞型油藏开发过程中的控水稳油意义重大。本文以塔河油田十区西为研究区,在全方位高精度三维地震数据处理、解释和反演的基础上,对岩溶古构造和开发过程中的油水动态进行综合分析,探讨研究区碳酸盐岩缝洞型油藏的油水宏观平面分布格局的控制因素。结果表明:研究区在加里东中期第I幕岩溶发生期形成了相对均匀的古岩溶含水层,在海西早期油气充注进古岩溶含水介质以后,海西晚期发生的深部热液活动对缝洞体进行了封闭定容,造成缝洞分隔,并且奠定了目前油水在平面上的宏观分布格局。     

大港千米桥潜山储层形成对油气分布的控制

位于黄骅坳陷北大港构造带之下的千米桥潜山是一个深埋的奥陶系碳酸盐岩潜山油气藏。潜山形成经历了中—新生代褶皱抬升—埋藏改造等复杂的地质过程,碳酸盐岩储层成因复杂,有效孔隙分布具有极强的非均质性,严重影响了晚期油气的充注。对碳酸盐岩储层成岩过程的解析表明,中生代强烈构造变形事件之后的大气水岩溶作用形成了潜山储层基本格架,而第三纪埋藏过程中发生的选择性溶蚀与胶结作用则使储层结构复杂化,储集空间分割性进一步加强。在潜山油气充注过程中,缝洞系统与供烃窗口的对接关系决定着油气主疏导网络分布,而疏导网络与储集空间的连通与否则控制潜山油气分布。千米桥潜山油气藏应属于成岩封闭的裂缝性油气藏,而非块状油气藏。     

华池油田长33低渗油藏流动单元研究

流动单元的研究,其目的在于对油藏的非均质性有进一步的认识,为提高油藏描述的精度提供依据。本文根据流动单元的理论,选取适合该区实际的参数,应用聚类判别分析的方法,对华池油田陇东地区长33低渗储层进行分类研究,并且分析各类流动单元的特征及其控制因素,得出结论:该区储层可分为三类流动单元,各类流动单元的判别公式,不同的类型在动态、静态上有不同的表现;其分布的差异,宏观上受沉积微相的控制,微观上受成岩作用、岩石自身储集空间特征的限制。     

塔里木盆地塔河奥陶系碳酸盐岩储层埋藏成岩和构造-热流体作用及其有效性

对层状风化壳模式的认识一度支撑着塔里木盆地下古生界深层碳酸盐岩油气勘探,但这类深层碳酸盐岩储层显示出的强烈非均质性使得勘探风险愈来愈大。研究以塔里木盆地塔河地区中—下奥陶统碳酸盐岩储层为典型实例,重点论述了成岩作用和构造—热流体复合作用对储层的制约,并结合表生岩溶等其它要素开展了储层分布综合解释。研究认识到:①奥陶系碳酸盐岩正常深埋藏成岩作用的主要效应是碳酸盐的沉淀而不是碳酸盐的溶解,建设性改造主要与表生岩溶作用（古喀斯特）或构造—热流体作用有关,并导致了碳酸盐岩储层强烈的非均质性。②从中下奥陶统到上奥陶统,下部碳酸盐岩地层热流体活动迹象明显优于上部地层。③奥陶系碳酸盐岩构造—热流体的建设性改造作用主要发生在中—晚泥盆世与二叠纪叠加改造的断裂构造交汇区,以及中—晚奥陶世、前石炭纪形成的表生岩溶发育区;有效储层与高能沉积相带关系有限。为此,提出了奥陶系碳酸盐岩构造—流体作用与储层形成概念模式,这为进一步认识储层的形成分布规律提供了新的线索。     

油气储层埋藏成岩过程中的地球化学热力学

成岩作用是影响油气储层质量的重要因素,而对于埋藏过程中各种化学成岩作用的有效预测直接关系到储层的评价和预测。为了探索油气储层埋藏成岩过程中主要成岩作用对储层质量影响的预测方法,本文利用地球化学热力学的理论,分析了影响储层质量的主要化学成岩作用,包括砂岩中长石的溶解作用、碳酸盐矿物的溶解与沉淀作用和方解石—白云石的转化作用,建立其埋藏条件下溶解—沉淀的地球化学热力学模型。通过这些模型,试图利用地球化学趋势定量地预测砂岩储层次生孔隙的发育趋势、碳酸盐岩埋藏岩溶—充填趋势和埋藏白云石化趋势,为储层评价预测提供理论依据。     

Diagenetic Evolution and Formation Mechanisms of High-Quality Reservoirs under Multiple Diagenetic Environmental Constraints: An Example from the Paleogene Beach-Bar Sandstone Reservoirs in the Dongying Depression, Bohai Bay Basin

The diagenetic environment, diagenetic responses, diagenetic transformation model and formation mechanisms of high-quality reservoirs (beach-bar sandstones of the Paleogene fourth member) in the Dongying depression were studied through the analysis of fluid inclusions, thin section and burial evolution history. The diagenetic fluids of the beach-bar sandstone reservoirs evolved from early high salinity and weak alkalinity to low salinity and strong acidity, late high salinity and strong alkalinity and late low salinity and acidity, which were accompanied by two stages of oil and gas filling. The fluids at the margins of the sandbodies were continuously highly saline and strongly alkaline. The western (eastern) reservoirs experienced early open (closed), middle open, and late closed diagenetic environments during their burial history. The flow pattern was characterized by upwelling during the majority of the diagenesis (in the east, a non-circulating pattern transitioned into an upwelling current). Due to the evolution of the diagenetic fluids, the diagenetic sequence of the beach-bar reservoirs was as follows: early weak carbonate cementation; feldspar and carbonate cement dissolution and authigenic quartz cementation; late carbonate and anhydrite cementation, authigenic feldspar cementation, and late quartz dissolution; and late carbonate cementation, feldspar dissolution, and authigenic quartz cementation. The diagenetic strength during these stages varied or was absent altogether in different parts of the reservoirs. Due to the closeness of the diagenetic environment and the flow pattern of the diagenetic fluids, the diagenetic products are variably distributed in the sandstones interbedded with mudstones and in the fault blocks. The evolution of multiple alternating alkaline and acidic diagenetic environments controlled the distribution patterns of the reservoir diagenesis and reservoir space, and the reservoir quality index, RQI, increased gradually from the margins to the centers of the sandstones. The closeness of the diagenetic environment and the flow patterns of the diagenetic fluids controlled the differences in the reservoir properties among the fault blocks. With increasing distance from the oil-source faults, the RQI values in the west gradually decreased and in the east initially increased and then decreased.     

南华北地区下古生界碳酸盐岩成岩作用及其对储层的影响

南华北地区在早古生代沉积了巨厚的碳酸盐岩,为碳酸盐岩储层的形成提供了有利条件。通过对大量野外剖面、钻井岩心的详细观测和室内显微薄片分析,系统研究了该区下古生界碳酸盐岩的成岩作用类型和特征,主要成岩作用类型包括:①压实、压溶作用;②胶结作用;③重结晶作用;④白云石化作用;⑤交代作用;⑥溶蚀作用;⑦构造破裂作用等。对成岩作用阶段进行了划分,深入研究了不同成岩阶段成岩作用类型及特征。退后生期和进后生期溶蚀作用、构造破裂作用较强,对储层的形成有利,成岩期和后生期的白云石化作用也有利于孔隙的形成和保存。岩溶作用和白云石化作用对该区下古生界储层形成具有明显的控制作用,中奥陶统马家沟组主要为岩溶储层,上寒武统主要为次生白云岩储层,同时建立了该区下古生界岩溶作用模式和白云石化作用演化模式。     

碳酸盐成岩作用研究现状与前瞻

碳酸盐成岩作用是沉积学最为活跃的领域之一,与之有关的研究成果会直接影响人们对碳酸盐油气储层形成机制和层控矿床形成机制的理解。近年来,碳酸盐成岩作用在多个领域取得了令人瞩目的研究成果,主要包括以下几个方面:(1)实验室沉淀白云石获得成功:人们模拟海水(泻湖)条件下的细菌硫酸盐还原环境,在常温下沉淀出具有序反射的白云石。(2)热液白云化作为新的主流模式成为关注的热点:人们已认识到热液白云岩储层、沉积-喷流型铅锌矿床和Mississippi河谷型铅锌矿床具有共同的形成机制,它们均受构造(伸展、走滑构造)和热流体流动的强烈控制。(3)深埋藏条件下封闭系统的白云化作用受到关注:一些对油气储集空间和层控矿床有较大意义的白云化作用主要是在相对封闭条件下发生的,在对岩石储集空间的变化的贡献上以及在相应的地球化学指标上不同于开放条件下的白云化作用。(4)混合水白云化模式受到质疑:人们重新研究了作为混合水白云化典型地点的美国威斯康星弧碳酸盐的成岩作用,根据流体包裹体分析、阴极发光分析、偏光显微镜观察及稳定同位素分析等方法并结合有机物成熟度的数据,得出威斯康星弧与白云化有关的水-岩相互作用是由与温度升高有关的浓卤水导致的,白云化作用是热水成岩作用的结果。(5)淡水环境的成岩机制受到挑战:新近研究证明,大范围的低位体系域中可以没有具化学活性的淡水透镜体,海水环境同样可以产生成熟的石灰岩,细菌硫酸盐还原作用可以引起海水对碳酸盐的不饱和。(6)锶同位素在海相碳酸盐研究中的广泛应用:由于锶同位素不像氧、碳同位素那样因温度、压力和微生物作用而分馏,矿物可直接反映流体的同位素组成,地质历史中海水锶同位素组成也具有独特的长期变化趋势,这使得海相碳酸盐的锶同位素组成在沉积期后流体示踪中得到广泛应用。(7)硫酸盐还原作用对碳酸盐成岩作用的影响受到重视:如BSR和TSR可减小SO42-对白云石沉淀(或白云化)的动力学屏障,其产物H2S和CO2可在不同条件下对碳酸盐储层产生影响,BSR和TSR可提高成岩流体锶含量,甚至在形成天青石矿床中也具极大的潜在价值。     

利用毛管压力曲线分形分维方法研究流动单元

利用取心井铸体薄片获得的图像资料和毛管压力曲线,通过图像分形几何学方法以分维数的形式定量地表征出了复杂的微观孔隙喉道结构特征,发现能够很好地划分和评价孔隙岩石中油、气、水的渗流差异,可以用于储层微观流动单元表征。文中阐述了岩石微观孔隙喉道结构分形的理论基础、计算方法和应用于表征流动单元的依据。建立了中国西部砾岩低渗透油藏微观孔隙喉道分维数与孔隙度、渗透率之间计算图版,据此在油藏中利用常规测井资料获得的孔隙度、渗透率参数计算微观孔隙喉道分维数,开展全油藏流动单元划分与评价,取得了良好的效果。研究结果表明,利用毛管压力曲线分形分维方法研究储层微观流动单元是一种很有效的途径。     

胶莱盆地莱阳凹陷莱阳组储层成岩作用及孔隙演化

以野外露头、岩心观察为基础,综合采用普通薄片、铸体薄片、阴极发光薄片、扫描电镜、物性分析、黏土矿物X衍射等多种测试手段对胶莱盆地莱阳组砂岩储层特征、成岩作用及孔隙演化进行了研究。研究结果表明：受物源差异影响,凹陷东部以长石砂岩为主,凹陷西部以岩屑砂岩为主,富含各种塑性岩屑,莱阳组砂岩总体以低成分成熟度、中等结构成熟度为特征。压实作用、压溶作用和胶结作用是造成砂岩储层致密的主要原因。凹陷东部以胶结作用减孔为主,压实程度较弱,碳酸盐胶结物是造成砂岩孔隙度降低的主要胶结物。凹陷西部以压实作用为主,但绿泥石薄膜胶结物的存在有利于保存部分原生孔隙。莱阳组砂岩储层原生孔隙残留较少,多以次生孔隙为主。溶蚀作用,尤其是长石的溶解作用,对改善储层物性有重要作用。次生孔隙发育带主要在K₁llw、K₁ls中,成岩演化达中成岩A期,溶蚀型次生孔隙成为这一阶段主要的孔隙类型,其发育带往往是有利储层发育区。     

塔河油田二区奥陶系优势储集体特征及控制因素

塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油藏储集体类型由缝洞型、高能微孔隙型、压溶孔缝型组成。通过岩心薄片观察并结合地震、测井、录井和试油等资料,查明了受次生溶蚀作用控制的岩溶缝洞型、受高能沉积相带控制的微孔隙型和受压溶作用及白云化作用控制的压溶孔缝型储层的特征和分布,并且识别出溶蚀孔洞、溶蚀缝、构造缝、粒内孔、粒间孔、铸模孔、晶间孔、晶内孔、缝合线和微裂缝10种储集空间。实际上,上述储集体主要为高能沉积相带形成的颗粒灰岩演化而成,这些颗粒灰岩经过埋藏压实和胶结等作用形成了以次生微孔隙为主的微孔隙型储集体,经过压溶和白云岩化作用形成了受成岩演化控制的压溶孔缝型储集体,在塔北奥陶系岩溶期形成了岩溶缝洞型储集体。塔河油田二区南部受沉积相展布和成岩作用影响,颗粒灰岩和云斑状灰岩发育;北部古隆起风化剥蚀作用较强,发育大型溶洞储层;东部斜坡带古河流发育,溶蚀缝洞储层多沿古河道分布;西部受深大断裂控制,溶蚀孔洞沿断裂垂向发育。