河油田十二區(qū)西部奧陶系油藏油水分布研究.pdf

1、塔河油田12 區(qū)油藏屬于超深縫洞型油藏，油藏埋深大，一般為5800～6500m，儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，原油重質(zhì)高粘，平均原油動(dòng)力粘度達(dá)到8067mPa.s(50℃)，屬于超稠油油藏，油水關(guān)系非常復(fù)雜，油藏開(kāi)發(fā)難度極大。 本論文根據(jù)12 區(qū)的西部具體情況，利用鉆井、錄井、取芯、試油、測(cè)井、開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)等資料對(duì)單井剖面的儲(chǔ)層和流體進(jìn)行了識(shí)別，從單井剖面的油水關(guān)系進(jìn)而延伸到連井剖面以及平面的油水關(guān)系，取得的主要成果如下： 1. 塔河1

2、2 區(qū)西部整體上縫洞儲(chǔ)層較發(fā)育，在開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)、地層壓力和流體性質(zhì)分析的基礎(chǔ)上研究認(rèn)為井間連通關(guān)系較差，以單井縫洞單元為主。 2. 單井剖面的儲(chǔ)層主要包括洞穴型、裂縫－孔洞型和裂縫型三類(lèi)，提出各類(lèi)儲(chǔ)層的測(cè)井識(shí)別標(biāo)志及其含油性劃分的電阻率界限。討論了鉆完井漏失液對(duì)儲(chǔ)層含油性識(shí)別的影響，極好溶洞儲(chǔ)層具有高電阻率特征，漏失液量大小可能更多的與縫洞體內(nèi)含有可壓縮的原油有關(guān)，而含油較少的水洞不會(huì)出現(xiàn)大量漏失。 3. 塔河12 區(qū)西部各

3、單井剖面的原始油水分布主要分為三類(lèi)：純油剖面、油水共存剖面、純水剖面。油水共存剖面是指鉆井剖面可能同時(shí)發(fā)育有油層和水層，兩者之間可以有或沒(méi)有致密層分隔。單井剖面上油水分布遵循油上水下的特征。 4. 開(kāi)發(fā)見(jiàn)水井的見(jiàn)水類(lèi)型主要包括含水快速上升型。含水快速上升型往往與鉆井剖面下部水層發(fā)育有關(guān)。12 區(qū)西部含水緩慢下降型實(shí)際上屬于鉆井漏失液或完井壓裂液產(chǎn)出。 5. 油水分布以縫洞單元為基礎(chǔ)，不存在統(tǒng)一的油水界面。單井剖面以及側(cè)鉆

4、井資料揭示局部小范圍內(nèi)的均符合油上水下”的正常油水分布。在同一縫洞單元中遵循“油上水下”的油水分布。但不同縫洞單元具有不同的油水界面，區(qū)域上或現(xiàn)在所劃分的裂縫發(fā)育帶內(nèi)油水分布均沒(méi)有統(tǒng)一的油水界面。 6. 古巖溶侵蝕面、斷裂、局部構(gòu)造對(duì)油水分布均起著重要控制作用。古巖溶侵蝕面控制了縫洞儲(chǔ)集空間的縱向分布，縫洞儲(chǔ)集體分布又與油水分布密切相關(guān)。塔河油田12 區(qū)西部溶洞主要發(fā)育在距離T74 巖溶侵蝕面以下0-80m 范圍內(nèi)。 與

5、油水分布規(guī)律相對(duì)應(yīng)，總體上侵蝕面下80m 以內(nèi)油多水少，80m 以下則以水為主。斷裂及其伴生裂縫是巖溶作用的先期通道，增加了地表水及地下水與碳酸鹽巖的接觸面積和溶蝕范圍，改善了碳酸鹽巖的滲流作用，因此斷裂發(fā)育帶是巖溶作用發(fā)生的密集帶。局部構(gòu)造與小范圍內(nèi)油水分布密切相關(guān)。相對(duì)構(gòu)造高位以含油為主，相對(duì)構(gòu)造低位則以含水為主。局部構(gòu)造洼地往往油氣富集很差。 7. 縫洞單元內(nèi)部油水共存，大和較大斷裂帶往往是原油富集帶。12 區(qū)西部各縫洞單