塔河油田中深部缝洞体油藏控制因素分析

2014-05-15荣元帅

特种油气藏 2014年2期

巫波，荣元帅，张晓

(中石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011)

引言

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段，阿克库勒凸起中南部，主要地层包括石炭系顶(C1b)，奥陶系桑塔木组顶(O3s)、良里塔格组顶(O3l)、一间房组顶(O2yj)、鹰山组二段泥晶灰岩顶(O1-2y2)、鹰山组一段白云岩顶(O1-2y1)，寒武系顶(∈3ql)［1］。一间房组顶面下0～300 m 为奥陶系主要的含油层段，溶洞型、孔洞型储层是主要的储油空间，裂缝是连通储油空间的主要通道［2-4］。奥陶系油藏经历了多期岩溶作用［5-10］，其中加里东中期及海西早期岩溶对储层的改造最为强烈，主要发育3大岩溶模式:剥蚀区发育岩溶管道、尖灭线附近地表水系+断裂复合控制区，上奥陶统覆盖区为断控岩溶区。

1 中深部缝洞体概况

截至2013年6月底，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏总采油气井数为1142口，中深部缝洞体投产井共154口，占总井数的13.5%，中深部缝洞体揭开程度及控制程度低，建产率为57.1%，建产井平均单井累计产油3.47×104t，投产井平均单井累计产油量近2.00×104t。投产井岩性以灰岩为主，70%投产井为溶洞、孔洞型储层。溶洞钻遇率低，仅为35%，且溶洞高度小，建产率为64%，其中85%的建产井获得中—高产油量，平均单井累计产油6.00×104t，而裂缝型储层井建产率仅为37%，单井产能低，平均单井累计产油量仅为0.13×104t。

中深部缝洞体投产井主要分布在塔河油田一间房组尖灭线以北的北东部岩溶管道区，包括4区、6区、7区中北部等5个小区;同时在良里塔格组尖灭线附近地表水系加深大断裂复合控制的T738井区也集中分布;其次是在上奥陶统覆盖区沿TP12CX北东向断控带零星分布。该次研究重点为岩溶管道区和尖灭线附近复合控制区的中深部缝洞体储集体发育与产能差异的控制因素。

2 控制因素分析

2.1 岩溶管道发育区中深部缝洞体受控于管道内部下切深度及空间组合形式

在高精度三维地震资料基础上，通过提取中下奥陶统顶面以下0～100 ms振幅变化率，识别到岩溶管道发育区平面上呈强振幅条带分布，包括树枝状河道和单一的主干河道2种类型。平面上自西向东主要发育3条大型的岩溶管道，均为北东向展布，其中累计产量大于0.2×104t的中深部油井主要分布在中部及东部管道上。

通过测井与地震信息标定发现，目前识别到的岩溶管道纵向上至少发育了3套储层，空间组合形式复杂多样，储层间既有裂缝及断裂作为连通通道，又有致密段在纵向和横向上形成隔挡(图1)。

图1 岩溶管道发育区内幕3套洞穴岩溶发育模式

沿岩溶管道发育的方向发现存在一个连续弱岩溶相位，将该相位定义为岩溶管道的底板，底板深度与一间房组顶深度差值即为管道下切深度。将目前投产井揭开厚度与岩溶管道底板对比发现，仅个别井将整个岩溶管道揭开(图2)。

图2 中部岩溶管道发育区地震连井剖面

图2中绿色竖线为投产典型井，该岩溶管道中深部缝洞体共投产12口井，建产率为91.7%，单井平均累计产油量为5.6×104t，产油层段距鹰山组顶面平均深度为170 m，其中4口井揭开厚度超过220 m，仅1口井揭开厚度与管道岩溶底板接近，该井实际揭开246 m。目前生产井段为O1-2y2顶面下238.4～246.0 m，累计产油量为8.4×104t，日产油量为16 t/d，低含水稳定生产。该管道的中深部缝洞体完全揭示程度低，多数井的揭开厚度不到岩溶厚度的1/2，导致出现图1所示洞穴2、3储量动用程度极低。针对目前状况，可在钻井工艺、井筒条件满足情况下，利用措施下返动用、侧钻、加深及部署新井等方式，加大岩溶管道区中深部缝洞体动用力度。

图3 尖灭线附近地表沟谷岩溶水最大等势面与深大断裂面形成中深部缝洞体示意图

2.2 尖灭线附近复合控制区中深部缝洞体受控于附近地表沟谷下切深度

在地层尖灭线附近易形成阻水构造，同时地表沟谷水易沿着O1-2y2和O1-2y1岩性变化区域横向岩溶，因此，地表沟谷下切的深度决定了岩溶水作用的最大深度，将尖灭线附近地表沟谷岩溶水形成的最大等势面定义为O1-2y1-2(图3中深蓝色线)。阻水构造与最大岩溶面在深大断裂的影响下在地表易形成大型的喷泉，故地表沟谷下切深度决定了尖灭线附近中深部缝洞体发育状况。

通过单井标定、人机一体化追踪及利用平均绝对振幅求倾角属性，将数值进行归一化处理获得振幅变化率属性，分别提取了 O1-2y2—O1-2y1-2、O1-2y1-2—O1-2y1这2个时窗下振幅变化率。图4为尖灭线(红色)附近2个时窗下平面叠合图，图5为2个时窗下典型地震剖面图，缝洞体在平面与纵向显示结果表明，2个时窗下的振幅变化率并不完全叠合，说明空间上上、下2套缝洞体可能相互独立。

图4 尖灭线附近O1-2y2—O1-2y1-2与O1-2y1-2—O1-2y1振幅变化率对比叠合

前期投产的TH10214井属于该类型(图5)。该井于2009年2月投产，揭开O1-2y2厚度141 m，完钻后对O1-2y2顶面下110～141 m即O1-2y1-2顶面下0～31 m的中深部缝洞体酸压完井建产，目前累计产油量为11.1×104t，日产油量为77 t/d，无含水，该类型中深部缝洞体及预测方法仍需进一步评价。

图5 追踪O1-2y1-2面连井剖面

2.3 中深部缝洞体的发育程度受控于地震反射体能量强度

图6 中深部投产井反射特征对比

中深部缝洞体不仅受地质因素控制，同时与岩溶作用的强度直接相关，岩溶作用越强，储集空间越大，表现为缝洞体地震反射体能量越强。统计同一控制因素下的中深部缝洞体反射特征与产能的关系，得出中深部缝洞体地震反射特征表现为内幕能量强投产井的产能效果明显好于内幕能量弱投产井的效果(图6)。其中地震反射特征能量较强的整体长串珠、内幕短串珠及杂乱强亚类储集体类型以溶洞、孔洞型储层为主，单井累计产量高，达2.2×104t，建产率为59.4%;反射特征能量较弱的弱反射及红波谷亚类单井储集体类型为裂缝型，累计产量偏低，建产率仅为37.5%，投产效果差。

同一岩溶管道内TK440井的中深部缝洞体地震反射能量强，反射特征表现为杂乱强，实钻在O1-2y2顶面下232～233 m井段钻遇溶洞，后对该段溶洞自然完井建产，获高产油流，初期日产油为442 t/d，累计产油量为4.5×104t，供液充足。而管道内T415井的中深部缝洞体地震反射能量弱，反射特征表现为弱反射，实钻在O1-2y2顶面下157.5～203.5 m井段的中深部缝洞体均为裂缝型储层，后对该段酸压建产，但产能低于10 t/d，累计产油量仅为0.18×104t，且地层严重供液不足。

3 效果验证

(1)研究表明，岩溶管道发育区中深部缝洞体受控于管道内部下切深度，纵向上发育多套洞穴。为此，2013年对中部岩溶管道油井的中深部缝洞体共实施下返酸压2口井，投产新井1口，均获得较好效果，单井累计产量达6 700 t，单井日产油量仍大于15 t/d。早期管道内多数井虽揭开了中深部缝洞体内的洞穴2储层，但由于油藏认识及工艺条件的制约，未对中深部缝洞体进行评价。典型井S74井揭开厚度为287 m，已揭开洞穴2储层，投产后作为整套储层开发，直接对O1-2y2顶面下21～33 m酸压完井建产，初期获高产，累计产油22.3×104t，2007年6月后由于高含水长期关井。在对该井所属管道综合分析的基础上，结合本井内幕反射能量强特征，认为洞穴2仍有较大潜力，2013年2月对O1-2y2顶面下227～287 m井段缝洞体进行下返评价，初期日产油30 t/d，累计产油量为7 422 t，目前仍无水生产。该类井的试验成功为后期动用管道中深部缝洞体提供了参考。

(2)基于尖灭线附近复合控制区受控于附近地表沟谷下切深度，纵向上发育2套相互独立的缝洞体的认识基础上，于2013年8月在T738尖灭线附近井区中深部缝洞体投产井TH10273井1口，该井地震反射特征为整体长串珠，揭开厚度为147.5 m，完钻后对一间房组顶下83.5～147.5 m中深部缝洞体酸压完井建产，初期日产油为20.5 t/d，累计产油量为1 708 t，目前日产油水平仍在15 t/d以上。为尖灭线附近复合控制区的中深部缝洞体进一步评价动用提供了技术支持。