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，儲層非均質(zhì)性嚴重，原油重質(zhì)高粘，平均原油動力粘度達到8067mPa.s(50℃)，屬于超稠油油藏，油水關(guān)系非常復(fù)雜，油藏開發(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、測井、開發(fā)動態(tài)等資料對單井剖面的儲層和流體進行了識別，從單井剖面的油水關(guān)系進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)西部整體上縫洞儲層較發(fā)育，在開發(fā)動態(tài)、地層壓力和流體性質(zhì)分析的基礎(chǔ)上研究認為井間連通關(guān)系較差，以單井縫洞單元為主。 2. 單井剖面的儲層主要包括洞穴型、裂縫－孔洞型和裂縫型三類，提出各類儲層的測井識別標志及其含油性劃分的電阻率界限。討論了鉆完井漏失液對儲層含油性識別的影響，極好溶洞儲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：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發(fā)育有油層和水層，兩者之間可以有或沒有致密層分隔。單井剖面上油水分布遵循油上水下的特征。 4. 開發(fā)見水井的見水類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)油水分布均沒有統(tǒng)一的油水界面。 6. 古巖溶侵蝕面、斷裂、局部構(gòu)造對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集空間的縱向分布，縫洞儲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)。相對構(gòu)造高位以含油為主，相對構(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