塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油藏储层连通性与缝洞单元发育特征

塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式~

刘中春　袁向春　李江龙
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。
关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式
Analysis on Formation of Residual Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conduits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well production performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of residual oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and production performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conduits in carbonate reservoirs，the form of residual oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of residual oil
碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×108t，年产油量4.2×106t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。
1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识
测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。
1.1 对溶洞的认识
理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。

图1 双河洞的平面分布图


图2 双河洞其中一个洞室

现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×104m2（织金洞），高达150m。
古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。
古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。

图3 KT429井测井与成像


图4 溶洞内不同种类充填物

1.2 裂缝发育分布规律
根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。

图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征


图6 裂缝倾角百分比

1.3 基质岩块系统的认识
根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占样品总数的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10-3μm2，频率中值小于0.1×10-3μm2。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。
2 近井地带简化的地质模型及剩余油
为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。
2.1 封闭型溶洞
封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。
此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。
2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油
钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。
pwf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）
对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：

油气成藏理论与勘探开发技术

无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：
剩余油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞内流体的流动特征
根据流体力学中伯努利方程

油气成藏理论与勘探开发技术

计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。

图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征

2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。
2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析
对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：

油气成藏理论与勘探开发技术


油气成藏理论与勘探开发技术

水油速度比：

油气成藏理论与勘探开发技术

塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。

图8 封闭型底水溶洞示意图

此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。

图9 底水锥进实验结果

2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟
实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×105mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。
实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。
2.3 近井缝洞型
塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。

图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型

为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。
根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。
按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。

图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数

2.4 近井裂缝型
塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。

图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型

由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。

图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。

图14 不同油膜厚度的剩余油百分数

3 剩余油产生因素及提高采收率途径
根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。

图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径

因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 结论与认识
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。
（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。
（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。
参考文献
［1］赵树栋等.任丘碳酸盐岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.
［2］中国石油学会编.碳酸盐岩油气田开发.北京：石油工业出版社，1988.
［3］DeZabala E F，Kamath J.Laboratory Evaluation of Waterflood Behavior of Vugular Carbonates.paper SPE 30780 presented at the SPE Annual Technical Conference ＆ Exhibition held in Dallas，U.S.A.，22～26.October，1995.
［4］Egermann P Laroche C Manceau E Delamaide E Bourbiaux B.Experimental and Numerical Study of Water-Gas Imbibition Phenomena in Vuggy Carbonates.paper SPE 89421 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa，Oklahoma，U.S.A.，17～21 April，2004.
［5］成毅，邹胜章，潘文庆等.古潮湿环境下碳酸盐岩缝洞型油气藏结构模式——以塔里木盆地奥陶系为例.中国岩溶，2006，（3）：250～255.
［6］王鹏，刘兴晓.轮南古潜山岩溶缝洞系统定量描述.新疆石油地质，2003，（6）：546～548.
［7］林艳.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油（气）水分布关系.中外能源，2006，（5）：32～36.
［8］魏历灵，康志宏.碳酸盐岩油藏流动单元研究方法探讨.新疆地质，2005，23（2）：169～172.
［9］任玉林，李江龙，黄孝特.塔河油田碳酸盐岩油藏开发技术政策研究.油气地质与采收率，2004，11（5）：57～59.
［10］谭承军，杜玉山，郑舰.对塔河 A区碳酸盐岩油藏注水开发试验的几点思考.新疆地质，2005，23（1）：92～93.
［11］李江龙，黄孝特，张丽萍.塔河油田4区奥陶系缝洞型油藏特征及开发对策.石油与天然气地质，2005，26（5）：630～633.
［12］田平，许爱云.任丘油田开发后期不稳定注水开采效果评价.石油学报，1999，20（1）：38～42.

碳酸盐岩缝洞型储层中既有裂缝又有溶蚀孔洞，主要受原始岩性、构造和岩溶的综合影响。对碳酸盐岩缝洞型储层的研究，主要包括以下几个方面:①碳酸盐岩缝洞型储层储集空间类型、储层类型描述;②碳酸盐岩缝洞型储层沉积作用研究;③构造演化对岩溶缝洞系统的控制作用;④缝洞型储层的识别，包括岩心、录井及测井等;⑤缝洞型储层的预测研究，包括利用地球物理方法和地质构造方法等;⑥缝洞型储层的地质建模等。从微观到宏观对碳酸盐岩储集空间进行综合研究，搞清古岩溶地貌特征及古岩溶发育规律，对指导碳酸盐岩油气田的勘探开发具有重要意义。
一、缝洞型储层特征
缝洞型储层的主要储集空间，由大小不等的溶洞、裂缝和溶蚀孔隙组成，大型洞穴是最主要的储集空间，而基质孔隙一般欠发育，裂缝起主要沟通作用。一般将溶蚀孔径大于5～15mm者视为溶洞，而连续延伸的溶洞则称为溶洞系统或洞穴系统(Ford，1988)。
按行业标准，缝洞型储层储集空间进一步可划分为:大孔、中孔、小孔、微孔，巨洞、大洞、中洞、小洞，巨缝、大缝、中缝、小缝、微缝(表6-1)。
表6-1 碳酸盐岩孔、洞、缝尺度级别划分


从观察尺度，可将碳酸盐岩储集空间进一步分为宏观缝洞储集空间类型和微观孔缝储集空间类型。宏观缝洞储集空间类型包括岩心描述统计的洞、缝及钻井放空、井喷、井漏形成的大型溶洞，(包括测井资料解释的大型溶洞)。如塔里木盆地轮南西LG15井钻揭奥陶系20.5m，钻遇溶洞发育段累计放空2.09m;LG432井距风化壳59m，井深5645～5720m处为一大型溶洞，洞内已被灰绿色泥质粉砂岩、灰质粉砂岩充填。大型溶洞纵向上一般发育在距风化壳顶面50～140m的潜流岩溶带;横向上一般发育在古地貌岩溶斜坡带。微观孔缝储集空间类型包括铸体薄片、电镜扫描观察的直径小于2mm的孔隙和缝宽小于1mm的微裂缝。微观孔隙包括晶间孔、晶间溶孔和粒内孔。微裂缝包括构造缝、压溶缝和溶蚀缝等。
按储集空间组合类型可进一步分为裂缝型、裂缝孔洞型、孔洞型及洞穴型等。裂缝型储集层的裂缝既是储集空间，同时也是渗滤通道，具有低孔高渗的特点。裂缝孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，裂缝是主要的渗滤通道，这类储层虽然孔隙度不太高，但渗透性能较好，储层品质好，测试获高产油流。孔洞型储层的储集空间主要是孔洞，这类储层如果没有裂缝沟通难以获得产能。洞穴型储层的储集空间主要有未充填或半充填的大型溶洞，如表层岩溶带的落水洞、囊状洞、沿裂缝溶蚀的串珠状溶洞。
二、缝洞型储层发育主控因素
缝洞型储层储集空间多样，形成主控因素复杂，总体上分为内因和外因两大类。内因主要指岩性与物性;外因包括气候条件、断裂强度、古地貌、古水系、植被及暴露时间等，外因中气候条件是主控因素(袁道先等，1987;Ford et al.，1989;James et al.，1988)。
1.岩性对缝洞型储层发育的控制作用
有利的沉积相带是储层发育的基础。岩石的可溶性取决于岩石自身的物质成分、组构和物理化学性质。总体上灰岩比白云岩易溶;同样是灰岩，生物礁灰岩、粒屑灰岩、泥晶灰岩更容易被溶蚀，泥质灰岩不易溶蚀。在岩石组构对其可溶性的影响方面，一是粗粒结构岩石的粒间孔隙发育、连通性好，侵蚀性水流可沿粒间空隙扩散溶滤，进而弥散到整个岩石之中，以致呈现出“空间溶蚀”特征;二是原生孔隙发育的岩石(如礁灰岩)，其溶蚀作用也强烈。
2.岩溶作用对储层的控制作用
岩溶(Karst)是一种成岩相(Esteban et al.，1983)，是碳酸盐岩(包括蒸发岩)暴露于大气水成岩环境中，由含CO2的地表水和地下水对可溶性岩石的溶解、淋滤、侵蚀、搬运和沉积等一系列破坏和改造作用以及形成的水文、地貌现象的综合，既包括化学过程，也包括物理过程。Wright(1982)将古岩溶定义为“被年青沉积物或沉积岩所埋藏的岩溶”，一般意义的古岩溶是指地质历史阶段的岩溶;但这个历史阶段是指新生代前，还是第四纪以前，目前还有较大争议。
(1)古岩溶作用类型
虽然不同学者对岩溶的划分还存在差异(Bathurst，1975;Longman，1980;Tucker，1990;Palmer，1991)，但总体上可划分为准同生岩溶、表生岩溶和埋藏岩溶三大类(表6-2)。
表6-2 古岩溶成因类型及特征



图6-1 塔里木盆地塔北地区岩溶类型分布模式

表生岩溶受构造不整合面和古构造等影响较大，主要表现为垂向分带性明显的复杂孔洞缝网络结构，发育一些标型特征，如钙质壳，古土壤，铝土矿，淡红色方解石晶体，溶蚀沟、坑、天坑，新月形状、悬垂和纤维状渗滤砂或胶结物，岩溶角砾及与地下暗河有关的机械流水沉积。埋藏溶蚀主要受断裂与深部流体控制，往往发育与中低温热液有关的异形铁白云石、萤石、闪锌矿、磁黄铁矿等矿物以及塌陷构造、裂隙结构、不规则的角砾(化)岩体等。根据对塔里木盆地塔北地区岩溶储层的研究，奥陶系岩溶发育类型以层间与潜山+顺层岩溶为主，可以划分为塔河-轮南型与哈拉哈塘型两种类型。其中，塔河-轮南型处于构造高部位，坡度大，水动力条件强，形成典型的喀斯特岩溶;哈拉哈塘型处于构造低部位，地势平缓，水动力条件差，以层间岩溶与潜山+顺层岩溶发育为主(图6-1)。
(2)古岩溶分带
碳酸盐岩岩溶体系在垂向上呈现分带特征。从上而下依次分为表层岩溶带、渗流岩溶带和潜流岩溶带。每个岩溶带发育特征明显，在横向上具有一定的发育规律，呈准层状分布。
表层岩溶带:一般发育在古风化壳附近及向下渗流带上部，厚度一般小于50m。主要受地表附近大气淡水影响，包括地表塌积、生物剥蚀和一定的沉积作用;岩溶方式以大气淡水的地表径流为主，岩溶产物主要为大气淡水产生的地表径流(CO2含量高，溶蚀能力强)冲刷、溶蚀过程中形成的一些溶沟、溶洞、溶缝、溶蚀洼地、溶蚀漏斗及落水洞等，其充填物主要为地表残积物和洞壁塌积物;地表沉积物多为棕色—红色等氧化沉积，包括铝土质和垮塌角砾等。其储集层主要为裂缝、溶蚀孔洞构成，充填作用较小，具有大量的有效储集空间，且由于裂缝发育，其连通性较好，是目前勘探的最有利层段。在钻井过程中往往出现井涌、放空、井漏等现象，如轮古15井5736～5750m累计放空3段，共2.09m。
渗流岩溶带:位于表层岩溶带与最高潜水面之间，厚30～120m，最厚可达150m。以地表水系向下渗滤或沿早期裂缝向下渗流发生淋滤溶蚀作用为主，以垂直方向岩溶作用为主;其发育深度与岩溶作用强度、所处构造部位、潜水面高低等有关。以形成中小型或大型瓶颈状、葫芦状、囊状、串珠状溶洞、溶蚀裂缝为特征，洞底通常向岩溶洼地方向延伸，直至洞与洞相连，形成巨大的缝-洞储集空间。由于形成的孔洞、溶蚀裂缝多呈垂向分布，因此该岩溶带的充填程度相对较小，仅见溶蚀裂缝的局部方解石充填和较少部分溶蚀孔洞的砂泥岩充填。若形成的溶蚀洞穴经受不住上部及其围岩的压力，可形成潜山顶面的塌陷溶洞。该岩溶带也是目前勘探的最有利层段。塔里木盆地轮古西地区已钻揭井渗流带发育厚度从12.3m到119m变化不等，一般在120m以内。
潜流岩溶带:位于地下潜水面附近，厚50～80m。一般来说，具有一定开启度的构造裂缝切割的深度，就是潜流岩溶带发育的底部。该带地下水十分活跃，水流多呈横向流动，通常处于CaCO3不饱和状态，因而具有广泛的溶解作用，首先将方解石、文石溶解形成溶蚀孔洞，然后逐渐扩大成中小型、大中型以至大型溶洞(暗河)。由于构造裂缝发育，岩溶水多沿构造裂缝的走向流动，使得该岩溶带的溶蚀孔洞多相互连通，形成一个巨大的储集体。由于水流呈横向流动，由地表带进来的泥沙，容易在洞穴低凹部位或水流较缓的地段形成砂泥沉积物，甚至能够表现出较好的韵律和层理，在洞穴局部或部分洞穴会形成砂泥质的全充填和半充填。由于地下水流的不断冲刷与溶蚀，溶蚀洞穴也会不断扩大，在洞穴底部常会形成洞穴垮塌岩。该岩溶带也是目前勘探的有利层段。
3.古地貌对岩溶储层的控制作用
古地貌对岩溶储层的发育起着重要的控制作用。岩溶古地貌可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和岩溶洼地3种类型。岩溶高地，表层及渗流岩溶带发育，以供水为主，岩溶发育深度大，但充填严重;岩溶斜坡，岩溶发育程度适中，潜流带常发育地下暗河，存在岩溶管道，充填程度小，有利储集空间发育，是油气勘探的主要对象;岩溶洼地溶蚀程度高，发育潜流岩溶，但充填和塌陷严重，且岩溶洼地洞穴含水可能性大。岩溶区的古水系包括地表水和地下水两大类，水系发育受断裂和岩性影响，沿地表水系主干流两侧常发育侧向溶蚀洞穴。如塔里木盆地塔北地区奥陶系岩溶系统发育两期古河道，第一期古河道为一间房组沉积后经短暂暴露在低洼处形成，为高弯度曲流河，上、下游高差小于15m，反映为平缓的古地貌背景;第二期古河道为奥陶系沉积期末桑塔木组经短暂暴露形成，河流具高弯度，宽深比固定，无侧向迁移，上、下游高差小于6m，构造平缓(图6-2)。

图6-2 塔里木盆地塔北地区奥陶系古河道发育图

4.古断裂及裂缝对岩溶储层的控制作用
断裂和构造裂缝决定了原岩的渗透性及渗透方向，这样也就控制了地表径流与地下水流的流动轨迹及方向，由此也决定了岩溶型储集层沿断裂、裂缝发育带呈层状条带分布的特点，往往在断裂、裂缝密集发育区及断裂的拐点、交点处岩溶型储层更为发育，如塔里木盆地塔北地区哈6区块发育3期断裂，以共轭剪切断裂为主，后期雁行断裂与早期X形断裂沟通，连通范围扩大;高角度构造缝、斜交缝及微裂缝等十分发育;多级裂缝相互沟通，形成复杂的网状储层输导系统，为岩溶的形成和改造提供了良好的通道。
5.缝洞充填作用对岩溶储层的影响
缝洞的充填作用对于油气的储存空间有很大的影响。一般来说，表层岩溶带的裂缝、孔洞比较发育，充填程度较低，横向连通性较好，储集性能最佳;渗流岩溶带裂缝发育，溶蚀缝洞相对欠发育，但是这个带作为地表水向下的长期渗流作用带，充填程度较差，具有一定的有效储集空间。渗流岩溶带，地表水经渗流岩溶带渗滤后，水流主要横向流动，由于裂缝和泄水方向的定向作用，水流多向一定的方向流动，因而这个带多形成近水平、横向上连通、巨大的孔洞、洞穴，也就是地下暗河，从地表携带来的泥沙也容易在洞穴中沉积，形成全充填或半充填的孔洞和洞穴，储集性能良好。
三、缝洞型储层识别
古岩溶可从宏观和微观两个方面进行识别，宏观方面包括露头、钻井及录井、岩心、测井、地震和生产过程响应等;微观方面包括薄片、碳氧同位素、微量元素和流体包裹体等。
1.露头识别古岩溶
碳酸盐岩因遭受长期的风化剥蚀及淋滤，宏观特征明显，在露头上可表现为:长期的沉积间断，古侵蚀面上普遍发育铝土质泥岩、铝土矿、黄铁矿或褐铁矿层等风化残积物，存在与侵蚀面伴生的覆盖角砾灰岩、崩塌角砾岩、填隙角砾岩、灰质粉砂岩与泥质粉砂岩等。
2.钻井、录井中的古岩溶标志
岩溶发育段，在钻进中常有钻速加快、放空、蹩跳钻及井漏、井喷现象发生，泥浆槽面常见油花、油膜，岩屑有荧光显示，常见油迹;岩屑砂样中常见自形-半自形方解石晶体;气测油气显示明显，全烃、重烃、烃组分明显提高。轮古油田和塔河油田均有多口井发生放空，如轮古102井累计放空4段，共15.64m;轮古西和轮古7井区也有多口井放空(图6-3)。

图6-3 钻井过程中放空现象

3.岩心中的古岩溶标志
在岩心观察中古岩溶系统识别标志较多，主要有:①小型溶蚀孔洞无充填物或被方解石或砂泥质充填;②小型溶蚀孔洞内壁呈紫红色或褐黄色，多被泥质充填或半充填，孔洞通常呈瓶颈状、葫芦状或串珠状;③洞穴内存在溶洞坍塌形成的角砾岩，如崩塌角砾岩、填隙角砾岩;④洞穴内出现的具层理结构的泥、砂质沉积物，多为岩溶管道系统;⑤洞穴内充填巨晶方解石、钟乳石等自生矿物;⑥高角度溶蚀缝被红色、灰绿色泥质或方解石等充填。
4.测井显示的古岩溶标志
古岩溶测井响应总体表现为三高两低:①自然伽马值升高;②声波时差值升高;③中子孔隙度值升高;④电阻率值降低;⑤岩石密度值降低(张宝民等，2009)。
大型溶洞随着泥质充填程度的增大，测井伽马值由低到高而变化;深浅双侧向、微侧向数值低，且有差异;井径扩径严重;中子、密度、声波曲线变化大。小的溶孔、溶洞在微电阻率成像测井(EMI或FMI)图像上表现为“豹斑”状不规则黑色星点，大型溶洞在EMI或FMI图像上表现为所有极板全是黑色(图6-4)。

图6-4 岩溶孔洞缝的FMI特征

5.地震显示的古岩溶
由于缝洞系统发育处对地震波的吸收衰减增大，溶洞系统一般在地震剖面上表现为“串珠状”特征(图6-5)。频率降低、振幅减弱、杂乱反射、弱反射、串珠状反射(同相轴断续出现或存在复合波)、低速度(降速达20%左右)等地震波谱特征的出现，均预示着有溶洞系统发育。
6.薄片中的古岩溶标志
准同生岩溶的微观识别标志包括:①高能粒屑滩相颗粒灰岩，原生粒间孔内只有第一期纤状环边方解石胶结物被溶蚀，后期粒状方解石或粗晶方解石保存完整;②选择性溶蚀形成粒内溶孔、铸模孔、粒间孔和泥晶套等;③粒间溶孔被渗流粉砂充填;④发育悬垂型或新月型特征的方解石胶结物。
埋藏岩溶的微观识别标志主要有:①孔洞、裂缝充填的含铁方解石、铁白云石及异形白云石等被溶蚀成晶间、晶内孔洞;②沿早期缝合线扩溶，形成压溶缝及溶蚀微孔或未被充填的裂缝;③紧密排列的中粗晶白云石晶体间存在较大晶间孔或晶间溶孔;④有萤石、燧石等热液矿物(王振宇等，2008)。

图6-5 地震剖面中溶洞的串珠状响应

7.岩石地球化学特征
当渗流-潜流、混合水和溶洞成岩环境的碳氧同位素值不相同时，多结合微量元素和流体包裹体等碳酸盐岩储层地球化学方面的研究加以识别。埋藏岩溶作用形成的岩溶缝洞中充填的方解石晶体中包裹体均一化温度都比较高，一般大于90℃。
四、我国碳酸盐岩缝洞型岩溶储层特征与分布
我国油气田缝洞型储层具有以下特征:①古岩溶垂向分带明显，表层岩溶带、垂直渗流带和水平潜流带发育齐全;②储集空间主要由岩溶作用形成的半充填或未充填残余大型溶洞和溶蚀孔洞缝组成，优质储层类型以裂缝-溶蚀孔洞-大型溶洞为主，为各大油气田高产、稳产最重要的储层和主力产层;③储层明显受古岩溶地貌和断层裂缝控制，岩溶斜坡和断裂发育区是储层发育的最有利地区;④埋藏有机溶蚀作用形成的次生孔隙也是重要的有效孔隙，其发育与烃类形成、演化和运聚相匹配;⑤表生岩溶和埋藏有机溶蚀作用的多期次叠加、改造，是古岩溶储层及油气藏形成的最佳组合模式(陈学时，2004)。
1.塔里木盆地塔北地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔北地区属残余古隆起，经历了加里东—喜马拉雅期多期构造运动叠加改造，古生界岩溶储层广泛分布。在毗邻复背斜轴部的牙哈、英买32井区，发育印支—燕山期的潜山岩溶储层;自此向南，依次发育晚海西期、早海西期和晚加里东期潜山岩溶储层;被上奥陶统桑塔木组砂泥岩覆盖的古隆起围斜部位，奥陶系碳酸盐岩层系中发育多期顺层深潜流岩溶储层。其中，顺层岩溶储层具有溶洞规模大、充填程度低和缝洞型储层连通性好等特点，如轮古35井，钻井揭示溶洞高达31m，其顶部6m为空洞(图6-6)(张宝民等，2009)。

图6-6 塔里木盆地塔北地区岩溶储层的类型与分布

总体上轮南、塔河油田奥陶系碳酸盐岩3种基本类型的储集空间以不同的组合构成了5类储层:断裂-溶洞型，裂缝-孔洞型，孔洞-裂缝型，裂缝-礁(滩)孔隙型，裂缝型(顾家裕，2001)。
2.塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系岩溶储层
塔里木盆地巴楚、塔中地区寒武-奥陶系也广泛发育古岩溶储层，共发育5期3类古岩溶储层，包括:早加里东末期(寒武系顶)和中加里东早期(蓬莱坝组顶)、中期(鹰山组顶)层间岩溶储层，中加里东晚期(良里塔格组)礁滩岩溶储层，以及晚加里东期和早海西期潜山岩溶储层。其中，3期层间岩溶储层广布巴楚、塔中地区，勘探面积达5×104km2以上;良里塔格组礁滩岩溶储层主要沿Ⅰ号台缘带发育，向广阔台内变为一般意义上的潜山岩溶储层，因为良里塔格组与上覆的桑塔木组“黑被子”之间为假整合或微角度不整合接触，沉积间断时间约为2Ma;两期潜山岩溶储层广泛发育在和田河气田-麦盖提斜坡，特别是在塔中主垒带及其以南广大地区。
3.鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组岩溶储层
鄂尔多斯盆地主体面积约25×104km2，中奥陶统马家沟组的分布面积近20×104km2。马家沟组自下而上划分为6个岩性段，顶部马六段基本被剥缺，马五段顶部残缺不全。在盆地中东部，马五段自上而下又分为马五1至马五10共10个小层，马五1-马五4的膏云坪含石膏结核、斑点的孔洞型粉晶白云岩构成了主要勘探目的层和靖边气田的储产层。其中，尤以马五1最为重要，白云岩单层厚3～5m，储层连片稳定分布，气层平均有效厚度为2.40m，面积达4×104km2。
奥陶纪末至上石炭统本溪组沉积之前，晚加里东期-早海西期运动使鄂尔多斯盆地整体抬升，遭受了长达150Ma的风化剥蚀，从而在鄂尔多斯盆地形成广泛分布的岩溶型储层。在盆地主体区，岩溶带厚约30～80m，可划分出地表岩溶残积带、垂直渗流岩溶带和水平潜流岩溶带等。在垂直渗流岩溶带，大气淡水径流沿裂缝垂直高速向下渗流溶蚀，形成以垂向形态为特征的溶蚀孔洞，并多被泥质、粉砂质、淡水方解石及黄铁矿等充填-半充填，形成以裂缝型和孔洞-裂缝型为主的储层段。水平潜流岩溶带因岩溶水受压力梯度控制并沿水平方向流动而形成层流，在潜水面附近，不饱和的地下岩溶水流动交替活跃，水平状岩溶发育。同时，还由于硬石膏(结核)及盐类等易溶矿物的强烈溶蚀，形成富含SO2-4的地下水，更加强了对碳酸盐岩的岩溶作用，形成以裂缝-溶蚀孔洞为主的储集体，洞缝相连的储渗体系构成马五1的最重要天然气储层段。
4.四川盆地威远气田震旦系岩溶储层
据威远气田61口气井统计，古岩溶储层主要分布于震旦系顶部侵蚀面以下12～23m和43～80m的两个层段。震旦系灯影组白云岩古岩溶属多期岩溶作用叠加改造的产物。古岩溶垂向分带明显，风化残积带和渗流-潜流岩溶带发育齐全。其中，残积带由风化残积角砾岩和铁、铝质泥岩组成，厚约3～3.5m;渗流岩溶带主要发育以直立及高角度分布的裂缝、溶缝、岩溶漏管、串珠状溶蚀孔洞、落水洞等组成的洞缝，且大多被泥质、渗流粉砂、粒状白云石、岩溶角砾等充填-半充填，属孔洞-裂缝型或裂缝型储层;潜流岩溶带以近水平方向为主的多套溶蚀孔洞层和洞穴层为特征，发育裂缝-洞穴型、裂缝-孔洞型、孔洞-裂缝型及裂缝型等多种储层类型。

牛永斌¹ 钟建华² 王培俊³ 单婷婷¹ 毛 毳²

（1.河南理工大学资源环境学院，河南 焦作 454000； 2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266555； 3.中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000）

基金项目：国家重大基础研究规划项目（项目编号：2011CB201001）及国家油气重大专项部分成果（项目编号：2008ZX05014 - 002-002HZ）

作者简介：牛永斌，男，博士，讲师，从事沉积学方面的教学与科研工作。Email：niuyongbin＠hpu.edu.cn。

摘 要：利用压力系统分析法、类干扰试井分析法和示踪剂测试分析法对塔河油田二区奥陶系碳酸盐岩油 藏储层连通性进行了研究。结果表明：研究区上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性相对较好，研究区 南部井间连通性相对较差，而研究区西南部由于受南北向深大断裂的控制，Tk222-Tk230、Tk222-Tk252、 Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452各井组间连通性较好。在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体 性质、储集体连通性的基础上，应用研究区奥陶系 顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然 边界条件，参考油藏动态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，把研究区奥陶系碳酸 盐岩油藏共划分为15个缝洞单元；上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区缝洞单元内部缝洞匹配较好、连通性较好 的区域油井产量相对较高；研究区南部缝洞单元内部缝洞匹配较差、连通性较差的区域油井产量也较低。

关键词：塔河油田；奥陶系；碳酸盐岩；连通性；缝洞单元

Reservoir Connectivity and Characteristics of Fracture-vug Unit of Ordovician Carbonate Rocks Oil Pools in Block 2 of Tahe Oilfield

Niu Yongbin¹，Zhong Jianhua²，Wang Peijun³，Shan Tingting¹，Mao Cui²

（1.College of Resources ＆Environment，Henan Polytechnic University，Jiaozuo 454000，China； 2.School of Geosciences of China University of Petroleum，Qingdao 26655，China； 3.PetroChina Tarim Oilfield Company，Korla 841000，China）

Abstract：By using the methods of Pressure system analysis，well test analysis of interference and Tracer testing analysis，the reservoir connectivity of Ordovician Carbonate rocks oil pools in block 2 of Tahe oilfield were studied.The resuls show that drilling connectivity near the pinch outlines of Upper Ordovician and northward was better and drilling connectivity in the south of research area was poorer，but the drilling connectivity between Tk222-Tk230、Tk222- Tk252、Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452 were better because of north-south deep fault control.Based on the knowledge of well history，the application of dynamic producing data and important changing event of production operation and tracer test data，this paper carried out the connectivity analysis to inter well-groups of research area.According to the synthesis of fracture-cave distribution，the pressure system of strata and reservoir connectivity，referring to the karst topography of T74 top surface and dynamic producing data of Ordovician reservoirs，the research area was divided into 15 units of fracture-cave so that the dynamic research of following development would be more convenient.The matching of fracture- cave was better near the pinch outlines of Upper Ordovician and inside the fracture-cave unit of the north denuded zone，the well yield was higher in the area that had good connectivity.The matching of fracture-cave was worse inside the fracture-cave unit of the south，and the well yield was lower in the area that had worse connectivity.

Key words：Tahe oilfield；Ordovician；Carbonate Rocks；Connectivity；Fracture-vug unit

储层连通性是油藏开发过程中表征储层连通效果的一个参数^［1］。它和产能关系密切直接影响生产 层位是否受效，进而影响油井生产，同时也就反映出注水是否达到效果，同时也可以间接反映出剩余油 的分布状况^［2～6］。缝洞单元是碳酸盐岩油藏内由相同的构造、断裂-岩溶作用旋回形成的，以断裂或溶 蚀界面为边界，由裂缝网络相互串通，由溶孔、溶洞组合而成的多个孤立或孔隙连通的流体连通单元。同一单元内部的流体互相连通，流体性质一致，具有统一的压力系统和相似的水体能量特征、相近或相 似的储渗及开发动态特征，在生产中可作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位^［7～11］，因此缝洞单元的确定对油藏开发方式的选择具有重要意义。本文利用地层压力、类干扰分析和示踪剂定 性研究塔河油田2区奥陶系油藏钻井之间的连通性；在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系 统、流体性质、储层连通性的基础上，应用研究区奥陶系 顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼 地等确定自然边界条件，参考油藏动态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，对研究区奥陶系进行了缝洞单元划分和发育特征分析。

1 区域地质概况

图1 研究区地理位置图

塔河油田二区位于塔河油田的东南部，北纬41°14′4″～41°18′39″，东经83°51′56″～84°3′41″之间（图1），处于岩溶残丘到岩溶洼地的斜坡带上，面积74.6km²。自2000年在塔河油田2区奥陶系部署了 S77井、S79井2口预探井，获得了高产油气流，揭开了研究区奥陶系碳酸盐岩油气藏勘探的序幕。到 2009年10月，研究区共完钻79口井，其中直井59口，侧钻井20口，地质勘探储量4336×10⁴ t，采油 井共计50口，开井45口，日产液水平1661.9t/d，日产油水平796.4t/d^［12］。

研究区奥陶系各组多为碳酸盐岩沉积物，地层自下而上分别为蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、恰尔巴 克组、良里塔格组和桑塔木组。各组的岩性组合和沉积序列明显不同。蓬莱坝组以白云岩和灰质白云岩为 主，鹰山组以云斑灰岩、微晶灰岩和灰质白云岩 为主，一间房组以云斑灰岩、鲕粒灰岩和生物碎 屑灰岩为主，恰尔巴克组以泥质灰岩和瘤状灰岩 为主，良里塔格组以微晶灰岩和生物碎屑灰岩为 主，桑塔木组则以灰质泥岩、泥质灰岩和灰质粉 砂岩为主。

研究区奥陶系碳酸盐岩储集空间形态多样，大小悬殊，分布不均。根据岩心、薄片及扫描电 镜等观察结果以及工程录井、测井等资料所确定 的储集空间按成因、几何形态可划分为孔（残留 孔、粒内孔、格架、溶蚀孔、晶间孔、铸模孔）（图版Ⅰ-A，B，C，D，E，F，G，H）、缝（构 造缝、风化缝、溶蚀缝、压溶缝）（图版Ⅰ-Ⅰ，J，K，L）和洞（溶蚀洞）（图版Ⅰ-M，N）三大 类。这些储集空间的连通性及由其构成缝洞单元的划分对研究区奥陶系油藏的开发方式和开采手段的选 择具有重要影响。

2 储层连通性

研究区奥陶系碳酸盐岩油藏储层连通性分析主要采用压力系统分析法、井间类干扰分析法和示踪剂 分析法。

2.1 压力系统分析法

压力系统分析是判断井间连通性的重要依据，也是最直接的方法之一^［13］。根据研究区钻孔测压结果 发现Tk222-Tk230（压力计深5500m，2008年12月测压）和Tk235-Tk242（压力计深5493.54m，2005 年10月测压）两组钻井在相同深度压力相等，且具有同步变化的特征，故可判定两组钻井内部连通。

2.2 类干扰试井分析法

井间干扰试井法连通性分析是通过激动井改变制度，在另一口油井或数口观察井中通过高精度压力 计接受干扰压力反应，进而研究激动井和观察油井之间的地层参数［14，15］。在熟悉研究区井况和井史的 基础上，从研究区完钻79口井中优选出39对油井进行类干扰分析。下文选择典型的几组油井在生产工 作制度变更的条件下进行类干扰连通性分析研究。

2.2.1 Tk219—Tk210类干扰连通性分析

（1）激动井Tk219井酸压对观察井Tk210井的影响。在对Tk219-Tk210井组类干扰连通性分析 时，选择Tk219井作为激动井，该井在2003年9月7日和11月22日分别对奥陶系下统鹰山组5610～ 5660m井段和5554～5587m井段进行了酸压改造。从Tk210井2003年9月7日—10月7日和11月15 日—12月15日的生产曲线上可以看出（图2，图3），在2003年9月7日和11月22日以后有一个明显 的波动，说明激动井Tk219井的酸压事件对观察井Tk210井的产油量和产液量有影响。

图2 Tk210井2003年9月7日—10月7日生产动态曲线图

（2）激动井Tk219井更换油嘴对观察井Tk210井的影响。激动井Tk219井在2004年6月27 日油嘴由5mm更换为4mm，从观察井Tk210井2004年6月20日—7月30日的生产曲线可以看 出，在2004年6月27日之后两天内Tk210井产量有一个明显的提升。在2004年7月20日这一 天激动井Tk219井油嘴由4mm更换为5mm，观察井Tk210井产量有一个明显的下降（图4），说 明激动井更换油嘴事件对观察井Tk210的生产有影响。综合上述井组间酸压和更换油响应特征认 为井组Tk219-Tk210间是连通的。

2.2.2 Tk223—Tk315类干扰连通性分析

（1）激动井Tk223投产对观察井Tk315井的影响。在对Tk223—Tk315井组类干扰连通性分析时，选择Tk223井作为激动井，以Tk315井作为观察井。激动井Tk223井在2003年11月28日酸压后投产，从观察井Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线上可以看到（图5），该井在11 月28日后两天产油量和产液量有一个明显的下降趋势。激动井Tk223井在2003年12月22日油嘴由投 产时的6mm更换为4mm，从观察井Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线上可 以发现，该井在2003年12月22日产油量和产液量有一个明显的上升，说明激动井Tk223井的更换油 嘴事件对Tk315井的生产是有影响的。

图3 Tk210井2003年11月15日—12月15日生产动态曲线图

图4 Tk210井2004年6月20日—7月30日生产动态曲线图

图5 Tk315井2003年11月28日—2004年1月30日生产动态曲线图

（2）激动井Tk223关（停）井对观察井Tk315的影响。激动井Tk223井在2004年1月16日和 2004年3月1日关井停修，从观察井Tk315井2004年1月10日—3月30日的生产动态曲线可以看出在 2004年1月16日和3月1日前后产油量和产液量都有明显增加（图6），说明激动井Tk223井的关（停）井事件对观察井Tk315具有影响。综合上述观察井Tk315对激动井Tk223投产和关（停）井事件 响应特征的分析，认为该井组间连通。

图6 Tk315井2004年1月10日-2004年3月30日生产动态曲线图

按照上述类干扰钻井间连通性分析的思路，将这种分析方法推广应用到整个研究区，得区内井间连 通性分析结果如表1所示。

表1 研究区类井间连通情况统计

2.3 示踪剂测试连通性分析

井间示踪剂监测技术是一种用于油田开发动态监测的重要手段［16］。其基本原理是参照监测井组的 有关动静态资料，设计监测方案，选择合适的示踪剂，在监测井组的注水井中投加示踪剂，按照制定的 取样制度，在周围生产油井中取样，在特定实验室进行分析，获取样品中的示踪剂含量，同时绘制出生 产井的示踪剂采出曲线，通过综合分析监测井组的示踪剂采出曲线和动静态等相关资料，最终得到注入 流体的运动方向、推进速度、波及情况等信息，根据这些信息分析井间的连通性。通过对研究区 Tk221、Tk222、Tk223和Tk315井组示踪剂跟踪检测信息的统计，得出研究区示踪剂检测结果如表2 所示。

表2 研究区示踪剂检测结果统计

3 缝洞单元发育特征

缝洞单元是一个相对独立的油气藏，具有独立的油气水系统和不规则形态。内部的流体互相连通，流体性质一致，具有统一的压力系统和相似的水体能量特征、相近或相似的储渗及开发动态特征，在生 产中可作为一个相对独立的流体运动单元和油气开采基本单位［17］。它常具有以下特征：

（1）一般碳酸盐岩缝洞单元自成封闭体系，相当于一个小油藏。具有独立的压力系统和油水界面。同一个缝洞单元内的油井在投入开发初期具有统一的压力系统和油水界面。在开发过程中缝洞单元内油 井之间的压力变化及油水界面的变化具有相关性。

（2）缝洞单元内油井开采既有共性又有差异性。同一缝洞单元内虽有相似的流体性质、水体能量，但在开发动态上随油井位于缝洞单元的位置不同有明显差异。钻遇缝洞单元内缝洞发育区，油井高产稳 产；而钻遇缝洞单元的缝洞发育体的塌陷边缘区，油井产量相对低产。也就是说缝洞单元内部仍是一个 非均质体［18］。

根据缝洞单元的定义和特征结合研究区缝洞的平面分布和垂向上的组合关系，制定了研究区奥陶系 油藏缝洞单元划分的6条原则：

1）缝洞组合储集体是缝洞型油藏最基本的缝洞单元，同一缝洞组合属于同一缝洞单元。

2）同一缝洞单元具有相对一致的压力系统或压力变化趋势。

3）同一缝洞单元内流体性质或变化特征相似。

4）已经证实连通和潜在连通性可能较大的钻井划分为同一个缝洞单元。

5）同一个岩溶构造位置，具有相同或相似的生产变化，在平面上可按现今岩溶地貌的岩溶冲沟、 断崖、岩溶洼地等确定缝洞单元的自然边界。

6）缝洞单元的划分要有利于油藏的开发动态研究。

在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体性质、储集体连通性的基础上，应用研究 区奥陶系T47顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然边界条件，同时参考油藏动态生产 资料，把相邻产量均高产的油井作为划分同一缝洞单元的参考条件，以利于研究区奥陶系油藏后续开发 动态研究为目的，对研究区奥陶系进行了缝洞单元划分，结果如图7。从缝洞单元划分结果图上可以看 出研究区共划分为15个缝洞单元，上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性较好，且缝洞单元内 部缝洞匹配较好，故油井产量相对较高；而研究区南部井间连通性较差，且缝洞单元内部缝洞匹配也较 差，故南部油井产量也相应较低。

图7 研究区奥陶系缝洞单元平面分布图

4 结论

（1）利用压力系统分析法、类干扰试井连通性分析和示踪测试连通性分析发现：研究区上奥陶统 尖灭线附近及以北剥蚀区井间连通性相对较好，研究区南部缝洞单元内部连通性相对较差，而研究区西 南部由于受南北向深大断裂的控制，Tk222-Tk230、Tk222-Tk252、Tk222-Tk253x、Tk252-Tk452各 井组间连通性较好。

（2）在综合研究区奥陶系油藏缝洞分布、地层压力系统、流体性质、储集体连通性的基础上，应 用研究区奥陶系T47顶面岩溶地貌的岩溶冲沟、断崖、岩溶洼地等确定自然边界条件，同时参考油藏动 态生产资料，以利于研究区奥陶系油藏后续开发动态研究为目的，把研究区共划分为15个缝洞单元； 上奥陶统尖灭线附近及以北剥蚀区缝洞单元内部缝洞匹配较好、连通性较好的区域油井产量相对较高； 研究区南部缝洞单元内部缝洞匹配较差、连通性较差的区域油井产量也较低。

参考文献

［1］John W.Snedden，Peter J.Vro Iijk，Larry T.Sumpter，等.储层连通性定义、实例与对策［J］.国外石油动态，2008，（9）22～38.

［2］杜宗君，姜萍.利用储层连通性评价剩余油分布［J］.国外测井技术，2005，20（1）.25～27.

［3］杨敏.塔河油田4区岩溶缝洞型碳酸盐岩储层井间连通性研究［J］.新疆地质，2004，22（2）.196～199.

［4］张林艳.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油（气）水分布关系［J］.中外能源，2006.11（5）.32～36.

［5］吕明胜，杨庆军，陈开远.塔河油田奥陶系碳酸盐岩储集层井间连通性研究［J］.新疆石油地质，2006.27（6）.731～732，739.

［6］邬光辉，岳国林，师骏等.塔河奥陶系碳酸盐岩裂缝连通性分析及其意义［J］.中国西部油气地质，2006.2（2）.156～159.

［7］康志宏，魏历灵，鲁新便.流动单元在塔河缝洞型碳酸盐岩油藏的定义和划分［J］.试采技术，2006.27（4）.4～7.

［8］朱蓉，楼章华，金爱民等.塔河油田S48缝洞单元流体分布及开发动态响应［J］.浙江大学学报，2009.43（7）.1344～1348.

［9］杨宇，康毅力，张凤东等.塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义和划分［J］.大庆石油地质与开发.2007.26（2）.31 ～37.

［10］张希明，朱建国，李宗宇等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏的特征及缝洞单元划分［J］.海相油气地质，2007，12（1）.21～24.

［11］朱蓉，楼章华，鲁新便等.塔河油田缝洞单元地下水化学特征及开发动态［J］.石油学报，2008，29（4）.567～572.

［12］牛永斌，钟建华，王培俊等.成岩作用对塔河油田2区奥陶系碳酸盐岩储集空间发育的影响［J］.中国石油大学 学报（自然科学版），2010，34（6）：18～26.

［13］周波，菜忠贤，李启明.应用动静态资料研究岩溶型碳酸盐岩储集层连通性——以塔河油田四区为例［J］.新疆 石油地质，2007.28（6）.770～772.

［14］闫长辉，周文，王继成.利用塔河油田奥陶系油藏生产动态资料研究井间连通性［J］.石油地质与工程，2008.22（4）.70～72.

［15］王曦沙，闫长辉，易小燕等.塔河4区奥陶系碳酸盐岩油藏井间连通性分析［J］.重庆科技学院学报，2010.12（3）.52～54.

［16］张剑，陈明强，高永利.应用示踪技术评价低渗透油藏油水井间连通关系［J］.西安石油大学学报，2006.21（3）.48～51.

［17］陈志海，马绪杰，黄广涛.缝洞型碳酸盐岩油藏缝洞单元划分方法研究——以塔河油田奥陶系油藏主力开发区为 例［J］.石油与天然气，2007.28（6）.847～855.

［18］魏历灵，康志宏.碳酸盐岩油藏流动单元研究方法探讨［J］.新疆地质.2005.23（2）.169～172.

图版说明

图版Ⅰ-A 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-B 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-C 奥陶系铸体薄片上的滩相溶蚀孔（T208井，5561.25m）；

图版Ⅰ-D 奥陶系云斑灰岩中白云石晶体间的晶间孔（Tk209井，5550.39m）；

图版Ⅰ-E 奥陶系生屑灰岩中的粒内孔（S79井，5590.83m）；

图版Ⅰ-F 奥陶系泥晶灰岩中的生物铸模孔（Tk209井，5550.89m）；

图版Ⅰ-G 奥陶系生物碎屑灰岩扫描电镜下的格局孔（T452井，5575.29m）；

图版Ⅰ-H 奥陶系泥晶灰岩扫描电镜下的方解石晶体表面溶蚀格局孔（T452井，5575.29m）；

图版Ⅰ-I 奥陶系白云质灰岩中的构造破裂缝（S79井，5695.70m）；

图版Ⅰ-J 奥陶系泥晶灰岩沿构造微裂缝发生溶蚀形成的溶蚀缝（S77井，5711.40m）；

图版Ⅰ-K 奥陶系泥晶灰岩中的风化破裂缝（T313井，5469.63m）；

图版Ⅰ-L 奥陶系泥晶灰岩薄片上的缝合线（S77井，5586.22m）；

图版Ⅰ-M 奥陶系岩心上岩溶角砾灰岩，揭示溶洞的存在（S77井，5548.24m）；

图版Ⅰ-N 为图Ⅰ-M的偏光显微镜照片，溶洞充填部分发生白云石化，具有很好的储集性能（S77井，5548.24m）。

图版Ⅰ

国际非常规油气勘探开发（青岛）大会论文集

---

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 中石化塔河油田2 - 2混输站升级改造项目为什么被叫停? - ？
阎败通窍： 西北油田效4个项目因经济评价不过关被叫停作者:中国页岩气网新闻中心 来源:中国石化新闻网 发布时间:2014-10-30 10:05:16项目改造后,每年可节约电费60万元,年降低外输泵维修费用20万元,减少站内操作人员4人,每年可降低人工成...

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 油气藏类型与特征 - ？
阎败通窍： 一、油气藏类型 根据油气藏的圈闭类型可将“九五”已发现的50个油气藏划分为构造油气藏、地层岩性(包括潜山)油气藏和复合油气藏3大类. 根据油气藏的流体相态可将已发现的油气藏划分为油藏、凝析气藏和气藏3大类. 二、油气藏的特...

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 中国石化石油勘探开发研究院的核心技术 - ？
阎败通窍： 建院以来,围绕建设创新型一流研究院的发展目标,提出了核心技术和特色技术研发战略,经过不断完善和调整,逐步形成了四项核心技术和六项特色技术系列.一、核心技术 ●海相层系油气成藏理论与资源评价技术 通过开展盆地构造动态演化...

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 塔里木盆地还有油田吗？
阎败通窍： 当然是.塔河油田位于塔里木盆地沙雅隆起阿克库勒凸起南部,是中国石化新星油气分公司＂九五＂期间发现的大型油气田.在塔河油田勘探评价过程中,勘探家们不断深化油气成藏和聚集规律性的认识,按照＂逼近主力烃源岩,以大型古隆起、古斜坡为勘探目标,靠近大型断裂、大型不整合面,寻找大型原生油气藏＂的勘探思路,建立并不断完善了油气层储层识别和预测、油气层保护、油气层酸化压裂等勘探方法技术系列.塔河油田是我国第一个超深层非常规海相碳酸盐岩整装大油田.塔河油田的发现,为新疆维吾尔自治区地方经济快速增长作出了重要的贡献,对于尽快实现国家＂稳定东部,发展西部＂石油工业发展战略具有重要的作用.希望采纳o(∩_∩)o 哈哈

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 水文地质特征 - ？
阎败通窍： 区内地表水体不甚发育.地下水受岩性、构造及地形地貌的控制,主要赋存于第四系底部、基岩裂隙和岩溶裂隙之中.可分为第四系松散层孔隙水;石炭-二叠系砂岩裂隙水;太原组石灰岩和奥陶系石灰岩岩溶裂隙水.陕西省煤炭地质局一三一...

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 塔河油田的发展 - ？
阎败通窍：自2002年来,特别是2004年以来,西北油田分公司广大科技人员通过不懈努力,逐步形成了具有我国特色的古生界海相碳酸盐岩油气成藏理论、缝洞型油藏开发理论,创立了“以缝洞单元研究为核心,以全过程评价、层次化开发、逐步深化为...

塔什库尔干塔吉克自治县17780356407： 碳酸盐岩的形成机理 - ？
阎败通窍： 位于渤海湾盆地内的济阳坳陷是中国油气最为富集的地区之一.古生界碳酸盐岩是济阳坳陷今后油气增储上产的主要领域.通过对济阳坳陷下古生界碳酸盐岩的锰、锶等微量元素及氧、碳、锶等同位素的测试与分析研究,认为岩溶作用和白云石...