碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

张朋娜,李雅雯,王飞

天津市大港油田公司第三采油厂

摘要：中国缝洞型碳酸盐岩油藏（缝洞型油藏）主要分布在塔里木盆地，其中塔河油田、轮古油田、哈拉哈塘油田、富满油田、顺北油气田等探明石油地质总储量已超过20.0×108t，是油气勘探开发最现实的接替领域。缝洞型油藏地质和开发特征与孔隙型碳酸盐岩油藏、碎屑岩油藏明显不同，国内外没有成熟的开发理论可供借鉴。中国石化西北油田通过不断探索实践，形成了缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术系列，支撑了塔河油田和顺北油气田的上产与稳产，建成了年产700×104t规模的大油田，但仍存在油藏地质认识深度不够、产量递减快（年递减率>15%）、采收率低（约15%）、已探明未动用储量大（>4.3×108t）等问题，开发模式有待于进一步总结提升。本文以塔河油田和顺北油气田为研究背景，分析了缝洞型油藏地质特征以及开发面临的挑战，梳理了成功的经验与做法，并对未来发展方向进行了讨论。本文主要分析碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析。

关键词：碳酸盐岩油藏；测井评价；气层识别；挖掘效应

引言

塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏经历多期构造运动、岩溶改造和油气充注，储集体地质特征和流体分布十分复杂，给高效开发带来了很大挑战。为实现缝洞型油藏高效开发，在油藏描述方面，需针对缝洞型油藏地质特点，发展以地质模式为指导，地球物理与动态模型相结合的一体化表征技术，先定性后定量、先模式后模型，同时加强针对性的油藏动态监测；在注水、注气开发方面，需加强油水、油气运动规律研究，加强挥发性、凝析气藏相态和多组分油藏数值模拟研究，为制定开发技术政策和提高采收率提供科学依据；同时，探索基于地震雕刻体的缝-洞-井空间网络模型的油藏工程新方法，在此基础上开展压力恢复曲线、生产动态、洞间连通性、压缩系数分析以及相关技术政策研究。

1、缝洞型油藏地质特征与开发挑战

中国石化西北油田已开发的碳酸盐岩油藏主要分布在塔河油田东部的裸露剥蚀区、塔河油田西部的浅埋区以及顺北油气田深埋区，由北向南埋深从5300m至8700m逐渐增加，地层压力从54MPa至88MPa逐渐增大、温度从120℃至170℃逐渐升高，属于典型的超深、高温、高压的缝洞型油气藏。经过多期的构造运动、岩溶作用和油气充注，地质条件异常复杂，给油藏描述、产建与开发、钻采工程工艺等带来诸多挑战。

1.1缝洞储集体发育规律不明

塔河油田与顺北油气田分别以岩溶洞穴和走滑断裂伴生缝、洞作为主要储集空间，以断裂-裂缝作为主要输导通道，优质储集体的发育具有极强的非均质性，并非传统的“层状”储层。在岩溶系统或断裂带内部，孤立洞与连通洞并存，大洞与小洞并存，缝生洞、缝连洞，形成了极其复杂的缝-洞网络系统，呈现出不规则“层状”或“立体式”复杂储集体。有效缝洞储集体的空间分布规律尚未明确，地球物理描述技术精度受限，溶洞、断裂带以及裂缝的精细描述和表征难度较大。

1.2塔河油田进一步大幅提高采收率难度大

塔河油田注水、注气虽见到一定效果，但储集空间复杂，流体流态复杂，油气水运动规律不清，剩余油分布难以准确表征，提高采收率机理与相关的技术政策需要深入研究。目前，塔河油田注水开发平均提高采收率3.10%，注气开发平均提高采收率2.67%，注水、注气后进一步提高采收率技术储备不足，距大幅度提高采收率的要求仍有较大差距。

2、主要开发技术进展

2.1沉积相平面展布及演化

高位体系域时期，平方王构造高地整体处于滨浅湖—半深湖的沉积环境。在单井、连井沉积相分析和对比的基础上，刻画H-1和H-2两个准层序组的沉积相平面展布。总体上，礁滩及浅滩—滩间微相平面上呈向东突出的“反C字形”展布，外侧逐渐向半深湖—深湖过渡，局部发育风暴—重力流沉积。H-1时期，研究区中部发育大面积的浅滩—滩间沉积，礁滩微相呈点状散布其中。中部的剥蚀区域将浅滩—滩间沉积相带一分为二，南部浅滩—滩间沉积相带规模较大，北部规模较小。两列条带状高能相带的中部，相对处于低能环境，高能礁滩或滩相不发育，接受部分来自剥蚀区的碎屑物质，形成混合沉积，发育混积—灰泥坪微相。东部及平南断裂带附近的南部主要发育风暴—重力流，南部受平南断层影响，坡度较东侧陡，风暴—重力流沉积相对更为发育。H-2时期继承了H-1时期基本沉积格局，整体上变化规律不大，礁滩及浅滩微相平面上有连接成片的趋势，向南和向东有所扩大，在b182至b180井一带附近的风暴—重力流不再发育，演变为礁滩及浅滩微相。此时，湖泊水深总体上较H-1沉积时期变浅，碳酸盐岩沉积的可容纳空间持续减小，垂向加积作用逐渐受到限制而侧向迁移至临区，驱使礁滩及浅滩微相平面上分布范围扩大。此外，本时期风暴—重力流沉积总体上规模有所减小，可能是沉积物被搬运到更深的深湖区，而研究区钻井大多分布于台地顶部及斜坡而未观察到。混积—灰泥坪微相分布范围略微扩大，可能由湖平面下降、滨浅湖范围扩大，台地顶部剥蚀区短时暴露充当局部物源所致。

2.2储层微区原位沉积、成岩环境定性-定量分析技术

不同类型的碳酸盐岩储层在沉积过程中分别受到了各种水体物理化学条件的影响，在沉积之后的成岩演化过程中又受到了不同类型成岩流体的改造。识别、示踪和恢复沉积、成岩环境及过程，对开展优质储层发育机理研究，建立地质模式，有着重要的意义。近年来发展起来的沉积、成岩环境定性、定量分析技术主要包括：原位微区元素、原位微区C，O和Sr同位素、Mg同位素、团簇同位素、U-Pb同位素测年等技术。碳酸盐岩中的Ca，Mg，Fe和Mn等常量元素、稀土等微量元素以及C，O和Sr同位素组成和变化特征是开展碳酸盐岩沉积和成岩环境示踪的重要手段。传统的溶样分析方法需要挑选方解石、白云石单矿物或选择单一组构的碳酸盐岩，不但需要的量较多，而且不能对毫米-微米级的成岩矿物进行精细分析。这些技术识别出四川盆地震旦系灯影组二段的葡萄状白云石是形成于白云石海环境中的原生白云石，分别建立了深层碳酸盐岩储层所经历的大气降水岩溶、热液流体溶蚀和白云岩化、TSR（硫酸盐热化学还原反应）相关流体改造的地质-地球化学判识指标体系。

2.3储层发育机理与过程的实验和数值模拟分析技术

开展流体-岩石实验和数值模拟是探索碳酸盐岩储层成因机制的重要手段。根据研究对象所处的地质环境，提取流体-岩石体系的关键反应参数如温度、压力、流体、岩石组分、流体/岩石比、孔隙几何形状等，在此基础上开展物理模拟实验以及数值模拟计算，可以厘清不同地质与成岩流体环境下碳酸盐岩储集空间形成的控制因素，阐明优质规模储集体的成因机制。

结束语

根据挖掘效应识别气层时要考虑井眼状况和物性特征，进行开发井解释时还要考虑测井时间与投产时间之间的差异。当井眼规则，储层物性较好时，可以根据挖掘效应识别气层。当井眼扩径时，仅仅根据挖掘效应判断气层将可能是错误的。此时必须结合伽马曲线、电阻率曲线以及核磁共振资料进行综合分析，如果有其他动态资料也可以进行辅助判断。

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