哈拉哈塘油田哈601井區(qū)縫洞型油藏縫洞單元劃分評價

廖　濤，侯加根，陳利新，馬　克，楊文明，董　越（.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京049；.中國石油塔里木油田分公司塔北項目經(jīng)理部，新疆庫爾勒84000）

哈拉哈塘油田哈601井區(qū)縫洞型油藏縫洞單元劃分評價

廖濤1，侯加根1，陳利新2，馬克1，楊文明2，董越1
（1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院，北京102249；2.中國石油塔里木油田分公司塔北項目經(jīng)理部，新疆庫爾勒841000）

在儲集體預(yù)測的基礎(chǔ)上，以塔北地區(qū)奧陶系露頭為指導(dǎo)，將哈拉哈塘油田哈601井區(qū)油藏洞穴按成因細分為暗河管道廳堂洞穴、斷裂明河雙控洞穴和斷控洞穴3類。針對縫洞單元劃分的難點，應(yīng)用靜態(tài)儲集體預(yù)測和數(shù)值試井兩種方法確定縫洞單元邊界，明確了內(nèi)幕區(qū)縫洞單元主控因素為斷裂和良里塔格組古地貌古水系。依據(jù)縫洞體規(guī)模、儲量、能量指標、成因類型、壓力水平等因素，建立了適用于研究區(qū)的縫洞單元評價標準，對有井控制單元及無井單元進行了綜合評價，為哈拉哈塘油田下一步的井位部署與開發(fā)調(diào)整提供參考。

塔里木盆地；哈拉哈塘油田；奧陶系；碳酸鹽巖縫洞型油藏；縫洞單元；評價標準

2009年以來，在塔里木盆地塔北地區(qū)哈拉哈塘油田奧陶系一間房組碳酸鹽巖縫洞儲集體連續(xù)取得重大突破。但由于碳酸鹽巖縫洞型油藏的特殊性，縫洞體的連通關(guān)系十分復(fù)雜，長期暴露的潛山風化殼巖溶與內(nèi)幕區(qū)層間巖溶的發(fā)育背景差別較大，導(dǎo)致縫洞儲集體的規(guī)模、形態(tài)、連通狀況和形成機理等方面存在一定的差異。當前針對縫洞單元的研究多以潛山風化殼巖溶儲集體（如塔河油田）為對象[1-5]，但對哈拉哈塘油田的內(nèi)幕層間巖溶儲集體還未開展相應(yīng)研究。本文以哈拉哈塘油田巖溶斜坡帶內(nèi)幕層間巖溶縫洞儲集體為研究對象，探討儲集體連通性及縫洞單元邊界的確定方法，以有井控制的縫洞單元特征為基礎(chǔ)，建立縫洞單元量化評價標準，并對研究區(qū)縫洞單元進行評價，為塔里木盆地類似油藏的開發(fā)提供依據(jù)。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

哈拉哈塘油田位于塔北隆起哈拉哈塘斜坡上，北為輪臺凸起，南鄰滿西斜坡帶，西接英買力低凸起，東為輪南低凸起。在其四周已經(jīng)陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了哈德遜、英買力、塔河等大型油氣田，是塔里木盆地重要的油氣富集帶。哈拉哈塘油田共劃分為哈6、新墾、熱瓦普和齊滿4個區(qū)塊，前人以桑塔木組剝蝕線為界將哈拉哈塘油田劃分為風化殼巖溶為背景的潛山區(qū)和層間巖溶為背景的內(nèi)幕區(qū)[6]，哈6區(qū)塊東部的哈601井區(qū)位于上奧陶統(tǒng)桑塔木組覆蓋的內(nèi)幕區(qū)（圖1）。

哈601井區(qū)井距為900~1 700 m，奧陶系一間房組埋深為6 600~6 800 m，巖心孔隙度為0~3.88%，滲透率為0.31~21.39 mD，平均2.56 mD，奧陶系自下而上依次為蓬萊壩組、鷹山組、一間房組、吐木休克組、良里塔格組和桑塔木組，沉積相背景為蓬萊壩組半局限臺地相→鷹山組開闊臺地相→一間房組臺地邊緣相→良里塔格組和吐木休克組臺緣斜坡相→桑塔木組混積淺水陸棚相。

圖1　哈拉哈塘油田哈601井區(qū)構(gòu)造位置

2　縫洞體連通性分析

經(jīng)鉆井證實，研究區(qū)一間房組普遍發(fā)育大型洞穴儲集體，最大高度可達20 m，縱向上，厚度約100 m的一間房組內(nèi)均有洞穴分布，成像測井及巖心清晰顯示出除大型洞穴外還有裂縫孔洞的存在，不同成因類型縫洞儲集體的分布具有一定的規(guī)律性，根據(jù)傳統(tǒng)巖溶地質(zhì)學(xué)理論及巖溶垂向分帶性，自不整合面向下巖溶作用強度逐漸減弱[7]，但無法很好地解釋內(nèi)幕區(qū)深部存在大型洞穴的現(xiàn)象?；谘芯繀^(qū)儲集體主要為大型洞穴的特點，將其與現(xiàn)代巖溶及古巖溶露頭對比，從成因角度將內(nèi)幕區(qū)洞穴細分為3種：暗河管道廳堂洞穴、斷裂明河雙控洞穴和斷控洞穴。

2.1暗河管道廳堂洞穴

暗河管道是具有河流特性的地下巖溶管道系統(tǒng)，流經(jīng)范圍大，是地下發(fā)育規(guī)模最大的巖溶系統(tǒng)，發(fā)育過程中受潛水面變化可以多層疊置[8]。暗河管道系統(tǒng)由大型暗河廳堂洞及暗河管道段構(gòu)成，其中管道段細窄易垮塌充填，造成暗河廳堂洞橫向展布，但洞與洞之間連通性較差或不連通。在古地貌恢復(fù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合縫洞體結(jié)構(gòu)建模、邊界精細刻畫等方法對儲集體進行預(yù)測[9]，認為哈601井區(qū)共發(fā)育有3條暗河管道（圖2中①，②和③所在位置）。

鉆遇同一條暗河管道的井存在連通的可能，井間干擾能夠進一步證實連通情況[10]。以研究區(qū)西北部的HA601-13井—HA601-6井—HA601-2井暗河為例，以HA601-13井為激動井，以HA601-2井和HA601-6井為觀測井進行干擾試井實驗，其中HA601-2井與HA601-6井在壓力歷史階段Ⅱ壓力上升，壓力跳躍前后上升幅度相當，與HA601-13井注水周期保持一致，表明井間連通且具有清晰的滯后效應(yīng)（圖3）。但是由于內(nèi)幕區(qū)暗河管道與潛山區(qū)暗河存在很大區(qū)別，管道段垮塌充填會形成局部堵點，造成鉆遇同一暗河管道的井之間也可能相互不連通，需要根據(jù)動態(tài)數(shù)據(jù)進行驗證。

圖2　哈601井區(qū)良里塔格組古地貌及暗河管道系統(tǒng)發(fā)育位置

圖3　 HA601-13井—HA601-2井—HA601-6井組干擾試井分析

2.2斷裂明河雙控洞穴

研究區(qū)縫洞儲集體受到多期巖溶作用疊加影響，其中以良里塔格組沉積末期的加里東運動中期Ⅱ幕巖溶作用最為重要，斷裂明河雙控洞穴是以加里東運動中期形成的斷裂為通道，以地表水系為巖溶水源，依托斷裂及伴生裂縫逐漸溶蝕擴大，形成垂向規(guī)模大于橫向規(guī)模的洞穴，與塔河油田縱向發(fā)育型洞穴類似[10]，受斷裂的影響，其垂向規(guī)模往往能夠達到數(shù)十米，平面上也具有明顯的發(fā)育規(guī)律。由于加里東運動中期南北向擠壓應(yīng)力強，形成研究區(qū)主干斷裂的同時，也形成大量伴生高角度構(gòu)造裂縫，動態(tài)資料已經(jīng)證實，該類型洞穴在垂向上連通性好，橫向連通性差，受洞穴橫向規(guī)模的影響，縫洞單元平面分布面積小。以HA601-8井為例，該井距離加里東運動中期形成的斷裂399 m，通過生產(chǎn)動態(tài)、縫洞體雕刻，明確該井鉆遇洞穴型儲集體，寬厚比為0.36，地質(zhì)分析認為屬于斷裂明河雙控洞穴，在生產(chǎn)過程中共歷經(jīng)7輪高效注水驅(qū)油，證實洞穴為孤立縫洞體。根據(jù)雙對數(shù)診斷圖特征，選用井儲-表皮-徑向復(fù)合氣藏-平行斷層邊界模型進行分析，縫洞體復(fù)合半徑為344.71 m，遠小于鄰井882.9 m井距，為獨立封閉的油藏，與鄰井不連通，推測縫洞單元半徑在350 m左右。

2.3斷控洞穴

在加里東運動晚期至海西運動早期，基底斷裂的繼承性發(fā)育及新斷裂、新裂縫的形成，再次為巖溶水的向下溶蝕提供了通道，在斷裂附近部位形成巖溶洞穴。斷控洞穴儲集體主要受到加里東運動晚期—海西運動早期斷裂控制，并不受良里塔格組古水系及潛水面變化的影響，巖溶水動力相對較小，空間上具有明顯的分布規(guī)律，平面上主要沿加里東運動晚期—海西運動早期斷裂帶分布，在斷裂交會處更為發(fā)育，垂向上隨機分布在斷裂兩側(cè)。

數(shù)米至數(shù)十米規(guī)模的洞穴頂部均發(fā)育有垮塌形成的垮塌縫，與構(gòu)造縫及溶蝕縫等可以相互溝通擴大縫洞體的規(guī)模[11]，斷裂及裂縫不僅能夠作為巖溶通道，同時也增強了儲集體的連通性，同一條斷裂控制的縫洞儲集體間連通的可能性更高。如研究區(qū)HA9-1井與HA901-2井位于同一條走滑斷裂一側(cè)，通過生產(chǎn)特征、原油性質(zhì)與鄰井對比（表1），證實兩井連通。斷控洞穴受后期斷裂控制明顯，以縫洞體隨機且孤立發(fā)育為特征，儲集體之間不連通可能性更大，因此，同一條斷裂控制的縫洞儲集體，其連通性同樣需要動態(tài)數(shù)據(jù)加以驗證。

表1　研究區(qū)原油性質(zhì)及壓力統(tǒng)計

3　縫洞單元劃分

3.1縫洞單元定義

縫洞單元是指一個或若干個由裂縫網(wǎng)絡(luò)溝通的溶洞所組成的、具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)的流體動力單元，也可以定義為具有統(tǒng)一油水界面和壓力系統(tǒng)或一個相對獨立控制油水運動的縫洞儲集體[1-2]，這一概念強調(diào)的是縫洞儲集體的連通性。在縫洞儲集體研究的基礎(chǔ)上，筆者綜合利用多種資料，從靜態(tài)儲集體預(yù)測及動態(tài)數(shù)值試井方面提出了適用于內(nèi)幕區(qū)的縫洞單元劃分條件。

3.2縫洞單元劃分標準

（1）靜態(tài)儲集體預(yù)測確定單元邊界研究區(qū)40余口井的井旁道統(tǒng)計表明，有效縫洞儲集體的最大振幅屬性為3 000~6 000（圖4a），依據(jù)儲集體儲集能力差異，將有效縫洞儲集體孔隙度下限定為1.8%[12]。筆者在內(nèi)幕區(qū)縫洞體類型劃分的基礎(chǔ)上，以巖溶發(fā)育地質(zhì)模式為指導(dǎo)，根據(jù)孔隙度反演、最大振幅屬性預(yù)測縫洞儲集體的形態(tài)和平面分布范圍；結(jié)合裂縫發(fā)育概率預(yù)測、裂縫走向預(yù)測描述縫洞儲集體可能的連通范圍；最終，在明確井間連通性的情況下刻畫縫洞單元的邊界。

以HA601-13井—HA601-6井—HA601-2井組為例，前文已述及該井組鉆遇同一條暗河管道，通過一間房組孔隙度反演及最大振幅屬性能夠清晰刻畫出暗河儲集體的分布范圍（圖4b，圖4c），根據(jù)巖溶發(fā)育地質(zhì)模式，預(yù)測出暗河管道的流向、形態(tài)、暗河廳堂洞平面分布及外部邊界（圖4d）；以裂縫發(fā)育概率描述井間米級尺度裂縫相對發(fā)育區(qū)（圖4e），并采用裂縫預(yù)測軟件預(yù)測了數(shù)十米至百米級小尺度斷裂走向，綜合確定了縫洞單元邊界（圖4f）。

（2）數(shù)值試井劃分單元邊界數(shù)值試井是一項新的試井解釋技術(shù)，它將油藏工程理論和數(shù)值模擬技術(shù)有效結(jié)合，通過大量數(shù)學(xué)模擬運算實現(xiàn)對油藏特征的精確刻畫。該技術(shù)汲取了油藏數(shù)值模擬技術(shù)中描述油藏滲流條件非均質(zhì)性和油藏特殊外邊界形狀等復(fù)雜油藏屬性描述方面成熟的技術(shù)，同時又采納了高精度壓力計錄取的壓力資料作為模型擬合檢驗實際的參照，具有豐富的油藏邊界描述功能，為復(fù)雜油藏邊界的分析創(chuàng)造了條件，實現(xiàn)了試井研究目標從局部向縫洞型油氣藏整體描述、評價方向的升級。

例如已經(jīng)證實連通的HA901-2井—HA9-1井組，HA901-2井試井曲線表現(xiàn)出反應(yīng)裂縫流動的特征，說明緊鄰的走滑斷裂起到了溝通作用。根據(jù)儲滲系統(tǒng)井間連通性和連通形式確定了試井儲集體模型（圖5a)，通過數(shù)值試井擬合不斷調(diào)整模型得到壓降示意圖（圖5b)，試井結(jié)果表明縫洞體內(nèi)部流體滲流能力好，為封閉多洞穴連通儲集體，并據(jù)此推測縫洞單元邊界（圖5c）。

圖4　 HA601井區(qū)一間房組不同屬性及裂縫預(yù)測確定縫洞單元邊界

圖5　數(shù)值試井確定HA901-2井—HA9-1井組縫洞單元邊界

3.3縫洞單元主控因素

內(nèi)幕區(qū)地質(zhì)因素對于縫洞單元的控制，體現(xiàn)在對巖溶的控制和晚期斷裂及伴生裂縫對于縫洞體連通性的改造。由海平面下降導(dǎo)致臺地暴露，接受大氣淡水淋濾，形成的巖溶作用一般與地層暴露程度、氣候、巖性和海平面相對變化速度有關(guān)[13]。研究區(qū)緊鄰塔河油田，其氣候條件、沉積相類型、巖性及海平面相對變化速率均與塔河油田類似，區(qū)域上共經(jīng)歷了一間房組沉積末期（加里東運動中期Ⅰ幕）、良里塔格組沉積末期（加里東運動中期Ⅱ幕）、桑塔木組沉積末期（加里東運動中期Ⅲ幕）、泥盆紀早期（海西運動早期）和石炭紀晚期（海西運動晚期）共5幕巖溶作用，其中各時期古地貌古水系是地層暴露程度、氣候及相對海平面變化速度的綜合反映。因此，內(nèi)幕區(qū)縫洞單元的主控因素主要表現(xiàn)在古地貌古水系和斷裂兩方面。

（1）斷裂斷裂的存在使得巖溶儲集體并非只能在地表暴露條件下形成，溝通地表的大型斷裂及伴生裂縫增加了碳酸鹽巖地層與地表大氣淡水的接觸面積，斷裂發(fā)育帶決定了巖溶儲集體在地下的發(fā)育規(guī)模[14-16]。巖溶發(fā)育受斷裂控制明顯，有學(xué)者將其命名為“控洞斷裂”[17]，這一表述在哈拉哈塘內(nèi)幕區(qū)并不完全準確。縫洞體雕刻證實，走滑斷裂伴生的高角度構(gòu)造裂縫發(fā)育帶擴大了縫洞體空間發(fā)育范圍。

（2）古地貌古水系哈拉哈塘油田加里東運動中期共存在兩幕巖溶作用：Ⅰ幕巖溶作用發(fā)生在一間房組沉積末期，但此期地層暴露時間短，巖溶作用弱，持續(xù)的時間也較短[18]，為縫洞儲集體的發(fā)育奠定了基礎(chǔ)；隨后在良里塔格組沉積末期發(fā)生了Ⅱ幕巖溶作用，哈拉哈塘油田北部抬升明顯，發(fā)生了較強的剝蝕作用[19]，南北地勢高差增大，地表古水系發(fā)育，水動力作用明顯，河流具有強烈的下切作用，為暗河管道的形成提供了入水口及排泄口，同時也為斷裂明河雙控洞穴的發(fā)育提供了充足的巖溶水來源。

3.4縫洞單元分布規(guī)律

內(nèi)幕區(qū)受巖溶斜坡發(fā)育背景的影響，暗河管道受潛水面變化影響小且管道段細窄易垮塌充填，斷裂明河雙控洞穴及斷控洞穴以垂向發(fā)育為主，平均寬厚比均小于0.5，橫向規(guī)模小，連通性差，因此研究區(qū)以單井孤立單元為主，動態(tài)證實共有3個多井連通單元，縫洞單元發(fā)育在古巖溶高地、丘峰洼地中地勢高部位、古水系及斷裂發(fā)育部位，與地貌及斷裂的分布吻合性好（圖6）。

暗河管道廳堂洞穴單元共8個，位于研究區(qū)西北部及中部，含1個暗河管道溝通的多井連通單元，單元主軸延伸方向受控于暗河管道流向，規(guī)模為800~ 3 500 m，寬度為500~1 000 m.縫洞體規(guī)模大，天然能量強，以暗河廳堂洞穴為主。

斷控洞穴單元共26個，主要位于研究區(qū)東部，含1個斷裂溝通的多井連通單元，主要發(fā)育在良里塔格組峰叢洼地、丘從洼地中的巖溶高地及加里東運動晚期—海西運動早期斷裂附近，單元主軸方向延伸800~2 500 m，寬度300~600 m，儲集體規(guī)模大，天然能量充足，以斷控洞穴儲集體為主。

表2　哈601井區(qū)不同縫洞體類型儲集體發(fā)育特征

圖6　哈拉哈塘油田哈601井區(qū)縫洞單元分布

斷裂明河雙控洞穴單元，位于研究區(qū)北北西向主干斷裂附近，包括單元32個，含1個裂縫溝通的多井連通單元，單元主軸延伸500~1 500 m，底水規(guī)模大，高角度構(gòu)造縫發(fā)育程度高，垂向連通性好，易出現(xiàn)底水錐進現(xiàn)象，采出水油體積比大。

4　縫洞單元評價

4.1縫洞體產(chǎn)能分布

縫洞型碳酸鹽巖油藏與孔隙性油藏和裂縫性油藏油井遞減特征具有顯著差異，鉆遇不同類型縫洞體的油井產(chǎn)能遞減特征截然不同[11]。成因類型直接控制了縫洞體的發(fā)育規(guī)模及裂縫的發(fā)育特征，也間接控制了單井產(chǎn)能。根據(jù)單井生產(chǎn)壓力、生產(chǎn)方式及投產(chǎn)時間的差異，將油井生產(chǎn)效率劃分為高效、中效和低效3類，暗河管道廳堂洞穴是內(nèi)幕區(qū)最有利的儲集體，高效井最多；斷控洞穴系統(tǒng)由于斷裂規(guī)模小，垂向上不易溝通底水，在橫向上能夠通過斷裂溝通形成大型縫洞體，因而高效、中效井較多；斷裂明河雙控洞穴由于底水錐進，很難得到高效井，甚至完全產(chǎn)水（表2）。

4.2縫洞單元評價指標

不同類型縫洞單元的差異主要體現(xiàn)在縫洞單元儲集體規(guī)模和天然驅(qū)動能量，油藏天然能量是單元分類的主要依據(jù)[5]，根據(jù)每采出1%地質(zhì)儲量的平均地層壓降和無因次彈性產(chǎn)量比值進行評價。依據(jù)石油天然氣行業(yè)標準（SY/T 6167—1995），哈拉哈塘內(nèi)幕區(qū)縫洞型油藏可分為天然能量較充足、具有一定天然能量和天然能量不足3個級別，據(jù)此將研究區(qū)已有井控縫洞單元分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類。

縫洞儲集體有效體積是縫洞單元內(nèi)縫洞體規(guī)模的直接體現(xiàn)。以縫洞單元為單位，通過建立研究區(qū)一間房組儲集體三維地質(zhì)模型來刻畫縫洞體體積[20]。經(jīng)統(tǒng)計，含高效井縫洞單元縫洞體有效體積普遍大于50×104m3，地質(zhì)儲量大于25×104m3；含中效井縫洞單元縫洞體有效體積為15×104~50×104m3，地質(zhì)儲量為8×104~25×104m3；含低效井縫洞單元縫洞體有效體積小于15×104m3，地質(zhì)儲量小于8×104m3.

應(yīng)用儲量豐度能夠準確可靠地預(yù)測油藏地質(zhì)儲量的分布，依據(jù)已有井控單元的油藏儲量豐度可以推測無井單元儲量豐度，進而在一定程度上對無井單元進行有效評價。通過對研究區(qū)一間房組進行儲量豐度平面預(yù)測，油井與儲量豐度的分布具有較好的匹配關(guān)系，高效井縫洞單元儲量豐度在7以上，中效井縫洞單元儲量豐度為4~7，低效井縫洞單元儲量豐度普遍小于4.

綜上所述，將縫洞體類型、天然能量和縫洞體規(guī)模作為主要評價的依據(jù)，其他指標作為次要評價指標，建立了適用于哈拉哈塘油田內(nèi)幕區(qū)縫洞單元的綜合量化評價指標（表3），以此對其他無井單元進行評價。

表3　哈拉哈塘油田內(nèi)幕區(qū)縫洞單元綜合評價指標

4.3縫洞單元發(fā)育特征

通過對已劃分的縫洞單元進行評價，哈601井區(qū)共有9個Ⅰ類縫洞單元，面積12.7 km2，已全部動用；21個Ⅱ類縫洞單元，面積18.6 km2，已動用12個；31個Ⅲ類縫洞單元，面積21.2 km2，已動用10個。研究區(qū)井網(wǎng)控制程度高，縫洞單元受巖溶成因類型控制明顯，Ⅰ類、Ⅱ類單元的縫洞體主要為暗河廳堂洞和斷控洞穴，沿主干大斷裂附近Ⅰ類、Ⅱ類單元的縫洞體少。不同時期、不同成因類型所形成的縫洞體在規(guī)模、含油性等方面差異很大，隨著動態(tài)資料的不斷豐富，對儲集體地質(zhì)認識的不斷深入，儲集體的雕刻及縫洞單元的邊界也在不斷變化，逐漸逼近地下真實情況。

5　結(jié)論

（1）塔北地區(qū)哈拉哈塘油田哈601井區(qū)已經(jīng)實現(xiàn)了規(guī)模有效開發(fā)，通過現(xiàn)代巖溶及古巖溶露頭認知，結(jié)合縫洞儲集體形態(tài)規(guī)模，根據(jù)成因及發(fā)育特征將研究區(qū)洞穴儲集體類型劃分為暗河管道廳堂洞穴、斷裂明河雙控洞穴和斷控洞穴3種。

（2）在縫洞單元劃分中強調(diào)了地質(zhì)成因的指導(dǎo)作用，從一定程度上拓寬了縫洞單元的研究思路，暗河廳堂洞穴及斷控洞穴橫向連通性較好，斷裂明河雙控洞穴垂向連通性更好。

（3）以HA901-2井—HA9-1井單元為例，應(yīng)用數(shù)值試井方法確定單元邊界，通過靜態(tài)儲集體預(yù)測建立試井儲集體模型，以數(shù)值試井結(jié)果預(yù)測縫洞單元邊界，但該方法需要井組進行壓力恢復(fù)試井以滿足數(shù)值試井需要。

（4）明確了哈拉哈塘油田內(nèi)幕區(qū)縫洞單元的主控因素為斷裂和良里塔格組沉積末期古地貌古水系，控制縫洞體的發(fā)育規(guī)律即控制了縫洞單元的分布。

（5）儲集體類型的細分能夠較好地解釋單井產(chǎn)能的差異，暗河廳堂洞穴和斷控洞穴為相對高產(chǎn)儲集體。根據(jù)縫洞體規(guī)模、儲量、能量指標、成因類型、壓力水平指標建立了適用于哈拉哈塘油田內(nèi)幕區(qū)縫洞單元的量化評價標準，共評價出研究區(qū)含有Ⅰ類縫洞單元9個，Ⅱ類縫洞單元21個，Ⅲ類縫洞單元31個，Ⅰ類和Ⅱ類縫洞單元目前鉆井控制程度均較高。

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Division and Evaluation of Fractured?Vuggy Reservoirs’Fracture?Vug Units of HA601 Wellblock in Halahatang Oilfield,Tarim Basin

LIAO Tao1,HOU Jiagen1,CHEN Lixin2,MA Ke1,YANG Wenming2,DONG Yue1
（1.College of Geosciences,ChinaUniversity of Petroleum,Beijing 102249,China;2.Tabei Project Management Department,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla,Xinjiang 841000,China）

Taking HA601 wellblock in Halahatang oilfield as an example,based on the reservoir prediction,guided by the Ordovician out?crop in Tabei area(northern Tarim basin),this paper presents three genetic types of fractured?vuggy reservoir formed in the karstification, including tubulose underground river caves,caves controlled by faults and rivers,caves controlled by faults;considering the difficulties in fracture?vug unit division,it provides two divisive methods of static reservoir prediction and numerical well test to confirm the boundary of fracture?vug units.The study indicates that the key factors for controlling fracture?vug units in carbonate interstratum area is river systems in Lianglitage formation and faults.Based on the scale of reservoir body,geological reserves,energy index,genetic type and pressure level, it establishes the evaluation criterion for fracture?vug units in carbonate interstratum area,and applies it to all the well?controlled and non?well?controlled units,which provide areference for well deployment and development adjustment of Halahatangoilfield in the future.

Tarim basin;Halahatangoilfield;Ordovician;carbonate fractured?vuggy reservoir;fracture?vugunit;evaluation criterion

TE112.221

A

1001-3873（2015）04-0436-07

10.7657/XJPG20150410

2014-12-10

2015-04-21

國家973項目（2011CB201003）；國家科技重大專項（2011ZX05014-002）

廖濤（1967-）,男,新疆庫爾勒人，高級工程師，博士研究生，石油地質(zhì)，（Tel）010-89733101（E-mail）liaotao1967@126.com.