塔里木盆地巴什托普油田非穩(wěn)態(tài)油藏

盧鵬

（中國(guó)石油海外勘探開發(fā)公司，北京 100034)

塔里木盆地巴什托普油田非穩(wěn)態(tài)油藏

盧鵬

（中國(guó)石油海外勘探開發(fā)公司，北京 100034)

巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏油水界面呈東高西低傾斜分布，運(yùn)用非穩(wěn)態(tài)油氣成藏理論分析，認(rèn)為傾斜油水界面的形成是由于喜馬拉雅晚期新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)破壞了前期的古油藏，同時(shí)構(gòu)造高點(diǎn)向東偏移，油藏由西向東重新運(yùn)移調(diào)整的結(jié)果。通過(guò)鉆井及試采資料分析，群古1井附近存在的物性遮擋帶將油藏分為東西兩部分，西部為有利成藏區(qū)，是下步重點(diǎn)勘探開發(fā)區(qū)域，東部為油氣散逸區(qū)，難以聚集成藏。

巴什托普油田；非穩(wěn)態(tài)；傾斜油水界面；新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)；物性遮擋帶

【DOI】10.13616/j.cnki.gcjsysj.2016.07.101

1 巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏傾斜油水界面成因分析

巴什托普油田位于塔里木盆地西南坳陷麥蓋提斜坡西段群苦恰克構(gòu)造帶，主要含油層位為石炭系生屑灰?guī)r段，儲(chǔ)集空間以裂縫—孔隙型為主，儲(chǔ)層橫向分布穩(wěn)定，夾層不發(fā)育。生屑灰?guī)r油藏為一準(zhǔn)層狀油氣藏，上油下水，二者之間無(wú)隔層，油水界面呈東高西低傾斜分布，東西兩端的油水界面差異達(dá)109m。

一般認(rèn)為產(chǎn)生傾斜油水界面的原因主要有3種：水動(dòng)力、毛細(xì)管壓力和構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響。

1.1 水動(dòng)力

若水動(dòng)力作用造成巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏傾斜油水界面，則流過(guò)油藏東西方向截面的地層水流量為：

沿傾斜面的地層水滲流速度為：

Vw為地層水滲流速度，m/d；K為儲(chǔ)集層滲透率，10-3μm2；μw為地層水黏度，mPa·s；ρw,ρo為地層水和地層原油密度，g/cm3；g為重力加速度，9.8m/s2；θ為油水界面傾角，度；qw為地層水流量，m3/d；Lw，Hw為地層水流過(guò)的油層橫向長(zhǎng)度和縱向厚度，m。

通過(guò)計(jì)算地層水流量需達(dá)到89.04×104m3/d才能形成傾斜油水界面，該流量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于目前的日產(chǎn)液量48m3/d，說(shuō)明水動(dòng)力不是造成巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏油水界面傾斜的原因。

1.2 毛細(xì)管壓力由毛細(xì)管力作用形成的油水過(guò)渡帶厚度為：

△h為油水過(guò)渡帶厚度，m；ps,pd為接近束縛水條件的毛管壓力和排驅(qū)壓力，MPa。

通過(guò)公式計(jì)算油水過(guò)渡帶厚度為1.42～3.21m，該厚度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于油水界面的傾斜幅度109m。因此，毛細(xì)管力也不是造成巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏油水界面傾斜的原因。

1.3 新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)

精細(xì)古構(gòu)造研究表明，在更新世之前，巴什托普油田為一西高東低的背斜構(gòu)造，構(gòu)造高點(diǎn)位于西部（見圖1），有利于捕集油氣形成古油藏。構(gòu)造西部的群6X井實(shí)鉆生屑灰?guī)r段為水層，但巖心中構(gòu)造縫可見瀝青充填，由此可以證實(shí)先期存在古油藏。麥蓋提構(gòu)造主要存在3期成藏，即海西早期、海西晚期和喜馬拉雅期。其中海西早期油藏多被破壞，海西晚期油藏保存有好有差，后期又有調(diào)整，喜馬拉雅期主要為油氣藏形成與古油藏調(diào)整期。后期受喜馬拉雅造山運(yùn)動(dòng)的影響，巴什托普油田構(gòu)造東部迅速變陡，地層整體由北西上傾轉(zhuǎn)變?yōu)楸睎|翹傾，溢出點(diǎn)抬高，古油藏遭到破壞，油氣開始由西向東調(diào)整運(yùn)移。

圖1 巴什托普油田生屑灰?guī)r南北向連井地震剖面圖

現(xiàn)今構(gòu)造呈東高西低的形態(tài)，構(gòu)造高點(diǎn)位于瓊002井附近，按照傳統(tǒng)石油地質(zhì)學(xué)理論，高點(diǎn)部位的油氣密度應(yīng)該小于低部位的油氣密度。但目前巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏油氣密度分布卻相反，原油和天然氣密度呈現(xiàn)由西向東逐漸增大的趨勢(shì)，西部的群5X井原油密度為0.807g/cm3，天然氣相對(duì)密度為0.72g/ cm3，而東面的瓊002井原油密度為0.815g/cm3，天然氣相對(duì)密度為0.89g/cm3，這也說(shuō)明目前巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏目前正處于調(diào)整中，還未達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。

綜合分析認(rèn)為，現(xiàn)今巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏是海西期形成的古油藏受喜馬拉雅晚期新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響遭受破壞，同時(shí)高點(diǎn)逐漸向東偏移，油氣由西向東運(yùn)移調(diào)整形成的，受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，生屑灰?guī)r油藏目前仍處于調(diào)整中，未達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。

2 巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏是否是一個(gè)連續(xù)的油藏

地層對(duì)比生屑灰?guī)r儲(chǔ)層連片分布，前期鉆井資料認(rèn)為生屑灰?guī)r油藏是一個(gè)連續(xù)油藏。在群古1X井與瓊002X井之間部署的群501X井實(shí)鉆發(fā)現(xiàn)生屑灰?guī)r段頂部?jī)?chǔ)層物性非常好，但試油卻為水層。而構(gòu)造低部位的群5X、群5-1X、群古1X井及構(gòu)造高部位的瓊002X井生屑灰?guī)r段均為油層，這與構(gòu)造特征明顯不符，說(shuō)明巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏不是一個(gè)連續(xù)的油藏。

原油分析表明，生屑灰?guī)r油藏西部區(qū)域蠟質(zhì)含量少，粘度低，東部區(qū)域蠟質(zhì)含量高，粘度高。地層水礦化度分析表明，西面的群6、群5井礦化度高（12.78～20.59×104mg/L），地層水為CaCl2水型，反映封閉的水體環(huán)境；東面的群古1X、群501X、瓊002井礦化度低（4.14～7.78×104mg/L），且地層水為Na2SO4水型，反映開放的水體環(huán)境。流體性質(zhì)的差異也反映巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏不是一個(gè)連續(xù)的油藏。

群古1X井的生屑灰?guī)r儲(chǔ)層物性差，平均孔隙度在3.0%左右，而其他井的平均孔隙度為7.2%～12.3%，且投產(chǎn)后產(chǎn)量及地層能量迅速下降，半年時(shí)間累積產(chǎn)油只有270t，也說(shuō)明群古1X井儲(chǔ)層物性差。在生屑灰?guī)r段均方根振幅圖（見圖2）上，群古1X井以西存在一個(gè)均方根振幅較強(qiáng)的區(qū)域，反映該區(qū)域存在一片致密帶。綜合分析認(rèn)為在群古1X井以西區(qū)域存在一個(gè)物性遮擋帶，將巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏分成兩部分。

3 巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏演化過(guò)程

從以上分析來(lái)看，巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏是一個(gè)典型的非穩(wěn)態(tài)油藏。受新構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，古油藏被破壞，油氣開始由西向東運(yùn)移重新聚集成藏。在運(yùn)移過(guò)程中，由于受到群古1井以西物性遮擋帶的影響，油氣在群古1井以西區(qū)域聚集成藏，成為油氣勘探開發(fā)的有利區(qū)域。西面的群5X井、群5-1X井累積產(chǎn)油分別為2.02×104t、3.63×104t，生產(chǎn)過(guò)程中地層能量下降緩慢，說(shuō)明群古1X井以西區(qū)域油氣資源豐富。群古1X井以東區(qū)域地層水為Na2SO4水型，反映為開放的水體環(huán)境，說(shuō)明該區(qū)無(wú)有效遮擋，油氣散逸流失，難以聚集成藏。構(gòu)造低部位和儲(chǔ)層物性好的區(qū)域，油氣散失快，高部位和儲(chǔ)層物性差的區(qū)域油氣散失慢，剩余部分殘余油（見圖3）。

圖2 巴什托普油田生屑灰?guī)r均方根振幅圖

圖3 巴什托普油田生屑灰?guī)r油藏演化模式圖

【1】孫龍德，江同文，徐漢林，等.非穩(wěn)態(tài)成藏理論探索與實(shí)踐[J].海相油氣地質(zhì)，2008，13(3)：11-16.

The Tarim Basin Bashituopu Oil Unsteady Reservoir

LUPeng
(ChinaPetroleumOverseasExplorationandDevelopmentCorporation,Beijing100034,China)

Bashituopu oilfield bioclastic limestone reservoir oil-water interface is east high andwest lowskewdistribution. In this paper, using the non steadystate oil and gas accumulation the theory, it is considered that oil-water interface formation is the result of the lateHimalayan tectonicmovement destroyed theearly paleo oil reservoir and the high construct point shifted to the East, the reservoir is adjusted by the West to East. Through the analysis of drilling andproduction test data, the oil reservoir is divided into two parts bypermeabilitybarrier nearQun gu 1well ,theWestern is favorable reservoir,which is the keyareaforoilandgasexplorationanddevelopmentnextstep,theEasternpartisoilandgasdissipationregionwhichisdifficulttogatherintoapool.

bashituopuoilfield;nonsteadystate;oil-waterinterface;neotectonicmovement;permeabilitybarrier

P542

B

1007-9467（2016）07-0160-02

2016-6-14

盧鵬（1980～），男，山東平度人，工程師，從事開發(fā)地質(zhì)方面研究，（電子信箱）lpeng@cnpc-nile.com。