塔里木盆地北部“层控”与“断控”型油藏特征——以塔河油田奥陶系油藏为例

鲁新便，杨 敏，汪 彦，鲍 典，曹 飞，杨德彬

(1.中国石化 西北油田分公司，乌鲁木齐 830011；2.中国石化 西北油田分公司 勘探开发研究院，乌鲁木齐 830011)

塔河油田是我国第一个大型古生界海相碳酸盐岩油田，位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起中南段。沙雅隆起是由前震旦系变质基底上发育的一个经历多期构造运动、长期发展和变形叠加的古隆起[1-4]，在加里东中—晚期逐渐形成北东向隆起，受近南北向的挤压作用而发育了大量北北东向和北北西向走滑断裂，暴露的中—下奥陶统鹰山组和一间房组灰岩地层遭受了加里东中期的岩溶作用。海西早期，沙雅隆起受北西—南东向压扭应力的影响，构造出现分异，断裂活动增强，形成向西南倾覆、北东向展布的阿克库勒凸起雏形。在海西晚期再次受南北向挤压应力的作用，断裂活动加剧，造成塔河地区整体掀斜，形成北高南低的形态。整个海西期阿克库勒凸起的不断隆升，导致塔北地区长期暴露并遭受风化剥蚀和大气淡水淋溶作用，由此形成大量的岩溶缝洞体[1-8]。鉴于此，塔北地区的碳酸盐岩缝洞型油藏以上奥陶统良里塔格组尖灭线为界，尖灭线以北地区被简称为剥蚀区，尖灭线以南中—上奥陶统地层发育齐全的地区，简称为覆盖区(图1)。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏与传统的裂缝—孔隙型碳酸盐岩油藏以及典型的国内外喀斯特油藏相比，具有埋藏深、储层非均质性强、流体性质差异大等特点。因此对此类油藏的性质、分类及地质结构的认识难度较大，无法直接借鉴国内外现有的储层地质模型、油藏分类。经过近年来对塔河油田的勘探开发实践，认为塔北地区海相碳酸盐岩油藏类型可划分为以风化壳控制为主的喀斯特油藏和受溶蚀断裂带控制的断溶体油藏两类。前者可进一步细分为“岩溶残丘型油藏”、“岩溶古河道型油藏”2个亚类，后者“断溶体油藏”是深层海相碳酸盐岩油气勘探开发的新类型、新目标。因此，亟待油藏地质理论突破、技术创新，不断深化海相碳酸盐岩油藏特征认识，以推动此类油藏的勘探与开发。

1 喀斯特油藏特征

图1 塔河油田构造位置及两种类型油藏分布

1.1 地质特征

岩溶残丘型油藏是喀斯特发育区最为典型的油藏类型。此类油藏发育于古风化壳浅层，渗滤岩溶作用深度达100～350 m，由不同幅度、不同规模的岩溶残丘、溶峰、峰丛垄脊等正向地貌单元构成[21-22]。应用古地貌恢复、精细相干、趋势面提取等技术，可较为准确地刻画出各类岩溶残丘的形态及分布等。目前在研究区共识别刻画出122个残丘(或残丘群)，总面积达171.5 km2，单个残丘面积约为0.02～20.5 km2。勘探开发实践证实，高幅度岩溶残丘+串珠状地震反射区是大型洞穴的发育区，而低幅度残丘+杂乱状地震反射则代表小规模洞穴或裂缝—孔洞型储集体的发育区。

岩溶古河道型油藏主要发育于古风化壳的内幕，受古潜水面变化控制，是潜流岩溶带演化的最终结果，也是古岩溶发育的最高阶段[23-24]。作为岩溶水潜流作用形成的古河道，储集体多以管道状洞穴为主[25-27]，沿管道走向洞穴规模、形态变化较大，充填程度不一。在大型岩溶残丘群的缓坡段常发育有两套古河道，上部河道多发育在风化壳以下60～100 m，由于后期的充填破坏影响，原生洞穴空间被严重分隔、井间连通差；下部河道发育在风化壳以下150～210 m，原生洞穴空间保存程度高、井间干扰现象普遍。目前在塔河剥蚀区共划分出5大岩溶古河道体系[23]，长度约300 km，部署投产66口开发井，其中有42口井钻遇放空漏失，溶洞钻遇率高达63.6%，其中23口放空漏失后直接投产，钻遇洞高为10.6 m。依据高精度地震、钻井资料分析，岩溶古河道的形态有单支状、树枝状、迷宫状等类型(图2a中蓝色条带)，其中主干河道延伸长、河道空间变化大，主干河道和分支河道呈网状分布。在地震剖面上，沿古河道走向呈现出“连续的短轴强反射”的特征，而其他方向为“串珠状”地震反射特征(图2b)。

近年来的开发实践和缝洞三维雕刻[28-29]研究表明，基于风化壳控制的喀斯特油藏的地质特点主要表现为洞、孔、缝共存，储集空间尺度由几毫米的溶蚀孔—数十米的大型洞穴不等，其中洞穴是最主要的储集空间，不同尺度的断裂、裂缝是缝洞体的连通通道。在开发过程中，根据缝洞体的结构特点、连通关系、生产动态等，将规模不等、几何形态各异的缝洞体划分为不同缝洞单元，并作为此类油藏开发管理的基本单元[30-33]。目前在塔河油田北部剥蚀区共划分出120个多井、79个单井的缝洞单元。

1.2 开发特征

大型岩溶残丘或不同规模的残丘群所构成的多井缝洞单元，其开发特征为能量充足，单井产能较高，产量递减曲线形态呈“几”字型、有一定的上产期和稳产期，含水上升较为缓慢、见水类型以“S”型为主。此类单元在天然能量开发的中后期，通过单元内不同井组之间的注水水驱、注氮气驱等手段可以获得较高的采收率。例如塔河油田4区的S48单元，目前有油水井32口，连通井组21对，天然能量开发采收率12.1%，通过水驱累增油48.7×104t，采收率提高1.78%，注氮气驱累增油11.9×104t，采收率提高1.5%，油藏目前阶段采收率达15.4%。而中小型岩溶残丘组成的缝洞单元，多表现为天然能量不足、单井产能低、储集体定容的特征。此类单元在开发中后期可采取注水替油、注氮气吞吐等技术手段来提高油井的产量。例如TK404单井单元，位于一个相对孤立的岩溶残丘上，该井天然能量驱阶段累产油14.4×104t，后期实施7轮次注水替油，累增油3.27×104t；2012年4月开始注氮气开发，共实施7个轮次，累注气373×104m3，累增油1.2×104t。对于岩溶古河道型油藏，多表现为油藏能量充足、油井产能高、累油高，以弹性驱+天然水驱为主，见水前油压、产量相对稳定，见水后含水类型多以暴性水淹为主，呈快速递减的特征。

图2 塔河油田10区典型的岩溶古河道平面分布及过古河道地震剖面

总体来看，无论岩溶残丘型还是岩溶古河道型油藏，其形成和分布都与区域性的不整合面有关，尤其是与风化壳岩溶区的古地貌、古水系的关系更为密切[24,28,30]。通过对剥蚀区1 200余口钻井统计显示，缝洞体绝大多数集中分布在不整合面以下0～60 m范围内，该层段也是目前塔河油田奥陶系油藏的主要产层段，油藏分布宏观上具有垂向叠合连片、呈准层状分布的特点(图3)。

2 断溶体油藏特征

近年来塔河油田的勘探开发实践证实，在塔北地区的特深层海相碳酸盐岩地层中，存在一种新的圈闭类型——断溶体圈闭(油藏)[34-35]。此种类型的圈闭主要分布在塔河南部的上奥陶统覆盖区，包括托甫台区块、跃进区块、跃满以及顺北油气田等区块，其中沿溶蚀断裂带发育形成的板状储集体与喀斯特油藏的准层状储集体有较大差异。

图3 塔河油田4区块典型的岩溶残丘型油藏剖面示意

2.1 地质特征

2.1.1 断裂特征

2.1.2 储层特征

断溶体横剖面具有典型的“三分”结构特征，可划分为基岩段、断溶体边部、断溶体核部。根据塔河油田覆盖区14口侧钻水平井的测井曲线、钻时曲线，不同区段的电阻率值、密度、声波时差、钻时等均有较大差异。其中，断溶体核部位于走滑断裂带的中间部位，具有破碎程度大、岩溶作用强、储集空间规模大的特征，反射特征以杂乱弱、杂乱强及整体串珠为主，钻进中常发生放空或泥浆漏失，钻时在5～12 min/m。较之基岩段、断溶体边部(诱导裂缝段)，具有明显的差别(表2)。另外野外地质调查也证实，断裂的核部主要发育裂缝—溶洞型储集体，两侧过渡为裂缝—孔洞型、裂缝型储集体[6,36]。

2.2 开发特征

对覆盖区不同级次断裂带上近3年来部署的300余口井的单井能力、能量、递减率等特征统计研究，结果显示主干断裂带上的油气富集程度高、油井产能高，总体呈现为“大断裂大油藏、小断裂小油藏、无断裂不成藏”的特点(表3)。

(1)主干断裂带。油井建产率高(大于90%)，单井产能较高(初期单井能力介于30～100 t/d)，单井累油可达(10～30)×104t(表3中仅是近年来新投井的阶段累产，下同)，油藏整体能量强，自喷采油期长(平均大于2年)，递减缓慢(递减率小于15%)。

表1 塔里木盆地北部地区走滑断裂分类分级及控储控油特征统计

图4 塔河油田S99断裂带精细相干图与不同段的构造样式及溶蚀特征

剖面结构反射特征测井特征电阻率/(Ω·m)DEN/(g·cm-3)AC/(μs·ft-1)实钻特征曲线特征放空漏失情况钻时/(min·m-1)储集体类型基岩段连续状2 000以上2.7～2.8>50平直无25～40基岩边部弱连续、杂乱弱600～3 0002.5～2.640～50波动轻微漏失无放空13～25裂缝、裂缝—溶孔核部杂乱弱杂乱强整体串珠40～2 0002.5～2.635～45锯齿状/波动漏失量较大或钻遇放空5～12溶洞、裂缝—孔洞

表3 塔河油田西部地区不同级次断裂带上投产井生产情况统计

(2)分支断裂带。油井建产率降低(介于70%～90%)，单井产能一般(初期介于10～30 t /d)，单井累油介于(2～4)×104t，自喷采油期较短(小于1年)，初期递减较大(20%左右)。

(3)内幕断裂带。主要以构造变形形成的网状裂缝为主，溶蚀现象弱，钻井评价以干层及严重供液不足井为主。

总体来看，不同级次断裂带油藏特征不同，主干断裂带上油气富集程度、油井产能高，分支、内幕断裂带依次变差。沿同一断裂带不同断溶体油藏具有分段成藏、差异富集、开发特征各异的特点，断溶体分段的大小、连通程度控制了油藏的分布与规模[34,38-39]。目前在塔河油田覆盖区共划分出了78个断溶体油藏，其中累油50×104t以上的断溶体7个，20×104t以上的16个，10×104t以上的7个，小于10×104t的48个(图1中红色单元)。从断溶体油藏分布来看，不同断溶体油藏的累油规模高低间互，油藏能量特征各异，在平面上沿断裂带呈断续状分布，油藏之间看似彼此连通，实际上又各自独立(图5)。

图5 塔里木盆地北部地区断溶体油藏成藏模式示意

3 结论

(1)从油藏分布特点来看，风化壳控制的喀斯特油藏是受多期岩溶改造的油藏，主要受控于风化壳不整合面，具有明显的层控性。平面上由多个规模不等、形态各异的缝洞单元构成，剖面上呈现为“垂向叠合连片、呈准层状分布”的特点。断溶体油藏主要受溶蚀断裂带控制，沿断裂带在平面上呈不规则的断续状分布，剖面上具有较明显的穿层性、不连续性，空间上呈板状体油藏形态。

(2)从储层特征来看，喀斯特油藏缝洞的储集体的发育和形成主要受控于大气淡水的淋滤溶蚀作用，形成以米级大型洞穴为主的储集空间，横向连通性较好。断溶体油藏的缝洞体的发育和形成受控于断裂的破碎和溶蚀，在断溶体核部发育规模较大的溶洞型储集体，但洞穴规模明显小于喀斯特油藏的洞穴，且向两侧逐步演变为裂缝—孔洞型、裂缝型储集体，总体表现为纵向连通性较好、横向连通性较差的特点。

(3)从油气成藏特点来看，喀斯特油藏的油气以区域性的不整合面为主要输导体系进行侧向运移，具有“侧向运聚、连片成藏、叠合聚集”的特征。断溶体油藏与区域不整合面和构造位置的高低无关，油气沿通源断裂带垂向充注成藏，并沿与断裂带相关的缝网体系呈“T”字型运移，具有“垂向运聚、分段成藏、差异聚集”的特点。

(4)从油气开发特征看，喀斯特油藏具有油藏规模大、能量充足、单井产能较高、含水上升较为缓慢、产量递减为两段式的开发特征。断溶体油藏储集体具有明显的三分结构，其中断溶体核部的油藏与风化壳油藏具有相似的开发特征，而向断溶体边部油藏规模变小、能量变弱、产能降低、含水上升较快，总体表现为“大断裂大油藏、小断裂小油藏”的特点。