塔里木盆地巴什托普油田非穩態油藏

盧鵬

（中國石油海外勘探開發公司，北京 100034)

塔里木盆地巴什托普油田非穩態油藏

盧鵬

（中國石油海外勘探開發公司，北京 100034)

巴什托普油田生屑灰巖油藏油水界面呈東高西低傾斜分布，運用非穩態油氣成藏理論分析，認為傾斜油水界面的形成是由于喜馬拉雅晚期新構造運動破壞了前期的古油藏，同時構造高點向東偏移，油藏由西向東重新運移調整的結果。通過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，是下步重點勘探開發區域，東部為油氣散逸區，難以聚集成藏。

巴什托普油田；非穩態；傾斜油水界面；新構造運動；物性遮擋帶

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

1 巴什托普油田生屑灰巖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造帶，主要含油層位為石炭系生屑灰巖段，儲集空間以裂縫—孔隙型為主，儲層橫向分布穩定，夾層不發育。生屑灰巖油藏為一準層狀油氣藏，上油下水，二者之間無隔層，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109m。

一般認為產生傾斜油水界面的原因主要有3種：水動力、毛細管壓力和構造運動影響。

1.1 水動力

若水動力作用造成巴什托普油田生屑灰巖油藏傾斜油水界面，則流過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為地層水流過的油層橫向長度和縱向厚度，m。

通過計算地層水流量需達到89.04×104m3/d才能形成傾斜油水界面，該流量遠遠大于目前的日產液量48m3/d，說明水動力不是造成巴什托普油田生屑灰巖油藏油水界面傾斜的原因。

1.2 毛細管壓力由毛細管力作用形成的油水過渡帶厚度為：

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

通過公式計算油水過渡帶厚度為1.42～3.21m，該厚度遠遠小于油水界面的傾斜幅度109m。因此，毛細管力也不是造成巴什托普油田生屑灰巖油藏油水界面傾斜的原因。

1.3 新構造運動

精細古構造研究表明，在更新世之前，巴什托普油田為一西高東低的背斜構造，構造高點位于西部（見圖1），有利于捕集油氣形成古油藏。構造西部的群6X井實鉆生屑灰巖段為水層，但巖心中構造縫可見瀝青充填，由此可以證實先期存在古油藏。麥蓋提構造主要存在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，后期又有調整，喜馬拉雅期主要為油氣藏形成與古油藏調整期。后期受喜馬拉雅造山運動的影響，巴什托普油田構造東部迅速變陡，地層整體由北西上傾轉變為北東翹傾，溢出點抬高，古油藏遭到破壞，油氣開始由西向東調整運移。

圖1 巴什托普油田生屑灰巖南北向連井地震剖面圖

現今構造呈東高西低的形態，構造高點位于瓊002井附近，按照傳統石油地質學理論，高點部位的油氣密度應該小于低部位的油氣密度。但目前巴什托普油田生屑灰巖油藏油氣密度分布卻相反，原油和天然氣密度呈現由西向東逐漸增大的趨勢，西部的群5X井原油密度為0.807g/cm3，天然氣相對密度為0.72g/ cm3，而東面的瓊002井原油密度為0.815g/cm3，天然氣相對密度為0.89g/cm3，這也說明目前巴什托普油田生屑灰巖油藏目前正處于調整中，還未達到穩定狀態。

綜合分析認為，現今巴什托普油田生屑灰巖油藏是海西期形成的古油藏受喜馬拉雅晚期新構造運動影響遭受破壞，同時高點逐漸向東偏移，油氣由西向東運移調整形成的，受新構造運動影響，生屑灰巖油藏目前仍處于調整中，未達到穩定狀態。

2 巴什托普油田生屑灰巖油藏是否是一個連續的油藏

地層對比生屑灰巖儲層連片分布，前期鉆井資料認為生屑灰巖油藏是一個連續油藏。在群古1X井與瓊002X井之間部署的群501X井實鉆發現生屑灰巖段頂部儲層物性非常好，但試油卻為水層。而構造低部位的群5X、群5-1X、群古1X井及構造高部位的瓊002X井生屑灰巖段均為油層，這與構造特征明顯不符，說明巴什托普油田生屑灰巖油藏不是一個連續的油藏。

原油分析表明，生屑灰巖油藏西部區域蠟質含量少，粘度低，東部區域蠟質含量高，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，反映開放的水體環境。流體性質的差異也反映巴什托普油田生屑灰巖油藏不是一個連續的油藏。

群古1X井的生屑灰巖儲層物性差，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%，且投產后產量及地層能量迅速下降，半年時間累積產油只有270t，也說明群古1X井儲層物性差。在生屑灰巖段均方根振幅圖（見圖2）上，群古1X井以西存在一個均方根振幅較強的區域，反映該區域存在一片致密帶。綜合分析認為在群古1X井以西區域存在一個物性遮擋帶，將巴什托普油田生屑灰巖油藏分成兩部分。

3 巴什托普油田生屑灰巖油藏演化過程

從以上分析來看，巴什托普油田生屑灰巖油藏是一個典型的非穩態油藏。受新構造運動的影響，古油藏被破壞，油氣開始由西向東運移重新聚集成藏。在運移過程中，由于受到群古1井以西物性遮擋帶的影響，油氣在群古1井以西區域聚集成藏，成為油氣勘探開發的有利區域。西面的群5X井、群5-1X井累積產油分別為2.02×104t、3.63×104t，生產過程中地層能量下降緩慢，說明群古1X井以西區域油氣資源豐富。群古1X井以東區域地層水為Na2SO4水型，反映為開放的水體環境，說明該區無有效遮擋，油氣散逸流失，難以聚集成藏。構造低部位和儲層物性好的區域，油氣散失快，高部位和儲層物性差的區域油氣散失慢，剩余部分殘余油（見圖3）。

圖2 巴什托普油田生屑灰巖均方根振幅圖

圖3 巴什托普油田生屑灰巖油藏演化模式圖

【1】孫龍德，江同文，徐漢林，等.非穩態成藏理論探索與實踐[J].海相油氣地質，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，從事開發地質方面研究，（電子信箱）lpeng@cnpc-nile.com。