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摘 要：由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂，导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。了解清楚目前单元流体分布形式对油田后面的开发工作（保证稳产，增产等工作制度的调整）都有至关重要的作用。本文通过动态资料（钻井，测井，地震，生产动态资料）等，研究塔河6区奥陶系碳酸盐岩目前的油水分布模式。
关键词：碳酸盐岩油藏 流体分布 动态资料
中图分类号：P62 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）07（a）-0110-04
由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏[1]的缝洞结构复杂，导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。其一是一口井钻遇多套缝洞储层时，需要考虑的是垂向上这些缝洞是否连通；垂向连通性直接影响该井揭开的是否是同一个缝洞单元，还是多个缝洞单元在垂向上的叠合；其二是成藏油气充注过程中排水不彻底，在缝洞的低洼地带保留有残存的水体；这些水体的存在必然为油水界面位置、油水分布的描述增大了多解性，了解清楚目前单元流体分布形式对油田进一步开发和油田内各井工作制度的调整都有至关重要的作用。
1 六区奥陶系碳酸盐岩单井储集空间类型
塔河油田6区碳酸盐岩油藏储集空间按成因、几何形态及大小主要划分为溶洞型、缝洞型和裂缝型。塔河油田碳酸盐岩油藏由于其基质不具备储渗能力，岩溶储集层的发育和分布，主要受构造裂缝及溶蚀孔洞的发育强度控制。因此，通过产水特征，产能分析提出了对应的单井储集空间类型[2]（见表1）。
1.1 缓慢上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育，且与附近高渗层沟通，横向连通性较好。油层能量在下降过程中，能及时得到一定的补给，能量补给较充足。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。垂直裂缝较不发育，产出水沿垂直裂缝锥进的极少。生产初期均不产水，有较长的无水和低含水采油期。随着油层压力的降低，地下水沿裂缝进入井筒，但水量一般较为稳定。油井见水后，含水上升速度比较缓慢（图1）。产能高，压力高，具有较长自喷期。随着含水上升产能逐渐下降，选择时间点为每年的7月11日（见图1）。
1.2 台阶上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝较发育，与附近数个高渗带沟通，油井在纵向上存在多个生产层段，生产层段之间存在局部的致密隔挡层。具有一定天然能量。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。有一定的无水和低含水采油期。水体活跃，随着不断生产，井底压力降低，产水缝洞数量不断增加，含水呈台阶式上升（图2）。上升幅度取决于水淹生产层段的渗流能力。产能高，压力高，具有一定自喷期。随着含水上升产能下降较快。典型井有s1井，选择时间点为每年的5月15日，（见图2）。
1.3 快速上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育，且与附近高渗层沟通，垂直裂缝较发育，一般都有天然的或人工的大型裂缝与层间水沟通。能量补给充足。初期以产油气为主，不产地下水。无水和低含水采油期很短，甚至没有低含水期。油井见水后由于油水粘度比大，地下水迅速占据了原油的流动通道，含水在短时间内快速上升，部分油井表现出暴性水淹特征（见图3）。含水上升速度和原油产量下降速度主要取决于层间水突破的生产层段中中小裂缝、溶洞的供油能力。产能高，压力高，具有一定自喷期。随着含水急剧上升，产能大幅下降。典型井有s6，选择时间点为每年的11月28日（见图3）。
2 塔河奥陶系井间缝洞沟通模式
在现有的缝洞体单元划分基础上，结合流体分析资料、驱动类型、干扰试井、生产测井、注水动态特征、示踪剂监测以及井组开发动态特征等多种方法对井间缝洞连通模式进行分析判断，大概分出了以下6类（见图4）。
A类：1井从钻井（或测井、地震[3]）反映产层段处于裂缝段，而含水缓慢稳定上升，反映其洞产水特点。2井从钻井（或测井、地震）反映产层段处于孔洞段，产水特征为含水上升快，甚至暴行水淹。两井同时生产时会有轻微程度的井间干扰，水质分析会有一定的相似矿物质。
B类：1井，2井从钻井（或测井、地震）反映产层段处于孔洞段，而含水缓慢稳定上升，反映其洞产水特点。两井同时生产时有轻微的井间干扰，水质分析，发现水质相似度很高，来至同一水体。
3 塔河六区奥陶系油水分布确定
3.1 原始油水界面一般确定方法
常用方法有以下几种：（1）现场统计法：根据岩心观察、钻井、测井资料和试油资料，找出产纯油段最低底界标高和水层最高顶界标高，取二者平均值，即为油水界面。确定原始油水界面最重要最直接的资料就是早期试油资料，其他资料如钻井，巖心，测井等资料通常是作补充和辅助用，需要和试油资料结合分析。（2）测井解释如前文所述，通过油水层识别可以对油水层判别，初步判断油水界面的位置。（3）用压汞资料研究油水界面近年来国内外迅速地发展了毛细管压力曲线研究技术。利用油层岩心的毛细管压力曲线，再结合油水相对渗透率曲线，能够较准确地划分出油水界面，油层自上而下地被划分为三个带：产油带、油水过渡带和产水带。（4）压力梯度法计算油水界面（区域压力梯度法）由于压力梯度反映流体的密度，不同的流体密度不一样，反映在压力梯度图中的斜率就不一样。因此，就可以用在不同深度油、水层测得的原始地层压力，与相应深度绘制压力梯度图，反映不同地层流体密度的压力梯度线的交点，即为地层流体界面的位置。（5）用原始油层压力和流体密度确定油水界面（单井压力梯度法）当钻井很少，无法取得压力梯度资料时，可以用单井原始油层压力和流体密度资料来评估油水界面。
以上几种方法有的虽然可靠性较高，但所需的资料较多，在生产实践中很难完整地提供这些资料。塔河奥陶系碳酸岩盐储层复杂，利用上述统计法和实验室方法确定油水界面难度很大。塔河奥陶系油藏直接钻遇水体的井很少，特别是在6区缝洞单元中直接钻遇水体几乎没有，整个塔河油田获得的水体压力资料是极其有限的。另外油层的静压资料获取也有一定的局限性，能不能取得油层压力资料还受到稠油压力恢复缓慢的限制。总之，使用压力资料来计算油水界面难度也是很大的。本文主要通过生产动态资料（产液剖面）和测井解释来获取油水界面。 3.2 实际钻遇井的油水界面确定
目前为6区所有井都不同程度地出水。本文从该单元由北到南选取s1～s8，8口井来分析单元的油水分布情况，从各井钻井井深来看，最深的是s5井（完钻井深5731 m，人工井底5676 m），其次为S1井（完钻井深5713 m，人工井底5700 m）。s4井酸压投产，在5546～5650 m井段酸压，开井即见水没有无水采油期。S5酸压投产，无水采油期1663天。下表2是该单元的井深及出水情况。在开井即见水的几口井（s1，s2，s4）中，井底位置最高的是s4井5567 m，说明该井油水界面应该在5567 m以上。而在有无水采油期的几口井中井底位置最低的是s6井5710 m，说明该井的油水界面在5676 m一下。综上所述，我们可以得出结论：S80缝洞单元很可能没有统一的油水界面。
从测井解释（见图5）上看s1井钻遇两段溶洞，两段溶洞位于酸压井段，人工裂缝沟通了溶洞与井筒，s1井开井见水。
s1井钻进过程中发生了未放空與漏失，测井显示该段裂缝发育，地震剖面显示该井钻遇溶洞（填充型溶洞），该井自然投产开井见水，油水界面位于裂缝段或以上。示踪剂测试表明s2与s3井连通性较好，通过水质分析表明两口井水质相同，表明为同一水体驱动。连通性分析结果s4井与s5井是不连通的，地震资料显示s5具有两个溶洞存在。测井解释表明s6产层段底部有明显裂缝，连通性分析显示s6与s7是连通的，s7和s8连通。s7在地震显示具有两个溶洞系统。通过以上的工作和每口单井综合柱状图绘制了s1～s8单元油水分布特征模式图（见图6）。
4 结论
由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂，导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。在研究流体分布现状时一方面通过地震，测井解释等静态资料确定地层内洞缝发育及分布状况，另一方面利用生产动态资料分析流体分布形式，连通状态，初步确定塔河6区s1～s8井流体分布形式为洞产水，缝沟通。并具有多层缝洞组合的形式。该研究成果对油田进一步开发和各井工作制度调整有重要的指导意义。
参考文献
[1] 黄建新.塔河油田4，6区奥陶系碳酸盐岩储层简介[J].石油学报，2011（s1）.
[2] 陈青，王大成，闫长辉，等.碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究[J].西南石油大学学报：自然科学版，2011（1）.
[3] 杨子川，李宗杰，窦慧媛.储层的地震识别模式分析及定量预测技术初探_以塔河油田碳酸盐岩储层为例[J].石油勘探与开发，2007（4）.
关键词：碳酸盐岩油藏 流体分布 动态资料
中图分类号：P62 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2013）07（a）-0110-04
由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏[1]的缝洞结构复杂，导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。其一是一口井钻遇多套缝洞储层时，需要考虑的是垂向上这些缝洞是否连通；垂向连通性直接影响该井揭开的是否是同一个缝洞单元，还是多个缝洞单元在垂向上的叠合；其二是成藏油气充注过程中排水不彻底，在缝洞的低洼地带保留有残存的水体；这些水体的存在必然为油水界面位置、油水分布的描述增大了多解性，了解清楚目前单元流体分布形式对油田进一步开发和油田内各井工作制度的调整都有至关重要的作用。
1 六区奥陶系碳酸盐岩单井储集空间类型
塔河油田6区碳酸盐岩油藏储集空间按成因、几何形态及大小主要划分为溶洞型、缝洞型和裂缝型。塔河油田碳酸盐岩油藏由于其基质不具备储渗能力，岩溶储集层的发育和分布，主要受构造裂缝及溶蚀孔洞的发育强度控制。因此，通过产水特征，产能分析提出了对应的单井储集空间类型[2]（见表1）。
1.1 缓慢上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育，且与附近高渗层沟通，横向连通性较好。油层能量在下降过程中，能及时得到一定的补给，能量补给较充足。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。垂直裂缝较不发育，产出水沿垂直裂缝锥进的极少。生产初期均不产水，有较长的无水和低含水采油期。随着油层压力的降低，地下水沿裂缝进入井筒，但水量一般较为稳定。油井见水后，含水上升速度比较缓慢（图1）。产能高，压力高，具有较长自喷期。随着含水上升产能逐渐下降，选择时间点为每年的7月11日（见图1）。
1.2 台阶上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝较发育，与附近数个高渗带沟通，油井在纵向上存在多个生产层段，生产层段之间存在局部的致密隔挡层。具有一定天然能量。属于沿裂缝迂回推进型和有致密段遮挡的径向见水型。有一定的无水和低含水采油期。水体活跃，随着不断生产，井底压力降低，产水缝洞数量不断增加，含水呈台阶式上升（图2）。上升幅度取决于水淹生产层段的渗流能力。产能高，压力高，具有一定自喷期。随着含水上升产能下降较快。典型井有s1井，选择时间点为每年的5月15日，（见图2）。
1.3 快速上升型见水特征储集空间特点
这种含水类型见水井所在储层的孔、洞、缝发育，且与附近高渗层沟通，垂直裂缝较发育，一般都有天然的或人工的大型裂缝与层间水沟通。能量补给充足。初期以产油气为主，不产地下水。无水和低含水采油期很短，甚至没有低含水期。油井见水后由于油水粘度比大，地下水迅速占据了原油的流动通道，含水在短时间内快速上升，部分油井表现出暴性水淹特征（见图3）。含水上升速度和原油产量下降速度主要取决于层间水突破的生产层段中中小裂缝、溶洞的供油能力。产能高，压力高，具有一定自喷期。随着含水急剧上升，产能大幅下降。典型井有s6，选择时间点为每年的11月28日（见图3）。
2 塔河奥陶系井间缝洞沟通模式
在现有的缝洞体单元划分基础上，结合流体分析资料、驱动类型、干扰试井、生产测井、注水动态特征、示踪剂监测以及井组开发动态特征等多种方法对井间缝洞连通模式进行分析判断，大概分出了以下6类（见图4）。
A类：1井从钻井（或测井、地震[3]）反映产层段处于裂缝段，而含水缓慢稳定上升，反映其洞产水特点。2井从钻井（或测井、地震）反映产层段处于孔洞段，产水特征为含水上升快，甚至暴行水淹。两井同时生产时会有轻微程度的井间干扰，水质分析会有一定的相似矿物质。
B类：1井，2井从钻井（或测井、地震）反映产层段处于孔洞段，而含水缓慢稳定上升，反映其洞产水特点。两井同时生产时有轻微的井间干扰，水质分析，发现水质相似度很高，来至同一水体。
3 塔河六区奥陶系油水分布确定
3.1 原始油水界面一般确定方法
常用方法有以下几种：（1）现场统计法：根据岩心观察、钻井、测井资料和试油资料，找出产纯油段最低底界标高和水层最高顶界标高，取二者平均值，即为油水界面。确定原始油水界面最重要最直接的资料就是早期试油资料，其他资料如钻井，巖心，测井等资料通常是作补充和辅助用，需要和试油资料结合分析。（2）测井解释如前文所述，通过油水层识别可以对油水层判别，初步判断油水界面的位置。（3）用压汞资料研究油水界面近年来国内外迅速地发展了毛细管压力曲线研究技术。利用油层岩心的毛细管压力曲线，再结合油水相对渗透率曲线，能够较准确地划分出油水界面，油层自上而下地被划分为三个带：产油带、油水过渡带和产水带。（4）压力梯度法计算油水界面（区域压力梯度法）由于压力梯度反映流体的密度，不同的流体密度不一样，反映在压力梯度图中的斜率就不一样。因此，就可以用在不同深度油、水层测得的原始地层压力，与相应深度绘制压力梯度图，反映不同地层流体密度的压力梯度线的交点，即为地层流体界面的位置。（5）用原始油层压力和流体密度确定油水界面（单井压力梯度法）当钻井很少，无法取得压力梯度资料时，可以用单井原始油层压力和流体密度资料来评估油水界面。
以上几种方法有的虽然可靠性较高，但所需的资料较多，在生产实践中很难完整地提供这些资料。塔河奥陶系碳酸岩盐储层复杂，利用上述统计法和实验室方法确定油水界面难度很大。塔河奥陶系油藏直接钻遇水体的井很少，特别是在6区缝洞单元中直接钻遇水体几乎没有，整个塔河油田获得的水体压力资料是极其有限的。另外油层的静压资料获取也有一定的局限性，能不能取得油层压力资料还受到稠油压力恢复缓慢的限制。总之，使用压力资料来计算油水界面难度也是很大的。本文主要通过生产动态资料（产液剖面）和测井解释来获取油水界面。 3.2 实际钻遇井的油水界面确定
目前为6区所有井都不同程度地出水。本文从该单元由北到南选取s1～s8，8口井来分析单元的油水分布情况，从各井钻井井深来看，最深的是s5井（完钻井深5731 m，人工井底5676 m），其次为S1井（完钻井深5713 m，人工井底5700 m）。s4井酸压投产，在5546～5650 m井段酸压，开井即见水没有无水采油期。S5酸压投产，无水采油期1663天。下表2是该单元的井深及出水情况。在开井即见水的几口井（s1，s2，s4）中，井底位置最高的是s4井5567 m，说明该井油水界面应该在5567 m以上。而在有无水采油期的几口井中井底位置最低的是s6井5710 m，说明该井的油水界面在5676 m一下。综上所述，我们可以得出结论：S80缝洞单元很可能没有统一的油水界面。
从测井解释（见图5）上看s1井钻遇两段溶洞，两段溶洞位于酸压井段，人工裂缝沟通了溶洞与井筒，s1井开井见水。
s1井钻进过程中发生了未放空與漏失，测井显示该段裂缝发育，地震剖面显示该井钻遇溶洞（填充型溶洞），该井自然投产开井见水，油水界面位于裂缝段或以上。示踪剂测试表明s2与s3井连通性较好，通过水质分析表明两口井水质相同，表明为同一水体驱动。连通性分析结果s4井与s5井是不连通的，地震资料显示s5具有两个溶洞存在。测井解释表明s6产层段底部有明显裂缝，连通性分析显示s6与s7是连通的，s7和s8连通。s7在地震显示具有两个溶洞系统。通过以上的工作和每口单井综合柱状图绘制了s1～s8单元油水分布特征模式图（见图6）。
4 结论
由于塔河六区奥陶系碳酸盐油藏的缝洞结构复杂，导致在成藏过程流体分布具有多样性的特征。在研究流体分布现状时一方面通过地震，测井解释等静态资料确定地层内洞缝发育及分布状况，另一方面利用生产动态资料分析流体分布形式，连通状态，初步确定塔河6区s1～s8井流体分布形式为洞产水，缝沟通。并具有多层缝洞组合的形式。该研究成果对油田进一步开发和各井工作制度调整有重要的指导意义。
参考文献
[1] 黄建新.塔河油田4，6区奥陶系碳酸盐岩储层简介[J].石油学报，2011（s1）.
[2] 陈青，王大成，闫长辉，等.碳酸盐岩缝洞型油藏产水机理及控水措施研究[J].西南石油大学学报：自然科学版，2011（1）.
[3] 杨子川，李宗杰，窦慧媛.储层的地震识别模式分析及定量预测技术初探_以塔河油田碳酸盐岩储层为例[J].石油勘探与开发，2007（4）.