塔里木盆地巴什托普油田非稳态油藏

卢鹏

（中国石油海外勘探开发公司，北京 100034)

塔里木盆地巴什托普油田非稳态油藏

卢鹏

（中国石油海外勘探开发公司，北京 100034)

巴什托普油田生屑灰岩油藏油水界面呈东高西低倾斜分布，运用非稳态油气成藏理论分析，认为倾斜油水界面的形成是由于喜马拉雅晚期新构造运动破坏了前期的古油藏，同时构造高点向东偏移，油藏由西向东重新运移调整的结果。通过钻井及试采资料分析，群古1井附近存在的物性遮挡带将油藏分为东西两部分，西部为有利成藏区，是下步重点勘探开发区域，东部为油气散逸区，难以聚集成藏。

巴什托普油田；非稳态；倾斜油水界面；新构造运动；物性遮挡带

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

1 巴什托普油田生屑灰岩油藏倾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麦盖提斜坡西段群苦恰克构造带，主要含油层位为石炭系生屑灰岩段，储集空间以裂缝—孔隙型为主，储层横向分布稳定，夹层不发育。生屑灰岩油藏为一准层状油气藏，上油下水，二者之间无隔层，油水界面呈东高西低倾斜分布，东西两端的油水界面差异达109m。

一般认为产生倾斜油水界面的原因主要有3种：水动力、毛细管压力和构造运动影响。

1.1 水动力

若水动力作用造成巴什托普油田生屑灰岩油藏倾斜油水界面，则流过油藏东西方向截面的地层水流量为：

沿倾斜面的地层水渗流速度为：

Vw为地层水渗流速度，m/d；K为储集层渗透率，10-3μm2；μw为地层水黏度，mPa·s；ρw,ρo为地层水和地层原油密度，g/cm3；g为重力加速度，9.8m/s2；θ为油水界面倾角，度；qw为地层水流量，m3/d；Lw，Hw为地层水流过的油层横向长度和纵向厚度，m。

通过计算地层水流量需达到89.04×104m3/d才能形成倾斜油水界面，该流量远远大于目前的日产液量48m3/d，说明水动力不是造成巴什托普油田生屑灰岩油藏油水界面倾斜的原因。

1.2 毛细管压力由毛细管力作用形成的油水过渡带厚度为：

△h为油水过渡带厚度，m；ps,pd为接近束缚水条件的毛管压力和排驱压力，MPa。

通过公式计算油水过渡带厚度为1.42～3.21m，该厚度远远小于油水界面的倾斜幅度109m。因此，毛细管力也不是造成巴什托普油田生屑灰岩油藏油水界面倾斜的原因。

1.3 新构造运动

精细古构造研究表明，在更新世之前，巴什托普油田为一西高东低的背斜构造，构造高点位于西部（见图1），有利于捕集油气形成古油藏。构造西部的群6X井实钻生屑灰岩段为水层，但岩心中构造缝可见沥青充填，由此可以证实先期存在古油藏。麦盖提构造主要存在3期成藏，即海西早期、海西晚期和喜马拉雅期。其中海西早期油藏多被破坏，海西晚期油藏保存有好有差，后期又有调整，喜马拉雅期主要为油气藏形成与古油藏调整期。后期受喜马拉雅造山运动的影响，巴什托普油田构造东部迅速变陡，地层整体由北西上倾转变为北东翘倾，溢出点抬高，古油藏遭到破坏，油气开始由西向东调整运移。

图1 巴什托普油田生屑灰岩南北向连井地震剖面图

现今构造呈东高西低的形态，构造高点位于琼002井附近，按照传统石油地质学理论，高点部位的油气密度应该小于低部位的油气密度。但目前巴什托普油田生屑灰岩油藏油气密度分布却相反，原油和天然气密度呈现由西向东逐渐增大的趋势，西部的群5X井原油密度为0.807g/cm3，天然气相对密度为0.72g/ cm3，而东面的琼002井原油密度为0.815g/cm3，天然气相对密度为0.89g/cm3，这也说明目前巴什托普油田生屑灰岩油藏目前正处于调整中，还未达到稳定状态。

综合分析认为，现今巴什托普油田生屑灰岩油藏是海西期形成的古油藏受喜马拉雅晚期新构造运动影响遭受破坏，同时高点逐渐向东偏移，油气由西向东运移调整形成的，受新构造运动影响，生屑灰岩油藏目前仍处于调整中，未达到稳定状态。

2 巴什托普油田生屑灰岩油藏是否是一个连续的油藏

地层对比生屑灰岩储层连片分布，前期钻井资料认为生屑灰岩油藏是一个连续油藏。在群古1X井与琼002X井之间部署的群501X井实钻发现生屑灰岩段顶部储层物性非常好，但试油却为水层。而构造低部位的群5X、群5-1X、群古1X井及构造高部位的琼002X井生屑灰岩段均为油层，这与构造特征明显不符，说明巴什托普油田生屑灰岩油藏不是一个连续的油藏。

原油分析表明，生屑灰岩油藏西部区域蜡质含量少，粘度低，东部区域蜡质含量高，粘度高。地层水矿化度分析表明，西面的群6、群5井矿化度高（12.78～20.59×104mg/L），地层水为CaCl2水型，反映封闭的水体环境；东面的群古1X、群501X、琼002井矿化度低（4.14～7.78×104mg/L），且地层水为Na2SO4水型，反映开放的水体环境。流体性质的差异也反映巴什托普油田生屑灰岩油藏不是一个连续的油藏。

群古1X井的生屑灰岩储层物性差，平均孔隙度在3.0%左右，而其他井的平均孔隙度为7.2%～12.3%，且投产后产量及地层能量迅速下降，半年时间累积产油只有270t，也说明群古1X井储层物性差。在生屑灰岩段均方根振幅图（见图2）上，群古1X井以西存在一个均方根振幅较强的区域，反映该区域存在一片致密带。综合分析认为在群古1X井以西区域存在一个物性遮挡带，将巴什托普油田生屑灰岩油藏分成两部分。

3 巴什托普油田生屑灰岩油藏演化过程

从以上分析来看，巴什托普油田生屑灰岩油藏是一个典型的非稳态油藏。受新构造运动的影响，古油藏被破坏，油气开始由西向东运移重新聚集成藏。在运移过程中，由于受到群古1井以西物性遮挡带的影响，油气在群古1井以西区域聚集成藏，成为油气勘探开发的有利区域。西面的群5X井、群5-1X井累积产油分别为2.02×104t、3.63×104t，生产过程中地层能量下降缓慢，说明群古1X井以西区域油气资源丰富。群古1X井以东区域地层水为Na2SO4水型，反映为开放的水体环境，说明该区无有效遮挡，油气散逸流失，难以聚集成藏。构造低部位和储层物性好的区域，油气散失快，高部位和储层物性差的区域油气散失慢，剩余部分残余油（见图3）。

图2 巴什托普油田生屑灰岩均方根振幅图

图3 巴什托普油田生屑灰岩油藏演化模式图

【1】孙龙德，江同文，徐汉林，等.非稳态成藏理论探索与实践[J].海相油气地质，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

卢鹏（1980～），男，山东平度人，工程师，从事开发地质方面研究，（电子信箱）lpeng@cnpc-nile.com。