塔河油田主体区下奥陶统小尺度缝洞体形成机制与分布预测

doi:10.13745/j.esf.sf.2022.10.13

摘要/Abstract

摘要：

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层的开发方向已逐渐从地震反射的“串珠型”缝洞储层转移到“非串珠”型的小缝洞储层,确定小尺度缝洞的形成机制和发育规律是提高此类储量动用率的关键。本次研究对塔河油田主体区岩心和薄片开展了缝洞描述,确定了小尺度缝洞的裂缝成因类型、缝洞参数和充填性质等特征。研究区裂缝划分为构造裂缝和非构造成因裂缝,呈高角度或垂直产状,构造裂缝充填程度弱于风化裂缝;孔洞的充填程度相对较高,但仍存在残留的孔隙空间。基于古岩溶地貌、局部残丘构造幅度的刻画、断裂特征分析和构造应力场模拟,确定了小尺度缝洞体的形成机制。小尺度缝洞的形成受古岩溶地貌、局部残丘构造幅度、断裂和构造应力场综合控制。地貌相对高部位利于岩溶的发生,主体东区地貌整体较主体西区高,缝洞相对西区更发育。残丘构造幅度也影响了岩溶储层的分布差异,残丘缓翼构造坡度相对较缓,利于水岩充分反应,更利于岩溶储层形成。主大断裂控制大尺度溶洞的形成,同时大溶洞和断裂又控制着小尺度缝洞的发育,深部小尺度缝洞受断裂控制的发育深度可达T₇⁴界面以下200 m深度。构造应力场影响着构造裂缝的分布,构造裂缝的形成又为孔洞的形成提供了溶蚀通道,间接控制着小尺度缝洞体的分布。在小尺度缝洞形成机制分析的基础上,建立了基于非线性神经网络深度学习算法的小尺度缝洞预测方法,确定了小尺度缝洞平面分布,预测结果与单井缝洞发育情况和初期产液能力相匹配。研究成果为油田整体动用小尺度缝洞储量奠定了技术基础。

关键词: 小尺度缝洞, 形成机制, 缝洞预测, 塔河油田, 下奥陶统, 鹰山组, 主体区

Abstract:

The development direction of the Ordovician carbonate reservoirs in the Tahe Oilfield has gradually shifted from the seismic-reflected “bead-type” fracture/pore reservoirs to the “non-bead”-type fine-fracture/pore reservoirs. Determining the fine-fracture/pore formation mechanism and development is the key to improving tight-reservoir utilization. In this study, fine-fracture/pore characterization were carried out on core and thin sections, and the fracture genetic types, fracture parameters and filling properties of fine fractures were determined. The fracture types in the study area were classified as “tectonic fracture” and “non-tectonic fracture” according to the fracture origin, and the fractures are highly angular or vertically produced. The tectonic fractures are less filled compared to weathered fractures; whilst cavity filling is relatively high, but residual porosity can result from coarser crystals in the cavity. The formation mechanism of the fine-fracture/pore reservoirs in the study area was determined based on the analyses of pore-control factors, such as paleokarst geomorphology, local residual mound structure and fracture characteristics, combined with tectonic stress-field simulation. Fracture and pore are more developed at higher elevation in the east than in the west of the main area as highland areas are conducive to karst development. Local residual mound also influence karst development as its gentle slope allows rock and water to interact more fully which favors reservoir formation. The major faults control the formation of large caves, whilst large caves and faults control the development of fine fractures which can reach as deep as 200 m below the T₇⁴ interface. Tectonic stress fields influence the distribution of tectonic fractures, and tectonic fractures provide the dissolution channel for the formation of pores and thus indirectly controls the distribution of fine-fracture/pore reservoirs. A prediction method for fine-fracture/pore is developed based on nonlinear neural network deep learning algorithm to determine the planar distribution of fine-fracture/pores, and the prediction results agree with the single-well pore distribution data as well as the initial single-well oil production data. This research lays the technical foundation for a full utilization of fine-fracture/pore reserves in the oilfield.

Key words: fine-fracture/pores, formation mechanism, fracture/pore prediction, Tahe oilfield, Lower Ordovician, Yingshan Formation, main zone

中图分类号:

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图/表 11

图1 塔河油田主体区构造位置及地层特征 a-主体区构造位置图;b-主体区地层岩性综合柱状图。

Fig.1 Location and stratigraphic characteristics of the main area of Tahe oilfield

图2 塔河油田主体区小尺度缝洞特征 a-灰色微晶灰岩,构造垂直裂缝,裂缝(frac)被少量斑状方解石微充填,过油痕迹明显,X16井,6 505 m;b-灰色微晶灰岩,岩溶风化裂缝,裂缝中可见少许泥质,方解石不干净,局部形态明显弯曲不平直,裂缝宽度0.1~1.5 mm,缝面弯曲,形态变化大,可见硅质团块,X88井,6 259.65 m;c-灰色微晶灰岩,构造剪切裂缝,缝面干净无充填物,有较明显的原油过路痕迹,X407井,5 393.81 m;d-灰色微晶灰岩,见一方解石,全充填溶洞,洞径大小为2.4 cm×5.9 cm,溶洞中晶间可见明显油迹, X415井,5 433.27 m;e-灰色微晶灰岩,过油晶间孔,X67井,5 670.10 m;f-灰色微晶灰岩,过油构造裂缝,X76井,5 780.52 m;g-灰色微晶灰岩,半充填风化裂缝,有明显的黄褐色油迹,溶缝中可见被油浸润的黏土,缝宽0.2 mm,溶缝内有围岩残块,X91井,5 739.10 m;h-微亮晶细砂屑灰岩,未充填风化溶蚀裂缝,溶缝内无充填物无浸染物,干净、明亮,X74井,5 495.5 m;i-藻砂砾屑灰岩,裂缝全充填,充填物被硅化、沥青化,岩石中裂隙被粉屑方解石、白云石碎屑物混合充填,X115井,5 996.95 m;j-灰色骨屑微晶灰岩,一条全充填裂缝,生物碎屑有介形虫,棘屑,X118井,5 850.90 m;k-微亮晶骨屑藻砂屑灰岩,未充填晶间溶孔,孔隙中有稠油滞留,与晶间孔隙稠油相邻的脉壁外侧弱油浸溶孔,X704井,5 734 m;l-云化微亮晶砂屑灰岩,全充填晶间溶孔,溶孔被沥青充填,X88井,6 304.5 m。Frac-裂缝;Oil-过油痕迹;Si-硅质团块;Cal-方解石;cave-全充填洞;Spo-晶间孔;Clay-黏土;rock-围岩残块;bio-藻砂砾屑;Dol-白云石;Spo-溶孔。

Fig.2 Characteristics of fine-fracture/pore in the main area

图3 海西早期岩溶古地貌与单井小尺度缝洞发育率分布图

Fig.3 Distribution of karst terrains and single-well fine-fracture/pore growth rates in the early Hercynian

图4 主体区不同幅度的残丘与小尺度缝洞分布关系图 a-主体区残丘幅度分布图;b-X455井缝洞识别剖面;b-X455井缝洞识别剖面;c-X477井缝洞识别剖面;d-不同残丘幅度上单井小尺度缝洞发育率关系图。

Fig.4 Distribution relationships between monadnocks of different sizes and fine-fracture/pore growth rates in the main area

图5 主体区断裂与小尺度缝洞发育率分布图

Fig.5 Distribution map of fractures and fine-fracture/pore growth rates in the main area

图6 断裂控制区内的井纵向小尺度缝洞连井对比剖面

Fig.6 Comparison of vertical distribution of fine-fracture/pores between wells in the fault zone

图7 主体区断裂与大溶洞、小尺度缝洞分布关系图 a-主体东区小尺度缝洞发育率与邻近断裂的距离关系图;b-主体西区小尺度缝洞发育率与主大断裂的距离关系图;c-主体西区小尺度缝洞发育率与邻近断裂的距离关系图。

Fig.7 Variations of fine-fracture/pore growth rate with fault distance in different parts of the main area

图8 主体区构造应力场分布及与单井小尺度缝洞发育率关系图 a-主体区T74顶界构造主应力分布图;b-主体区T74顶界构造剪切应力分布图;c-构造主应力与单井缝洞发育率关系图;d-构造剪切应力与单井缝洞发育率关系图。

Fig.8 Distribution of tectonic stress field in the main work block and its relationship with the development rate of fine-fracture/pores in a single well

图9 主体区小缝洞发育模式

Fig.9 Landforms for fine-fracture/pore developments in the main area

图10 小尺度缝洞预测方法流程图

Fig.10 Flowchart of fine-fracture/pore prediction method

图11 主体区小尺度缝洞分布及与单井产液量关系图 a-主体区小缝洞预测分布图;b-小尺度缝洞综合发育指数与初期产液量关系图;c-单井识别的小尺度缝洞发育率与预测的小尺度缝洞发育率关系图。

Fig.11 Fine-fracture/pore distribution and its relationship with single-well oil production in the main area

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