Ⅰ 科技进步促进了塔河油田奥陶系超亿吨级大油气藏的发现
张希明 叶德胜 林忠民
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐830011）
摘要 多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，并且它很可能被培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。笔者着重阐述了地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步在发现和评价该油气藏过程中所起的重要作用。
关键词 科技进步 塔河油田 奥陶系油气藏 碳酸盐岩储层预测 储层改造
塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩的油气勘探经历了马鞍型的发展过程。1984年9月，位于塔里木盆地北部沙雅隆起雅克拉断凸上的沙参2井在下奥陶统碳酸盐岩中喜获高产工业油气流，实现了中国古生代海相油气首次重大突破，成为中国油气勘查史上的重要里程碑。该井的突破也迎来了塔里木奥陶系油气勘探的第一个高潮。在这一阶段（1984～1990），奥陶系油气勘探集中在沙雅隆起上的阿克库勒凸起。据不完全统计，原地矿及石油两大部门在该凸起上部署以奥陶系为主要目的层的探井达45口，其中有18口获工业油气流，钻探成功率为40％，证实阿克库勒凸起奥陶系潜山风化壳普遍含油气。但是，奥陶系碳酸盐岩储层非均质性严重，在高产井旁边2～3km就是干井；同时，尽管初产量高，但不能稳产，往往一口井累计产油不到1×104即停产，既拿不到产量，且也交不了储量。在这种形势下，塔里木油气勘探的重点便转移到石炭系及中新生代地层，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探暂时处于低潮。直至1996年以来，由于对塔里木油气成藏地质条件及控油地质规律认识的提高，以及碳酸盐岩储层预测技术和钻井、测试、储层改造等工艺技术的进步，塔里木又出现了一个以奥陶系为主要目的层的油气勘探新高潮。在塔里木的三大隆起区，奥陶系碳酸盐岩的油气勘探均取得了丰硕的成果。在沙雅隆起阿克库勒凸起西南部发现塔河油田奥陶系油气藏；在巴楚隆起南侧玛扎塔克构造带发现多个天然气藏；在塔中隆起北坡Ⅰ号断裂带多口井获高产油气流，控制了东西长160km的奥陶系含油气带。特别值得提出的是阿克库勒凸起西南部塔河油田奥陶系油气藏，目前已发现4个含油区块，即3号区块、4号区块、5号区块及6号区块。其中4号区块上的沙48井，自1997年10月试采以来，到1999年12月已累计采油32.26×104，平均日产达410t，是塔里木碳酸盐岩油气井中日产量最高、累计产油最多、稳产期最长的“王牌井”。仅3号及4号区块于2000年元月已上交探明加控制油气地质储量1×108（其中探明储量7717.4×104）。据近期勘探成果，该油气藏极有可能为连片分布的特大型油气藏，预测总油气地质储量达5×108t，极有可能为第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。
笔者侧重从地质和地球物理预测碳酸盐岩储层技术、储层改造等工艺技术等方面，阐述科技进步在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气田发现过程中的重要作用。
1地质科技
地质认识是否符合客观实际，是油气勘探能否取得成功的基础，特别是对于寻找大至特大型油气田（藏）。在塔河油田奥陶系超亿吨级大油气藏的发现过程中，下列地质问题是十分重要的。
1.1塔里木克拉通盆地大型油气田（藏）的勘探方向
多年的勘探和研究表明塔里木盆地成藏地质条件优越，具备了形成大型、特大型油气田的地质条件〔1,2,3〕，其主要原因是：油气资源量巨大，具有多生油层系、多油气源区，长期生油、多期聚集的特点；近临生油坳陷发育大型古隆起、背斜带及多类型圈闭有利于油气聚集成藏；多储集层系、多储集类型与良好的区域和局部盖层，有利于在纵、横向寻找不同类型的油气藏。
随着油气勘探程度的不断深入，实践表明塔里木盆地油气地质条件有其复杂性的一面〔4,5〕。主要表现在：第一，主力烃源岩与好储层在时空分布上总体不配套，克拉通区主要烃源岩在下古生界（特别是
基于塔里木盆地克拉通区油气地质特征（即有利条件和复杂性并存），认为大型油气田的主要目标之一是下古生界碳酸盐岩。我们在1995年指出，塔北地区寻找大油气田的主要方向是“沙雅隆起上的下古生界碳酸盐岩古岩溶型储集体，其特点是圈闭面积大，储层厚度大，但非均质性强，主要受岩溶发育强度和古地貌的控制。成藏期主要为海西晚期及喜马拉雅期，阿克库勒凸起是寻找这种类型大型油气田的最有利地区” 叶德胜、王恕一、张希明等，“八五”期间国家重点科技攻关项目下属“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专题报告，1995。
1.2 碳酸盐岩储层基本特征及储层分布规律
在下古生界碳酸盐岩中寻找大油气田的主要难点在于储层非均质性严重，好储层的分布规律不清。为此，我们对下古生界（特别是奥陶系）碳酸盐岩储层进行了长期的、多方位的研究。通过研究，认为奥陶系碳酸盐岩储层的基本特征是：
（1）碳酸盐岩岩块的孔隙度、渗透率性极差，难以构成有效的储集空间。据阿克库勒地区数十口井、数千件岩心样品分析，其平均孔隙度＜1％，渗透率多小于0.1×10－3μm2。
（2）次生溶蚀孔洞和裂缝是碳酸盐岩储层的主要有效储集空间，次生缝、孔洞的发育是形成良好储层，获得高产、稳产的关键。次生溶蚀孔洞的发育主要受与不整合面有关的古岩溶作用的控制。
（3）碳酸盐岩储层在纵向上和横向上的非均质性极强。由于碳酸盐岩基块孔、渗性极差，主要有效储渗空间为受古岩溶及构造作用所形成的溶蚀孔洞和裂缝，而古岩溶及构造作用对碳酸盐岩的改造受多种因素的控制，极不均一，因而所形成的溶蚀孔洞及裂缝的分布极不均一，造成其严重的非均质性。
由此可见，古岩溶作用是控制碳酸盐岩储层发育最为重要的因素，是在奥陶系碳酸盐岩中寻找大油气田要解决的关键问题。因此，在塔里木碳酸盐岩勘探的低谷时期，我们仍坚持碳酸盐岩古岩溶的研究。在“八五”国家重点科技攻关项目中的“塔里木盆地北部碳酸盐岩、碎屑岩油气富集条件及评价研究”专项下设“塔里木盆地北部古岩溶及其控油作用研究”子专题。研究表明，古岩溶储集体是塔北地区最主要的碳酸盐岩储集体。对古岩溶的识别标志，古岩溶发育期次，古岩溶地貌，古岩溶的垂向剖面结构以及古岩溶储集体的特征等，均在当时资料的基础上进行了较深入的研究。提出古岩溶斜坡及岩溶高地，特别是两者间的过渡地区是古岩溶储集体发育的有利地区。
“九五”期间，我们侧重研究了阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩的古岩溶作用。指出，该区岩溶作用主要发育于海西早期，其次是海西晚期。对岩溶地貌进行了详细划分，并指出岩溶最为发育，且储集空间保留机率较高的是岩溶斜坡，特别是坡度较缓的岩溶斜坡（岩溶缓坡）及其上的岩溶残丘，它们是寻找岩溶型储层的最佳地区。在此基础上，对该区奥陶系碳酸盐岩储层进行了分区评价和预测，并提出该区勘探部署建议。
总之，自“七五”以来古岩溶研究取得了显着的成果，这就为寻找奥陶系碳酸盐岩大油气田奠定了坚实的基础。
1.3突破口的选择
在上述两个问题得以初步解决后，突破口的选择便是奥陶系碳酸盐岩勘探的首要问题。经认真研究，选择阿克库勒凸起西南部的艾协克（后称艾协克1号）、艾协克西（后称艾协克2号）作为奥陶系碳酸盐岩大油气田勘探的突破口 林忠民、张希明等，塔里木盆地沙雅隆起艾协克—阿克库勒—达里亚油气区带工业勘查项目报告，1997。
（1）据“八五”期间古岩溶研究成果，上述两口井位于岩溶斜坡与岩溶高地的过渡地区（其后进一步研究表明，该区处于岩溶斜坡上的岩溶残丘），是古岩溶储集体发育最有利的地区。
（2）邻近寒武系—下奥陶统烃源岩的主要烃源区，油源丰富。
（3）其上为下石炭统下泥岩段泥质岩，封盖条件优越。
（4）该区已完成三维地震，下奥陶统碳酸盐岩潜山圈闭可靠。
位于艾协克构造上的沙46井于1996年8月28日开钻，1997年2月11日完钻，中途测试于下奥陶统5359.14～5504.00m井段，获日产原油212.54m3，气14×104m3，实现了该构造奥陶系油气突破。
位于艾协克西构造上的沙48井于1997年5月28日开钻，10月20日完钻，该井于井深5363 m进入奥陶系后发生放空和严重泥浆漏失，中途测试获日产原油570m3，气1.5× 104m3，并且试采以来产量和油压一直较稳定，日平均产量在400t左右。
上述两口井的突破，特别是沙48井的重大突破，拉开了寻找奥陶系碳酸盐岩油气田的序幕。
2地球物理预测碳酸盐岩储层技术
由于碳酸盐岩严重的非均质性，碳酸盐岩储层预测是一个世界性的难题。塔河油田奥陶系埋深在5350m以下，预测难度更大。塔河地区已完成七片三维地震勘探约1755km2，利用国内外最新的三维地震特殊处理技术进行储层预测，取得了良好效果，为塔河油田奥陶系大型油气藏的评价作出了贡献。
2.1相干体技术
相干体技术的核心是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。借助相干体资料能识别岩层横向不均一性和断裂特征。
一般认为，原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程，也就是说地震波在横向上是基本相似的。当地层中存在断层和裂缝、火成岩体、礁体、盐丘、地层或岩性尖灭等地质现象时，地层的相似性将受到破坏；此外，地层倾角变陡等因素也会影响其相似性。塔河地区奥陶系地震品质较好，地层产状平缓、岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，故影响相似性的主要因素为溶蚀缝洞和裂缝，以及微小断裂。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。
从艾协克三维工区所作奥陶系储层段相干体平面变化图可见，该工区NE—SW向可明显分为三个带：S48、T401、T402、S47、T301、T302等井处在相干性差的地区，孔、洞、缝发育或较发育；S23、LN15等井处于相干性中等地区，即过渡带；再向SE方向相干性较高，孔、洞、缝发育程度相对较低。这一结论，已为大量实钻资料证实。
2.2振幅提取技术
影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假定地震资料处理中，保幅处理做得较好，对特定的碳酸盐岩储层，影响振幅的则是岩性和孔、洞、缝的发育情况。一般认为储层中存在孔、洞、缝发育带会使振幅减弱，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一。
从牧场北三维工区所作
2.3波阻抗反演
地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。波阻抗的大小与岩石的密度和地震波在其中传播的速度有关，当地震波穿过碳酸盐岩缝、洞发育段时，会导致其传播速度的明显降低，因此该项技术也是进行碳酸盐岩储层预测的重要手段之一。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。影响反演结果的主要因素有：
（1）地震基础数据的品质，品质好，反演的结果就好；反之亦然。
（2）对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否反映裂缝发育带，直接影响测井约束反演的结果。若声波测井曲线不能反映裂缝发育带，就需要通过其它测井曲线（如电阻率曲线）来建立速度模型进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。
（3）约束反演中子波的提取与确定。
（4）约束反演中初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是影响反演结果好坏的基础。
（5）声波测井曲线的校正，制作高精度的合成地震记录是反演的关键。
（6）参与测井约束反演的井越多，反演的结果就越可靠。
碳酸盐岩是高阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值就会降低，因此低阻抗带基本反映了储层的发育带。在艾协克三维工区奥陶系平均波阻抗值分布图上，反映出与相干体相似的储层发育带。即S23井北西的大部分地区，特别是S48井附近波阻抗值较低，反映储层发育；而S23井南东地区，波阻抗值较高，反映储层发育相对较差。
2.4Jason反演技术
Jason反演技术的原理是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插得的地震数据体与实测的三维地震数据体进行比较，由于二者的差异得到每个样点的权系数值，然后逐渐改变每个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测的三维数据体吻合，从而求取一个权系数体，再利用已知井的结果，通过权数据体约束反演，内插、外推得到各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。Jason反演主要包括：Invertrace测井约束的地震反演，Invermod地震约束的测井反演。
利用三维地震保幅数据体和已完钻的10口钻井（T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62），用Jason软件进行了测井约束的地震反演和地震约束的测井反演。用上述方法对上述钻井进行逐个分析，约束井的吻合率为80％，检验、预测井的吻合率为76％。
总之，通过几年的实践，已初步形成了一套适合于塔北地区碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术，主要是相干体、振幅提取、测井约束的地震反演和地震约束的测井反演等。每一种方法都有其自身的适用性，同时也存在一定的局限性。因此，必须坚持多参数综合评价的方针。
碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为，低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性，较低的频率等 林忠民、罗宏、王士敏、沈林克等，塔里木盆地沙雅隆起油气勘探靶区研究，1999。
碳酸盐岩储层预测的地球物理方法已经在塔河油田奥陶系油气藏的评价和滚动勘探开发中发挥了重要作用。
3钻井、测井及储层改造工艺技术
钻井、测井及储层改造等工艺技术的进步，极大地促进了塔河油田奥陶系碳酸盐岩超亿吨级油气藏的发现、评价和滚动勘探开发。例如，代表钻井技术发展趋势的欠平衡钻井技术的应用，有效地防止了地层漏失，保护储层，利于发现低压储层，提高机械钻速，对于裂隙发育、压力敏感的碳酸盐岩地层具有突出的优越性。又如，斯伦贝谢公司的全井眼微电阻率扫描测井（FMI）、偶极横波成像测井（DSI）、核磁共振成像测井（CMR）以及方位电阻率（ARI）成像测井、综合孔隙度岩性测井（IPLT）等新技术的应用，解决了常规测井手段所难以解决的问题：裂缝发育方向、裂缝的开启程度和连通性、碳酸盐岩储层的定量评价等。限于篇幅，笔者仅介绍储层改造工艺技术在碳酸盐岩大油气藏发现中的作用。
对于岩块孔、渗性差，且非均质性严重的碳酸盐岩的油气勘探，酸化压裂等储层改造技术是非常重要的手段。
西北石油局在1998年至1999年间对塔河油田20口井奥陶系碳酸盐岩进行了25井次的酸化压裂作业。酸化压裂作业分三轮进行：第一轮有7井次：S23井、S62井、S64井、T403井、TK405井、TK406井、T302井；第二轮有4井次：TK404井、TK406井、TK408井、TK409井；第三轮共有 14井次：T302井、TK304X井、TK305井、T403井、TK405井、TK406井、TK410井、TK411井、TK413井、S61井、S65井、S66井、S67井、S70井。在这20口井中，有16口井取得了良好效果，取得了工业产能；有3口井效果不明显，有1口井（S70井）尚待进一步作业。由此可见，酸化压裂的效果达到80％以上。
S23井是塔河油田第一口实施酸压作业的井，该井位于艾协克构造的东部，是1990年完钻的老井，尽管钻井过程中在奥陶系曾发现较好的油气显示，但当时在裸眼测试中未获工业油气流，测试评价为干层。该井于1998年12月6日至12月27日对奥陶系5420～5480 m裸眼井段进行酸化压裂作业，5 mm油嘴求产，产油68.26～75.26t/d，产气16762～21791m3/d。从而，使“沉睡”了8年之久的老井获得了解放。该井在奥陶系的突破，不仅对评价该区奥陶系有重要意义；更为重要的是：对奥陶系碳酸盐岩，常规测试不出油的井，不能轻易下“干井”的结论，更不能因此否定该井所在的区块。
截止2000年2月，塔河油田奥陶系共完钻36口井，其中测试直接获工业油气流的井10口；测试不出油，经酸化压裂后获工业油气流9口；完井后直接酸压获工业油气流者6口；酸化压裂后目前还未获工业油气流的井3口；测试未获工业油气流、未进行酸化压裂者1口；另有7口井正进行或待进行测试或酸化压裂作业（表1）。
从表1可见，在完钻后经测试及酸压的29口井中，获工业油气流的井25口，占总井数的86.2％；其中经酸化压裂后出油的井有15口，占总井数的51.7％，占出油井数的60.0％。由此可见，酸化压裂在塔河油田奥陶系超亿吨级大型油气藏的发现和评价中的重要作用。
表1塔河油田奥陶系测试、酸压成果统计Table1The statistic results of the testing and acid-pressing on Ordovician in Tahe oil field
特别需要指出的是，有9口井是在常规测试未获工业油气流的情况下，经酸化压裂后获得工业油气流的，若不经酸化压裂，这些井很可能被看作“干井”。正是由于酸化压裂，使这一批井得以“解放”，才有可能使我们逐步认识到，塔河油区奥陶系油气藏不是彼此孤立的中小型油气藏，而是大面积连片分布的、大型至特大型油气藏。下列依据支持这一认识：
（1）在塔河油田奥陶系油气藏及其外围近500km2范围内，已完钻并经测试（含酸化、压裂）的29口井中，获高产或工业油气流的井有25口，勘探成功率达86.2％；并且，在未获工业油气流的几口井中也见不同程度的油气显示，即没有真正意义上的“干井”。这充分表明该区是大面积连片含油。
（2）由于在塔里木奥陶系第一个油气勘探高潮期（1984～1990）尽管打了很多出油井，勘探成功率也较高，初产一般都较高；但经试采，绝大多数都是“高产瞬逝的短命井”。因此，人们很自然地担心在奥陶系油气勘探的第二个高潮中所发现的塔河油田奥陶系油气藏是否也会有同样的命运。两年多的试采表明，大多数油气井是高产、稳产的，沙48井便是典型实例。该井自1997年10月试采以来，至1999年12月已累计产油32.24× 104t，平均日产量达410t。截止1999年12月，该油藏已有22口井系统试采，投产初期有15口井日产量大于100t，到1999年12月仍有14口井日产量大于100t；而且在同一工作制度下，有的井1999年12月的日产量较投产初期有所增加（如TK410、TK411、TK412等井）；此外在试采的22口井中，累计产量超过1×104 t的有14口井（在1984～1990年奥陶系油气勘探第一个高潮期，绝大多数井试采不到1×104 t即停喷），其中有5口井的累计产量已超过5×104 t（表2）。
（3）油气柱的高度远远大于潜丘圈闭的幅度，例如塔河3号潜丘圈闭（即艾协克或艾协克1号构造）闭合幅度60m，该圈闭上的T302井试油揭示的油藏底界为5682m，油柱高度达304.5m；该圈闭上的沙70井录井见到良好油气显示的最大深度为5681m，油柱高度达255m。又如塔河4号潜丘圈闭（即艾协克西或艾协克2号构造），其闭合幅度为50m，该圈闭上的TK404井试油揭示的油藏底界为5613m，油柱高度达203m；该圈闭上的TK409井录井见到良好油气显示的最大深度为5659m，油柱高度达240m。再如塔河6号区块上的牧场北2号圈闭，其闭合幅度仅30m，其上的沙66井揭示的油柱高度达209m；牧场北3号圈闭，其闭合幅度60m，其上的沙67井试油揭示的油柱高度达216m。总之，塔河油田奥陶系油气藏的油柱高度远远大于局部圈闭的闭合幅度，表明大面积连片含油的特征。
表2塔河油田奥陶系油藏3、4号区块及外围试采成果Table2The proction of Ordovician pools around ＆ in No.3,4block of Tahe oil field
（4）油气分布不受潜丘圈闭控制，即油气不仅分布于潜丘圈闭范围内，在两潜丘间的低部位也有油气分布。例如，沙61井及沙64井，该两井在T
综上所述，多年的勘探实践表明，塔里木盆地奥陶系油气资源潜力大、成藏条件好，是寻找“古生古储”型原生大油气藏的重要层位。目前，已在塔北沙雅隆起阿克库勒凸起南坡发现塔河油田奥陶系大型油气藏，已上交探明及控制储量近亿吨，预测油气地质储量达5×108 t，很可能培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。在该油藏的发现和评价过程中，地质科技和地球物理预测碳酸盐岩储层技术，以及储层改造等工艺技术的进步起了重要作用。
参考文献
[1]叶德胜，周棣康．塔里木盆地形成大－巨型油气藏的石油地质条件．石油与天然气地质，1991,12(1)
[2]谢晓安．论塔北隆起形成大油气田的石油地质条件．新疆石油地质，1986,7(2)
[3]张恺．论塔里木盆地类型、演化特征及含油气远景评价．石油与天然气地质，1990,11(1)
[4]蒋炳南等．塔里木盆地油气聚集条件的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994
[5]叶德胜．塔里木盆地油气勘探的复杂性．见：康玉柱等主编，塔里木盆地油气勘查文集．乌鲁木齐：新疆人民出版社，1994
Science and technology further the discovery of ordovician oil and gas pool over-hundred millions ton in Tahe oil field
Zhang Ximing Ye Desheng Lin Zhongmin
(Academy of Designing and Planing,NW Bureau of Petroleum Geology,CNSPC)
Abstract:In Tarim Basin,explorational works for several years have proved that Ordovician's hydrocarbon resources have huge potential,and pool-forming condition is good.Ordovician is important formation to discover large primary oil and gas pool of fossil source bed and fossil reservoir.At present, huge hydrocarbon potential and better reservoir-forming condition of Ordovician system have been confinmed.A few years exploration efforts in Tarim Basin,which is a major horizon for discovering large oil and gas field of“source bed is older stata,reservoir is also older”type pool.At present,Ordovician pool of Tahe oil field that was discovered in Southern slope belt of Akekule uplift in Northern Tarim Basin,which will be becoming first large hydrocarbon field that is qualified for giant Tarim Basin． The imprortant role of progress for science and technology that had been applied to predict carbonate reservoir and improving reservoir quatity etc.is discussed ring discovering and evaluation oilfield period.
Key word:Progress of science and technology Tahe oil field Ordovician oil and gasreservoir Predict carbonate pservior Improving reservoir
Ⅱ 塔河油田的最新消息
记者2011年2月11日从中国石油化工股份有限公司西北分公司获悉，塔河油田发现了一个1亿吨级的稀油油藏，油田计划于2015年实现年产原油1000万吨。
塔河油田的油藏基本上在5000米以下的深度，原油品质黏度大，难以开采。此次发现的稀油资源为塔河油田增产提供了有力保障，同时也降低了开采成本。
塔河油田位于塔里木盆地北部的塔克拉玛干沙漠，自然环境恶劣。2005年塔河油田建立第一个整装气田，2011年每天供应天然气达190多万立方米，向西气东输管线的天然气日供气量已达到120万立方米。
塔河油田是中国石化旗下的第二大油田。2009年塔河油田全年生产原油660万吨、天然气13.45亿立方米。
英文《中国日报》10月12日报道：亚洲最大炼油企业中国石化对《中国日报》独家透露：该公司的新疆塔河油田的探明储量将在2010年达到10亿吨油当量，年产量达到1000万吨，从而成为中国特大整装油田之一。
该消息对以炼油化工为主业。一直谋求上游原料供应自给的中石化来说，无疑是支强心剂，对中国整体的能源供应也是巨大利好。
随着进一步勘探开发工作的逐渐深入，中石化塔河油田的探明储量将每年增加1到2亿吨油当量。2010年，塔河油田的探明储量将从2007年的7.8亿上升到10亿吨油当量。而该油田的年产量将从2007年的500万吨左右达到在2010的1000万吨。
“塔河油田的三级储量将在三年后达到20亿吨油当量的规模，而塔河油田的总的资源量在40亿左右，因此该油田的勘探前景乐观”，康玉柱院士强调。
康玉柱院士介绍说年产1000万的油田在中国算是特大油田。康玉柱是中国石化石油勘探开发研究院研究人员，同时也是中国工程院院士。
康玉柱院士预计今年塔河油田原油年产量将突破500万吨，可达530万吨。
“我们计划每年以50万吨的速度增加塔河油田的产量。这已经是很快的速度”，康玉柱院士介绍说。
2006年塔河油田约产油480万吨。
另一位中石化的匿名人士告诉《中国日报》记者塔河油田是中国迄今发现的最大的古生界海相油田。
“塔河油田潜力很大，目前的地质储量就有约15亿吨油当量的规模”，这位匿名人士说。
对以炼油化工为主业，一直谋求上游原料供应自给的中石化来说，塔河油田将成为其主要的产量增长区和接替区。
有分析人士指出正是因为中石化的炼化用原油长期大量依靠进口，该公司在国际油价高居不下的情况下才会时不时地遭遇炼油业务板块大量亏损的尴尬局面。
2006年中石化进口了大约2/3炼化用原油。在国际油价高居不下的情况下，该公司炼油业务招致了250亿元人民币的亏损。
在这种情况下，中石化不遗余力地加大上游油气勘探开发，谋求原料供应自给，就在情理之中了，国泰君安证券的油气分析师刘谷评论说。
中石化目前最大油田是胜利油田，山东胜利油田去年产油2700万吨，胜利油田也是大庆油田之后的中国第二大油田。
截至2004年底，中石油的大庆油田已探明石油储量为57.7亿吨，累计产油18.2亿吨，占全国陆上原油总产量的40%以上。
中国东部的老油田，不管是中石油的大庆油田，还是中石化的胜利油田，都面临着产量逐年递减的问题。因此，在老油田稳产的同时，加大力度开发西部新油田成为中石油和中石化的当务之急。
2007年五月，有记者从中石化西北分公司获悉，塔河油田12区勘探获得重大突破：发现含油面积899.5平方公里，原油地质储量1.4亿～2亿吨。此举进一步坚定了中石化西北分公司在这一区域所实施的沿深大断裂带及深部暗河发育走向找油的信心，为建设千万吨级大油田奠定了资源基础。
塔河油田位于塔里木盆地北部，是中国第一个古生界海相亿吨级大油田。1997年，原地矿部西北石油局部署钻探的沙46井和沙48井喷出高产油气流，宣告塔河油田诞生。（《中国日报》）
Ⅲ 碳酸盐岩油气勘探开发概况
据新一轮资源评价，塔里木盆地油气资源总量约为160亿t，是中国少有的几个石油资源量大于150亿t的盆地之一。塔里木盆地面积56万km2，盆地中部为古生代地台型海相沉积，是碳酸盐岩沉积油气勘探远景区（焦方正等，2008a）。其中库车坳陷面积2.5万km2，预测天然气资源量2.23亿m3，目前探明天然气储量2500亿m3，达到了“西气东输”年产气120亿m3的储量条件。塔北隆起面积3万km2，已获得石油地质储量3亿t。在塔中隆起和麦盖提斜坡，也探测了几个中小型油气田。
截至2008年年底，中国石油塔里木油田公司已在东至英苏、西至乌恰、南至塔中、北至拜城的30万km2范围内，陆续找到27个大中型油气田，年产油645万t，年产气174亿m3；中国石化西北油田分公司相继探明塔河、雅克拉等24个油气田，年产油600万t，年产气12.7亿m3。盆地内主要有4个油气区块：①塔河－轮古油气田，三级油气储量规模21亿t；②牙哈英买力区块，探明储量378万t，控制储量1862万t，预测储量2亿t；③和田河区块，探明了616亿m3天然气；④塔中台缘带，三级油气储量3.2亿t。
位于塔里木盆地北部的塔北隆起碳酸盐岩油藏，是我国发现的最大海相碳酸盐岩油田。其中，塔河油田已探明石油7.45亿t、天然气333亿m3，年产油600万t、年产气12.1亿m3；轮古油田探明石油储量1.32亿t、探明天然气282亿m3，年产油75万t、年产气4.5亿m3。
图2-1 塔里木盆地油气田分布
塔北隆起奥陶系碳酸盐岩油藏在很大范围内连片含油（图2-1），但含油气丰度受缝洞发育程度的控制。油藏储层埋藏较深，一般超过5300m，古岩溶缝洞发育不均一，非均质性强（柏松章，1996；周兴熙等，1996；顾家裕，2001）。其储集体发育不同于中东地区缝洞非常发育的碳酸盐岩油藏，与我国华北任丘油田以断层控制的碳酸盐岩油藏也有很大的区别。油藏的基质部分基本不含油，油气的有效储集空间为古岩溶缝洞，有效储集体分布及油藏流体性质非常复杂，成为目前油田开发领域中的一大难题。
Ⅳ 塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式
刘中春袁向春李江龙
（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。
关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式
Analysis on Formation of Resial Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir
LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long
（Exploration ＆ Proction Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）
Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well proction performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of resial oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and proction performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conits in carbonate reservoirs，the form of resial oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.
Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of resial oil
碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×108t，年产油量4.2×106t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。
1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识
测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。
1.1 对溶洞的认识
理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。
图1 双河洞的平面分布图
图2 双河洞其中一个洞室
现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×104m2（织金洞），高达150m。
古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。
古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。
图3 KT429井测井与成像
图4 溶洞内不同种类充填物
1.2 裂缝发育分布规律
根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。
图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征
图6 裂缝倾角百分比
1.3 基质岩块系统的认识
根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10-3μm2，其中小于0.12×10-3μm2的占样品总数的67.14%，小于0.6×10-3μm2的占85.68%，小于3×10-3μm2的占94.39%，大于3×10-3μm2的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10-3μm2，频率中值小于0.1×10-3μm2。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。
2 近井地带简化的地质模型及剩余油
为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。
2.1 封闭型溶洞
封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。
此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。
2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油
钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。
pwf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）
对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：
NpBo=NoBoCt（pi-pwf） （2）
此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：
油气成藏理论与勘探开发技术
无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：
剩余油=（1-η）NoBo （4）
2.1.2 溶洞内流体的流动特征
根据流体力学中伯努利方程
油气成藏理论与勘探开发技术
计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。
图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征
2.2 底水型溶洞
底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。
2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析
对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：
油气成藏理论与勘探开发技术
油气成藏理论与勘探开发技术
水油速度比：
油气成藏理论与勘探开发技术
塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。
图8 封闭型底水溶洞示意图
此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。
图9 底水锥进实验结果
2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟
实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×105mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。
实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。
2.3 近井缝洞型
塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。
图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型
为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。
根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。结果表明：有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。
按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。
图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数
2.4 近井裂缝型
塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。
图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型
由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。
图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布
仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。
图14 不同油膜厚度的剩余油百分数
3 剩余油产生因素及提高采收率途径
根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。
图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径
因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。
4 结论与认识
（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。
（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。
（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。
参考文献
［1］赵树栋等.任丘碳酸盐岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.
［2］中国石油学会编.碳酸盐岩油气田开发.北京：石油工业出版社，1988.
［3］DeZabala E F，Kamath J.Laboratory Evaluation of Waterflood Behavior of Vugular Carbonates.paper SPE 30780 presented at the SPE Annual Technical Conference ＆ Exhibition held in Dallas，U.S.A.，22～26.October，1995.
［4］Egermann P Laroche C Manceau E Delamaide E Bourbiaux B.Experimental and Numerical Study of Water-Gas Imbibition Phenomena in Vuggy Carbonates.paper SPE 89421 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa，Oklahoma，U.S.A.，17～21 April，2004.
［5］成毅，邹胜章，潘文庆等.古潮湿环境下碳酸盐岩缝洞型油气藏结构模式——以塔里木盆地奥陶系为例.中国岩溶，2006，（3）：250～255.
［6］王鹏，刘兴晓.轮南古潜山岩溶缝洞系统定量描述.新疆石油地质，2003，（6）：546～548.
［7］林艳.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油（气）水分布关系.中外能源，2006，（5）：32～36.
［8］魏历灵，康志宏.碳酸盐岩油藏流动单元研究方法探讨.新疆地质，2005，23（2）：169～172.
［9］任玉林，李江龙，黄孝特.塔河油田碳酸盐岩油藏开发技术政策研究.油气地质与采收率，2004，11（5）：57～59.
［10］谭承军，杜玉山，郑舰.对塔河 A区碳酸盐岩油藏注水开发试验的几点思考.新疆地质，2005，23（1）：92～93.
［11］李江龙，黄孝特，张丽萍.塔河油田4区奥陶系缝洞型油藏特征及开发对策.石油与天然气地质，2005，26（5）：630～633.
［12］田平，许爱云.任丘油田开发后期不稳定注水开采效果评价.石油学报，1999，20（1）：38～42.
Ⅳ 塔河油田的勘探历程
塔河油田发现于1997年。部署在奥陶系潜山的S46井于中下奥陶统5359.14～5504.00m井段中途测试获日产原油212.54m3，获得了重大油气突破，揭开了塔河大型油气田勘探开发的序幕。
油田主体位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段南翼阿克库勒凸起，包括顺托果勒隆起的北部、哈拉哈塘凹陷东部及草湖凹陷西部（图4-12），即在阿克库勒凸起的背景上，北以轮台断裂为界，东、南、西以中奥陶统顶面6500m构造等深线所圈定的范围内具有大致相似成藏特点和在现有经济技术条件下具有勘探价值的油气藏的统称（图4-13）。
图4-12 塔河油田奥陶系岩溶缝洞型油气藏展布范围示意图
图4-13 塔河油田油气成藏期次划分
目前，塔河油田包括“塔河油气工业勘探区块“和“跃进1号油气勘查区块”所确定的排他性范围，勘探总面积为6117.57km2。
塔河地区大规模油气勘探开始于1985年。先后在白垩系、三叠系、石炭系、泥盆系和奥陶系获得工业油气流或高产油气流，发现了轮南、达里亚、阿克库勒、塔河等油气田。本区勘探程度极不均匀，到2007年底，塔河地区已完成15块三维地震勘探工作，即艾协克、桑塔木、艾协克北、塔里木乡、牧场北、桑东、兰尕、艾丁、塔河南、于奇、阿克亚苏、于奇东、托甫台、西达里亚及艾丁北，叠加面积已达6927.82km2，一次覆盖面积达10445.38km2。除于奇中部地区及S58井区以外，均已实现三维地震勘探全覆盖。区内已完成钻井约900余口（其中CNPC钻井约20多口）。跃进1号区块只有1条二维测线经过，1口钻井。
西北油田分公司（西北石油局）自1978年进疆开展油气勘探工作以来，经历了“六五”至“十五”20余年的艰苦努力工作，塔里木盆地油气勘探取得了重大成果，1997年在油气富集规律认识加深的基础上发现了我国第一个古生界海相大油田——塔河油田，实现了我国古生代海相碳酸盐岩油气勘探真正意义上的重大突破。
塔河油田的勘探与评价，是一个认识—实践—再认识一再实践的过程，是一个认识指导勘探实践、勘探实践带来理论认识的创新、同时再指导勘探实践的过程，大致可分为四个阶段。
4.3.1.1 前期探索阶段（1978～1995年）
理论基础薄弱，认识不足，储层预测及储层改造技术不相适应，错过了及时发现、评价塔河大油田的机会。
西北油田分公司自1978年进疆开展油气勘探工作，先后在喀什坳陷、麦盖提斜坡、巴楚隆起开展了遥感、石油物探、钻探和盆地周边地质调查工作，先后钻探了喀1、喀2、麦参1等探井，但均未获得突破。80年代初转战塔北沙雅隆起，在跃参1号重力高上钻探了跃参1井，首次揭示了三叠系生油岩，为进一步认识塔北地质特征、开展油气普查提供了宝贵的资料。随后，将塔北作为取得突破的重点勘察地区，加强了地质综合研究工作。1984年雅克拉断凸上的沙参2井，实现了塔里木盆地首次真正意义上的重大突破，拉开了塔里木盆地新一轮大规模石油勘探开发的序幕；为国家制定“稳定东部，发展西部”油气资源战略提供了重要依据。沙参2井获得突破后，油气勘探向整个沙雅隆起推进，部署在沙雅隆起上的一批探井如沙9、沙14、沙17、沙18、沙23等井于奥陶系碳酸盐岩发现油气层，并且获不稳定的油气流，但由于对奥陶系油藏圈闭特征认识不足，储层预测及储层改造技术不相适应，错过了及时发现、评价塔河大油田的机会。同时，沙3井于前震旦系千枚岩顶部获得工业油气流，沙4井、沙5井、沙7井分别于侏罗系、白垩系获得工业油气流，沙22井、沙29井、沙32井在三叠系获得工业油气流，发现了一批中-小型油气田群。同时，部署在麦盖提斜坡的麦3井在石炭系灰岩中获高产油气流，发现了巴什托气田，部署在巴楚隆起上的巴参1井在石炭系获高产油气流发现了亚松迪气田。
4.3.1.2 油气重大突破阶段（1996～1997年）
基于前期勘探经验教训，经认真研究，选择阿克库勒凸起西南部的艾协克1号、2号残丘作为奥陶系碳酸盐岩大型油气田勘探的突破口，部署了S46井和S48井。S46井于1996年8月28日开钻，1997年2月11日完钻，中途测试于中下奥陶统5359.14～5504.00m井段获日产原油212.54m3；S48井于1997年5月28日开钻，1997年10月20日完钻，该井于井深5363m进入中下奥陶统后发生放空和严重泥浆漏失，经测试获日产原油570m3、天然气15000m3的高产稳产油气流，从而实现了塔河奥陶系大油田的发现。值得一提的是，该井试采以来产量一直稳定，日产量保持在400t左右，成为塔里木日产量最高、稳产时间最长、累计产量最多的“王牌井”。它表明阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩有极为丰富的油气资源，具有很高的产能。
上述两口井的突破，特别是S48井的重大突破，标志着塔河油田的发现，并且拉开了寻找奥陶系碳酸盐岩大型油气田的序幕。
4.3.1.3 塔河油田扩大探明阶段（1998～2000年）
油气突破发现后的再实践，带来理论认识的进一步深化，指导了勘探部署。
沙46、沙48井获重大突破、塔河油田发现时，对油田规模、油藏类型等的认识还不清楚。在勘探实践中，进一步明确了塔河地区奥陶系大型岩溶缝洞型圈闭叠合连片含油、不均匀富集的油藏特征。碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏是受构造-岩溶旋回作用形成的缝洞系统控制、由多个缝洞单元在空间上叠合形成的复合油气藏，具有独立的油气水系统和不规则的形态。单个油气藏（缝洞单元）在空间上以不同方式叠加，形成叠合连片含油、不均匀富集的特征。
塔河油田奥陶系油气藏是碳酸盐岩缝洞型油气藏，其主要依据是：
1）油气藏高度不受局部残丘圈闭的控制：不仅残丘圈闭含油，在相对低洼处也含油（沙64井获工业油气流，油气柱高度达250m以上）；塔河油田奥陶系残丘圈闭幅度很小，只有20～50m，个别可达90～100m，但油气藏高度远大于残丘圈闭幅度，可达200～300m。例如，着名的S48井所在的艾协克2号构造残丘圈闭幅度仅55m，但油气藏高度达255m。同时，含油气范围也不受局部残丘圈闭的控制，塔河油田奥陶系残丘圈闭面积很小，一般仅几平方千米，油气藏面积远大于残丘圈闭面积。
2）油气藏受储集体发育程度的控制，储集体发育则含油，并由此形成油气藏；储集体不发育则不含油。因此，在同一残丘圈闭上高产稳产井与干井交叉分布、高产稳产井与非稳产井同时存在。例如，艾协克2号构造残丘圈闭上的T403井5405～5409m、5415～5428m、5434～5446m井段测井解释为一类储层，5405～5446m井段经酸压获170m3/d的高产油流；而其东1km处的TK420井未解释出一类储层，5408～5414m经酸压未获油气流；向东再1km处的TK455井5532～5539m测井解释为一类储层，5516～5540m井段经酸压获100m3/d的高产油流。可见油气分布不受残丘构造的控制，也不受层位的控制，而与储集体的发育程度密切相关。
4.3.1.4 塔河外围扩展及立体勘探阶段（2001年至今）
2001年至今是塔河油田加快步伐向外围甩开部署、快速发展的时期。在多个新领域获得突破与发现，进一步拓展了塔河油田纵横向油气勘探空间，形成了奥陶系鹰山组裂缝-溶蚀孔洞型储集体、一间房组颗粒灰岩裂缝-溶蚀孔隙型储集体、良里塔格组裂缝-溶蚀孔洞型储集体、志留系砂岩、泥盆系东河砂岩、石炭系巴楚组底部砂泥岩互层段致密砂岩储层及石炭系卡拉沙依组、中二叠统火山岩、三叠系砂岩储层多层系、多领域含油的立体勘探格局，表明塔河油田立体勘探具有巨大的潜力，有望形成探明储量超过10亿吨的特大型油气田。根据塔河油田多层系、多领域立体含油的勘探局面，提出了立体勘探、整体评价塔河油田的勘探思路。塔河油田平面上井控含油面积达到2800km2，三级储量合计达到16.2397×108t油当量，其中，探明储量7.5605×108t油当量（油6.5923×108t，气968.28×108m3），控制储量3.0612×108t油当量，预测储量5.6179×108t油当量。
Ⅵ 塔里木石油是在哪开采的
塔里木油田位于西部新疆维吾尔族自治区境内的塔克拉玛干大沙漠中，石油和天然气储量丰富。由于在中国能源结构中的作用不断发展扩大，塔里木油田被经济学者称为中国西部的能源经济动脉。截至2005年底，塔里木油田公司累计探明石油地质储量5.2亿吨、 天然气地质储量7241亿立方米，三级油气储量当量达到24.1亿吨。已探明的天然气储量可以确保西气东输工程塔里木年输200亿立方米、稳定供气20年以上。2005年，生产原油600万吨、 天然气57亿立方米，油气产量当量首次突破1000万吨；实现主营业务收入224亿元、上交税费35亿元。近20年的奋斗使塔里木油田进入了油气并举、规模化加快发展的新阶。展望新时期，塔里木油田正在以建设中国重要的油气生产基地为目标加快发展。到2010年，原油年产量将达到800万吨，天然气年产量将达到200亿立方，油气产量当量将突破2500万吨
塔里木油田依靠科技创新和尖端配套技术应用，攻克油气高效开发的世界级难题，截至2014年5月碳酸盐岩原油产量累计突破1000万吨，探明地质储量逾3亿吨。
油田碳酸盐岩原油日产量保持在5600吨以上水平，先后投产的551口生产井累计产量1010．29万吨，突破千万吨大关。碳酸盐岩原油探明储量达到3．57亿吨，这标志着中国最大的含油气盆地——塔里木盆地碳酸盐岩油气藏开发进入新时期。
塔里木盆地中碳酸盐岩油气藏约占盆地油气资源总量的三分之一。自2005年以来，塔里木油田碳酸盐岩原油年产量从24万吨增至190万吨左右，年均增长率超过12%，塔里木油田油气三级地质储量连续9年保持高位增长。
Ⅶ 中国油气田之最是什么
中国目前已发现的油田有500多个，探明石油储量近220亿吨，发现气田共185个，探明天然气储量2.56万亿立方米。那么，从不同角度看，中国油、气田之最有哪些呢？
中国最大的油田是大庆油田，面积1414.3平方千米，储量44.14亿吨；最小的油田是江苏的肖刘庄油田，储量仅22万吨。最大的气田应属长庆气田，面积5754平方千米，储量为4911.2亿立方米；最小的气田则不足1亿立方米，如胜利的套尔河气田（0.09亿立方米）、四川的新店子气田（0.11亿立方米）。
大中型油气田中埋藏最深的是塔里木盆地的塔河油田，达5391米；埋藏最浅的是延长油田（小于100米）。埋藏深度最大的气田是柯克亚气田（6388米）、塔里木牙哈气田（5473米）、四川五百梯气田（5000米）；最浅的气田是柴达木盆地台吉乃尔（210米）及涩北二号（500米）等第四系气藏。
油气田中含油气层位最老的天然气田是辽河兴隆台气田（太古宙（Ar））和四川威远气田（震旦系（Z））；含油气层位最老油田则有辽河静安堡（太古宙）油田和华北任丘油田（震旦系）。最年轻的气田是青海涩北一号第四系浅层气田；而最年轻的油田为老爷庙油田（新近系）。
全国石油储量最多的含油层系为中生界下白垩统（占总储量45.89%），最少的含油层系是古生界及前古生界（占总储量5.73%）。气田储量最多的层系为古生界及前古生界（占总储量40.69%），而第三系储量最少（占总储量17.98%）。
中国年产量最多的油田是大庆油田，年产油5000万吨（1996—1997年），天然气年产量最高的气田是四川气田，达79.9481亿立方米。
中国油田中单井石油产量最高的井是华北任丘油田的任9井，单井日产原油5435吨。单井气产量最高的井是四川龙门天东4井，最高日产量达315.7万立方米。
中国油气田中位于最北边的是大庆油区海拉尔油田；位于最南边的是海南岛以南的莺歌海—琼东南盆地的崖13-1气田及乐东22-1气田；最靠东的油气田，在陆上为大庆油田，在海上为东海盆地黄岩14-1气田；最西边的油田为塔里木盆地西南的柯克亚油田。
西藏伦波拉油田是海拔最高的油田，海拔5000米左右；海拔最低的则是珠江口盆地流花11-1油田，井口水深364.8米。
中国油气田最多、石油储量最大的省是黑龙江省，其次是山东省（胜利油田）。气田最多、储量最多的省是四川省，天然气储量为6238.28亿立方米；其次则是新疆维吾尔自治区，天然气储量5739.35亿立方米；陕西长庆油田居第三位，天然气储量为4911亿立方米。
Ⅷ 塔河油田就是塔里木油田吗
不是的。两个油田成立时间不同的。塔里木油田公司是中国石油天然气股份有限公司的地区公司，组建于1989年4月，是一家集油气勘探开发、炼油化工等为一体的大型石油公司。1997年，西北石油局按照“逼近主力烃源岩，以大型古隆起、古斜坡为勘探目标，靠近大型断裂、大型不整合面寻找大型原生油气田”的勘探思路。大胆探索，不断加大勘探力度，终于由西北石油局部署钻探的沙46井和沙48井喷出高产油气流，宣告塔河油田诞生。
Ⅸ 塔里木盆地中的两个油田是什么
塔里木盆地有中石油塔里木油田、中石化塔河油田、中石化河南宝浪油田等三大油田。
塔里木盆地油气资源
塔里木盆地是我国最大的含油气盆地，总面积56万平方公里，盆地周边被天山、昆仑山和阿尔金山所环绕，中部是有着“死亡之海”之称的塔克拉玛干沙漠，面积33.7万平方公里，是世界上最大的流动性沙漠。巴州位于塔里木盆地内，石油天然气资源丰富。根据中石油、中石化最新一轮资源评价数据统计，塔里木盆地可探明油气资源总量约为162.9亿吨，其中：中石油塔里木油田可探明油气资源总量150亿吨；中石化塔河油田可探明油气资源总量12.76亿吨，中石化河南宝浪油田可探明油气资源总量2020.94万吨。截至2012年，盆地剩余油气资源总量在全国各大油气田位居第一，天然气资源量列全国500多个盆地之首，现阶段仍处于勘探早期阶段，具有巨大的资源潜力。
（一）中石油下属单位
塔里木油田公司：自1989年以来，已累计探明26个油气田，投入开发21个油气田，已形成轮南、东河、塔中、哈得四个油田群和库车-塔北、塔中北坡、塔西南三大天然气富集区以及轮南-英买力富油区带。据最新一轮资源评价，塔里木盆地可探明油气资源总量150亿吨，其中石油80.62亿吨、天然气8.86万亿立方米。截至2012年，已累计探明油气当量18.8亿吨、三级油气储量当量达到40亿吨，盆地油气探明率仅为17％。2012年，塔里木油田生产原油580.17万吨、天然气193.1亿立方米，油气产量当量连续六年保持2000万吨水平，已建成我国重要的油气生产基地。
大庆油田新疆塔东油气勘探开发有限责任公司：根据中央决定，中石油集团公司已将新疆塔东区块12.6万平方公里油气勘探权交由大庆油田公司。截至2012年底，大庆油田公司已正式进驻巴州并登记注册，塔东区块的古城6井获得重要突破，日获天然气测试气流26万立方米；古城7井完成钻探工作，正在进行固井等后续工作；古城8井正在进钻中。
（二）中石化下属单位
西北油田分公司：公司主要勘探地点在塔河，塔河油田已经成为中国石化集团第二大油田，是最主要的产量增长区和接替区。公司负责勘查、开采的区块合计44个，矿权登记面积14.67万平方公里（其中勘查区块37个，面积14.31万平方公里），分布于塔中、塔北、巴楚及塔西南山前，大多位于古隆起围斜、倾没端、山前复杂构造带等领域。开采区块7个，面积3650.7平方公里，主要分布在塔河与天山南地区。登记探区内已完成二维地震71950公里、三维地震16630平方公里，拥有三级地质储量30.7亿吨油当量（探明地质储量12.76亿吨油气当量、控制油气储量5.27亿吨油气当量、预测油气储量12.68亿吨油气当量）。公司2012年生产原油735万吨，天然气16.45亿立方米。
河南油田塔里木河南勘探公司：河南油田塔里木河南勘探公司兼协调物探、钻井、油建等七家施工作业单位，主要承担在新疆所属区域石油勘探开发及部分兄弟油田生产建设业务。现生产区域主要分布于乌苏、克拉玛依之间的春光油田，焉耆、博湖盆地的宝浪油田，伊犁盆地已进入勘探阶段。宝浪油田地质构造上位于焉耆盆地博湖凹陷，地处南疆巴音郭楞蒙古自治州，位于焉耆、博湖境内。区块含油面积15.01平方公里，地质储量2020.94万吨，可采储量1714.82万吨，资源动用率达到85.1%，剩余可采储量67.13万吨，现油水井总数234口，现日均产量130吨，资源接替困难，递减影响因素主要是能量下降。公司2012年生产原油5万吨，液化气1.36万吨，天然气3002万立方米。
（三）勘探开发计划规划
中央新疆工作座谈会召开以来，新疆进入大建设、大开放、大发展的历史新时期。根据中石油塔里木油田公司和中石化西北油田分公司在塔里木盆地油气勘探开发规划，到“十二五”末，产能合计将达到4170万吨油气当量（原油1650万吨、天然气335亿立方米）。其中：塔里木油田公司将实现油气当量产量3170万吨（原油700万吨、天然气310亿立方米）；西北油田分公司将实现油气当量产量1000万吨以上（原油950万吨、天然气25亿立方米）。预计到2020年，塔里木盆地产能合计将达到6580万吨油气当量（原油2400万吨、天然气525亿立方米）。其中：塔里木油田将生产原油1000万吨、天然气产量500亿立方米；西北油田分公司将生产原油1400万吨，天然气25亿立方米。另外，随着大庆油田塔东区块以及河南油田伊犁盆地进入勘探开发阶段，势必掀起新一轮“石油会战”，届时，塔里木盆地将建成具有世界先进水平的一流大油气田，为国家石油工业的战略接替打下坚实的资源基础。
Ⅹ 塔河油田奥陶系油气藏特征
蒋华山 叶德胜 王少立 阎文新
（西北石油局规划设计研究院乌鲁木齐830011）
摘要塔河油田位于沙雅隆起阿克库勒凸起西南部，是新星石油公司近几年在塔里木盆地北部发现的“超亿吨级”的大型油气田（群），其主体是奥陶系油气藏。勘探及研究表明奥陶系油气藏属受阿克库勒大型凸起控制，非均质性极强的岩溶缝洞型油气藏。该油气藏经历了复杂的成藏历史，主成藏期为海西晚期，海西晚期运动使油气藏受到一定程度的破坏，形成重质油藏，并受印支期—燕山期以来高成熟油气不同程度的充注、改造。
关键词 塔河油田奥陶系油气藏缝洞储集体成藏历史
塔河油田奥陶系油气藏是新星石油公司在塔里木盆地北部发现的“超亿吨级”大型油气藏，目前已在其中的3号、4号区块提交探明加控制储量11576.6×104 t油当量。同时相邻的牧场北、桑塔木、艾协克南等地区也获得较大的油气突破，表明它很可能为连片分布的，预测储量达5×108t油当量的，第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油气藏。
1区域构造背景
塔河油田奥陶系油藏位于阿克库勒凸起南部斜坡区。阿克库勒凸起是以寒武系—奥陶系为主体的、长期发育的大型古凸起。该凸起于加里东中晚期形成凸起雏形，海西早期受区域性挤压抬升形成向西南倾伏的北东向展布的大型鼻凸，凸起主体缺失志留期—泥盆系及中上奥陶统，下奥陶统也受到不同程度的剥蚀；海西晚期运动使该区再次抬升、暴露，形成了一系列近东西向的褶皱和断裂，大部分地区仅保留下石炭统，缺失上石炭统及二叠系，局部地区下石炭统亦被剥蚀殆尽；印支期—燕山期该区构造运动相对微弱，主要表现为整体升降，使该区缺失中上侏罗统；至喜马拉雅期（特别是喜马拉雅晚期），受库车前陆盆地的影响，该区北部强烈沉降，阿克库勒凸起最终定型。
阿克库勒凸起自北而南可划分为：阿克墩构造带、阿克库木断裂构造带、中部斜坡（“平台”）区、阿克库勒断裂构造带及南部斜坡区（图1）。
2储层特征
本区中上奥陶统具混积陆棚相沉积特征，为砂泥岩夹灰岩；下奥陶统属开阔台地—台地边缘相沉积，为较纯的碳酸盐岩，储层主要发育于下奥陶统的中上部（一间房组至鹰山组）。
图1阿克库勒凸起油藏位置图Fig.1Position of oil and gas pool in Akekule heave
Ⅰ—阿克墩构造带；Ⅱ—阿克库木断裂带；Ⅲ—中部斜坡带；Ⅳ—阿克库勒断裂带；Ⅴ—南部斜坡带
2.1储集空间类型
区内下奥陶统碳酸盐岩的储集空间包括孔、洞、缝三大类。
2.1.1孔
孔是下奥陶统碳酸盐岩储层中普遍分布的储集空间，直径一般 n～n×102um，其类型有晶间孔、粒间孔、晶间溶孔、粒间溶孔等，以各类溶蚀孔为主。它们与超微裂缝组合即构成基质孔隙，本区基质孔隙度一般0.04％～2.00％，渗透率一般小于1×10-3μm2，反映基质孔渗性能总体较差的基本特征。
2.1.2洞
洞是本区奥陶系油藏重要的储集空间类型，主要由古岩溶作用形成。岩心上难以发现未充填的大—巨洞，主要根据钻井放空、严重漏失等现象判断，并可由测井解释确定。本区钻井放空及泥浆漏失情况见表1。
2.1.3缝
缝亦是奥陶系油藏最发育、岩心最常见的储集空间，以构造缝及构造溶缝为主，次为压溶缝（缝合线）。缝是区内油气显示十分活跃的储集空间，荧光薄片统计表明，构造缝和构造溶缝的油气显示率平均为74.8％，缝合线的油气显示率平均高达95.3％。
上述三类储集空间对储层储集能力的贡献有所不同，本区12口井测井解释数据分析表明：基质孔隙对储层储集能力实际贡献的平均值为27.2％，裂缝孔隙实际贡献的平均值为28.2％，大型溶蚀孔洞实际贡献的平均值高达44.6％。由此可见，区内碳酸盐岩储层储集空间以裂缝和大型溶蚀孔洞为主。
表1塔河油田奥陶系油藏钻井放空、泥浆漏失数据表Table1Data of null-resistance drilling and mud loss in Ordovician reservoirs in Tahe oil field
2.2储集类型
所谓储集类型是指上述3种基本储集空间在碳酸盐岩中的组合特征，本区的储集类型主要有裂缝型、孔洞-裂缝型、裂缝-孔洞型及裂缝-溶洞型。
2.2.1裂缝型
裂缝型储层是本区常见的一类储层，其特征是基质孔、渗透性极差，且无大型溶洞；而裂缝发育，它既是主要渗滤通道，又是主要储集空间。T301井5403～5417m、S47井5435～5469m井段等均属裂缝型储层。这类储层油气产出的特点是，初产一般较高，但产量递减快，在较短时间内甚至可能停喷。
2.2.2孔洞-裂缝型
孔洞-裂缝型储层中的孔洞和裂缝均较发育，两者对油气的储集和渗滤均起到相当贡献，但裂缝的作用更重要。T302井5524～5682m井段是该类储层的实例，其油气产出的特点是初产较高—高，产量相对较稳定，稳产期较长。
2.2.3裂缝-孔洞型
裂缝-孔洞型储层与孔洞－裂缝型相似，孔洞及裂缝均较发育，两者对油气的储集和渗滤均有相当贡献，但孔洞的贡献更大。T401井5367～5376m、TK407井5391～5399m井段等属此类储层，其油气产出的特点是初产量高、且稳产时间较长—长。
2.2.4裂缝-溶洞型
裂缝-溶洞型储层发育大型洞穴和裂缝，前者储集空间巨大，后者对沟通洞穴和改善渗流性能有重要作用。此类储层油气产出的特点是初产量高、稳产期长，因而是本区最有价值的储层。S48井下奥陶统即是此类储层的典型实例，该井自1997年10月26日投产至2000年4月已累计产油近40×104t，平均日产在400t以上，是塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩油气井中累积产量最多、稳产期最长、平均日产量最高的“王牌井”。
综上所述，塔河油田奥陶系油气藏碳酸盐岩的主要特征是：①基质孔隙度低、渗透性差，难以构成有效储集空间；②溶蚀孔洞和裂缝是储层的有效储、渗空间；③储集性能在纵、横向的非均质性强；④储集类型多样，以裂缝-孔洞型及裂缝-溶洞型最重要。
3圈闭类型
对塔河油田奥陶系油气藏的圈闭类型尚有不同认识，归纳起来主要有3种：
3.1潜山（或残丘、潜丘）圈闭
在塔河3、4、5及6号区块的探井部署中，奥陶系顶面
实际上，本区不仅在奥陶系顶面凸起获高产工业油气流，在奥陶系顶面凹地或斜坡亦获工业油气流，例如S61、S64及TK203井等。同时从整个阿克库勒凸起范围看，许多获高产工业油气流的并非在潜山上，例如阿克库木与阿克库勒断裂构造带之间的“平台”区上的LN17、LN30、LG1、LG2等高产井均不在潜山上；相反一些潜山上的井并非都有油气，例如LN34井。此外，几乎所有位于潜山上的油气井的油柱高度都远远大于潜山圈闭的幅度。
由此可见，奥陶系油气藏并非受潜山圈闭的控制，即潜山圈闭并非奥陶系油气藏的主要圈闭类型。
3.2地层不整合圈闭
本区许多钻井在奥陶系顶部不整合面附近获高产油气流（如S47、S48等井）或良好油气显示。因此，有人认为塔河油田奥陶系油气藏为地层不整合油气藏。实际上许多钻井中的产层距不整合面有相当大的距离，例如S67井在5662～5674m井段获高产油流，日产原油470.8m3，距奥陶系顶部不整合面203 m。因此，地层不整合圈闭也不是该油气藏的主要圈闭类型。
3.3岩溶缝洞型圈闭
已于上述本区奥陶系储层属缝洞型储集体，具有强烈的非均质性，这种储集体的封堵条件不仅是不整合面之上的下石炭统巴楚组泥岩，缝洞储集体周围的非渗透性碳酸盐岩基质也可起封堵作用。此外，本区北部亦可能存在沥青封堵的可能。因此，该油藏的主要圈闭类型应属岩溶缝洞型圈闭。
综上所述，塔河油田奥陶系油藏的主要圈闭属特殊类型的岩性圈闭－岩溶缝洞型圈闭，并且这类圈闭也可与潜山（或残丘、潜丘）圈闭、地层不整合圈闭构成复合型圈闭。
4流体性质
塔河油田奥陶系油气藏井流物有凝析油、正常原油、重质油、天然气及地层水等不同流体，下面简述其特征。
4.1油气性质
塔河油田奥陶系油藏油气性质在各地区存在较大差异（表2、3）。3号区块原油性质纵向上差异较大，分带明显，顶部原油地面密度0.8186g/cm3，属凝析油，井流物 pVt分析为凝析气；上部原油地面密度为0.8297g/cm3，为轻质原油；下部原油地面密度为0.853g/cm3，为正常原油；底部（如T301井5545.66m以下）原油地面密度为0.966 g/cm3，属重质稠油。天然气甲烷含量平均为84.47％，重烃含量12.61％，相对密度平均为0.68，为凝析气与油溶气过渡的特征。
表2塔河油田奥陶系油藏各区块原油物理性质Table2Physical properties of the oil in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
4号区块油气性质较均一，原油地面密度为0.9016～0.9638g/cm3，饱和烃含量偏低，芳烃、非烃与沥青质含量较高，S48、S65等井井流物pVt分析属重质稠油。天然气甲烷含量平均为77.27％，重烃含量为16.23％，相对密度平均为0.74，为溶解气特征。
表3塔河油田奥陶系油藏各区块天然气组分Table3Composition of thegas in Ordovician reservoirs in Tahe oilf ield
牧场北地区（6号区块）原油、天然气性质与4号区块较为接近，油质更稠更重，天然气也属溶解气特征。艾协克南地区则表现为常规原油及溶解气特征。桑塔木地区（5号区块）原油、天然气性质与3号区块上部油气性质较为接近，呈带凝析气顶的油藏特征。
这种油气差异聚集分布特征主要与成藏期次、保存条件、大型断裂分割作用、储集体发育程度等因素有关。
4.2地层水性质
塔河油田奥陶系油气藏地层水样品分析数据见表4。从该表可知，该油气藏地层水均属高矿化度的CaCl2型水，表明油气藏处于一个较封闭的地下水动力环境。
表4塔河油田奥陶系油藏地层水性质Table4Nature of water in Ordovician in Tahe oilt ield
5油气分布特征
5.1油气平面分布特征
油气勘探及研究成果表明，本区奥陶系油气具大面积、连片分布的特征，极有可能培育成第一个与巨大的塔里木盆地相称的特大型油藏（预测储量达5×108t油当量）。主要依据如下。
（1）在目前初步圈定的油藏范围内（东到 S69井、西至S71井、北到 S73井、南至TK203井）（面积近500 km2），钻井成功率相当高。据统计，截至2000年2月，系统在油藏范围内共完钻并经测试（含酸化压裂）的各类钻井29口（含探井、评价井和开发井），其中获高产或工业油气流的钻井25口，占钻井总数的86.2％；而且在其余钻井中均获不同程度的油气显示，没有真正意义上的“干井”。同时需要指出的是，由于碳酸盐岩基质孔、渗差，储层非均质性强，加上钻井过程中对储层的污染等因素，部分钻井需进行酸化压裂等储层改造措施才能获得产能。S23井便是典型实列，该井是1990年完钻的老井，尽管奥陶系油气显示较好，但常规测试未获工业油气流；直至1998年对其实施酸压作业后，才获得工业产能，而且一直生产至今，产量较稳定。我们相信，只要储层改造措施得当，目前尚未获工业产能的钻井中，大多数是可以获得工业产能的。80％以上的勘探成功率（通过储层改造成功率还可提高）足以表明本区是大面积连片含油，绝非“鸡窝状”的局部含油。
（2）油气分布不受残丘圈闭的控制。本区残丘圈闭的幅度较小，最大仅50～60m（塔河3号及4号），面积最大也仅15km2左右。但是据录井、测井和测试等资料所确定的含油气段的厚度远远大于残丘圈闭的幅度，例如：塔河3号残丘圈闭（即艾协克构造）闭合幅度仅60m，该圈闭上的T302井试油揭示的油柱高度达304.5m；塔河4号残丘圈闭（即艾协克西构造）闭合幅度仅50m，其上的TK409井录井良好油气显示所揭示的油柱高度达240m；塔河6号区块上的牧场北3号圈闭闭合幅度仅60m，其上的沙67井试油所揭示的油柱高度达216m。
此外，不仅在残丘圈闭范围内的钻井获工业油气流，在残丘圈闭外的钻井亦获工业油气流。例如位于塔河3号与塔河4号残丘圈闭之间（鞍部）的S64井，以及分布于斜坡部位的S61井等均获工业油气流。这充分表明，油气分布不受局部残丘圈闭的控制，而是大面积连片分布。
5.2油气纵向分布特征
（1）油气在纵向上呈连续分布态势，油层间不夹水层。迄今为止工区内所有钻遇奥陶系的井，不论是录井显示、测井解释还是测试成果，均表明油层在纵向上连续分布，油层段内不夹水层。尽管由于碳酸盐岩储层的非均质性，纵向上储层分带发育（即有效储层与差储层相间出现），但差储层段分布不稳定，不能起到稳定的隔层作用；同时测井解释的差储层段内仍见油气显示。可见，油气在纵向上连续分布是必然的。
（2）油气性质在纵向上有分异，这在塔河3号区块表现最为明显，其底部为重质稠油，下部为正常原油，上部为轻质原油，顶部为凝析气（详见上文“油气性质”）。
6成藏历史
6.1分析油气成藏历史的依据
研究表明，塔河油田奥陶系油气藏经历了复杂的成藏历史，分析本油气藏的成藏历史主要有以下依据。
6.1.1油气性质
（1）虽然本区原油物理性质变化很大，从凝析油—轻质原油—正常原油—重质原油均有分布，但从原油样品正构烷烃表征成熟度的OEP值集中分布于0.92～1.04，表明是已成熟的原油；并且从反映来源的w(Pr)/w(Ph）、w(Pr)/w(nC17）、w(Pr)/w(nC18）等指标变化不大，表明它们是同源的产物。从原油微量金属元素（w(V)/w(Ni)>1）、碳同位素分布（-33.8％‰～-31.56％‰）表明为海相来源。并且，采用原油轻烃指纹分析对比、类异戊二烯烷烃对比、碳同位素对比等油源对比结果，表明本油藏油气主要来自寒武系—奥陶系源岩。
（2）本区原油饱和烃正构烷烃的分布都很完整，但从原油饱和烃的质谱分析均检测出25－降藿烷系列，它的出现是受严重生物降解的标志。同时，生物标记化合物指标表明塔河奥陶系油藏生物降解从强至弱的顺序是6号区块—4号区块—3号区块—5号区块。
从原油饱和烃正构烷烃分布的相对完整，但又经历过严重生物降解，表明本区奥陶系油藏均是在早期（海西晚期）成藏，并在海西晚期—印支期构造运动期间受到严重生物降解，又在燕山期以后有成熟度较高的原油的充注而形成的。后期高成熟油气的充注掩盖了其经受严重生物降解的原始面貌。
6.1.2两相流体包裹体
本区奥陶系碳酸盐岩裂缝和溶洞方解石中含烃类的两相流体包裹体分析表明，其均一温度集中于4个区间，反映了该区经历了4次规模较大的油气运移、聚集。
第一类包裹体：主要产于构造裂缝方解石中，包体大小一般3～15μm，无色，见气泡，气液比5～10，均一温度46.5～55.8℃，多数在50℃，用当时地表温度23℃和地温梯度3.0℃/100m计算，包裹体形成时的埋藏深度在900m左右。若恢复海西早期运动的剥蚀厚度，这期含烃类的包裹体形成于加里东中晚期—海西早期。
第二类包裹体：主要产于充填—半充填构造裂缝（常切割微裂缝和风化裂缝）和洞穴的方解石中。产于裂缝中的烃包体较小，一般为5～10μm，棕黄－浅黄色，气液比为5～10，均一温度为53.9～67.1℃；产于洞穴中的烃包体较大为10～30μm，褐黄色，气液比为20～25，均一温度为58.9～77.0℃。按地表温度为19℃、地温梯度为2.5℃/100m推算，此期包体形成深度在1300～2300m之间。若恢复海西晚期运动的剥蚀厚度，该期烃包体应形成于海西晚期。
第三类包裹体：主要产于构造裂缝方解石中，为大小为10～20μm的烃包体，浅黄色，气液比为5～20，均一温度为73.3～104.9℃，主要在90～100℃之间，推测形成深度为3800～4300m，发生于燕山晚期至喜马拉雅早中期。
第四类包裹体：为产于构造裂缝和洞穴方解石中的烃包体，大小在10～30μm间，多为浅褐黄色，少数为棕黄—浅黄色，气液比为10～40，均一温度为101.5～127.8℃，推断包体形成时埋深为4500～5700 m，发生于喜马拉雅晚期。
6.1.3油气藏的饱和压力或露点压力
利用油气藏的饱和压力或露点压力可以确定油气藏的形成时期（郭仁炳，1994），但需要恢复构造运动所剥蚀的地层厚度。塔河奥陶系油气藏目前有5口井的pVt资料，据饱和压力或露点压力计算结果，表明油藏形成于海西晚期，凝析气藏形成于喜山拉雅晚期（表5）。
表5用pVt资料计算的塔河油田奥陶系油气藏的成藏期Table5Periods of the accumulation of oil and gas in Ordovician reservoirs in Tahe oil field calculated through pVt parameters
6.2油气藏的形成、演化
根据上述分析油气成藏历史的依据，结合区域构造演化史、生烃史等，可将塔河奥陶系油气藏的形成、演化归纳如下：
加里东中晚期至海西早期，满加尔坳陷寒武系—下奥陶统烃源岩已进入生油阶段，大量油气排出并向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统中形成相当规模的油气聚集。但是由于泥盆纪末的海西早期运动，使本区志留系—泥盆系及中上奥陶统大部被剥蚀，下奥陶统也受到部分剥蚀，下奥陶统油藏或被剥蚀、或暴露地表而被破坏。在缝合线及裂缝中普遍见到的干沥青以及裂缝方解石中含烃类的水溶液包裹体便是该期油气藏残留的痕迹。
海西晚期，满加尔坳陷及其斜坡地区寒武系—下奥陶统烃源岩已进入生油高峰，所生成的大量油气沿不整合面、断裂及裂缝向阿克库勒凸起运移，并在本区下奥陶统岩溶缝洞系统中聚集成藏，由于下奥陶统之上有较厚的石炭系—二叠系盖层而形成良好封堵。因而，该期是塔河油田奥陶系油气藏最主要的成藏期。二叠纪末的海西晚期运动，使石炭系—二叠系普遍受到剥蚀，但本区仍保留有500～600m的下石炭统，使海西晚期形成的油气藏得以保存。只是由于本区之北的阿克库木断裂构造带西段海西晚期运动强烈，石炭系—二叠系被剥蚀殆尽，下奥陶统裸露地表，使该区奥陶系油藏严重破坏，并且受大气淡水的强烈影响，因而使邻近该区的塔河4号及塔河6号油藏受到较严重的氧化水洗、生物降解（在其原油中普遍检测到的25-降藿烷系列就是生物降解的依据），使油藏受到轻度破坏，即油质变差，成为低凝固点、高粘度的重质稠油。
燕山期—喜马拉雅早中期，寒武系—下奥陶统烃源岩主体已进入高成熟至过成熟阶段，以生气为主；在沙雅隆起区成熟度相对较低，可生成一定数量的原油。高成熟的油气仍沿不整合面及断裂运移，充注到已在海西晚期形成的油气藏中。
喜马拉雅晚期，寒武系—下奥陶统烃源岩均已进入高成熟—过成熟阶段，所生成的气沿不整合及断裂、裂缝运移，充注到先期形成的油气藏中。目前在塔河3号、5号油藏中所见到的凝析气可能主要是在该期形成的（用PVT资料计算凝析气藏的形成期为喜马拉雅晚期）。凝析气的形成可能有两种方式，一是烃源岩生成的凝析气直接充注到先期形成的油藏中；另一种可能是烃源岩生成的干气充注到先期形成的油藏中，与原油混合而“富化”，形成富化型凝析气，从烃源岩成熟度分析，后一种可能性较大。
综上所述，塔河奥陶系油气藏经历了复杂的形成、演化过程，该油气藏主要是在海西晚期成藏，在晚海西运动—印支运动期间遭受强烈的生物降解，后经燕山期—喜马拉雅期高成熟油气的充注、改造而形成的。
7大—特大型油气藏形成条件
前已述及塔河油田奥陶系油气藏为“超亿吨级”的大型油气藏，并且有可能培育为特大型油气藏，可将该大—特大型油气藏形成的主要地质条件归纳如下：
7.1油源丰富
油源研究表明本区油气属海相成因，主要来自寒武系—奥陶系，而本区邻近塔里木盆地最大的生油坳陷——满加尔寒武系—奥陶系生油坳陷。该生油坳陷具长期生油、多期供油的特征，仅满加尔坳陷及邻区寒武系—下奥陶统盆地及斜坡相烃源岩在海西早期可提供的资源量达77.9×108t（油当量，下同），在海西晚期可提供资源量53.2×108t，在喜马拉雅晚期可提供资源量35.8×108 t。尽管海西早期油气资源受到严重破坏，但海西晚期及喜马拉雅晚期的油气资源保存较好（仅海西晚期油气资源受到局部破坏）。该两期的巨大油气资源（89.0×108t）为本区大一特大型油气藏的形成提供了充分的资源保证。
7.2区域构造位置有利
本区处于阿克库勒凸起的南部，该凸起是长期发育的大型古凸起，加里东中晚期形成雏形，海西早期成为大型鼻凸，海西晚期得到进一步加强，喜马拉雅期鼻凸北部强烈下沉，阿克库勒凸起最终定型。因此，处于该凸起南部的塔河油田区下古生界始终保持南倾格局，是其南满加尔坳陷所生成的油气长期持续运移的指向区，并是聚集成藏的有利地区。
7.3岩溶缝洞型储集体发育
勘探表明本区岩溶缝洞型储集体相当发育，这与本区所处岩溶发育位置及构造变形位置密切有关。
研究表明，岩溶地貌与储层发育关系密切。岩溶高地以垂直渗流带发育为特征，仅在其边缘具水平潜流带，中小型溶蚀孔洞较发育，但充填作用强，因而岩溶缝洞储集体发育程度中等—较差；岩溶谷地各岩溶垂直分带均不甚发育，且充填作用更严重，因而岩溶缝洞储集体发育较差；岩溶斜坡垂直渗流、水平潜流岩溶带均发育，大、中、小型溶蚀孔洞发育，且保留的机遇较高，其中特别是坡度较缓的岩溶斜坡（即岩溶缓坡）及其上的岩溶残丘，因此岩溶缝洞储集体最为发育。从阿克库勒凸起海西早期岩溶地貌分区图（图2）可见，塔河奥陶系油气藏处于岩溶缓坡和其上的岩溶残丘分布区，这是本区岩溶缝洞储集体发育最重要的因素。
同时，从本区所处的构造位置看，本区主体处于北东向（形成了海西早期）与东西向（形成于海西晚期）构造的交会处，是构造裂缝最发育的地区（图3）；同时本区3、4、6号区块处于古阿克库勒北东向大型鼻凸的轴部，挤压拱张裂缝发育。由于上述两项因素使本区主体裂缝十分发育。裂缝不仅是碳酸盐岩储层中重要的储集空间和渗滤通道，裂缝还与岩溶发育程度密切有关。岩溶期前形成的裂缝为岩溶发育提供了重要通道，从而为地表水系及地下水系的发育及两者间的沟通起了重要作用；岩溶期后形成的裂缝对于沟通半充填或未充填的溶蚀孔洞起了重要作用，从而形成裂缝－溶蚀孔洞网络系统，构成极发育的缝洞储集体。
图2塔里木盆地阿克库勒凸起海西早期岩溶古地貌图Fig.2The paleokarst relief at Hercynian period in Akekule heave in Tarim basin
1—巴楚组厚度等值线；2—巴楚组尖灭线；3—岩溶残丘；4—岩溶高地；5—岩溶斜坡；6—岩溶洼地；7—1：完钻井，2：部署井
图3塔里木盆地阿克库勒凸起塔河油田构造图Fig.3The structural map of Akekule heave of Tahe oil field in Tarim basin
1—断层；2—构造高；3—井位；4—构造低
由于本区处于阿克库勒凸起上岩溶发育最有利的部位（岩溶缓坡及其上的岩溶残丘），且处于构造裂缝发育的有利部位，因此是阿克库勒凸起上岩溶缝洞系统最发育的地区，这是本区形成大—特大型油气藏最重要的因素。
7.4封盖条件良好
本区下奥陶统储层之上普遍覆盖了数十米下石炭统巴楚组泥质岩作为油气藏的直接盖层，使本区海西晚期以来形成的油气藏具备了良好的封盖、保存条件。
8结束语
通过上面论述，可以得出如下主要结论：
（1）塔河油田奥陶系油气藏是一“超亿吨级”大型油气藏，并且有可能培育成特大型油气藏。大—特大型油气藏形成的主要地质条件是：油源丰富，区域构造位置有利，岩溶缝洞储集体发育，封盖、保存条件好。
（2）该油气藏的储层为特殊的岩溶缝洞储集体，主要储集类型包括裂缝－溶洞型、裂缝－孔洞型、孔洞－裂缝型及裂缝型，以前两者最为重要。
（3）该油气藏的圈闭类型既不是一般意义上的地层不整合圈闭，也不是潜山或残丘型圈闭，而是一种特殊的岩性圈闭－岩溶缝洞型圈闭。
（4）该油气藏经历了复杂的成藏历史，主要在海西晚期成藏，在晚海西运动—印支运动期间受到以生物降解为主轻度破坏，后经燕山期—喜马拉雅期高成熟油气的充注和改造。
The Characters of oil and gas reservior in Ordovician,Tahe oil field
Jiang Huashan Ye desheng Wang shaoli Yan Wenxin
(Academy of Planning And Designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology)
Abstract:Tahe oil field is located at the southwest part of Akekule heave, it is discovered as a big oil and gas field which has more than 100 million tons of oil reserves.The oil and gas accumulation in Ordovician is its main part,it is controlled by Akekule heave according to prospecting and researching,and it is a karst-crack-typed oil and gas reservoir with highly unisotropism.It has experienced a long period,and its main accumulating time is late Hercynian period.The tectonic movements in late Hercynian period have destroyed this oil and gasreservoir,and have proced heavy oil reservoirs.The oil and gas accumulation in Ordovician has been mixed with highly matured oil and gas proced ring and after Yin-Yanshan period.
Key words:Tahe oil fieldOil and gas accumulation in OrdovicianKarst-crack reservoirAccumulating time