有谁知道停泵压裂数据反演软件的可好用？

什么是石油压裂

摘 要 深层低渗油气藏具有深埋，低渗，物性差的特点。同时，它们具有复杂的结构，小的断块，许多含油层和各种类型的油藏。因此，这种储层的开发是相对困难的，并且必须通过增加产量或使用其他特殊技术来实现有效的产量。在原始井眼中横向钻探或运行4in套管是非常重要的技术手段。使用侧钻或运行4in的套管可以充分挖掘剩余的石油潜力，改善注入和生产井的格局，并恢复生产能力。通过对该技术的压裂方案，压裂液和支撑剂的研究和分析，采用支撑剂段塞技术和变排量施工技术可以有效消除多条裂缝的影响。增加砂的比例，最好的阶段砂以形成裂纹的支撑形状可以达到较高的电导率；使用位移和液压喷射技术控制组件，避免失去对组件的控制；酸预处

煤层气井压裂技术规范

1.总则

为规范煤层气井压裂工程管理，满足煤层气勘探开发需要，保证压裂施工安全和质量，提高煤层气压裂技术水平和勘探开发效益，特制定本规范。

煤层气井压裂工程在勘探阶段应以增加地质储量和保护煤层、取全取准资料为主；在开发阶段应以保护煤层、提高单井产量、提高采收率及降低压裂成本为主要目的。

2.压裂工艺方案与施工设计

2.1 压裂工艺方案分为探井压裂工艺方案（针对单井）与开发井压裂方案（针对区块）。

2.2 煤层气探井压裂方案的主要内容包括：煤储层岩性、物性及其微观结构分析研究，煤层岩石力学性质研究，应力场研究；邻区、邻井压裂施工评估，压裂工艺难点分析，优化设计原则；煤储层压裂前后产能预测，水力裂缝优化；与煤储层特性相配伍的压裂施工材料优选；压裂工艺技术优化，包括压裂管柱、压裂方式、施工参数、射孔方式、施工设备等；施工质量控制、安全环保措施。

2.3 煤层气开发井压裂方案的主要内容包括：煤层气气藏工程方案要点，排采气工程要求，煤储层岩性、物性平面分布特征及主要物性参数范围，煤层岩石力学性质研究，应力场研究及射孔要求；区块以往压裂设计、施工材料、工艺参数、水力裂缝及压后效果评估，与煤储层特性相配伍的压裂施工材料优选；压裂方案的原则，平面覆盖参数确定；不同裂缝形态下压裂后产量预测，区块一定期限内累积产量预测，水力裂缝优化；压裂方案工艺参数优化，管柱设计、压裂方式优选及施工限压，施工设备要求，方案实施质量控制、压裂测试和煤储层保护要求；压裂工程投资概算；健康、安全、环境要求。

2.4 压裂施工设计的主要内容包括：基本数据、区域地质简介、设计依据及压裂目的；目的层射孔数据，物性及测井解释数据；裂缝形态及其几何尺寸的设计结果，各种施工材料设计用量及配制和质量要求；施工前准备工作，施工泵注程序和施工质量要求；提交资料、特殊施工作业要求；健康安全环境要求。

3.煤层压裂液类型的优化

3.1 煤层压裂液的选择需基于煤层的特性、开采特点，且与储层相匹配，以及在现有的施工水平下所能达到的砂液比，使形成的裂缝能够满足油藏所需要的导流能力。

3.2 活性水压裂液、线性胶压裂液、冻胶压裂液、泡沫压裂液具有不同的特点，适用于不同的地层特性。活性水压裂液和线性胶压裂液适用于特低渗煤层压裂；泡沫压裂液低渗－特低渗煤层压裂；冻胶压裂液适用于低渗－高渗煤层压裂。

4.煤层气井压裂施工参数的确定

4.1 前置液百分比对裂缝几何尺寸有一定的影响。综合考虑各方面的影响，煤层气井压裂一般前置液量在45%～55%左右。

4.2 顶替液量的确定依据是不伤害裂缝导流能力，并经济有效。理论上根据顶替到目的层中部位置的井筒容积和地面管线容积来确定顶替液量，既让井筒内砂多进地层，又不能过顶替，改变缝口处导流能力最高的要求。

4.3 施工排量主要取决于压裂注入方式、压裂管柱、井口压力和压裂设备功率等因素的限制。在满足上述要求的情况下，通过三维软件模拟，研究排量与裂缝参数的关系，确定排量。

4.4 考虑储层对裂缝导流能力的要求和压裂设备能力与施工工艺水平，结合气藏数值模拟和水力裂缝优化，确定平均砂液比。考虑到煤层杨氏模量低，支撑剂容易嵌入煤岩，施工在安全的前提下尽可能提高砂液比，技术成熟后还应考虑端部脱砂技术。

4.5 采用多级渐进式加砂程序以达到斜坡式加砂的效果，使裂缝充填饱满，并形成楔形的支撑剖面，并在近井地带获得最大的支撑缝宽和导流能力。

4.6 在保证压裂液携砂性能的前提下，为控制缝高，尽可能降低压裂液黏度。

4.7 针对煤层压裂易形成多裂缝的情况，在射孔中增加孔眼直径和射孔密度，减少孔眼摩阻。

4.8 在新区块或新层在正式施工前做小型压裂和降排量分析，确定地层的滤失性大小和近井摩阻，如果地层滤失大可以考虑加降滤剂，近井扭曲摩阻大可以考虑采用支撑剂桥塞处理技术，控制煤层压裂多裂缝的产生。

5.压后排采

5.1 排液前期应防止压敏性伤害，排液要连续，中途不得停顿。排液时有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每班点火一次，进行产气情况描述。

5.2 排液时应及时掌握动液面，当井筒内液柱压力降到接近煤层解吸压力时，密切注意气体产出情况。

5.3 排液时应记录冲程、冲次、动液面、排出水量，并对排出液体作氯根、pH 值、总矿化度、煤粉含量等分析。

5.4 当排出液量相当于压裂用液量（入井液量）的60%、80%、100% 时应分别取样作全分析，以确定地层出水情况。

5.5 排液当中若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出，并进入地面测气计量流程，测定气产量，取气样进行分析。

海相层系油气勘探测井系列的优化

3.4.2.1 现代测井技术发展主要特点

从20世纪90年代开始，在全球性科技发展浪潮推动下，测井技术进入一个高速发展期，主要标志是新一代成像测井投入商业性应用并日趋成熟。这一发展进程，大大提高了测井技术解决地质问题与工程问题的能力，进一步提高了在油气藏勘探和开发中的作用。现将其主要发展特点归结如下：

（1）形成四大测井技术系统：裸眼井测井、套管井测井、随钻测井和井间测井系统

1）裸眼井测井技术——新一代裸眼井测井技术是以阵列化、频谱、能谱化测量和二维及三维成像显示为主要特征，以全井眼微电阻率成像测井、核磁共振成像测井、阵列感应/阵列侧向成像测井为核心，包括偶极横波成像测井、综合岩性孔隙度测井、元素俘获测井、模块化动态地层测试器等井下仪器所组成的新型测井技术。最近推出的具有三维测量功能的扫描成像测井仪系列——电阻率、声波、核磁三种扫描测井仪，标志着成像测井技术又有新的发展。新一代裸眼井测井系统的主要特点是：

A.在技术上，成像测井实现了“地面采集成像化与多任务化，下井仪器阵列化与频谱、能谱化，数据传输遥测化，处理解释工作站化”。这样使得长期以来，作为表征地层地质特性的常规测井曲线，由原来把地层近似视为均质的平均化测量，发展为以“井”为对象的二维或三维空间测量，并对测量结果以具有三维模拟性质的二维可视图像进行显示，能对地层非均质性作出响应。

B.成像测井具有观测密度和方位覆盖率大的特点，有效信息大量增加，使得测井信息的反演更易接近目标。所提供的图像往往是地质现象的直观显示，大大缩短了测井信息与地质特性之间的距离，提高了分析地层非均质性能力、解释地质特征能力，以及人们有效理解、运用这些信息和数据的能力。

C.方位成像测井。微电阻率扫描、井眼超声波成像以及方位电阻率成像等测井的应用，突破了测井数据处理两个传统的基本假设，能够在地层为非成层和不具有旋转轴对称的状态下，获得可信的反演结果，从而能够较好应对地层非均质性和水平井钻探的挑战。

D.成为研究地层的非均质性和各向异性，应对复杂地层油气评价的有效手段，在裂缝性、砾岩体、低渗透、火成岩油藏与低电阻率油气层测井评价和油气藏发现，以及精细分析油藏地质特性、地质构造和沉积相等方面都有了突破性进展。

2）套管井测井技术。套管井电阻率测井、储层饱和度（脉冲中子）测井、元素俘获测井、过套管动态地层测试器以及新型综合岩性孔隙度测井和组合式生产测井仪（如CPLT、Flagship仪等），是组成新一代套管井测井的主要技术。众所周知，进行生产测井和油井采收状况动态监测，解决油井钻采中的工程问题，如固井质量评价、油井套管技术状况分析等，是套管井测井传统应用领域。新一代套管井测井技术的运用，特别是套管井电阻率测井研制成功，配套的新型传感器利用，促使套管井测井进入了“地层评价”这一新的应用领域，它的技术功能和作用有了明显提升。这样就能够在下套管的新井中，进一步取全资料；对于无法录取裸眼井测井资料的意外事故井，可以通过套管井测井进行地层评价；可以对老井重新评价识别漏掉的油气层和储量；可以定期开展时间推移测井，更有效地监测油气藏流体界面和饱和度动态变化等。

在生产测井这一领域，技术也有明显进步。常规生产测井传感器只能用在近垂直井中测量简单的两相流动、反映垂直或近垂直井中有限范围的流动方式。新型传感器，如“泡”流动成像仪、水流成像仪以及利用GHOST进行三相持率（持气、持油、持水率）测量等，则能克服上述缺点，不仅能提高精度、解决多相流问题，而且可用于大斜度井和水平井。

3）随钻测井技术。随钻测井的早期是通过测量井斜、方位，为钻井提供几何导向，属于随钻测井的雏形，为随钻测量（MWD）阶段。20世纪80年代中期，随钻自然伽马和电阻率仪器的问世，随钻测井（LWD）主要用于简单的地质导向。随着随钻电阻率仪和孔隙度仪的发展，逐步提高随钻地层评价和地质导向的效果，即通过监测水平井与上、下界面的距离，控制水平井在油层中的钻进方向。随钻测井虽然分辨率没有电缆测井高，但能够获得钻进过程中地层的原始信息，因此能在泥浆侵入地层和井眼变得不规则之前，更确切反映地层特性。新一代传感器，如钻头电阻率成像仪、方位密度中子仪等的运用，标志着随钻测井技术进入一个新的发展阶段，主要有以下特点：

A.探头更趋近于钻头处或以钻头作为电极，增强探测和实时导向功能。

B.成像化。可进行井下倾角实时处理，进一步提高分析地层特性能力。

C.实现方位测量。可对地层参数进行方位测量和显示，以提高地质导向准确性。如方位密度中子仪，可对井眼中不同区间密度、中子测量进行平均，提供井眼上、下独立测量值。

D.配套化。具有测量多种电阻率、密度、中子、声波、自然伽马等配套功能，在困难地理条件下（如深海、沙漠腹地、沼泽），用以替代普通电缆测井。

4）井间测井技术——井间测井技术应用是当代测井技术的重大突破，其重要意义就在于实现“井间”地层与油藏特性的直接测量，进一步解决在油藏研究中，“井孔”与“井间”信息不平衡问题，从而提高油藏研究和横向预测的有效性，并将从根本上改变测井技术横向探测能力不足的固有弱点。从而把发现油气藏与描述油气藏特性能力，提高到一个新的高度。目前开发的井间测井技术主要是井间电磁成像系统（井间电阻率成像测井）和井间地震测井，因此人们普遍认为，这些技术一旦达到实用阶段，将会引起油藏研究革命性变化。因为这就意味着测井技术的两个基本系列——电阻率与孔隙度系列，可直接运用于井间的测量。井间电磁成像系统是将发射器和接收器分别置于两口井中，接收由发射器发射并经地层传播的电磁波。反演后获得有关井间地层电阻率的分布信息，从而实现井间电阻率直接测量。和井间地震相比，井间电磁测量结果对井间地层特性和流体性质的变化更为敏感。所提供的井间电阻率成像，可用于研究井间油藏构造、砂体展布和裂缝发育方向；能够比较清楚地描述井间的油、气、水层分布，指示水驱及热采波及前沿和方向，分析井间剩余油分布，从而可提高油田滚动勘探和开发调整中钻探高效井成功率；优化油田开发方案和提高采收率。

井间电磁成像测井目前已在美国、加拿大以及中东地区等投入现场应用，所提供的“油藏”规模下的井间电阻率，在追踪注水、注蒸汽（稠油热采）应用中均见到较好效果。1998年11月至2004年4月，胜利油田与EMI公司合作，分别在胜利油区孤岛、埕东油田的8对井中，成功地进行了16个井次系统现场试验。测量是在对于井间电磁技术很有难度的条件下进行的，一是地层为典型的低电阻率剖面，地层背景电阻率仅为1.5～2Ω·m；二是进行穿透一层和二层金属套管系统试验。取得在典型低电阻率剖面中、井间距分别达433.6m（裸眼井—裸眼井）和300m（裸眼井—金属套管井）、260m（金属套管井—金属套管井）重复性好、精度高的完整测量数据。反演得到的井间电阻率成像图，在分析井间油、水、气分布、砂体展布方面也见到较好地质效果。

（2）测井信息的采集逐步实现高集成度的阵列化、成像化、频谱化和网络化

应对各向异性、多元储集空间、裂缝、薄互层等复杂油气藏的勘探和开发，是推动成像测井发展和应用的动力。成像测井问世以后，逐步发展了一批具有阵列化、成像化、频谱化测量特点的井下仪器系列，实现如下的成像方式：

A.井壁成像（方位成像）：利用旋转型探头进行扫描，获得井壁图像。

B.径向成像：利用多个探头组合（阵列及交叉阵列）的大信息量采集，获得有较强垂向分辨能力、不同探测深度的径向成像图，以了解储层在径向上的地质特性及各向异性，如分析储层沿径向方向的饱和度剖面。

C.井周分区成像：利用聚焦方法，探测井周不同扇体、不同径向距离的地层特性。

D.井间成像：将发射器和接收器分别置于相邻的井中，反演后获得有关井间地质特性的分布信息。

E.谱分析成像：利用能谱、频谱、波谱等直观成像显示，描述地层特性。

今后的发展趋势是进一步提升阵列化、成像化、频谱化仪器的集成度及其探测性能，并向网络化方向发展。

（3）从传统的一维测量向三维测量发展，开辟三维岩石物理学的研究时代

成像测井是对油气藏表征和数值模拟技术发展的有力推动。油藏表征与油藏数值模拟技术，实质上是用随机技术来描述“确定性”油藏的概率性分析，包括建立一维“井”模型—二维“层”模型—三维“体”模型，其精度主要取决于对地层非均质性的分析和对“不确定性”因素的预测。应该指出，制作油藏一维“井”模型，从本质上讲是三维问题。由于传统测井理论是建立在均匀无限空间、各向同性介质基础之上，只有在均质地层中才能服从地层是“呈层状并与井轴呈对称性分布”的基本假设，因而普通电缆测井则把这一问题的解决仅局限于一维和二维。随着油气勘探、开发对象日趋复杂，非均质储层已成为当前及今后的重要勘探目标，也进一步挑战了测井理论关于“地层呈层状并与井轴呈对称性分布”的基本假设。而成像测井系统的应用，特别新一代三维扫描测井仪系列的应用，不仅能重现井眼及其周围地层的三维特点，而且意味着“三维岩石物理”研究的起步。新一代成像测井精细分析油藏地质特性的能力，铸就它成为三维油藏表征与数值模拟的主体技术。

然而应该指出，现阶段投入应用的成像测井主体技术，还不完全是真正意义的三维空间测量，但三维空间测量必然是今后发展趋势，目前正在推出的电阻率、核磁共振、声波扫描测井系列以及井间测井技术，就是这一发展趋势的体现。因此可以预料，随着三维空间测量测井技术的实现，将预示着三维岩石物理学研究时代的到来，并进一步推动测井理论、方法的更新与发展。

（4）裸眼、套管与井间测井系统的有机组合，实现油气藏的“四维”动态监测

随着套管井电阻率测井的突破，以及储层饱和度测井、元素俘获测井、过套管动态地层测试器、组合式生产测井仪等新一代套管井测井技术的进一步优化，促使套管井测井技术由动态监测和解决油井钻采中工程问题的传统应用领域，进入了“地层评价”这一新的应用领域，技术功能和作用有了明显提升。这一发展趋势将会进一步强化，特别是随着井间测井技术趋于成熟，将大大提高测井技术的空间探测能力，并与裸眼井测井技术形成三方面的有机组合，逐步实现油气藏动态地质特性、油气井采收状况和工程状态的“四维”动态监测：

A.油气藏静态—动态分析，包括二次和三次采油的油气藏描述和数值模拟。

B.水淹状况和饱和度的“四维”监测。

C.采收率的标定和动态监测。

D.油气井生产“四维”动态监测。

E.固井质量静态—动态监测。

F.油气井套管工程状态“四维”动态监测等。

（5）测井地质和工程应用覆盖油气田勘探、开发的全过程

事实上，现代测井技术的应用已经覆盖油田勘探与开发的全过程，成为当今油气资源评价和油藏管理的关键技术手段，以及钻井和采油工程设计、施工、质量评价的高效益技术手段。这一趋势又将随着今后测井技术的发展而进一步扩展和提升。主要有：

A.油气资源评价：油气层评价、产能预测和储量计算。

B.地质研究：构造分析、沉积学研究、裂缝及其分布格局、地应力分析和横向预测。

C.油藏工程：油气藏静态与动态描述、不同开发阶段的油气藏数值模拟、水淹状况和剩余饱和度分析、采收率标定和动态分析以及油气藏管理过程的优化。

D.钻井工程：水平井与大斜度井的地质导向、确定和建立上覆地层压力，孔隙压力、坍塌压力、破裂压力梯度剖面、进行岩石的可钻性和井眼稳定性分析、为钻井与钻井液的优化设计提供科学依据、井身质量监控、固井质量评价。

E.采油工程：岩石力学强度分析、优化油气井防砂与压裂设计、建立温度与压力剖面及其监测、油气井注入剖面与生产（产液、产气）剖面的动态监测、油气井套管工程状态动态监测、油气井管理过程的优化。

总之这一发展进程，正在改变人们对测井技术及其传统作用的固有概念，从内涵和外延大大丰富了对其现今作用的认识，并重新形成对其未来作用具有开拓性的设想。知识迅猛增长与快速更新是信息时代的基本特征，其结果将会造成领域专家知识的不足。因此随着测井技术的迅猛发展，石油工业上游领域的专家，特别是测井专家自身，都面临着一个再学习的问题，都有一个重新认识测井现今与未来作用的任务。而这一发展趋势，将推动90年代完成数控阶段的我国测井技术，向成像测井阶段发展。

3.4.2.2 新一代成像测井技术及其作用

（1）微电阻率扫描成像测井

地层微电阻率扫描成像测井是一种重要的井壁成像方法，它利用多极板上的多排纽扣电极向井壁地层发射电流，由于电极接触的岩石成分、结构及所含流体的不同，由此引起电流的变化，并反映了井壁各处岩石电阻率的变化，据此形成电阻率的井壁二维成像。斯仑贝谢公司的FMI是目前电成像系列中最先进的一种，该仪器有4个主极板和4个辅助极板（翼板），每一个极板和翼板有两排电极，每排有12个电极共计192个电极，在井眼中，井壁覆盖率达到80%，纵向分辨率为0.2 in（5mm），探测深度为1～2in。

地层微电阻率扫描成像测井主要应用于：

A.地质构造解释：确定地层产状、识别断层、不整合、牵引、褶皱等。

B.沉积学解释：识别层理类型、砾石颗粒大小、结构、判断古水流方向、识别滑塌变形、进行沉积单元划分、判断砂体加厚方向等。

C.裂缝识别和地层孔隙结构分析：识别高角度裂缝、低角度裂缝、钻井诱导缝、节理、缝合线、溶蚀缝、溶蚀孔洞、气孔等，确定裂缝产状及发育方向，划分裂缝段，可对裂缝参数进行定量评价，分析原生和次生孔隙的匹配程度。

D.地应力方向确定：根据井眼崩落和诱导缝的方向，确定现今主应力方向。

E.薄层解释：准确划分砂泥岩薄互层及有效厚度。

（2）核磁共振测井

核磁共振测井的商业性应用，是20世纪90年代测井学科的一个重大技术成就。原子核的磁性与外加磁场的相互作用，是核磁共振技术的物理基础。现代核磁其振测井则是以氢核作为目标核，通过调节核磁测井仪的工作频率，探测地层中氢核的核磁共振特性。目前主要是探测氢核的横向弛豫和扩散弛豫过程，通过测量揭示岩石的孔隙流体性质及其流动特性，定量提供地层孔隙度的组合和渗透率、孔隙尺寸分布等储层参数，以及有关孔隙流体性质的信息。其测井响应既取决于氢元素在地层孔隙中的赋存状态和丰度，又与地层的孔隙结构和流体性质有关，但一般不受岩石骨架矿物成分的影响。

核磁共振测井主要应用于：

A.提供准确的孔隙度和渗透率等岩石物理参数。包括地层总孔隙度、有效孔隙度、自由流体、毛管束缚水孔隙度和渗透率等岩石物理参数。

B.分析储层的孔隙结构。T2分布的形态指示了储层孔隙结构分布、分析孔隙尺寸大小和复杂储集空间的类型等。

C.有效划分储层。核磁共振测井提供的有效孔隙度、束缚流体孔隙度、自由流体孔隙度，以及T2分布可以直观显示储层与非储层。

D.识别流体性质。利用双TW双TE测量方式和标准T2谱形态分布，有助于识别岩性和复杂储层的流体性质。

E.估算原油黏度和扩散系数。利用双TE测井资料的扩散分析方法，估算原油黏度和扩散系数。

（3）偶极横波成像测井

偶极横波成像测井技术是为了解决单极声波测井在软地层中无法测量横波这一难题，同时也为了进一步提高测量精度而提出的。它是把新一代偶极技术与最新发展的单极技术结合在一起，提供了当今测量地层纵波、横波和斯通利波的最好方法。只要在适当发射频率下，无论大井眼井段还是非常慢速的地层中都能得到较好的测量结果，另外探测深度也相应有所增加。

偶极横波成像测井主要应用于：

A.岩性识别。主要是利用纵横波速度比、泊松比等参数，确定地层的岩性。

B.识别气层和气-水界面。根据偶极阵列声波资料得出的纵横波速度比及其他岩石力学参数，可比较有效识别气层与气-水界面。

C.判断裂缝发育井段、类型，分析裂缝储层的渗流特性。利用纵、横、斯通利波的幅度衰减直观地判断裂缝发育带，分析裂缝有效性。

D.地层各向异性分析。在裂缝性地层或构造应力不平衡的非裂缝性地层中，根据快横波和慢横波的检测，可以分析地层的各向异性大小、方向及其影响因素，并确定现今最大水平主应力的方向、大小。

E.岩石力学参数计算，进行井眼稳定性分析和压裂高度预测等。

（4）阵列感应/阵列侧向成像测井

20世纪90年代以来，国外各大公司吸收了几种新型感应/侧向测井仪的优点，研制出具有更优探测性能的阵列感应/阵列侧向成像测井仪。它们都具有高分辨率、探测深度和分辨率相匹配的特点；具有软件聚焦的功能；具有5～6个独立、探测深度依次递增的阵列组合，其中感应成像测井仪可提供垂直分辨率分别为1ft、2ft、4ft，探测深度分别为10in、20in、30in、60in、90in和120in的视电阻率数据。阵列侧向成像测井可以得到6条探测深度不同的视电阻率曲线，形成径向电阻率成像，大大提高了测井分析储层径向特性和求解地层真电阻率的能力。一般来说，阵列感应主要适用于低电阻率剖面，阵列侧向则适用于高电阻率剖面。

阵列感应/阵列侧向成像测井主要应用于：

A.划分渗透层。根据泥浆滤液侵入地层的驱替状况，划分渗透性地层和分析储层可采程度。

B.评价储层流体性质，确定受污染状况。

C.描述地层电阻率及侵入剖面径向变化。通过反演得到原状地层、侵入带电阻率、冲洗带与过渡带半径，描述地层电阻率径向变化和提供饱和度径向成像图。

D.薄层评价。准确地测量出薄层电阻率，有效识别层内的非均质性，有利于薄油气层的识别。

（5）模块化动态地层测试器

模块化动态地层测试器是新一代的电缆地层测试装置，改进的探测器采用模块化结构，以应对不同应用需求。特别是石英压力传感器，可快速、准确响应地层压力和温度的变化；泵排模块的应用，可采集原状地层的PVT流体样品；并能直接测量地层径向和垂向渗透率等，从而大大增强仪器直接测压、取样和分析储层特性的功能。

模块化动态地层测试器主要应用于：

A.测量地层压力剖面，计算地层压力梯度、压力系数、流体密度等参数。

B.估算地层径向和垂向渗透率。

C.快速评价油气层，确定或预测气-油-水界面。

D.预测储层产能。根据压力测试和取样样品分析数据，估计油层生产能力。

E.地质与工程应用。在多井评价中可以研究油藏特征、井间连通性；在地质研究工作中用于沉积相分析和进一步认识构造；在开发区块进行油层动用情况和潜力分析；在钻井工程方面可以结合声波、密度测井资料合理确定安全的泥浆比重等。

（6）地层元素俘获能谱测井

元素俘获能谱测井（ECS）是用中子激发直接探测地层俘获伽马射线，从俘获伽马射线能谱中获得有关硅、钙、铁、硫、钛、钆等地层元素含量的信息，从而进一步计算出地层中各种矿物的类型和含量。主要应用于：

A.岩性识别和储层评价。确定矿物和岩性，可准确计算岩石含量和特殊矿物。提供不受井眼影响的准确的泥质含量，为更准确计算孔隙度提供条件。

B.沉积相研究。准确识别石膏和钙质，为沉积相的判断提供指相矿物。清楚显示沉积旋回变化，为划分地层提供依据。

C.烃源岩研究。精确测出钙的含量，减少把薄互层钙质或膏质胶结层误判为烃源岩的可能性。准确提供无有机质影响的干岩石骨架体积，为利用综合体积法计算烃源岩提供重要参数。

总之，随着现代测井技术特别是成像测井技术的应用，塔河、东部及南方海相碳酸盐岩复杂油气藏的勘探实践以及海相层系前瞻性研究工作的开展，多方面提升了对碳酸盐岩油气藏的认识和评价能力，具体表现在：纵向上可识别碳酸盐岩储集的主要类型；准确提供剖面的孔隙度数值；可对裂缝进行定性和定量描述；利用核磁共振测井标定孔隙的大小分布；分析裂缝与溶蚀孔洞分布关系；特别是在碳酸盐岩气藏的流体识别有了比较大的进展。

3.4.2.3 海相层系测井系列的优选

（1）优选测井系列的基本原则

分析了以碳酸盐岩为主体的海相储层地质特性、评价难度以及现代测井技术发展特点与作用，就能形成对测井系列选择与优化的更明确思路。

1）有针对性地分析常规测井系列。电阻率与孔隙度系列，在海相储层评价中的适应性，明确其功能和作用。核心是进一步明确各种常规测井技术在储层有效性评价和流体性质识别的能力和存在的局限性，为优化常规测井系列提供直接依据。

2）加强新一代成像测井技术的应用。加大现代测井技术应用力度，主要是加强成像测井及其关键技术的应用如微电阻率扫描、偶极横波、核磁共振成像测井等，有针对性在新区、新领域的探井、复杂油气藏的探井和开发井、油气藏研究和动态监测的关键井和观察井，取全取准配套测井资料，为单井精细解释和油气藏研究提供坚实的资料基础。

3）生产测井的早期介入。在勘探阶段应选择一定的探井或评价井，进行生产测井，搞清油气藏流体的产出剖面，并验证储层划分标准，提高复杂油气藏测井评价的可信度，为计算储量提供重要依据。

4）形成探井油气层快速评价的测井系列，提高海相探井的解释成功率。核心是解决海相复杂储层流体性质识别这一关键难题，主要是有针对性增加一些具有直观、快速显示储层流体性质的测井仪器方法，如模块化动态地层测试器、旋转式井壁取心器与现场核磁共振分析仪相结合等，形成完整的疑难探井快速评价测井系列。即以常规和成像测井、岩心和录井资料，对储层有效性和油气水作出判识，优选目标层位，以模块化动态地层测试器进行验证，快速评价油气层和油气藏类型，达到缩短发现油气藏的周期，提高勘探效率和效益。

5）在综合分析的基础上，针对储层特点，提出优化、配套和规范的测井系列。

（2）优选测井系列的技术目标

1）提高单井解释可信度，充分利用现有的测井与其他“井筒”技术，搞清每一口探井主要地质特性，核心是正确识别和划分气、油、水层，尽量做到使每一口探井的完井决策不留遗憾。

2）通过一口或几口探井和评价井的精细解释，基本搞清油气藏基本特性，实现对储层和油气藏的整体评价。

（3）碳酸盐岩海相层系的测井系列

在探井和评价井中，形成以三电阻率、三孔隙度和自然伽马（或能谱）等常规测井为基础，微电阻率成像、核磁共振、多极子阵列声波、地层元素俘获能谱测井和阵列侧向测井为核心的完整测井系列。

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

），但缺乏好储层；良好储层集中于上古生界和中新生界，但缺少好的烃源层。第二，大构造与好储层在圈闭组合上基本不配套，克拉通区大型构造主要发育于下古生界，但下古生界碳酸盐岩总体物性差、非均质性严重；相反，上古生界和中新生界发育优质砂岩储层，但缺乏大型高幅度构造。第三，主要油气成藏期与区域构造运动不够配套，克拉通区主烃源岩（

）的主要成藏期为加里东中晚期至海西期，成藏后受到多期构造运动的强烈改造，油气资源的损失是巨大的，目前已发现的柯坪、塔北等特大型古油藏充分表明这一点。

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。。在碳酸盐岩勘探低谷的当时，我们明确提出：“在当前以碎屑岩油气勘探为主的同时，应加强下古生界碳酸盐岩古岩溶型油气藏的研究与勘探”。道理很简单，上古生界和中新生界储层再好，没有好烃源岩和大型圈闭，是很难找到大油气田，只能找到次生中、小型油气藏。下古生界有好烃源岩，有大型圈闭，就有可能形成原生大型油气藏；尽管其储集条件相对较差，但也不是“铁板一块”，如有的井放空1～2m，有的井漏失泥浆几千立方米等，可见碳酸盐岩中确有好储层。问题是要下决心，通过各种技术手段，寻找碳酸盐岩中的好储层。

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著的成果，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。，部署了沙46井和沙48井。部署这两口井作为寻找奥陶系碳酸盐岩大型油气田的突破口的主要依据是：

（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

射振幅平面变化图、振幅时间切片图及

反射振幅沿层切片图可见，东南角的T402、T403、TK408等井（即4号区块）处于振幅低值区，该三维工区西北部振幅最大，两者之间为过渡区，主要为振幅较低值区，并有一振幅低值条带，预测该条带为较有利的缝洞发育区，是下步钻探的方向。

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。

2.4　Jason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　Table1　The 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　Table2　The production of Ordovician pools around ＆ in No.3,4　block 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

构造图上均处于低凹部位，其中沙61井在取芯过程中见各种级别的油气显示14.50 m，测井解释裂缝含油气层4层63.5 m。1999年 10月 29日对5467.5～5540.0 m裸眼井段进行酸压作业，获日产原油47.0m³。沙 64井取芯获各种级别的油气显示 20.38 m，测井解释含油气层4层，厚49.0 m。1999年5月20日对奥陶系裸眼井段5435.38～5600.00 m进行酸压作业，获日产原油53.0m³。这两口位于低部位的井获得突破，反映了油气分布不完全受控于潜丘的局部高点，并主要与储层发育程度有关。塔河地区处于古岩溶平缓的斜坡及残丘位置，是古岩溶最为发育、且溶蚀缝洞保留几率最高的地区，因此该区具有整体含油的特征。

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 during discovering and evaluation oilfield period.

Key word:Progress of science and technology Tahe oil field Ordovician oil and gasreservoir Predict carbonate pservior Improving reservoir

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