鞯３２卷 第５ ２０１０中ｒ １０』Ｊ 西南石油大学学报（自然科学 ） Ｊｏｉｎｎａ１（，ｆ．Ｓｏｕｔｈ￣ｅｓｔ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ ＵｎｉｖｅＩ＇ｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎ￣‘ｃ＆ Ｆｃｃｈｎｏｌｏｇｙ Ｅｄｉｔｉｏ￣１） Ｖｏ１．３２ ＮＯ．５ （）（・ｔ． ２０ｌＯ 文章编号：１６７４—５０８６（２０１０）０５～００２７—０９ 轮古西地区碳酸盐岩油藏特征与失利井研究 孟书翠 ｒ，朱光有。，金强 ，张水昌 ，胡剑风 （１．中国石油大学地球资源与信息学院，山东东营２５７０６１；２．胜利石油管理局石油开发中心，山东东营２５７００１； ３．中国石油勘探开发研究院，北京海淀１０００８３；４．中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院，新疆库尔勒８４１０００） 摘 要：以塔里木盆地塔北地区轮南西部奥陶系碳酸盐岩潜山风化壳油藏为例，通过对工区２０多口探井的地质、测 井资料以及地球化学分析化验资料的系统分析，研究了轮南西部轮古西地区碳酸盐岩油藏特点、成藏特征以及勘探 失利原因。认为轮古西地区奥陶系鹰山组为主要含油层系，油气分布在风化壳面以下１８０ Ｉ１１范围内，以晶间孔、粒内 溶蚀孔以及各种构造缝和溶蚀缝为主要储集空间；晚海西期油气充注成藏，之后经历构造抬升，油气遭受强烈生物降 解，原油具有高密度、高黏度、高沥青质、高蜡、高含硫、低饱芳比的特征；钻探失利的主要原因可归结为碳酸盐岩储层 强烈的非均质性、圈闭的落实程度差、岩溶缝洞体系内复杂的油水分布关系、地震资料解释精度低等。古地貌、岩溶 储层、断层是油气富集的主控因素，在深大断裂带附近，古岩溶、裂缝与溶洞发育区，油气产能较高。 关键词：碳酸盐岩；油气成藏；储层非均质性；失利井；轮古西；塔里木盆地 中图分类号：ＴＥｌ１２ 文献标识码：Ａ ＤＯＩ：１０．３８６３／ｊ．ｉｓｓｎ．１６７４—５０８６．２０１０．０５．００４ 引 言 随着油气工业的不断进步和陆相老油田勘探开 发难度的加大，海相碳酸盐岩日益成为勘探热点，并 成为重要的能源接替领域。经过几十年的发展，海 勘探带来一定难度。因此，需要在钻探之前充分认 识油藏地下地质条件和油气分布规律，进行精细对 比论证，以降低勘探风险，提高勘探成功率。 研究区轮古西油田是塔北地区典型的稠油藏之 一，本文通过对塔北地区轮古西潜山近几年来失利 相油气勘探取得了一系列丰硕的成果，但碳酸盐岩 井的统计和分析，结合成功井和失利井的地质、地震 成藏的特殊性和油气成藏理论的不完善性，使其面 和开发资料对比，探讨了工区失利井的主要失利原 临严峻挑战 ７１。 因，并对下一步勘探提出了建议，为确定有利的勘探 提供了建设性意见。 塔里木盆地是我国最大的内陆盆地，蕴含着丰 部位，保证钻探的成功率，富的油气资源，包含多套含油层系，具有多期构造叠 加，多期改造的特点，是典型的叠合盆地 Ｉ９ 。其中 碳酸盐岩是油气最为富集的含油层系之一，也是勘 １石油地质概况 轮古西地区地处塔里木盆地塔北隆起轮南低凸 探主要目的层系之一。自１９８４年塔北地区沙参２ 井实现古生界海相碳酸盐岩油气勘探重大突破之 起西斜坡，位于轮古西断裂以西，西接哈拉哈塘凹 后，相继发现了塔河油田、和田河气田等一批大油气 陷，南临塔河油田，北为轮台断裂（图１），为一东南 田，塔里木海相碳酸盐岩油气勘探得到了长足发 高，西北低的潜山斜坡，同时是受地貌和断裂控制的 展 。川 。 岩溶斜坡，自东向西可划分为岩溶高地、岩溶斜坡和 工区已有轮古 塔北地区是塔里木盆地油气最为富集的单元之 岩溶洼地三级岩溶地貌。至２００７年，一，塔北海相碳酸盐岩经历了多期构造叠合变形，储 １５、轮古９—４０和轮古４７等３个井区，已探明含油面 ｋｍ 。 层分布广、埋藏深、非均质性强烈。复杂的油气水分 积１０３．１布关系、地震、测井资料精度和工程施工的影响均给 作为轮南古潜山的一部分，轮古西地区经历了 收稿日期：２００９—１Ｉ一１３ 基金项目：国家自然科学基金项目（４０６０２０１６）；国家重点基础研究发展计划项目（１１３４０４ＧＪ０００３）。 作者简介：孟书翠（１９８４一），女（汉族），山东聊城人，硕士，主要从事油气成藏、储层预测等研究。 ２８ 西南石油大学学报（门然科学皈） 图１ 轮古西地区奥陶系碳酸盐岩顶面构造图 Ｆｉｇ．１ Ｓｕｒｆａｃｅ ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌ ｍａｐ ｏｆ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｏｆ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ 与其一致的构造活动。晚加里东期，区域构造抬升， 寒武一奥陶系储层剥蚀遭受风化淋滤，与石炭系呈不 裂缝进一步连通，成为良好的储层。储层埋深约 ５ ５００～６０００ ｍ，最大厚度约５００ １ＴＩ，与上覆石炭系盖 层构成良好的储盖组合。 整合接触。晚海西期油气充注，随后区域构造抬升， 上覆二叠系、石炭系遭受剥蚀，早期油气藏遭受破坏。 轮古西发育逆冲推覆的基底逆断裂——轮西断裂和 轮西Ｉ号走滑断裂带 ，呈北东向展布，断裂向下断 至基底，向上均未断穿三叠系，加里东一早海西期为 活动主峰期，印支期重新活动，并在印支一燕山期定 ２轮古西油藏特征 ２．１ 流体性质与油藏温压特征 轮古西地区为典型的稠油富集区，原油具有高密 度、高黏度、高沥青质、高蜡、高含硫、低饱芳比的特 征。地下原油密度平均约为０．９２３ ｇ／ｃｍ ，为中一重 质油，原油黏度一般＞５ ｍＰａ・Ｓ，最大为３２２ ｍＰａ－Ｓ， 型；发育的北东一南西和北西一南东向的Ⅱ级断裂， 为压扭性断裂，剖面呈“八”字型，从基底向上断至石 炭系；工区Ⅲ级断裂仅断开奥陶系、大致呈北东、北西 和近东西向３组，加里东晚期一早海西期发育。这些 流动性差，同时胶质沥青质含量高，而饱和烃成分低 （图２），含蜡量２．０％一１１．５％，含硫量０～２ ５％，原 断裂极大地改善了储层的储集性能，同时对储集空间 的分布、岩溶孔洞的发育程度、油井的产能以及水体 的分布等均起到重要控制作用。 轮古西奥陶系仅局部残存上奥陶统吐木休克 组，主要发育中奥陶统一问房组，中一下奥陶统鹰山 组和下奥陶统蓬莱坝组，主要岩性为砂屑灰岩，为台 油多遭受生物降解 。仅少量气体或者没有气体产 出，原始气油比２５．９２～４２．４６ １ＴＩ ／ｍ ，平均为３４．００ １ＴＩ ／ｍ 。天然气相对密度０．６４～０．９１，平均约０．７５， 甲烷平均含量为７６．７６％，氮气平均含量约６．２１％， 二氧化碳平均含量为４．８２％。地层水为ＣａＣ１ 型， 密度１．１ １７ ｇ／Ｇｍ ，总矿化度１８７ ４００ ｍｇ／Ｌ，氯离子 地相沉积；与上覆白炭系不整合接触，与下伏寒武系 整合接触。下奥陶统鹰山组在工区内为主要油气富 集层，由于构造抬升暴露为潜山顶面，遭受长期的风 含量１０７ ５８８ ｍｇ／Ｌ。 该区奥陶系原油来自中上奥陶统，为典型海相 成因 ，主要成藏期为晚海西期。２００１—２００２ 年，ＬＧ１５、ＬＧ４２、ＬＧ１５．１及ＬＧ１５４井等分别在奥陶 系潜山获得高产油气流，充分说明该区油藏类型属 化剥蚀，古风化壳岩溶发育，形成大量有效的碳酸盐 岩溶蚀孑Ｌ、洞、缝储集空间，被后期构造运动形成的 第５期 翠，等： 轮卉两地 碳酸盐岩油藏特征‘＿ｊ－失利井研究 ２９ ∞ 加 ５ Ｏ ＬＧｌ５ ＬＧｌ５一ｌ ＬＧ１５ ｌ１ ＬＧｌ５一ｌ２ ＬＧ１５ １８ ＬＧｌ５—２ ＬＧ１５ ８ ＬＧ４１ ＬＧ４２２ ＬＧ４５ ＬＧ９ ＬＧ９０１ 图２轮古西地区原油组成图 Ｆｉｇ．２ Ｔｈｅ ｃｈａｒｔ ｏｆ ｃｒｕｄｅ ｏｉｌ ｃｏｍｐｏｓｉｔｉｏｎ ｏｆ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ 于具有底水、低饱和的溶洞一裂缝型油气藏。油藏 埋藏深，属于正常温压系统，为不饱和油藏（图３）。 ２．２奥陶系鹰山组储层特征 轮古西奥陶系碳酸盐岩受多期构造运动以及古 岩溶作用的叠加改造影响，形成了以晶间孑Ｌ、粒内溶 蚀孔以及各种构造缝和溶蚀缝为主的储集空问（图 ４），取芯可见溶洞充填的溶积岩以及高角度裂缝， ｐ ＼ 缝面普遍含黑油。裂缝沟通岩溶缝洞形成非均质性 赠 较强的网络系统，有效储集体空间展布复杂，油藏之 间分割性较强，不同缝洞系统具有不同的产能。工 区中下奥陶统鹰山组上部以砂屑灰岩、泥晶灰岩、颗 粒灰岩为主，下部含云质，下部为灰岩与薄层白云岩 深度／ｍ 互层，普遍含白云质。鹰山组整体含油，呈层状，原 生基质孑Ｌ隙很不发育，对储渗贡献不大～ ，储层孔 隙度０．２０％～８．００％，平均孔隙度１．２０％，平均渗 透率０．２４３ｍＤ。有效储层主要发育在上段，平均 图３轮古西奥陶系油藏温压系统图 Ｆｉｇ．３ Ｔｈｅ ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ａｎｄ ｐｒｅｓｓｕｒｅ ｓｙｓｔｅｍ ｏｆ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｉｎ ｔｈｅ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｏｆ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ ａ ＬＧ４０，５ ７０４．４６ Ｈｌ，０，粉晶内碎屑灰岩，构造缝，晶间孔及晶间溶孔，红色铸体；ｂ ＬＧ４０，５ ７０８．５６ｍ，０，颗粒泥晶灰岩，晶问溶孑Ｌ，缝合 线；ｃ ＬＧ４２，５ ８８９．８３ ｍ，０，细晶灰质云岩，构造缝与晶间孔连通，红色铸体；ｄ ＬＧ４０，５ ７２８．５７ ｍ，Ｏ，泥晶颗粒灰岩，白云石晶间孔、缝 合线；ｅ ＬＧ４２，５ ７８６．２５ ｍ，０，泥晶灰岩，构造溶蚀缝呈串珠状，红色铸体；ｆ ＬＧ４２，５ ７８０．６５ ｍ，Ｏ，亮晶砂屑灰岩，沿缝合线分布的溶蚀 缝，构造缝穿插在压溶缝中，红色铸体；ｇ ＬＣ，４２，５ ７８０．６５ Ｉｎ，Ｏ，亮晶砂屑灰岩，构造缝穿插在压溶缝中，红色铸体；ｈ ＬＧ９，５ ７４１．２２ ｉｎ， ０，泥晶灰岩，张开构造缝切割压溶缝，红色铸体 图４轮古西奥陶系碳酸盐岩储层铸体薄片（单偏光，×８０） Ｆｉｇ．４ Ｃａｓｔｉｎｇ ｔｈｉｎ ｓｅｃｔｉｏＵＳ ｏｆ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｃａｒｂｏｎａ￣ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ（ｐｌａｉｎｌｉｇｈｔ，×８０） ３０ 孑Ｌ隙度１．１０％，平均渗透率０．２８６ ｍＤ；下段平均孔 隙度１．２０％，平均渗透率０．１１３ ｍＤ。储层纵横向差 异较大，为非均质性较强的碳酸盐岩岩溶风化壳 储层。 ２．３油气水产出部位 受岩溶作用影响极易被沉积物充填；而明河则指地上 河道。从本文看，轮古西高产稳产井主要位于轮古 １５井区古地貌相对高的溶丘或溶峰上¨ ，中高产井 主要位于峰丛垄脊沟谷及丘峰洼地上的溶丘或溶峰 部位，在地震属性剖面上具有星点状长串珠特征。而 ５口失利井分布相对集中，３口井位于西北边洼地的 轮古４７井区内，沿由北向南延伸的暗河分布；而 ＬＧ４３３和ＬＧ４３２位于岩溶高地轮古９．４０井区，失利 井多位于潜山趋势面之下、古地貌相对低部位以及单 个串珠易充填处（图５）。 轮古奥陶系潜山整体含油，纵向上油藏分布不 受构造高点控制¨ Ｊ，从海拔一４ ３００ ｍ到一５ ５００ ｍ 均有分布。轮古西奥陶系储层横向普遍发育，主要 含油层段集中分布在表层岩溶带和潜流岩溶带，油 气水产出部位多位于奥陶系潜山风化壳不整合面以 下约１８０ Ｉｌｌ范围内，属非构造型碳酸盐岩岩溶缝洞 型圈闭，不具有统一油水界面。 ４失利井原因分析 油气成藏要求油源、储盖组合、运移路径、圈闭等 地质因素的有效匹配。油气供给不足、储层不发育、 圈闭不落实、盖层失效、构造位置、油气水分布、施工 不当等因素均会造成油气井钻探的失利 。对于碳 酸盐岩岩溶缝洞油气藏，由于成藏的复杂性、储层发 育模式以及强烈的宏观和微观非均质性等，使得失利 原因极为复杂。通过轮古西成功井与失利井对比分 析，认为该区失利井失利是受多种因素控制的。 ３ 轮古西地区失利井特征与分布 失利井是相对于成功井而言的，是指那些未获得 工业油气流的井。轮古西潜山始探于轮古９井，从已 钻２０口预探井来看，成功井１５口，失利井５口，其中 ＬＧ４２１、ＬＧ４２３、ＬＧ４３２、ＬＧ５２井均产水，ＬＧ４３３井为干 井，钻探成功率为７５％。轮古西地区暗河发育。暗 河即地下河道，是古岩溶地貌的一种，由于处于地下 图５轮古西古地貌水系与失利井分布（据塔里木油田研究院） Ｆｉｇ．５ Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｏｆ ｆａｕｌｕｒｅ ｗｅｌｌ，ｐａｌａｅｏｇｅｏｍｏｒｐｈｏｌｏｇｙ ａｎｄ ｒｉｖｅｒ ｓｙｓｔｅｍ（Ｆｒｏｍ Ｔａｒｉｍ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ） ４．１与构造高点无关 统一油水界面 。从图６、图７可以看出，轮古西 宏观上看，轮古地区奥陶系油藏经历了多期古岩 溶和构造运动，形成了复杂的网络状岩溶缝洞系统， 地区成功井油气主要分布在不整合面以下０～２５０ ｍ， 在油田整体含油情况下，局部地区仍打出低产井、水 井甚至空井。ＬＧ５２、ＬＧ４２３及ＬＧ４３２等３口井钻遇潜 油气分布不受构造高点控制，油柱高差相差较大，无 第５期 孟书翠，等： 轮古西地区碳酸盐岩油藏特征与失利井研究 一ｐ／ ｍ） ｇ＼ 嫩 ３ｌ 山表层即出水，甚至为空井，这种局部出水以及空井 的现象，说明钻井失利原因与构造位置并无多大关 ４５０ ４００ 系，揭示出缝洞体彼此具有孤立性，而非一个统一的 整体。 ２５０ ３５０ ３００ ２００ １５Ｏ ２５０ ２００ １００ ｌ５０ １ＯＯ ５Ｏ ０ ０ ５Ｏ 图６轮古西油气测试产能及与潜山顶面距离关系图 Ｆｉｇ．６ Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐ ｂｅｔｗｅｅｎ ｏｉｌ ｐｒｏｄｕｃｔｉｖｉｔｙ ａｎｄ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｔｏ ｓｕｒｆａｃｅ ｏｆ ｂｕｒｉｅｄ ｈｉｌｌ ｇ＼忸岳臀言姆 喽曩 Ｂ ４５００ ＬＧ４０３ ＬＧ４０５ ＬＧ１５４ ＬＧ４０ ＬＧ４３ ＬＧ９０１ ＬＧ４３３ ＬＧ４３２ ＬＧ９０３ ｂ ４６００ ５５７６ ０ ５５７１ ５ ５６０２ ０ ｜ｒｈ 自＼ ｎ＾，、，ｖｖｖ ｌ ５５９５ ０ －＼ ５５８７ ０ 兽 ５５６８（ 一４７００ ５７０１ ０ ｊ７０６ ０ ｊ ５６４７ ０ ５６７８．５ ５６８３ ０ 建 ４８００ ｌ 髓 ：， ．５７６１．９ ＿１ ５７０６．４ ５７２５ ０ ｌ ５７４５ ０ ｌ… 。５ ８０ ０ ５ ７６８０々１。０ｆ， Ｕ ｎ 田口气层田水层田 干层 测试层段 １ Ｌ Ｇ９ ０１ ｍ∞ｂ ４９００ 曰油层囹 囤 Ｌ Ｇ４ ０５ ＬＧ１５４￣不整合面潜山顶深图７ 轮古西地区石炭系一奥陶系不整合面之下油层分布图 Ｆｉｇ．７ Ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｂｅｎｅａｔｈ ｔｈｅ Ｃａｒｂｏｎｉｆｅｒｏｕｓ－－Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｕｎｃｏｎｆｏｒｍｉｔｙ ｏｆ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ ３２ ４．２碳酸盐岩潜山风化壳储层非均质性 的主要原因。轮古西地区有利储层发育在开阔海台 潜山岩溶储层在我国含油气盆地中广泛发育， 如我国西部的塔里木盆地、东部渤海湾盆地以及南 部四川盆地等 ，储层发育程度及规模决定了油 地相的台内滩亚相，该相带也是工业油气流井的产 层赋存带，加里东中期至海西早期发生岩溶 玎 ， 后期多次构造运动产生的断裂、裂缝与溶孔交织形 成连通网络，形成轮古潜山风化壳岩溶储层（图８）。 但由于岩溶储层发育程度、洞穴充填沉积模式不同， 在横向以及垂向均具有强烈的非均质性。储层横向 非均质性受原岩致密程度的影响，同时受到洞穴充 气藏的大小和产能。潜山碳酸盐岩储层埋藏深、厚 度大，受沉积环境、构造作用、岩溶作用以及成岩作 用的影响，经历多期抬升暴露遭受剥蚀、长期的风化 淋滤改造，以及后期的岩溶垮塌充填等作用使得储 层具有强烈非均质性 ”。 有利的沉积相带是轮古西地区碳酸盐岩储层发 填物的组分分布不均、断层裂缝的分布与发育程度 控制。而垂向非均质性则受岩溶的垂向分带性、纵 向孔渗性不同的岩性组合以及隔夹层的分布等因素 影响 育的基础，风化壳岩溶作用是碳酸盐岩储层孔隙演 化重要的建设者，而强烈非均质性是导致探井失利 ，ｌＣ 图８ 轮古油田奥陶系碳酸盐岩储层岩溶缝洞示意图（据塔里木油田研究院） Ｆｉｇ．８ Ｔｈｅ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｆｒａｃｔｕｒｅｄ—ｖｕｇｇｙ ｃａｒｂｏｎａｔｅ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｏｆ Ｌｕｎｇｕ Ｏｉｉｆｉｅｌｄ（Ｆｒｏｍ Ｆａｒｉｍ Ｏｉｌｉｆｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ） 岩溶储集层发育段在岩芯、地震ｉ贝４井和录井上， 均有不同反映。 明显低于成功井（图９）。ＬＧ４２１显示较差，日产水 （１）测井上，中型、大型溶洞表现为自然伽马增 高，双侧向电阻率降低的特征。风化壳岩溶发育段， 常出现井径扩大，测井解释孑Ｌ隙度、渗透率、含油饱 和度都有较大幅度的增高。 （２）录井上常出现钻速加快，放空、蹩跳钻，并 有井漏、井涌现象，易见气测显示、泥浆槽面常见油 花、油膜或各级荧光显示。 （３）岩芯内经常可见中小型溶蚀孑Ｌ洞或者高角 度裂缝被泥质充填或半充填，取芯亦可见岩芯溶积 岩。尽管地质、地球物理资料均表明轮古西地区溶 洞溶缝发育，但岩芯观察溶洞多被充填，充填物主要 ０ ２ ４ ６ ８ １Ｏ １２ 为泥质、砾石，导致储层变差成为钻探失利的极为重 要的因素。 孔隙度／％ 成功井与失利井对比发现，孔隙度与渗透率之间 呈现一定相关性，失利井的渗透率一般低于０．ｉ ｍＤ， 图９轮古西奥陶系成功井与失利井储层物性对比图 Ｆｉｇ．９ Ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ ｏｆ Ｏｒｄｏｖｉｃｉａｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ ｂｅｔｗｅｅｎ ｔｈｅ ｓｕｃｃｅｓｓ ａｎｄ ｆａｉｌｕｒｅ ｗｅｌｌｓ 第５ ｊ９Ｊ 盂似 ，等： 轮ｒ 碣地 碳酸盐岩油减特 与失利井研究 ３３ １．４ ｍ ，而邻井ＬＧ４２井获得日产９７．５ ｍ 的工业油 流，５ ８３０．５～５ ８４４．５ ｍ见３个溶洞，部分为泥岩及 地震及地化分析认为该井岩溶不发育，钻遇潜山段 不存在有效岩溶圈闭。 ４．４ 岩溶缝洞体储层内油气水分布的复杂性 致密灰质砂岩充填，受裂缝、溶洞的控制，非均质性 很强。 岩溶缝洞储集体内油气水的分布规律与赋存状 态，受控于碳酸盐岩沉积相带、古地貌、缝洞系统强 烈的纵向和横向储层非均质性、地下缝洞体的复杂 性、岩溶作用、断裂和裂缝以及地下流体势等因素的 轮古西ＬＧ４２３完井测试日产水８．７８ ＩＴＩ ，钻揭 奥陶系９７ ｍ，无Ｉ类储层，Ⅱ类储层１９．５ ｍ／５层，Ⅲ 类储层３１．０ ｍ／６层，干层５５．０ ｍ／８层，电测解释孔 隙度＜１２．８０％，裂缝连通性和渗透性较差，溶洞发育 段９．５ ｎｌ，为灰色泥岩充填。断裂未能沟通周围的溶 控制，导致流体分布赋存规律认识具有局限性，直接 影响勘探策略与开发方式。 油气井出水可归结为地层水和外来水，前者包 缝溶洞储集体导致钻探失利。 ＬＧ５２井５ ６２８．００～５ ６７０．００ ｍ井段测试日产水 括水层水、残留水、束缚水、凝析水，而后者包括泥浆 滤液、酸化反应水和压裂水 弭。朱蓉 将塔河油 田碳酸盐岩缝洞油气藏内流体分为隔油式、隔水式、 网络式、正常底水式以及纯油和纯水式，一般大型缝 洞体底部具有封存水，而裂缝型储层没有封存水。 ４７．４７ ｍ ，奥陶系在５ ６６３．３２ ｉｎ、５ ６６４．２９ ｍ各见一溶 蚀巨洞，但被泥岩充填，储集空间无效，孔、洞、裂缝不 发育，少数微小缝洞连通性极差。同时，储层非均质使 得油藏具有相似的温度、压力系数，但不具有统一油水 界面，分布在地下互不连通、各个独立的网络群内，互 不干扰，彼此孤立。 ４．３圈闭落实程度 轮古潜山水体分布平面上受地貌控制，主要分布在 明河、谷地和盆地中；纵向上受岩溶分带控制，主要 分布在水平溶蚀带和深部潜流带。 圈闭有效性指在具有油气来源的宏观背景下， 圈闭聚集油气的能力ｌ１ 。对陆相和海相油气勘探 从轮古西潜山油藏测试情况来看，轮古西地区 所钻失利井中，ＬＧ５２、ＬＧ４２１、ＬＧ４２３等３口井显示 均较差，为低产水层（表１），未进行酸压和掺稀测 试，根据油井出水特征分析，认为是局部定容水。轮 古西地区出水还与流体性质有关，工区为稠油，稠油 的密度大、黏度高、流动性差，导致在地层压力下水 优于油先从井筒流出。失利井ＬＣ，４３２井５ ５８１．００～ 来讲，圈闭不落实是钻探失利的极为重要的因素。 受古地貌、古水系、古构造、沉积成岩作用的影响，碳 酸盐岩岩溶圈闭发育和分布不均，给圈闭预测带来 极为困难。本区圈闭不发育是指未钻遇岩溶发育 带，没有良好的碳酸盐岩岩溶缝洞等储集空问，油气 成藏条件差，占失利总数的２０％。如ＬＧ４３３井测井 解释２１５．５ ｍ／２５层，无Ｉ类储层，Ⅱ类储层１７．０ ｍ／ ５ ６４７．００ ｍ井段完井试油，折日产水１３５．３６ ｍ ，奥 陶系上部岩溶不发育，下部缝洞十分发育，５ ６７４．８０ ～２层，Ⅲ类储层１０５．０ ｍ／１１层，干层９３．５ ｍ／１２层， 测井解释孔隙度０．１％～２．５％，平均１．６％，地质、 ５ ７０８．４０ ｍ井段钻遇较大溶洞，洞内泥质充填，构 造及储层落实，极有可能钻遇了纯水式岩溶缝洞。 表１ 轮古西地区失利井统计 Ｔａｂｌｅ １ Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｓ ｏｆ ｆａｉｌｕｒｅ ｗｅｌｌｓ ｉｎ ｗｅｓｔ Ｌｕｎｇｕ ｒｅｇｉｏｎ ４．５地震资料解释精度 要，地震资料不精确会导致钻探失利 。ＬＣ，４２１井 预测奥陶系潜山顶界深度比实钻深度浅１０８ ＩＹＩ，该 井与ＬＧ４２３地震解释时均误把石炭系底部砂砾岩 段的强振幅区误认为是有利的潜山内幕。 随着精细油藏勘探的进展，无论是在探勘程度 较高的老区，还是在西部构造复杂的新区，地震勘探 技术在圈闭落实以及储层预测所起的作用愈加重 ３４ 西南石油大学学报（自然科学版） ２０１０芷 ５ 潜山油藏有利油气富集带 （１）有利的古地貌沉积单元 古地貌控制古水系，古潜山油藏的隆起斜坡区 古水系发育，岩溶储层发育。高产稳产井多分布于 岩溶高地和岩溶斜坡上，多位于明河边上相对高部 位，而靠近暗河易被充填。 （２）岩溶储层发育带 轮古西地区经历多期岩溶，高产稳产井岩溶孔 洞发育，失利井充填较严重，且多数井仅钻穿风化壳 １００ ｍ以内。经对比，轮古潜山的轮古东地区在鹰 四段储层获得产能，证明向下储层仍然发育，因此该 区今后钻探时建议加深，以期钻遇奥陶系内幕岩溶 储层。同时针对碳酸盐岩储层非均质性，应加强对 岩溶缝洞体分布的认识。 （３）断裂发育带 断层和裂缝可以作为流体充注和运移的通道， 同时亦可以沟通溶蚀孔洞，使地下相对孤立的溶蚀 孑Ｌ洞连通，形成溶蚀网络系统，从而有效改善储层的 储集性能 －３８］。断裂附近溶洞和裂缝发育、油气较 为富集，油藏能量强。分析认为，轮古西地区高产井 均分布在岩溶裂缝发育带，断裂发育程度与油气产 能具有良好的相关性。但同时需注意，深大断裂容 易沟通深部地层水，为免于造成水淹，钻探中应避开 大断裂，而选择岩溶裂缝发育带。 ６ 结 论 （１）轮古西地区稠油具有高密度、高黏度、高沥 青质、高蜡、高含硫、低饱芳比的特征。晚海西充注 成藏，油源来自中上奥陶统海相烃源岩。 （２）轮古西奥陶系碳酸盐岩受多期构造运动以 及古岩溶作用的叠加改造影响，形成了以晶问孔、粒 内溶蚀孔以及各种构造缝和溶蚀缝为主的储集空间。 （３）轮古西失利井主要分布在岩溶洼地及暗河 边上，位于潜山趋势面之下及古地貌相对低的部位， 岩溶缝洞易被充填处。失利的主要原因可归结为碳 酸盐岩强烈的储层非均质、圈闭的落实程度、岩溶缝 洞体系内复杂的油水分布关系等因素。 （４）古地貌、岩溶储层、断层是油气富集的主控 因素。潜山斜坡区是油气的有利聚集区带。靠近深 大断裂处，岩溶、裂缝与溶洞发育，油气产能较高。 同时加强高产井规律总结、提高地震资料精度，落实 圈闭和储层预测精度，可以有效提高钻探成功率。 参考文献： ［１］ 贾承造．塔里木盆地构造特征与油气聚集规律［Ｊ］．新 疆石油地质，１９９９，２０（３），１７７—１８３． ［２］赵文智，汪泽成，张水昌，等．中国叠合盆地深层海相 油气成藏条件与富集区带［Ｊ］．科学通报，２００７，５２（增 １）：９一ｌ８． ［３］ 张水昌，梁狄刚，朱光有，等．中国海相油气田形成的 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