塔河碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)技術(shù)及攻關(guān)方向

胡文革

（1.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊830011；2.中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室，新疆烏魯木齊830011）

碳酸鹽巖油氣藏在塔里木盆地廣泛分布，資源潛力大。其中，位于盆地北部的塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏埋深5 500 ～7 000 m（圖1），是在大型古隆起上經(jīng)過多期構(gòu)造巖溶作用形成的，以典型喀斯特地表淡水溶蝕作用為主，主要儲集空間以古潛山巖溶縫洞為主[1-2]，包括大型溶洞、溶蝕孔洞和裂縫，非均質(zhì)性強，以管滲流耦合為主要的流動狀態(tài)，具有正常壓力系統(tǒng)和地溫梯度，油品為中輕質(zhì)—重質(zhì)高黏稠油，每個縫洞系統(tǒng)自有油水分布關(guān)系，沒有統(tǒng)一油水界面。相對砂巖油藏，碳酸鹽巖油藏開發(fā)技術(shù)和開發(fā)政策比較獨特[3-5]，本文重點介紹塔河油田開發(fā)實踐中的關(guān)鍵技術(shù)和特色方法，以期為國內(nèi)外同類油藏的勘探開發(fā)工作提供參考。

圖1 塔里木盆地構(gòu)造單元劃分Fig.1 Structural unit division of Tarim Basin

1 塔河縫洞型油藏開發(fā)歷程及認識

塔里木盆地是我國最大的內(nèi)陸盆地，油氣資源的勘查和研究已有100 多年的歷史。1984年沙參2井的突破[6]，取得了塔里木盆地內(nèi)碳酸鹽巖領(lǐng)域油氣勘查的重大進展，1997年在盆地北部發(fā)現(xiàn)了多套油氣層系疊置的巨型油氣田——塔河油田。

1997年塔河油田投入試采，經(jīng)過3年多的試采評價，初步建立了地震剖面中“串珠”狀地震反射與巖溶縫洞的對應(yīng)關(guān)系（圖2），針對古潛山的勘探，在地震處理聚焦顯示“串珠”[7-8]，并取得理論支撐后，以溶洞為目標對象的勘探開發(fā)取得了質(zhì)的飛躍，年產(chǎn)量上升至200×104t，動用儲量近1×108t，海相碳酸鹽巖大油田初現(xiàn)端倪。

2001—2014年，針對古潛山及其斜坡區(qū)帶以“滾評建一體化”模式滾動動用，產(chǎn)量以年增60×104t 持續(xù)快速提升，峰值年產(chǎn)量達到737×104t，新增動用儲量近10×108t?？p洞儲油突破了傳統(tǒng)沉積孔隙儲油的范疇，碳酸鹽巖地層找油首選目標由礁灘孔隙轉(zhuǎn)向古潛山巖溶縫洞?？p洞成為儲集空間，為以后的工作打開了一扇門，找到了新領(lǐng)域。特別是隨著產(chǎn)建陣地的外擴及對巖溶地質(zhì)的深入研究，產(chǎn)建領(lǐng)域從古潛山走向剝蝕區(qū)，逐步認識到暴露剝蝕區(qū)斷裂是最重要油氣輸導(dǎo)條件[9]，為評價油氣富集帶和調(diào)整區(qū)指明了方向。而巖溶系統(tǒng)控制了縫洞溝通關(guān)系，巖溶系統(tǒng)的分布特征決定了縫洞間的連通與分隔性，為明確儲量動用規(guī)律，認識動態(tài)儲量奠定了地質(zhì)基礎(chǔ)。建立了以構(gòu)造分區(qū)帶為基礎(chǔ)的“按洞布井、逐洞開發(fā)”的選井原則和以縫洞單元開發(fā)為目標的井網(wǎng)構(gòu)建原則，針對古潛山及斜坡區(qū)巖溶縫洞快速滾動評價并以“滾評建一體化”模式，年建產(chǎn)率穩(wěn)定在90%左右。

圖2 時間域地震偏移剖面Fig.2 Time-domain seismic migration section

2015年進入精細化注水注氣開發(fā)階段，特別是近年來通過國家“十三五”科技重大專項“塔里木盆地碳酸鹽巖油氣田提高采收率關(guān)鍵技術(shù)示范工程”的基礎(chǔ)理論研究和技術(shù)攻關(guān)，逐步建立了油藏地球物理、油藏地質(zhì)及油藏工程方法。其中，油氣水重力分異作用在縫洞系統(tǒng)中起決定作用，區(qū)別于砂巖的毛管力，縫洞內(nèi)重力作用為注水注氣提高采收率提供了理論支撐。同時，逐漸完善了與縫洞相匹配的注水注氣開發(fā)技術(shù)，提高采收率成效顯著，盈虧平衡油價逐步下降到43美元/bbl，保障了油價寒冬期年產(chǎn)油600×104t的開發(fā)效益。

近年來，隨著斷溶體油藏[9]的發(fā)現(xiàn)，為廣袤的塔里木盆地碳酸鹽巖油氣藏勘探突破奠定了理論基礎(chǔ)，為勘探開發(fā)找準了方向，意義重大。塔河油田深大斷裂不僅控制了塔河油田奧陶系的構(gòu)造發(fā)育程度，而且還控制了沉積建造和層序發(fā)育特征，直接或間接地控制著盆地內(nèi)烴源巖、儲集層、圈閉發(fā)育特征和油氣的運移、聚集及油氣藏的分布，斷裂系統(tǒng)（圖3）也是塔河油田最主要的油氣儲集空間，只是不同級別不同性質(zhì)的斷裂在時空上對油氣藏的形成和分布的控制作用不同。近幾年根據(jù)這一突破性認識，發(fā)現(xiàn)了遠離暴露巖溶區(qū)的順北油氣田。

圖3 碳酸鹽巖斷溶體油藏模式Fig.3 Trap model of carbonate fault-karst reservoir

2 縫洞型油藏開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

塔河油田的勘探開發(fā)實踐證明，奧陶系碳酸鹽巖溶洞結(jié)構(gòu)多樣、連通性復(fù)雜，儲集體空間發(fā)育具有極其不確定性，其油氣水關(guān)系及油藏類型也十分復(fù)雜，如何有效識別描述縫洞儲集體及其內(nèi)部流體流動規(guī)律，對實現(xiàn)優(yōu)質(zhì)高效的開發(fā)極為重要。

2.1 縫洞空間結(jié)構(gòu)表征技術(shù)

精準識別描述縫洞儲集體，特別是理清縫洞空間展布特征，明確井-洞、井-縫間的關(guān)系，是制定合理開發(fā)技術(shù)政策的基礎(chǔ)?？p洞空間結(jié)構(gòu)表征技術(shù)是基于地球物理方法，表征縫洞體的外部輪廓、空間位置、體積大小及內(nèi)部結(jié)構(gòu)，進一步理清縫-洞、洞-洞、井-洞的空間位置關(guān)系（圖4），實現(xiàn)了不同地質(zhì)背景下，不同尺度、不同類型縫洞系統(tǒng)的綜合描述。

1）溶洞空間位置“三定法”

該技術(shù)由王震等提出，利用疊前深度偏移資料確定中心點位置、分頻能量屬性確定溶洞內(nèi)部分隔、波阻抗反演確定溶洞頂[10]。在埋深6 000 m 條件下，縫洞體中心位置識別誤差由110 m 縮減到40 m，頂部深度偏差小于10 m，縫洞間隔識別縮小到30 m以內(nèi)，指導(dǎo)了鉆井靶點設(shè)計，新井中靶放空漏失率提高到60.5%。

2）斷裂-裂縫的地震分級預(yù)測與識別技術(shù)

該技術(shù)采用多屬性融合，逐級檢測，結(jié)合分頻、相干與螞蟻體等斷裂屬性描述和刻畫等手段，實現(xiàn)斷裂-裂縫的三維空間刻畫。

3）集成創(chuàng)建了三大地質(zhì)背景縫洞系統(tǒng)綜合描述技術(shù)

風化殼巖溶縫洞系統(tǒng)描述是應(yīng)用趨勢面屬性表征殘丘輪廓，分頻能量表征殘丘內(nèi)部的縫洞展布，不連續(xù)性屬性表征斷裂分布，綜合表征殘丘內(nèi)部的縫洞結(jié)構(gòu)；而斷控巖溶縫洞系統(tǒng)描述是應(yīng)用結(jié)構(gòu)張量屬性邊界刻畫技術(shù)和波阻抗反演、螞蟻體斷裂檢測技術(shù)建立有效的“斷溶體”油藏內(nèi)部縫洞結(jié)構(gòu)差異表征方法[11]；針對古暗河縫洞系統(tǒng)描述，主要是基于儲層物性參數(shù)反演充填物性，實現(xiàn)了塔河油田巖溶古暗河孔隙度、充填性、泥質(zhì)含量、灰質(zhì)含量和石英含量的定量預(yù)測，與測井解釋結(jié)果吻合率達到86%[12]。

圖4 塔河風化殼巖溶縫洞系統(tǒng)空間結(jié)構(gòu)Fig.4 3D spatial structure of karst fractured-vuggy system in Tahe Oilfield

2.2 縫洞型油藏儲量計算方法

縫洞型油藏儲量計算方法經(jīng)歷了碾平容積法、改進容積法[13-14]、體積雕刻法[15]。其中碾平容積法是借鑒碎屑巖油藏儲量計算方法，將縫洞型油藏視為“儲層連片分布、整體含油”，縱向以凈毛比按等厚層狀、平面按井控碾平，利用容積法公式計算得到儲量值。在勘探開發(fā)早期，對縫洞的非均質(zhì)性認識不夠，沒有擺脫傳統(tǒng)思維，誤差較大。改進容積法表征了縫洞在平面上的分布差異，并改進了溶洞孔隙度、含油飽和度賦值方法，但該方法仍為層狀思維。體積雕刻法是隨著縫洞三維空間刻畫技術(shù)的進步，在三維空間采取網(wǎng)格積分計算洞穴、孔洞、裂縫三類儲集體的有效孔隙體積（圖5），該方法拋開了層控的觀念，建立了縫洞空間立體概念。

體積雕刻法計算縫洞型碳酸鹽巖油藏地質(zhì)儲量可分為4 步：第一步，依據(jù)鉆井、巖心、測井及測試資料，對儲集空間類型及儲層類型劃分，研究不同儲集空間類型的測井響應(yīng)特征，綜合應(yīng)用測井解釋成果及生產(chǎn)測試數(shù)據(jù)確定有效儲層孔隙度及含油飽和度下限值；第二步，通過不同異常反射地震敏感屬性優(yōu)選，確定不同類型儲集體門檻值，利用三維空間可視化技術(shù)得到異常反射幾何體，刻畫輪廓邊界；第三步，綜合應(yīng)用測井數(shù)據(jù)、地震數(shù)據(jù)及地質(zhì)信息，根據(jù)縫洞型油藏非均質(zhì)性強的特點，采用低頻趨勢約束下的分形分維井-震聯(lián)合反演，得到波阻抗反演體，再通過參數(shù)反演得到孔隙度體；第四步，應(yīng)用異常反射幾何體和孔隙度反演體，在孔隙度下限值研究的基礎(chǔ)上，通過屬性融合技術(shù)，分別刻畫計算底界以上有效儲層空間展布，基于原油地質(zhì)儲量計算公式（1），應(yīng)用體積雕刻結(jié)果得到有效孔隙體積，從而計算原油地質(zhì)儲量。

式中：N為靜態(tài)儲量，104t；Vo為有效孔隙體積，104m3；Soi為平均含油飽和度，%；ρ為原油密度，g/cm3；Boi為原油平均體積系數(shù)。

塔河油田存在大量封閉無水體型溶洞，此類溶洞所鉆遇的縫洞體具有固定容積的特征，動態(tài)儲量計算結(jié)果能較真實的反映地下地質(zhì)儲量。通過選取塔河油田老區(qū)12 口典型封閉無水體型單井，分別利用改進容積法和縫洞雕刻法計算靜態(tài)地質(zhì)儲量，并與動態(tài)儲量進行對比分析，計算結(jié)果如表1所示，相對改進容積法而言，體積雕刻法計算的靜態(tài)儲量與動態(tài)儲量吻合度更高。

圖5 基于體積雕刻法的縫洞體地質(zhì)儲量計算流程Fig.5 Calculation flow of geological reserves of fracture cave based on volume carving method

表1 不同方法計算地質(zhì)儲量結(jié)果Table 1 Calculation results of geological reserves by different methods

2.3 空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)構(gòu)建技術(shù)

縫洞在空間上的展布極不規(guī)則，平面分布存在“點”“線”“面”多種形態(tài)，縱向上多套縫洞疊置發(fā)育，縫洞結(jié)構(gòu)的空間組合極為復(fù)雜。張希明等[16]早期以平面上相關(guān)聯(lián)的一組縫洞作為一個開發(fā)單元進行動態(tài)管理與評價，此單元具有統(tǒng)一壓力系統(tǒng)和相關(guān)的油水分布關(guān)系。早期劃分主要以圖6a所示的巖溶溝谷為界，隨著認識深化，逐步統(tǒng)一到圖6b所示的以巖溶系統(tǒng)為流動主線，以斷裂溝通為輔助條件，以不滲透基巖為邊界的劃分標準[17-18]，如圖6中的TK889 井經(jīng)示蹤劑測試與TK866、T705井具有動態(tài)響應(yīng)，縫洞單元重新調(diào)整后邊界劃分也更為合理?？p洞單元的提出及完善，為縫洞型油藏開發(fā)奠定了動態(tài)管理的基礎(chǔ)。

早期產(chǎn)能建設(shè)階段，井點部署以洞為目標，對洞間關(guān)系、洞間小型縫洞考慮少，注水注氣開發(fā)后，注采對應(yīng)率低。基于縫洞型油藏縫洞結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性以及在空間分布上的不規(guī)則性，構(gòu)建了與碎屑巖油藏“層”開發(fā)思想不同的井網(wǎng)，縫洞型油藏的開發(fā)理念以空間“立體”開發(fā)為出發(fā)點，提出了針對縫洞型油藏的“空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”理念[19]?？p洞型油藏“空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”以縫洞體三維空間結(jié)構(gòu)為基礎(chǔ)，量化判定井洞匹配關(guān)系與洞間連通關(guān)系，以儲量有效控制、高效動用為目標，矢量配置注采井組，形成平面多向驅(qū)替、縱向多段控制的注采體系。井網(wǎng)構(gòu)建的核心思想是“立體化”（圖7），主要反映縫洞的空間分布和分層展布，凸顯井-洞、縫-洞和洞-洞空間的結(jié)構(gòu)關(guān)系。

圖6 縫洞單元劃分與確定Fig.6 Division and determination of fractured-vuggy elements

圖7 縫洞立體井網(wǎng)構(gòu)建Fig.7 3D well pattern construction of fractures and caves

“空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”主要按儲集體展布確定井網(wǎng)模式、縫洞結(jié)構(gòu)確定注采關(guān)系、剩余油分布確定注采方式三種原則來構(gòu)建。對于低控制井網(wǎng)，可通過新增注采完善井提高縫洞和注采井網(wǎng)控制程度，地質(zhì)工程一體化預(yù)測經(jīng)濟可采儲量，保證生產(chǎn)效益最大化；對于低動用井網(wǎng)，可通過調(diào)整注采結(jié)構(gòu)、井網(wǎng)參數(shù)、注采關(guān)系等，優(yōu)化井網(wǎng)部署和調(diào)整潛力，使水驅(qū)動用程度最大化，從而推進單元儲量控制、動用程度及分類評價，指導(dǎo)注采井網(wǎng)完善與效益開發(fā)。

2.4 縫洞注水注氣替油及井間驅(qū)油技術(shù)

依據(jù)縫洞內(nèi)重力分異作用，對于相對封閉型溶洞，創(chuàng)建了注水注氣替油技術(shù)[20-21]，以水驅(qū)替溶洞下部油，以氣驅(qū)替溶洞頂部油（圖8），采收率得到了顯著提高。對于多個縫洞體組成的縫洞群，通過刻畫縫洞空間結(jié)構(gòu)，建立了差異化的注采關(guān)系、注水方式及注采參數(shù)優(yōu)化方法，創(chuàng)建了空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)驅(qū)替技術(shù)，目前已在126 個多井縫洞單元體開展了注水開發(fā)，采收率提高5%以上。

圖8 縫洞型油藏注氣重力驅(qū)油機理模擬Fig.8 Simulation of gas injection gravity drive mechanism in fractured-vuggy reservoir

針對不同巖溶背景下縫洞空間的分布差異，制定了差異化的注水注氣開發(fā)技術(shù)政策（表2）：風化殼巖溶區(qū)表層巖溶帶和垂向滲濾巖溶帶疊置發(fā)育，有分段特征，水驅(qū)后剩余油分布主要受局部殘丘控制，適合一注多采的空間網(wǎng)狀井網(wǎng)，以注水注氣提高采收率；古暗河巖溶發(fā)育區(qū)縫洞沿巖溶管道分布，以線狀注采為主，以不穩(wěn)定周期注采提高采收率；斷溶體油藏縫洞沿斷裂走向分布，平面分段、縱向局部分隔，適合構(gòu)建沿斷裂帶的線狀立體注采井網(wǎng)。上下溝通型，以頂部采、底部注為主；上下分隔型，采用分段注采，總體構(gòu)建了差異注采政策，為提高采收率奠定了基礎(chǔ)。

表2 不同巖溶背景井網(wǎng)構(gòu)建原則Table 2 Construction principles of well pattern with different karst background

2.5 基于溶洞流動特點的油藏工程方法

通過深度挖掘“壓恢試井、自噴井油壓、機采井液面、注水井注入壓力與累產(chǎn)液”數(shù)據(jù)，創(chuàng)新形成了基于生產(chǎn)指示曲線動態(tài)分析評價技術(shù)[22]，用于自噴井動態(tài)儲量計算及儲層損傷評價、機采井健康工況分析與合理生產(chǎn)壓差計算、注水井井周波及儲量分析及注水量計算，指導(dǎo)了油井自噴井、機采井、注水井的調(diào)控對策和優(yōu)化挖潛。

能量指示曲線表征油井地層壓力變化和累產(chǎn)液的關(guān)系[23]，區(qū)分了溶洞的封閉和開放的特征。其物質(zhì)平衡方程可簡化為公式（2）所示：

式中：N為動態(tài)儲量，t；K為能量指示曲線斜率；Ct為綜合壓縮系數(shù)；Bo、Boi分別為原始壓力和目前壓力狀態(tài)下的原油體積系數(shù)。

以塔河油田10 區(qū)TH10144 井為例，其能量指示曲線如圖9所示，K、Bo、Boi、Ct分別取0.004 7、1.075 2、1.032 1、0.001 5，計算得到動態(tài)儲量為14.78×104t。

圖9 TH10144井能量指示曲線Fig.9 Energy indicating curve of well TH10144

2.6 “滾評建一體化”技術(shù)

針對不同區(qū)帶存在縫洞發(fā)育程度、油氣充注富集、底水溝通程度的差異，不能像構(gòu)造砂體油藏那樣一次性評價儲量與產(chǎn)建，在實踐中形成了“滾評建一體化”增儲上產(chǎn)工作方法。

每期方案既有對已評價認識清楚區(qū)的產(chǎn)能建設(shè)井部署，同時安排對未明區(qū)帶的滾動勘探，對已見油氣區(qū)的儲量產(chǎn)能評價，按滾動、評價、產(chǎn)能1∶2∶7量化統(tǒng)籌工作量。整個區(qū)塊一期期推進，步步為營，滾動展開，這種工作方法加快了增儲上產(chǎn)進程，規(guī)避了風險。例如12 區(qū)面積729 km2，儲量4.1×108t，從2007年開始，編制了12期產(chǎn)建方案，累計建產(chǎn)能約2 080×104t。

3 以縫洞為目標的工程工藝特色技術(shù)

塔河油田油藏埋藏深（5 500 ～7 000 m），地層溫度高（130 ℃），地層礦化度高（200 346 mg/L），原油溫敏性強（60 ℃黏度快速增大），相應(yīng)工程工藝除滿足一般油藏開發(fā)共性外，還創(chuàng)新了一系列特色技術(shù)。

3.1 針對縫洞“一井多靶”鉆井溝通技術(shù)

塔河超深縫洞型油藏埋深5 500 ～7 000 m，目的層縫洞儲集體非均質(zhì)性極強，上覆地層發(fā)育多套火山巖、膏鹽巖等復(fù)雜地層，鉆井成本是常規(guī)（3 000 m左右）的3 ～5倍，創(chuàng)新“一井多靶”鉆井技術(shù)，達到了大幅降低鉆井投入，提高井筒利用效能的技術(shù)目的[24-25]。

具體包含兩大技術(shù)：一是地質(zhì)可視化三維軌跡設(shè)計優(yōu)化技術(shù)（圖10），通過鉆柱結(jié)構(gòu)的軸向載荷、摩阻扭矩、屈曲狀態(tài)等鉆井參數(shù)的精細分析與實時調(diào)整，實現(xiàn)了三維井眼軌跡的有效控制，最大造斜率達到12（°）/30m，實鉆軌跡設(shè)計符合率95%以上，實現(xiàn)了距縫洞體頂部20 ～30 m“擦頭皮”精確鉆進，確保軌跡溝通多套儲集體的頂部，而不直接鉆入易于惡性漏失的核部；二是復(fù)雜地層的塌漏高效防治技術(shù)，由于完鉆井深大，路遇多套惡性漏失和嚴重垮塌的復(fù)雜層段，針對大于5 mm 的大尺度裂縫惡性漏失，研發(fā)了固化型、凝結(jié)型、高失水型三類化學固結(jié)堵漏材料。平均堵漏時間由常規(guī)技術(shù)的110 d 降至39 d。針對嚴重垮塌層段，研發(fā)高油水比油基鉆井液體系，配合微納米剛性、塑性堵漏新材料，對微裂縫全面封堵，有效阻止壓力傳遞，避免井壁失穩(wěn)，實現(xiàn)最大完鉆井深7 000 m，定向鉆進600 m，全程無阻卡，不埋鉆。

圖10 “一井多靶”和“擦頭皮”設(shè)計Fig.10 Design of one well with multiple targets and“scalp wiping”

3.2 全方位高效酸壓儲改溝通技術(shù)

針對碳酸鹽巖可酸溶特性，創(chuàng)建了全方位酸化壓裂一體化改造技術(shù)（圖11）[26]。在油田主體區(qū)累計支撐了近5 000×104t 可采儲量的有效動用。近年來在順北油田深入開展試驗與應(yīng)用，為百萬噸產(chǎn)能建設(shè)提供了可靠的技術(shù)手段。

具體包含三大技術(shù)：一是針對徑向距離（R）30 m以內(nèi)的儲集體，開展了復(fù)雜縫酸壓技術(shù)，前置強滲透酸多向滲透，再用壓裂液造縫配合酸液刻蝕形成導(dǎo)流通道，目前為油田的主體改造方式；二是針對徑向距離30 ～80 m、方位0°～75°的儲集體，按照“多級暫堵轉(zhuǎn)向、深部溝通”思路，創(chuàng)新形成了轉(zhuǎn)向酸壓技術(shù)；三是針對徑向距離30 ～80 m、方位75°～90°的儲集體，探索創(chuàng)新脈沖波壓裂新技術(shù)，利用火箭推進劑燃燒的高能氣體及脈沖波，形成定向放射狀的多簇縫網(wǎng)，再酸壓深部溝通。該技術(shù)在6 550 m超深井成功試驗，填補了行業(yè)空白，三項技術(shù)保障了井周全方位的溝通。

圖11 全方位高效酸壓儲改溝通技術(shù)Fig.11 High efficiency omnidirectional reservoir reconstruction

3.3 大尺度縫洞間流道調(diào)整技術(shù)

縫洞型油藏流動通道尺度大，優(yōu)勢流道極易水竄，并對其他流道形成屏蔽。對此，近年來創(chuàng)建了針對縫洞型油藏特色的流道調(diào)整技術(shù)（圖12），累計實施26井組，有效15井組，階段增油4.56×104t，實現(xiàn)了對大尺度縫洞通道擴大水驅(qū)波及的技術(shù)突破。該技術(shù)規(guī)模推廣后有望增加水驅(qū)動用儲量1.5×108t以上。

流道調(diào)整包含三大技術(shù)：一是縫洞注采單元的流道識別，物探技術(shù)結(jié)合動靜態(tài)分析和示蹤劑解釋，初步刻畫出井間縫洞空間結(jié)構(gòu)與流動通道，再運用“管流-滲流耦合”試井解釋新方法，刻畫出管流縫洞體積和滲流裂縫體積；二是研制了“不同顆粒、強度、密度、可溶性”的調(diào)整顆粒體系，通過調(diào)整高分子合成顆粒的軟段、硬段比例，獲得不同的彈性強度，使其滿足不同壓力下變形通過的要求。通過調(diào)整高溫塑化官能團的類型和比例，使其滿足不同溫度下塑化粘連、快速堆積的要求；三是低成本在線注入技術(shù)，在成像測井指導(dǎo)下優(yōu)選顆粒粒徑，利用螺旋提升加料裝置和高壓堵調(diào)泵在線注入。

3.4 高瀝青質(zhì)超稠油降黏開采技術(shù)

圖12 縫洞型油藏流道識別與調(diào)整井Fig.12 Channel identification and adjustment in fractured-vuggy reservoir

塔河稠油50 ℃黏度為（1.0×105～1.0×107）mPa·s，瀝青質(zhì)含量為25%～62%，是常規(guī)稠油的5 ～10倍，與常規(guī)蠟和膠質(zhì)致稠原油具有根本不同。由于瀝青質(zhì)中Ni、V、O、N、S等元素含量異常超高，是常規(guī)稠油的10 倍，導(dǎo)致分子極性較強，分子間作用力較大，聚集形成了致密的層狀瀝青質(zhì)膠核。膠核深入聚集纏繞，最終形成具有空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的強黏彈性膠體體系，導(dǎo)致黏度急劇升高。對此創(chuàng)建了基于四組分平衡和瀝青質(zhì)有效分散機理的摻稀降稠開采技術(shù)，形成了三參數(shù)摻稀優(yōu)化圖版。利用溫度敏感性強，研制物理降黏配套工藝，一是研制了耐溫型礦物絕緣電纜加熱技術(shù)，電熱轉(zhuǎn)化效率可達99%；二是引入了納米材料油管保溫技術(shù)，充分利用地層熱量，井口溫度提高20 ℃。充分釋放油井產(chǎn)能，保障了平穩(wěn)生產(chǎn)。

3.5 注采一體化地面工藝技術(shù)

縫洞型油藏以縫洞空間原油為注采對象[25]，單井既是采油井，也是注入井，井間注采階段轉(zhuǎn)化率高，對地面注采系統(tǒng)建設(shè)有不同的要求，在輸水管線“干線到區(qū)，支線到站”的條件下，單井管線采用耐腐技術(shù)，既采油又注水，避免了單井注水管線的投入，結(jié)合就地分水，降低了成本（圖13）。該技術(shù)于2019年在12區(qū)某站投產(chǎn)運用，優(yōu)化了一座常規(guī)注水站及配套單井注水管線，共計1 050 萬元。目前已有21 座“一管雙用”站場正在實施中，相較于常規(guī)工藝降低工程投資2.2 億元。

4 技術(shù)攻關(guān)方向

縫洞型油藏開發(fā)永恒的核心任務(wù)是縫洞空間結(jié)構(gòu)精準刻畫，支撐剩余油認識和動用。展望未來，隨著信息化智能化技術(shù)的進步，新材料新設(shè)備的研發(fā)應(yīng)用，必將為油田開發(fā)帶來巨大的轉(zhuǎn)變。

4.1 縫洞結(jié)構(gòu)描述技術(shù)

以地球物理技術(shù)對縫洞外輪廓的描述，受地層深度和地震尺度限制，僅能描述刻畫50 m 以上大型溶洞，需要從四個方面攻關(guān)與創(chuàng)新：一是通過大量的物模正演，建立起更小尺度（小于50 m）、多種形態(tài)、各種充填方式的地震反射特征模式庫，利用多屬性模式匹配與神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)識別技術(shù)，實現(xiàn)地震向地質(zhì)體直接轉(zhuǎn)化，以歷史擬合反復(fù)修正，建立單元縫洞地質(zhì)模型；二是創(chuàng)新井筒遠距測量技術(shù)，以聲波探測、電磁波測量等技術(shù)，直接對井周縫洞掃描測量；三是機器人進入縫洞集合體內(nèi)直接測量內(nèi)部結(jié)構(gòu)；四是以現(xiàn)代巖溶露頭，找到內(nèi)在規(guī)律及控制因素，增強預(yù)測能力并形成預(yù)測方法。通過以上洞內(nèi)測量、井周掃描、地震正反演，相互印證補充，實現(xiàn)對不同尺度縫洞的精細描述。

4.2 剩余油定量表征技術(shù)

剩余油描述主要有兩個攻關(guān)方向：一是研制不同縫洞結(jié)構(gòu)的大尺度物理模型，通過開展在不同驅(qū)動條件下剩余油分布規(guī)律的大量實驗，明確不同縫洞結(jié)構(gòu)組合中剩余油的形成機理；二是攻關(guān)采用縫洞結(jié)構(gòu)約束下的“三分”（分系統(tǒng)、分組合、分方法）地質(zhì)建模技術(shù)，完善不同縫洞體滲透率參數(shù)分級賦值的數(shù)值模擬技術(shù)，并以縫洞結(jié)構(gòu)內(nèi)的流體檢測等技術(shù)修正現(xiàn)有數(shù)模模型，發(fā)展形成以建模-數(shù)模為核心的縫洞型油藏剩余油定量表征技術(shù)。

圖13 注采一體化地面工藝技術(shù)流程Fig.13 Surface technology process of injection and production integration

4.3 井周儲量動用技術(shù)

井周儲量動用主要包括兩方面：井周未溝通儲量和井周井間已動用儲量，其中，井周未溝通儲量動用技術(shù)的攻關(guān)方向是全方位精準靶點溝通，在機械溝通上，完成小井靶距、小轉(zhuǎn)彎半徑各種工具工藝研發(fā)；在壓裂工藝和改造液體系創(chuàng)新上，實現(xiàn)360°方向可控、酸蝕距離可控。動用井周井間儲量，關(guān)鍵要考慮與井溝通的縫洞內(nèi)的兩種剩余油。一是被屏蔽的縫洞系統(tǒng)內(nèi)的低流動能力油氣；二是裂縫、礫間孔腔內(nèi)的剩余油。需要攻關(guān)研發(fā)不同尺寸流道調(diào)整劑和定點放送工藝，調(diào)整孔縫間的流動能力，均衡動用各個縫洞系統(tǒng)，同時研發(fā)針對縫孔的表面活性劑體系。

4.4 稠油開采技術(shù)

影響稠油流動的關(guān)鍵參數(shù)是溫度。塔河稠油在60 ℃以下流動能力變差。在不含水、低含水階段用稀油摻入提高流動能力，實現(xiàn)了規(guī)模上產(chǎn)階段、高地層能量條件下開發(fā)。針對未來含水進入中高期，大部分井需要放大壓差生產(chǎn)，摻稀開采僅部分井適用，創(chuàng)新高效井筒保溫技術(shù)，納米材料為突破點。另外，研發(fā)油藏條件（150 ℃）稠油裂解，配合地面改制技術(shù)，可以大幅度提高流動能力。

5 結(jié)論

塔河油田縫洞型油藏為非常規(guī)油藏，經(jīng)過多年的探索攻關(guān)，在地質(zhì)認識、儲層識別、工程工藝、勘探突破及產(chǎn)能建設(shè)等方面取得了一系列重要成果，為廣袤的塔里木盆地碳酸鹽巖油氣藏勘探突破奠定了理論基礎(chǔ)，其中，構(gòu)建了六項關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)：①縫洞空間結(jié)構(gòu)表征技術(shù)；②縫洞油藏儲量計算技術(shù)；③空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)構(gòu)建技術(shù)；④縫洞注水注氣替油及井間驅(qū)油技術(shù)；⑤基于溶洞流動特點的油藏工程方法；⑥滾評建一體化技術(shù)。形成了五項特色工藝技術(shù)：①針對縫洞“一井多靶”鉆井溝通技術(shù)；②全方位高效儲改溝通技術(shù)；③大尺度縫洞間流道調(diào)整技術(shù)；④高瀝青質(zhì)超稠油降黏開采技術(shù)；⑤注采一體化地面工藝技術(shù)。

塔河油田勘探開發(fā)實踐證實了塔里木盆地碳酸鹽巖油藏具有廣闊的發(fā)展前景，同時亦面臨理論創(chuàng)新、工藝技術(shù)突破以及效益開發(fā)等問題和挑戰(zhàn)。為持續(xù)實現(xiàn)碳酸鹽巖縫洞型油藏勘探新突破以及高質(zhì)高效開發(fā)，還有待廣大石油科技工作者在實踐中不斷創(chuàng)新、完善，構(gòu)建起支撐千萬噸級油田開發(fā)的技術(shù)系列，重點有四個方面的關(guān)鍵技術(shù)亟待攻關(guān)：①縫洞結(jié)構(gòu)描述技術(shù)；②剩余油定量表征技術(shù)；③井周儲量動用技術(shù)；④稠油開采技術(shù)。