塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏不同開發(fā)階段井網(wǎng)構(gòu)建

昌 琪，耿 甜

（中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011）

碳酸鹽巖縫洞型油藏在塔里木盆地發(fā)育，其儲集空間由形態(tài)多樣、大小懸殊的溶洞、裂縫和溶孔組成，非均質(zhì)性極強[1–4]，開發(fā)特征及模式與碎屑巖油藏、裂縫–孔隙型或孔隙型碳酸鹽巖油藏有較大差別[5–7]。經(jīng)過 20多年的科研攻關(guān)和開發(fā)實踐，塔河油田的開發(fā)經(jīng)歷了邊實踐、邊認識、邊開發(fā)、邊調(diào)整的歷程，在碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)上積累了豐富的經(jīng)驗，取得了較好的效果，目前已基本建立了該類油藏的開發(fā)理論與技術(shù)體系。但隨著開發(fā)的深入，油水關(guān)系日益復雜、地下矛盾突出，許多問題依然需要不斷深化研究。碳酸鹽巖基質(zhì)基本不具有儲滲意義，它既不同于中東地區(qū)碳酸鹽巖裂縫型油藏，也不同于中國東部典型的碳酸鹽巖裂縫–孔洞型油藏, 更不同于常規(guī)孔隙型砂巖油藏。目前，碎屑巖油藏已經(jīng)形成了成熟的以行列井網(wǎng)和面積井網(wǎng)為主的規(guī)則井網(wǎng)部署方法[8]，而縫洞性油藏構(gòu)建的為不規(guī)則注采井網(wǎng)，可借鑒的依據(jù)較少[9]。如何識別碳酸鹽巖縫洞型油藏不同開發(fā)階段的儲量分布特征及構(gòu)建相應的井網(wǎng)是實現(xiàn)油田高效開發(fā)的一個重要環(huán)節(jié)。

前人關(guān)于碳酸鹽巖縫洞型油藏的剩余油分布及井網(wǎng)構(gòu)建做了大量研究工作。鄭松青等[10–11]對碳酸鹽巖縫洞型油藏儲集空間多尺度特征、儲集體類型、縫洞體空間形態(tài)及分布模式，以及其與生產(chǎn)井的配置關(guān)系等進行了系統(tǒng)研究，分析了各因素對剩余油分布的影響，指出碳酸鹽巖縫洞型油藏水驅(qū)后剩余油分布的主控因素可歸結(jié)為局部高點、井控不足、流動通道屏蔽和弱水動力等4大類12亞類。魯新便等[9]從油藏實際出發(fā)，按照不同巖溶地質(zhì)背景，提出了“注采空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”的理論概念，即以縫洞體空間展布為基礎(chǔ)，結(jié)合縫洞形態(tài)、尺度、連通結(jié)構(gòu)等信息，在三維空間上構(gòu)建注水井與采油井之間的匹配關(guān)系，最大程度地提高縫洞控制儲量和水驅(qū)儲量的動用程度及采收率。上述成果對碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)起了重要的指導和借鑒作用，但是針對縫洞型油藏不同開發(fā)階段井網(wǎng)構(gòu)建方法的研究比較欠缺。本文綜合地球物理識別成果及地質(zhì)認識，結(jié)合巖心、測井、注采生產(chǎn)動態(tài)等資料，系統(tǒng)研究了縫洞型油藏儲集體類型及分布特征，總結(jié)不同開發(fā)階段的井網(wǎng)構(gòu)建方法。

1 縫洞型油藏儲集體特征

碳酸鹽巖縫洞型油藏按照地質(zhì)控制因素可以劃分為風化殼型、古暗河型以及斷控型三種類型。不同巖溶背景下的儲集體分布特征及連通狀況差異很大，表現(xiàn)為儲集體非均質(zhì)性極強。鉆探揭示塔河油田奧陶系儲集體類型可分為溶洞型、裂縫–孔洞型、裂縫型[10]（表 1），總體是由洞、孔、縫一起構(gòu)成的復雜的儲集體空間結(jié)構(gòu)。

溶洞型儲集體以大型溶洞為主要的儲集空間，裂縫主要起連通的作用；該類儲層是區(qū)內(nèi)的最優(yōu)質(zhì)儲集體，鉆進過程中多鉆遇放空、泥漿漏失，測試后可獲得較高–高油氣產(chǎn)能。裂縫–孔洞型儲集體以次生孔隙為主，其次為裂縫；測井特征表現(xiàn)為較低的自然伽馬、薄層狀的高聲波時差、低密度和高中子[12]，反映出基質(zhì)孔隙度低，僅為2%～3%。裂縫型儲集體表現(xiàn)為孔隙度小但滲透率較大的特征，構(gòu)造斷裂的發(fā)育程度是裂縫型儲層的主控因素；根據(jù)取心資料的裂縫描述并對照測井資料，裂縫型儲層段自然伽馬曲線一般為純灰?guī)r基線，砂泥質(zhì)充填時自然伽馬增大。

碳酸鹽巖縫洞型油藏主要受控于儲層發(fā)育的非均質(zhì)性，因此，儲集空間的分布規(guī)律以及井洞配置關(guān)系是重要的研究課題[13–15]。連通通道是位于生產(chǎn)井間或底水與生產(chǎn)井間，能夠作為水驅(qū)通道的單個或多個縫洞體組合。尋找縫洞體之間的連通通道，構(gòu)建合理的注采井網(wǎng)，才能實現(xiàn)油井的高效開發(fā)。另外考慮到充填性，縫洞體之間分割性的研究也是一項重點工作，縫洞體分割的介質(zhì)主要有致密基巖、砂泥質(zhì)充填、斷裂等，造成不同縫洞體間或者同一縫洞體內(nèi)存在不連通、油水關(guān)系相對獨立的現(xiàn)象：①致密基巖分割型：在相同區(qū)域發(fā)育多個縫洞體，它們在空間上相隔很近，但彼此被基巖分隔，互不連通，為獨立的油水系統(tǒng)（圖 1a）；②砂泥質(zhì)充填分割型：河道型縫洞體內(nèi)因充填類型和程度的差異，形成致密隔斷，將原本一體的河道分隔成多個不連通的空間（圖1b）；③斷裂分割型：縫洞體內(nèi)原本發(fā)育較大貫穿斷裂，斷裂具有高導流能力，成為流體及填充物的運移通道，后期逐漸被外來物質(zhì)充填、堵塞，失去導流能力，將縫洞體分割為相互獨立的空間（圖1c）。

2 不同開發(fā)階段井網(wǎng)構(gòu)建原則

2.1 天然能量開發(fā)階段

在井位部署階段，主要依托地球物理多屬性技術(shù)對縫洞體進行精細識別，提高縫洞體的鉆遇率。針對不同地質(zhì)控制因素的縫洞體空間分布特點，優(yōu)化井型，如主干斷裂帶的較孤立的縫洞體和分支斷裂的局部優(yōu)勢充注縫洞體，可采取部署直井的方式；前期存在井洞關(guān)系或者充填的部分低產(chǎn)低效井，則可部署側(cè)鉆井進行剩余油挖潛。

在油井依靠天然能量開發(fā)階段，重點是依據(jù)區(qū)帶地球物理識別成果[16–17]，總結(jié)不同巖溶背景縫洞發(fā)育的地質(zhì)規(guī)律，控制大型縫洞以及殘丘高點，規(guī)劃好基礎(chǔ)井網(wǎng)，最大限度地提高控制儲量[18–19]。

表1 縫洞型油藏儲集體類型

依據(jù)三大不同巖溶背景下儲集體發(fā)育特點，制定相應的適應性井網(wǎng)。

（1）風化殼巖溶背景儲集體。結(jié)構(gòu)特點：縫洞平面展布、離散分布，洞間多向溝通；井網(wǎng)構(gòu)建原則：“似蜂巢”不規(guī)則井網(wǎng)，具有網(wǎng)狀連接、多向?qū)卣鳌?/p>

（2）古暗河巖溶背景儲集體。結(jié)構(gòu)特點：空間發(fā)育兩套巖溶系統(tǒng)組合、局部裂縫縱向溝通；井網(wǎng)構(gòu)建原則：兩套巖溶系統(tǒng)縱向不連通時，分段構(gòu)建，分段注采；兩套巖溶系統(tǒng)縱向連通時，一體化構(gòu)建，低注高采。

（3）斷控巖溶背景儲集體。結(jié)構(gòu)特點：平面分段，縱向板狀體分布，局部分隔[20]；井網(wǎng)構(gòu)建原則：縱向連通底水，能量強則頂部注采，橫向驅(qū)替；縱向分隔底水，能量弱則低注高采，建立人工底水，補充能量。

在天然能量開發(fā)階段，主要控制大洞以及殘丘高點[21]，通過合理的工作制度，延長無水采油期。針對縱向上存在分割性的縫洞體，可以采用分段酸壓的方式，動用分割縫洞體的剩余油；針對井周儲層污染的類型，可以采用大型酸化的手段進行解堵，提高水驅(qū)前的儲量動用程度，盡可能地減少剩余油。

2.2 注水開發(fā)階段

注水開發(fā)階段，需要盡可能地提高水驅(qū)波及范圍，強化斷裂裂縫精細識別[22]，結(jié)合現(xiàn)場認識的動態(tài)連通關(guān)系，部署調(diào)整完善井網(wǎng)，構(gòu)建注采關(guān)系，提高儲量的水驅(qū)動用程度。

此階段水驅(qū)后剩余油的分布主要受儲集體類型、分布、井眼與儲集體配置關(guān)系等多種因素的綜合影響，不同的配置關(guān)系，剩余油的分布呈現(xiàn)不同的特征。

（1）當縫洞體規(guī)模較大且形狀規(guī)則，井眼位于儲集體頂部，經(jīng)過天然能量驅(qū)及水驅(qū)之后[23–25]，采出程度較高，儲集體中剩余油可以忽略不計。若生產(chǎn)井井眼位置偏離儲集體頂部，在注水開發(fā)過程中，因為油水重力分異影響，部分剩余油分布在該縫洞體上部“溢出點”之上（圖2），難以采出。

（2）生產(chǎn)井間或底水與生產(chǎn)井間（或局部）存在多條并聯(lián)連通通道，注入水（或底水）易沿大裂縫等高滲通道突進，造成生產(chǎn)井暴性水淹，屏蔽其他連通通道內(nèi)的剩余油。

圖1 縫洞體分割類型

圖2 生產(chǎn)井偏離縫洞體最高點布井模型

（3）縫洞體部分充填的情況下，在注水替油以及單元注水開發(fā)的過程中，部分儲集空間水動力條件較弱，注入水難以波及部分儲量，剩余油主要富集在縫洞體充填部位或物性較差的溶蝕孔洞區(qū)[26]。

（4）規(guī)模較小的縫洞體，由于在目前井網(wǎng)條件下，還存在一些未井控且不在連通通道上的儲量，這部分儲量比較封閉，因其既不與底水溝通，又因儲量有限不能構(gòu)建注采關(guān)系，只能通過主縫洞體上的井注水替油開發(fā)。當注入水難以通過重力分異作用替換次縫洞體內(nèi)的原油時，生產(chǎn)井對次縫洞體控制弱，導致剩余油滯留其中。

需要說明的是，剩余油的分布往往是多種因素綜合作用的結(jié)果[27–29]，在碳酸鹽巖縫洞型油藏的實際開發(fā)過程中，極少存在單一因素控制的剩余油分布，所以實際開發(fā)過程中剩余油分布的模式千差萬別，需要針對不同的剩余油分布類型，現(xiàn)場制定針對性的開發(fā)政策，實現(xiàn)對縫洞型油藏精細開發(fā)。

針對天然能量不足的油井，擇機單井注水替油，補充單井能量的同時，尋找與相鄰縫洞體的連通關(guān)系，過渡到單元注水[30]。水驅(qū)后的剩余油依據(jù)不同的剩余油類型，采用升級泵型加大工作制度提液生產(chǎn)、調(diào)剖堵水、分段酸壓、大型酸化等手段，有針對性地提高儲量動用程度。

2.3 提高采收率三采階段

隨著注水開發(fā)規(guī)模推進，分析認為仍有井間剩余油未能得到有效驅(qū)替。實鉆井鉆遇殘丘儲集體邊部相對較低的部位，在開展全面注水后，因油水重力分異作用，油藏高部位未能有效控制，頂部油氣不能得到有效驅(qū)替，形成“閣樓油”。以塔河油田四區(qū)為例，自2012年4月開始，針對此類剩余油盲區(qū)，實施了單井注氮氣替油，實施后，四區(qū)產(chǎn)量遞減得到有效減緩，日產(chǎn)油穩(wěn)定在250 t，含水穩(wěn)定在83.1%。

注水開發(fā)進入中后期，油井含水率逐步上升，進入綜合調(diào)整階段，以剩余油挖潛提高采收率為主，采用技術(shù)手段主要包括：①完善注采井網(wǎng)。針對儲量規(guī)模較大（地質(zhì)儲量不小于10×104t，井距不小于600 m）的區(qū)域，通過部署新井提高儲量動用程度；②注氣。利用重力分異原理，通過單井注氣替油動用“閣樓油”；③調(diào)剖堵水。通過調(diào)流場，波及井間剩余油；④添加表面活性劑。通過提高洗油效率，提高注水效率。具體實施過程中，應根據(jù)剩余油的分布特征與主控因素有針對性地進行選擇。

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)的核心問題是連通性。主要表現(xiàn)為儲層非均質(zhì)性強，連通程度差異大，不同驅(qū)替介質(zhì)驅(qū)替通道差異大。針對這些現(xiàn)狀，一是加強儲層改造技術(shù)的研發(fā)，比如靶向酸壓等新型技術(shù)，改善縫洞體的連通狀況，在現(xiàn)有井網(wǎng)的基礎(chǔ)上提高儲量控制程度；二是改善注入方式，重點研究泡沫等新型注入介質(zhì)以及不同介質(zhì)的協(xié)同作用，做好水驅(qū)、氣驅(qū)后的技術(shù)接替工作；三是優(yōu)化井筒、地面及管理系統(tǒng)，信息化、人工智能等技術(shù)與油氣田開發(fā)相結(jié)合，提高實效，實現(xiàn)注采的智能化和效益化。

3 結(jié)論

（1）碳酸鹽巖縫洞型油藏可劃分為風化殼型、古暗河型和斷控型三種，儲集體類型可分為溶洞型、裂縫–孔洞型、裂縫型?？p洞型油藏的開發(fā)主要受控于儲層的非均質(zhì)性及連通性。

（2）天然能量開發(fā)階段的井網(wǎng)構(gòu)建原則，應依據(jù)區(qū)帶地球物理識別成果，總結(jié)不同巖溶背景縫洞發(fā)育的地質(zhì)規(guī)律，控制大型縫洞以及殘丘高點，規(guī)劃好基礎(chǔ)井網(wǎng)，最大限度地提高控制儲量。

（3）注水開發(fā)階段的井網(wǎng)構(gòu)建原則，應盡可能地提高水驅(qū)波及范圍，強化斷裂裂縫精細識別，結(jié)合現(xiàn)場認識的動態(tài)連通關(guān)系，部署調(diào)整完善井網(wǎng)，構(gòu)建注采關(guān)系，提高儲量的水驅(qū)動用程度。

（4）提高采收率三采階段的井網(wǎng)構(gòu)建原則，應根據(jù)水驅(qū)后剩余油類型、分布特征以及主控因素，有針對性地選擇相應的技術(shù)手段，開展剩余油挖潛，提高采收率。