基于儲層特性的碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)方式

袁士寶，劉文強，蔣海巖，趙黎明，王 姣

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術重點實驗室，陜西西安 710065；3.陜西延長石油（集團）研究院，陜西西安 710075；4.中國石化西北油田分公司采油一廠，新疆烏魯木齊 830011）

碳酸鹽巖縫洞型油藏的巖溶洞穴系統(tǒng)和巖溶縫洞系統(tǒng)十分發(fā)育，儲集空間分布復雜，隨機性極強。其裂縫和溶洞埋藏深，發(fā)育形態(tài)多樣、分布錯綜復雜、大小不均，造成了橫、縱向的非均質(zhì)性極強［1］。與常規(guī)油氣藏不同，碳酸鹽巖縫洞型油氣藏（群）具有復雜的儲集空間與成藏演化過程，普遍具有鉆井成功率低、高效井比例低、開井率低、平均單井產(chǎn)量低以及油井壽命短等特征。因此，此類油藏的開發(fā)技術已經(jīng)成為研究的重點和難點之一［2-3］。由于碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的非均質(zhì)性和空間多尺度性以及流體運動規(guī)律的復雜性，使得這類油氣藏的勘探開發(fā)非常困難［4-7］。

縫洞體分布的描述是一大難題，為此學者們不斷提升縫洞體描述的準確程度。魯新便等提出以縫洞體為基礎的縫洞型油藏“5 步法”建模技術［8］，GULBRANSRN 等提出了多尺度混合有限元方法模擬縫洞型油藏［9］，在張憲國等理論基礎上［10］，劉航宇等基于分形特征定量評價了碳酸鹽巖油藏的孔隙結構［11］，為該類油藏的描述提供了多角度的理論基礎。HIKARU 等研究了非均質(zhì)碳酸鹽巖的滲透率與孔隙度的關系，并建立了數(shù)學模型，得出僅有一部分孔隙有助于液體流動的結論［12］。至今，碳酸鹽巖縫洞型油藏的數(shù)值模擬已具備較好的可行性，成為研究該類油藏開發(fā)方式的重要手段之一。在開發(fā)方式上，中外大多數(shù)碳酸鹽巖縫洞型油藏均是衰竭式開發(fā)，如注水、注氣、熱采或水平井開發(fā)等［1，13］。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏的基質(zhì)滲透率極低，不利于油氣滲流［14］，因此采用常規(guī)注采井網(wǎng)開發(fā)產(chǎn)量低，經(jīng)濟效益不佳。碳酸鹽巖縫洞型油藏的能量補充方式，要結合縫洞體分布規(guī)律來優(yōu)選，中外學者先后證實了注水開發(fā)在該類油藏的可行性［15-17］，論證了不同連通情況下的縫洞油藏注采模式。但未提出一套較為系統(tǒng)的碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)方式優(yōu)選流程。碳酸鹽巖縫洞型油藏的儲層構型，決定了各類井型的應力適用范圍［18］，而縫洞體的尺度規(guī)模直接決定了其開發(fā)價值。對該類油藏應該考慮儲層各項特性來制定開發(fā)方案。為此，筆者以A區(qū)塊典型碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏為例，利用數(shù)值模擬與生產(chǎn)實踐相結合的手段，基于斷層與縫洞體發(fā)育關系和經(jīng)濟效益論證水平井的適用性，基于基質(zhì)滲透率探討定點開發(fā)的適用區(qū)間，基于縫洞體間連通性提出不同油藏條件下的開發(fā)方式優(yōu)選流程。

圖1 A區(qū)塊屬性模型Fig.1 Geological model of Block A

1 地質(zhì)建模及井型適用性

碳酸鹽巖縫洞型油藏的儲層構型及縫洞體單元規(guī)模，決定了水平井的適用范圍和經(jīng)濟效益。通過建立地質(zhì)模型，充分描述儲層特征，依據(jù)斷層與縫洞體發(fā)育關系考慮水平井適用性。

1.1 地質(zhì)建模

縫洞型油藏由于探井少、開采年限短，缺乏生產(chǎn)數(shù)據(jù)，導致建模困難。預測縫洞體單元的規(guī)模和油水分布情況，要求比一般的砂巖、油頁巖油藏更為精細準確，故運用1 種恰當?shù)慕７椒梢蕴岣哳A測縫洞體單元分布情況的精度。A區(qū)塊面積約為28 km2，西北—東南方向延伸約為7 km，西南—東北方向延伸約為4 km，儲層埋深為6 032 m，屬于奧陶系C 組，地表海拔高度為1 040～1 070 m，斷層復雜，產(chǎn)少量天然氣，含極少量底水，可近似認為是黑油油藏，平均含油飽和度達0.8 以上。運用Petrel 軟件克里金插值法提取并建立屬性模型，序貫高斯模擬方法構建構造模型，螞蟻追蹤算法描述裂縫。

由圖1 可以看出，A 區(qū)塊縫洞體孔隙度為13%～25%，滲透率達100 mD，基質(zhì)孔隙度、滲透率均明顯比縫洞體低，區(qū)塊整體西側縫洞體孔隙度、滲透率高于東側，且多為單獨縫洞單元，少有相互連通的縫洞體群；探井Well-1—Well-6 中，僅探井Well-2位處A 區(qū)塊西邊主斷層所過縫洞體群；大多數(shù)縫洞單元的規(guī)模大，直徑達500 m，高度達110 m；小規(guī)模的直徑為160 m，高度為90 m。根據(jù)油藏空間形態(tài)將碳酸鹽巖油藏劃分為3 種類型：洞穴-裂縫孔洞型、洞穴型和裂縫-孔洞型［19］。總的來說，A 區(qū)塊油藏縫洞體和基質(zhì)的孔隙度差異明顯，縫洞體單元大小不一、分布無規(guī)則，根據(jù)連通性分為連通縫洞體和單獨縫洞單元，屬于上述類型中的洞穴-裂縫孔洞型。

1.2 水平井適用性

水平井作為油藏開發(fā)的一種重要井型，在碳酸鹽巖縫洞型油藏依然適用。斷層走向決定著地層最大主應力的方向，限制了水平井軌跡走向，對水平井的應用有2 點要求：①儲層構型決定了水平井的鉆井成功率，據(jù)統(tǒng)計，1 口水平井的造價是1 口直井的1.5～2 倍。一般要求水平井井身結構要垂直于地層最大主應力方向，減少鉆井難度和費用［20］。②碳酸鹽巖縫洞型油藏由于縫洞體規(guī)模大小不一，儲層中縫洞體單元分布無規(guī)則，其分布規(guī)律和規(guī)模直接決定了水平井的生產(chǎn)效益。因此，斷層與縫洞體發(fā)育關系和縫洞體單元規(guī)模決定了開發(fā)井型。

考慮經(jīng)濟原因，在縫洞體間隔距離較大，同時單獨縫洞單元體積較大的縫洞體上推薦使用直井開發(fā)；在間隔距離較小，各單獨縫洞單元有一定體積的情況下，推薦使用水平井。A 區(qū)塊儲層最小水平應力方向為西北—東南向，從儲層整體看來，縫洞體較多且相對獨立，油氣藏縱向上單一油氣層發(fā)育，最大厚度為140 m，最小僅有28 m?；谝延械乃骄_發(fā)經(jīng)驗，水平井開采的油層厚度應大于6 m。

如表1 所示，部署Well-5 和Well-9 共2 口水平井，這是由于A 區(qū)塊在Well-5井和Well-9井位置附近有較小縫洞體單元，其應力條件符合水平井部署要求。其中Well-5 井串聯(lián)2 個距離約為350 m 且規(guī)模大約為長度為250 m、高度為100 m 的縫洞體單元，Well-9 井串聯(lián)3 個規(guī)模中等的單元體。探井Well-2 處于連通性好的縫洞體群處，其滲透性比單獨縫洞單元好，在縫洞體群處采用成本較低的直井生產(chǎn)，其他的單獨縫洞單元處，采用單直井控制單洞的方式生產(chǎn)。

2 基于儲層基質(zhì)滲透率的開發(fā)方式

縫洞體的填充程度決定井孔位置，而基質(zhì)滲透率可以反映不同縫洞體單元之間的相互影響程度，基質(zhì)滲透率越低，縫洞單元間的相互影響越小，這也導致了各縫洞單元具有壓力體系、流體性質(zhì)等均不同的特性。對于砂巖油藏，一般情況下多用注采井組來控制整個區(qū)塊油藏的開采。相對于常規(guī)的井網(wǎng)布置方式，縫洞型碳酸鹽巖儲層由于基質(zhì)滲透率低，而填充或者半填充的縫洞體處的孔隙度、滲透率均較高，故在碳酸鹽巖縫洞型油藏的油藏工程設計時，依據(jù)縫洞體單元的分布情況及井控半徑，采用單井控制單洞、水平井串聯(lián)多洞的基本布井思路，即為定點開發(fā)。A 區(qū)塊油藏內(nèi)原油儲量約為3 200×104t，平均基質(zhì)孔隙度不到3%，平均基質(zhì)滲透率為0.67 mD，屬于特低滲透油藏。圖1可清晰看出有些縫洞體孔隙度大，連通性好，更多的則是分布較散的單獨縫洞單元?；诨|(zhì)滲透率分析定點開發(fā)的適用性，在油藏數(shù)值模擬軟件CMG 中，設計A 區(qū)塊井位分布。由圖2 可以看出，A 區(qū)塊油藏發(fā)育多條斷層，2 條主斷層均為東北—西南向，其他斷層多與2條主斷層相連接且被阻擋。圖2a為定點開發(fā)井位，10 口生產(chǎn)井分布于各較大縫洞體單元；圖2b 為面積井網(wǎng)開發(fā)井位，為排狀井網(wǎng)，2 排生產(chǎn)井，1 排注水井，生產(chǎn)井井間距約為1 000 m，各注水井井間距約為1 000 m，共計生產(chǎn)井10 口，注水井3口。2 個模型中，規(guī)定所有注水井日注水量為200 m3/d，所有生產(chǎn)井日產(chǎn)液量為100 m3/d。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏基質(zhì)滲透率為0.05～10 mD，在此范圍內(nèi)選取12 組不同的滲透率，以開發(fā)20 a 后的最終采收率為依據(jù)，論證定點開發(fā)適用的滲透率范圍。

表1 縫洞型油藏井型適應性對比Table1 Applicability comparison of well types in fracture-cavity reservoir

圖2 不同開發(fā)方式下的井位分布Fig.2 Well location distribution in different development modes

從不同基質(zhì)滲透率下2種開發(fā)方式的采收率曲線（圖3）可以看出，對于碳酸鹽巖縫洞型油藏，基質(zhì)滲透性越好，定點開發(fā)適用性越差，基質(zhì)滲透率低于某一值時（A 區(qū)塊為2.9 mD），適合選用定點開發(fā)的布井方式。若基質(zhì)滲透率相對較高的部分占絕大多數(shù)，則更適合面積井網(wǎng)開發(fā)，或在基質(zhì)滲透率相對較高的集中區(qū)域，采用面積井網(wǎng)開發(fā)，而低滲透基質(zhì)處則采用縫洞體的定點開發(fā)，這2 種方式的結合，可以得到更好的采收效果。由于A 區(qū)塊儲層基質(zhì)滲透率為0.03～5.89 mD，滲透率為0.1～1.3 mD，占整個儲層基質(zhì)的85%以上。因此，A 區(qū)塊更適合定點開發(fā)。

圖3 不同基質(zhì)滲透率下2種布井方式的最終采收率Fig.3 Ultimate recoveries for two types of well location with different matrix permeability

3 基于縫洞體連通性的開發(fā)方式

3.1 連通縫洞體的注水開發(fā)可行性

油藏開發(fā)方式大致分為衰竭式開發(fā)和保持壓力開發(fā)2 種?？p洞型油藏的衰竭式開采，其目的在于節(jié)約成本，這是由于這類油藏一般位于深層，注水井的成本非常高。碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)過程易出現(xiàn)見水時間上的極大差異，有的井見水過早，有的則見水緩慢，若縫洞單元垂向分布描述及油水界面計算較為準確，可使井孔位置更為準確，有效延緩見水速度。若可以準確描述縫洞體垂向分布，注水開發(fā)連通性好的縫洞體群或大型單獨縫洞型油藏是有必要的?？p洞型油藏的注采井組首先應以儲集體間的連通為基礎，其次根據(jù)縫洞儲集體發(fā)育和展布特征、裂縫連通狀況及油水分布模式所共同形成的縫洞空間立體結構進行配置，形成不同的注采井組關系，最大程度地提高注入水的驅替效率［21］。結合注水成本進行論證，1 口注水井的成本大約為0.65 億元。在A 區(qū)塊中，采用2 種不同開發(fā)方案，對比注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)的采收效果。注水開發(fā)方案中，探井Well-2 附近儲層有2 處為連通縫洞體，2 口注水井分別位于Well-2 井所處連通縫洞體的兩端，1 口水平井位于Well-5 井所處連通縫洞體，總計3口注水井，注采比為1∶1；與注水開發(fā)方案相比，衰竭式開發(fā)方案模型中將實際的3口注水井去除，生產(chǎn)井保持數(shù)量一致。

圖4 A區(qū)塊注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)采收率Fig.4 Recoveries for water-flooding development and depletion development in Block A

由圖4 可以看出，開發(fā)20 a 后，有3 口注水井的注水開發(fā)的采收率為17.97%，而衰竭式開發(fā)的采收率僅為13.19%。由圖5 可以看出，注水開發(fā)中注水井附近儲層的最終儲量豐度明顯比衰竭式開發(fā)同部位低，這說明連通性好的縫洞體群和大縫洞體采用注水開發(fā)能夠有效提高原油采收率。故這種考慮了經(jīng)濟因素的早期衰竭式開發(fā)單獨縫洞單元、早期注水開發(fā)連通縫洞體的選擇性注水開發(fā)方式，適合于以A 區(qū)塊為典型實例的縫洞體儲層的定點開發(fā)。

圖5 注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)最終儲量豐度Fig.5 Ultimate reserve abundances of water-flooding development and depletion development

3.2 單獨縫洞單元開發(fā)產(chǎn)量遞減規(guī)律及能量補充方式

3.2.1 單獨縫洞單元產(chǎn)量遞減規(guī)律

對于典型的縫洞體儲層中的單獨縫洞單元，產(chǎn)量遞減曲線大致分為“幾”字型、“Λ”字型和波動型遞減3 種曲線形態(tài)［4］，且每種曲線形態(tài)代表了縫洞單元的規(guī)?；蚰芰看笮。M而可以為驅油工藝選擇良好時機和進行產(chǎn)量預測。

由圖6 可以看出，雖A 區(qū)塊的產(chǎn)量遞減曲線前端（OB 段）為“Λ”字型，但整條曲線中存在明顯的兩段式遞減，且在前期（AC 段）遞減率較大，平均年遞減率為27%，之后遞減率較為緩和，平均年遞減率為15%。由于A區(qū)塊碳酸鹽巖縫洞型儲層內(nèi)部分縫洞體單元的產(chǎn)量規(guī)律一部分符合“Λ”字型遞減規(guī)律，另一部分（BD 段）符合半“幾”字型遞減規(guī)律，因此，A 區(qū)塊總體呈現(xiàn)了兩段式產(chǎn)量遞減。由圖7 可以看出，Well-1 井的產(chǎn)量遞減曲線也表現(xiàn)出明顯的兩段式遞減規(guī)律，符合Well-1 井所控縫洞體單元儲量中等、能量一般的特征。因此，在類似的碳酸鹽巖單獨縫洞體后續(xù)開發(fā)過程中，還需具體分析其遞減規(guī)律來優(yōu)選能量補充方式。

圖6 A區(qū)塊產(chǎn)量遞減曲線Fig.6 Production-decline curve of Block A

圖7 Well-1井衰竭式開發(fā)產(chǎn)量遞減曲線Fig.7 Production-decline curve of Well-1 in depletion development

3.2.2 單獨縫洞單元定點開發(fā)能量補充方式

對于碳酸鹽巖縫洞體儲層，在衰竭式開發(fā)產(chǎn)量遞減的趨勢下，有2 種方式能夠有效補充單獨縫洞單元處的地層能量，一是單井注水替油［22-23］，文獻［4］中表明注水替油為生產(chǎn)井在生產(chǎn)一定時間后關停，并以此生產(chǎn)井向儲層內(nèi)注水補充能量，經(jīng)重力分異作用將油浮于縫洞體上部的驅油工藝。二是注氣吞吐，將生產(chǎn)的天然氣回注入井中混相驅油，或注入N2形成氣頂可以有效動用“閣樓油”，甚至同時注入天然氣和N2來提高原油采收率［24］。2種方式的選擇，取決于當?shù)氐V場條件，若無氣源，只需考慮注水替油；若有氣源，可以結合數(shù)值模擬對比2種能量補充方式并做出優(yōu)選。A 區(qū)塊儲層具有溶解氣，區(qū)塊平均天然氣占比為0.76，生產(chǎn)氣油比為144，可知該區(qū)塊有充足的天然氣量以回注驅油，由此分別建立A 區(qū)塊注水替油和單井注氣吞吐數(shù)值模擬模型，開發(fā)參數(shù)見表2。

表2 2種能量補充方式的數(shù)值模擬模型參數(shù)選取Table2 Selection of numerical simulation parameters for two energy supplement modes

數(shù)值模擬結果表明，A 區(qū)塊的注水開發(fā)結合單井注水替油第1 周期的最終采收率為20.71%，注水開發(fā)結合單井注氣吞吐最終采收率為20.98%。由圖8 可知，注氣吞吐和注水替油均可在一定期限內(nèi)提升Well-1 井的日產(chǎn)油量，說明這2 種方式均是有效的。由于注水替油的成本較低，且A 區(qū)塊注水替油的驅油效果比注氣吞吐略高，因此A 區(qū)塊最終選用注水開發(fā)結合單井注水替油的開發(fā)方式。

圖8 3種方案下Well-1井產(chǎn)量遞減曲線Fig.8 Production-decline curve of Well-1 in three development modes

由圖9 可以看出，Well-1 井的衰竭式開發(fā)最終含油飽和度約為0.79，而經(jīng)過1 個周期的注水替油，其最終含油飽和度為0.76，分布情況符合該處縫洞體單元的構造特征。這說明1次注水替油的效果遠不及注水開發(fā)，想要達到好的開發(fā)效果并保證經(jīng)濟效益，需要不定期分析產(chǎn)量遞減規(guī)律，選擇恰當?shù)淖⑺嬗蜁r機進行多周期注水替油。

圖9 Well-1井衰竭式開發(fā)和注水替油開發(fā)后含油飽和度Fig.9 Ultimate oil saturation of Well-1 in modes of water-flooding and depletion development

4 開發(fā)方式優(yōu)選流程

將開發(fā)方式優(yōu)選方法推廣，提出以縫洞體規(guī)模、基質(zhì)滲透率及縫洞體連通性依次為主要依據(jù)來優(yōu)選開發(fā)方式的思想，并總結出一套縫洞型油藏的開發(fā)方式優(yōu)選流程（圖10）。

圖10 縫洞型油藏開發(fā)方式優(yōu)選流程Fig.10 Optimization process for development modes of fracture-cavity carbonate reservoirs

依照A 區(qū)塊的開發(fā)方式選擇方法，對于該類碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)方案的制定，推薦以基質(zhì)滲透率為依據(jù)選擇布井方式，以縫洞體的連通性為基準討論后續(xù)驅油措施。建議根據(jù)不同的儲集類型（如風化殼、古暗河、斷溶體等），設計靈活而有針對性的井網(wǎng)形式，通過多指標的綜合比對，優(yōu)化出不同儲集類型的井網(wǎng)形式。首先充分分析特定的縫洞型油藏特征，考察基質(zhì)的滲透性是否達到可以采用面積井網(wǎng)開發(fā)；根據(jù)縫洞體的規(guī)模和空間分布位置優(yōu)選優(yōu)化井型，論證水平井的可行性；如果基質(zhì)滲透率低，井型優(yōu)化完成后，分析縫洞體連通性，連通性強的縫洞體群需要注水開發(fā)，而連通性差的單獨縫洞單元可以考慮多周期的注水替油或注氣吞吐開發(fā)。

5 結論

通過以A區(qū)塊儲層為典型實例的碳酸鹽巖縫洞型油藏的數(shù)值模擬分析，對其開發(fā)方式有幾點認識：①水平井的應用，應考慮具體區(qū)塊縫洞體單元所處地層構造情況和其成藏規(guī)模大小，A 區(qū)塊有2處水平井的應用得到較好收益。②通過基質(zhì)滲透率來選擇定點開發(fā)或面積井網(wǎng)開發(fā)，可經(jīng)數(shù)值模擬計算具體碳酸鹽巖縫洞型儲層的定點開發(fā)適用區(qū)間，根據(jù)儲層滲透率分布情況，來優(yōu)選井位布置方法。基質(zhì)滲透率低，如在A 區(qū)塊中基質(zhì)滲透率低于2.9 mD，應對縫洞體單元定點開發(fā)；滲透率相對高處，可以應用面積井網(wǎng)開發(fā)來提高整個儲層的采收效果。③對于連通性好的縫洞體單元，注水開發(fā)是有效的；對于單獨縫洞單元，應根據(jù)其天然能量大小選擇補充能量時機，同時根據(jù)開發(fā)效果和經(jīng)濟效益優(yōu)選補充能量的方法（注水替油或注氣吞吐）。④基于碳酸鹽巖縫洞型油藏儲層特性的研究，總結了有效的開發(fā)方式優(yōu)選流程，為該類油藏開發(fā)方式的選擇提供參考。