塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏不同開發階段井網構建

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育，其儲集空間由形態多樣、大小懸殊的溶洞、裂縫和溶孔組成，非均質性極強[1–4]，開發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]。經過 20多年的科研攻關和開發實踐，塔河油田的開發經歷了邊實踐、邊認識、邊開發、邊調整的歷程，在碳酸鹽巖縫洞型油藏開發上積累了豐富的經驗，取得了較好的效果，目前已基本建立了該類油藏的開發理論與技術體系。但隨著開發的深入，油水關系日益復雜、地下矛盾突出，許多問題依然需要不斷深化研究。碳酸鹽巖基質基本不具有儲滲意義，它既不同于中東地區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, 更不同于常規孔隙型砂巖油藏。目前，碎屑巖油藏已經形成了成熟的以行列井網和面積井網為主的規則井網部署方法[8]，而縫洞性油藏構建的為不規則注采井網，可借鑒的依據較少[9]。如何識別碳酸鹽巖縫洞型油藏不同開發階段的儲量分布特征及構建相應的井網是實現油田高效開發的一個重要環節。

前人關于碳酸鹽巖縫洞型油藏的剩余油分布及井網構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、縫洞體空間形態及分布模式，以及其與生產井的配置關系等進行了系統研究，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后剩余油分布的主控因素可歸結為局部高點、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，按照不同巖溶地質背景，提出了“注采空間結構井網”的理論概念，即以縫洞體空間展布為基礎，結合縫洞形態、尺度、連通結構等信息，在三維空間上構建注水井與采油井之間的匹配關系，最大程度地提高縫洞控制儲量和水驅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階段井網構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認識，結合巖心、測井、注采生產動態等資料，系統研究了縫洞型油藏儲集體類型及分布特征，總結不同開發階段的井網構建方法。

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，表現為儲集體非均質性極強。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、縫一起構成的復雜的儲集體空間結構。

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；該類儲層是區內的最優質儲集體，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]，反映出基質孔隙度低，僅為2%～3%。裂縫型儲集體表現為孔隙度小但滲透率較大的特征，構造斷裂的發育程度是裂縫型儲層的主控因素；根據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巖基線，砂泥質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育的非均質性，因此，儲集空間的分布規律以及井洞配置關系是重要的研究課題[13–15]。連通通道是位于生產井間或底水與生產井間，能夠作為水驅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，構建合理的注采井網，才能實現油井的高效開發。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，縫洞體分割的介質主要有致密基巖、砂泥質充填、斷裂等，造成不同縫洞體間或者同一縫洞體內存在不連通、油水關系相對獨立的現象：①致密基巖分割型：在相同區域發育多個縫洞體，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（圖 1a）；②砂泥質充填分割型：河道型縫洞體內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：縫洞體內原本發育較大貫穿斷裂，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 不同開發階段井網構建原則

2.1 天然能量開發階段

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

在油井依靠天然能量開發階段，重點是依據區帶地球物理識別成果[16–17]，總結不同巖溶背景縫洞發育的地質規律，控制大型縫洞以及殘丘高點，規劃好基礎井網，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

依據三大不同巖溶背景下儲集體發育特點，制定相應的適應性井網。

（1）風化殼巖溶背景儲集體。結構特點：縫洞平面展布、離散分布，洞間多向溝通；井網構建原則：“似蜂巢”不規則井網，具有網狀連接、多向對應特征。

（2）古暗河巖溶背景儲集體。結構特點：空間發育兩套巖溶系統組合、局部裂縫縱向溝通；井網構建原則：兩套巖溶系統縱向不連通時，分段構建，分段注采；兩套巖溶系統縱向連通時，一體化構建，低注高采。

（3）斷控巖溶背景儲集體。結構特點：平面分段，縱向板狀體分布，局部分隔[20]；井網構建原則：縱向連通底水，能量強則頂部注采，橫向驅替；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，提高水驅前的儲量動用程度，盡可能地減少剩余油。

2.2 注水開發階段

注水開發階段，需要盡可能地提高水驅波及范圍，強化斷裂裂縫精細識別[22]，結合現場認識的動態連通關系，部署調整完善井網，構建注采關系，提高儲量的水驅動用程度。

此階段水驅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系等多種因素的綜合影響，不同的配置關系，剩余油的分布呈現不同的特征。

（1）當縫洞體規模較大且形狀規則，井眼位于儲集體頂部，經過天然能量驅及水驅之后[23–25]，采出程度較高，儲集體中剩余油可以忽略不計。若生產井井眼位置偏離儲集體頂部，在注水開發過程中，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）生產井間或底水與生產井間（或局部）存在多條并聯連通通道，注入水（或底水）易沿大裂縫等高滲通道突進，造成生產井暴性水淹，屏蔽其他連通通道內的剩余油。

圖1 縫洞體分割類型

圖2 生產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[26]。

（4）規模較小的縫洞體，由于在目前井網條件下，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建注采關系，只能通過主縫洞體上的井注水替油開發。當注入水難以通過重力分異作用替換次縫洞體內的原油時，生產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果[27–29]，在碳酸鹽巖縫洞型油藏的實際開發過程中，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，現場制定針對性的開發政策，實現對縫洞型油藏精細開發。

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系，過渡到單元注水[30]。水驅后的剩余油依據不同的剩余油類型，采用升級泵型加大工作制度提液生產、調剖堵水、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

隨著注水開發規模推進，分析認為仍有井間剩余油未能得到有效驅替。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替，形成“閣樓油”。以塔河油田四區為例，自2012年4月開始，針對此類剩余油盲區，實施了單井注氮氣替油，實施后，四區產量遞減得到有效減緩，日產油穩定在250 t，含水穩定在83.1%。

注水開發進入中后期，油井含水率逐步上升，進入綜合調整階段，以剩余油挖潛提高采收率為主，采用技術手段主要包括：①完善注采井網。針對儲量規模較大（地質儲量不小于10×104t，井距不小于600 m）的區域，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調剖堵水。通過調流場，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的核心問題是連通性。主要表現為儲層非均質性強，連通程度差異大，不同驅替介質驅替通道差異大。針對這些現狀，一是加強儲層改造技術的研發，比如靶向酸壓等新型技術，改善縫洞體的連通狀況，在現有井網的基礎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以及不同介質的協同作用，做好水驅、氣驅后的技術接替工作；三是優化井筒、地面及管理系統，信息化、人工智能等技術與油氣田開發相結合，提高實效，實現注采的智能化和效益化。

3 結論

（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。縫洞型油藏的開發主要受控于儲層的非均質性及連通性。

（2）天然能量開發階段的井網構建原則，應依據區帶地球物理識別成果，總結不同巖溶背景縫洞發育的地質規律，控制大型縫洞以及殘丘高點，規劃好基礎井網，最大限度地提高控制儲量。

（3）注水開發階段的井網構建原則，應盡可能地提高水驅波及范圍，強化斷裂裂縫精細識別，結合現場認識的動態連通關系，部署調整完善井網，構建注采關系，提高儲量的水驅動用程度。

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