基于儲層特性的碳酸鹽巖縫洞型油藏開發方式

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和巖溶縫洞系統十分發育，儲集空間分布復雜，隨機性極強。其裂縫和溶洞埋藏深，發育形態多樣、分布錯綜復雜、大小不均，造成了橫、縱向的非均質性極強［1］。與常規油氣藏不同，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、平均單井產量低以及油井壽命短等特征。因此，此類油藏的開發技術已經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性和空間多尺度性以及流體運動規律的復雜性，使得這類油氣藏的勘探開發非常困難［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 等研究了非均質碳酸鹽巖的滲透率與孔隙度的關系，并建立了數學模型，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值模擬已具備較好的可行性，成為研究該類油藏開發方式的重要手段之一。在開發方式上，中外大多數碳酸鹽巖縫洞型油藏均是衰竭式開發，如注水、注氣、熱采或水平井開發等［1，13］。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏的基質滲透率極低，不利于油氣滲流［14］，因此采用常規注采井網開發產量低，經濟效益不佳。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律來優選，中外學者先后證實了注水開發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的碳酸鹽巖縫洞型油藏開發方式優選流程。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］，而縫洞體的尺度規模直接決定了其開發價值。對該類油藏應該考慮儲層各項特性來制定開發方案。為此，筆者以A區塊典型碳酸鹽巖非均質油藏為例，利用數值模擬與生產實踐相結合的手段，基于斷層與縫洞體發育關系和經濟效益論證水平井的適用性，基于基質滲透率探討定點開發的適用區間，基于縫洞體間連通性提出不同油藏條件下的開發方式優選流程。

圖1 A區塊屬性模型Fig.1 Geological model of Block A

1 地質建模及井型適用性

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

1.1 地質建模

縫洞型油藏由于探井少、開采年限短，缺乏生產數據，導致建模困難。預測縫洞體單元的規模和油水分布情況，要求比一般的砂巖、油頁巖油藏更為精細準確，故運用1 種恰當的建模方法可以提高預測縫洞體單元分布情況的精度。A區塊面積約為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 區塊縫洞體孔隙度為13%～25%，滲透率達100 mD，基質孔隙度、滲透率均明顯比縫洞體低，區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 區塊西邊主斷層所過縫洞體群；大多數縫洞單元的規模大，直徑達500 m，高度達110 m；小規模的直徑為160 m，高度為90 m。根據油藏空間形態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 區塊油藏縫洞體和基質的孔隙度差異明顯，縫洞體單元大小不一、分布無規則，根據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，據統計，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模大小不一，儲層中縫洞體單元分布無規則，其分布規律和規模直接決定了水平井的生產效益。因此，斷層與縫洞體發育關系和縫洞體單元規模決定了開發井型。

考慮經濟原因，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；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育，最大厚度為140 m，最小僅有28 m。基于已有的水平井開發經驗，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2 個距離約為350 m 且規模大約為長度為250 m、高度為100 m 的縫洞體單元，Well-9 井串聯3 個規模中等的單元體。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，其他的單獨縫洞單元處，采用單直井控制單洞的方式生產。

2 基于儲層基質滲透率的開發方式

縫洞體的填充程度決定井孔位置，而基質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塊油藏的開采。相對于常規的井網布置方式，縫洞型碳酸鹽巖儲層由于基質滲透率低，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、水平井串聯多洞的基本布井思路，即為定點開發。A 區塊油藏內原油儲量約為3 200×104t，平均基質孔隙度不到3%，平均基質滲透率為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。基于基質滲透率分析定點開發的適用性，在油藏數值模擬軟件CMG 中，設計A 區塊井位分布。由圖2 可以看出，A 區塊油藏發育多條斷層，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為定點開發井位，10 口生產井分布于各較大縫洞體單元；圖2b 為面積井網開發井位，為排狀井網，2 排生產井，1 排注水井，生產井井間距約為1 000 m，各注水井井間距約為1 000 m，共計生產井10 口，注水井3口。2 個模型中，規定所有注水井日注水量為200 m3/d，所有生產井日產液量為100 m3/d。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏基質滲透率為0.05～10 mD，在此范圍內選取12 組不同的滲透率，以開發20 a 后的最終采收率為依據，論證定點開發適用的滲透率范圍。

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

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

圖3 不同基質滲透率下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方式

3.1 連通縫洞體的注水開發可行性

油藏開發方式大致分為衰竭式開發和保持壓力開發2 種。縫洞型油藏的衰竭式開采，其目的在于節約成本，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過程易出現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，注水開發連通性好的縫洞體群或大型單獨縫洞型油藏是有必要的。縫洞型油藏的注采井組首先應以儲集體間的連通為基礎，其次根據縫洞儲集體發育和展布特征、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 區塊中，采用2 種不同開發方案，對比注水開發和衰竭式開發的采收效果。注水開發方案中，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；與注水開發方案相比，衰竭式開發方案模型中將實際的3口注水井去除，生產井保持數量一致。

圖4 A區塊注水開發和衰竭式開發采收率Fig.4 Recoveries for water-flooding development and depletion development in Block A

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

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

3.2 單獨縫洞單元開發產量遞減規律及能量補充方式

3.2.1 單獨縫洞單元產量遞減規律

對于典型的縫洞體儲層中的單獨縫洞單元，產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［4］，且每種曲線形態代表了縫洞單元的規模或能量大小，進而可以為驅油工藝選擇良好時機和進行產量預測。

由圖6 可以看出，雖A 區塊的產量遞減曲線前端（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區塊碳酸鹽巖縫洞型儲層內部分縫洞體單元的產量規律一部分符合“Λ”字型遞減規律，另一部分（BD 段）符合半“幾”字型遞減規律，因此，A 區塊總體呈現了兩段式產量遞減。由圖7 可以看出，Well-1 井的產量遞減曲線也表現出明顯的兩段式遞減規律，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開發過程中，還需具體分析其遞減規律來優選能量補充方式。

圖6 A區塊產量遞減曲線Fig.6 Production-decline curve of Block A

圖7 Well-1井衰竭式開發產量遞減曲線Fig.7 Production-decline curve of Well-1 in depletion development

3.2.2 單獨縫洞單元定點開發能量補充方式

對于碳酸鹽巖縫洞體儲層，在衰竭式開發產量遞減的趨勢下，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井在生產一定時間后關停，并以此生產井向儲層內注水補充能量，經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，取決于當地礦場條件，若無氣源，只需考慮注水替油；若有氣源，可以結合數值模擬對比2種能量補充方式并做出優選。A 區塊儲層具有溶解氣，區塊平均天然氣占比為0.76，生產氣油比為144，可知該區塊有充足的天然氣量以回注驅油，由此分別建立A 區塊注水替油和單井注氣吞吐數值模擬模型，開發參數見表2。

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

數值模擬結果表明，A 區塊的注水開發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提升Well-1 井的日產油量，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 區塊注水替油的驅油效果比注氣吞吐略高，因此A 區塊最終選用注水開發結合單井注水替油的開發方式。

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

由圖9 可以看出，Well-1 井的衰竭式開發最終含油飽和度約為0.79，而經過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，想要達到好的開發效果并保證經濟效益，需要不定期分析產量遞減規律，選擇恰當的注水替油時機進行多周期注水替油。

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

4 開發方式優選流程

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

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

依照A 區塊的開發方式選擇方法，對于該類碳酸鹽巖縫洞型油藏開發方案的制定，推薦以基質滲透率為依據選擇布井方式，以縫洞體的連通性為基準討論后續驅油措施。建議根據不同的儲集類型（如風化殼、古暗河、斷溶體等），設計靈活而有針對性的井網形式，通過多指標的綜合比對，優化出不同儲集類型的井網形式。首先充分分析特定的縫洞型油藏特征，考察基質的滲透性是否達到可以采用面積井網開發；根據縫洞體的規模和空間分布位置優選優化井型，論證水平井的可行性；如果基質滲透率低，井型優化完成后，分析縫洞體連通性，連通性強的縫洞體群需要注水開發，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。

5 結論

通過以A區塊儲層為典型實例的碳酸鹽巖縫洞型油藏的數值模擬分析，對其開發方式有幾點認識：①水平井的應用，應考慮具體區塊縫洞體單元所處地層構造情況和其成藏規模大小，A 區塊有2處水平井的應用得到較好收益。②通過基質滲透率來選擇定點開發或面積井網開發，可經數值模擬計算具體碳酸鹽巖縫洞型儲層的定點開發適用區間，根據儲層滲透率分布情況，來優選井位布置方法。基質滲透率低，如在A 區塊中基質滲透率低于2.9 mD，應對縫洞體單元定點開發；滲透率相對高處，可以應用面積井網開發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，注水開發是有效的；對于單獨縫洞單元，應根據其天然能量大小選擇補充能量時機，同時根據開發效果和經濟效益優選補充能量的方法（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，總結了有效的開發方式優選流程，為該類油藏開發方式的選擇提供參考。