詹俊陽，馬旭杰，何長江

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610059; 2.中國石化西北油田分公司采油一廠，新疆輪臺 841604）

塔河油田縫洞型油藏開發(fā)模式及提高采收率

詹俊陽1，馬旭杰2，何長江2

（1.西南石油大學(xué)，四川成都 610059; 2.中國石化西北油田分公司采油一廠，新疆輪臺 841604）

塔河油田A區(qū)碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏是由多個壓力系統(tǒng)和油水關(guān)系的縫洞單元在空間上疊合連片形成的復(fù)雜油氣藏。不同縫洞單元的驅(qū)動方式和開發(fā)特征差異較大:Ⅰ類單元主要為水驅(qū);Ⅱ類單元水驅(qū)和彈性驅(qū)交替起作用;Ⅲ類單元以彈性驅(qū)為主。根據(jù)油藏地質(zhì)特征，提出了以“縫洞單元為油藏管理的基本單元，實施差異性開發(fā)”的開發(fā)模式，形成了“以單井注水驅(qū)油、多井單元注水開發(fā)為主導(dǎo)”的提高采收率技術(shù)?，F(xiàn)場應(yīng)用實踐表明，該類油藏采收率提高幅度在3.7%以上。

縫洞型油藏;碳酸鹽巖;開發(fā)模式;塔河油田;塔里木盆地

塔河油田奧陶系油藏是受裂縫以及在其基礎(chǔ)上的多期巖溶控制的、多套縫洞體系在三維空間上疊合形成的碳酸鹽巖巖溶縫－洞型復(fù)合油氣藏。儲層主要在以泥微晶灰?guī)r類、顆?；?guī)r類為主的中下奧陶統(tǒng)一間房組和鷹山組，呈巨厚塊狀，基質(zhì)不具備儲滲能力。儲集空間除高角度風(fēng)化裂縫和構(gòu)造裂縫、溶蝕孔洞外，發(fā)育大型溶洞。鉆井已揭示的最大未充填溶洞縱深9.81 m，橫寬13 m，全充填的最大溶洞縱深達75 m，統(tǒng)計油田內(nèi)155口井，在115口井發(fā)現(xiàn)大中型洞穴，出現(xiàn)頻率達74%。儲層滲透率一般大于5.48×10－3μm2，甚至達到2 000 ×10－3μm2。

油藏油水關(guān)系復(fù)雜。鉆井目前未直接揭示水層，受不同縫洞系統(tǒng)的控制，局部存在封存水，同時存在活躍的底水。原油物理性質(zhì)平面上從凝析油—輕質(zhì)油—重質(zhì)油均有分布，原油密度由東南向西北變重、含硫量增大，且在局部出現(xiàn)輕質(zhì)、重質(zhì)油相間出現(xiàn);縱向上分異嚴重，主力區(qū)塊主要為密度大于0.95 g/cm3的重油。地層水為CaCl2型高礦化度鹵水，總礦化度達219 467 mg/L。油藏原始壓力系數(shù)為1.11，屬正常壓力。地層靜溫為125～128℃，平均地溫梯度為21.8℃/km。

1 油藏開發(fā)特征

1.1 縫洞單元分類

通過綜合研究把塔河A區(qū)奧陶系油藏劃分為28個縫洞單元［1］，不同類型縫洞單元的差異主要體現(xiàn)在縫洞單元的儲集規(guī)模和天然驅(qū)動能量，特別是底水能量的大小，能量的大小主導(dǎo)了不同縫洞單元的開發(fā)特征。

按能量大小、儲量規(guī)模兩級分類，天然能量作為一級分類的主要依據(jù)，儲量規(guī)模作為二級分類的主要依據(jù)，建立了分類指標(biāo)體系，縫洞單元共分為3 大類、11 個亞類［2］（表1）。

依據(jù)分類標(biāo)準，塔河油田A區(qū)縫洞型油藏28個縫洞單元劃分為3大類8個亞類。Ⅰ類縫洞單元具有油藏天然能量較充足，水體發(fā)育，開發(fā)過程中油井含水上升快，產(chǎn)量遞減大等特點。Ⅱ類縫洞單元具有一定天然能量，油井含水上升，同時能量下降，導(dǎo)致產(chǎn)量下降較快。Ⅲ類縫洞單元天然能量不足，油井表現(xiàn)出衰竭式遞減，產(chǎn)量下降較快，開發(fā)效果比Ⅰ類、Ⅱ類縫洞單元差。

能量大小與縫洞的儲量規(guī)模具有一致性，15個Ⅰ類和Ⅱ類縫洞單元屬于天然能量比較充足或具有一定天然能量的單元，儲量合計為5 060×104t，占A區(qū)地質(zhì)儲量的96.5%，累積采油量為570×104t，占全區(qū)的97.7%。

1.2 不同縫洞單元開發(fā)特征

1.2.1 不同能量的縫洞單元驅(qū)動方式變化特征差異大

塔河油田A區(qū)天然能量的來源有兩種:即彈性能量和天然水驅(qū)能量，但不同能量的縫洞單元天然能量驅(qū)動方式差異大。能量較充足的Ⅰ類單元在開發(fā)過程中水驅(qū)起主要作用;具有一定能量的Ⅱ類單元開發(fā)過程中彈性驅(qū)動和水驅(qū)交替起作用;能量不足的Ⅲ類縫洞單元以彈性驅(qū)為主，壓力下降快。但都表現(xiàn)出油層埋深大，易停噴特點。

1.2.2 油井含水具有突變性，表現(xiàn)出底水錐進特征

根據(jù)油井含水變化特征，可以劃分為“廠”型、“S”型和“波動”型3種類型［3］（表2）。

表1 塔河油田A區(qū)縫洞單元分類Table 1 Classification of fracture-vug units of A area in Tahe oilfield

表2 塔河油田A區(qū)各類縫洞單元不同含水階段特征指標(biāo)Table 2 Chracteristic index of different fracutre-vug units with different water-cut of A area in Tahe oilfield

圖1 塔河油田A區(qū)單元產(chǎn)量變化特征Fig.1 Unit production changes of A area in Tahe oilfield

“廠”型沒有中含水期或中含水期很短，由低含水直接突變到高含水，表現(xiàn)出典型的活躍底水錐進特征。這種含水上升類型在A區(qū)27個單元中有11個，且主要為Ⅰ類縫洞單元。

“S”型含水變化過程與碎屑巖油藏基本相似，以Ⅱ類縫洞單元為主，表現(xiàn)出底水活躍程度較低。

“波動”型單元含水變化規(guī)律是含水特征變化頻繁，無明顯規(guī)律，以Ⅲ類縫洞單元為主，表現(xiàn)為與水體溝通的復(fù)雜性。

1.2.3 單元產(chǎn)量遞減特征與單元能量、含水變化特征具有一致性

受不同縫洞單元的天然能量、儲層發(fā)育程度以及開采方式等因素的影響，根據(jù)產(chǎn)量變化也對應(yīng)的表現(xiàn)可分為3種基本類型［4］（圖1）。

1）穩(wěn)定型

主要為Ⅰ類單元，能量較充足，遞減主要受含水控制。具有較長的穩(wěn)產(chǎn)期，見水后遞減大，產(chǎn)量遞減具有突變特征，為A區(qū)產(chǎn)量變化的主要類型，11個此類型單元儲量占A區(qū)總儲量的78%。不同含水階段總體呈現(xiàn)指數(shù)遞減形式，無水、低含水階段是相對穩(wěn)產(chǎn)階段，中含水階段是快速遞減階段，遞減率平均達到44%;高含水階段產(chǎn)量遞減趨于平緩，遞減率平均為22%（圖1a）。

2）一般遞減型

主要為Ⅱ類單元，遞減受能量與含水雙重控制，穩(wěn)產(chǎn)期短，遞減較大，平均遞減達到35%以上（圖1b）。

3）快速遞減型

主要為Ⅲ類單元，單元儲集體規(guī)模小，遞減主要受能量控制，無穩(wěn)產(chǎn)期，遞減非常大，機抽后液面可達到機抽工藝極限深度，單元合計儲量只占A區(qū)總儲量的3.89%（圖1c）。

2 縫洞單元差異化開發(fā)模式

上述研究表明，“縫洞單元”是油藏研究、開發(fā)部署和開發(fā)管理的基本單元，由于不同縫洞單元開發(fā)特征的差異，因此，必須對縫洞單元進行差異化開發(fā)［5］。

1）按縫洞單元認識油藏

不同類型的“縫洞單元”差異主要體現(xiàn)在單元的天然能量的大小（特別是水體的大?。┖蛢w規(guī)模，以天然能量大小把縫洞單元劃分為3大類，分類認識開發(fā)規(guī)律。

2）按縫洞單元進行井網(wǎng)部署

井網(wǎng)部署應(yīng)該以縫洞單元為開發(fā)單元，根據(jù)縫洞單元的展布方向，同時考慮與裂縫發(fā)育方向的配套關(guān)系，采取不規(guī)則布井方式。

3）按縫洞單元確定開發(fā)方式

Ⅰ和Ⅱ類縫洞單元實施精細單井管理為主的穩(wěn)油控水政策，適時開展注水開發(fā);Ⅲ類定容型縫洞單元實施單井注采“注水驅(qū)油”補充能量開發(fā)。

4）以單元開發(fā)為原則制定單井開發(fā)技術(shù)政策

縫洞體儲層發(fā)育非均質(zhì)性極強，同時油水關(guān)系復(fù)雜，即使在同一縫洞單元內(nèi)，井與井之間的差異也大，單井的管理必須以縫洞單元均衡開發(fā)為基礎(chǔ)，同時要掌握油井本身的差異性（井區(qū)儲集體發(fā)育和與水體的連通關(guān)系），實施“一井一策”的開發(fā)原則。

3 縫洞單元注水提高采收率技術(shù)

塔河油田縫洞型油藏采收率平均只達到12%，通過項目研究和現(xiàn)場試驗，Ⅲ類單元注水驅(qū)油技術(shù)取得顯著效果，提高Ⅲ類縫洞單元采收率達8%，同時Ⅰ和Ⅱ類多井縫洞單元注水開發(fā)技術(shù)試驗取得一定效果，目前提高采收率達到2.5%。

3.1 注水驅(qū)油開發(fā)技術(shù)

3.1.1 注水驅(qū)油開發(fā)機理

對定容性單井縫洞單元，依靠天然能量開發(fā)，采收率只有5%左右。由于儲量規(guī)模小，建立注采井網(wǎng)注水開發(fā)在經(jīng)濟上可行性差。在洞穴占主要滲流通道的油藏中，流體的流動更接近于管流，在靜態(tài)下重力分異作用十分明顯。單井注水驅(qū)油機理主要根據(jù)物質(zhì)平衡原理和油水重力分異原理，通過注水快速補充地層能量，恢復(fù)油井產(chǎn)能和通過不斷產(chǎn)生次生底水類似活塞式向上驅(qū)油，達到提高采收率目的（圖2）。

圖2 塔河油田A區(qū)單井無底水定容縫洞體油藏注水機理模式Fig.2 Water injection mechanism of single well in unconnected fracture-vug units without bottom water of A area in Tahe oilfield

3.1.2 注水驅(qū)油井的選擇

應(yīng)選擇:①油井生產(chǎn)后期表現(xiàn)能量不足，產(chǎn)量遞減快，為定容單元;②油井鉆遇儲集體類型以溶洞型儲層為優(yōu)，注入水易通過重力分異實現(xiàn)油水置換;③生產(chǎn)后期油井表現(xiàn)為低含水或不含水為優(yōu)。因為該類型井控制的縫洞單元中剩余飽和度高，挖潛條件好。

3.1.3 注水驅(qū)油技術(shù)政策

影響注水驅(qū)油效果的注采參數(shù)包括注入時機、周期注入量、注入速度、注入壓力、燜井時間、開井工作制度等。其中主要為周期注入量，通過注水驅(qū)油的現(xiàn)場實踐，對注采參數(shù)影響注水驅(qū)油效果進行了敏感性分析，最后得出關(guān)鍵的注采參數(shù)指標(biāo)［6］。

1）注水時機

為了充分利用原始地層能量，注水時間應(yīng)選在停噴轉(zhuǎn)抽并盡量利用目前機采技術(shù)進行生產(chǎn)后可進行注水驅(qū)油開采。

2）注入壓力和周期注水量的選擇

根據(jù)物質(zhì)平衡原理，在沒有微裂隙補充流體的情況下，實現(xiàn)注采平衡，縫洞單元內(nèi)達到原始壓力狀況;在有微裂隙流體侵入的情況下，實現(xiàn)（注+侵）與采的平衡，同樣在短期內(nèi)縫洞單元內(nèi)達到原始壓力狀況，一般這種情況出現(xiàn)在長期關(guān)井的第一周期注采驅(qū)油井中。根據(jù)物質(zhì)平衡原理和注水驅(qū)油機理研究，注入壓力越高，注入污水的量越大，地層能量越高，油井生產(chǎn)能力越強，但如果壓力過大（破裂壓力大于60 MPa），壓開地層，水驅(qū)油進入壓開裂縫，可能會造成最終采收率的損失，因此取注水驅(qū)油注入壓力≤18 MPa，注采比為0.4～1.2。

3）悶井時間

燜井期間，油水進一步發(fā)生重力分異，燜井時間越長，越有利于油水的充分置換。當(dāng)油水重力分異完成后，繼續(xù)關(guān)井就無效益可言了?？p洞單元內(nèi)油水重力分異完成后，井口壓力恢復(fù)表現(xiàn)為平穩(wěn)，及時開井可提高油井的生產(chǎn)時效。直接鉆遇溶洞的井一般關(guān)井置換時間2～4 d，甚至1 d左右。非直接鉆遇溶洞，可適當(dāng)延長關(guān)井置換時間。

4）開井工作制度

太小的工作制度會造成生產(chǎn)周期時間的延長，但是油嘴過大會造成生產(chǎn)壓差過大，注入水將可能形成水錐，故應(yīng)根據(jù)不同井驅(qū)油前的生產(chǎn)過程來確定驅(qū)油井的合理工作制度，原則上多周期后應(yīng)逐漸縮小工作制度，如自噴效果差，宜機抽生產(chǎn)。

2006年以來，A區(qū)13個Ⅲ類單元進行了472個注采周期的注水驅(qū)油開采，累計注入135×104m3，增油47.55×104t，提高采出程度6.5%。

3.2 Ⅰ和Ⅱ類多井縫洞單元注水開發(fā)技術(shù)

3.2.1 注水開發(fā)機理

在溶洞儲集體內(nèi)，注入水依靠重力作用形成次生底水，補充能量，抑制大底水，使水錐回落，抬升油水界面縱向上驅(qū)油。

3.2.2 注水技術(shù)政策

1）注水開發(fā)方式

依據(jù)不同儲集體發(fā)育類型在平面、剖面上的分布特征，以同層縫洞體注采對應(yīng)采取低注高采、縫注洞采為方式，減小高導(dǎo)裂縫縱橫向水竄為目的。

2）注水開發(fā)程序

初期以明確注采井組連通性為目的的試注階段;之后以補充地層能量為核心的溫和注水方式;在注水一定程度后（地層壓力恢復(fù)較好），依據(jù)受效井含水率上升變化特征，動態(tài)調(diào)整為進一步擴大波及面積、防止水竄的周期注水和整注整壓方式。

3）注水開發(fā)政策

單元整體溫和注水，注水受效井組差異化的注水開發(fā)政策，注采比0.8～1.1，最終實施周期注水，通過不斷改變液流方向，減緩水竄，提高注入水的波及體積［7－8］。

塔河油田A區(qū)先后對該區(qū)6個單元進行注水，累計注水234 ×104m3，累計增油 35 ×104t，4個單元采收率均明顯提高，平均提高采收率3.7%以上（表3）。

4 結(jié)論

1）塔河油田碳酸鹽巖巖溶縫洞型油藏，是由不同壓力系統(tǒng)和油水關(guān)系的縫洞單元體在空間上相互疊合連片而形成的復(fù)雜油氣藏，以“縫洞單元”為油藏管理的基本單元，實施“差異性開發(fā)”的開發(fā)模式，符合塔河油田縫洞型油藏地質(zhì)實際，可實現(xiàn)油田科學(xué)高效開發(fā)。

表3 塔河油田A區(qū)縫洞單元注水前和注水后效果對比Table 3 Comparison of performance of fracture-vug units of A area in Tahe oilfield before and after water injection

2）以單井注水驅(qū)油和多井單元注水開發(fā)為主導(dǎo)的提高采收率技術(shù)在實踐中取得顯著效果，現(xiàn)場應(yīng)用實踐表明該類油藏采收率提高幅度在3.7%以上。

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Development scheme and EOR technique of fracture-vug reservoirs in Tahe oilfield

Zhan Junyang1，Ma Xujie2and He Changjiang2

（1.Southwest Petroleum University of Technology，Chengdu，Sichuan610059，China;
2.The First Oil Plant of Tahe Oilfield，Northwest Oilfield Branch，SINOPEC，Luntai，Xinjiang841600，China）

The fracture-vug carbonate reservoir of A area in Tahe oilfield is a complex oil reservoir consisting of various spatially superimposed and connected fracture-vug units with multiple pressure systems and complex water-oil contacts.These fracture-vug units differ greatly in driving mechanism and production characteristics.The type-Ⅰunit is dominated by water drive，the type-Ⅱ unit features in alternating water drive and elastic drive，while the type-Ⅲ unit is predominantly of elastic drive is for.According to the geological features of the reservoirs，this paper proposes a development scheme，i.e.taking the fracture-vug unit as the basic development blocks and implementing differential development，and presents an EOR method that is single well water injection to drive oil and multi-wells unite water injection for development.An additional recovery efficiency of 3.7%is obtained after field application of this method.

fracture-vug reservoir，carbonate rock，development scheme，Tahe oilfield，Tarim Basin

TE359

A

0253－9985（2012）04－0655－06

2012－08－14。

詹俊陽（1990—），男，石油工程。

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（“973”計劃）項目（2006CB202400）。

（編輯 高 巖）