熊陳微，林承焰，任麗華，韓長城，范卓穎

(中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580)

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縫洞型油藏剩余油分布模式及挖潛對策

熊陳微，林承焰，任麗華，韓長城，范卓穎

(中國石油大學(xué)(華東)，山東 青島 266580)

為研究塔河2區(qū)縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油分布情況，依據(jù)實(shí)際開發(fā)狀況，結(jié)合靜態(tài)地質(zhì)資料和動(dòng)態(tài)開發(fā)資料，在儲(chǔ)集體類型的基礎(chǔ)上對剩余油進(jìn)行分類，提出了塔河2區(qū)縫洞型碳酸鹽巖油藏3個(gè)大類9個(gè)亞類剩余油分布模式：巖溶管道型剩余油包括支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、管道側(cè)壁型、管道附近孔縫型以及致密層遮擋型6個(gè)亞類；殘丘型剩余油包括閣樓型和低幅殘丘型2個(gè)亞類；斷控巖溶型剩余油包括斷裂附近孔縫型1個(gè)亞類。針對不同類型的剩余油分布模式，分別提出了新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水采油、提液、注水、單井注氣及單元注氣等挖潛措施，為塔河2區(qū)開發(fā)方案的調(diào)整提供了一定依據(jù)。

縫洞型油藏；剩余油；分布模式；挖潛對策；塔河2區(qū)

0 引 言

塔河2區(qū)奧陶系地層經(jīng)過風(fēng)化剝蝕以及古巖溶的共同作用，形成了孔、縫、洞等多種儲(chǔ)集空間類型以及不同的儲(chǔ)集體類型[1]。儲(chǔ)集體類型的多樣性導(dǎo)致油田開發(fā)過程中剩余油分布復(fù)雜，給剩余油研究帶來了巨大的困難。前人[2-5]對碎屑巖油藏剩余油研究較多，而對縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油研究[6-11]還在探索中。范子菲等[9]在流動(dòng)單元?jiǎng)澐只A(chǔ)上對碳酸鹽巖儲(chǔ)集體進(jìn)行了分類，并總結(jié)了基于流動(dòng)單元的碳酸鹽巖剩余油分布規(guī)律；榮元帥等[10]根據(jù)剩余油分布位置和形態(tài)將縫洞型碳酸鹽巖剩余油分成了7個(gè)大類13個(gè)亞類。根據(jù)塔河2區(qū)儲(chǔ)集體發(fā)育類型，結(jié)合油藏動(dòng)、靜態(tài)資料，針對不同的儲(chǔ)集體類型提出了塔河2區(qū)剩余油分布模式，并對不同剩余油模式提出了相應(yīng)的挖潛對策，對改善油藏開發(fā)效果有一定的現(xiàn)實(shí)意義。

1 研究區(qū)概況及儲(chǔ)集體類型

塔河2區(qū)隸屬塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，經(jīng)多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，奧陶系儲(chǔ)層遭受不同程度的剝蝕，構(gòu)造呈北高南低，北部局部殘丘較南部覆蓋區(qū)發(fā)育[12]。塔河2區(qū)儲(chǔ)集體類型主要有巖溶管道儲(chǔ)集體、殘丘型儲(chǔ)集體和斷控巖溶儲(chǔ)集體3個(gè)大類。截至2015年8月，研究區(qū)平均單井日產(chǎn)油為4.6 t/d，綜合含水為76.1%，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為4 336.0×104t，累計(jì)產(chǎn)油為398.8×104t，采出程度為9.2%，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，剩余油潛力大。

2 剩余油分布模式

針對塔河2區(qū)儲(chǔ)集體發(fā)育類型及控制因素，利用地震、測井、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料并結(jié)合油田生產(chǎn)實(shí)際情況，按照儲(chǔ)集體類型，將塔河2區(qū)剩余油分為巖溶管道型、殘丘型及斷控巖溶型剩余油3個(gè)大類，并進(jìn)一步按照剩余油分布的形態(tài)特征及控制因素，將塔河2區(qū)剩余油分為9個(gè)亞類(圖1)。

2.1 巖溶管道型剩余油分布模式

巖溶管道型剩余油是指富集在巖溶管道儲(chǔ)集體內(nèi)的剩余油，其分布受巖溶管道分布、形態(tài)及充填情況控制。按照剩余油在巖溶管道中分布的形態(tài)及控制因素，將巖溶管道型剩余油分為6個(gè)亞類。

2.1.1 支流管道型

支流管道型剩余油是指強(qiáng)水淹的干流巖溶管道上小型分支管道內(nèi)的剩余油。由于受支流管道與干流巖溶管道空間差異的影響，支流管道流體分流量遠(yuǎn)低于干流巖溶管道。如果注采井組位于主河道上，支流管道水淹程度比主干巖溶管道低，導(dǎo)致在開發(fā)過程中，易形成支流巖溶管道型剩余油。

塔河2區(qū)北部奧陶系主要發(fā)育巖溶管道型儲(chǔ)集體，呈分支狀或網(wǎng)狀分布，東部發(fā)育的巖溶管道主要受古暗河控制，存在多個(gè)分支巖溶管道?；￠L屬性及地震三維雕刻體顯示(圖2)，沿TK235—S77CX—TK254和TK241—TK237井發(fā)育有2條規(guī)模相對較大的古暗河型巖溶管道，在管道兩側(cè)伴生發(fā)育有多個(gè)支流河道。主干巖溶管道上的3口井(TK235、S77CX、TK254)累計(jì)產(chǎn)油量為23.7×104t，位于支流管道上的3口井(TK320、TK242、S77)累計(jì)產(chǎn)油量為9.8×104t?？梢?，在無井控制的支流河道中，仍富集有大量的剩余油。

圖1 塔河2區(qū)奧陶系縫洞型碳酸鹽巖剩余油分布模式

圖2 地震屬性及三維雕刻體識別的支流巖溶管道

2.1.2 管道末端型

管道末端型剩余油是指巖溶管道末端由于無井控制，且注入水難以波及而富集的未被采出的剩余油。巖溶作用導(dǎo)致潛流帶常發(fā)育有古暗河系統(tǒng)，其主河道一般是主要匯水區(qū)，由于洞穴體積大，再加上后期巖溶塌陷作用，其面積增大，易于地震識別，是早期鉆井首選部位，因此，管道末端油井往往較少。注水開發(fā)時(shí)，注入水沿著巖溶管道將原油驅(qū)替至采油井以及巖溶管道末端，當(dāng)巖溶管道末端無井控制時(shí)，在管道末端易形成大量剩余油。塔河2區(qū)已知的巖溶管道中，47.5%的巖溶管道末端無井控制，在這些管道末端有大量剩余油富集。

2.1.3 管道局部高部位型

管道局部高部位型剩余油是指油水界面上升至溢出點(diǎn)時(shí)巖溶管道局部高部位中未采出的剩余油。受古巖溶差異性以及后期巖溶改造作用影響，巖溶管道內(nèi)壁往往不是平整光滑的，管道頂面存在起伏變化。在開發(fā)過程中，當(dāng)注入水或底水上升，油水界面升高至巖溶管道頂部的溢出點(diǎn)時(shí)，油水界面不再升高，始終保持在溢出點(diǎn)的高度，溢出點(diǎn)以上的局部高點(diǎn)內(nèi)的原油無法采出，形成了管道局部高部位型剩余油。

2.1.4 管道側(cè)壁型

管道側(cè)壁型剩余油是指由于管道兩側(cè)內(nèi)壁形狀不規(guī)則而導(dǎo)致井壁上未被采出的剩余油。巖溶管道內(nèi)壁凹凸不平，在注水開發(fā)過程中，注入水沿著巖溶管道驅(qū)替原油，在驅(qū)替路徑上，水體沿管道方向形成主流線，管道側(cè)壁內(nèi)凹處往往由于注入水波及程度低而附著有大量殘余的剩余油。

2.1.5 管道附近孔縫型

管道附近孔縫型剩余油是指強(qiáng)水淹巖溶管道附近發(fā)育程度低的孔縫中未采出的剩余油。據(jù)巖心、錄井資料和普通薄片、鑄體薄片、熒光薄片等觀察可知，塔河2區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間類型分為溶蝕孔洞、孔隙和裂縫，在巖溶管道附近同時(shí)發(fā)育有大量的小型溶蝕孔洞、孔隙和裂縫。在開發(fā)中后期，注入水或底水會(huì)沿著高滲帶(巖溶管道)突進(jìn)，形成強(qiáng)水淹通道，而其附近的孔縫滲透率低，水體會(huì)繞過低孔、低滲區(qū)使其中的原油無法被波及，這部分原油只能依靠毛管壓力吸入高滲通道，速度極為緩慢，從而在巖溶管道附近的孔縫中富集了大量的剩余油。

2.1.6 致密層遮擋型

致密層遮擋型剩余油是指巖溶管道內(nèi)致密層下部由于致密層遮擋而未被采出的剩余油。致密層對巖溶儲(chǔ)層的垂向連通性具有重要的控制作用，鉆井、巖性、測井等資料顯示，塔河2區(qū)致密層全區(qū)發(fā)育不穩(wěn)定，縱向上分布4套致密層，平面上連片性差，厚度差異較大，巖溶管道內(nèi)的致密層發(fā)育導(dǎo)致了單期巖溶管道上下分割或多期巖溶管道上下疊置的結(jié)構(gòu)。開發(fā)過程中，被致密段分割的上下管道內(nèi)流體不連通，當(dāng)油井未鉆至致密層下部或因堵水等措施而導(dǎo)致致密層下部儲(chǔ)層段未投產(chǎn)，在致密層下部的管道內(nèi)易形成剩余油。

2.2 殘丘型剩余油分布模式

殘丘型剩余油是指富集在巖溶殘丘型儲(chǔ)集體中的剩余油。按照井網(wǎng)控制情況及鉆井與殘丘的相對位置關(guān)系將殘丘型剩余油進(jìn)一步分為閣樓型和低幅殘丘型2個(gè)亞類(圖3)。隨著海西期的大氣淋濾與巖溶作用，在塔河2區(qū)形成了由地表縫洞連通性好的巖溶淋濾帶組成的表層T74巖溶地貌，表層溶蝕孔洞后期經(jīng)過油氣充注成為儲(chǔ)集體。開發(fā)后期油水界面上升至一定高度后，在T74界面局部高點(diǎn)會(huì)形成剩余油，即殘丘型剩余油，這種剩余油受T74界面起伏的影響較大。

2.2.1 閣樓型

閣樓型剩余油是指受井位置或完井井段的影響而在生產(chǎn)層段上部縫洞體中未采出的剩余油。當(dāng)直井不在殘丘最高點(diǎn)或完井層段低于殘丘最高點(diǎn)，油水界面抬升至生產(chǎn)層段或完井層段頂部時(shí)，油井水淹，生產(chǎn)層段以上殘丘儲(chǔ)集體內(nèi)的剩余油無法繼續(xù)采出，從而形成閣樓型剩余油；當(dāng)水平井水平段位于殘丘高點(diǎn)之下，油水界面抬升至完井層段最高點(diǎn)時(shí)，油井水淹，水平段之上的剩余油無法繼續(xù)采出，也可以形成閣樓型剩余油(圖3中a區(qū)域)。

2.2.2 低幅殘丘型

低幅殘丘型剩余油是指無井控制的低幅殘丘中因注入水波及不到而未采出的剩余油。受海西期的大氣淋濾與巖溶作用，T74頂面形成了大量的巖溶殘丘。開發(fā)初期，大規(guī)模的殘丘優(yōu)先布置新井，而剩余規(guī)模相對較小的殘丘由于經(jīng)濟(jì)效益不高而未部署新井。隨著油田開發(fā)的進(jìn)行，油水界面上升至低幅殘丘溢出點(diǎn)時(shí)，無井控制的低幅殘丘內(nèi)原油無法采出且注入水難以波及到，從而形成了低幅殘丘型剩余油(圖3中b區(qū)域)。

圖3 地震剖面識別閣型剩余油和低幅殘丘型剩余油

2.3 斷控巖溶型剩余油分布模式

斷控巖溶型剩余油是指受斷裂控制而形成的剩余油，其分布特征受斷裂分布和發(fā)育情況控制，包括斷裂附近孔縫型1個(gè)亞類。塔河2區(qū)斷裂形成時(shí)間早，一般形成于加里東中期，受到擠壓應(yīng)力較小，斷裂規(guī)模較小，持續(xù)時(shí)間較長，并在后期受到海西運(yùn)動(dòng)的影響。經(jīng)過多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造，斷裂數(shù)量多，斷距大，縱向延伸長度大。因此，在研究區(qū)內(nèi)有豐富的斷控巖溶型剩余油分布。

斷裂附近孔縫型剩余油是指斷裂帶或斷溶體附近的溶蝕孔縫中的剩余油。斷裂附近往往伴隨有大量的派生裂縫及孔隙，隨著注水開發(fā)的進(jìn)行，水體會(huì)沿著大斷裂進(jìn)入儲(chǔ)集體驅(qū)替原油，主斷裂帶成為水體運(yùn)移的優(yōu)勢通道。平面上，斷裂帶兩側(cè)相對低孔、低滲孔縫中的油氣由于未受到注入水波及，只能依靠毛管壓力吸入高滲通道(大斷裂)，速度極為緩慢，從而在斷裂附近的孔縫中富集了大量的剩余油；縱向上，底水沿?cái)嗔褞У膬?yōu)勢通道迅速竄進(jìn)至生產(chǎn)井，導(dǎo)致油井水淹，而斷裂兩側(cè)低孔、低滲孔縫中的油氣被底水遮擋而無法采出，形成了斷裂附近的孔縫型剩余油。塔河2區(qū)共有24口井分布在斷控巖溶儲(chǔ)集體之上，占總井?dāng)?shù)的24.2%，其所在的斷裂附近多富集有孔縫型剩余油。

3 剩余油挖潛對策

塔河2區(qū)目前已進(jìn)入了開發(fā)中后期，隨著含水的上升，油田開發(fā)狀況持續(xù)變差。因此，針對塔河2區(qū)不同剩余油類型，建議性地提出了新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水、提液、注水、單井注氣及單元注氣等剩余油挖潛對策(表1)。

統(tǒng)計(jì)2006年以后新加密的13口水平井和16口斜直井，投產(chǎn)成功率分別為92.3%和75.0%，累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到17.4×104t，加密效果好，表明由于無井控制或井網(wǎng)控制程度低而形成的支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、閣樓型、殘丘型剩余油適合利用新井加密措施挖潛。溶蝕孔縫等孔滲性較差的未動(dòng)用層段或采出不充分的層段中的剩余油主要依靠毛細(xì)管力進(jìn)入高滲帶或井底，驅(qū)動(dòng)力小，速度慢，效率低，可利用酸化壓裂措施增加孔滲性，排水措施增加驅(qū)動(dòng)力，提液措施增加液量等方式來挖潛剩余油。由于致密層遮擋導(dǎo)致的未動(dòng)用層段內(nèi)剩余油可進(jìn)行鉆塞下返挖潛，如TK264X井可鉆開致密層動(dòng)用5 601～5 652 m層段，TK211可鉆塞下返動(dòng)用5 513～5 583 m層段。由于井距較大而在井間管道內(nèi)動(dòng)用不充分的剩余油，可以利用注水驅(qū)油進(jìn)行挖潛。對塔河2區(qū)13個(gè)注采井組的注水驅(qū)油效果進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，92.3%的采油井受效時(shí)間均在100 d以上，除TK241CH井以外，單井累計(jì)增油量均在490 t以上，13口井累計(jì)增油3.6×104t，注水驅(qū)油效果明顯。對塔河2區(qū)11口井進(jìn)行了19輪次注氣，除TK222CH井以外，單井日增油量均在5 t/d以上，有效率達(dá)到90.9%，注氣效果好，且注氣井主要位于殘丘附近或管道局部高部位附近，表明管道局部高部位型、低幅殘丘型剩余油適合利用單元注氣驅(qū)油措施挖潛。閣樓型剩余油可利用自注自采的單井注氣替油方式挖潛。

表1 塔河2區(qū)奧陶系剩余油挖潛措施依據(jù)

4 結(jié) 論

(1) 塔河2區(qū)奧陶系發(fā)育巖溶管道型、殘丘型、斷控巖溶型3種儲(chǔ)集體類型，可分為支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、管道側(cè)壁型、管道附近孔縫型、致密層遮擋、閣樓型、低幅殘丘型、斷裂附近孔縫型9個(gè)亞類。

(2) 針對塔河2區(qū)奧陶系不同剩余油類型，分別提出新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水、提液、注水、單井注氣及單元注氣等挖潛措施。

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編輯 劉 巍

20160224；改回日期：20160720

國家科技重大專項(xiàng)“復(fù)雜油藏精細(xì)表征及剩余油分布預(yù)測”(2011ZX05009-003)

熊陳微(1990-)，男，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)資源勘查工程專業(yè)，現(xiàn)為該校地質(zhì)資源與地質(zhì)工程專業(yè)在讀碩士研究生，主要從事油氣藏開發(fā)地質(zhì)方向的研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.022

TE327

A

1006-6535(2016)06-0097-05