李陽，康志江，薛兆杰，鄭松青

（1. 中國石油化工股份有限公司，北京 100728；2. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

碳酸鹽巖油氣藏在全球油氣資源中占有極為重要的地位。據(jù) IHS公司統(tǒng)計(jì)，碳酸鹽巖油氣資源量約占全球油氣資源量的 70%，探明可采儲量約占 50%，產(chǎn)量約占60%。碳酸鹽巖油氣藏廣泛分布于北美、中東、中亞等地區(qū)，主要類型有生物礁、顆粒灘、白云巖和風(fēng)化殼類，通常規(guī)模較大，埋深小于3 000 m，主要集中在侏羅系、白堊系和新近系，以孔隙型介質(zhì)為主。國外碳酸鹽巖油氣藏多基于連續(xù)介質(zhì)理論進(jìn)行開發(fā)設(shè)計(jì)；在鉆完井及工程工藝方面，主要發(fā)展了復(fù)雜結(jié)構(gòu)井等一系列技術(shù)來提高產(chǎn)量和采收率。

中國碳酸鹽巖油氣資源也十分豐富，據(jù)2015年全國油氣資源動態(tài)評價(jià)結(jié)果，石油地質(zhì)資源量為340×108t，天然氣地質(zhì)資源量為 24.3×1012m3，分別占油氣資源總量的27.0%和26.9%。近年來，隨著塔河油田、普光氣田、安岳氣田等碳酸鹽巖油氣田的開發(fā)，天然氣、原油產(chǎn)量快速增長，成為中國油氣勘探開發(fā)和油氣增儲上產(chǎn)的重要領(lǐng)域。

與其他國家碳酸鹽巖油氣藏相比，中國碳酸鹽巖油氣藏地質(zhì)時(shí)代老、埋藏深、經(jīng)過多期構(gòu)造運(yùn)動改造，油藏以裂縫-孔隙型、縫洞型為主，氣藏以孔隙型礁灘白云巖為主，開發(fā)難度更大。經(jīng)過幾代開發(fā)工作者的研究和探索，在不同類型碳酸鹽巖儲集體成因機(jī)制、流體復(fù)合流動機(jī)理及表征等方面取得了新的進(jìn)展，形成了超深層地球物理描述、離散地質(zhì)建模、超深層復(fù)雜結(jié)構(gòu)井、深層大規(guī)模儲集層改造、注水注氣提高采收率等技術(shù)[1-4]，發(fā)展和豐富了碳酸鹽巖開發(fā)理論與技術(shù)體系。

本文系統(tǒng)總結(jié)分析孔隙型、裂縫-孔隙型和縫洞型3種碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)理論和工程技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r，明確目前存在的挑戰(zhàn)，探索下一步技術(shù)發(fā)展方向，并提出解決思路，為進(jìn)一步深化碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)理論與技術(shù)提供借鑒。

1 中國碳酸鹽巖油氣藏主要地質(zhì)與開發(fā)特征

1.1 碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)歷程

中國碳酸鹽巖油氣田大規(guī)模開發(fā)始于 20世紀(jì) 50年代，主要經(jīng)歷了以四川盆地礁灘相油氣藏為重點(diǎn)的油氣開發(fā)階段（1950—1975年），以任丘油田為代表的前第三系裂縫潛山油氣藏開發(fā)階段（1975—1996年），以塔河油田為代表的巖溶帶縫洞型油氣藏開發(fā)階段（1990—2018年）和以普光、元壩和安岳特大型氣田為代表的深層天然氣開發(fā)階段（2003—2018年），至今已有近70年的歷史。

1.2 油氣資源分布

截至2015年底，中國累計(jì)探明碳酸鹽巖石油地質(zhì)儲量 29.34×108t、天然氣儲量 3.37×1012m3[5]，主要分布在塔里木、四川、渤海灣、鄂爾多斯和珠江口盆地。其中，石油主要分布在塔里木、渤海灣和珠江口盆地；天然氣主要分布在四川、鄂爾多斯和塔里木盆地[6-8]。

從分布層位看，震旦系到三疊系均有分布，以古生界為主。其中石油主要分布在奧陶系、前震旦系；天然氣主要分布在二疊系、三疊系、寒武系和震旦系。

1.3 油氣藏地質(zhì)特征

中國碳酸鹽巖油氣藏呈現(xiàn)“成藏多樣化、構(gòu)造復(fù)雜化、儲集層差異化”特征。

①地質(zhì)條件復(fù)雜。無論是塔里木盆地奧陶系縫洞型油藏、四川盆地礁灘相氣藏，還是渤海灣盆地前第三系潛山油氣藏，儲集層主要分布在古生界，埋藏普遍較深，一般在5 000～7 000 m，且都經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動和巖溶疊加改造，既有古生古儲油氣藏（見圖1），也有新生古儲和新生新儲油氣藏，地質(zhì)條件極為復(fù)雜。

圖1 塔河油田古生古儲縫洞型儲集層剖面圖

②儲集層類型多、非均質(zhì)性強(qiáng)。中國陸上碳酸鹽巖儲集層油藏以灰?guī)r為主，氣藏以白云巖為主。儲集空間既有孔隙型，也有裂縫-孔隙型和縫洞型，儲集層物性分布差異大，非均質(zhì)性極強(qiáng)，物性差，孔隙度一般在2%～6%，基質(zhì)孔隙度一般小于2%。國外碳酸鹽巖油氣藏以孔隙型儲集層為主，物性較好，如中東地區(qū)碳酸鹽巖儲集層孔隙度多在8%～25%[9]。

③流體類型及分布復(fù)雜多樣。中國碳酸鹽巖油氣藏成藏期次多，不同成藏期有不同的油氣相態(tài)，導(dǎo)致流體性質(zhì)與分布復(fù)雜多樣，既有輕質(zhì)油，也有重質(zhì)油，既有干氣藏，也有凝析氣藏，還有高含H2S和CO2的酸性氣藏。油氣水關(guān)系也極為復(fù)雜，塔河油田每個(gè)縫洞單元都是獨(dú)立的油水系統(tǒng)；龍崗飛仙關(guān)組氣藏存在9個(gè)氣水系統(tǒng)，長興組存在13個(gè)氣水系統(tǒng)，大部分井表現(xiàn)出“一井、一層、一系統(tǒng)”的特征[10]。

1.4 油氣藏開發(fā)特征

中國碳酸鹽巖油氣藏儲集空間類型多，氣藏多為孔隙型介質(zhì)，油藏多為裂縫-孔隙型和巖溶縫洞型介質(zhì)，流體表現(xiàn)為多種流動形式，大洞、大縫內(nèi)以自由流為主，小尺度儲集空間以滲流為主，開發(fā)特征差異大，總體具有以下特征。

①初期產(chǎn)量高，遞減快。碳酸鹽巖儲集空間由孔、洞、縫組成，尺度差異大。對油井而言，開采初期大縫大洞中呈現(xiàn)自由流狀態(tài)的油氣首先被采出，產(chǎn)量較高。但隨著壓力下降，部分裂縫閉合，粒間孔、晶間孔、微裂縫等小尺度儲集空間內(nèi)油氣滲流慢，難以有效補(bǔ)給，產(chǎn)量快速遞減。氣井的生產(chǎn)與油井基本相似，初期采用降壓穩(wěn)產(chǎn)方式生產(chǎn)，穩(wěn)產(chǎn)期較短，進(jìn)入保壓降產(chǎn)階段后，遞減較快。

②普遍存在邊底水，對產(chǎn)量影響大。對于裂縫-孔隙和巖溶縫洞型油藏而言，邊底水易沿裂縫快速侵入，導(dǎo)致油井含水上升快，甚至暴性水淹，產(chǎn)油量下降，采收率低。如塔河油田縫洞體多與底水直接溝通[11]，開發(fā)過程中約 20%的生產(chǎn)井因暴性水淹關(guān)井。同樣邊底水的侵入導(dǎo)致氣井出水，產(chǎn)氣量快速下降，氣藏采收率降低。川東石炭系42個(gè)氣藏，產(chǎn)水氣藏36個(gè)，占 86%，水侵約降低采收率 2%～8%[12]；中國碳酸鹽巖氣藏平均采收率為42.3%，低于致密砂巖氣藏（平均采收率約50%），因此控制邊底水侵入是該類氣藏開發(fā)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。

③油藏注水開發(fā)易水竄、采收率低。注入水易沿裂縫突進(jìn)，一方面波及體積和驅(qū)油效率下降，另一方面注入水的分隔屏蔽作用導(dǎo)致剩余油分布更為復(fù)雜，提高采收率難度更大。中國25個(gè)主要碳酸鹽巖油藏原油平均采收率僅為14.4%。

1.5 開發(fā)中的特殊問題

中國碳酸鹽巖油氣藏地質(zhì)條件和開發(fā)特征復(fù)雜，與中東、北美連續(xù)性分布的孔隙型碳酸鹽巖油氣藏相比，開發(fā)中主要有3個(gè)方面的特殊問題。

①儲集體精細(xì)描述困難。碳酸鹽巖儲集體一方面受多期構(gòu)造運(yùn)動的改造，儲集介質(zhì)類型多、成因機(jī)制復(fù)雜，其分布規(guī)律認(rèn)識難度大；另一方面埋藏深、縫洞配置關(guān)系和充填類型多樣，平面和縱向分布差異大，儲集體識別難度大。超深層碳酸鹽巖儲集體地震波反射特征復(fù)雜、信噪比低、成像精度低[13-16]，地球物理技術(shù)難以識別和描述儲集體空間分布。

②開發(fā)指標(biāo)預(yù)測難度大。裂縫-孔隙型和巖溶縫洞型油藏流體流動表現(xiàn)為多孔介質(zhì)滲流、裂縫介質(zhì)高速流、洞穴介質(zhì)自由流多種類型，是一種復(fù)雜的耦合流動，基于多孔介質(zhì)滲流理論的實(shí)驗(yàn)和模擬方法不能有效地描述這類復(fù)合流動特征，難以準(zhǔn)確預(yù)測油氣田開發(fā)規(guī)律及動態(tài)指標(biāo)。

③儲量有效動用率及采收率低。碳酸鹽巖油氣藏儲集體離散分布，平面、縱向差異大，非均質(zhì)性極強(qiáng)，油、氣、水關(guān)系復(fù)雜，單井產(chǎn)量差異大，難以部署合理井網(wǎng)，導(dǎo)致儲量有效動用率低；同時(shí)，由于大尺度裂縫發(fā)育，邊底水和注入水易竄，波及程度低，遞減快、采收率低。

針對碳酸鹽巖油氣藏的特殊問題，經(jīng)70年的努力，中國在該類油氣藏開發(fā)方面，形成了系統(tǒng)的碳酸鹽巖儲集體成因機(jī)制、流體流動機(jī)理等理論體系，研發(fā)了儲集體描述、地質(zhì)建模、鉆完井、儲集層改造、提高采收率等技術(shù)系列。

2 開發(fā)理論

2.1 碳酸鹽巖儲集層成因機(jī)制

中國碳酸鹽巖儲集層包含孔隙型、裂縫-孔隙型和巖溶縫洞型 3種類型?？紫缎蛢瘜又饕植荚谒拇ㄅ璧兀越笧┫酁橹?；裂縫-孔隙型儲集層主要分布在東部地區(qū)前第三系斷陷盆地，以古潛山為主；巖溶縫洞型儲集層主要分布在塔里木盆地和鄂爾多斯盆地，以風(fēng)化殼及不整合為主。不同類型儲集層具有不同的成因機(jī)制。

2.1.1 前第三系裂縫-孔隙型潛山儲集層

中國東部前第三系斷陷盆地普遍發(fā)育古潛山油藏，地層經(jīng)構(gòu)造運(yùn)動和風(fēng)化剝蝕后，再次沉降被新生代沉積層覆蓋，其中突起的塊體為古潛山。

渤海灣盆地潛山主要為古生界地層，構(gòu)造演化經(jīng)歷了 3個(gè)階段：印支期左行擠壓造山形成褶皺；燕山期左行剪切引張斷塊造山；喜馬拉雅期右行剪切拉張潛山定型。

潛山型儲集層儲集空間主要有 3種成因：①潛山構(gòu)造形成的過程中伴生大量的斷層和裂縫；②風(fēng)化淋濾以及地下水作用，擴(kuò)大和連通了原有的裂縫孔隙, 同時(shí)形成大量溶蝕孔洞；③不同層系烴源巖形成的酸性流體和喜馬拉雅期熱液流體對潛山內(nèi)幕灰?guī)r、白云巖地層的改造（見圖2）。

2.1.2 塔里木盆地巖溶縫洞型儲集層

巖溶縫洞型儲集層儲集空間由縫、洞、孔組成，大洞、大縫發(fā)育。塔里木和鄂爾多斯盆地古生界巖溶縫洞型儲集層發(fā)育，其形成經(jīng)歷多期巖溶作用和后期埋藏改造，主要有風(fēng)化殼巖溶和斷裂溶蝕巖溶 2種成因類型。

圖2 潛山內(nèi)幕儲集層發(fā)育模式圖

風(fēng)化殼型巖溶的發(fā)育受地貌單元和巖溶帶控制，垂向上可劃分表層巖溶、垂向滲濾、徑流溶蝕和潛流溶蝕 4個(gè)帶，其中徑流溶蝕帶巖溶最發(fā)育[17]；平面上可分為巖溶臺地、巖溶緩坡、巖溶斜坡和巖溶山間盆地 4種二級地貌單元，進(jìn)一步可劃分出峰叢洼地、溶丘洼地、丘峰洼地等 8種三級地貌單元，其中峰叢洼地和丘峰洼地巖溶最發(fā)育[18]。

斷裂溶蝕型巖溶是以斷裂帶為核心發(fā)生溶蝕擴(kuò)大成為油氣有利的儲集區(qū)帶，斷裂帶、構(gòu)造變形帶與巖溶形成較好的匹配關(guān)系。按展布形態(tài)可劃分為條帶狀、夾心餅狀和平板狀3種類型[19]。

塔里木盆地兩種類型的巖溶均有發(fā)育，風(fēng)化殼巖溶大面積分布，斷裂溶蝕型巖溶呈條帶狀分布。

2.1.3 礁灘孔隙型儲集層

孔隙型碳酸鹽巖儲集層多為顆?；?guī)r和白云巖，主要分布在四川盆地，儲集層類型為顆粒灘和生物礁2種礁灘相。

顆粒灘和生物礁多發(fā)育在臺地臺緣帶的高能相帶，受構(gòu)造古隆起的控制，水動力條件較強(qiáng)，臺緣帶高地及其周緣斜坡部位有利于顆粒礁灘沉積。臺內(nèi)大型洼地周圍發(fā)育的古高地，也可成為顆粒灘相儲集層發(fā)育有利區(qū)。如川東龍王廟組顆粒灘發(fā)育特征受海平面升降變化控制，縱向上表現(xiàn)為多個(gè)薄灘體的疊置，單灘體沉積厚度小，下部主要為深水沉積環(huán)境中形成的深色細(xì)粒沉積物，向上過渡為由顆粒白云巖和顆?；?guī)r組成的顆粒灘[20]。

礁灘相儲集層易發(fā)生白云石化，有利于孔隙空間的發(fā)育，主要受3個(gè)因素控制：沉積-成巖環(huán)境控制儲集層的規(guī)模與早期孔隙發(fā)育；構(gòu)造-流體耦合控制裂縫與溶蝕作用；巖石-流體相互作用控制孔隙的保存。如四川盆地長興組生物礁儲集層下部層段屬碳酸鹽緩坡背景下的點(diǎn)礁沉積，處于海平面長期快速上升的過程，礁體發(fā)育規(guī)模小，儲集層厚度薄、物性差；上部層段屬緩坡型臺地邊緣沉積，處于由海侵到海退的過渡期，礁體規(guī)模較大，儲集層較厚、物性較好。成巖階段構(gòu)造裂縫幾乎未被充填，長興組儲集層的滲透性較好[15]。

2.2 流體流動機(jī)理

碳酸鹽巖油氣藏，特別是裂縫-孔隙型和巖溶縫洞型油藏流體流動機(jī)理一直是國內(nèi)外研究熱點(diǎn)。20世紀(jì)50年代Bruce G H等建立了單重介質(zhì)數(shù)學(xué)模型，解決了多孔連續(xù)介質(zhì)滲流機(jī)理的表征問題[21]。70年代Warren等[22]建立了雙重介質(zhì)數(shù)學(xué)模型，90年代建立了離散裂縫網(wǎng)絡(luò)模型，解決了裂縫-孔隙型油藏流體流動機(jī)理的表征問題。雙重介質(zhì)模型假設(shè)儲集層裂縫呈網(wǎng)狀發(fā)育，基巖被裂縫分隔成一個(gè)個(gè)團(tuán)體，這種儲集層類型基巖孔隙度大、滲透率小，而裂縫孔隙度小、滲透率大，二者形成相對獨(dú)立的水動力學(xué)系統(tǒng)，其間存在流體交換。雙重介質(zhì)數(shù)學(xué)模型及離散裂縫網(wǎng)絡(luò)為數(shù)值模擬、試井等技術(shù)奠定了理論基礎(chǔ)。

巖溶縫洞型儲集層在一個(gè)流動單元內(nèi)存在大洞、大縫的自由流，也存在小尺度儲集空間的滲流，是一種復(fù)合流動。其流動特征表現(xiàn)為：①洞穴及大型裂縫內(nèi)自由流會存在慣性力，為非線性流動；②自由流與滲流界面處存在流速突變；③洞穴與裂縫（或井）界面處，紊流特征明顯，流動狀態(tài)復(fù)雜；④洞穴內(nèi)低速運(yùn)動下油、氣、水重力分異快，油、氣、水之間存在明顯的界面；⑤開采過程中裂縫與孔洞可壓縮性較強(qiáng)，易出現(xiàn)裂縫閉合。

塔河油田是世界上最大的巖溶縫洞型油藏，該類油藏的流體流動機(jī)理是一個(gè)公認(rèn)的難題。中國歷經(jīng)10多年研究，在大量室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，建立了孔-洞-縫復(fù)合介質(zhì)數(shù)學(xué)模型[23]。模型中，洞穴和大型裂縫作為離散介質(zhì)單獨(dú)處理，服從Navier-Stokes流體力學(xué)規(guī)律，小尺度孔洞-裂縫-孔隙作為連續(xù)介質(zhì)處理，建立了基于三重連續(xù)介質(zhì)的 Darcy方程與物質(zhì)守衡方程組，通過界面方程[24]實(shí)現(xiàn)自由流與滲流耦合，兩相界面方程由法向速度連續(xù)方程、法向應(yīng)力連續(xù)方程、切向應(yīng)力條件方程組成。

法向速度連續(xù)：

法向應(yīng)力連續(xù)：

切向應(yīng)力條件：

3 開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

3.1 儲集體精細(xì)描述技術(shù)

通過對碳酸鹽巖油氣藏儲集層描述技術(shù)的多年攻關(guān)，中國在對碳酸鹽巖儲集體形態(tài)規(guī)模、孔-洞-縫配置關(guān)系、充填特征及含油氣性的描述方面取得了長足的發(fā)展，形成了地球物理識別、描述及地質(zhì)建模等系列技術(shù)，大大提高了刻畫精度。

3.1.1 地球物理識別技術(shù)

圍繞提高地震成像精度，形成了巖石物理實(shí)驗(yàn)、繞射波分離和逆時(shí)深度偏移高精度成像、多尺度分類檢測識別等技術(shù)。

①巖石物理實(shí)驗(yàn)方面：發(fā)展了全尺度、高精度、全自動正演物理模擬技術(shù)。碳酸鹽巖儲集空間既有洞，也有孔和縫，波場特征復(fù)雜，該正演物理模擬裝置可以實(shí)現(xiàn)不同類型儲集介質(zhì)的波場反應(yīng)特征擬合，實(shí)現(xiàn)室內(nèi)大尺度起伏面模型的高速全自動地震采集?？p洞的最小可控尺度由1 mm降至0.1 mm，模擬深度可達(dá)6 500 m。

②成像技術(shù)方面：通過逆時(shí)深度偏移，縫洞體能量可增強(qiáng) 20%，可有效提高成像精度。繞射波分離縫洞體成像方法運(yùn)算速度快，可獲得風(fēng)化殼反射背景干擾下縫洞體的直接成像，對提高小縫洞體識別精度特別有效，識別數(shù)量可增加約20%。兩種方法聯(lián)合使用，縫洞體成像精度可提高1倍。

③儲集層類型識別方面：形成了多尺度分類檢測技術(shù)[25-26]，利用采用地震反射結(jié)構(gòu)分析、強(qiáng)振幅聚類方法檢測大尺度溶洞，利用地震幾何屬性檢測大尺度裂縫帶；同時(shí)基于古地貌控制，建立巖相約束的統(tǒng)計(jì)巖石物理貝葉斯概率物性參數(shù)反演方法，實(shí)現(xiàn)不同組合類型縫洞體規(guī)模、孔隙度、充填性參數(shù)的表征。

④含氣性預(yù)測方面：針對礁灘相儲集層，利用目的層段地震數(shù)據(jù)體結(jié)構(gòu)特征的異常值進(jìn)行含氣性識別[27]，取得了很好的效果。普光氣田應(yīng)用含氣性預(yù)測成果，新井鉆遇優(yōu)質(zhì)儲集層的成功率達(dá)100%。

3.1.2 地質(zhì)建模技術(shù)

20世紀(jì) 80年代攻克了確定性建模及隨機(jī)建模技術(shù)，解決了孔隙連續(xù)型儲集層的地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)建模問題，大大提高了碎屑巖和孔隙型碳酸鹽巖的描述精度。21世紀(jì)初發(fā)展了離散裂縫建模方法[28-29]，裂縫-孔隙型儲集層的描述問題得以解決；針對以塔河為代表的巖溶縫洞型油藏，進(jìn)一步建立了離散縫洞建模方法[30-33]，解決了巖溶縫洞型復(fù)合介質(zhì)油藏地質(zhì)建模問題。

巖溶縫洞型儲集體尺度差異大，大洞洞徑可達(dá)數(shù)千米，大裂縫和溶洞地球物理反射特征明顯，可以采用地球物理的方法進(jìn)行識別和描述，而小的縫洞和溶孔只有通過巖心和測井識別。縫洞體建模涉及到不同尺度和精度的問題，為了提高建模精度，可按照儲集層空間形態(tài)類別，將碳酸鹽巖儲集體劃分為基質(zhì)孔隙、裂縫、溶蝕孔洞、大型溶洞 4種類型。同時(shí)為了便于儲集體的識別和流體流動特征的描述，制定出碳酸鹽巖儲集體分級分類標(biāo)準(zhǔn)[34]（見表1）。

表1 碳酸鹽巖儲集體分級分類標(biāo)準(zhǔn)

離散縫洞建模是在古地貌、巖溶發(fā)育模式和斷裂發(fā)育規(guī)律約束下，分類分級建立離散分布模型：大型溶洞采用地震識別的方法，小型溶洞采用多點(diǎn)地質(zhì)統(tǒng)計(jì)學(xué)隨機(jī)模擬方法，溶蝕孔洞采用序貫高斯隨機(jī)模擬方法，大尺度裂縫采用地震識別確定性建模方法，中尺度裂縫采用螞蟻體追蹤方法，小尺度裂縫采用基于目標(biāo)的隨機(jī)模擬方法[34]?；谕毁x值融合方法，構(gòu)建多尺度縫洞體分布模型。對縫洞體形態(tài)規(guī)模、配置關(guān)系、充填特征及儲集體物性進(jìn)行精細(xì)描述，明確不同類型儲集體的地質(zhì)儲量及其空間分布。根據(jù)地質(zhì)模型布井，鉆井符合率由71.1%提高至92.7%，大幅度提高了儲量動用率。

3.2 數(shù)值模擬及試井技術(shù)

從流體流動類型看，碳酸鹽巖油藏，特別是巖溶縫洞型油藏是典型的復(fù)合介質(zhì)流動，原有基于連續(xù)介質(zhì)和滲流理論的數(shù)值模擬方法不能有效模擬和預(yù)測這種流動特征，影響油田開發(fā)規(guī)律預(yù)測和開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)，針對這一特點(diǎn)，研發(fā)了耦合型數(shù)值模擬和試井分析技術(shù)。

3.2.1 自由流-滲流耦合型數(shù)值模擬技術(shù)

根據(jù)流動機(jī)理研究建立的數(shù)學(xué)模型，在數(shù)模算法中將自由流與滲流耦合數(shù)學(xué)模型分為 2類：①根據(jù)洞穴自由流方程建立控制方程組，溶孔的滲流通過源匯項(xiàng)處理，該方法溶洞內(nèi)多相流計(jì)算精度高，可用于縫洞組合的精細(xì)機(jī)理研究；②根據(jù)滲流達(dá)西定律建立控制方程組，洞穴或裂縫的自由流通過嵌入式處理[23,35-36]，小尺度裂縫和孔洞發(fā)育區(qū)根據(jù)其分布特征，采用單重、雙重或三重介質(zhì)的分區(qū)模擬。該方法主要用于油藏尺度大規(guī)模的模擬預(yù)測。

模型求解采用有限體積方法，對各偏微分控制方程進(jìn)行數(shù)值離散，使用改進(jìn)約束壓力殘差預(yù)處理與代數(shù)多重網(wǎng)格線性方程解法相結(jié)合的算法求解。

采用巖溶縫洞型油藏?cái)?shù)值方法進(jìn)行產(chǎn)油量指標(biāo)預(yù)測，符合率可達(dá) 85.1%[37]，與商用連續(xù)型數(shù)值模擬方法相比，符合率提高了近一倍。

3.2.2 縫洞型油藏試井技術(shù)

試井通過工作制度和井底壓力變化測試儲集層參數(shù)，Warren-Root模型[22]很好地解決了裂縫-孔隙型碳酸鹽巖儲集層中的滲流問題，但巖溶縫洞型碳酸鹽巖儲集層普遍發(fā)育洞穴、溶蝕孔洞與裂縫，雙重介質(zhì)模型已經(jīng)不能適應(yīng)于此類油藏的試井解釋。

針對巖溶縫洞型油藏，開發(fā)出 2種試井模型：①當(dāng)儲集介質(zhì)存在表征單元體，且表征單元體尺度較小時(shí)，利用等效連續(xù)介質(zhì)數(shù)值模型建立試井解釋方法（三重介質(zhì)模型）；②存在大尺度溶洞介質(zhì)時(shí)，建立大尺度溶洞介質(zhì)自由流和多孔介質(zhì)滲流耦合流動試井模型[1]。

三重介質(zhì)模型和耦合介質(zhì)模型，除傳統(tǒng)試井解釋參數(shù)（如井筒儲存系數(shù)、表皮系數(shù)、滲透率、竄流系數(shù)、彈性儲容比等）之外，最重要的是可解釋溶洞尺度（見圖3）以及溶洞與井相對位置、裂縫寬度、密度等參數(shù)，可更有效評價(jià)地下縫洞儲集體的物性與流動參數(shù)。

圖3 不同洞徑滲流-自由流動耦合試井曲線

針對試井測試時(shí)間短、無法預(yù)測更遠(yuǎn)處縫洞體儲量問題，形成了產(chǎn)量數(shù)據(jù)分析綜合解釋方法，基于擬穩(wěn)態(tài)階段物質(zhì)平衡時(shí)間與流量重整壓力關(guān)系曲線，按溶洞、孔洞、裂縫3類儲集體分別預(yù)測單井控制儲量，可提高井控儲量計(jì)算精度。

3.3 深層復(fù)雜井鉆完井技術(shù)

碳酸鹽巖油氣藏埋藏深、高溫高壓，同時(shí)油氣藏類型多，特別是四川盆地多為酸性氣藏，這類氣田的安全-優(yōu)快鉆井和效益開發(fā)是一個(gè)挑戰(zhàn)。通過攻關(guān)，形成了高含硫氣田安全-優(yōu)快鉆井、超深水平井軌跡實(shí)時(shí)優(yōu)化控制等技術(shù)。同時(shí)針對塔河油田老井利用的難題，形成了側(cè)鉆小井眼鉆完井技術(shù)。

3.3.1 高含硫氣田安全-優(yōu)快鉆井技術(shù)

普光氣田H2S、CO2含量分別為15.16%和8.64%，鉆井不僅面臨噴、漏、塌、卡、斜、硬的難題，而且面臨 H2S劇毒氣體泄漏的難題。針對該問題，研發(fā)了上部非產(chǎn)層地層氣體鉆井提速技術(shù)、安全鉆井井控技術(shù)、防竄防漏耐腐蝕膠乳水泥漿體系及正注反擠等固井技術(shù)[27]。氣體鉆井平均機(jī)械鉆速達(dá)7.49 m/h，比常規(guī)鉆井速度提高3～8倍，單井鉆井周期縮短60 d以上，固井一次合格率100%，氣層段固井質(zhì)量優(yōu)良率超過85%。

3.3.2 超深水平井軌跡實(shí)時(shí)優(yōu)化控制技術(shù)

元壩氣田長興組生物礁氣藏埋藏超深（約 7 000 m），優(yōu)質(zhì)儲集層薄，鉆直井產(chǎn)能低，不能滿足有效開發(fā)需要。這類儲集層采用水平井進(jìn)行開發(fā)是最好的選擇，然而這種超深、薄層和構(gòu)造起伏大的水平井鉆井軌跡難以控制。針對該問題，在配套鉆具的同時(shí)，建立碳酸鹽巖巖性解釋圖版和儲集層核磁物性分類評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，形成隨鉆巖性快速識別技術(shù)和隨鉆儲集層快速評價(jià)技術(shù)；建立超深條帶狀小礁體氣藏水平井軌跡優(yōu)化調(diào)整模式，優(yōu)化調(diào)整設(shè)計(jì)軌跡，及時(shí)進(jìn)行增斜或降斜鉆進(jìn)[38-39]。該技術(shù)在元壩氣田實(shí)鉆井成功率達(dá)到100%，儲集層預(yù)測符合率近95%，水平井儲集層鉆遇率超過82%，單井產(chǎn)能提高2～3倍。

3.3.3 側(cè)鉆小井眼鉆完井技術(shù)

塔河油田部分井由于縫洞體的規(guī)模小、底水水淹等原因，造成生產(chǎn)井停產(chǎn)。為充分利用這部分老井，探索出小井眼側(cè)鉆技術(shù)，主要包括小尾管窄間隙固井工藝和小井眼定向鉆井方法，封隔地層的牽制式尾管懸掛器和非標(biāo)套管解決了套管尺寸小、小尾管固井難度大、二開鉆具難以配套的難題，滿足Φ177.80 mm套管開窗側(cè)鉆鉆完井和Φ193.70 mm套管開窗側(cè)鉆鉆完井需求[40]。該技術(shù)固井整體優(yōu)良率達(dá)85%，成本降低50%～70%。

3.4 注水開發(fā)技術(shù)

注水是最經(jīng)濟(jì)有效的能量補(bǔ)充方式。任丘油田霧迷山組油藏1975年投產(chǎn)，1976年開始注水，采用邊緣底部早期注水開發(fā)的策略，后期調(diào)整為不規(guī)則三角形井網(wǎng)，注水過程中的主要問題是水竄導(dǎo)致的含水率急劇上升、產(chǎn)油量迅速下降，后期采用降壓、不穩(wěn)定注水控制含水，提高水驅(qū)油效率[41]。

塔河巖溶縫洞型油藏2005年開始注水試驗(yàn)，注水過程中，普遍存在水竄，導(dǎo)致含水快速上升，為此研發(fā)出空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)、變強(qiáng)度注水和堵水技術(shù)，有效提高了儲量控制程度、控制了水竄。

3.4.1 注采空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)技術(shù)

井網(wǎng)部署是有效注水的基礎(chǔ)，井網(wǎng)的設(shè)計(jì)應(yīng)適應(yīng)儲集體的發(fā)育和分布特征。巖溶縫洞型油藏儲集體分布變化大，采用面積井網(wǎng)部署，會出現(xiàn)大量無產(chǎn)能井和低產(chǎn)能井，儲量控制程度低。

為解決這一問題，將井網(wǎng)設(shè)計(jì)從二維平面結(jié)構(gòu)發(fā)展到三維空間結(jié)構(gòu)[42]（見圖4），建立“三元控制”巖溶縫洞型油藏注采空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)技術(shù)：①溶洞定油井，據(jù)溶洞儲量大小次序部署采油井；②連通定水井，參照連通性評價(jià)結(jié)果，依據(jù)縫注洞采、低注高采、同層注采原則部署注水井；③儲量定井?dāng)?shù)，考慮經(jīng)濟(jì)因素，根據(jù)單元儲量規(guī)模確定注采井?dāng)?shù)。

圖4 空間注采結(jié)構(gòu)井網(wǎng)

空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)方法提高了水驅(qū)儲量控制程度，在塔河油田實(shí)施后水驅(qū)儲量控制程度提高了25%，理論計(jì)算采收率可達(dá)32%。

3.4.2 變強(qiáng)度注水技術(shù)

變強(qiáng)度注水通過改變注采強(qiáng)度，擾動壓力場，消除裂縫分割屏蔽效應(yīng)，提高裂縫-孔隙型和巖溶縫洞型油藏水驅(qū)波及面積，包括周期注水、脈沖注水、不穩(wěn)定注水、異步注采等方式。

建立采收率和經(jīng)濟(jì)效益雙目標(biāo)注水優(yōu)化模型，改進(jìn)隨機(jī)擾動算法，可實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)優(yōu)化注水流動方向、注水強(qiáng)度。塔河油田 6區(qū)實(shí)施變強(qiáng)度注水，噸油耗水由14.2 m3降低至7.4 m3（見圖5）。

3.4.3 堵水技術(shù)

巖溶縫洞型儲集層裂縫發(fā)育，易造成水竄，總體來看主要有邊水、底水、注入水 3種水竄類型，直接影響油田生產(chǎn)和采收率的提高。為此研制出：①封竄底水的超低密度可固化顆粒堵水劑，其密度介于地層水和原油之間，不分散；②成膠時(shí)間可控、封堵率高的硅酸鹽凝膠堵水劑用于封堵大裂縫水竄；③熱穩(wěn)定性好、遇水膨脹、遇油收縮的可溶性硅酸鹽堵劑用于封堵較小裂縫水竄。由此形成了多段塞復(fù)合堵水工藝，擴(kuò)大注水波及效率[43]。

圖5 塔河6區(qū)變強(qiáng)度注水開發(fā)曲線

3.5 注氣開發(fā)技術(shù)

任丘雁翎油田1994年10月開始采用頂部注入方式注氮?dú)馓岣卟墒章试囼?yàn)，至1999年10月終止，累計(jì)注氣4 556×104m3，試驗(yàn)未達(dá)到預(yù)期增產(chǎn)效果。

塔河油田2012年4月開始在TK404井注氮?dú)馔掏略囼?yàn)[44-45]，首輪注入778 m3液氮，形成氣頂，驅(qū)替高部位的剩余油，階段產(chǎn)油2 659 t；后期分3輪次注入氮?dú)? 025 m3，注水2 070 m3，階段產(chǎn)油3 685 t，累計(jì)注氮?dú)? 674 m3，采油6 344 t，提高采出程度1.23%，取得明顯的增油效果。

隨后在塔河油田全面推廣并開展氣驅(qū)試驗(yàn)，至2017年 12月，塔河油田主體區(qū)共實(shí)施注氮?dú)饩?163口，覆蓋儲量0.98×108t，累計(jì)增油93×104t，其中單井吞吐累計(jì)增油63.2×104t，氣驅(qū)累計(jì)增油19.8×104t。同時(shí)推廣至外圍區(qū)塊，覆蓋地質(zhì)儲量1.11×108t，累計(jì)增油 88.2×104t。

3.6 儲集層改造技術(shù)

碳酸鹽巖儲集層改造技術(shù)主要包括酸化、酸化壓裂等，經(jīng)多年的積累，針對不同類型儲集層的特點(diǎn)，探索出有針對性的大型酸化壓裂、超深長水平段多級暫堵酸化、大規(guī)模多級注入酸化壓裂改造等技術(shù)。

3.6.1 大型酸化壓裂技術(shù)

塔河油田巖溶縫洞型油藏 70%的井需要酸化壓裂改造后投產(chǎn)，針對酸化壓裂中酸-巖反應(yīng)速度快、酸液濾失嚴(yán)重、有效酸蝕縫短等難題，研發(fā)了耐溫150 ℃高黏緩蝕交聯(lián)劑、生酸濃度12.5%的緩速自生酸、聚合物類就地變黏酸體系，形成了小跨度控縫高酸壓和深穿透復(fù)合酸壓技術(shù)[46]，實(shí)現(xiàn)了縫高40 m可控，人工酸蝕裂縫半長超過145 m。該技術(shù)試驗(yàn)42井次，有效率97.6%，累計(jì)增油69.4×104t，效果顯著。

3.6.2 超深長水平段多級暫堵酸化技術(shù)

元壩氣田水平井采用襯管或裸眼完井，長水平段的中后部及低滲段難以得到有效改造。為此，研發(fā)出多級纖維暫堵酸化工藝，在160 ℃高溫條件下具有緩蝕、緩速、低摩阻、高導(dǎo)流、防硫化物沉淀的高溫膠凝酸、高溫轉(zhuǎn)向酸和溫控+酸控可降解有機(jī)纖維，可實(shí)現(xiàn)“三級暫堵、交替注入”分流酸化，完成超深層長水平段均勻布酸改造[39]。

3.6.3 大規(guī)模多級注入酸壓改造技術(shù)

普光氣田儲集層厚度大、非均質(zhì)性強(qiáng)、硫化氫含量高。研發(fā)膠凝酸多級注入+閉合裂縫酸化的工藝技術(shù)模式，具有抗溫130 ℃、抗硫、強(qiáng)緩釋、低摩阻、強(qiáng)返排的特點(diǎn)，采用膠凝酸體系及高效酸溶性暫堵劑，可實(shí)現(xiàn)500 m井段儲集層的有效改造[27]。采用該工藝，普光302-2井酸壓改造后無阻流量達(dá)768.2×104m3/d，獲得高產(chǎn)氣流。

4 挑戰(zhàn)與發(fā)展方向

中國在碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)理論研究和技術(shù)研發(fā)方面均取得了豐碩的成果，支撐了任丘、塔河、塔中、普光、靖邊、元壩等不同類型碳酸鹽巖油氣藏的開發(fā)實(shí)踐，主要表現(xiàn)在4個(gè)方面：①揭示了古潛山裂縫-孔隙型、巖溶縫洞型、礁灘孔隙型 3種碳酸鹽巖油氣藏儲集層的成因機(jī)制，建立以地球物理描述、離散縫洞建模方法為核心的儲集體識別和描述技術(shù)。②搞清了復(fù)雜介質(zhì)復(fù)合流動機(jī)理，研發(fā)出自由流-滲流耦合的數(shù)值模擬方法及試井分析技術(shù)，豐富了碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)理論。③探索出以空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)設(shè)計(jì)、變強(qiáng)度注水和堵水封竄為核心的注水開發(fā)和氮?dú)鈫尉掏绿岣卟墒章始夹g(shù)。④形成了復(fù)雜碳酸鹽巖油氣藏鉆完井及酸壓增產(chǎn)技術(shù)。

中國碳酸鹽巖油氣藏成藏模式多樣、構(gòu)造復(fù)雜、儲集層差異大，目前的技術(shù)發(fā)展還遠(yuǎn)不能解決碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)中的各種問題，今后仍然面臨諸多挑戰(zhàn)：①新發(fā)現(xiàn)油氣藏埋深不斷增加，地質(zhì)條件更加復(fù)雜，需要更先進(jìn)的儲集層描述技術(shù)。如塔里木盆地順北油田奧陶系碳酸鹽巖斷裂溶蝕型油藏，平均埋藏深度超7 000 m，深大斷裂對油藏的控制作用更為突出，儲集體特征及分布更難以刻畫；②提高油氣田采收率，注水開發(fā)受非均質(zhì)性影響，水驅(qū)采收率低于碎屑巖，塔河油田采收率低于 20%，氮?dú)馔掏码m見到好的效果，但距大規(guī)模推廣還有較大距離；③降低勘探開發(fā)成本，碳酸鹽巖油氣藏埋藏深、高溫高壓、非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)能差異大，導(dǎo)致勘探開發(fā)成本升高，降低成本是效益開發(fā)的關(guān)鍵。

中國碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)目前雖然取得了較好的成績，但離高效開發(fā)還有較大差距，進(jìn)一步加強(qiáng)各項(xiàng)開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)，是確保提高該類油氣田開發(fā)水平的關(guān)鍵：①發(fā)展更高精度的復(fù)雜儲集層描述技術(shù)，隨著埋深的增加，影響儲集層的成因、分布、物性的因素及流體與儲集體的配置關(guān)系更復(fù)雜，需要更高精度的儲集體刻畫和流體性質(zhì)識別技術(shù)；②研發(fā)多途徑的油氣藏提高采收率技術(shù)，除進(jìn)一步完善現(xiàn)有油藏注水、注氣開發(fā)技術(shù)外，重點(diǎn)關(guān)注提高潛山內(nèi)幕、巖溶縫洞型油藏中的小洞、小縫及充填介質(zhì)孔隙中的水驅(qū)波及程度，同時(shí)探索規(guī)模注氣、化學(xué)驅(qū)等新的提高油氣藏采收率新方法；③完善、改進(jìn)和發(fā)展超深層碳酸鹽巖鉆井、酸化改造方法，提高增產(chǎn)效果的同時(shí)，大幅降低工程成本；④加強(qiáng)信息技術(shù)、大數(shù)據(jù)技術(shù)、云計(jì)算、人工智能與油氣藏開發(fā)的融合，實(shí)現(xiàn)油藏、井筒、地面及管理系統(tǒng)的整體優(yōu)化。

5 結(jié)語

碳酸鹽巖油氣資源在中國占比超過1/4，該類油氣田的開發(fā)始于20世紀(jì)50年代，經(jīng)幾代人的持續(xù)攻關(guān)，目前已建立起完整的開發(fā)理論與技術(shù)體系，但距高效開發(fā)還有較大的差距。進(jìn)一步解決好復(fù)雜碳酸鹽巖儲集層的高精度描述、提高采收率、大幅降低鉆完井成本等技術(shù)，結(jié)合現(xiàn)代人工智能，形成更高效的配套開發(fā)技術(shù)體系，必將大幅增加該類油氣田的開發(fā)規(guī)模，推動中國石油工業(yè)的快速發(fā)展。

符號注釋：

a——法向應(yīng)力連續(xù)方程量綱平衡系數(shù)，10-9；b——切向應(yīng)力條件方程量綱平衡系數(shù)，10-6；d——幾何維度；i——幾何維度編號；I——單位向量；K——滲透率，μm2；Kr——相對滲透率，無因次；n——界面單位法向矢量；p——壓力，MPa；S——飽和度，%；u——流體速度，m/s；α——界面滑移系數(shù)，無因次；μ——流體黏度，mPa·s；τ——界面單位切向矢量；Φ——流體相分?jǐn)?shù)，無因次。下標(biāo)：f——自由流體；l——流體性質(zhì)，l=w, n；n——非濕相；w——濕相；ffΩ——自由流動區(qū)域；pmΩ——多孔介質(zhì)區(qū)域。