湯妍冰 巫波 周洪濤

1.中石化西北油田分公司；2.中國石油大學（華東）

塔河油田主體區(qū)碳酸鹽巖縫洞型油藏經(jīng)歷了加里東期和海西早期為主的多期次巖溶作用，巖溶規(guī)模差異大，縫洞空間結(jié)構(gòu)復雜，裂縫、溶孔、溶洞交錯分布，尺度不一［1-5］。主體區(qū)目前綜合含水65.6%，采收率15.6%，主要矛盾表現(xiàn)為油田整體已進入中高含水開發(fā)期，但采收率仍處于較低水平，剩余油分布認識不清嚴重制約了采收率提高工作的開展。目前縫洞型油藏剩余油研究主要依托于地球物理技術對縫洞體的精細識別以及開發(fā)動態(tài)分析連通性，另外數(shù)值模擬技術、物理模擬技術也從不同角度研究了剩余油的形成機制及分布類型，為改善開發(fā)效果提供了技術方向［6-15］。為了進一步尋找有利的剩余地質(zhì)儲量，本文以不同巖溶縫洞油藏特征研究為基礎，結(jié)合油藏開發(fā)實踐，對剩余油分布控因、剩余油分布類型及適應的開發(fā)對策進行了研究。

1 縫洞型油藏特征

塔河碳酸鹽巖縫洞型油藏普遍發(fā)育斷裂，但由于斷裂規(guī)模、發(fā)育深度不同及巖溶作用強度、風化剝蝕程度差異，導致縫洞型油藏類型多樣。利用地球物理技術，結(jié)合野外露頭與實鉆井成果，將塔河縫洞型油藏劃分為斷溶體、古河道、風化殼3大類型（表1），在風化殼局部區(qū)域發(fā)育斷溶體與古河道、斷溶體與風化殼、風化殼與古河道復合型油藏。斷裂的不規(guī)則、溶蝕強度的不同、充填程度不同導致縫洞組合形式、規(guī)模不一，即溶洞發(fā)育大小深淺不一、連通性差異、充填程度差異，裂縫發(fā)育類型差異。不同類型縫洞油藏既有相似又有不同，相似處在于均廣泛發(fā)育溶洞、裂縫，洞與縫以復合形式共存，在特定部位發(fā)育閣樓；溶洞是油氣主要的儲集空間，裂縫、孔洞既是儲集空間又是重要的連通通道；溶洞的地球物理特征主要表現(xiàn)為低阻抗、高能量的串珠，而縫洞集合體主要表現(xiàn)為雜亂地震特征；縫洞油藏內(nèi)部既有連通縫洞體又有相對分隔的縫洞體，油氣在連通縫洞體的高部位易于富集，低部位則更易出水，分隔縫洞體內(nèi)油氣保持相對原始，開發(fā)后期仍具有豐富的剩余儲量。同時各類油藏有其獨特的地質(zhì)結(jié)構(gòu)，斷溶體油藏中交錯斷裂、平行斷裂、T74內(nèi)幕斷裂及T56—T74斷裂及疊瓦、落水洞等地質(zhì)結(jié)構(gòu)發(fā)育；古河道油藏發(fā)育淺層與深部暗河、主干與分支暗河，發(fā)育天坑、貯水洞等地質(zhì)構(gòu)造；風化殼油藏主要發(fā)育形態(tài)、大小各異的殘丘與溝谷，角洞是其主要地質(zhì)結(jié)構(gòu)。

2 剩余油分布控制因素

在研究各類縫洞油藏發(fā)育特征的共同點與特殊處的基礎上，綜合連通性分析、注采效果及油水分布特征研究，通過對塔河油田主體區(qū)歷年來711口實鉆井、1 050井次措施井及86個注采受效井組的現(xiàn)場生產(chǎn)情況進行分析，總結(jié)認為剩余油分布控制因素主要包括3方面：宏觀控制因素主要由油藏地質(zhì)特征決定，微觀控制因素主要由縫洞發(fā)育特征決定；表觀控制因素主要由開發(fā)政策決定。

宏觀控制因素包括T74頂面構(gòu)造、分支斷裂、主干斷裂內(nèi)幕分隔、縱向多套河道、溝谷角洞、水錐油斗6類因素。其中T74頂面構(gòu)造控制油氣運移的主要方向，一般高部位油氣富集，低部位出水可能性大；分支斷裂局部縱向下切深度大，存在間狀充注，對油氣具有調(diào)整；主干斷裂是油氣運移、富集的主要場所，但斷裂內(nèi)部存在分段分隔特征，易造成局部剩余油富集；縱向多套河道由于空間不完全疊置，存在未井控、低動用部位，易在盲端、深部、分支上形成剩余油；強剝蝕區(qū)的溝谷邊緣分布有發(fā)育溶蝕、風化作用形成的小規(guī)模角洞群，有效動用程度低，剩余油富集；風化殼斷裂破碎，不同走向的斷裂水淹程度不均，存在水錐油斗，剩余油富集。

表1 塔河油田不同巖溶縫洞油藏地質(zhì)特征描述Table 1 Description on the geological characteristics of different karst fracture-vuggy oil reservoirs in Tahe Oil field

微觀控制因素包括內(nèi)幕致密段、閣樓、洞縫組合關系、高滲帶內(nèi)的低孔滲區(qū)、洞穴內(nèi)垮塌與充填5類因素。其中由于內(nèi)幕致密段的存在，對油水的平面、縱向流動起到阻隔作用，剩余油一般會在致密段以上的高部位富集；由于縫洞體內(nèi)部閣樓的存在，易在溢出點上形成剩余油；洞縫組合關系的不同，導致剩余油豐度的不同，而剩余油的分布則取決于裂縫與洞穴連接的位置；由于高滲帶內(nèi)的低滲區(qū)存在，注入水和底水將會沿著高滲帶快速通過，繞過其周邊的溶蝕孔縫儲集體，形成剩余油富集區(qū)；由于重力及構(gòu)造應力作用，巖溶洞穴會發(fā)生部分或全部垮塌，會產(chǎn)生泥質(zhì)或灰?guī)r角礫、方解石充填，易造成縫洞體內(nèi)部分隔，形成分隔油。

表觀控制因素包括井洞關系偏差、完井井段、注采關系3類因素。其中由于縫洞識別精度誤差與鉆井偏移，縫洞體動用程度較低，易在井周形成剩余油；完井井段是油氣水的最高溢出點，高于溢出點的油無法被采出，距離T74厚度越大，剩余油越富集；低注高采、高注低采、縫注洞采、洞注縫采時剩余油主要分布在生產(chǎn)層段以上、注采通道以上、低孔滲、洞邊界中富集。

3 剩余油分布類型

本次研究重點以縫洞油藏特征、剩余油控制因素為基礎，結(jié)合油藏開發(fā)實際，提出了塔河碳酸鹽巖縫洞型油藏3大類14亞類剩余油分布模式。3大類為宏觀剩余油、微觀剩余油、表觀剩余油，14亞類具體包括主干斷裂內(nèi)幕分隔型、分支斷裂點狀充注型、縱向多套河道型、溝谷角洞型、水錐油斗型、頂面控制型（T74頂面或殘丘內(nèi)幕閣樓）、指狀分隔型、大縫洞橫向分隔型、大縫洞縱向分隔型、孔縫通道型、暗河充填型、井洞關系型、裂縫閉合型、裂縫竄進型。各類油藏既具有獨特的剩余油類型又有相同點，其中5亞類屬于由油藏地質(zhì)特征決定的的特有型，屬于宏觀剩余油分布類型，包括主干斷裂分隔體模式、分支斷裂點狀充注模式、縱向多套河道模式、溝谷角洞模式及水錐油斗模式，見圖1。

6亞類是由縫洞發(fā)育特征決定的共有型，受縫洞規(guī)模、形態(tài)、充填控制，屬于微觀剩余油分布類型，包括頂面控制型（閣樓型）、指狀分隔型、大縫洞橫向分隔型、大縫洞縱向分隔型、暗河充填型、孔縫通道型6類（圖2）。

3亞類是由開發(fā)不確定因素導致的共有型，屬于表觀剩余油類型。開發(fā)是一個不斷總結(jié)完善的過程，早期開發(fā)存在多種不確定因素。由于實鉆井與縫洞間的位置偏差及大縫洞體內(nèi)部壓力系統(tǒng)或壓力降不統(tǒng)一導致剩余油分散分隔，主要包括井洞關系型、裂縫閉合型與裂縫竄進型（圖3）。

4 剩余油開發(fā)對策

圖1 由油藏地質(zhì)特征決定的宏觀剩余油類型示意圖Fig 1 Sketch of macroscopic remaining oils dominated by the geological characteristics of oil reservoirs

圖2 由縫洞發(fā)育特征決定的微觀剩余油類型示意圖Fig. 2 Sketch of microscopic remaining oils dominated by the development characteristics of fractures and vugs

圖3 由開發(fā)不確定因素導致的表觀剩余油類型示意圖Fig. 3 Sketch of apparent remaining oils resulted from the development uncertainty factors

以上述剩余油分布模式為基礎，結(jié)合井間連通性分析與儲量分類評價成果，在保證正常生產(chǎn)的前提下，對不同剩余油分布模式采取相應的開發(fā)對策。

（1）采用部署直井的方式動用主干斷裂分隔型、分支斷裂點狀充注型、水錐油斗型、縱向多套河道型、溝谷角洞型、大縫洞橫向分隔型剩余油。上述6種剩余油類型均是位于儲量豐度較大的未井控區(qū)，需要部署新井以達到提高儲量控制程度的目的。截至2017年底，塔河油田主體區(qū)針對上述剩余油類型共部署新井48口，其中建產(chǎn)45口，建產(chǎn)率達93.8%，初期平均單井日產(chǎn)油29.4 t，累計產(chǎn)油90.5×104t，平均單井累計產(chǎn)油2.01×104t，目前平均單井日產(chǎn)油14.3 t。典型井TK677、TK685井屬于主干斷裂分隔型，兩口井位于一條大型北東向斷裂上，井距1 345 m，投產(chǎn)后壓力、含水、產(chǎn)量存在一定差異，兩口井平均累計產(chǎn)油5.4×104t，日產(chǎn)油19 t，不含水。

（2）采用側(cè)鉆井方式開發(fā)井洞關系型、指狀分隔型、暗河充填型剩余油。上述3種剩余油類型由于井眼或分隔等因素造成井周剩余油相對富集，采用側(cè)鉆井開發(fā)可以有效提高上述油藏的儲量動用程度。截至2017年底，主體區(qū)共對上述剩余油類型部署側(cè)鉆井21口，建產(chǎn)19口，建產(chǎn)率90.5%，初期平均單井日產(chǎn)油24.5 t，累計產(chǎn)油38.2×104t，平均單井累計產(chǎn)油2.01×104t，目前平均單井日產(chǎn)油8.7 t。典型井TK848CH井與原井TK848位于同一條斷裂上，井距198 m，TK848井由于未能有效溝通大縫洞體，累計產(chǎn)油1.44×104t后供液不足關井，TK848CH井于2011年6月側(cè)鉆，地層供液能力充足，截至2017年底，累計產(chǎn)油4.02×104t，日產(chǎn)油11 t，含水70%。

（3）采用流道調(diào)整、大泵提液或選擇性堵水方式動用孔縫通道型剩余油?？卓p通道內(nèi)的剩余油由于縫洞結(jié)構(gòu)、滲透率低等原因難以動用，通過改變壓差或封堵優(yōu)勢流道等手段可提高該部分剩余油的動用程度。截至2017年底，共實施6個井組的調(diào)流道、28井次的大泵提液及42井次的選擇性堵水，有效率分別為75%、78.5%、78%，累計增油1.1×104t、6.9×104t、13.8×104t，平均單井累計增油 0.35×104t、0.31×104t、0.43×104t，取得一定效果。典型井組TK651CH-TK652-S74井組進行調(diào)流道試驗，于2016年4月對TK651CH井注入調(diào)流道劑后，實現(xiàn)了TK652主通道有效封堵，提高了S74-TK602次級通道儲量動用程度，井組增油0.46×104t。

（4）采取分段酸壓、大型酸化方式動用大縫洞縱向分隔型、裂縫閉合型剩余油。儲集體砂泥質(zhì)的作用下，在縱向上發(fā)育多套相對獨立的儲集空間，層間剩余油豐富，動用程度低，具有一定挖潛空間。截至2017年底，塔河油田主體區(qū)共有14口井實施分段酸壓、酸化等措施，其中12口井實現(xiàn)了對大縫洞縱向分隔型及裂縫閉合型剩余油的多次動用，有效率85.7%，累計增油9.4×104t，平均單井增油0.78×104t。典型井TK632井測井顯示鉆遇3套充填洞，完井后對第1套充填洞距T74頂面20 m井段進行酸壓，初期日產(chǎn)油50 t，后因供液不足關井，累計產(chǎn)油3.12×104t。2012年5月對第2、第3套充填洞距T74頂面70～196 m井段進行酸壓，初期日產(chǎn)油42 t，不含水，截至2017年底累計增油3.5×104t。

5 結(jié)論

（1）塔河油田發(fā)育3大類縫洞型碳酸鹽巖油藏，具有巖溶多期次、縫洞結(jié)構(gòu)復雜、縫洞尺度不一、油水關系多樣的特征。

（2）提出了塔河碳酸鹽巖縫洞型油藏14亞類剩余油分布模式，即主干斷裂內(nèi)幕分隔型、分支斷裂點狀充注型、縱向多套河道型、溝谷角洞型、水錐油斗型、頂面控制型、指狀分隔型、大縫洞橫向分隔型、大縫洞縱向分隔型、孔縫通道型、暗河充填型、井洞關系型、裂縫閉合型、裂縫竄進型。

（3）根據(jù)井、縫洞、剩余油分布模式的三者關系，采取不同挖潛對策。采用部署新井或側(cè)鉆井方式動用遠井剩余油，采用調(diào)流道、大泵提液等技術動用井間剩余油，而采取大型酸化等技術動用井周剩余油。