顧 浩，康志江，尚根華，鄭松青，朱桂良，張 云，朱現(xiàn)勝，朱蓮花

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011）

近年來，中國石化、中國石油在塔里木盆地油氣勘探中陸續(xù)獲得重大突破，揭開了超深（目的層埋深大于6 000 m）碳酸鹽巖斷溶體油藏滾動勘探開發(fā)序幕［1-4］，截至2019 年底，均已初步建成年產(chǎn)油百萬噸級產(chǎn)能陣地。超深斷溶體油藏是一種特殊的縫洞型油藏，具有斷控巖溶特征，深大走滑斷裂帶對奧陶系碳酸鹽巖具有控儲控藏作用［5-8］，為提高油井建產(chǎn)率及產(chǎn)能，礦場主要沿斷裂帶布井且井眼軌跡直穿優(yōu)質(zhì)縫洞儲集體，在目的層發(fā)生放空漏失后就地完井。超深斷溶體油藏地層壓力高、彈性能量強，為充分利用天然能量，早期均采用自噴方式開采，但由于水體不活躍，地層能量下降快，油井產(chǎn)量逐漸遞減，符合彈性驅(qū)典型特征。

作為一種斷控縫洞型油藏，超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能受斷裂級次影響大：主干斷裂縫洞儲集體發(fā)育、地層能量下降相對較慢、流體流動能力強，單井產(chǎn)能高；分支斷裂次之；次級斷裂產(chǎn)能低，甚至未建產(chǎn)，這些僅為礦場定性認識，缺乏定量分析。事實上，超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能影響因素多，前人主要基于儲集體地震反射特征，通過井震結(jié)合定性分析單井產(chǎn)能［9］，能較好闡述產(chǎn)能與儲層匹配關(guān)系，但沒有從本質(zhì)上分析彈性驅(qū)產(chǎn)能主控因素。

以塔里木盆地Q 單元為例，首先分析超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能典型特征，重點對比不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異，其次基于物質(zhì)平衡原理研究縫洞儲集體規(guī)模、地層彈性能量和流體流動能力對超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能影響，解釋不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異，并簡要介紹工程因素影響，為超深斷溶體油藏井位部署、產(chǎn)能預(yù)測、油井增產(chǎn)措施調(diào)整等提供一定理論支撐。

1 區(qū)塊概況

塔里木盆地Q 單元屬于典型超深斷溶體油藏，整體發(fā)育北東向走滑斷裂體系，平面上包含一條長度約為25 km 主干斷裂、若干條分支斷裂和次級斷裂，主要活動期次為加里東中晚期—海西早期，剖面上斷裂具有穿層性，向下斷穿寒武系，主要目的層為中奧陶統(tǒng)一間房組（O2yj）和鷹山組（O1-2y），目的層頂面即界面（一間房組頂面地震反射界面）深度超過7 250 m。

截至2019年底，Q 單元沿斷裂帶共部署26口油井，其中主干斷裂上有19 口井（M1—M19 井），分支斷裂上有5 口井（B1—B5 井），次級斷裂上有2 口井（S1，S2 井）。完鉆井垂深平均約為7 600 m，部分井超過8 000 m，油井進入界面以下深度為45～480 m，平均為196 m。地層壓力系數(shù)為1.12～1.20，平均地飽壓差為52 MPa，井底地層靜溫為150～165 ℃，地層溫度下地面脫氣原油黏度為0.2～3 mPa·s。Q單元以自噴開采為主，底水不活躍，試油期間平均油壓為30.7 MPa，2019年底已降至12.5 MPa，平均單井日產(chǎn)油量為74 t/d，氣油比約為426 m3/t，綜合含水率小于1%，處于無水采油階段。

2 彈性驅(qū)產(chǎn)能典型特征

超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能典型特征主要為不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異大（圖1），具體表現(xiàn)在：①試油期間日產(chǎn)油量整體偏低，位于次級斷裂上的油井幾乎無工業(yè)油流（圖1a）。其原因是：礦場早期對超深斷溶體油藏油柱高度、井控儲量、油井產(chǎn)能等認識不足，開發(fā)初期Q 單元井位主要部署在構(gòu)造高點，油井進入界面深度小，平均僅為95 m，即鉆完井揭開目的層程度低，且試油期間油嘴設(shè)置較小，一般為3～5 mm。②主干斷裂是Q 單元上產(chǎn)主陣地，平均單井日產(chǎn)油量最高（圖1b），累積產(chǎn)油量快速增長，產(chǎn)量貢獻最大（圖1c）；分支斷裂次之；次級斷裂產(chǎn)能低，未建產(chǎn)。

基于礦場對Q 單元產(chǎn)能特征認識，將平均單井日產(chǎn)油量高于50 t/d 的油井劃分為高產(chǎn)井，低于20 t/d 的劃分為低產(chǎn)井，介于二者之間的劃分為中產(chǎn)井，則由Q 單元不同斷裂級次高、中、低產(chǎn)井數(shù)統(tǒng)計結(jié)果（圖1d）可以看出：主干斷裂上高產(chǎn)井所占比例最大（其值為73.7%），分支斷裂上以中、高產(chǎn)井為主，次級斷裂上均為低產(chǎn)井。

圖1 Q單元不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能對比Fig.1 Comparison of elastic flooding productivity at different fault orders in Q Oilfield

3 彈性驅(qū)產(chǎn)能主控因素

由于超深斷溶體油藏非均質(zhì)性強，彈性驅(qū)產(chǎn)能影響因素多，且部分因素之間相互關(guān)聯(lián)，因此，結(jié)合前期油藏地質(zhì)認識，考慮Q 單元目前所處開發(fā)階段及開發(fā)特征，重點從儲量、能量、流度3 大方面將超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能主控因素分別歸納為縫洞儲集體規(guī)模、地層彈性能量和流體流動能力，并簡要介紹工程因素。

3.1 縫洞儲集體規(guī)模

超深斷溶體油藏縫、洞不僅是油氣流動通道，而且還是油氣主要儲集空間，縫洞儲集體規(guī)模直接反映油氣儲集空間大小。同一個開發(fā)單元，在其他條件（孔隙度、含油飽和度、油水界面、油井進入界面以下深度等）相同的情況下，縫洞儲集體規(guī)模越大，地質(zhì)儲量和單井控制儲量也越大。利用PDA方法［10］計算Q 單元單井控制儲量，以此表征縫洞儲集體規(guī)模，由建立的單井產(chǎn)能與縫洞儲集體規(guī)模的關(guān)系（圖2）可以看出：超深斷溶體油藏彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、階段累積產(chǎn)油量均與單井控制儲量呈強線性關(guān)系。

基于物質(zhì)平衡原理對上述規(guī)律進行定量分析與解釋?？紤]邊底水侵入、人工注水影響的水壓驅(qū)動油藏物質(zhì)平衡方程可表示為［11］：

截至2019 年底，Q 單元所有油井全部依靠地層能量一次采油，未注水；Q 單元地層壓力下降較快，水體不活躍，水侵作用弱；且油井生產(chǎn)未見水，累積產(chǎn)水量少，統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)Q 單元累積產(chǎn)水量僅占累積產(chǎn)液量的1.3%，因此，Q 單元驅(qū)動方式屬于典型彈性驅(qū)或弱彈性水驅(qū)，（1）式中WpBw-We-WinjBw值較小，相對于方程第一項NpBo可忽略不計，故（1）式可近似寫成：

在一段時間內(nèi)可近似認為單井控制儲量、地層原油體積系數(shù)和綜合彈性壓縮系數(shù)不變，根據(jù)（2）式可推導(dǎo)得到單井日產(chǎn)油量、單井階段累積產(chǎn)油量分別為：

理論上，對于一個規(guī)模不大、井間連通性好的超深斷溶體油藏或開發(fā)單元，不同井地層壓降可近似認為一致，若進一步忽略綜合彈性壓縮系數(shù)和原油體積系數(shù)差異，則彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、階段累積產(chǎn)油量均與單井控制儲量成正比，與圖2吻合，因此，縫洞儲集體規(guī)模直接影響超深斷溶體油藏彈性驅(qū)或開發(fā)早期弱彈性水驅(qū)的單井產(chǎn)能。要提高單井產(chǎn)能，一方面在早期井位部署時應(yīng)優(yōu)選規(guī)模大的縫洞儲集體，另一方面在開發(fā)中后期要盡量提高單井控制儲量，目前礦場常采用酸壓措施溝通遠端縫洞儲集體。需要補充說明的是，隨著Q 單元水侵作用加強、油井產(chǎn)水量逐步增加或開始注水開發(fā)，單井產(chǎn)能與單井控制儲量會逐漸偏離強線性關(guān)系。

圖2 Q單元彈性驅(qū)單井產(chǎn)能與縫洞儲集體規(guī)模的關(guān)系Fig.2 Relationship between single-well elastic flooding productivity and fracture-cavity reservoir scales in Q Oilfield

結(jié)合Q 單元開發(fā)特征，將單井控制儲量高于30×104t的縫洞儲集體規(guī)模劃分為大規(guī)模，低于10×104t 的劃分為小規(guī)模，介于二者之間的劃分為中規(guī)模。由Q單元不同斷裂級次大、中、小縫洞儲集體規(guī)模統(tǒng)計結(jié)果（圖3）可以看出：主干斷裂上全部為大規(guī)?？p洞儲集體，分支斷裂上以中、大規(guī)?？p洞儲集體為主，次級斷裂上縫洞儲集體規(guī)模小，在一定程度上可解釋圖1 中不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異。

圖3 Q單元不同斷裂級次縫洞儲集體規(guī)模對比Fig.3 Comparison between fracture-cavity reservoir scales at different fault orders in Q Oilfield

3.2 地層彈性能量

目前Q單元主要依靠地層彈性能量實現(xiàn)自噴開采，油井產(chǎn)量完全是以消耗地層彈性能量為代價，地層彈性能量不僅影響自噴期長短，而且影響自噴期產(chǎn)量，其大小通常用彈性產(chǎn)能指數(shù)［12］即單位油藏壓降累積產(chǎn)油量表示：

（5）式表明地層彈性能量主要取決于單井控制儲量和綜合彈性壓縮系數(shù)。根據(jù)實測初始地層壓力、目前靜壓和累積產(chǎn)油量結(jié)果，繪制Q單元不同油井彈性產(chǎn)能指數(shù)。由圖4 可以看出：地層彈性能量整體具有主干斷裂大于分支斷裂、分支斷裂大于次級斷裂的特征，除縫洞儲集體規(guī)模差異外，主干斷裂構(gòu)造作用、溶蝕作用強，地層破碎程度高，縫洞孔隙度相對較大，導(dǎo)致綜合彈性壓縮系數(shù)大，在一定程度上也可解釋圖1中不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異。

圖4 Q單元不同油井彈性產(chǎn)能指數(shù)對比Fig.4 Comparison between elastic productivity indexes of different oil wells in Q Oilfield

根據(jù)（2）式可知：當?shù)貙訅毫ο陆档斤柡蛪毫r，彈性驅(qū)結(jié)束，溶解氣驅(qū)開始，因此，地飽壓差直接影響彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量或彈性驅(qū)采收率。假設(shè)彈性驅(qū)開發(fā)到一定階段地層壓力保持程度為λ，即p=λpi，則對（2）式改寫并對等號兩側(cè)同時取對數(shù)，得：

（6）式右側(cè)第二項、第三項均為無因次量，其中，ctpi(1 -λ)表示當?shù)貙訅毫Ρ３殖潭葹棣藭r，單位視體積縫洞儲集體的彈性驅(qū)油量。圖1a 之所以不是一條經(jīng)過原點的直線，是因為對于具體單井略有差異。（6）式表明：超深斷溶體油藏彈性驅(qū)累積產(chǎn)油量不僅與縫洞儲集體規(guī)模（單井控制儲量）密切相關(guān)，而且與綜合彈性壓縮系數(shù)、初始地層壓力及壓力保持程度有關(guān)。

（6）式可進一步改寫為：

令Y=lnNp，X=ln(Npi)，b=lnct+ln(1 -λ)+ln(BoiBo)，則（7）式可表示為：

對于一個規(guī)模不大、井間連通性好的超深斷溶體油藏或開發(fā)單元，以Q 單元為例，首先，因投產(chǎn)時間長短、縫洞儲集體供液能力、油井生產(chǎn)制度等不同，不同井地層壓力保持程度可能略有差異，但整體上，在地飽壓差大、目前地層壓力均高于飽和壓力條件下，同一個油藏或開發(fā)單元不同井地層壓力差異對地層原油體積系數(shù)影響并不大，尤其是取對數(shù)后不同井差別更小。其次，目前Q 單元不同井地層壓力保持程度約為60%～70%，取對數(shù)后不同井ln()1 -λ差別也小。最后，綜合彈性壓縮系數(shù)不易確定，主要取決于巖石、流體壓縮系數(shù)和孔隙度等，其數(shù)量級為10-4MPa-1，統(tǒng)一折合成標準單位，則b中第一項lnct絕對值遠大于的絕對值，估算發(fā)現(xiàn)lnct占b值95%左右，因此，若忽略不同井綜合彈性壓縮系數(shù)差異，則（8）式中b對于不同井近似相等，即使認為不同井綜合彈性壓縮系數(shù)有差異，按最大相差一個數(shù)量級計算，取對數(shù)后lnct差別僅為ln10=2.30，占其絕對值的10%～11.05%。綜上所述，理論上，同一個油藏或開發(fā)單元，以Y為縱坐標，以X為橫坐標，二者是一條斜率等于1的直線，直線截距主要表示地層彈性能量中綜合彈性壓縮系數(shù)對累積產(chǎn)油量的影響。由Q 單元實際結(jié)果（圖5）可以看出：曲線斜率為1.095 1，且相關(guān)系數(shù)較高，考慮上述近似處理帶來誤差，實際結(jié)果與理論分析基本吻合，論證超深斷溶體油藏彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量、單井控制儲量與初始地層壓力乘積在對數(shù)坐標上是一條斜率近似為1的直線。

圖5 Q單元Np與Npi的關(guān)系Fig.5 Relationship between Np and Npi in Q Oilfield

為進一步分析地層彈性能量中綜合彈性壓縮系數(shù)對累積產(chǎn)油量的影響，將（7）式改寫為：

對（9）式做歸一化處理，得：

對（10）式中每一項數(shù)值大小做進一步分析，Q單 元lnNp為15.58～19.55，平 均 為18.11；lnN為18.11～21.69，平均為20.35；lnpi為18.22～18.30，平均為18.27，即（10）式右側(cè)第一項平均約為1.12，右側(cè)第二項平均約為1.01，右側(cè)第三項平均約為-1.13，因此，在超深斷溶體油藏彈性驅(qū)階段，綜合彈性壓縮系數(shù)、縫洞儲集體規(guī)模對累積產(chǎn)油量影響大于初始地層壓力對累積產(chǎn)油量的影響。要提高超深斷溶體油藏彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量，除提高單井控制儲量外，在早期井位部署時應(yīng)利用地球物理手段優(yōu)選主干斷裂地層破碎程度高的縫洞儲集體，確保綜合彈性壓縮系數(shù)和地層彈性能量更大，同時，應(yīng)優(yōu)化油井進入界面以下深度，提高初始地層壓力，確保彈性驅(qū)壓降空間更大。

3.3 流體流動能力

縫洞儲集體規(guī)模和地層彈性能量分別從儲量和能量角度進行分析，其中，儲量是產(chǎn)能前提，能量決定油藏、開發(fā)單元或油井開發(fā)方式，它是產(chǎn)能能否通過彈性驅(qū)獲取的重要依據(jù)，也是目前Q 單元能否持續(xù)自噴求產(chǎn)關(guān)鍵，其大小直接影響彈性驅(qū)采收率。在儲量、能量都滿足的前提下，若地下流體不流動也不能實現(xiàn)油井建產(chǎn)、上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)，典型表現(xiàn)就是特/超稠油、致密油彈性驅(qū)無產(chǎn)能［13-14］。因此，重點分析流體流動能力對彈性驅(qū)產(chǎn)能的影響，流體流動能力一方面與儲層滲透率有關(guān)，另一方面與流體黏度相關(guān)，故綜合應(yīng)用滲透率與流體黏度之比即流度表征流體流動能力。

前期通過分析Q 單元系統(tǒng)試井資料，普遍發(fā)現(xiàn)在排除井間干擾因素下，早期系統(tǒng)試井所獲得的油井IPR 曲線均為一條直線，因此，可用單位生產(chǎn)壓差日產(chǎn)油量，即系統(tǒng)試井測試得到的采油指數(shù)間接表征流度大小，并分別繪制油井采油指數(shù)與單井日產(chǎn)油量的關(guān)系（圖6）、不同斷裂級次采油指數(shù)對比（圖7），可以看出：流體流動能力越強，平均單井日產(chǎn)油量越高；主干斷裂流體流動能力整體高于分支斷裂，次級斷裂流體流動能力最弱，同樣可解釋圖1中不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異。

圖6 Q單元油井采油指數(shù)與單井日產(chǎn)油量關(guān)系Fig.6 Relationship between oil productivity indexes and single-well daily oil production in Q Oilfield

圖7 Q單元不同斷裂級次油井采油指數(shù)對比Fig.7 Comparison between oil productivity indexes at different fault orders in Q Oilfield

3.4 工程因素

影響超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能還有其它因素，重點討論工程因素，因為對于Q單元這種超深斷溶體油藏，油藏地質(zhì)條件太復(fù)雜，在鉆完井、油井正常生產(chǎn)、儲層改造、修井作業(yè)等過程中易引起工程問題，主要包括：鉆完井過程中井周污染，泥漿堵塞地層；地層出砂；井下落魚；井壁不穩(wěn)定等。其中，主干斷裂上低產(chǎn)井M1 是由于固井質(zhì)量差、套管漏失導(dǎo)致長期修井影響產(chǎn)能，低產(chǎn)井M9 是由于井周污染、巖屑堵塞地層和油管影響產(chǎn)能；分支斷裂上低產(chǎn)井B5是由于井下落魚、油管堵塞導(dǎo)致產(chǎn)能低。

4 結(jié)論

超深斷溶體油藏不同斷裂級次彈性驅(qū)產(chǎn)能差異大，主干斷裂是上產(chǎn)主陣地，產(chǎn)量貢獻、平均單井日產(chǎn)油量、高產(chǎn)井占比均最大，分支斷裂次之，次級斷裂產(chǎn)能低、未建產(chǎn)。超深斷溶體油藏彈性驅(qū)產(chǎn)能主控因素包括縫洞儲集體規(guī)模、地層彈性能量和流體流動能力，工程因素也會影響油井產(chǎn)能；縫洞儲集體規(guī)模、地層彈性能量、流體流動能力整體均呈主干斷裂大于分支斷裂、分支斷裂大于次級斷裂特征。超深斷溶體油藏彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、階段累積產(chǎn)油量均與單井控制儲量呈強線性關(guān)系；超深斷溶體油藏彈性驅(qū)單井累積產(chǎn)油量、單井控制儲量與初始地層壓力乘積在對數(shù)坐標上是一條斜率近似為1的直線；綜合彈性壓縮系數(shù)、縫洞儲集體規(guī)模對累積產(chǎn)油量影響大于初始地層壓力對累積產(chǎn)油量的影響；流體流動能力越強，平均單井日產(chǎn)油量越高。要提高目前Q 單元單井產(chǎn)能，早期井位部署時應(yīng)優(yōu)選規(guī)模大、地層破碎程度高的縫洞儲集體，開發(fā)中后期要盡量提高單井控制儲量，同時，應(yīng)優(yōu)化油井進入界面以下深度，提高初始地層壓力，確保彈性驅(qū)壓降空間更大。

符號解釋

Bo——當壓力為p時地層原油體積系數(shù)，m3/m3；

Boi——初始地層壓力下地層原油體積系數(shù)，m3/m3；

Bw——當壓力為p時地層水體積系數(shù)，m3/m3；

ct——綜合彈性壓縮系數(shù)，MPa-1；

N——區(qū)塊地質(zhì)儲量或單井控制儲量，m3；

Np——累積產(chǎn)油量，m3；

ΔNp——單井階段累積產(chǎn)油量，m3；

p——目前地層壓力，MPa；

pi——初始地層壓力，MPa；

p1——t1時刻地層壓力，MPa；

p2——t2時刻地層壓力，MPa；

Qo——單井日產(chǎn)油量，m3/d；

t——時間，d；

t1，t2——某一時刻，d；

We——水侵量，m3；

Winj——累積注水量，m3；

Wp——累積產(chǎn)水量，m3；

λ——地層壓力保持程度。