塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油分布特征及影響因素

吳永超，黃廣濤，胡向陽，劉中春

（中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

塔河縫洞型碳酸巖鹽油藏儲(chǔ)集空間尺度差異大，呈非連續(xù)性分布，且不同流動(dòng)空間通過流體能力差異大，多種流動(dòng)方式共存，加上油藏深埋、高溫高壓與原油性質(zhì)差的突出特點(diǎn)，給此類油藏剩余油分析與挖潛帶來了極大的挑戰(zhàn)。

對于剩余油的認(rèn)識(shí)，是一個(gè)伴隨著油藏整個(gè)開發(fā)歷程、不斷深入的研究過程。本文在縫洞型油藏三維定量表征基礎(chǔ)上，采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、理論分析與油田實(shí)際相結(jié)合的方法，揭示了剩余油主要分布模式，并對比模式分析了塔河油田可能存在的剩余油。

1 縫洞型碳酸鹽巖油藏特點(diǎn)

塔河油田位于塔里木盆地北部邊緣，構(gòu)造位置位于沙雅隆起中段南翼的阿克庫勒凸起之上。該區(qū)巖溶疊加改造作用發(fā)育，形成了以溶蝕孔、洞、縫為主要儲(chǔ)集空間的古巖溶型儲(chǔ)層。儲(chǔ)集空間類型主要為溶蝕孔洞及大型洞穴和溶蝕裂縫；裂縫既是儲(chǔ)集空間又是主要的流體流動(dòng)通道；儲(chǔ)集體受多次構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，多期次疊置、改造，巖溶縫洞交互發(fā)育，形成了較為獨(dú)特的非均質(zhì)性強(qiáng)的儲(chǔ)集特征［1－5］。

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集空間尺度差異大，且多種流動(dòng)方式共存，加上油藏埋深達(dá)5 600 m，高溫高壓、原油性質(zhì)差［6－7］。這些突出特點(diǎn)不僅在此類油藏認(rèn)識(shí)上增加了難度，使得儲(chǔ)集空間分布認(rèn)識(shí)、地質(zhì)儲(chǔ)量精確計(jì)算、流體流動(dòng)特征及開發(fā)過程變化規(guī)律等認(rèn)識(shí)難度加大，而且給油藏開發(fā)帶來了巨大的挑戰(zhàn)。塔河油田的開發(fā)表現(xiàn)出低采收率、低開發(fā)程度、高遞減率的開發(fā)特征［8－9］。故此，實(shí)現(xiàn)縫洞型油藏高效開發(fā)，研究剩余油分布特征以及影響因素，有針對性制定挖潛對策勢在必行。這對我國超深層縫洞型碳酸鹽巖油藏改善開采效果、提高原油采收率、降低采油成本具有重要現(xiàn)實(shí)意義。

2 剩余油分布形式研究

2.1 儲(chǔ)集單元局部高點(diǎn)控制“洞頂剩余油”

依據(jù)研究縫洞型油藏流動(dòng)規(guī)律進(jìn)行的微觀物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，殘余油的多少?zèng)Q定于出口裂縫與洞連通點(diǎn)所在的位置如圖1［10］。雖然實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ瓦^于概念化，實(shí)驗(yàn)流體的速度并未真實(shí)反映縫洞型油藏儲(chǔ)集空間中流體的流場，但也可以直觀反映出礦場實(shí)際井的位置與儲(chǔ)集體接觸關(guān)系可以形成一定數(shù)量的洞頂油這一剩余油形成條件。

同時(shí)，地質(zhì)建模結(jié)果表明，同一縫洞單元可具有多個(gè)局部高點(diǎn)，起伏頻度遠(yuǎn)高于連續(xù)分布的碎屑巖油藏。當(dāng)儲(chǔ)集體形態(tài)特征與產(chǎn)出井匹配關(guān)系不理想時(shí)，會(huì)形成“洞頂剩余油”。由于“洞頂”往往具有高“空隙度”（空隙度：指宏觀縫洞網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的大型溶洞體積與儲(chǔ)集層體積之比），剩余油富集程度高。

圖1 縫洞組合模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2 高導(dǎo)流通道圈閉的剩余油

理論分析、物理模擬實(shí)驗(yàn)、等效數(shù)值模擬等分析結(jié)果，均證實(shí)高導(dǎo)流通道具備圈閉縫洞型油藏剩余油的條件。

根據(jù)流體力學(xué)理論，按照巖心統(tǒng)計(jì)的裂縫比例，不同尺度縫洞對進(jìn)入裸眼井段總流量的貢獻(xiàn)見圖2，理論分析了洞縫尺度差異對流量的貢獻(xiàn)程度，佐證了高導(dǎo)流通道的存在。結(jié)果表明有洞存在時(shí)，即使只有一個(gè)，當(dāng)洞的尺度大到一定程度時(shí)（洞的尺度大于50 mm時(shí)）對總流量的貢獻(xiàn)已大于95.96%。就是說，當(dāng)洞的尺度大于50 mm，油井的總產(chǎn)量主要來自于洞，而縫的貢獻(xiàn)較小。

圖2 洞尺度變化對總流量貢獻(xiàn)的影響

利用不同尺度玻璃管及碳酸鹽巖油藏鉆井過程中奧陶系的巖屑作充填介質(zhì)，模擬縫洞型儲(chǔ)集空間的底水驅(qū)替特征。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，因模型充填巖屑相對較均勻，加上流量較低，底水成活塞狀均勻推進(jìn)，見水后，含水上升速度很快，底水波及程度較高。

大部分油井引起水錐是因縫洞流動(dòng)通道的尺度差所致。對于相同縫洞模型，流量越大，見水時(shí)間越早，同時(shí)含水上升的速度也大；采油強(qiáng)度越大，采出程度越低，高導(dǎo)流通道圈閉的剩余油越多，挖潛的潛力越大。較均質(zhì)的縫模型的采出程度高于非均質(zhì)的縫洞模型。殘余油存在于未被波及到的較小裂縫中，或以油膜的形式存在于巖石表面。

采用數(shù)值模擬軟件ECLIPSE，三維三相單重介質(zhì)黑油模型，以定性分析為主，定量分析為輔，達(dá)到近似模擬的目的。結(jié)果進(jìn)一步表明，因縫洞尺度差異及注采強(qiáng)度，強(qiáng)能量供給通道、高導(dǎo)流通道能夠形成水流圈閉剩余油。

2.3 未井控儲(chǔ)集空間剩余油

在縫洞型油藏三維地質(zhì)建?；A(chǔ)上，逐年逐井分析單井控制儲(chǔ)量過程中，通過逐井排查，發(fā)現(xiàn)存在部分具有一定規(guī)模的縫洞單元體沒有完鉆井控制，形成未動(dòng)用儲(chǔ)量。單井控制面積的確定方法包括地震異常體面積、地質(zhì)建模儲(chǔ)集體面積、試井資料解釋以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料預(yù)測面積等多種方法。

2.4 能量不足形成的剩余油

由于塔河縫洞型油藏埋藏深、原油高密度、特殊結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集體，在無外加能量補(bǔ)充的情況下，能量不足形成的剩余油占有較重位置。油井開井生產(chǎn)，井周邊由裂縫溝通的部分溶孔、溶洞儲(chǔ)集體內(nèi)原油被采出，當(dāng)?shù)貙犹烊荒芰酷尫诺讲蛔阋耘e升原油通過井筒時(shí)，在儲(chǔ)集空間中殘留能量不足的剩余油。此外，由于地層能量嚴(yán)重不足，更遠(yuǎn)范圍的、且裂縫欠發(fā)育的部分溶孔、溶洞儲(chǔ)集體內(nèi)仍然飽和原油，無法采出，由此也形成能量不足剩余油的富集。

比較典型的T－416井控制的儲(chǔ)量屬于能量不足剩余油。此井2000年6月投產(chǎn)，初產(chǎn)113 t，連續(xù)自噴期兩個(gè)月，后轉(zhuǎn)抽間歇生產(chǎn)，五年累產(chǎn)油僅1.46×104t。2005年5月開始注水替油，已實(shí)施16個(gè)周期，累計(jì)增油4.1×104t。T－416井注水替油效果表明，能量不足井經(jīng)補(bǔ)充能量后具有較好的增油效果。

2.5 巖石表面潤濕特征形成的殘余油膜

碳酸鹽巖油藏巖石表面一般為親油性，前期的研究成果也證明塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏巖石表面也同樣具有親油性。因此，此類油藏水驅(qū)過后，在巖石表面也將形成殘余油膜，油膜的數(shù)量取決于油藏巖石的比表面。但相對砂巖而言，縫洞型油藏的比表面較小，潤濕特征形成的剩余油比例低。

以溶孔、溶洞發(fā)育的概念模型為例，統(tǒng)計(jì)分析了不同空隙度條件下，孔洞半徑與比表面的關(guān)系，如圖3。從圖3中可看出，在相同空隙度下，溶洞的半徑越大，比表面越小。不同油膜厚度的比表面與殘余油飽和度的關(guān)系分析表明，當(dāng)油膜厚度一定時(shí)，隨比表面增加，殘余油飽和度急劇增加；當(dāng)油膜厚度為0.01 mm時(shí)，比表面達(dá)到10000 m－1時(shí)，殘余油飽和度也較低。

圖3 單位體積下巖石比表面與溶洞半徑的關(guān)系

3 剩余油影響因素分析

為了深入認(rèn)識(shí)縫洞型油藏剩余油的主控因素，結(jié)合地質(zhì)建模分析的單井縫洞組合模式，應(yīng)用物理模擬實(shí)驗(yàn)及等效數(shù)值模擬技術(shù)，對影響采收率因素進(jìn)行了系統(tǒng)分析。

3.1 儲(chǔ)集空間類型的影響

利用單井模型，裂縫和溶洞均不溝通底水，模擬生產(chǎn)井打在洞上和打在縫上的生產(chǎn)情況對比。數(shù)值模擬結(jié)果表明，井打在溶洞上，基本不見水，累產(chǎn)油量較高；井打在裂縫上，迅速見水，含水穩(wěn)步上升，累產(chǎn)油量較低。由此可見，溶洞型儲(chǔ)集體是主要的儲(chǔ)集空間，井打在溶洞上的開采效果較好。

3.2 裂縫對剩余油的影響

3.2.1 裂縫張開度的影響

根據(jù)裂縫張開度模型水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見圖4），裂縫張開度小于100μm時(shí)，裂縫張開度越大，最終采出程度越高。當(dāng)裂縫張開度大于100μm時(shí)，裂縫張開度的大小對最終采出程度影響不大。數(shù)值模擬結(jié)果則表明，裂縫開度越大，生產(chǎn)井見水越早，累產(chǎn)油量越高，相同采出程度下生產(chǎn)井含水率越高。

3.2.2 裂縫密度對水驅(qū)油的影響

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在裂縫密度小于90條／米的情況下，裂縫密度越小，其無水采收期也越短。同時(shí)，數(shù)值模擬結(jié)果表明，裂縫頻率越大，生產(chǎn)井見水越早。這是由于基質(zhì)的滲透率很小，裂縫的滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)的滲透率，油藏注入水后水?dāng)D壓著油必然主要從滲透率高的裂縫中流到生產(chǎn)井。而且，相同采出程度下生產(chǎn)井含水率越高。

圖4 不同裂縫張開度時(shí)采出程度隨注入孔隙體積的變化

3.2.3 裂縫長度的影響

用數(shù)值模擬方法研究了裂縫長度為60 m、200 m、380 m時(shí)，含水率、累產(chǎn)油和時(shí)間之間的關(guān)系，模擬結(jié)果結(jié)果表明，裂縫長度越大，生產(chǎn)井見水越早，累產(chǎn)油量越高，相同采出程度下生產(chǎn)井含水率越高。

3.3 洞對剩余油的影響

3.3.1 洞位置對水驅(qū)油的影響

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，洞的位置分布影響縫洞型介質(zhì)的水驅(qū)油效率。在縫洞型介質(zhì)水驅(qū)油過程中，重力起到了重要作用。油和水的密度不同導(dǎo)致油滯留在沿裂縫（水流動(dòng)的通道）分布的洞的上部。油水分界線大體上經(jīng)過裂縫的入口和出口的連線，并且朝油一側(cè)呈凹型。洞位于裂縫之下時(shí)，驅(qū)油效果最好；洞位于裂縫之上時(shí)，驅(qū)油效果最差。這兩種情況下的驅(qū)油效率可以作為縫洞型介質(zhì)中不同洞和縫相互配置時(shí)的臨界驅(qū)油效率。

3.3.2 洞密度對水驅(qū)油的影響

為研究洞密度對水驅(qū)油效果的影響，在單縫不同洞密度情況下對水驅(qū)油進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，對于單縫多洞串聯(lián)的縫洞模型，縫洞型介質(zhì)水驅(qū)油的最終采出程度隨洞密度變化的整體趨勢是洞密度增大，最終采出程度減??；而水驅(qū)油含水率隨采出程度變化的總體趨勢是洞密度小的模型中，其無水期采收率較大。

3.3.3 洞隙度對水驅(qū)油的影響

洞隙度是指巖石中洞的孔隙體積與巖石總孔隙體積之比。在由多條平行裂縫和不同密度的洞組成的縫洞模型中，縫洞型介質(zhì)水驅(qū)油的最終采出程度隨洞隙度比變化的整體趨勢是洞隙度比增大，最終采出程度減?。豢p洞型介質(zhì)水驅(qū)油的含水率隨洞隙度比變化的整體趨勢是洞隙度比增大，無水采期采收率越大，即見水越早。

同時(shí)，物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)一步證實(shí)了底水驅(qū)后剩余油的存在，且采油強(qiáng)度較大地區(qū)出水早，采出程度低，有進(jìn)一步挖潛的潛力。

3.4 開發(fā)因素對剩余油的影響

3.4.1 井型的對比

通過數(shù)值模擬方法研究了不同井型下時(shí)開采效果，模擬結(jié)果表明，水平井生產(chǎn)的情況下，無水采油期長，見水晚，累計(jì)產(chǎn)油量高。所以，水平井的開采效果優(yōu)于直井的開采效果。

3.4.2 工作制度的影響

采用單井單縫模型，分別比較在10 m3／d，50 m3／d，100 m3／d，200 m3／d四種不同工作制度情況下的生產(chǎn)效果。數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，開采工作制度越大，無水采油期越短，在較短時(shí)間內(nèi)的累計(jì)產(chǎn)油量越大。但根據(jù)機(jī)理研究和現(xiàn)場實(shí)踐來看，開采工作制度越大，對地層的能量消耗越大，在沒有足夠底水能量的情況下，建議采用較小開采制度以達(dá)到較高的采收率。

3.4.3 注采比的影響

采用直井一注一采雙縫模型，分別比較在1∶1，2∶1，0.8∶1三種不同注采比情況下的生產(chǎn)效果。數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，三種情況下的含水率曲線趨勢相近，注采比越大，相同時(shí)間點(diǎn)的含水率較高。同時(shí)，由于地層能量補(bǔ)充充分，在一定時(shí)間內(nèi)的累計(jì)產(chǎn)油量越大。在實(shí)際生產(chǎn)中，還要考慮經(jīng)濟(jì)因素，所以，并不是注采比越大越好。注采比1∶1應(yīng)該能達(dá)到較高的采收率和較好的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)論與建議

（1）通過物理模擬、理論與實(shí)踐相結(jié)合縫洞型油藏剩余油賦存方式分析技術(shù)，揭示了縫洞型油藏主體剩余油五種賦存方式，包括：因儲(chǔ)集空間尺度差異，高導(dǎo)流通道圈閉的剩余油；油井未在洞頂，水淹后溶洞的頂部剩余油；未井控有效儲(chǔ)集空間的剩余油；能量嚴(yán)重不足的各類儲(chǔ)集空間內(nèi)剩余油；因碳酸鹽巖的親油性，水波及過后的殘余油膜。

（2）單井模型模擬結(jié)果表明，溶洞型儲(chǔ)集體是主要的儲(chǔ)集空間，井打在溶洞上的開采效果較好。

（3）裂縫、溶洞以及開發(fā)因素對剩余油的形成都有不同程度的影響，在剩余油分析中，要同時(shí)考慮多種因素。

（4）由于塔河油田奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層埋藏深、非均質(zhì)性強(qiáng)，塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏的油藏剩余油分析是世界級(jí)難題，需要不斷的引進(jìn)新技術(shù)、開拓新思路，需要不斷的實(shí)踐－認(rèn)識(shí)－再實(shí)踐－再認(rèn)識(shí)。

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