最难开发的油藏如何开发—访中国石化股份有限公司副总工程师、中国工程院院士李阳

○ 文／本刊记者 郑 丹

布钦油田发现于上世纪80年代，探明储量24亿吨，至今没有规模开发。

中国石油石化：“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”成果具有怎样的重要意义？

李阳：本次获奖的“海相碳酸盐岩缝洞型油藏精细描述、数值模拟及高效注水开发技术” 是在国家“973”项目和国家重大专项的支持下，历经十多年的研究和探索，形成了包括储集体识别与描述、开发模拟及注水开发等技术，有效解决了碳酸盐岩油藏高效开发难题，是我国油田开发技术由陆相碎屑岩向海相碳酸盐岩油藏的重大跨越。建立了超深层缝洞储集体识别、地质建模与数模方法，实现从物理实验、原理方法、模型建立到软件平台的自主研发，创立了缝洞型油藏注水开发理论和技术，支撑了世界上最大的缝洞型油藏塔河油田建设，为我国碳酸盐岩油气开发快速发展提供了理论和技术支撑。目前，利用该技术已经成功实现了塔河海相缝洞型油藏的规模开发，并在塔里木盆地、渤海湾盆地、四川盆地油气田成功应用。

该技术成果得到了国内外学术和工

“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”荣获国家技术发明二等奖，成为我国石油工业可持续发展的重要支点之一。可采储量和年产量分别占到全球总量的70%、50%和60%以上。我国碳酸盐岩油气藏资源丰富，是天然气快速发展和原油接替的重要领域。据2015年全国油气资源动态评价表明，我国碳酸盐岩油气藏石油地质资源量为340×108t，天然气地质资源量为24.3×1012m3，分别占全国油气资源总量27.05%、26.91%，主要分布在塔里木、渤海湾和四川盆地的海相地层中。此类油藏的高效开发利用，是实现我国石油工业可持续发展和国家能源安全的重要保障。

相对于全球石油工业进程，我国大规模开发碳酸盐岩油气藏起步较晚。塔河油田是我国发现的第一个古生代超深层海相碳酸盐岩特大型油田，为缝洞型油藏，是我国海相碳酸盐岩油藏主要类型，约占2/3，1997年投入开发。由于缝洞储集体尺度差异大、不连续性和流体流动的复杂性，国际石油界公认为缝洞型油藏是最复杂、最难理解也是最难开发的油藏。其高效开发技术是国际前沿技术课题，国内外都没有形成成熟的开发理论技术。俄罗斯库尤姆宾-尤罗

在2017年国家科学技术奖励大会上，中国石化完成的“海相碳酸盐岩缝洞型油藏精细描述、数值模拟及高效注水开发技术”（以下简称“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”）荣获国家技术发明二等奖。

“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”成果具有怎样的重要意义？此项技术攻克了我国海相碳酸盐岩缝洞型油藏开发领域的哪些难题……为此，本刊记者对中国石化股份有限公司副总工程师、中国工程院院士李阳进行了专访。

最难理解和开发的油藏

中国石油石化：李院士，您好！“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”荣获2017年国家技术发明二等奖。在您看来，开发碳酸盐岩油气藏资源具有怎样的重要性？开发碳酸盐岩油气藏的主要困难是什么？

李阳：碳酸盐岩油气藏是世界上主要的油气藏类型，油气资源量、探明程界高度评价，作为油气基础研究领域的代表，受邀参展国家“十二五”科技创新成就展。国际石油工程师协会（SPE）在有关会议上评价认为，中国石化形成的超深层缝洞体预测、建模数模、注水开发等技术代表了碳酸盐岩开发领域的发展方向和技术水平。该项目已授权发明专利30件，软件著作权登记7项，论文126篇，专著4部，成果已在国内外十多个油田进行了应用，提升了我国在海相油气田开发领域的国际竞争力，对今后更大范围海相碳酸盐岩油气田开发具有重要指导作用。

储集体精细描述和建模难

中国石油石化：“海相碳酸盐岩缝洞型油藏技术”解决了埋深5500米～6500米储集体精细描述的难题。在您看来，我国海相碳酸盐岩缝洞型油藏储集体的主要特点是什么？对其进行精细描述存在哪些难题？

李阳：我国碳酸盐岩缝洞型储层的主要特点有以下几方面。一是时代老，多为古生代沉积储层，经历多期岩溶及热液的溶蚀充填作用、多期构造改造作用，储层成因机制复杂。二是储集空间类型多，尺度差异大，既有洞、缝也有孔，大的溶洞规模可达数十米，不同类型储集体离散随机分布。三是储集体形态和规模在平面和纵向分布变化大，连续性差。四是储层内部结构复杂化，80%缝洞体被沉积和化学充填或半充填，改造充填作用受突发事件影响大。五是埋藏深，多在5500米～6500米。

储集体识别和描述存在两个难题：一是地球物理识别技术不适应。上覆地层对缝洞体地震信号干扰严重，地震波反射特征复杂、信噪比低，分辨率低，造成地震成像难、缝洞储集体及流体的检测与识别精度低。二是地质建模方法不适应。已有建模方法主要是针对连续介质的碎屑岩及孔隙型碳酸盐岩油气藏而研发的，难以适应离散非规则缝洞体描述的需要。

中国石油石化：海相碳酸盐岩缝洞型油藏精细描述的难题是如何解决的？

李阳：为解决缝洞型油藏精细描述的难题，我们开展了碳酸盐岩缝洞型油藏成因机制和识别描述方法研究。通过研究，揭示了缝洞型油藏储集体形成机制，揭示了岩溶发育和缝洞系统的模式。塔河油田缝洞储集体经历了海西早期和加里东中、晚期裸露风化环境，后经历深埋构造改造和热液溶蚀充填、上古生代碎屑充填作用。在岩溶过程中，由统一补、径、排水文系统形成有成因联系的孔、缝、洞岩溶集合体，构成缝洞系统。缝洞系统纵向发育表层、渗流、径流和潜流四个主要岩溶带，平面上存在峰丛洼地－溶丘洼地、峰丛垄脊沟谷、岩溶湖等地貌单元。这些古地貌控制了缝洞系统的平面分布，岩溶台地内的峰丛洼地区溶洞最发育，其次为岩溶缓坡内的丘峰洼地区和丘丛垄脊槽谷区。缝洞系统是缝洞单元形成的基础，地下河系统和岩溶洞穴是最主要的储集体类型。

在识别技术上，建立不同类型缝洞型储集体地震响应特征，研发各向异性叠前逆时深度偏移与绕射波分离成像等油藏地球物理方法，实现了缝洞高精度成像。

首先，首创全尺度正演模拟装置与方法，发现了检测缝洞体的地震波特征参数。全尺度、高精度、全自动正演物理模拟装置，包括采集系统、模型制作、数据分析处理系统，实现了从米级溶洞到毫米级孔洞群，从千米级裂缝到毫米级裂缝网络的全尺度三维正演等效模拟。其中，高灵敏度、窄脉冲、宽频段、大开角的地震模拟微型换能器，尺寸小于10毫米，频段200千赫兹～500千赫兹。定位控制系统精度误差≤±50微米，在国际上率先实现了室内大尺度起伏面模型的高速全自动地震采集，49个小时内能够完成相当于陆地100平方千米68次覆盖的三维地震信号采集。

其次，首次揭示地震波在溶洞顶底多次调谐与洞壁滑行叠加形成溶洞的绕射波动响应，为利用绕射波直接进行缝洞成像提供了特征参数；证实反射波频率28赫兹～34赫兹、采集面元10米×10米～15米×15米，可有效检测6500米埋深15米规模的缝洞体，也得到高精度三维地震和钻井结果的印证。

再次，研发各向异性叠前逆时深度偏移与绕射波分离成像方法，实现了缝洞高精度成像。近偏移距速度与全偏移距δ、ε组合迭代修正的建模方法，结合各向异性逆时偏移成像，消除了上覆地层干扰，同时增强了缝洞成像能量，与商用逆时深度偏移方法对比，缝洞体能量增强20%；平面波域（PWD）解构滤波器与最小二乘预测反演弥补能量损失相结合的绕射波分离缝洞体成像方法，运算速度快，可获得风化壳反射背景干扰下缝洞体的直接成像，风化壳缝洞体识别数量增加了19.5%。两种方法联合使用，与商用地震资料处理软件识别结果对比，成像精度提高一倍，由30米精准至15米。

在建模方法上，创建多尺度分类检测与多元约束岩溶相控地质建模方法，精细描述不同尺度缝洞的形态规模及储集物性，解决海相碳酸盐岩缝洞型油藏精细描述的难题。

开发规律模拟预测难

中国石油石化：我国海相碳酸盐岩缝洞型油藏在开发过程模拟预测方面存在哪些难题？

李阳：主要难题是：多种流体流动方式共存，流动机制复杂，大的缝洞为自由流而小的孔缝为渗流特征。多孔和双重介质渗流理论与方法无法解决其油气藏流体流动问题，导致开发规律模拟预测难，孔-洞-缝多尺度流动已成为近年研究的热点和难点。

中国石油石化：开发过程模拟预测方面的难题是如何解决的？

李阳：我们通过物理模拟实验，揭示缝洞型油藏小尺度裂缝-孔洞渗流与大尺度裂缝-溶洞自由流的耦合流动机理，建立油水流动数学模型，研发多尺度耦合数值求解方法，编制软件。

首先，创建缝洞介质油水流动物理模拟实验装置与方法。基于离散缝洞体结构及分布特征，制作了不同尺度、不同充填、不同缝洞组合的物理模型。通过实验揭示了渗流与自由流耦合流动机理，建立了油水两相渗流与自由流耦合的离散缝洞网络（DFVN）数学模型。

其次，发明嵌入式和变重介质数值求解方法，提高了模拟精度和运算速度。针对缝洞体几何形态的不规则性，用有限体积法对各偏微分控制方程进行数值离散转化为线性方程组，使用改进约束压力残差（CPR）预处理与代数多重网格（AMG）线性方程解法相结合的算法，进行求解。为提高模拟精度，基于非结构化网格，对大尺度裂缝和溶洞进行嵌入显式处理与计算。为提高运算速度，小尺度裂缝和孔洞发育区根据其分布特征，采用单重、双重或三重介质的分区模拟方法，利用传导系数表征区域间流动，在保证精度的条件下减少运算工作量。该方法更加准确模拟缝洞体渗流与自由流耦合流动特征，与物理实验结果对比符合率高达98.2%。

再次，研发KARSTSIM缝洞型油藏数值模拟软件平台，形成了专利与软件著作权，填补了缝洞型油藏数值模拟技术的空白。该软件具有模拟渗流与自由流多流动模式、嵌入式离散缝洞、变重介质模拟等功能，生产优化调整更加精准，已成功应用于国内外开发工作。与国外商业软件对比，塔河主力单元单井拟合符合率提高17%，产油量预测符合率提高了37.5%。

提高油藏开发效果难

中国石油石化：我国离散非规则海相碳酸盐岩缝洞型油藏的开发效果受到哪些瓶颈制约？

李阳：对于连续介质的碎屑岩油藏已有系统的井网设计理论和方法，但对离散分布、规模差别很大的缝洞型储集体，部署开发井网需要解决两个难题：一是有效控制一定规模的地质储量，二是要实现有效能量补充和驱替。对于第二个难题，还要解决注入水沿裂缝水窜的问题。井网设计技术和方法事关这类油藏的开发效果。

中国石油石化：制约我国海相碳酸盐岩缝洞型油藏开发效果的瓶颈是如何破解的？

李阳：通过发明空间结构井网设计及注采优化、堵水封窜技术，我们实现了高效注水开发。首先，发明“溶洞分布、缝洞连通、储量规模”三元控制的井网设计方法，依据缝洞体形态规模、配置关系和连通特征，构建低注高采、缝注洞采的空间结构井网，实现了水驱储量最大化。对于连片分布、各向异性严重的风化壳岩溶储集体，依据储量分布和不同方向的连通程度设计井距，建立不规则的注采井网；对于暗河型岩溶储集体，建立河道低部位注、高部位采，分支河道注、主干河道采的井网。应用后水驱控制程度由35.0%提高至72.1%。空间结构井网的提出，将井网设计从二维平面结构发展到三维空间结构，使注采井网更加适应缝洞储集体空间结构展布特点。

其次，立足于当期与长远相结合，建立采收率和经济效益双目标注水优化模型，改进随机扰动算法，形成了注水流动方向、注水强度实时优化的变强度注水方法，扩大波及体积，控制了含水上升。

再次，建立了碳酸盐岩储层堵水技术配套堵剂和堵水工艺，针对性地解决不同类型储层出水问题，有效的控制水窜。

矿场实践证实，该注水技术大幅度节约了水资源，吨油耗水量大幅度下降，由8.1m3下降到3.2m3，实现了节能、减排。