塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏不同开发阶段井网构建

2020-08-24昌琪，耿甜

石油地质与工程 2020年4期

昌琪，耿甜

（中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐 830011）

碳酸盐岩缝洞型油藏在塔里木盆地发育，其储集空间由形态多样、大小悬殊的溶洞、裂缝和溶孔组成，非均质性极强[1–4]，开发特征及模式与碎屑岩油藏、裂缝–孔隙型或孔隙型碳酸盐岩油藏有较大差别[5–7]。经过 20多年的科研攻关和开发实践，塔河油田的开发经历了边实践、边认识、边开发、边调整的历程，在碳酸盐岩缝洞型油藏开发上积累了丰富的经验，取得了较好的效果，目前已基本建立了该类油藏的开发理论与技术体系。但随着开发的深入，油水关系日益复杂、地下矛盾突出，许多问题依然需要不断深化研究。碳酸盐岩基质基本不具有储渗意义，它既不同于中东地区碳酸盐岩裂缝型油藏，也不同于中国东部典型的碳酸盐岩裂缝–孔洞型油藏, 更不同于常规孔隙型砂岩油藏。目前，碎屑岩油藏已经形成了成熟的以行列井网和面积井网为主的规则井网部署方法[8]，而缝洞性油藏构建的为不规则注采井网，可借鉴的依据较少[9]。如何识别碳酸盐岩缝洞型油藏不同开发阶段的储量分布特征及构建相应的井网是实现油田高效开发的一个重要环节。

前人关于碳酸盐岩缝洞型油藏的剩余油分布及井网构建做了大量研究工作。郑松青等[10–11]对碳酸盐岩缝洞型油藏储集空间多尺度特征、储集体类型、缝洞体空间形态及分布模式，以及其与生产井的配置关系等进行了系统研究，分析了各因素对剩余油分布的影响，指出碳酸盐岩缝洞型油藏水驱后剩余油分布的主控因素可归结为局部高点、井控不足、流动通道屏蔽和弱水动力等4大类12亚类。鲁新便等[9]从油藏实际出发，按照不同岩溶地质背景，提出了“注采空间结构井网”的理论概念，即以缝洞体空间展布为基础，结合缝洞形态、尺度、连通结构等信息，在三维空间上构建注水井与采油井之间的匹配关系，最大程度地提高缝洞控制储量和水驱储量的动用程度及采收率。上述成果对碳酸盐岩缝洞型油藏开发起了重要的指导和借鉴作用，但是针对缝洞型油藏不同开发阶段井网构建方法的研究比较欠缺。本文综合地球物理识别成果及地质认识，结合岩心、测井、注采生产动态等资料，系统研究了缝洞型油藏储集体类型及分布特征，总结不同开发阶段的井网构建方法。

1 缝洞型油藏储集体特征

碳酸盐岩缝洞型油藏按照地质控制因素可以划分为风化壳型、古暗河型以及断控型三种类型。不同岩溶背景下的储集体分布特征及连通状况差异很大，表现为储集体非均质性极强。钻探揭示塔河油田奥陶系储集体类型可分为溶洞型、裂缝–孔洞型、裂缝型[10]（表 1），总体是由洞、孔、缝一起构成的复杂的储集体空间结构。

溶洞型储集体以大型溶洞为主要的储集空间，裂缝主要起连通的作用；该类储层是区内的最优质储集体，钻进过程中多钻遇放空、泥浆漏失，测试后可获得较高–高油气产能。裂缝–孔洞型储集体以次生孔隙为主，其次为裂缝；测井特征表现为较低的自然伽马、薄层状的高声波时差、低密度和高中子[12]，反映出基质孔隙度低，仅为2%～3%。裂缝型储集体表现为孔隙度小但渗透率较大的特征，构造断裂的发育程度是裂缝型储层的主控因素；根据取心资料的裂缝描述并对照测井资料，裂缝型储层段自然伽马曲线一般为纯灰岩基线，砂泥质充填时自然伽马增大。

碳酸盐岩缝洞型油藏主要受控于储层发育的非均质性，因此，储集空间的分布规律以及井洞配置关系是重要的研究课题[13–15]。连通通道是位于生产井间或底水与生产井间，能够作为水驱通道的单个或多个缝洞体组合。寻找缝洞体之间的连通通道，构建合理的注采井网，才能实现油井的高效开发。另外考虑到充填性，缝洞体之间分割性的研究也是一项重点工作，缝洞体分割的介质主要有致密基岩、砂泥质充填、断裂等，造成不同缝洞体间或者同一缝洞体内存在不连通、油水关系相对独立的现象：①致密基岩分割型：在相同区域发育多个缝洞体，它们在空间上相隔很近，但彼此被基岩分隔，互不连通，为独立的油水系统（图 1a）；②砂泥质充填分割型：河道型缝洞体内因充填类型和程度的差异，形成致密隔断，将原本一体的河道分隔成多个不连通的空间（图1b）；③断裂分割型：缝洞体内原本发育较大贯穿断裂，断裂具有高导流能力，成为流体及填充物的运移通道，后期逐渐被外来物质充填、堵塞，失去导流能力，将缝洞体分割为相互独立的空间（图1c）。

2 不同开发阶段井网构建原则

2.1 天然能量开发阶段

在井位部署阶段，主要依托地球物理多属性技术对缝洞体进行精细识别，提高缝洞体的钻遇率。针对不同地质控制因素的缝洞体空间分布特点，优化井型，如主干断裂带的较孤立的缝洞体和分支断裂的局部优势充注缝洞体，可采取部署直井的方式；前期存在井洞关系或者充填的部分低产低效井，则可部署侧钻井进行剩余油挖潜。

在油井依靠天然能量开发阶段，重点是依据区带地球物理识别成果[16–17]，总结不同岩溶背景缝洞发育的地质规律，控制大型缝洞以及残丘高点，规划好基础井网，最大限度地提高控制储量[18–19]。

表1 缝洞型油藏储集体类型

依据三大不同岩溶背景下储集体发育特点，制定相应的适应性井网。

（1）风化壳岩溶背景储集体。结构特点：缝洞平面展布、离散分布，洞间多向沟通；井网构建原则：“似蜂巢”不规则井网，具有网状连接、多向对应特征。

（2）古暗河岩溶背景储集体。结构特点：空间发育两套岩溶系统组合、局部裂缝纵向沟通；井网构建原则：两套岩溶系统纵向不连通时，分段构建，分段注采；两套岩溶系统纵向连通时，一体化构建，低注高采。

（3）断控岩溶背景储集体。结构特点：平面分段，纵向板状体分布，局部分隔[20]；井网构建原则：纵向连通底水，能量强则顶部注采，横向驱替；纵向分隔底水，能量弱则低注高采，建立人工底水，补充能量。

在天然能量开发阶段，主要控制大洞以及残丘高点[21]，通过合理的工作制度，延长无水采油期。针对纵向上存在分割性的缝洞体，可以采用分段酸压的方式，动用分割缝洞体的剩余油；针对井周储层污染的类型，可以采用大型酸化的手段进行解堵，提高水驱前的储量动用程度，尽可能地减少剩余油。

2.2 注水开发阶段

注水开发阶段，需要尽可能地提高水驱波及范围，强化断裂裂缝精细识别[22]，结合现场认识的动态连通关系，部署调整完善井网，构建注采关系，提高储量的水驱动用程度。

此阶段水驱后剩余油的分布主要受储集体类型、分布、井眼与储集体配置关系等多种因素的综合影响，不同的配置关系，剩余油的分布呈现不同的特征。

（1）当缝洞体规模较大且形状规则，井眼位于储集体顶部，经过天然能量驱及水驱之后[23–25]，采出程度较高，储集体中剩余油可以忽略不计。若生产井井眼位置偏离储集体顶部，在注水开发过程中，因为油水重力分异影响，部分剩余油分布在该缝洞体上部“溢出点”之上（图2），难以采出。

（2）生产井间或底水与生产井间（或局部）存在多条并联连通通道，注入水（或底水）易沿大裂缝等高渗通道突进，造成生产井暴性水淹，屏蔽其他连通通道内的剩余油。

图1 缝洞体分割类型

图2 生产井偏离缝洞体最高点布井模型

（3）缝洞体部分充填的情况下，在注水替油以及单元注水开发的过程中，部分储集空间水动力条件较弱，注入水难以波及部分储量，剩余油主要富集在缝洞体充填部位或物性较差的溶蚀孔洞区[26]。

（4）规模较小的缝洞体，由于在目前井网条件下，还存在一些未井控且不在连通通道上的储量，这部分储量比较封闭，因其既不与底水沟通，又因储量有限不能构建注采关系，只能通过主缝洞体上的井注水替油开发。当注入水难以通过重力分异作用替换次缝洞体内的原油时，生产井对次缝洞体控制弱，导致剩余油滞留其中。

需要说明的是，剩余油的分布往往是多种因素综合作用的结果[27–29]，在碳酸盐岩缝洞型油藏的实际开发过程中，极少存在单一因素控制的剩余油分布，所以实际开发过程中剩余油分布的模式千差万别，需要针对不同的剩余油分布类型，现场制定针对性的开发政策，实现对缝洞型油藏精细开发。

针对天然能量不足的油井，择机单井注水替油，补充单井能量的同时，寻找与相邻缝洞体的连通关系，过渡到单元注水[30]。水驱后的剩余油依据不同的剩余油类型，采用升级泵型加大工作制度提液生产、调剖堵水、分段酸压、大型酸化等手段，有针对性地提高储量动用程度。

2.3 提高采收率三采阶段

随着注水开发规模推进，分析认为仍有井间剩余油未能得到有效驱替。实钻井钻遇残丘储集体边部相对较低的部位，在开展全面注水后，因油水重力分异作用，油藏高部位未能有效控制，顶部油气不能得到有效驱替，形成“阁楼油”。以塔河油田四区为例，自2012年4月开始，针对此类剩余油盲区，实施了单井注氮气替油，实施后，四区产量递减得到有效减缓，日产油稳定在250 t，含水稳定在83.1%。

注水开发进入中后期，油井含水率逐步上升，进入综合调整阶段，以剩余油挖潜提高采收率为主，采用技术手段主要包括：①完善注采井网。针对储量规模较大（地质储量不小于10×104t，井距不小于600 m）的区域，通过部署新井提高储量动用程度；②注气。利用重力分异原理，通过单井注气替油动用“阁楼油”；③调剖堵水。通过调流场，波及井间剩余油；④添加表面活性剂。通过提高洗油效率，提高注水效率。具体实施过程中，应根据剩余油的分布特征与主控因素有针对性地进行选择。

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发的核心问题是连通性。主要表现为储层非均质性强，连通程度差异大，不同驱替介质驱替通道差异大。针对这些现状，一是加强储层改造技术的研发，比如靶向酸压等新型技术，改善缝洞体的连通状况，在现有井网的基础上提高储量控制程度；二是改善注入方式，重点研究泡沫等新型注入介质以及不同介质的协同作用，做好水驱、气驱后的技术接替工作；三是优化井筒、地面及管理系统，信息化、人工智能等技术与油气田开发相结合，提高实效，实现注采的智能化和效益化。