中國碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率研究進展

戴彩麗, 方吉超, 焦保雷, 何 龍, 何曉慶

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院,山東青島 266580; 2.中國石油大學(華東)重質油國家重點實驗室,山東青島266580; 3.中國石化西北油田分公司石油工程技術研究院,新疆烏魯木齊 830011)

碳酸鹽巖油藏約占世界石油儲量的52%、全球油氣總產量的60%,油藏物性較好,以裂縫型油藏為主,油田產量高,是世界重要的石油增儲上產領域之一[1-2]。中國西部碳酸鹽巖油藏儲量豐富,約占探明儲量的2/3,但油藏條件極為苛刻,具有世界唯一性,大型溶洞-裂縫錯綜復雜發育,水驅采收率極低[3-4]。以中國典型碳酸鹽巖縫洞型油藏塔河油田奧陶系縫洞油藏為例[5-6],其水驅采收率僅為14.9%,剩余油豐富,亟待提高縫洞型油藏原油采收率。碳酸鹽巖縫洞型油藏儲集體異于砂巖油藏,多為溶洞-裂縫復雜組合體,尺度復雜多變,以溶洞和大型裂縫為主,溶洞規模較大且連通形式多樣,空間展布復雜,非均質性極強[7-8]。另外中國碳酸鹽巖縫洞型油藏埋藏較深,地層條件極為苛刻,如塔河縫洞型油藏埋藏超深(井深大于5 000 m),超高溫高壓(溫度高于125 ℃,壓力大于60 MPa),給縫洞型油藏提高采收率帶來巨大的困難。筆者圍中國繞縫洞型油藏提高采收率技術相關難題,結合油田實際,闡述縫洞型油藏儲集體描述、物理模擬手段、剩余油分布及提高采收率方法等4個方面在縫洞型油藏提高采收率技術中的研究進展,探討未來中國縫洞型油藏提高采收率技術研究的關鍵和發展方向。

1 縫洞型油藏儲集體描述

縫洞型油藏儲集體精細描述是實現提高采收率研究的關鍵?？p洞型油藏儲集體異于常規砂巖油藏,由不同尺度的溶洞和裂縫組合而成,它的縫洞尺寸級別從幾微米/幾十微米到幾米/幾十米不同,尺寸跨度巨大,難以精確描述各部分的形態。另外縫洞型油藏沒有層的概念,縫洞連通錯綜復雜,無法借鑒砂巖油藏分層描述方法,給縫洞型油藏儲集體的精確描述帶來困難。目前地震反演和鉆井勘探是描述縫洞型油藏儲集體形態的主要方法,已實現對直徑超過5 m洞穴的識別[9-12],對于0.5～5 m的洞穴也可通過對數據的精細化處理進行識別,對于更小尺寸的縫洞極難識別[13-14],而小型縫洞的發育遠遠多于大型洞穴[15-16],且往往存在多層、網狀縫洞系統[17],無法精確刻畫儲集體的內部結構、連通性及連通關系[18-19],直接影響縫洞型油藏儲層勘探與開發。

為實現對縫洞型油藏儲集體的精確描述,國內地質專家和油藏工程專家做了大量的工作,從地質構造和油藏工程兩方面對儲集體發育規律及縫洞分布特征進行詳細描述,劃分了多種儲集體類型，指導縫洞型油藏開發。

1.1 以洞、縫、孔為基礎的構造關系

碳酸鹽巖縫洞型油藏儲集體區別于砂巖油藏最主要特征在于沒有可循環重復的特征單元向三維方向復制擴展,而是以洞、縫、孔為基本單元構成的不規則組合體,這也造成了縫洞型油藏局部構造的唯一性,無法通過室內小范圍巖心實驗向地層大范圍構造變化進行推測,給地質認識和室內實驗帶來了巨大困難。從地質學角度,縫洞型油藏儲集體最基本的構成是洞、縫、孔,溶洞按尺寸可分為小洞和大洞,尺寸從毫米級至米級分布廣泛;裂縫尺寸介于幾微米至幾十微米,主要包括壓溶縫、收縮縫及構造縫等;孔尺寸介于幾微米至幾百微米,主要包括基質溶孔、晶間孔、粒內孔、礫間孔及礫內孔等[20-21]。在成藏過程中,洞、縫、孔是縫洞型油藏主要的油氣儲集空間[22]。裂縫既是油氣儲集空間也是連接孔洞的主要溝通通道[23-25],以高角度垂向發育為主,形成了大量復雜裂縫和斷裂系統,連通性較好。碳酸鹽巖基質基本不存在儲滲能力,對油藏流體流動具有滲流屏障作用,也是油氣理想的圈閉保護屏障[26]。儲集空間存在相對的位置關系,難以形成連續規則的儲集體,一般按相對位置關系可分為6類,分別為廣義基質、孤立裂縫網絡、孤立溶洞、裂縫網絡系統、裂縫-溶洞系統和溶洞系統[27]。多種復雜的縫洞儲集體類型組合形成了碳酸鹽巖縫洞型油藏。在油藏尺度上,特別是在巖溶作用比較完整的縫洞型油藏一般可以按一定規律進行分區。許多專家學者對塔河油田巖溶型碳酸鹽巖縫洞結構進行了精細研究,認為徑流帶地下河系統是重要油氣聚集場所,提出了表層巖溶帶、滲流巖溶帶和徑流巖溶帶[28-30],如圖1所示。表層巖溶帶以沉積物或角礫巖充填地表河和落水洞發育為主,礫間孔隙和裂縫為主要儲存空間。滲流巖溶帶高角度裂縫和充填駐水洞大量發育,也是溝通表層巖溶帶和徑流巖溶帶重要通道。徑流巖溶帶發育大型溶洞和縫洞組合體,儲集空間大,高產井一般與縫洞型油藏徑流巖溶帶直接相通。

圖1 塔河油田巖溶分帶及其縫洞發育結構模式[28]Fig.1 Karst zone and fracture-cavity construction model in Tahe Oilfield

1.2 縫洞型油藏儲集體的儲運特征

以洞、縫、孔為基礎的地質構造使得縫洞型油藏的儲集體形態與油藏流體流動不同于砂巖油藏多孔介質儲運特征。油藏成藏的不連續性和運移空間尺度效應是碳酸鹽巖縫洞型油藏最主要特征,原油主要富集在大型溶洞及與之相連的裂縫帶,基質具有極強的屏蔽作用,而作為連通通道的裂縫尺寸遠大于多孔介質孔隙尺寸。這造成了縫洞型油藏儲運特征的復雜性,同時存在管流特征和滲流特征,大型縫洞體內流態為典型的管流,微小孔縫內流態則表現出滲流特征。以塔河典型油藏奧陶系縫洞型油藏為例,從儲集體的發育特征角度,李陽等[19]認為地下河系統和巖溶洞穴系統原油儲量最為豐富,貢獻了塔河油田95%以上的產能。不同尺寸的裂縫溝通溶洞儲存空間,形成了復雜縫洞網絡,使得流體流動既存在多孔滲流也存在宏觀尺寸流動特點。李宗宇等[31-33]研究發現縫洞型油藏中發育大量的微裂縫和微小孔洞,其綜合尺度按油層物理和油藏工程理論屬于滲流范圍,但是實際生產中也存在一定的宏觀水動力學特點,如漩渦、回流、虹吸等現象。王殿生等[34]將復雜的縫洞儲運關系概括為兩種最基本的類型,分別為裂縫-孔隙型(裂縫型)和裂縫-溶洞型(縫洞型)。結合生產實踐發現,縫洞型油藏的開采特征有著明顯的區域化,不同區域內的溫壓系統有所不同,同一區域的溫壓系統一致,表明縫洞型油藏不同區域的連通性較差,而同一區域的連通性較好。陳志海等[35]從油藏成藏及油藏連通性角度提出了“縫洞單元”的基本概念,并闡述了縫洞單元的劃分方法及原則,每個縫洞單元內具有統一的壓力系統及相似的流體性質,是一個相對獨立的油氣開采基本單位。結合儲集體類型與含油氣狀態,康志江等[36]將縫洞型油藏劃分5種類型,分別為溶洞為主的低飽和縫洞型油藏、縫洞為主的低飽和縫洞油藏、縫孔為主的低飽和縫洞型油藏、具氣頂的過飽和縫洞型油藏和稠油縫洞型油藏。

基于地質構造與油藏工程研究,縫洞型油藏的儲集體描述從最基本的洞、縫、孔構成到多種復雜縫洞組合體,再到油藏尺度的儲層巖溶帶劃分,多角度多層次對縫洞型油藏的基本特征進行綜述,指出了縫洞型油藏以大型溶洞和裂縫為主要儲集空間,裂縫作為主要的連通通道,存在復雜流體運移行為,包括微觀滲透和宏觀水動力學特點。結合縫洞型油藏連通性提出了“縫洞單元”概念,這為后期縫洞型油藏研究提供了基礎。但縫洞型油藏儲體描述多以定性描述為主,精細化程度較差,這給室內提高采收率模擬實驗帶來巨大困難,難以揭示縫洞油藏條件下的措施作用機制。

2 縫洞型油藏提高采收率物理模擬方法

室內物理模擬技術是油藏開采特征描述的重要方法之一,也是最為重要的提高采收率研究手段之一。提高縫洞型油藏采收率方法研究的物理模擬技術旨在再現縫洞型油藏地下開采特征,明確剩余油分布規律,指導提高采收率研究方向,揭示措施方法的作用機制。隨著縫洞型油藏地質認識及多相流體流動規律研究的不斷深入,縫洞型油藏儲集體從地質構造和油藏工程多角度多層次進行了深度刻畫,然而室內物理模擬僅能根據研究需要從某一方面簡單描述縫洞型油藏的流體流動規律,始終無法利用室內小巖心充分模擬縫洞型油藏的儲運特征?？p洞型油藏室內物理模擬技術經歷了從簡單的二維特征模擬到復雜三維模擬、從單井縫洞模擬到縫洞單元模擬的發展[37-38],模擬手段與數據處理方法也從簡單的圖像識別、直觀觀察分析剩余油分布狀態,到目前實驗分析與流體力學模擬相結合的方法進行嘗試,實現了從模擬形狀相似、流體流動狀態相似及地層條件相似等多重吻合模擬,使得室內物理模擬與地層實際相似程度越來越高。

為了得到縫洞型油藏某平面的開采特征,許多學者早期根據地質條件建立了能在一定程度上反映儲層平面的簡單二維模型,旨在為作者的觀點進行驗證,多以理想可視化模型為主,難以擴大到油藏尺度進行指導性應用。李江龍和王雷等[39-40]采用有機玻璃板二維光刻模型進行了模擬實驗,觀測二維平面水流通道形成及剩余油分布情況,但模型模擬維度較少,溶洞與裂縫尺寸比例制定與實際儲層差別較大,模型壁面與實際碳酸鹽巖地層相似性較差。為了改善理想模型的模擬效果,碳酸鹽巖壁面特征及縫洞結構被引入室內物理模擬[41-45],利用碳酸鹽巖石塊鉆孔或切割等形式制作裂縫型或縫洞型擬三維巖心,結合巖心夾持器中的不同擺放形態,模擬真實地層的巖石壁面條件和縫洞型油藏結構,研究了縫洞結構對水驅特征曲線的影響和縫洞型油藏的堵水效果,實驗結果規律性較好?？p洞型油藏儲集體空間的強非均質性造成其在三維各個方向的差異性均較大,現有的二維模型或擬三維模型無法與地層實際相對應,一般用于驗證縫洞型油藏某些流動規律及其他相關研究成果。

在二維模型的基礎上,增加縫洞型油藏的模擬維度,使模擬效果更加接近實際油藏,三維縫洞型油藏室內物理模擬技術研究也經過了一系列的發展過程。從簡單的三維有機玻璃模型到現在相似度極高的碳酸鹽巖刻蝕模型,不但能夠模擬縫洞型油藏的局部連通結構,也能夠實現縫洞單元整個井組開發模擬,模擬技術科學性日益提高,模擬效果對現場的指導性越來越強。有機玻璃可視化三維模型首先被引入模擬三維縫洞型油藏,這種模型較為簡單,一般為一個或幾個溶洞通過一定寬度的透明長方體縫相連,形成縫洞型油藏簡單模型,模擬縫洞型油藏典型縫洞結構的開發規律。張東等[46]利用三維雙洞可視化物理模型研究了洞-縫-洞介質中水驅油注采規律研究,發現毛細管力能夠阻礙水流入裂縫,但模型概念化程度較高,是一個擬三維模型,模型僅在兩個維度上進行了模擬,也未考慮碳酸鹽巖壁面與有機玻璃壁面差異,模擬手段相對簡單。為了得到有效的三維模擬方法,呂愛民等[47]將規則的縫洞體向三維方向復制延伸,形成了多層三維網絡縫洞模型,但沒有充分考慮裂縫形態及縫洞尺寸差異,模擬效果與現場實際差異性較大。侯吉瑞等[48-49]從另一個角度出發,以實際井組地質解釋模型為基礎等比例縮小,制作了三維縫洞單元物理模型,并且考慮了不同層位的填充率,其模型流動方面盡量滿足雷諾數相等,模擬效果較好(圖2),然而此模型過分依賴縫洞型油藏地質解釋,對于分辨較差的地方模糊處理,僅能在生產動態上盡量模擬實際生產狀況,難以揭示局部提高采收率措施機制。另外3D地質模型重現技術也被引入縫洞型油藏物理模擬,利用已有的縫洞型油藏地質解釋模型進行輪廓重構,導入3D打印設備,進行地層縫洞輪廓構筑,此方法與侯吉瑞等研究方法類似[50-51],過分依賴對縫洞型油藏的地質解釋,而目前地質解釋方法難以分辨小于0.5 m的縫洞結構,這給3D重現地質模型帶來了難以克服的困難。

圖2 油藏原型各層縫洞結構示意圖與實物圖[48-49]Fig.2 Comparison of fractured vuggy structures between physical model and real core for each layer

縫洞型油藏室內物理模擬研究不但需要外形相似,更多地要求動力和流體運動相似,才能充分模擬油藏尺度下局部流體流動特征,指導縫洞型油藏提高采收率實驗研究,揭示提高采收率方法作用機制。王敬和劉中春等[50-51]根據油藏特點及縫洞中流體流動規律,引入相似理論及特征參數,從形狀、動力及流體運動三方面相似設計了以溶洞為基礎的縫洞系統(表1),特征參數一般包括配位數(即溶蝕孔洞所連通的裂縫條數)與填充程度(溶蝕孔洞的充滿程度),模擬主體以單一溶洞為基礎,進行局部流動和剩余油分布研究。這種方法其實是為了達到精確模擬地下縫洞儲集體的一種妥協,將大致相似的縫洞結構與流體流動形態進一步匹配,達到相似性模擬,是一種較為理想的模擬方法。相似理論方法主要包括形狀相似、流動相似、動力相似及特征參數相似。油藏尺度的形狀相似較為容易實現,借助油藏地質解釋數據復刻地層整體形貌,但小于0.5 m的區域仍是未來需要重點攻關區域。運動相似方面是室內模擬的重點和難點,碳酸鹽巖縫洞型油藏實際儲層空間特征尺寸不均一,縫洞發育復雜,內部充填程度及充填物不同,導致在實際注采比和注水速度條件下局部雷諾數差異較大,縫洞結構中內部流動復雜多樣,微觀滲流和宏觀管流并存,給物理模擬與實際流動相似性帶來巨大的困難[52-53]。動力相似方面,主要通過控制生產壓差、局部縫洞結構及模型材質進行相似性模擬,可實現手段相對較多。特征參數相似方面,配位數及填充程度表征縫洞型油藏的局部特點。配位數主要表征縫洞連通的復雜程度，充填程度則是溶洞內部狀態的表征。塔河縫洞型油藏的充填程度一般自上而下逐漸增加,這與其自上而下巖溶作用增強具有一致性[54-55]。目前物理模擬方法已能夠滿足從二維到三維物理模擬提高采收率實驗的需要,并且逐步有規律地進行了模型填充,模擬條件與實際油藏條件越來越接近,未來縫洞型油藏室內物理模擬技術的關鍵仍然是縫洞地質結構的精確描述。

表1 相似準數及物理意義

注:L1為模型特征尺寸,m;L2為油藏特征尺寸,m;D1為孔隙直徑,m;D2為油藏控制直徑,m;L為特征尺寸,m;D為孔洞特征尺寸,m;vw為水相流速,m/d;t為時間,d;L為長度,m;φ為孔隙度;Sw為水相飽和度;I為注入體積,m3/d;P為產量,m3/d;v0為油相流速,m/s;μ0為黏度,mPa·s;p為壓差,Pa;ρ0為油相密度,kg/m3;g為比例系數,9.8 N/kg;σ為界面張力,mN/m;ξ為配位數;η為充填程度。

3 縫洞型油藏剩余油分布

縫洞型油藏水竄規律及剩余油分布一直都是碳酸鹽巖油藏提高采收率研究的重點之一[56-58]。以洞、縫、孔為基本構成的縫洞結構直接導致了縫洞型油藏油水賦存復雜,油水界面分布受連通性和重力雙重影響,油藏內部并不是簡單的上層油下層水,這造成縫洞型油藏無法像砂巖油藏一樣分層系開發。另外這種復雜的油水分布和連通性導致了注入水易沿優勢流道突破,見水后波及體積難以增加,水驅采出效果差。以中國典型碳酸鹽巖縫洞型油藏——塔河油田縫洞型油藏開采現狀(圖3)為例,自2005年碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發開始,水驅可采儲量和水驅單元逐年增加,截至2015年底,塔河油田縫洞型油藏水驅可采儲量為4 011×104t,而水驅采收率基本保持穩定,且僅為14.9%。碳酸鹽巖縫洞型油藏累積注水單元為88個,單向受效單元69個,水竄導致注水效果變差和失效的單元30個,單向受效和水竄成為主要開發矛盾,大量的剩余油存在地下儲層,摸清剩余油精確分布已是進一步提高縫洞型油藏采收率的前提。

溶洞是縫洞型油藏基本構成之一,以溶洞為基礎的縫洞儲層也是高產井主要分布區,當注入水或底水驅替時,原油較易從溶洞頂部流入采出井,開采速度和原油黏度是影響剩余油分布的主要因素。劉中春等[51]利用單一圓筒狀容器模擬溶洞,證實了底水驅時流動通道尺度差、油水黏度比及開采速度增大導致水錐高度增加,而水錐高度越高采出程度越低,表明實際鉆遇溶洞的油井中,當含水率達90%時,油水界面已接近井底。實際鉆探過程中溶洞鉆遇率較高,且大部分溶洞有一定的填充物,這也是影響剩余油分布的主要因素之一。王敬等[50,59]利用可視化金屬腔體模擬溶洞,在金屬模型側面有規律地打通孔模擬裂縫,得到不同組合形式的碳酸鹽巖縫洞模型,研究發現重力分異是決定縫洞型油藏采收率的主要因素,油水置換是溶洞中剩余油開采的主要機制,這導致溶洞出口的最低點決定以溶洞為基礎的縫洞局部無水采收率,而最高點控制水驅最終采收率,兩點間的裂縫連通形式決定了含水上升規律。在單一溶洞的基礎上向三維方向擴展,形成了三維復雜縫洞結構,結合碳酸鹽巖的壁面特征,王敬等[60]將碳酸鹽巖柱狀巖心進行切割鉆孔,制作了具有一定規律的縫洞組合體。通過研究發現水驅后縫洞型油藏剩余油主要分為閣樓油、封存油、油膜、角隅油、盲洞油等,其剩余油儲量取決于縫洞型油藏最上部連接點位置高低,這與前期研究一致[50]。重力分異對縫洞型油藏影響遠大于砂巖油藏,這直接導致了縫洞型油藏局部高部位存在大量的閣樓油。復雜的縫洞連通關系造成了注入水繞流產生封存油和盲洞油,縫洞連通程度越低,封存油和盲洞油越多。另外,由于巖石表面的潤濕性和原油黏度影響,巖石表面的油膜也是剩余油的重要組成部分,油濕表面油膜量較大,水濕表面油膜量小。閣樓油、封存油和盲洞油是縫洞型油藏主要的剩余油分布形式。在縫洞單元層面,侯吉瑞等[48-49]基于實際縫洞單元多井注采模式,設計加工了縫洞單元物理模型,研究了縫洞單元內油井含水率變化,發現油井含水率上升類型分為緩慢上升型、階梯式上升型和暴性水淹型3種類型,井網注水能夠在一定程度上抑制底水上升,減少點狀出水,控制底水錐進?，F階段剩余油開采存在兩個主要矛盾:一是重力分異產生的閣樓油與驅替介質的高密度矛盾;二是平面上優勢水流通道的形成與流道調整技術的缺乏矛盾,次要矛盾是水驅過程中油藏巖石表面剩余油與注入水無效循環之間的矛盾。如何解決現階段主要矛盾是實現碳酸鹽巖縫洞型油藏大幅提高采收率的基礎。

圖3 塔河油田縫洞型油藏注水開采現狀Fig.3 Development situation of water injection in fracture-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield

4 縫洞型油藏提高采收率方法

針對碳酸鹽巖縫洞型油藏重力分異產生的閣樓油與驅替介質的高密度矛盾,注氣和泡沫提高采收率是目前常用的方法[61-62]。注氣法主要依靠注入地層中的氣體與原油混合,利用重力分異作用,置換高部位剩余油,形成人工氣頂、補充地層能量、擴大波及體積,從而提高縫洞型油藏采收率。該技術于2012年在塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏中開始試驗,累積試驗123口井,累積產油16.13×104t,解決了縫洞型油藏高部位“閣樓油”開采難題,創造了巨大經濟效益[63]。另外根據選用注入氣體的不同性質,有針對性地對原油降黏或酸蝕地層,達到油藏高效開采的目的。王建海等[64]利用氮氣+二氧化碳吞吐的方法對TH12263井進行了提高采收率先導性試驗,初期日產油量由10 t上升到18.6 t,摻稀比從3.4∶1下降到1.9∶1,證明注氣提高碳酸鹽巖縫洞型油藏采收率技術的可行性。注氣雖然能夠有效解決“閣樓油”難題,但也存在強烈的重力分異效果,造成明顯的氣竄優勢流道。借用砂巖油藏的水動力學方法,采用水氣交替注入減弱氣竄影響。苑登御等[65-66]利用巖心刻蝕方法,建立了縫洞型油藏復雜地質結構模型,模擬縫洞型油藏水驅開發后,注氮氣和水氣交替注入兩種措施提高采收率效果研究,發現水氣交替注入比注氮氣采收率增值高1%～2%。水氣交替注入在一定程度上能夠擴大氣體在縫洞型油藏中的作用范圍,但作用效果較砂巖油藏弱。為了進一步解決縫洞型油藏相對較高部位剩余油問題,注泡沫提高采收率顯示出一定的優勢。由于不同的氣液比可形成不同表觀密度的泡沫,從而有針對性地提高油層中上部采收率。李海波等[67]利用二維可視化物理模型模擬碳酸鹽巖縫洞型油藏底水驅開發和注氮氣泡沫啟動剩余油研究,證實了泡沫體系能夠在重力分異的作用下持續頂替較高部位原油,提高油藏原油采出程度。王建海等[68]進一步利用可視化縫洞模型模擬油藏開發和增產措施效果,優化出碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率的最佳方法為泡沫驅,其次為水氣交替注入,最后為氣驅,實驗結果與苑登御等[65-66]研究相似。泡沫流體的密度可控性使得其室內提高油藏采收率效果比單獨水驅和單獨氣驅好,但其工藝措施復雜且泡沫體系本身的穩定性較差,造成注泡沫未在礦場進行大規模推廣,仍處于前期礦場試驗階段。

針對平面上優勢水流通道的形成與流道調整技術的缺乏矛盾,縫洞型油藏流道調整技術被列為國家科技重大專項子課題之一,旨在控制水(氣)驅優勢流道,解決注入水(氣)沿優勢流道無效循環問題,擴大水(氣)驅波及體積。前期的流道調整試驗主要借用砂巖油藏堵水調剖的思路,許多專家學者[69-71]有針對性地進行室內實驗和礦場試驗,證實了流道調整的有效性。鑒于中國西部縫洞型油藏高溫高鹽的苛刻地層條件和大尺度縫洞地質環境,傳統凍膠類調流劑難以應用,而顆粒類調流劑的物化性質相對穩定,具有一定的優勢。戴彩麗課題組聯合中石化西北油田分工司研制了粒徑可控、密度可調、油水選擇性較好的調流劑顆粒體系已初步進行了礦場試驗,初期對6個注采井組進行流道調整試驗,4個注采井組取得了良好效果,措施成功率達67%,為后續完善流道調整技術堅定了信心。

5 認識與展望

中國碳酸鹽巖縫洞型油藏地質構造十分復雜,油藏條件苛刻,油藏高效開發國內外可借鑒技術較少,提高采收率研究依然處于初級階段。結合碳酸鹽巖縫洞型油藏開發現狀及提高采收率相關技術研究進展形成了以下4方面認識。

(1)縫洞型油藏儲集體精細描述與儲運特征分析依然是提高采收率研究的核心基礎,著重攻關小于0.5 m的縫洞精細結構描述,明確不同尺度下縫洞型油藏的儲運特征,是實現縫洞型油藏提高采收率的關鍵。

(2)現有的縫洞型油藏物理模擬方法相對較為完善,模型的設計加工技術成熟,但缺乏與之相匹配的理論方法。目前縫洞型油藏物理模擬方法的理論依據和所得結論多以相似性描述為主,理論通用性較差,無法達到指導礦場開采的目的。

(3)碳酸鹽巖縫洞型油藏非均質性極強,剩余油主要分布在構造上部及連通屏蔽區域?？p洞型油藏高效開發主要存在兩個系統矛盾，一是重力分異產生的閣樓油與驅替介質的高密度矛盾;二是平面上優勢水流通道的形成與流道調整技術的缺乏矛盾。

(4)目前縫洞型油藏提高采收率方法相對較少,縱向上利用氣體密度優勢驅替高部位剩余油,礦場推廣效果較好;平面上利用流道調整技術進行了擴大波及試驗,效果較好,具有廣闊的推廣價值。

隨著碳酸鹽巖縫洞型油藏勘探開發技術的進步,預計未來繼續在儲集體類型、物理模擬和剩余油精細描述方向加大投入。由于縫洞型油藏的非均質性極強,地震技術難以對局部結構進行精細推測和描述,多井聯合測井和井底成像技術將得到推廣,對地下縫洞發育形態進行精確測繪,然后借助3D打印技術進行油藏構造再現,最后通過室內物理模擬技術優化最佳提高剩余油采收率方法。注氣主要解決了“閣樓油”難題,但在水平方向提高采收率存在一定的不足,氣體與原油的密度差較地層注入水與原油密度差更大,氣體流度較水流度大,這將導致注氣平面優勢通道發育比注水優勢通道發育更嚴重,且氣體的攜帶能力極差,后續氣竄優勢通道的調整技術更為苛刻。流道調整配合注水是未來縫洞型油藏提高采收率技術的發展方向。

流道調整配合等密度流體驅替技術將是未來縫洞型油藏提高采收率研究的潛力所在。流道調整技術解決了因流度差異造成的平面竄流通道發育難題,使驅替介質能夠在平面上均勻推進。等密度流體克服了因重力分異導致的底部水竄通道和頂部氣竄通道發育難題,解決了縫洞型油藏縱向波及問題,能夠充分啟用中部油層。結合等密度流體和流道調整技術優勢,研發等密度流體與調流劑是實現大幅度提高縫洞型油藏采收率的關鍵。中國西部碳酸鹽巖縫洞型油藏大多地層條件苛刻,溫度高于125 ℃,礦化度大于20×104mg/L,嚴重制約等密度流體和調流劑研發。等密度流體將以水基稀泡沫、水基低密度復合流體為潛力研究方向。調流劑將以密度可調、粒徑可控、選擇性好、能夠實現聚結膨脹的復合有機顆粒為潛力研究方向。