塔里木盆地深層碳酸鹽巖縫洞型油藏體積開發實踐與認識

焦方正

（中國石油天然氣集團有限公司，北京100007）

0 引言

中國陸相碎屑巖油藏經過近百年的勘探開發，尤其是近60年的開發實踐，創造性地解決了許多復雜地質和開發工程難題，在開發理論和開發實踐兩個層面取得了巨大成功。中國陸相油田多油層非均質油藏的特殊性，決定了在該條件下實施有效開發，必須進行分層研究，因而“分層開發論”是陸相油田開發的根本性理論[1]。而海相碳酸鹽巖油氣田的勘探開發，尤其是以不均勻縫洞體為原油主要儲集和開發單元的縫洞型油藏，無論是在開發理念、開發技術和開發方式上，還是在儲集層結構描述、滲流機理認識等方面均與傳統的層狀碎屑巖油藏、裂縫-孔隙型碳酸鹽巖油藏完全不同[2]。

塔里木盆地碳酸鹽巖縫洞型油藏是一種特殊類型的油藏，其儲集層多由巨型、大型洞穴及大裂縫組成，溶洞體尺寸小的為數米、大的達數十米，多為“廳堂型”或“長廊型”溶洞，洞內被不同成因的固體充填，洞縫分布無序，開發難度極大。此類油藏開發在物探工程、鉆井工程、儲集層改造、油藏工程及提高采收率方面均無任何先例，針對縫洞型油藏縫洞體形態不規則、規模大小差異懸殊、油水關系復雜的特點，相關研究人員從三維縫洞體的識別和結構描述入手，不斷總結油田開發經驗，深化對不同規?？p洞體開發特征、分布規律的理論認識，無論是理論方面還是應用方面均取得了長足的進步。

通過多年探索、研究和實踐，塔河油田的開發工作者創造性地提出了碳酸鹽巖縫洞型油藏“體積開發”理念，構建了以“三維縫洞體為中心，多井型體積開發動用、多工藝手段體積開發挖潛、多注入介質立體注采提高采收率”為核心的縫洞型油藏體積開發技術和管理模式，實現了對同一縫洞體或不同方位縫洞體全方位、全過程的體積動用和開發挖潛[3-8]?！笆濉逼陂g塔河碳酸鹽巖油藏原油年產量保持在600×104t以上。截至2018年底塔河碳酸鹽巖油藏累計動用地質儲量9.1×108t，增加可采儲量1.4×108t，實現了此類油藏的持續上產和高效開發。

1 塔河縫洞型油藏開發的特殊性

1.1 縫洞單元的概念和含義

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏類型十分特殊，油藏埋深5 350～6 200 m，儲集層由十分致密、不含油的基質以及其中所包含的經歷了多期構造運動、多期巖溶作用所形成的縫、孔、洞組成，其空間組合形態復雜多樣且尺度相差極為懸殊，包括微米級的溶蝕孔、毫米級的裂縫、數米甚至數十米級的溶洞體，其尺度相差6～7個數量級；溶洞初期為空腔，但受后期垮塌、充填等作用，溶洞內部儲集空間的形態進一步復雜化，溶洞體內部儲集空間減少，甚至消失；同時溶洞儲集體內油水分布形態各異，與傳統的層狀連續分布的砂巖油藏完全不同。

開發實踐證實，塔河奧陶系油藏原油的主要儲采單元由數百個儲量規模不等的縫洞單元組成?？p洞單元是指在分布廣泛的、滲透性極差的基質分割下，由一個或多個被裂縫系統溝通的溶洞所組成的具有統一水動力系統的集合體。其中大型溶洞為主要的原油儲集空間，裂縫系統作為溶洞間的連通通道，同時也是次級的儲集空間，縫洞單元內部的結構非常復雜。塔河油田主體區為加里東期和海西期巖溶的疊合改造區，發育典型的風化殼巖溶地貌，大型溶洞體受古裂隙、古斷層、古水流等地質和環境因素控制，溶洞體空間分布非均質性極強，各縫洞單元內油水關系自成系統。溝通獨立溶洞體的油井初期產量高，但產量遞減快，而溝通多個連通溶洞體的油井不但產能高，且有一定穩產期。塔河油田南部斜坡區為加里東期巖溶發育區，溶洞體具有順斷裂帶發育的特點，溶洞的規模相對主體區較小，整體連通性相對較差[9-10]。

1.2 “體積開發”的理念和含義

針對塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏開發的特點，筆者通過長時間的探索和思考，提出了該類油藏“體積開發”的理念，有2個層面的含義。

①從這類油藏開發的流動機理來看，和陸相碎屑沉積形成的多層油藏的流動機理完全不同?？p洞單元內所包含的溶洞、裂縫和溶孔具有不同的尺度，各自的流態具有較大的差異性，服從不同的流動規律。微、小尺度的裂縫和溶孔內流體的流動服從達西定律，中等尺度的裂縫和溶洞內流體的流動服從非線性達西定律或管流，而作為儲集主體的大型溶洞，其內為空腔，流動服從Navies-Stokes方程描述的空腔流，空腔中油水兩相的界面隨開采時間的延長不斷上升，表現為動界面[11-13]。

當生產井鉆開溶洞投入生產后，井底流壓降低，壓降迅速傳播到包括裂縫系統和溶孔等介質的整個縫洞單元，這些尺度不同介質內的流體均按各自的流動規律流動，逐步進入油井所在的溶洞，整個縫洞單元內的流體整體流動并逐步通過油井采出。這是“體積開發”的機理之一。

如果溶洞內具有原生地層水或底水，則溶洞內呈現一個油水界面，當地層流體通過裂縫進入溶洞空腔后，無毛細管阻力，流動阻力很小，流體的驅動力以重力為主，所有進入溶洞的流體（油、水）因密度差將迅速重力分異，水向下流動，油向上流動，油水界面發生變化，隨著生產時間的延長，油水界面上移，推動上方的原油流向油井；當注入水進入溶洞時，同樣因油水密度差的重力分異作用，油水快速分離，水的下沉將使油水界面上升，在保持足夠地層壓力的條件下，推動上方原油進入油井而采出。由此可以看出無論是衰竭開采或是注水開發，大、中型溶洞內油水兩相流動主要表現為縫洞體內油體和水體的空間置換，這是溶洞內油水兩相流動的主要規律，也是縫洞型油藏“體積開發”的機理之二。

②在縫洞型油藏開發中實現對井控規?？p洞體和井周圍縫洞體儲量的逐“體”動用，實現縫洞型碳酸鹽巖油田管理模式上的“體積開發”。

經過20年多年的研究和勘探開發實踐，對縫洞型油藏的認識不斷深化，碳酸鹽巖縫洞型油藏的滾動開發評價、儲量的體積動用以及剩余油的立體開發提高采收率等技術取得了長足進步。通過對不同規模、不同形態縫洞體的立體雕刻描述，井-洞位置關系以及縫洞空間配置關系的再研究，縫洞體內部連通關系的再認識，采用多種開發井型（直井、大斜度井以及短半徑側鉆水平井等）實現了對井控規?？p洞體、井周圍縫洞體儲量的體積控制和動用；利用深穿透酸壓、體積酸壓、高壓注水+酸化技術實現了對井周圍縫洞體的多次立體動用和挖潛；利用水、氮氣介質的密度差，形成了立體開發縫洞體底部及周邊、洞頂“閣樓型”剩余油的提高采收率技術，建立了獨具特色的縫洞型油藏體積開發管理模式，實現了高效、有序開發。

2 塔河縫洞型油藏體積開發的關鍵技術及認識

2.1 縫洞體立體刻畫及儲量動用體積開發技術

2.1.1 縫洞體的三維空間刻畫技術

由于縫洞體埋藏較深，加之地震資料分辨率有限，給縫洞體的識別和預測帶來了困難。近年來隨著三維高分辨地震采集、深度偏移技術不斷進步，對縫洞體的地震響應特征認識也更為清晰。依據高精度三維地震成像處理、正演模擬以及對高產縫洞體地震反射特征的對比總結，認識到地震剖面的串珠狀反射是溶洞最典型的特征。開發部署中優選具有串珠強反射、雜亂反射以及強振幅變化率等特征的區域進行縫洞體識別和井位設計[14-15]。集成創新了縫洞體多屬性體融合技術（振幅、波阻抗、分頻和不連續性等）、三維可視化技術及種子點追蹤技術等，開展不同深度地震反射異常體幾何形態、空間分布的立體刻畫研究，實現了對地下不同形態縫洞體三維連通關系、縫洞配置關系的立體表征，并對縫洞體視體積進行計算，對縫洞的儲量規模進行評估（見圖1、表1），使縫洞體的識別及預測從平面發展到三維，為利用多種開發井型（直井、大斜度井、水平井以及短半徑側鉆井）和深穿透酸壓、體積酸壓、高壓注水+酸化等工藝技術手段對井周圍、井間縫洞體的體積開發和多次立體挖潛奠定了基礎。

2.1.2 縫洞體體積開發井位部署方式及認識

圖1 利用三維地震資料雕刻的縫洞體空間分布圖

表1 不同縫洞體視體積與地質儲量計算表

利用鉆井手段進行縫洞體體積開發的內涵是：針對縫洞體分布復雜、規模不等、尺度差異大的特點，縱向上采用直井一次控制并動用不同深度的多套縫洞體，平面上采用直井+多次側鉆技術，對井周圍縫洞整體控制、逐次動用，從而形成“平面一井多控，縱向一井多洞體”的體積開發布井方式，以實現對縫洞體的最大體積控制和高效動用開發。經過多年的開發實踐，逐步形成了按洞體布井、逐“體”開發、滾動建產的產能建設模式，井位部署上按照“以好帶差，好差兼顧”原則，以鉆探規?？p洞體為目標，兼顧中、小縫洞體，針對不同規模、不同深度的縫洞體，實行整體控制，分批動用，按洞體開采。

“十二五”期間，采用體積開發布井方式進行了縫洞體的逐個動用、逐體開發，直井合計動用682個集群縫洞體，建產能432×104t；側鉆井動用97個中、小縫洞體，新建產能約72×104t，新增可采儲量270×104t。

2.1.2.1 平面控制和動用

針對風化殼以下0～60 m內的大型縫洞集群以及相對獨立的中、小縫洞體，分2種情況進行部署動用（見圖2）：①優選大縫洞集群中心的大溶洞上部部署直井優先動用，后期利用短半徑（距中心井水平位移小于200 m）定向側鉆方式，逐次動用大溶洞體內部的剩余油；②針對井周圍相對獨立的縫洞體（距中心井水平位移在200～800 m），根據目標縫洞體的儲量規模、井網控制程度，采取“先近后遠、先大后小”的原則，對原井眼周圍360°范圍內不同深度/規模的縫洞體，采用套管開窗、裸眼短半徑側鉆等方式，進行逐體動用和開發。利用定向側鉆技術不僅增加了鉆遇縫洞體的幾率，也提高了油井的建產率，為縫洞資源的體積開發提供了有效方法。如TK821XCH3直井測試干層，未建產；第1次向原井眼正北側鉆，投產后累計產油0.2×104t，后因井底砂埋關井；第2次向原井眼西南側鉆，投產后累計產油0.9×104t，后因供液不足關井；第3次向原井北東側鉆，累計產油1.9×104t，實現了井周圍3套縫洞體的逐“體”動用。

圖2 多洞多靶向立體開發側鉆布署圖

2.1.2.2 縱向控制和動用

對于風化殼以下60～200 m甚至更深的縫洞體，利用直井或大斜度井整體動用，進行分洞體開發。即利用直井縱向上盡可能多穿縫洞體，按照先下后上原則，逐級上返動用不同深度的縫洞體。對于利用直井無法一次動用的縫洞體，采用大斜度井“擦頭皮”方式一次實現對多個縫洞體的控制和動用（見圖3）。

圖3 直井+側鉆大斜度井縫洞體體積開發模式圖

塔河油田北部風化殼巖溶區縱向發育多套縫洞體，局部發育多套暗河管道，縫洞鉆遇率達51.3%，平均洞高達8.6 m。儲量動用方式上，多采用直井或大斜度井進行立體動用，如塔河T738井鉆遇2套縫洞體，第1套縫洞體位于風化殼之下127～155 m，采用酸壓完井，累計產油11×104t；第2套縫洞體位于風化殼之下38～50 m，射孔酸壓完井，累計產油2×104t，共計產油13×104t，取得較好開發效果。而塔河南部區塊、躍進區塊及順北地區的縫洞發育明顯受斷裂帶控制，形成了“窄、長、深”的“板狀體”縫洞[16-19]，這為縫洞體的縱向體積開發提供了可能。開發實踐證實，針對走滑斷裂帶不同溶蝕變形段的縫洞發育特點，在擠壓段主要考慮在破碎帶內部部署水平井（或大斜度井），通過兩翼多次側鉆動用不同深度的縫洞體；對于走滑斷裂的平移段、拉分段則考慮在斷裂帶邊部部署水平井斜穿斷裂帶，通過縱向不同深度多次側鉆，實現多個優勢縫洞體的體積動用。

2.2 井周圍縫洞體的體積開發挖潛技術及認識

塔河油田開發初期，鉆井放空漏失后直接投產井為31%，大約70%的井無法直接鉆遇大型溶洞體求產，需通過儲集層改造（酸壓、酸化以及高壓注水等）建立或改善井筒與井周圍縫洞儲集體的連通關系，實現對縫洞型油藏的立體開發、挖潛。開發實踐中以縫洞體雕刻的空間模型為基礎，按照“立體改造、體積開發”的理念，不斷創新技術和工藝，形成了一套行之有效的縫洞體體積改造、挖潛技術，實現了對井周圍儲量的“體積”動用和開發。針對縫洞體發育、洞體間連通性相對較好的風化殼區，遵循“深穿透、高導流、單一縫”的酸壓改造理念，通過引入緩速酸液體系及提升施工規模，有效酸蝕縫長提升至120 m，增加了溝通天然縫洞的概率，滿足了塔河主體區油氣開發的需求。油藏研究結果顯示，部分開發井縱向上存在多套溶洞體，這為分洞體酸壓，逐“體”求產提供了物質條件，為此發展了以控縫高為核心的“上返酸壓”、“下返酸壓”技術體系，實現了對縱向多套洞體的立體動用。如塔河S67井縱向上發育2套洞體，分別位于風化殼以下0～50 m和200～220 m；對S67井深部井段射孔酸壓，投產后累計產油28×104t后高含水關井，隨后對淺部縫洞體采用小規模酸壓的方式改造投產，累計產油4.78×104t?！笆濉逼陂g，上返/下返累計施工189井次，成功率67%，累計產油170×104t。

針對塔河外圍區斷控縫洞體井周圍非主應力方向縫洞體無法全方位動用的問題，發展形成了體積酸壓技術，通過酸液預處理、縫內暫堵轉向激活天然裂縫等手段，將改造方向單一的“傳統酸壓”技術發展為較大范圍“復雜縫體積酸壓”的改造技術，酸壓作業深度達7 320 m，有效酸蝕縫長達到140 m，實現了主應力方向小于45°、距離小于80 m范圍內縫洞體的體積溝通動用。該技術現場應用33井次，累計產油34.9×104t。1999—2015年間，塔河油田累計酸壓2 277井次，累計動用儲量3.5×108t，累計產油2 490×104t。

針對累產低、供液差的300余個孤立縫洞體，體積挖潛的主要技術思路是以形成近井地帶的流動通道、溝通遠井未動用儲量為目標，形成了高壓注水、小定容體擴容酸化等技術，對遠井、井間的縫洞體進行立體挖潛，現場應用53井次，增油8.6×104t，取得了顯著效果。

2.3 能量補充和剩余油的體積開發技術及認識

2.3.1 縫洞單元依靠天然能量實施體積開發

對于單一縫洞單元，如果主要依靠彈性能量進行衰竭開采，因彈性能量非常微弱，單井單洞的油井產量遞減很快，遞減率高達40%～50%，相應采收率很低，一般只有3%～5%；對于較大規模的多洞集群而言，天然水驅的可能性較大，但天然水驅能量的補充仍不充足，開發指標雖有好轉，但不理想，一般采收率可增至10%～15%，平均只有12.4%。因此，必須盡最大可能進行注水，保持地層壓力，進而提高采收率。

2.3.2 注水、注氣體積開發剩余油技術

2005 年以來，通過對注水開發機理的研究、井洞空間關系的再認識，向溶洞體內注入高密度的地層水進行注水吞吐，實施“注水-悶井-采油”為一個周期的注采循環，利用地層水注入溶洞后快速發生重力分異、水下沉抬升油水界面來實現體積開發，經過多次吞吐逐步提高溶洞體的原油采收率。

①首先對油田內500余個大、中、小型縫洞單元體開展儲量規模、天然能量以及連通性的分級分類評價，在此基礎上實施單洞體單井注水吞吐來驅替原油。如塔河油田第1口注水吞吐井（TK741井）鉆遇一個地質儲量為4.5×104t的孤立溶洞，于2004年4月投產，初期原油日產最高達430 t，轉抽后因供液不足，不能正常生產而長期關井。在天然能量開發階段該井遞減非?？?，累計產油只有2 724 t，采出程度僅為6.1%。2005年3月實施注水吞吐，共吞吐15個周期，累計注水2.31×104t，累計增油6 375 t，采收率提高14.2%。

②對于多個溶洞體組成的大型集群，根據縫洞結構連通性及注采井之間的匹配關系，提出不同典型單元采用不同的注采關系、注水方式及注采參數優化方法，形成了“低注高采、縫注洞采”的注水關系配置與非對稱不穩定注水開發技術，建立了縫洞型油藏“立體-差異化”注水補充能量的開發模式。目前已在642個單縫洞體、126個多縫洞單元體開展了注水體積開發，階段采收率提高2.45%。

③注水開發情況下，當油水界面抬升至油井底部進液口時，注入水水竄進入油井，原油產量呈斷崖式下降，含水急速上升，這時油井底部進液口上方的原油將成為該井在注水方式下無法采出的剩余油，稱為“閣樓油”。動用該類剩余油，必須改變注入介質，把注水改成頂部注氣，利用油氣的重力分異作用，在洞體高部位形成油氣界面，驅替“閣樓油”流入油井采出，進而提高采收率。在塔河油田通過實驗評價優選出易壓縮、膨脹系數大、密度低的氮氣作為頂部氣驅介質，利用氮氣與原油在油藏中的密度差異實施體積開發，動用水驅無法開采的洞頂“閣樓油”（見圖4）。該體積開發方式首次在TK404井孤立溶洞中試驗取得成功，隨后應用到多井單元，形成了不同縫洞組合模式下的單洞體和多洞單元注氮氣開發技術，這種將注水與注氣相協同驅替縫洞體中原油的開發技術，實現了縫洞型油藏剩余油的體積開發，大幅提高了采收率。目前現場已在505個單洞體、48個多井縫洞單元實施了注氮氣開發，階段采收率提高2.16%。

圖4 注水與注氣協同驅替縫洞體內剩余油開發模式圖

3 結語

通過多年開發實踐和理論研究，針對以大型溶洞體為開發對象的縫洞型油藏，創新性提出了縫洞體的體積開發理念，根據流體力學中油水兩相空腔流的動界面理論，明確了體積開發的流體流動機理；并且采用地球物理、鉆井工程、酸壓改造等多種提高采收率的工程手段，探索并建立了以“縫洞單元體為開發管理單元，按縫洞單元體進行開發，逐體動用”的體積開發理論和技術，指導了塔河縫洞型油藏的科學開發、高效開發。

基于縫洞體三維空間分布的精準刻畫，利用直井、斜井、水平井等多種井型對井周圍或不同深度的井控縫洞體進行逐“體”動用開發，形成了“平面一井多控，縱向一井多洞體”的體積開發布井方式，實現縫洞體的整體控制與分批、分洞體的高效動用。

按照“立體改造、體積開發”的理念，不斷創新技術和工藝，形成了“深穿透、高導流”緩速酸液體系、“復雜縫體積酸壓”改造工藝等行之有效的縫洞體體積改造、挖潛技術，提高了井與周緣天然縫洞的溝通概率，實現了對井周圍儲量的“體積”動用和開發，現場應用增油效果明顯。

碳酸鹽巖縫洞型油藏注水、注氮氣提高采收率具有其特殊性，通過對注入介質開發機理、井與洞體的空間關系、縫洞結構連通性以及注采關系等的再研究、再實踐，根據油水、氣油密度差重力分異原理，創立了利用注入水動用縫洞體中的中、下部原油，利用注氮氣動用水驅無法開采的洞頂“閣樓油”的開發方法，從而實現對單縫洞體或多縫洞單元體的能量補充和剩余油的體積開發。

體積開發管理模式是實現碳酸鹽巖縫洞型油藏高效開發的保障?？p洞型油藏開發的基本程序遵循“全過程評價、層次化開發、逐步深化”的基本原則，開發過程以縫洞單元體的空間配置、儲量大小為基礎，采用多種開發井型、多種工藝技術手段、多類型的注入介質實施縫洞體的全方位、全過程的體積開發和挖潛。

致謝：本文的相關研究工作得到了中國石油、中國石化及其下屬企業的大力支持；在成文過程中得到了韓大匡院士的熱忱指導，及中國石化西北分公司漆立新、魯新便等同志的熱心幫助，在此一并表示感謝。