塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究

任爱军 （西北油田分公司塔河采油三厂，新疆 轮台841604）

塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究

任爱军 （西北油田分公司塔河采油三厂，新疆 轮台841604）

塔河油田托甫台区块目前正处于建产能阶段，区块多数投产井初期获得高产能，但产能递减快，稳产难度大。利用区块各种测试资料和地质研究成果，对各缝洞单元产能、含水及地层压力的变化规律进行了系统分类研究。根据各缝洞单元开采特征的多样性，将区块缝洞单元划分为4种类型，针对不同类型缝洞单元提出了目前开发阶段的开发技术对策，包括开发方式、合理产能及单元注水等各种调整措施等，为国内外同类油藏的开发提供借鉴。

塔河油田；缝洞型油藏；开发技术对策

1 油藏概况

塔河油田托甫台区块位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南倾末端。托甫台区块属于大型碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏，油藏的储渗空间主要由大小不同的溶洞、裂缝带、溶蚀孔隙和微裂缝组成。油藏储集体类型按照组合关系划分为：溶洞型、裂缝－孔洞型及裂缝型3种类型。其油水关系复杂，不同缝洞单元具有不同油水界面，油水界面主要受到构造控制并受断层的影响；储层非均质严重，是由多个缝洞单元组成的、三维空间上相互叠至的多油水系统的复合油藏［1～4］。下面根据该区块开发特征，提出相应的开发技术对策。

2 开发特征

塔河油田托甫台区碳酸盐岩油藏储层无论是在横向还是在纵向上均存在极强的非均质性，区块各缝洞单元的复杂性必然造成动态特征的多种多样。因此，无论是油藏能量、含水变化，还是产量变化特征均呈现出多样性。

2.1 产能变化特征

区块初期多数油井获得较高产能，但平面分布差异较大，且多数井递减快，稳产难度大。根据单井产能的变化特征，其产量变化可划分为稳定型、一般递减型及快速递减型3种类型。稳定型油井通常上产或相对稳产时间大于6个月，生产一段时间后，多数井受油藏能量影响，产量递减较缓。一般递减型油井初期稳产期短，小于6个月，产量递减较快。快速递减型油井投产后受能量或含水因素影响，无稳产期，初期产量递减快，多数油井初期月递减率大于20%。

稳产型油井多分布在构造高部位或局部发育鼻凸部位，钻遇的储集体规模大、连通性好、底水能量充足。快速递减型油井多数分布在构造斜坡或局部岩溶低洼部位，由能量衰竭引起递减的油井多钻遇储集体规模小、连通性差，由含水上升引起递减的油井钻遇储集体含油高度小、底水发育且初期油井工作制度偏大。

2.2 含水变化规律

根据油井含水率随时间的变化规律，将托甫台区油井含水上升规律分为5种类型：缓慢上升型、台阶上升型、台阶下降型、暴型水淹型及含水波动型。托甫台区块油井含水变化受控于油藏的地质模式，其中主控因素为缝洞的发育程度及与底水的沟通方式，其次为油井的工作制度。

缓慢上升型油井多数由于生产层段下部存在比较致密的隔层；台阶上升型油井在纵向上存在多个生产层段，与附近高渗层沟通，生产层段之间存在局部的致密隔挡层；暴型水淹型油井钻遇的储集体一般都有天然的或是人工的大型裂缝与下部底水沟通；台阶下降型油井所在储层孔、洞发育，具有多套油水系统相互作用影响，水体能量较小，油井进行提液后，产油量增加，含水下降；波动型油井钻遇储层孔、洞、缝不发育封，存于储集单元内的罐状水体或蜂窝状水体，分布局限且能量不大。由于托甫台区块多数井区生产井段底部多发育致密段或水体体积有限，区块含水主要以缓慢上升及台阶上升型为主。

2.3 能量变化特征

托甫台区奥陶系油藏自2003年6月投入开发，一直采用天然能量开采，在油藏埋深6450m处原始地层压力为71.4MPa。从整体上看，塔河油田托甫台区投产初期生产井较少、压降较小；在产能上升阶段，由于投产油井数增加，区块能量补充不充足，部分单元压力下降较快。托甫台区不同缝洞单元具有不同的压力系统，因此，不同缝洞单元压力变化差别较大。目前，托甫台区平均地层压力为66.7MPa，总压降为4.7MPa，压力保持水平93.4%；地层压力水平较高，说明地层具有一定能量，但局部单元差别较大。根据天然能量评价标准，无因次弹性产量为8.54，每采出1%地质储量压力下降0.95MPa，托甫台奥陶系油藏地层能量为具有一定天然能量。

托甫台区各单井主要利用静压、油压、流压、动、静液面变化评价单井能量强弱。通过统计油井无水采油期自喷每采出万吨油量油压下降值、每采万吨液量流压下降值 （流压测试资料）、机采井动液面每下降100m采液量及参考各单井产液量变化及累积产液量 （如表1所示），最终对托甫台各井天然能量划分为4个等级：充足、较充足、一般及不充足。从现场情况看，该分类符合开发技术政策的确定，符合现场应用。

表1 托甫台区油藏单井能量分类标准表

2.4 不同类型缝洞单元开采特征分类

根据各缝洞单元初期及目前产能大小、产能变化、含水及能量状况等开采特征总结分析 （如表2所示），将区块缝洞单元划分为4种类型。不同类型缝洞单元具有不同的开采特征，为下步区块井位部署及开发调整工作提供依据。

表2 不同类型缝洞单元开采特征表

3 开发技术

3.1 开发方式

根据托甫台区不同缝洞单元的地质情况和能量状况存在较大的差异性，针对不同类型单元的具体特点，采用不同的开发策略。目前塔河油田奥陶系油藏已开发区表明，开发早期依靠天然能量，后期单井注水替油和多井单元注水开发是主要能量补充方式，取得了比较好的开发效果。针对托甫台区块中能量充足的一类缝洞单元和开采时间较短的二类缝洞单元，主要利用天然能量开采，严格控制其油嘴大小，减小水锥风险；对于能量不充足的缝洞单元，在采用天然能量衰竭式开采，后期通过注水恢复地层压力，采取多轮次注水替油的开采方式进行生产。

3.2 单井合理产能

托甫台区奥陶系碳酸盐油藏各缝洞单元之间及单元内各井储集体结构不同，因此不存在统一的合理产量。油井初期合理产能主要通过系统试井，总结邻井构造、断裂、地震反射特征及生产特征进行类比确定。随着油藏的不断开采，油水界面逐渐上升，油井含油高度在不断减少，合理产量也在不断变化，不应为定值。因此，目前油井的合理产量应该低于以上的初期合理产量值，主要通过动态监测资料、生产过程中动态变化特征及缝洞单元的地质特征和市场因素，综合考虑确定油井合理工作制度。

3.3 低能量井措施挖潜方式

对于4类缝洞单元中低能量井，其合理开发方式为：自喷→转抽→深抽，充分利用弹性能量，直至供液不足后进行注水替油。针对有注水替油潜力井进行优化工作制度，利用注水替油的增产机理，开展注水替油；针对无注水替油潜力井选择适宜挖潜调整技术，如重复酸压或侧钻。

3.4 高含水低效井挖潜方式

高含水井低产低效的原因主要有：底水锥进、注入水、套漏、含油高度小等。对于底水锥进的井，进行层间潜力排查，分析堵水潜力；对于套漏井，进行下封隔器堵漏；对于油柱高度低、水体发育有限的井，进行提液试验等。

3.5 侧钻井挖潜方式

总结区块前期侧钻效果好井地质特征为：相对于原井位为局部构造高点，靶点周围断裂发育，地震剖面上为整体串珠或表层弱内幕弱等有利反射特征，振幅变化率在T47界面下0～20ms及20～40ms范围内为强振幅变化率，与稳产高产井地质特征相似的储层发育区域。

针对托甫台区奥陶系油藏未建产井、停产井、低产低效井在排查无其它潜力措施时，根据地质综合研究、结合地球物理储层预测技术、邻井储层发育情况，优选实施侧钻。

3.6 新井优化部署方式

新井部署主要针对部署井区的地质特征、构造变形特征、古岩溶作用特征、缝洞型储层发育特征、地震响应与产能特征对应关系、流体性质及分布特征的综合分析研究，结合邻井储层发育情况、产能特征、生产动态及特殊地震反射体分布情况，对井区缝洞型储层发育分布情况和油藏特征进行多学科的综合评价和再认识。

塔河油田托甫台地区奥陶系缝洞型储层发育主要受控于岩溶及断裂发育程度，局部残丘及斜坡是岩溶作用相对较强的区域，断裂附近是裂缝发育和溶洞发育几率较大的区域。针对托甫台区奥陶系油藏的储层发育特征、油藏性质和产能特征，根据地震反射特征、储集体类型及油井产能等开采特征对应关系总结，对区块进行新井部署。

［1］童宪章.油井产状和油藏动态分析 ［M］.北京：石油工业出版社，1984.

［2］焦方正，窦之林.塔河碳酸盐岩缝洞型油藏开发研究与实践 ［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［3］杨坚，吴涛.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏开发技术研究 ［J］.石油天然气学报，2008，30（3）：326～328.

［4］李炼民，杜志敏.缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型 ［J］.西南石油学院学报，2005，27（5）：29～32.

TE344

A

1000－9752（2011）06－0304－03

2011－03－02

任爱军 （1978 ），男，2000年成都理工学院毕业，工程师，现主要从事油气田开发管理工作。

［编辑］ 苏开科