塔里木油田缝洞型碳酸盐岩油藏开发特征

陈方方 段新国 袁玉春 李忠权 马小平

（1.中国石油塔里木油田公司 勘探开发研究院，新疆 库尔勒841000；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学），成都610059）

研究区为古潜山构造带，处于塔里木盆地北部。该地区目前发现的油藏属于碳酸盐油藏，油气分布主要受储层、构造位置及油源条件的控制。储层的储集空间以溶蚀孔洞、裂缝为主，储层非均质性强，在一定范围内储层之间以裂缝系统沟通。井区内完钻井都没有钻遇底水，底水位置不清楚，目前认为所产地层水为断层构造的深部水或是局部封存水［1，2］。

根据岩心数据统计，奥陶系碳酸盐岩储层的平均孔隙度为1.17%，平均渗透率为0.51×10－3μm2。流体具有较高密度、中黏度、中含蜡、中含硫的性质，以氯化钙型地层水为主，次为碳酸氢钠型。研究区属于正常的压力系统，原始地层压力为64.16MPa。

1 产液能力分析

将该区所有钻井的数量、平均单井日产量、累计产油、累计产水、累计产液、综合含水率等指标进行统计并作图（图1）。

第1阶段：2009年1月到2009年5月，开井1～2口，日产液稳定在120t左右，日产油稳定在90t左右，水略微增加。

第2阶段：2009年6月到2010年9月，总井数16口，开井数由2口增加到14口，日产油从180t增加到585t，日产水从36t增加到115t；但是单井平均日产油从99t下降到42t，月递减3.6%，这说明了日产油的快速增加是靠打新井维持的。

第3阶段：2010年10月到2011年8月，总井数由16口增到21口，开井数维持在14～16口之间，日产油由609t下降到487t（月递减2.2%），水却由138t增加到最高的223t，当前为157t，单井平均递减率为2.3%。说明该阶段的生产能力不太好，在不依靠开新井的情况下，产量难以保持增长或稳定。

第4阶段：2011年9月到2012年3月，总井数由22口增到26口，开井数由16口增加到22口，产量明显提高；但是在该阶段总共有10口井转为机抽开采或电泵开采，从生产数据分析这些机抽井或电泵井目前生产状况整体上比自喷生产井要好，可认为该阶段开采方式的转变是产量增高的主要因素［3－6］。

图1 生产状况分析图Fig.1 Analytical map of production state

将各种反射类型的平均日产油和日产水作图（图2）。从图2可以看出：缝洞型碳酸盐油藏的产量主要来自串珠，尤其是“整体串”和“深串”；而片状发射和杂乱发射的产量非常小。

2 含水变化及出水类型

研究区块奥陶系碳酸盐岩油藏，目前总生产井数24口，截止至2012年3月19日共有10口井产水。参考相关的资料，可将出水类型划分为5种：缓慢上升型、台阶式上升型、快速上升型、波动型、暴性水淹型。根据油田的实际情况，其分类依据［7，8］如下。

图2 各种反射类型的产油产水量对比图Fig.2 Comparison of the various reflection types of oil and water production

缓慢上升：年含水率递增＜20%，且变化平缓。

快速上升：年含水率递增＞20%。

暴性水淹：短时间内含水率急增至80%以上。

台阶式：短时间内含水率增加＜80%的，并且有明显的阶梯。

下面以某井为例来说明。从图3可以看出：2011年3月17日，日产油由30.2t下降到19.8 t，日产水由26.8t上升到37.2t。2011年11月转电泵生产后，由于增大了生产压差，导致了产水突增，产液量也有提高。该井的含水上升变化，整体上都处于缓慢变化过程，目前日产水量基本不变，为88t左右，累积产水量41 300t，含水率上升到80%左右（增大生产压差造成）。综合分析，该井出水类型为缓慢上升型。

出水原因分析：从图4和图5可以看出，该井处在深串旁边，因此认为该井是通过裂缝沟通了旁边的深串珠，从而导致深串珠供液出水。

通过以上类似分析，将所有井的出水类型进行分类（表1）。

从表1可以看出：出水井主要来自“串珠”，而且“深串”产水最多。10口井中，有7口井是因为工作制度改变或者转抽后水量由无到有或者由少到多。说明增大采油速度产水也相应增加。所以需要严格控制采油速度，使含水率保持在不高的水平，有利于提高采收率。

图3 某井生产状况图Fig.3 Map showing the production state of some well

图4 某井地震剖面Fig.4 Aeiamic profile of some well

图5 某井地震反演剖面Fig.5 Seismic inversion profile of some well

表1 出水井类型总结Table 1 The summary of water－well types

从图6可以看出：缓慢型和台阶型的都处在构造高部位；而暴性水淹型则都处在构造边部位。说明钻井所处的构造位置对出水特征影响明显。

3 地层能量分析

研究区天然能量主要以流体及岩石的弹性膨胀能量为主，因此对其驱动能量进行评价时，我们用每采出1%地质储量的油层压力降值（Δ¯p）及无因次弹性产量比值（Npr）这2个指标来进行评价［9］。其相关的计算公式有

式中：Np为与总压降对应的累积产油量（104t）；N为原始原油地质储量（104t）；Bo为与总压降对应的原油体积系数；Boi为原始原油体积系数；Ct为总压缩系数（MPa－1）；pi为原始地层压力（MPa）；p为目前地层压力（MPa）。

以某一口井为例，根据公式（1）和（2）计算出的结果如表2。

确定油藏天然能量的评价标准如表3。

依据《石油天然气行业标准》（SY／T5842－93）油藏天然能量评价方法，该井具有一定的天然能量。按此方法对各油井的天然能量进行评价，其中1口井天然能量较充足，2口井具有一定能量，其余的井基本上能量不充足，因此认为本区的油藏能量属于不充足类型。随着油田的不断开发，地层压力变得不均匀且逐渐降低，需对油藏划分的某些缝洞系统采取保持地层能量的开发方式，即适时补充地层能量［10］。

表2 某井的天然能量结果表Table 2 Results of natural energy of some well

表3 天然能量分类表Table 3 Classification of natural energy

图6 出水类型分布图Fig.6 Distribution of water－well types

4 结论

a.缝洞型碳酸盐油藏的产能主要来自串珠，而不是片状发射及强反射，单井的产液能力递减很快。

b.该区出水类型主要为缓慢出水、台阶出水和暴性水淹型，出水井主要来自“串珠”，而且“深串”产水最多。

c.缓慢型和台阶型都处在构造高部位；而暴行水淹型则都处在构造边部位。说明钻井所处的构造位置对出水特征影响明显。

d.对本区14口井进行了统计，只有3口井具有一定能量，其余井均属于能量不充足类型。随着油田的不断开发，地层压力变得不均匀且逐渐降低，需对油藏划分的某些缝洞系统采取保持地层能量的开发方式，即适时补充地层能量。

［1］柏松章.碳酸盐岩潜山油藏开发［M］.北京：石油工业出版社，1996.

［2］赵树栋.任丘碳酸盐岩油藏［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］刘常红，陈只海.塔河碳酸盐岩油藏产量递减特征与影响因素分析［J］.特种油气藏，2010，17（6）：72－74.

［4］李柏林，涂兴万，李传亮.塔河缝洞型碳酸盐岩底水油藏产量递减特征研究［J］.岩性油气藏，2008，20（3）：132－134.

［5］张希明.新疆塔河油田下奥陶统碳酸盐岩缝洞型油气藏特征［J］.石油勘探与开发，2001，28（5）：17－22.

［6］陈志海，戴勇，郎兆新.缝洞性碳酸盐岩油藏储渗模式及其开采特征［J］.石油勘探与开发，2005，32（3）：101－105.

［7］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（4）：326－328.

［8］李培廉，张希明，陈志海.塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏开发［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［9］塔雷克·艾哈迈德.油藏工程手册［M］.北京：石油工业出版社，2002.

［10］黄孝特.碳酸盐岩裂缝－溶洞型油气藏开发技术探讨［J］.石油实验地质，2002，24（5）：446－451.