塔河缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油分布特征及影响因素

吴永超，黄广涛，胡向阳，刘中春

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

塔河缝洞型碳酸岩盐油藏储集空间尺度差异大，呈非连续性分布，且不同流动空间通过流体能力差异大，多种流动方式共存，加上油藏深埋、高温高压与原油性质差的突出特点，给此类油藏剩余油分析与挖潜带来了极大的挑战。

对于剩余油的认识，是一个伴随着油藏整个开发历程、不断深入的研究过程。本文在缝洞型油藏三维定量表征基础上，采用室内实验、理论分析与油田实际相结合的方法，揭示了剩余油主要分布模式，并对比模式分析了塔河油田可能存在的剩余油。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏特点

塔河油田位于塔里木盆地北部边缘，构造位置位于沙雅隆起中段南翼的阿克库勒凸起之上。该区岩溶叠加改造作用发育，形成了以溶蚀孔、洞、缝为主要储集空间的古岩溶型储层。储集空间类型主要为溶蚀孔洞及大型洞穴和溶蚀裂缝；裂缝既是储集空间又是主要的流体流动通道；储集体受多次构造运动影响，多期次叠置、改造，岩溶缝洞交互发育，形成了较为独特的非均质性强的储集特征［1－5］。

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间尺度差异大，且多种流动方式共存，加上油藏埋深达5 600 m，高温高压、原油性质差［6－7］。这些突出特点不仅在此类油藏认识上增加了难度，使得储集空间分布认识、地质储量精确计算、流体流动特征及开发过程变化规律等认识难度加大，而且给油藏开发带来了巨大的挑战。塔河油田的开发表现出低采收率、低开发程度、高递减率的开发特征［8－9］。故此，实现缝洞型油藏高效开发，研究剩余油分布特征以及影响因素，有针对性制定挖潜对策势在必行。这对我国超深层缝洞型碳酸盐岩油藏改善开采效果、提高原油采收率、降低采油成本具有重要现实意义。

2 剩余油分布形式研究

2.1 储集单元局部高点控制“洞顶剩余油”

依据研究缝洞型油藏流动规律进行的微观物理模拟实验结果，残余油的多少决定于出口裂缝与洞连通点所在的位置如图1［10］。虽然实验模型过于概念化，实验流体的速度并未真实反映缝洞型油藏储集空间中流体的流场，但也可以直观反映出矿场实际井的位置与储集体接触关系可以形成一定数量的洞顶油这一剩余油形成条件。

同时，地质建模结果表明，同一缝洞单元可具有多个局部高点，起伏频度远高于连续分布的碎屑岩油藏。当储集体形态特征与产出井匹配关系不理想时，会形成“洞顶剩余油”。由于“洞顶”往往具有高“空隙度”（空隙度：指宏观缝洞网络系统的大型溶洞体积与储集层体积之比），剩余油富集程度高。

图1 缝洞组合模型水驱油实验结果

2.2 高导流通道圈闭的剩余油

理论分析、物理模拟实验、等效数值模拟等分析结果，均证实高导流通道具备圈闭缝洞型油藏剩余油的条件。

根据流体力学理论，按照岩心统计的裂缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献见图2，理论分析了洞缝尺度差异对流量的贡献程度，佐证了高导流通道的存在。结果表明有洞存在时，即使只有一个，当洞的尺度大到一定程度时（洞的尺度大于50 mm时）对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50 mm，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。

图2 洞尺度变化对总流量贡献的影响

利用不同尺度玻璃管及碳酸盐岩油藏钻井过程中奥陶系的岩屑作充填介质，模拟缝洞型储集空间的底水驱替特征。实验结果表明，因模型充填岩屑相对较均匀，加上流量较低，底水成活塞状均匀推进，见水后，含水上升速度很快，底水波及程度较高。

大部分油井引起水锥是因缝洞流动通道的尺度差所致。对于相同缝洞模型，流量越大，见水时间越早，同时含水上升的速度也大；采油强度越大，采出程度越低，高导流通道圈闭的剩余油越多，挖潜的潜力越大。较均质的缝模型的采出程度高于非均质的缝洞模型。残余油存在于未被波及到的较小裂缝中，或以油膜的形式存在于岩石表面。

采用数值模拟软件ECLIPSE，三维三相单重介质黑油模型，以定性分析为主，定量分析为辅，达到近似模拟的目的。结果进一步表明，因缝洞尺度差异及注采强度，强能量供给通道、高导流通道能够形成水流圈闭剩余油。

2.3 未井控储集空间剩余油

在缝洞型油藏三维地质建模基础上，逐年逐井分析单井控制储量过程中，通过逐井排查，发现存在部分具有一定规模的缝洞单元体没有完钻井控制，形成未动用储量。单井控制面积的确定方法包括地震异常体面积、地质建模储集体面积、试井资料解释以及生产动态资料预测面积等多种方法。

2.4 能量不足形成的剩余油

由于塔河缝洞型油藏埋藏深、原油高密度、特殊结构储集体，在无外加能量补充的情况下，能量不足形成的剩余油占有较重位置。油井开井生产，井周边由裂缝沟通的部分溶孔、溶洞储集体内原油被采出，当地层天然能量释放到不足以举升原油通过井筒时，在储集空间中残留能量不足的剩余油。此外，由于地层能量严重不足，更远范围的、且裂缝欠发育的部分溶孔、溶洞储集体内仍然饱和原油，无法采出，由此也形成能量不足剩余油的富集。

比较典型的T－416井控制的储量属于能量不足剩余油。此井2000年6月投产，初产113 t，连续自喷期两个月，后转抽间歇生产，五年累产油仅1.46×104t。2005年5月开始注水替油，已实施16个周期，累计增油4.1×104t。T－416井注水替油效果表明，能量不足井经补充能量后具有较好的增油效果。

2.5 岩石表面润湿特征形成的残余油膜

碳酸盐岩油藏岩石表面一般为亲油性，前期的研究成果也证明塔河缝洞型碳酸盐岩油藏岩石表面也同样具有亲油性。因此，此类油藏水驱过后，在岩石表面也将形成残余油膜，油膜的数量取决于油藏岩石的比表面。但相对砂岩而言，缝洞型油藏的比表面较小，润湿特征形成的剩余油比例低。

以溶孔、溶洞发育的概念模型为例，统计分析了不同空隙度条件下，孔洞半径与比表面的关系，如图3。从图3中可看出，在相同空隙度下，溶洞的半径越大，比表面越小。不同油膜厚度的比表面与残余油饱和度的关系分析表明，当油膜厚度一定时，随比表面增加，残余油饱和度急剧增加；当油膜厚度为0.01 mm时，比表面达到10000 m－1时，残余油饱和度也较低。

图3 单位体积下岩石比表面与溶洞半径的关系

3 剩余油影响因素分析

为了深入认识缝洞型油藏剩余油的主控因素，结合地质建模分析的单井缝洞组合模式，应用物理模拟实验及等效数值模拟技术，对影响采收率因素进行了系统分析。

3.1 储集空间类型的影响

利用单井模型，裂缝和溶洞均不沟通底水，模拟生产井打在洞上和打在缝上的生产情况对比。数值模拟结果表明，井打在溶洞上，基本不见水，累产油量较高；井打在裂缝上，迅速见水，含水稳步上升，累产油量较低。由此可见，溶洞型储集体是主要的储集空间，井打在溶洞上的开采效果较好。

3.2 裂缝对剩余油的影响

3.2.1 裂缝张开度的影响

根据裂缝张开度模型水驱油实验结果（见图4），裂缝张开度小于100μm时，裂缝张开度越大，最终采出程度越高。当裂缝张开度大于100μm时，裂缝张开度的大小对最终采出程度影响不大。数值模拟结果则表明，裂缝开度越大，生产井见水越早，累产油量越高，相同采出程度下生产井含水率越高。

3.2.2 裂缝密度对水驱油的影响

实验结果表明，在裂缝密度小于90条／米的情况下，裂缝密度越小，其无水采收期也越短。同时，数值模拟结果表明，裂缝频率越大，生产井见水越早。这是由于基质的渗透率很小，裂缝的渗透率远远大于基质的渗透率，油藏注入水后水挤压着油必然主要从渗透率高的裂缝中流到生产井。而且，相同采出程度下生产井含水率越高。

图4 不同裂缝张开度时采出程度随注入孔隙体积的变化

3.2.3 裂缝长度的影响

用数值模拟方法研究了裂缝长度为60 m、200 m、380 m时，含水率、累产油和时间之间的关系，模拟结果结果表明，裂缝长度越大，生产井见水越早，累产油量越高，相同采出程度下生产井含水率越高。

3.3 洞对剩余油的影响

3.3.1 洞位置对水驱油的影响

实验结果表明，洞的位置分布影响缝洞型介质的水驱油效率。在缝洞型介质水驱油过程中，重力起到了重要作用。油和水的密度不同导致油滞留在沿裂缝（水流动的通道）分布的洞的上部。油水分界线大体上经过裂缝的入口和出口的连线，并且朝油一侧呈凹型。洞位于裂缝之下时，驱油效果最好；洞位于裂缝之上时，驱油效果最差。这两种情况下的驱油效率可以作为缝洞型介质中不同洞和缝相互配置时的临界驱油效率。

3.3.2 洞密度对水驱油的影响

为研究洞密度对水驱油效果的影响，在单缝不同洞密度情况下对水驱油进行了实验研究。实验结果表明，对于单缝多洞串联的缝洞模型，缝洞型介质水驱油的最终采出程度随洞密度变化的整体趋势是洞密度增大，最终采出程度减小；而水驱油含水率随采出程度变化的总体趋势是洞密度小的模型中，其无水期采收率较大。

3.3.3 洞隙度对水驱油的影响

洞隙度是指岩石中洞的孔隙体积与岩石总孔隙体积之比。在由多条平行裂缝和不同密度的洞组成的缝洞模型中，缝洞型介质水驱油的最终采出程度随洞隙度比变化的整体趋势是洞隙度比增大，最终采出程度减小；缝洞型介质水驱油的含水率随洞隙度比变化的整体趋势是洞隙度比增大，无水采期采收率越大，即见水越早。

同时，物理模拟实验结果进一步证实了底水驱后剩余油的存在，且采油强度较大地区出水早，采出程度低，有进一步挖潜的潜力。

3.4 开发因素对剩余油的影响

3.4.1 井型的对比

通过数值模拟方法研究了不同井型下时开采效果，模拟结果表明，水平井生产的情况下，无水采油期长，见水晚，累计产油量高。所以，水平井的开采效果优于直井的开采效果。

3.4.2 工作制度的影响

采用单井单缝模型，分别比较在10 m3／d，50 m3／d，100 m3／d，200 m3／d四种不同工作制度情况下的生产效果。数值模拟计算结果表明，开采工作制度越大，无水采油期越短，在较短时间内的累计产油量越大。但根据机理研究和现场实践来看，开采工作制度越大，对地层的能量消耗越大，在没有足够底水能量的情况下，建议采用较小开采制度以达到较高的采收率。

3.4.3 注采比的影响

采用直井一注一采双缝模型，分别比较在1∶1，2∶1，0.8∶1三种不同注采比情况下的生产效果。数值模拟计算结果表明，三种情况下的含水率曲线趋势相近，注采比越大，相同时间点的含水率较高。同时，由于地层能量补充充分，在一定时间内的累计产油量越大。在实际生产中，还要考虑经济因素，所以，并不是注采比越大越好。注采比1∶1应该能达到较高的采收率和较好的经济效益。

4 结论与建议

（1）通过物理模拟、理论与实践相结合缝洞型油藏剩余油赋存方式分析技术，揭示了缝洞型油藏主体剩余油五种赋存方式，包括：因储集空间尺度差异，高导流通道圈闭的剩余油；油井未在洞顶，水淹后溶洞的顶部剩余油；未井控有效储集空间的剩余油；能量严重不足的各类储集空间内剩余油；因碳酸盐岩的亲油性，水波及过后的残余油膜。

（2）单井模型模拟结果表明，溶洞型储集体是主要的储集空间，井打在溶洞上的开采效果较好。

（3）裂缝、溶洞以及开发因素对剩余油的形成都有不同程度的影响，在剩余油分析中，要同时考虑多种因素。

（4）由于塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层埋藏深、非均质性强，塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏的油藏剩余油分析是世界级难题，需要不断的引进新技术、开拓新思路，需要不断的实践－认识－再实践－再认识。

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