塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布主控因素与提高采收率途径

郑松青，杨敏，康志江，刘中春，龙喜彬，刘坤岩，李小波，张世亮

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；2.中国石化西北油田分公司，乌鲁木齐 830011）

0 引言

碳酸盐岩油藏按储集空间类型可分为孔隙型、裂缝-孔隙型和缝洞型3类。据最新油气资源评价结果，截至2015年底，中国碳酸盐岩油藏累计探明石油地质储量29.34×108t[1]，缝洞型占近2/3。中国缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在塔里木盆地，储集空间由形态多样、大小悬殊的溶洞、裂缝和溶孔组成[2-3]，非均质性极强，开发特征及开发模式与碎屑岩油藏、裂缝-孔隙型或孔隙型碳酸盐岩油藏有较大差别[4-5]。塔河油田奥陶系油藏是世界上储量规模最大的缝洞型碳酸盐岩油藏，经过20多年的开发，主体区块水淹严重，水驱效率降低，已经进入以剩余油挖潜为主的开发调整和提高采收率阶段。查明水驱后剩余油的分布成为目前的核心工作。

针对缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油的分布问题，王敬等[6]、刘中春[7]、程倩等[8]、张宏方等[9]采用室内实验和数值模拟方法探索了剩余油的分布特征，初步总结了剩余油的分布规律；荣元帅等[10]通过油藏精细描述、测试及生产动态资料分析，根据分布类型，将剩余油分为4大类5亚类；熊陈微等[11]采用类似方法将塔河2区剩余油划分为3大类9亚类；汤妍冰等[12]从宏观、微观、表观3个方面对剩余油进行分类；吴永超等[13]、李巍等[14]基于物理模拟实验对缝洞型油藏剩余油控制因素进行了研究；Artun等[15]、Goudarzi等[16]、Pennell等[17]、Ameri等[18]、Ayatolahi等[19]针对国外裂缝性潜山油藏基岩内的剩余油，提出通过周期注水、表面活性剂驱、气驱等方式动用。这些研究成果对缝洞型碳酸盐岩油藏的开发起到了积极的指导与借鉴作用，但也可以看到，国外碳酸盐岩油藏剩余油分布及提高采收率研究主要针对裂缝性潜山油藏，中国对缝洞型油藏的相关研究多基于底水驱，且以室内实验和数值模拟为主，相对比较缺乏注水开发后期剩余油主控因素及提高采收率途径的系统性研究。

本文综合岩心、测井、地震、生产动态等多方面的资料，系统研究储集空间多尺度特征、储集体类型、缝洞体空间形态及分布、储集体与生产井的配置关系等控制因素对剩余油分布的影响，建立水驱后剩余油分布的主控因素模式，结合塔河油田开发实践，系统研究提高原油采收率的方法。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏地质结构特征

缝洞型碳酸盐岩油藏与碎屑岩油藏、裂缝-孔隙型或孔隙型碳酸盐岩油藏相比，地质结构特征差异较大。地质结构特征的差异性决定了剩余油形成与分布的差异。

1.1 储集空间的多尺度特征

缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间类型多，不同类型储集空间的尺度差异很大（见图1）。尺度最小的是微米级的晶间孔、粒间孔、微裂缝等；中等尺度有毫米级的溶蚀孔、溶蚀缝；大尺度有米级的溶蚀洞。大尺度溶洞多已充填，据有限的FMI成像测井资料，塔里木盆地奥陶系至少存在0.2 m左右的未充填溶洞空隙（见图1d）。

从微米级的晶间孔、粒间孔到米级的未充填溶洞空隙，缝洞型油藏储集空间尺度相差5～6个数量级（碎屑岩油藏多在1～2个数量级[20]），根据毛细管模型，理论渗透率相差高达10～12个数量级，差异巨大，注水、注气开发过程中，天然底水或注入介质易沿大型岩溶管道或大规模断裂形成的高导流通道流动，小尺度储集空间易富集剩余油。

从开发的角度，一切宏观非均质性都是储集空间的多尺度性导致的。储集空间的多尺度性也是缝洞型油藏区别于其他类型油藏的典型特征之一。

1.2 储集体类型

缝洞体是缝洞型油藏最基本的油气储集单元和开发目标，其单体规模小，但群体可构成大规模含油气区。

根据油藏描述与实际生产动态分析，缝洞体可分成3大类5亚类：①溶洞型，该类缝洞体地震剖面呈“强串珠状”反射特征（见图2a、图2b），钻井过程中会出现钻具放空、钻井液漏失等现象[21-22]。连通性好、底水能量强、充填程度弱的溶洞型缝洞体初期产量高、累计产量高、无水采油期长；连通性差、底水能量弱或充填程度高的溶洞型缝洞体则呈现初期产量低、累计产量低、供液不足等特征。依据缝洞体的成因与形态，溶洞型缝洞体又可进一步细分为残丘型、断控型和河道型。残丘型缝洞体位于风化剥蚀面附近，是暴露期风化淋滤溶蚀形成；断控型缝洞体位于断裂附近，是在裂缝基础上溶蚀扩大形成；河道型缝洞体多是古潜水面附近地下水长期溶蚀作用形成。残丘型和断控型缝洞体多呈孤立分布（见图2a），河道型缝洞体沿河道呈管道状展布（见图2b）。溶洞型缝洞体是缝洞型油藏最主要的储集体类型，70%以上的地质储量都分布在溶洞型缝洞体内。②裂缝-孔洞型，该类缝洞体地震剖面呈现“宽波谷”反射特征（见图2c），开发中常表现为初期产量低、累计产量低、无水采油期短、能量略不足、含水逐渐上升等特征。③裂缝型，该类缝洞体地震剖面常呈现“内幕弱”等反射特征（见图2d），开发上多表现为易水淹、累计产量低等特征。不同类型缝洞体，结构不同，物性不同，开发特征不同，剩余油分布也存在差异。

图2 缝洞型碳酸盐岩油藏不同类型储集体地震剖面与地质模式

需要说明的是，储集体类型只是影响开发特征和剩余油分布的一个因素，相同的储集体类型，充填不同、储量规模不同、与其他储集体或生产井的配置关系不同、水体能量不同，开发和剩余油分布特征也会有很大差异。

1.3 缝洞体空间分布模式

缝洞型油藏是离散介质油藏，缝洞体的空间分布和配置关系对开发影响很大。无论是底水开发还是注水开发，关键在于连通通道。连通通道是位于两井井间、底水与生产井间，能够作为水驱通道的单个或多个缝洞体组合。只有存在连通通道，才能构建注采关系。

在缝洞体描述的基础上，依据缝洞体与连通通道的关系，将其空间分布模式归为3大类8亚类。第1大类为井间连通型，连通通道位于两井之间，又可进一步细分为4亚类：①井间串联型，缝洞体位于连通通道上（见图3a）；②上洞型，缝洞体位于连通通道上部，仅一条通道与连通通道相连（见图3b）；③下洞型，缝洞体位于连通通道下部，仅有一条通道与连通通道相连（见图3c）；④井间并联型，两井之间存在两条或多条连通通道（见图3d）。第2大类是底水连通型，连通通道用于沟通底水与生产井，又可进一步细分为3个亚类：①底水串联型，缝洞体分布于连通通道上（见图3e）；②侧洞型，缝洞体位于连通通道外侧，仅有一条通道与之相连（见图3f）；③底水并联型，底水和生产井之间存在两条或多条连通通道（见图3g）。第3大类是封闭型，缝洞体不与任何一条连通通道相连。封闭型缝洞体可以是单个缝洞体，也可以是多个缝洞体。只要不与底水沟通，也无法构建注采关系，都可视为封闭型（见图3h）。

1.4 缝洞体分割性

因致密基岩、充填物、断裂等的遮挡，不同缝洞体间或同一缝洞体内存在不连通、油水关系相对独立的现象，称之为缝洞体分割[23-24]。

依据分割介质的不同，缝洞体分割可分为3类：①致密基岩分割型，多个缝洞体在空间上相隔很近，但彼此被基岩分隔，互不连通，为独立的油水系统；②充填分割型，河道型缝洞体内因充填类型和充填程度的差异，形成致密隔断，将原本一体的河道分隔成多个不连通的空间；③断裂分割型，缝洞体内原本发育较大贯穿断裂，断裂具有高导流能力，成为流体及填充物的运移通道，后期逐渐被外来物质充填、堵塞，失去导流能力，将缝洞体分割为独立的空间。

图3 缝洞体空间分布模式

2 储集体与生产井的空间配置关系

缝洞型碳酸盐岩油藏地质结构是剩余油形成的根本原因，生产井与储集体的配置关系则是剩余油形成的直接原因。根据塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏多年的开发经验，可将储集体与生产井的空间配置关系归为4类。

2.1 生产井位于缝洞体最高点

油气运移过程中，受油水密度差异影响，缝洞体顶部油气更为富集[25-26]。因此，缝洞型碳酸盐岩油藏多将生产井部署在缝洞体的最高点，可细分为2大类4亚类。

①生产井位于单缝洞体顶部。可细分为2类：生产井位于形状规则单缝洞体顶部，该类缝洞体形状简单，仅一个高点；生产井位于形状不规则单缝洞体顶部，该类缝洞体顶面起伏，存在多个局部高点，一般选择将生产井部署在最高点。

②生产井位于多个连通缝洞体的主缝洞体顶部。对于主缝洞体与次缝洞体的两种配置关系（主缝洞体位置偏上和主缝洞体位置偏下），生产井均位于主缝洞体的最高点，次缝洞体内的剩余油往往难以动用，成为中后期的挖潜重点。

2.2 生产井偏离缝洞体最高点

受描述精度、钻完井施工、不利地质因素等的综合影响，生产井未能直接或通过裂缝与缝洞体最高点沟通，井（或裂缝）与缝洞体交界处成为“溢出点”，上部为剩余油的聚集提供了场所。

2.3 生产井位于分割缝洞体上部

生产井一般位于某个分割缝洞体的上部，由于其他分割缝洞体与该缝洞体相互独立，其中的流体并不参与流动，生产井无法同时控制，为剩余油富集提供了条件。如塔河油田2区TK222直井未建产，第1次侧钻井（TK222CH）高含水低产，但第2次向北部侧钻的TK222CH2井则获得较好产能，初期日产油25 t，不含水，截止到2018年7月已累计产原油8.19×104t。

2.4 生产井位于干流（较大支流）河道

河道型缝洞体多呈树枝或网状分布，分干流河道和支流河道，这些河道是油气聚集的重要空间。干流河道（或较大支流河道）储集体规模大，油气富集程度高，是生产井部署的首选位置。而储集体规模相对较小的支流河道往往布井较少。单个支流河道规模较小，但数量较大，支流河道所控制的原油储量亦较可观。

3 水驱后剩余油分布主控因素

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油的分布受储集空间多尺度性、储集体类型、缝洞体空间形态及分布、缝洞体分割性、与生产井的配置关系等多种因素综合控制，分析这些因素的影响，可将主控因素模式归纳为4种大的类型（见表1、图4）。

①局部高点控制剩余油：生产井位于形状规则缝洞体顶部，生产井与缝洞体配置合理，通过天然底水驱或人工注水开发，基本可以达到最大水驱采出程度，剩余油极少。而表1中Ⅰ-a、Ⅰ-b这2种类型均存在一个或多个次高点，Ⅰ-c类缝洞体虽然形状规则，但生产井偏离缝洞体顶部，在注水替油（或水驱）过程中，因油、水密度差异，剩余油被控制在缝洞体顶部“溢出点”以上，局部高点成为剩余油的富集区（见图4a—图4c)。

表1 缝洞型油藏水驱后剩余油分布主控因素

图4 缝洞型油藏水驱后剩余油分布主控因素模式图

②井控不足控制剩余油：因缝洞体空间分布的强非均质性，井网很难控制所有的地质储量，特别是缝洞体规模较小、缝洞体间（或内部）存在致密封隔介质时，被封隔（分割）的储量基本无法有效控制。如表1中Ⅱ-a—Ⅱ-c这3类被封隔（分割）的次缝洞体与Ⅱ-d河道系统小支流盲端，无论储集体与生产井如何配置，这些地质储量均难有效控制（见图4d—图4g）。另外对于封闭型的多个缝洞体（见图4h，Ⅱ-e类），因其既不与底水沟通，又因储量有限不能构建注采关系，只能通过主缝洞体上的生产井注水替油开发，注入水难以通过重力分异作用替换次缝洞体内的原油，生产井对次缝洞体控制弱，导致剩余油滞留其中。

③连通通道屏蔽控制剩余油：水驱过程中，缝洞体被波及的前提是注入水（或底水）在一个缝洞体内既有“入口”，也有“出口”。而对于图4i（Ⅲ-a类）所示情况，连通通道外的缝洞体只有“入口”，没有“出口”，难以形成水驱通道，导致屏蔽形成剩余油。另一种如图4j（Ⅲ-b类）所示，生产井间或底水与生产井间（或局部）存在多条并联连通通道，注入水（或底水）易沿大裂缝等高渗通道突进，造成生产井暴性水淹，屏蔽其他连通通道，形成剩余油。

④局部低渗、弱水动力控制剩余油：由于构造运动、溶蚀作用以及充填改造等的差异性，充填作用强或溶蚀程度弱的区域易形成低渗区。水驱过程中，这些区域水动力条件相对较弱，波及程度低，如图4k（Ⅳ-a类）、图4l（Ⅳ-b类）所示，在缝洞体充填部分或物性较差的溶蚀孔洞区富集剩余油。现有研究认为，缝洞型油藏充填严重，70%～80%的溶洞型储集体被充填[27]，说明有近50%的地质储量储存在充填介质内，有效动用Ⅳ-a类剩余油对开发效果的改善意义重大。

另需说明的是，剩余油的分布是多个因素共同作用的结果，实际油藏极少出现单一因素控制形成的剩余油。多种控制因素综合影响，形成千差万别的剩余富集模式，实际生产应用中，应根据主要影响因素有针对性地进行挖潜，同时兼顾次要影响因素。

4 提高采收率途径

国内外研究[28-29]和塔河油田开发实践都表明，对于存在多种类型储集空间且储集空间尺度存在较大差异的油藏，开发过程中，大尺度储集空间内的原油首先被采出，其一旦被水占据，改善开发效果难度往往很大。因此，缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程，不能全依赖注水开发后期的“三次采油”，必须贯穿其整个开发周期：早期，根据油藏地质特征做好开发优化设计，尽量减少剩余油；中后期，根据不同类型剩余油分布特点，实施精准挖潜；此外，缝洞型碳酸盐岩油藏水驱采收率一般较低，为进一步提高采收率，必须做好技术储备，开展超前技术室内研究与现场试验。

4.1 早期优化设计

缝洞型碳酸盐岩油藏早期开发，主要包括天然能量和注水补充能量两个开发阶段。塔河油田开发实践显示，缝洞型油藏50%～60%的可采储量在天然能量开发阶段产出，天然能量开发阶段高效开发的关键是做好生产调控，防止底水窜进淹井。当压力下降到一定程度（室内实验显示，地层压力下降至85%左右），为防止裂缝闭合损失可动用储量，应尽快实施注水。

缝洞型碳酸盐岩油藏注水主要包括单井缝洞单元注水替油[30]和多井缝洞单元人工水驱[31]。人工水驱的关键是注采关系的构建，要综合考虑储集体类型、连通性、储集体空间位置等因素进行优化设计，通过空间结构化注水，提高水驱控制程度，减少剩余油。

4.2 中后期剩余油挖潜

随着含水率上升，水淹井增多，开发进入中后期。塔河油田开发实践显示，年综合含水超过40%后，含水上升率明显增大，进入以提高采收率为主的开发调整阶段。

缝洞型碳酸盐岩油藏是离散介质油藏，缝洞体在空间呈离散分布（与碎屑岩油藏的土豆状砂体类似），其提高采收率途径同层状连续介质油藏有很大不同。层状连续介质油藏采收率与波及系数和洗油效率有关，提高采收率也主要从提高波及系数（如聚合物驱）和洗油效率（如注表面活性剂）入手。但缝洞型碳酸盐岩油藏采收率不仅与波及系数和洗油效率有关，还与储量控制程度有关，可用下式表示。

式中ED——洗油效率，%；ES——储量控制程度，%；EV——波及系数，%；η——采收率，%。

开发实践显示，对于这种储集体单体规模小且离散分布的油藏，无论是碎屑岩油藏[32]还是碳酸盐岩油藏，提高储量控制程度都是提高采收率最直接最有效的途径，也是提高采收率的基础，其次是提高波及系数，最后才是改善洗油效率。

因此，缝洞型碳酸盐岩油藏开发中后期剩余油挖潜应从3方面着手：①通过部署调整井、侧钻、酸压等加强井控，提高储量控制程度；②通过注水替油、注气等发挥重力分异与渗吸作用，通过周期注水、调剖堵水等扰动或改造流场，扩大波及范围；③通过加入表面活性剂改善注水效果，提高洗油效率。具体实施过程中，应根据剩余油的分布特征与主控因素有针对性地进行选择。

4.2.1 加强井控

表1中Ⅱ-a、Ⅱ-b、Ⅱ-c类剩余油形成的原因是缝洞体不连通，压力无法波及；Ⅱ-d、Ⅱ-e以及Ⅳ-b类剩余油形成的主控因素虽然有所不同，但直接原因均为注入水无法波及。提高这6类剩余油采收率最直接有效的方法是通过部署调整井、侧钻、酸压等加强井控，提高储量控制程度，同时辅以重力分异与渗吸、扰动流场等方式扩大波及范围。

依据剩余储量规模和位置差异，加强井控主要有3种手段：①与井距离大于500 m、地质储量大于10×104t的缝洞体、分支河道通过新井控制；②距离井较远(150～500 m)、储量规模较大的缝洞体通过侧钻短半径水平井动用；③近井地带（小于150 m）的缝洞体通过酸化压裂、高压注水等方式动用。需要指出的是，上述指标并非定值，需综合钻井、酸压技术水平、成本以及油价等多因素确定。

2016—2017 年，塔河油田4区、6区、7区针对井控不足型剩余油，部署新井（含侧钻）13口，平均日产油47.8 t，效果良好。酸压、高压注水等是动用近井地带井控不足剩余油的有效手段，以S80单元为例，该单元27口直井，上返（下返）酸压井8口，截止到2017年12月，累计增油量14.2×104t，是其注水增油量的1.5倍。塔河油田T753CH井2017年12月注水替油失效，通过大排量高压注水（日注水量200 m3，井口压力15.3 MPa）改善缝洞体连通状况，动用Ⅱ-e类剩余油，开井后自喷生产，已累计产油1 715 t。

4.2.2 重力分异与渗吸

表1中Ⅰ类剩余油、Ⅲ-a类连通通道上部缝洞体内的剩余油，可通过单井注气吞吐或气驱方式动用。动用机理是：注入气体因重力分异进入缝洞体局部高点（或上部缝洞体），形成次生气顶非混相驱替缝洞体顶部（或上部缝洞体）剩余油（见图5）。综合考虑气源、气体密度等因素，氮气是塔里木盆地缝洞型油藏注气气源的首选。

图5 注气动用I-a类剩余油示意图

以塔河油田12区AD9井为例，该井2007年10月投产，2012年6月19日高含水关井。根据油藏描述结果，该井钻遇点位于缝洞体下部，认为缝洞体顶部存在Ⅰ-c类剩余油。2012年12月实施单井注氮气动用缝洞体顶部剩余油，累计增油3 668 t。塔河油田2013年开始单井注气（氮气）吞吐和气驱试验，截止到2017年12月，累计产油154.7×104t。

表1中Ⅳ-a类剩余油、Ⅲ-a类连通通道下部缝洞体内的剩余油，可通过油水置换和渗吸动用。单井注水吞吐替油中的闷井、周期注水的停注、高含水井的关井压锥，均是重力分异置换与渗吸作用的典型范例。在停注（采）期间，油水在密度差、浮力、毛细管力等的作用下进行较长时间的置换，聚集至缝洞体上部，随后开井采出。

塔河油田7区TH10323X井2010年8月水淹后实施单井注水替油，第1轮次吨油耗水2.8 m3，第2轮次效果变差，吨油耗水高达159 m3。为动用充填介质内Ⅳ-a类剩余油，2012年10月，第3轮次注水替油时添加表面活性剂，吨油耗水降至2.7 m3，说明在重力分异或渗吸过程中，通过加入表面活性剂提高洗油效率、改善开发效果是可行的。

缝洞型油藏生产层段厚，重力作用下油气水具有良好的垂向流动条件，充分利用重力分异和毛细管的渗吸作用，对动用局部高点（Ⅰ类、Ⅲ-a类）及低部位相对低渗区（Ⅳ-a类、Ⅲ-a类）的剩余油意义重大。

4.2.3 扰动（改造）流场

表1中Ⅲ-a、Ⅲ-b类剩余油主要是注入水或底水沿大裂缝或岩溶管道等高渗通道突进屏蔽了储集体内相对低渗区域内原油的流动形成，这2类剩余油，可以通过注采优化调整（改变注采参数、调整注水方式）、封堵高渗通道、关井（降低产量）压锥等方法扰动或改造流场、发挥油水重力分异与毛细管渗吸作用，提高注入水（底水）波及效率来改善开发效果，提高采收率。

Ⅲ-a类剩余油位于水驱通道周围，可通过周期性的注水和停注扰动流场改善波及效率加以动用。注水过程中，驱替通道压力高，通道周围剩余油被封存，停注后，驱替通道压力降低，通道周围缝洞体内剩余油在压差、重力、浮力等作用下进入驱替通道，再次注水，将剩余油驱至井底。塔河油田8区TK836CH-S86注采井组于2011年3月通过TK836CH井连续注水，2011年8月，S86井含水快速上升并水淹，研究后确定两井之间存在高渗通道作用形成的屏蔽剩余油，通过周期注水，剩余油得到很好动用，含水基本控制在75%以下，油井日产油基本在12 t左右，生产平稳，应用效果显著。

Ⅲ-b类剩余油由不同水驱通道相互干扰形成，可通过调剖堵水等措施改造流场加以动用。针对该类剩余油，塔河油田2016—2017年先后调剖堵水5井组，累计增产原油1.4×104t。

需要说明的是，同一缝洞体内可能存在多种类型的剩余油，即使同一类型的剩余油，由于丰度、位置等的差异，也可能采用不同的挖潜技术，因此，在实际挖潜中，应综合分析并制定挖潜方案，采用针对性的措施，最大限度地提高采收率。

4.3 超前技术储备

与渤海湾盆地潜山裂缝型碳酸盐岩油藏和中东孔隙型碳酸盐岩油藏不同，塔里木盆地缝洞型碳酸盐岩油藏开发面对的核心问题是储集体的连通性和连续性。连通性差、连通通道间差异大、不同驱替介质的驱替方式不同是其典型特征。提高缝洞型碳酸盐岩油藏的采收率必须围绕关键问题，做好3方面的超前研究工作：①加强靶向酸压等新型储集层改造技术的研发工作，改善缝洞体的连通状况，提高储量控制程度；②开展泡沫等新型注入介质以及不同介质协同作用的室内研究与现场试验，改进注入方式，做好水驱、气驱后的技术接替；③加强信息技术、人工智能等技术与油气田开发的结合，通过油藏、井筒、地面及管理系统的整体优化，降低人工成本，实现注采的精细化、智能化，提高开发效益。

5 结论

缝洞型碳酸盐岩油藏水驱后剩余油分布受储集空间尺度非均质性、储集体类型、缝洞体形状及空间分布、缝洞体分割性、储集体与生产井的空间配置关系等地质因素和开发因素的综合影响，主控因素可归结为局部高点、井控不足、连通通道屏蔽、弱水动力4大类。

缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率是一个系统工程。天然能量开发阶段，做好生产调控，防止底水窜进；注水开发早期，依据储集体类型、连通性、空间位置构建注采关系，提高水驱控制及动用程度，尽量减少剩余油；注水开发中后期，依据剩余油主控因素及分布特征，通过加强井控、利用重力分异和毛细管的渗吸作用、扰动（改造）流场等措施，实施精准挖潜。同时做好技术储备，开展储集层改造、新型注入介质、智能优化开发等技术的研发，做好注水、注气技术的接替，最大限度地提高采收率。