塔河油田奥陶系缝洞型油藏油水流动规律

宋传真，马翠玉

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 102206；2.中国石油化工集团公司海相油气藏开发重点实验室，北京 102206）

0 引言

塔河油田奥陶系缝洞油藏为世界范围内罕见的复杂油藏，埋藏超深，储集体空间结构复杂、缝洞离散分布、非均质性极强［1-2］，该类油藏的高效开发属世界级难题。塔河油田投入开发二十多年，目前已进入开发中后期，但整体采收率仍较低，约为18%，水驱提高采收率效果不理想［3］。缝洞油藏中油水流动规律的认识不清一直是制约油藏开发成效的最根本因素。不少学者通过室内制作不同类型的缝、洞及缝洞组合可视化模型模拟水驱油过程来研究油水流动规律［4-6］，但对这种非均质性极强的离散缝洞系统来说，物理模型与实际油藏有很大偏差，不能很好地反映实际油藏中油水的流动特征。吕爱民等［7］基于渗流理论和传统的分流量方程研究了缝洞型底水油藏含水率变化规律，但预测的含水变化规律与实际产水存在一定偏差。缝洞油藏的油水流动规律仍是困扰油藏开发的难题。

在研究塔河油田缝洞型油藏地质特征和生产特征的基础上，建立缝洞油藏地质模型，采用流线模拟手段，表征油水在缝洞油藏内的分布及流动特征，以期揭示钻遇不同类型缝洞储集体的单井、生产井间以及注采井间的油水流动规律，了解缝洞油藏水驱油效果不理想的原因，为开发中后期制定调整对策提供依据。

1 油藏概况

1.1 地质条件

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克库勒凸起南部，是以奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞油藏为主体的油气藏（图1），也是我国发现的第一个古生界海相大油田。油田的形成受到加里东中晚期—海西早期、海西晚期构造运动影响，断裂体系复杂，断裂不仅控制了研究区的主要局部构造，对储集体改造及油气充注也起到十分重要的作用［8-9］。研究区经过了多期次强烈构造运动、岩溶作用和成岩作用的叠加改造，在碳酸盐岩中形成了分布极不均匀的裂缝和孔、洞系统，储集空间类型多样、尺度差异大、呈非连续性分布，储层非均质性极强。在多期油气充注的条件下，原油性质平面变化大，“东稀西稠”，且油水分布异常复杂，油藏类型极其特殊，完全不同于陆相碎屑岩油藏，也不同于已发现的裂缝型或孔隙型海相碳酸盐岩油藏［10］。

图1 塔河油田构造位置（a）及奥陶系岩性地层综合柱状图（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column of Ordovician of Ordovician（b）of Tahe Oilfield

1.2 储集体发育特征

储集体发育状况是控制油水流动规律的主要因素。塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞储集体经过多期构造运动与溶蚀改造，其发育特征及特殊性主要体现以下4 个方面［10］：

（1）油藏储集空间多样。塔河缝洞型油藏涵盖了所有碳酸盐岩储集空间类型，包括大型溶洞、溶蚀孔洞、溶蚀孔隙、构造裂缝等，其中大型孔洞是最主要的储集空间，不同尺度的断裂和裂缝是主要的连通通道，且具有一定的储集能力。不同类型的储集空间组合关系复杂，主要划分为3 种：溶洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型。

（2）孔、洞内部结构复杂。孔洞分为大型洞穴和溶蚀孔洞。大的溶洞高达数十米，按充填程度可分为未充填、部分充填和完全充填，充填类型包括垮塌岩溶角砾充填、方解石充填和砂泥充填等［11］；溶蚀孔洞直径为几百微米至上百毫米，密集分布或孤立发育，有的部分或全部被泥质充填。

（3）高角度裂缝发育。塔河奥陶系碳酸盐岩断裂-裂缝主要发育于加里东—海西期，经历了多期应力改造，以高角度构造缝为主。地震剖面显示，断裂倾角普遍大于80°，断距小；成像测井显示，裂缝倾角主要为70°～90°，以高导缝为主。高角度裂缝是控制研究区流体流动性的主要因素之一。

（4）基质为非有效储集空间。塔河奥陶系纯碳酸盐岩基质物性极差，录井、测井、酸压、测试等资料显示，基质基本不含油，只起到分割各类有效储集体的作用，不是油藏的有效储集空间。基质不含油也导致了有效储集体呈离散分布。

2 开发特征

2.1 油井生产特征

明确对储集体的认识是油井生产动态分析的目标之一。缝洞油藏可通过油井产油、产水变化特征来判断井控范围内储集体的主要类型及规模［12］。综合油井钻井资料（如放空漏失），测井解释成果，地震预测结果，油井产能、产量及产水变化等静动态信息，可将塔河缝洞型油藏的油井分为溶洞型、裂缝-孔洞型和裂缝型［13］。

（1）溶洞型

此类井在钻井过程一般会出现放空和漏失；地震剖面上以强“串珠”、强反射特征为主，规模较大；即使通过酸压沟通溶洞的井，一般泵压也会随排量快速降低。油井初期日产量一般大于100 t，有一定稳产期和高产期，无水采油期较长，早期投产井无水采油期可达2 年以上。油井的含水上升情况受溶洞充填程度的影响，统计108 口钻遇的未充填或充填程度很低的溶洞型油井，发现此类井见水后多呈暴性水淹特征（图2a）；钻遇砂泥充填程度较高的油井192 口，此类井见水后表现出含水率逐步上升的特征（图2b）。溶洞型油井一般天然能量充足，水突破后含水率骤增，产油量快速递减。

（2）裂缝-孔洞型

此类井在钻井过程中较少出现放空和井漏现象；地震剖面以杂乱反射特征为主；测井显示裂缝较发育，岩心见小尺度溶洞；大部分井靠酸压投产，投产初期日产量为50～100 t，无水采油期短或没有无水采油期，大部分油井没有稳产期，含水率呈逐步上升或台阶上升的特征（图2c），油井能量较充足，产油量递减较快。

图2 塔河油田奥陶系缝洞油藏不同类型油井产油和含水特征曲线Fig.2 Oil production and water cut curves of Ordovician fractured-vuggy reservoirs of different types of oil wells in Tahe Oilfield

（3）裂缝型

此类井测井显示裂缝较为发育；地震剖面呈纵向延伸的弱反射特征；油井虽靠酸压建产，但投产效果都较差。此类井投产初期日产量普遍低于30 t，呈锯齿状波动，无稳产期，绝大部分油井投产即见水，且含水率波动大（图2d），油井产量和含水率都没有明显规律。

2.2 注采井间响应特征

（1）基于生产指标的注采响应分析

依据塔河油田缝洞油藏注采井组动态分析，确定了4 个注采响应判别指标，分别为液-油产量、含水率、油压和动液面。根据判别指标变化情况，将注水井组内的生产井分为注水见效井、响应未见效井和未响应井三大类（表1）。对100 个注采井组进行了类型划分，其中见效井占比27.5%，响应未见效井占比22.5%，未响应井占49.0%。由此可见，井组注水后多方向有响应，但见效井占比低。

表1 塔河油田注采井组生产井受效类型划分指标Table 1 Index and characteristics of efficiency types of injection-production well group in Tahe Oilfield

（2）基于示踪剂监测的注采响应分析

根据研究区11 口井111 井次示踪剂监测结果，示踪剂响应主要表现出4 个特征：①示踪剂响应呈现多向性，监测到示踪剂52 井次，占比46.8%，表明井间连通性较好，示踪剂监测的连通关系与注采动态响应吻合度较高。②示踪剂响应浓度曲线以单峰型为主，占75.7%，双峰或多峰型井占比24.3%，说明井间连通通道以单一通道为主，少部分注采井间呈现多个导流能力不同的连通通道。③示踪剂突破快，油井示踪剂突破时间主要为2～60 d，前缘水线推进速度快（每天几十到几百米），表现为井间大裂缝连通的特征。④示踪剂整体回采率低。大部分井示踪剂回采率低于0.01%，在一定程度上说明注入水横向流动量少，横向驱替弱，注入水主要流入底水，存水率高。

3 流线模拟方法

3.1 方法原理

常规数值模拟器是采用有限差分方法模拟地下流体，流体只能沿网格方向流动，而流线模拟器则可以有效地避免数值弥散和网格方向的影响，可形象地反映流体运动特征。传统的商业化流线模拟器是基于隐式压力显示饱和度（IMPES）和流线/前缘追踪概念的油藏模拟器，将三维模型还原为一系列的一维流线。计算过程：先在基础网格上建立压力方程，计算得到压力等势面；再对流线进行正交运算，建立一个自然运移网络，即流线场，模拟流体沿流线在压力梯度方向运移［14-15］。

本文中采用的流线模拟方法是根据传统的有限差分方法计算的数值模拟结果转化而来，即基于有限差分方法计算出的压力场求得速度场，然后根据速度场分布，采用Pollock 流线追踪方法［16］，计算并追踪出模型的流线（图3）。

图3 三维Pollock 流线追踪示意图Fig.3 Schematic diagram of 3D Pollock streamline tracing

对于网格内的某一点，其所在位置用坐标（x，y，z）表示，经过该点的粒子在运动时必然会通过网格体的某一个界面离开网格，将该粒子的流动轨迹与离开界面的交点记做（xe，ye，ze）。假定该粒子是通过网格界面离开网格的，那么粒子从（x，y，z）运动到网格界面所需的时间为

式中：Δtx为点沿流线从网络入口端到达出口所需时间，s；Ax为Δx距离内渗流速度的变化量，m/s；ux为沿x方向的渗流速度，m/s。

粒子穿出网格后将以（xe，ye，ze）点作为进入下一网格的流入点，继续飞入相邻网格，直到收敛于生产井所在网格。若某个单元没有流线穿过，则采用反追踪技术做出将该单元与注水井之间的流线。

3.2 模型建立

采用缝洞型油藏三维地质建模方法［17］，考虑溶洞充填程度及与裂缝的组合关系，建立了4 种单溶洞概念模型，分别为未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂缝贯穿充填溶洞（图4）。因塔河缝洞型油藏大部分单元表现为强底水能量特征，本模型中将数值水体设置为50 倍以上（表2）。

表2 塔河油田单溶洞模型中分类储集体物性参数赋值统计Table 2 Physical property parameters of classified reservoirs in single cave model in Tahe Oilfield

图4 塔河油田不同类型缝洞概念地质模型Fig.4 Conceptual geological models of different types of caves in Tahe Oilfield

另外，选择塔河油田已有二十多年开采历史的S 缝洞单元建立油藏地质模型［18-19］（图5），该模型反映了缝洞复杂结构组合在空间上的分布特征及强非均质性。

图5 塔河油田S 单元油藏剖面模型Fig.5 Reservoir profile model of S unit in Tahe Oilfield

4 油水流动规律认识

4.1 不同类型溶洞内油水流动规律

基于建立的4 种塔河油田不同缝洞组合概念模型，开展常规油藏模拟和流线模拟，揭示其井控范围内的油水流动规律［20-23］。

（1）未充填溶洞

因溶洞为空腔，洞内压力可以实现瞬间平衡，其大小主要受位势影响呈层状分布。流体在垂向势差均匀控制下均匀流动，呈管流特征，在下部存在底水的情况下，底水平推驱替原油，油水界面呈水平抬升特征（图6）。油井一直无水采油，当油水界面平推到井底时，油井见水，且瞬间暴性水淹。

图6 塔河油田未充填溶洞常规模拟饱和度（a）和流线模拟（b）饱和度Fig.6 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of unfilled caves in Tahe Oilfield

（2）部分充填溶洞

溶洞垮塌或被砂泥充填时，易形成下部充填上部保留部分空腔的特征。油井钻遇此类储集体投产后，在底水作用下，下部充填洞表现出常规砂岩油藏底水锥进的特征，但是一旦底水锥进到上部空腔洞，因空腔洞内流体不受毛管力作用，油水开始快速分异，流体均匀流动，随着流线展布范围变大，油水界面又趋于水平，将会产生底板效应，水封下部溶洞内的剩余油，从而抑制洞内储量的有效动用（图7）。

图7 塔河油田部分充填溶洞常规模拟饱和度（a）和流线模拟（b）饱和度Fig.7 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of partially-filled caves in Tahe Oilfield

（3）全充填溶洞

全充填溶洞模型类似于常规底水砂岩油藏模型。油井钻遇此类储集体投产后，在井底附近快速形成压降漏斗，在毛管力作用下，底水呈锥状驱替，在井两侧溶洞顶部剩余油较富集。流线模拟显示溶洞能实现整体动用，但在溶洞中上部流线稀疏（图8），对产液贡献小，动用程度偏低。

图8 塔河油田全充填溶洞常规模拟饱和度（a）和流线模拟（b）饱和度Fig.8 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of fully filled caves in Tahe Oilfield

（4）断裂或中大尺度裂缝穿过充填溶洞

全充填溶洞后期受构造运动等破坏作用，裂缝穿过后，油井生产过程中，因裂缝渗透率高，流体流速大，底水很容易沿裂缝突进形成高速通道，抑制缝外侧溶洞内原油的流动，从而形成高角度裂缝屏蔽剩余油。流线集中分布在油井钻遇的充填洞一侧和裂缝内部，裂缝内流线密度最高，流体流动能力最强，而缝外侧基本无流体流动（图9），形成难动用剩余油。

图9 塔河油田断裂或裂缝贯穿充填溶洞常规模拟饱和度（a）和流线模拟（b）饱和度Fig.9 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of fully filled caves through with faults or fractures in Tahe Oilfield

4.2 采油井间油水流动规律

在建立研究区S 单元油藏地质模型的基础上，开展流线模拟。天然能量开发期间，流体流动仅受井周储集体发育情况控制，因有效储集体分布连续性差、规模有限，流线较为密集地分布在井周小范围内（图10a），单井有效动用范围较为局限；在多井生产时，流线也成簇状独立分布（图10b），仅在油水界面以下相连、且分布范围较广，说明对于强非均质性、有效储集体离散分布的缝洞型油藏来说，在弹性开采期间，流体以垂向流动为主，井间干扰少。

图10 塔河油田奥陶系缝洞型油藏天然能量开发期间压力流线分布Fig.10 Distribution of pressure streamlines during natural energy development period of Ordovician fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield

4.3 注采井间油水流动规律

油藏模型模拟注采井组的流线分布情况显示，注入水主要在注水井周围流动，且以垂向流动为主，注采井之间在油藏中上部基本没有流线分布，仅在底部统一水体位置流线连接较好（图11）。由此可见，缝洞型油藏注水开发时，因垂向裂缝发育，注入水受重力作用主导，主要沿裂缝进入到底水，然后再以底水的形式向上驱替，油水垂向运动为主，横向驱替弱。此油水流动规律认识很好地揭示了缝洞型油藏出现上述注采响应特征的原因。因此，缝洞型油藏受制于自身特殊的地质条件和流体流动规律，注水开发时很难达到如砂岩油藏一样的横向水驱替效果，导致水驱动用难度大，水驱提高采收率的效果也不理想。

图11 塔河油田奥陶系缝洞型油藏注采井间压力流线分布Fig.11 Distribution of pressure streamlines between injection and production wells of Ordovician fracturedvuggy reservoirs in Tahe Oilfield

5 结论

（1）流线模拟能够基于实际油藏地质条件形象地表征塔河油田复杂缝洞介质内的油水流动特征。

（2）塔河油田不同类型缝洞储集体内油水流动规律有差异。未充填溶洞内流体均匀流动，在底水驱替下，油水界面呈水平抬升特征；部分充填溶洞在下部充填区表现为底水锥进特征，上部未充填区油水界面趋于水平抬升，水封下部溶洞内的剩余油；全充填溶洞与砂岩油藏油水流动特征相似，底水锥状驱替；对于有断裂贯穿的全充填溶洞，底水易沿裂缝突进，流线集中分布在油井钻遇的充填洞一侧和裂缝内部，裂缝内流线密度最高，易形成水流快速通道，且屏蔽缝外剩余油。

（3）塔河缝洞型油藏因高角度裂缝发育，在天然能量开发期，油水流动范围受有效储集体规模的控制，以垂向流动为主，单井动用范围局限，井间干扰小，以底水驱动为主；在注水开发时，注入水受重力作用主导，主要沿裂缝流入到底水，油水垂向运动为主，横向驱替弱，驱油效果差。