Question

塔河四区碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式

Answer 1

刘中春　袁向春　李江龙

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型稠油油藏，受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，埋深大于5300m，油水分布关系复杂、非均质性极强。储集空间流动特征尺度大至几十米，小到微米量级，流动规律不同于砂岩油藏。油井的生产动态多变，开发的可控性差。为深入研究碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油形式，揭示油井水淹后是否仍有利用的价值，依据油井综合解释资料、生产动态信息，结合对现代喀斯特地貌中岩溶缝洞与古岩溶缝洞的认识，建立了3种近井地带储集体简化的地质模型，采用流体动力学理论及物理模拟实验相结合的方法，分析了钻遇不同储集空间的油井水淹后剩余油存在的形式，确立了缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术的研究方向。

关键词 缝洞型碳酸盐岩油藏 地质模型 物理模拟 剩余油形式

Analysis on Formation of Residual Oil Existence and Its Effect Factors in The Forth Area of Tahe Carbonate Heavy Oil Reservoir

LIU Zhong-chun，YUAN Xiang-chun，LI Jiang-long

（Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083）

Abstract In Tahe Ordovician carbonate reservoir，which is karstic/fractured heavy oil reservoir，higher level of heterogeneity and more complex distributing of oil and water had been formed by ancient structural action time after time comparing with other carbonate reservoirs.The reservoir depth is over 5300m and temperature is 398K.The oil viscosity is about 24mPa·s on the reservoir condition.The main flow conduits include fractures and caves that their flow characteristic sizes are from several decameters to microns.The well production performances vary rulelessly，and are difficult to be controlled.For investing the form of residual oil existence and analyzing the value in use of the well after water out，three types of simplified theorial and experimental models were constructed separately combining the results of integrated interpreting and production performance information of wells with realization of modern and ancient karst.As to the wells drilling on different flow conduits in carbonate reservoirs，the form of residual oil existence and its effect factors have been discussed.Meanwhile，the direction of EOR technology development in fractured/karstic carbonate reservoir have been determined.

Key words Fractured/karstic carbonate reservoir Theoretical model Physical simulation Form of residual oil

碳酸盐岩油气田在世界油气分布中占有重要地位，其储量占油气总储量的50%以上，而产量已占总产量的60%左右^［1，2］。近年来，我国碳酸盐岩油气田的勘探开发也呈现快速发展的态势，尤其是塔里木盆地的塔河油田发展迅速。截至2005年底，塔河油田累计探明石油地质储量达6.3×10⁸t，年产油量4.2×10⁶t，已成为我国最大的古生界碳酸盐岩油田。塔河油田4区奥陶系油藏位于塔河油田的中部，以艾协克2号构造为主体，为具底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型块状重质油藏。油藏埋深大于5300m，储集类型以溶洞为主，且发育极不规则，纵、横向非均质性强，储层预测难度大，且油气水关系及油藏类型极为复杂。经近10年的滚动勘探开发，暴露出钻井成功率低、采收率低和递减快的开发特征。油井过早见水、天然能量不足、含水上升快；油藏最快的年递减率高达44%，暴性水淹可使油井产量锐减70%以上；平面和纵向储量动用程度低，平均采出程度仅9.5%^［5～11］。因此，在现有油藏地质认识基础上，研究缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油形式，探索新的提高采收率方法迫在眉睫。

1 缝洞型碳酸盐岩油藏溶洞、缝及基质岩块的认识

测井、钻井、录井与油井的生产动态均表明，有些油井直接钻遇了未充填或半充填的溶洞，直接建产；有些油井未直接钻遇溶洞，但通过酸压可沟通具有有效储集能力的空间；还有少数井钻在致密的岩石中，即使酸压也无法沟通有效储集空间。认识缝洞型油藏储集体特性、识别有效储集空间的分布、了解剩余油分布形态，是提高油藏采收率的基础。

1.1 对溶洞的认识

理论上，地下古岩溶洞特点与现代岩溶应具有一定的相似性。图1和图2是我国贵阳境内世界最长的现代岩溶双河洞的分布及洞室情况。

图1 双河洞的平面分布图

图2 双河洞其中一个洞室

现代岩溶发育具有以下特点：①洞穴展布受区域构造裂隙控制；②洞穴发育与地下排水系统关系密切；③多期岩溶作用形成溶洞具有多层性；④洞穴的侵蚀和沉积同步进行；⑤溶洞大多发育在褶皱的核部和近翼部；⑥大型溶洞多位于河流中、上游地区；⑦以地下河为主体，发育若干支洞；⑧洞穴规模大，最长达85.3km（双河洞）；最大洞室面积达×10⁴m²（织金洞），高达150m。

古岩溶系统，由于长期构造运动和沉积作用，上覆岩层的关键层因受岩体自重重力、地应力集中以及溶洞内的真空负压三重作用而破坏塌落。塔河4区钻井过程中部分井具有严重的放空和漏失现象充分说明有未充填溶洞的存在。但测井解释结果显示大部分岩溶系统均发生不同程度的充填，如T403井全充填洞高达67m，TK409井全充填洞高达75m。图3为TK429井测井与成像测井对比解释结果，深5420.0～5427.5m，厚7.5m，为溶洞发育段。大型洞穴内有塌陷角砾岩、暗河沉积角砾岩和砂泥岩沉积，还有致密的灰岩（图4）。

古岩溶系统与现代岩溶的主要区别在于洞的规模小于地面，洞的充填程度高。

图3 KT429井测井与成像

图4 溶洞内不同种类充填物

1.2 裂缝发育分布规律

根据塔河油田14口成像测井资料统计了裂缝的走向，结果如图5，可以看出本区裂缝体系中以 NW-SE 向裂缝系占据主导地位，该裂缝系中又以走向为160°～180°或350°～360°的裂缝为主，NE-SW向裂缝系的发育程度要明显差于前一裂缝系，该裂缝主要的主体走向为0～20°或180°～220°。裂缝倾角如图6所示。大多数裂缝的倾角在60°～90°区间内，裂缝产状大多呈高角度，低角度裂缝发育很少。奥陶系碳酸盐岩大部分有效缝的发育主要集中在局部存在滑塌角砾现象的岩溶层段，因此裂缝在成因上主要与岩溶垮塌作用有关。

图5 塔河油田奥陶系裂缝体系的总体走向特征

图6 裂缝倾角百分比

1.3 基质岩块系统的认识

根据下奥陶统储层岩心孔渗分析资料统计，7011 块小样品孔隙度分布区间为0.01%～10.8%，平均为0.96%，其中小于1%的样品占71.52%，1.0%～2.0%的（含1.0%）占22.02%，大于2%的仅占6.46%。全区6473个小样品渗透率分布区间为（0.001～5052）×10^-3μm²，其中小于0.12×10^-3μm²的占样品总数的67.14%，小于0.6×10^-3μm²的占85.68%，小于3×10^-3μm²的占94.39%，大于3×10^-3μm²的仅占5.61%，最大渗透率为5052×10^-3μm²，频率中值小于0.1×10^-3μm²。岩心分析数据反映出塔河油田奥陶系储层基质物性较差，基质孔渗对储层孔渗基本无贡献。

2 近井地带简化的地质模型及剩余油

为了进一步揭示油井生产动态与储集体性质的关系，揭示油井水淹后是否还有利用的价值及剩余油形式，根据油井的综合资料分析，建立了近井地带4种不同的地质模型。

2.1 封闭型溶洞

封闭型纯油溶洞是指不与外界沟通，内部只充满油的溶洞。目前尚未发现钻遇这种类型的溶洞，但尚无充分的证据排除这种洞存在的可能性。

此类溶洞完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油的弹性能和溶洞裂缝自身的弹性能。由于无外界能量的补充，溶洞内的压力与生产井的产量均由于天然能量的损耗而逐渐降低，直至最后停喷。

2.1.1 利用物质平衡法分析剩余油

钻遇此类溶洞的生产井，当井底流压低于井筒的静液柱压力及井筒摩阻造成的压力损失时，油井停喷。

p_wf=Δp（静液柱）+Δp（摩阻） （1）

对裸眼完井方式的油井，停喷时溶洞内的压力接近式（1）表示的数值，此时根据物质平衡方程，油井的累积采油量为：

N_pB_o=N_oB_oC_t（p_i-p_wf） （2）

此类溶洞的采收率只与溶洞内原油、岩石的弹性压缩系数及压降有关，符合下式：

油气成藏理论与勘探开发技术

无论井口限制生产与否，对打在溶洞任何位置的油井，均会有剩余油存在，且剩余油的大小满足：

剩余油=（1-η）N_oB_o （4）

2.1.2 溶洞内流体的流动特征

根据流体力学中伯努利方程

油气成藏理论与勘探开发技术

计算了圆柱型溶洞中单相流体的流动特征，压力与流速无因次分布结果见图7。当具有一定压力的封闭溶洞被打开后，洞中流体的流线如图7所示。仅在近井地带，压力才产生扰动；远离井底，压力仍然保持在初始状态。流体的流速在无因次距离0.5m处，开始扰动，即接近溶洞二分之一的高度处。

图7 圆柱型溶洞单井单相流体的流动特征

2.2 底水型溶洞

底水型溶洞又分为封闭型底水溶洞和沟通型底水溶洞。其中封闭型底水溶洞是指不与外界沟通，内部包括油、水两相的溶洞（图8）。此类溶洞也完全依靠天然的弹性能量开采，弹性能包括原油、地层水的弹性能及溶洞裂缝自身的弹性能。沟通型底水溶洞指的是与外界沟通，又可分成两种，一种是外界水浸量速度低于生产速度，此时溶洞依靠的天然能量包括水浸量与弹性能；另一种是外界水浸速度等于生产速度，溶洞中压力不变，这类溶洞的开采完全依靠水驱。

2.2.1 未充填溶洞底水锥进的理论分析

对于底水型溶洞，油井产量递减的原因，不仅是能量降低，还有出水的影响。油井出水加快了产量递减。油井出水并不意味着油水界面一定达到井底，根据流体力学理论，油水界面处油水的速度分别为：

油气成藏理论与勘探开发技术

油气成藏理论与勘探开发技术

水油速度比：

油气成藏理论与勘探开发技术

塔河油田4区地下原油黏度平均为24mPa·s，如果地层水黏度近似1mPa·s，那么相同的条件下，水的速度是油相速度的24倍。因此，当溶洞被钻开后，由于生产井产生的扰动，井底附近必然会产生底水锥进的趋势，同时油水密度差造成的重力分离作用，又可抑制底水锥进。

图8 封闭型底水溶洞示意图

此类溶洞的剩余油不仅取决于溶洞内的天然能量，而且与底水锥进的程度密切相关。底水从生产井突破，又加速了油井停喷的进程。因此影响底水锥进程度的因素，也将影响溶洞中剩余油的数量。此影响因素很多，包括油水黏度比、采油强度、溶洞中油水界面的高度、生产井的位置、生产井密度以及溶洞的几何形状等。

图9 底水锥进实验结果

2.2.2 未充填溶洞底水锥进的物理模拟

实验采用真空泵产生负压流动的方式，模拟溶洞型储集空间的底水锥进过程。实验用油为黏度约为15mPa·s 的白油，水为配置的矿化度为2×10⁵mg/L的盐水，实验温度为室温25℃，实验结果见图9。

实验的排量为30mL/s，即2.5t/d，产生的水锥高度约为0.01m；减小生产速度，可抑制水锥的产生；井底水锥产生的扰动范围很小。由于油水重力分异的结果，实际产生的水锥高度远小于理论计算的结果。若假设水锥产生的高度与生产速度成正比，则估算实际生产速度达250t/d时，产生的水锥高度也只有1m。因此，可以推测当油井处在未充填溶洞的顶部时，油井见水后剩余油的潜力很小，且此部分剩余油完全可以通过减小生产速度而得到有效开采。

2.3 近井缝洞型

塔河油田4区钻遇溶洞并提前终孔的油井毕竟是少数，大部分油井均正常完成钻井过程，部分井自然完井后建产，部分经酸压后建产。岩心观察与成像测井解释结果对裸眼井段钻遇的缝洞有了一定程度的认识。

图10 裸眼井段钻遇的洞缝及简化模型

为了理论研究，将裸眼井段钻遇的溶洞、裂缝，简化为一组规则的毛管流动（图10）。依据岩心观察统计结果，宽度大于1mm裂缝有19条，占总数 2.4%；宽度 0.1～1mm裂缝共有267条，占总数33.5%；宽度小于0.1mm 裂缝共有512条，占总数64.2%。

根据流体力学理论，按照岩心统计的缝比例，不同尺度缝洞对进入裸眼井段总流量的贡献不同。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，如洞的尺度大于50mm时，对总流量的贡献已大于95.96%。就是说，当洞的尺度大于50mm时，油井的总产量主要来自于洞，而缝的贡献较小。剩余油的主要形式包括底水未波及的缝中剩余油、波及过大孔道的壁面，数量取决于非均质程度与油水黏度比。

按上述洞缝尺寸与比例，近井地带洞缝储量的比例分布见图11。当溶洞的尺度为1m时，溶洞内储量占总储量的82%，缝中储量仅占17.8%；当溶洞的尺度降到50mm时，洞储量占总储量的比例降为18.7%，缝中储量上升至81.3%。尽管裸眼井段中当洞的尺度降到50mm时，洞对总流量的贡献仍较高，但洞内的流体被底水驱替以后，缝内的储量也是不容忽视的。

图11 单位岩石体积不同尺度溶洞占储量的百分数

2.4 近井裂缝型

塔河油田4区大部分油井是酸压后建产，即在钻井过程中未钻遇有效的储集空间，经酸压后沟通了有效储集空间建产（图12）。为了研究方便仍将其简化为一束毛管。

图12 裸眼井段钻遇裂缝及简化模型

由于碳酸盐岩表面具亲油性，底水驱替裂缝内原油时，毛管力为驱替的阻力，在裂缝壁面必然会留下剩余油膜。亲油、亲水孔隙中水驱油过程的对比见图13。

图13 不同润湿性仿真孔隙模型中油水的分布

仍然按照上述分析的裂缝分布比例，不同油膜厚度的剩余油百分数见图14。可看出对于一定体积的裂缝储集空间，假设底水波及的范围达到100%，仅按不同厚度的剩余油膜计算，当油膜厚度达到0.1mm时，剩余油百分数接近50%，当油膜厚度降到0.01mm时，剩余油百分数能达到26%。而油膜厚度不仅与岩石的润湿性有关，而且取决于驱替速度。况且底水不可能百分之百驱替裂缝孔隙，因此裂缝型储集空间的剩余油也是相当可观的。

图14 不同油膜厚度的剩余油百分数

3 剩余油产生因素及提高采收率途径

根据地质模型的剩余油分析，目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率的关键问题为：①油井未能有效沟通有效储集空间；②油井即使沟通了有效储集空间，但由于底水锥进或天然能量不足，仍可产生大量的剩余油。对于已动用的储量，底水碳酸盐岩油藏剩余油的影响因素包括能量及底水的驱替程度两个方面，影响底水驱替程度可以从扫油效率和洗油效率两个角度分析，结果如图15。油藏天然能量大小、非均质程度、油水黏度比是影响缝洞型碳酸盐岩油藏动用储量采收率的三大关键因素。

图15 缝洞型油藏影响采收率的因素及提高采收率的途径

因此，针对此类油藏，应当结合剩余油形态分析，有针对性地开展提高采收率技术研究。以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的研究工作势在必行。具体可分两个阶段进行，一是天然能量阶段，包括加密井、纵向分层开采、侧钻水平井、酸压、堵水等技术研究；二是人工补充能量阶段，可能采用的方法包括注水、注气、注稠化剂，以及活性剂等。化学法风险较大；注气虽然对底水且具有垂直裂缝的油藏具有得天独厚的优势，但对埋深超过5300m的油藏，要求较高注入压力的注入泵限制了该方法的应用。因此，注水仍是风险小、成本低的首选方法。但常规油藏成功的注水经验已不适应无法判断连通性的缝洞型碳酸盐岩油藏^［3，4］，因此，新的、有效的注水方法的研究迫在眉睫。

4 结论与认识

（1）油井水淹，只表明出油大通道水淹，并不意味着储集空间完全水淹。

（2）主体剩余油主要有5种形式：①因储集空间尺度差异而产生的底水未波及剩余油；②油井未处洞顶，水淹后未充填溶洞的顶部剩余油；③未充填溶洞因底水锥进的剩余油；④水波及过后的残余油膜；⑤能量严重不足的各类储集空间内剩余油。

（3）提高采收率技术研究应当针对不同类型的剩余油形式，以缝洞流动单元为基础，确定以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率方法为后续保证的提高采收率方法的研究方向。

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