縫洞型油藏剩余油分布模式及挖潛對策

熊陳微，林承焰，任麗華，韓長城，范卓穎

(中國石油大學(華東)，山東 青島 266580)

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縫洞型油藏剩余油分布模式及挖潛對策

熊陳微，林承焰，任麗華，韓長城，范卓穎

(中國石油大學(華東)，山東 青島 266580)

為研究塔河2區縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油分布情況，依據實際開發狀況，結合靜態地質資料和動態開發資料，在儲集體類型的基礎上對剩余油進行分類，提出了塔河2區縫洞型碳酸鹽巖油藏3個大類9個亞類剩余油分布模式：巖溶管道型剩余油包括支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、管道側壁型、管道附近孔縫型以及致密層遮擋型6個亞類；殘丘型剩余油包括閣樓型和低幅殘丘型2個亞類；斷控巖溶型剩余油包括斷裂附近孔縫型1個亞類。針對不同類型的剩余油分布模式，分別提出了新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水采油、提液、注水、單井注氣及單元注氣等挖潛措施，為塔河2區開發方案的調整提供了一定依據。

縫洞型油藏；剩余油；分布模式；挖潛對策；塔河2區

0 引 言

塔河2區奧陶系地層經過風化剝蝕以及古巖溶的共同作用，形成了孔、縫、洞等多種儲集空間類型以及不同的儲集體類型[1]。儲集體類型的多樣性導致油田開發過程中剩余油分布復雜，給剩余油研究帶來了巨大的困難。前人[2-5]對碎屑巖油藏剩余油研究較多，而對縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油研究[6-11]還在探索中。范子菲等[9]在流動單元劃分基礎上對碳酸鹽巖儲集體進行了分類，并總結了基于流動單元的碳酸鹽巖剩余油分布規律；榮元帥等[10]根據剩余油分布位置和形態將縫洞型碳酸鹽巖剩余油分成了7個大類13個亞類。根據塔河2區儲集體發育類型，結合油藏動、靜態資料，針對不同的儲集體類型提出了塔河2區剩余油分布模式，并對不同剩余油模式提出了相應的挖潛對策，對改善油藏開發效果有一定的現實意義。

1 研究區概況及儲集體類型

塔河2區隸屬塔里木盆地沙雅隆起中段阿克庫勒凸起西南部，經多期構造運動，奧陶系儲層遭受不同程度的剝蝕，構造呈北高南低，北部局部殘丘較南部覆蓋區發育[12]。塔河2區儲集體類型主要有巖溶管道儲集體、殘丘型儲集體和斷控巖溶儲集體3個大類。截至2015年8月，研究區平均單井日產油為4.6 t/d，綜合含水為76.1%，石油地質儲量為4 336.0×104t，累計產油為398.8×104t，采出程度為9.2%，儲量動用程度低，剩余油潛力大。

2 剩余油分布模式

針對塔河2區儲集體發育類型及控制因素，利用地震、測井、生產動態資料并結合油田生產實際情況，按照儲集體類型，將塔河2區剩余油分為巖溶管道型、殘丘型及斷控巖溶型剩余油3個大類，并進一步按照剩余油分布的形態特征及控制因素，將塔河2區剩余油分為9個亞類(圖1)。

2.1 巖溶管道型剩余油分布模式

巖溶管道型剩余油是指富集在巖溶管道儲集體內的剩余油，其分布受巖溶管道分布、形態及充填情況控制。按照剩余油在巖溶管道中分布的形態及控制因素，將巖溶管道型剩余油分為6個亞類。

2.1.1 支流管道型

支流管道型剩余油是指強水淹的干流巖溶管道上小型分支管道內的剩余油。由于受支流管道與干流巖溶管道空間差異的影響，支流管道流體分流量遠低于干流巖溶管道。如果注采井組位于主河道上，支流管道水淹程度比主干巖溶管道低，導致在開發過程中，易形成支流巖溶管道型剩余油。

塔河2區北部奧陶系主要發育巖溶管道型儲集體，呈分支狀或網狀分布，東部發育的巖溶管道主要受古暗河控制，存在多個分支巖溶管道。弧長屬性及地震三維雕刻體顯示(圖2)，沿TK235—S77CX—TK254和TK241—TK237井發育有2條規模相對較大的古暗河型巖溶管道，在管道兩側伴生發育有多個支流河道。主干巖溶管道上的3口井(TK235、S77CX、TK254)累計產油量為23.7×104t，位于支流管道上的3口井(TK320、TK242、S77)累計產油量為9.8×104t。可見，在無井控制的支流河道中，仍富集有大量的剩余油。

圖1 塔河2區奧陶系縫洞型碳酸鹽巖剩余油分布模式

圖2 地震屬性及三維雕刻體識別的支流巖溶管道

2.1.2 管道末端型

管道末端型剩余油是指巖溶管道末端由于無井控制，且注入水難以波及而富集的未被采出的剩余油。巖溶作用導致潛流帶常發育有古暗河系統，其主河道一般是主要匯水區，由于洞穴體積大，再加上后期巖溶塌陷作用，其面積增大，易于地震識別，是早期鉆井首選部位，因此，管道末端油井往往較少。注水開發時，注入水沿著巖溶管道將原油驅替至采油井以及巖溶管道末端，當巖溶管道末端無井控制時，在管道末端易形成大量剩余油。塔河2區已知的巖溶管道中，47.5%的巖溶管道末端無井控制，在這些管道末端有大量剩余油富集。

2.1.3 管道局部高部位型

管道局部高部位型剩余油是指油水界面上升至溢出點時巖溶管道局部高部位中未采出的剩余油。受古巖溶差異性以及后期巖溶改造作用影響，巖溶管道內壁往往不是平整光滑的，管道頂面存在起伏變化。在開發過程中，當注入水或底水上升，油水界面升高至巖溶管道頂部的溢出點時，油水界面不再升高，始終保持在溢出點的高度，溢出點以上的局部高點內的原油無法采出，形成了管道局部高部位型剩余油。

2.1.4 管道側壁型

管道側壁型剩余油是指由于管道兩側內壁形狀不規則而導致井壁上未被采出的剩余油。巖溶管道內壁凹凸不平，在注水開發過程中，注入水沿著巖溶管道驅替原油，在驅替路徑上，水體沿管道方向形成主流線，管道側壁內凹處往往由于注入水波及程度低而附著有大量殘余的剩余油。

2.1.5 管道附近孔縫型

管道附近孔縫型剩余油是指強水淹巖溶管道附近發育程度低的孔縫中未采出的剩余油。據巖心、錄井資料和普通薄片、鑄體薄片、熒光薄片等觀察可知，塔河2區奧陶系碳酸鹽巖儲集空間類型分為溶蝕孔洞、孔隙和裂縫，在巖溶管道附近同時發育有大量的小型溶蝕孔洞、孔隙和裂縫。在開發中后期，注入水或底水會沿著高滲帶(巖溶管道)突進，形成強水淹通道，而其附近的孔縫滲透率低，水體會繞過低孔、低滲區使其中的原油無法被波及，這部分原油只能依靠毛管壓力吸入高滲通道，速度極為緩慢，從而在巖溶管道附近的孔縫中富集了大量的剩余油。

2.1.6 致密層遮擋型

致密層遮擋型剩余油是指巖溶管道內致密層下部由于致密層遮擋而未被采出的剩余油。致密層對巖溶儲層的垂向連通性具有重要的控制作用，鉆井、巖性、測井等資料顯示，塔河2區致密層全區發育不穩定，縱向上分布4套致密層，平面上連片性差，厚度差異較大，巖溶管道內的致密層發育導致了單期巖溶管道上下分割或多期巖溶管道上下疊置的結構。開發過程中，被致密段分割的上下管道內流體不連通，當油井未鉆至致密層下部或因堵水等措施而導致致密層下部儲層段未投產，在致密層下部的管道內易形成剩余油。

2.2 殘丘型剩余油分布模式

殘丘型剩余油是指富集在巖溶殘丘型儲集體中的剩余油。按照井網控制情況及鉆井與殘丘的相對位置關系將殘丘型剩余油進一步分為閣樓型和低幅殘丘型2個亞類(圖3)。隨著海西期的大氣淋濾與巖溶作用，在塔河2區形成了由地表縫洞連通性好的巖溶淋濾帶組成的表層T74巖溶地貌，表層溶蝕孔洞后期經過油氣充注成為儲集體。開發后期油水界面上升至一定高度后，在T74界面局部高點會形成剩余油，即殘丘型剩余油，這種剩余油受T74界面起伏的影響較大。

2.2.1 閣樓型

閣樓型剩余油是指受井位置或完井井段的影響而在生產層段上部縫洞體中未采出的剩余油。當直井不在殘丘最高點或完井層段低于殘丘最高點，油水界面抬升至生產層段或完井層段頂部時，油井水淹，生產層段以上殘丘儲集體內的剩余油無法繼續采出，從而形成閣樓型剩余油；當水平井水平段位于殘丘高點之下，油水界面抬升至完井層段最高點時，油井水淹，水平段之上的剩余油無法繼續采出，也可以形成閣樓型剩余油(圖3中a區域)。

2.2.2 低幅殘丘型

低幅殘丘型剩余油是指無井控制的低幅殘丘中因注入水波及不到而未采出的剩余油。受海西期的大氣淋濾與巖溶作用，T74頂面形成了大量的巖溶殘丘。開發初期，大規模的殘丘優先布置新井，而剩余規模相對較小的殘丘由于經濟效益不高而未部署新井。隨著油田開發的進行，油水界面上升至低幅殘丘溢出點時，無井控制的低幅殘丘內原油無法采出且注入水難以波及到，從而形成了低幅殘丘型剩余油(圖3中b區域)。

圖3 地震剖面識別閣型剩余油和低幅殘丘型剩余油

2.3 斷控巖溶型剩余油分布模式

斷控巖溶型剩余油是指受斷裂控制而形成的剩余油，其分布特征受斷裂分布和發育情況控制，包括斷裂附近孔縫型1個亞類。塔河2區斷裂形成時間早，一般形成于加里東中期，受到擠壓應力較小，斷裂規模較小，持續時間較長，并在后期受到海西運動的影響。經過多期構造運動改造，斷裂數量多，斷距大，縱向延伸長度大。因此，在研究區內有豐富的斷控巖溶型剩余油分布。

斷裂附近孔縫型剩余油是指斷裂帶或斷溶體附近的溶蝕孔縫中的剩余油。斷裂附近往往伴隨有大量的派生裂縫及孔隙，隨著注水開發的進行，水體會沿著大斷裂進入儲集體驅替原油，主斷裂帶成為水體運移的優勢通道。平面上，斷裂帶兩側相對低孔、低滲孔縫中的油氣由于未受到注入水波及，只能依靠毛管壓力吸入高滲通道(大斷裂)，速度極為緩慢，從而在斷裂附近的孔縫中富集了大量的剩余油；縱向上，底水沿斷裂帶的優勢通道迅速竄進至生產井，導致油井水淹，而斷裂兩側低孔、低滲孔縫中的油氣被底水遮擋而無法采出，形成了斷裂附近的孔縫型剩余油。塔河2區共有24口井分布在斷控巖溶儲集體之上，占總井數的24.2%，其所在的斷裂附近多富集有孔縫型剩余油。

3 剩余油挖潛對策

塔河2區目前已進入了開發中后期，隨著含水的上升，油田開發狀況持續變差。因此，針對塔河2區不同剩余油類型，建議性地提出了新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水、提液、注水、單井注氣及單元注氣等剩余油挖潛對策(表1)。

統計2006年以后新加密的13口水平井和16口斜直井，投產成功率分別為92.3%和75.0%，累計產油量達到17.4×104t，加密效果好，表明由于無井控制或井網控制程度低而形成的支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、閣樓型、殘丘型剩余油適合利用新井加密措施挖潛。溶蝕孔縫等孔滲性較差的未動用層段或采出不充分的層段中的剩余油主要依靠毛細管力進入高滲帶或井底，驅動力小，速度慢，效率低，可利用酸化壓裂措施增加孔滲性，排水措施增加驅動力，提液措施增加液量等方式來挖潛剩余油。由于致密層遮擋導致的未動用層段內剩余油可進行鉆塞下返挖潛，如TK264X井可鉆開致密層動用5 601～5 652 m層段，TK211可鉆塞下返動用5 513～5 583 m層段。由于井距較大而在井間管道內動用不充分的剩余油，可以利用注水驅油進行挖潛。對塔河2區13個注采井組的注水驅油效果進行統計，92.3%的采油井受效時間均在100 d以上，除TK241CH井以外，單井累計增油量均在490 t以上，13口井累計增油3.6×104t，注水驅油效果明顯。對塔河2區11口井進行了19輪次注氣，除TK222CH井以外，單井日增油量均在5 t/d以上，有效率達到90.9%，注氣效果好，且注氣井主要位于殘丘附近或管道局部高部位附近，表明管道局部高部位型、低幅殘丘型剩余油適合利用單元注氣驅油措施挖潛。閣樓型剩余油可利用自注自采的單井注氣替油方式挖潛。

表1 塔河2區奧陶系剩余油挖潛措施依據

4 結 論

(1) 塔河2區奧陶系發育巖溶管道型、殘丘型、斷控巖溶型3種儲集體類型，可分為支流管道型、管道末端型、管道局部高部位型、管道側壁型、管道附近孔縫型、致密層遮擋、閣樓型、低幅殘丘型、斷裂附近孔縫型9個亞類。

(2) 針對塔河2區奧陶系不同剩余油類型，分別提出新井加密、酸化壓裂、鉆塞下返、排水、提液、注水、單井注氣及單元注氣等挖潛措施。

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編輯 劉 巍

20160224；改回日期：20160720

國家科技重大專項“復雜油藏精細表征及剩余油分布預測”(2011ZX05009-003)

熊陳微(1990-)，男，2013年畢業于中國石油大學(華東)資源勘查工程專業，現為該校地質資源與地質工程專業在讀碩士研究生，主要從事油氣藏開發地質方向的研究。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.022

TE327

A

1006-6535(2016)06-0097-05