李小波，劉學(xué)利，楊 敏，譚 濤，李 青，劉洪光，張藝曉

（1.中國石化西北油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆烏魯木齊830011；2.中國石化碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，新疆烏魯木齊830011）

塔河縫洞型油藏不同的巖溶主控因素導(dǎo)致巖溶縫洞儲集體的形態(tài)、規(guī)模和空間分布的差異，加大了油藏開發(fā)中縫洞結(jié)構(gòu)和連通關(guān)系認(rèn)識的難度。在縫洞型油藏注水開發(fā)中，魯新便等[1]首次總結(jié)提出了空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)的構(gòu)建理念，從縫洞結(jié)構(gòu)和連通關(guān)系的角度，提出了面狀、網(wǎng)狀和條帶狀的井網(wǎng)形式。在立體開發(fā)[2]的思想基礎(chǔ)上，通過高效井網(wǎng)構(gòu)建實(shí)現(xiàn)采收率的大幅提高。在注采關(guān)系研究方面，國內(nèi)外的碎屑巖油藏大多采用行列井網(wǎng)和面積井網(wǎng)為主的井網(wǎng)形式，建立分層注采，注采對應(yīng)關(guān)系清楚[1-3]?？p洞型油藏采取籠統(tǒng)注采為主，且注入井與采出井對應(yīng)關(guān)系復(fù)雜、不清楚，在注采關(guān)系的研究方面文獻(xiàn)少見報道。

為此，以不同巖溶背景下的縫洞結(jié)構(gòu)和分布特征為基礎(chǔ)，系統(tǒng)分析縫洞型油藏縫洞連通結(jié)構(gòu)特點(diǎn)、注采井網(wǎng)構(gòu)建原則、注采井部署方式，采用物理模擬和數(shù)模相結(jié)合的方法，開展風(fēng)化殼巖溶、斷控巖溶、古暗河巖溶的注采關(guān)系優(yōu)化研究。通過結(jié)合現(xiàn)場實(shí)踐，進(jìn)一步明確了適合不同類型油藏縫洞結(jié)構(gòu)和井網(wǎng)形式的注采關(guān)系，為縫洞型油藏高效空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)的構(gòu)建提供支撐。

1 縫洞型油藏縫洞結(jié)構(gòu)及井網(wǎng)特點(diǎn)

1.1 縫洞型油藏縫洞結(jié)構(gòu)特點(diǎn)

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏儲集體以構(gòu)造變形產(chǎn)生的構(gòu)造裂縫與巖溶作用形成的孔、洞、縫為主，其中大型洞穴是最主要的儲集空間，裂縫既是儲集空間，也是主要的連通通道[4-6]。受古地貌、古水系和深大斷裂的綜合作用，形成了以構(gòu)造控制的風(fēng)化殼巖溶、斷裂控制的斷控巖溶和古水系控制的古暗河巖溶類型。不同巖溶背景下主要巖溶作用方式和強(qiáng)度存在差異，平面上呈分區(qū)、分帶分布特點(diǎn)。風(fēng)化殼巖溶以地表風(fēng)化淋濾巖溶為主，發(fā)育的大型溶洞呈片狀和網(wǎng)狀分布，縫洞結(jié)構(gòu)具有面狀展布、空間離散分布，縫洞之間的多向連通，展布范圍廣的特點(diǎn)[6-8]。

斷控巖溶受主干斷裂控制形成巖溶縫洞體系，斷裂帶平面呈條帶狀、縱向呈樹枝狀的形式展布，溶洞沿?cái)嗔逊植?，縫洞結(jié)構(gòu)受裂縫的展布控制，局部單向或多向連通關(guān)系好。古暗河巖溶受早期古水系影響，發(fā)育大尺度廳堂洞，經(jīng)過后期多期巖溶改造作用，導(dǎo)致局部充填性較強(qiáng)，整體上在平面分布主干和分支暗河，縱向形成淺層和深部暗河，溶洞展布具有明顯的方向性特征，局部連通性較強(qiáng)[9-10]?？p洞結(jié)構(gòu)上空間發(fā)育一套或兩套暗河系統(tǒng)，且局部縱向裂縫溝通，暗河未充填溶洞發(fā)育，但是局部充填垮塌導(dǎo)致平面具有分隔性。

1.2 縫洞型油藏注采井網(wǎng)特征

由于塔河縫洞型油藏非均質(zhì)性極強(qiáng)，縫洞在空間上呈離散分布、連通方式多樣、縫洞結(jié)構(gòu)復(fù)雜，其開發(fā)井網(wǎng)有別于碎屑巖油藏的面積井網(wǎng)、排狀井網(wǎng)等規(guī)則井網(wǎng)形式。

在縫洞型油藏的開發(fā)中，早期的基礎(chǔ)井網(wǎng)以產(chǎn)能建設(shè)為主，實(shí)施的按洞部井，逐洞開發(fā)的思路，形成了不規(guī)則井網(wǎng)；進(jìn)入注水、注氣開發(fā)提高采收率階段后，利用低產(chǎn)、低效井進(jìn)行轉(zhuǎn)注，依據(jù)儲集體展布和井洞關(guān)系進(jìn)行注采關(guān)系的設(shè)計(jì)和注水井的部署。基于縫洞型油藏縫洞結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性和空間分布的不規(guī)則性，在開發(fā)理念上屬于體積開發(fā)[2]，不同于常規(guī)砂巖油藏“層”的開發(fā)思想。因此，提出了針對縫洞型油藏的“空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”理念[1]。其井網(wǎng)構(gòu)建的核心思想是體現(xiàn)“立體化和結(jié)構(gòu)化”?！傲Ⅲw化”主要反映縫洞的空間分布和配置關(guān)系，“結(jié)構(gòu)化”重點(diǎn)是體現(xiàn)井洞融合關(guān)系、縫洞融合關(guān)系和洞洞融合關(guān)系?？臻g結(jié)構(gòu)井網(wǎng)的構(gòu)建理念為縫洞型油藏高效注采井網(wǎng)的構(gòu)建提供了方向。

1.3 縫洞型油藏井網(wǎng)部署方式

空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)考慮縫洞與注采井的優(yōu)化配置建立適宜的井洞關(guān)系。井網(wǎng)構(gòu)建主要遵循井控儲量和開發(fā)效益最大，多向注采和分層注采，矢量配置，低注高采、縫注洞采，兼顧注水、注氣和后期注采互換的構(gòu)建原則，實(shí)現(xiàn)有效控制、高效動用、均衡驅(qū)替的構(gòu)建目標(biāo)。

為了實(shí)現(xiàn)注采井的合理部署，結(jié)合現(xiàn)場的注水開發(fā)實(shí)踐，考慮縫洞儲集體展布、注采方式、井網(wǎng)形式等方面，形成了注采井的部署方式：裂縫展布與驅(qū)替方向匹配、溶洞規(guī)模與注采井類型匹配、連通方式與注采方式匹配、縫洞結(jié)構(gòu)與注采井網(wǎng)匹配。部署方式主要目的是將縫洞儲集體空間展布特點(diǎn)和注采井的優(yōu)化設(shè)計(jì)結(jié)合起來，實(shí)現(xiàn)在動態(tài)和靜態(tài)上的系統(tǒng)匹配，井網(wǎng)構(gòu)建原則和部署方式的確定為合理注采關(guān)系的建立提出了要求，建立注采關(guān)系是實(shí)現(xiàn)空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)建設(shè)的關(guān)鍵[11-14]。

2 不同巖溶背景下的注采關(guān)系研究

2.1 風(fēng)化殼巖溶注采關(guān)系

風(fēng)化殼巖溶是塔河油田主要的巖溶模式，其儲集體主要發(fā)育在風(fēng)化面0 ～60 m 內(nèi)，具有巖溶強(qiáng)度大、影響范圍廣、呈面狀分布的特點(diǎn)。裂縫、孔洞、殘余溶洞為主要的儲集空間，井間的裂縫和巖溶管道是井間的主要連通通道（圖1）。

圖1 風(fēng)化殼巖溶背景縫洞結(jié)構(gòu)Fig.1 Fractured-vuggy structure in crust karst

設(shè)計(jì)裂縫—孔洞組合的物理模型，裂縫作為溶洞間的連通通道，開展不同注采位置的水驅(qū)物模實(shí)驗(yàn)。從實(shí)驗(yàn)過程分析發(fā)現(xiàn)，采取低部位注水高部位采油時，油水界面緩慢上升，孔洞內(nèi)油水界面發(fā)生明顯重力分異現(xiàn)象，注水能逐漸波及溶洞，實(shí)現(xiàn)較大范圍的水驅(qū)波及。采取高部位注水低部位采油時，裂縫內(nèi)油水界波動，重力分異作用不明顯，驅(qū)替后孔洞中賦存剩余油，注水波及范圍有限，整體上較低注高采方式驅(qū)油效率高（圖2）。同時開展儲集空間類型的模擬對比實(shí)驗(yàn)，采取尺度較小的孔洞注水，尺度較大的溶洞采油，實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)儲集體發(fā)育程度差的部位向發(fā)育好的部位注水，能充分利用油水密度差異，發(fā)揮重力分異的作用，增大注水波及范圍，提高水驅(qū)動用程度。

圖2 低注高采和高注低采注采關(guān)系不同驅(qū)替階段孔洞中剩余油分布對比Fig.2 Comparison of residual oil distribution in different displacement stages with different injection-production relation

實(shí)驗(yàn)分析認(rèn)為，風(fēng)化殼巖溶采取構(gòu)造低部位注水、高部位采油（低注高采），儲集體不發(fā)育區(qū)注水、發(fā)育區(qū)采油（縫注洞采），可實(shí)現(xiàn)高效的注水驅(qū)油。

2.2 斷控巖溶注采關(guān)系

斷控巖溶的儲集體展布具有明顯的方向性。根據(jù)斷裂樣式和規(guī)模分為單支板狀斷裂和枝干型斷裂，采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行注采關(guān)系優(yōu)化模擬研究。

2.2.1 單支板狀斷裂

單支板狀斷裂在剖面上以一條主干斷裂為主，伴生的次級斷裂不發(fā)育，小尺度裂縫較發(fā)育，溶洞和孔洞沿主干斷裂分布（圖3a）。設(shè)計(jì)順斷裂面的油藏剖面模型，模擬淺注淺采和深注淺采兩種注采關(guān)系。

圖3 斷控巖溶縫洞結(jié)構(gòu)模式Fig.3 Fractured-vuggy structure models of fracturecontrolled karst

從淺注淺采的初期和末期階段含油飽和度對比圖看出，注入水易沿裂縫面橫向驅(qū)替，導(dǎo)致油井見水時間較早，同時無井控制區(qū)域易形成局部高壓或封存剩余油，注水波及范圍有限（圖4a）。在深注淺采的階段含油飽和度對比圖上可看出，注入水從深部裂縫橫向推進(jìn)，可均勻抬升油水界面，增大了注水波及范圍（圖4b）。從兩種注采關(guān)系驅(qū)替末期的含油飽和度圖看出，在單支板狀斷裂油藏中深部注水淺層采油的注采關(guān)系能實(shí)現(xiàn)最大的水驅(qū)波及剩余油，提高驅(qū)替效率。

圖4 單支板狀斷控巖溶注采關(guān)系模擬Fig.4 Simulation of injection-production relation of singlesupport plate-shaped fracture-controlled karst

2.2.2 枝干型斷裂

枝干型斷裂在剖面上呈現(xiàn)主干和伴生次級斷裂都較發(fā)育，主干斷裂發(fā)育深度最大，溶洞和孔洞發(fā)育程度較高（圖3b）。在單支板狀斷裂注采關(guān)系認(rèn)識的基礎(chǔ)上，對枝干型斷裂結(jié)構(gòu)主要考慮平面注采關(guān)系對注水效果的影響。模擬主干斷裂伴生兩個次級斷裂形成的核部+兩過渡帶的組合結(jié)構(gòu)。

模型設(shè)計(jì)4種注采關(guān)系模擬方案（圖5），從數(shù)值模擬實(shí)驗(yàn)對比曲線可以看出，在不同的平面部署方式下，水驅(qū)效果存在明顯的差異性。在水驅(qū)采收率變化曲線上，邊部注核部采＞核部注核部采＞核部注+1過渡帶采＞核部注+2過渡帶采，其中注水井部署在過渡帶，采油井部署在核部的注采關(guān)系具有最高的累產(chǎn)油量和較慢的含水上升速度（圖6）。分析認(rèn)為對枝干型斷控巖溶，巖溶核部的主干斷裂儲集體最發(fā)育，過渡帶上次級斷裂儲集體欠發(fā)育，但是通過裂縫通道可實(shí)現(xiàn)主干與分支斷裂連通，所以注水井選擇在過渡帶深部注水，利用油水密度差異，充分發(fā)揮重力分異的作用，可驅(qū)替高效井間剩余油。

整體上對斷控巖溶，在平面上次級斷裂區(qū)注水、主干斷裂區(qū)采油，縱向上斷裂深部注水、淺層采油，形成立體注采的注采關(guān)系。

2.3 古暗河巖溶注采關(guān)系

古暗河巖溶背景下的儲集體平面具有分段性，縱向局部具有分層性。結(jié)合縫洞結(jié)構(gòu)特點(diǎn)設(shè)計(jì)了主干和分支暗河、淺層和深部暗河的注采關(guān)系優(yōu)化數(shù)值模擬方案。從注采關(guān)系優(yōu)化對比圖看出，采取主干暗河注水分支暗河采油的注采關(guān)系在見水后中、低含水期較長，含水上升相對緩慢，具有較好的控水效果；而分支暗河注水主干暗河采油的注采關(guān)系下，則含水快速上升（圖7a）。分析認(rèn)為主要原因在于主干暗河較分支暗河溶洞更發(fā)育，且位置低更易連通強(qiáng)底水，實(shí)施主干暗河注水不僅可抑制底水抬升，而且可利用重力分異原理，驅(qū)替剩余油，提高驅(qū)替效率。同時對縱向發(fā)育兩層暗河的古暗河巖溶系統(tǒng)，從籠統(tǒng)注水和分段注水的控水效果明顯看出，實(shí)施分段注水能達(dá)到較好的控制含水上升速度，提高水驅(qū)的有效動用，增大注水波及范圍的作用（圖7b）。

圖5 枝干型斷裂平面注采關(guān)系方案設(shè)計(jì)Fig.5 Injection-production relation design for branch fracture plane

圖6 枝干型斷裂注采關(guān)系方案效果對比曲線Fig.6 Comparison curve of injection-production relation for branch fracture

圖7 古暗河巖溶注采關(guān)系優(yōu)化對比Fig.7 Optimization contrast of karst injection-production relation for ancient underground river

分析認(rèn)為古暗河巖溶在主暗河段，采取主干暗河段注水、分支暗河采油；兩層暗河，采取深部暗河注水、淺層暗河采油，可構(gòu)建分層注采的注采關(guān)系[15]。

3 應(yīng)用效果

塔河油田自2005年開始實(shí)施單元注水開發(fā)以來，注水規(guī)模逐步擴(kuò)大到134 個縫洞單元，水驅(qū)控制儲量達(dá)到6.1×108t，年均增油達(dá)到32×104t。目前采用空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)的構(gòu)建思路，優(yōu)化井與溶洞的配置關(guān)系，建立適宜的注采關(guān)系實(shí)現(xiàn)水驅(qū)儲量控制的最大化、提高強(qiáng)非均質(zhì)油藏的水驅(qū)效率。

從現(xiàn)場注采井組的注采關(guān)系統(tǒng)計(jì)表可以看出（表1），在三大巖溶背景下，不同注采關(guān)系對應(yīng)的井組有效率和平均井組增油效果差異大。整體上風(fēng)化殼巖溶采低部位注水高部位采油、裂縫注水溶洞采油；古暗河巖溶采取主干注水分支采油和分層注水；斷控巖溶采取次級斷裂注水主干斷裂采油和深部注水淺層采油的注采關(guān)系最好。

表1 礦場不同巖溶地質(zhì)背景下注采關(guān)系與效果統(tǒng)計(jì)Table 1 Statistics of injection-production relation and effect under different karst geological background

如塔河油田A1 斷溶體井組受北東—南西向的次級斷裂控制，為典型的單支板狀斷控巖溶。油藏裂縫和孔洞型儲集體比較發(fā)育，且在斷裂深部發(fā)育大尺度的孔洞，沿?cái)嗔衙嫘纬梢粋€扇形的儲集體發(fā)育區(qū)（圖8）。

根據(jù)斷溶體油藏帶狀井網(wǎng)的部署思路，設(shè)計(jì)了沿?cái)嗔训摹吧畈孔⑺?、淺層采油”的注采關(guān)系，對位于裂縫儲集體上的A3 井深部注水井，鄰井A1、A2、A4為設(shè)計(jì)采油井。前期A1井組的A3井含水快速上升，導(dǎo)致暴性水淹，鄰井A1、A2、A4 均低壓自噴，無水生產(chǎn)。通過對A3井采取溫和不穩(wěn)定注水后，鄰井A4和A2 井相互繼見效，A4 井從20 t/d 上升到40 t/d，且注水有效期維持在1年左右，分析認(rèn)為A4 井方向裂縫為主要早期主要驅(qū)替方向。在A4井受效期間，A2井保持了產(chǎn)量的穩(wěn)定生產(chǎn)，當(dāng)A4井效果逐步變差的同時，A2井方向開始見效，產(chǎn)油量從18 t/d上升到38 t/d，見效時間從2017年8月持續(xù)到目前，分析認(rèn)為，通過深部注水淺層采油的注采關(guān)系，一方面抑制底水的快速抬升，另一方面補(bǔ)充能量驅(qū)替井間剩余油（圖9）。

圖8 單支板狀斷控巖溶縫洞結(jié)構(gòu)剖面注采關(guān)系Fig.8 Injection-production relation of fractured-vuggy structure profile controlled by a single plate

圖9 A1斷溶體井組A3-A2、A4注采關(guān)系Fig.9 Injection-production relation of well A3-A2 and A4 in broken solution well group A1

4 結(jié)論

1）風(fēng)化殼巖溶采取構(gòu)造低部位注水，高部位采油，儲集體不發(fā)育區(qū)注水，發(fā)育區(qū)采油，建立一注多采的注采關(guān)系。

2）斷控巖溶在平面上采取次級斷裂區(qū)注水、主干斷裂區(qū)采油，縱向上斷裂深部注水、淺層采油，整體形成立體注采的注采關(guān)系。

3）古暗河巖溶的主暗河段采取主干暗河段注水、分支暗河采油；多套暗河實(shí)施深部暗河注水、淺層暗河采油，構(gòu)建分層注采的注采關(guān)系。

縫洞型油藏縫洞連通關(guān)系復(fù)雜，空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)為不規(guī)則井網(wǎng)，在室內(nèi)研究和現(xiàn)場實(shí)踐的基礎(chǔ)上認(rèn)識了不同巖溶背景下注采關(guān)系，但是要實(shí)現(xiàn)縫洞型油藏高效注水開發(fā)，還需要建立匹配巖溶特征的井網(wǎng)構(gòu)建原則、部署方式、構(gòu)建流程、注水技術(shù)政策等相關(guān)匹配技術(shù)。