2017, Vol. 39
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2. 东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地, 黑龙江 大庆 163318
2. Accumulation and Development of Unconventional Oil and Gas State Key Laboratory Cultivation Base Jointly-constructed by Province and the Ministry of Science and Technology, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China
H区块是轮古—塔河—哈拉哈塘奥陶系碳酸盐岩大型油田群的一部分，是经历多期构造运动和古岩溶共同作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏群[1]。H区块储层形态多变，非均质性极强，孔、洞、裂缝十分发育，孔洞/洞穴、裂缝组合形态多变，储集空间非常复杂[2]，连通单元井组注水开发难度很大。连通缝洞单元如何连通、是否存在高渗通道，对注水波及效率起关键作用。储层非均质性极强，井间连通方式差异大，连通单元内各井受效差异大，需要开展油藏地质研究[3]，依据连通方式、能量等突出差异化注水、动态完善，提高单元注水开发效率。
缝洞型碳酸盐岩油藏数值模拟研究，国内外学者主要用两种方法模拟，第一种应用渗流力学基本理论，结合裂缝基质型油藏渗流模型，建立了裂缝孔洞型双重介质等效数值模型，模拟碳酸盐岩裂缝孔洞型油藏[4]；第二种是离散数值模拟方法，基于地球物理和随机模拟多属性协同模拟方法，同时考虑缝洞的真实形态[5-6]，从而建立碳酸盐岩储层缝洞单元数值模型。
对于碳酸盐岩储层连通方式，国内外学者从静态和动态做了大量的研究工作。静态上利用最大曲率属性描述微断裂—裂缝体系，分析溶洞、裂缝空间组合关系，刻画缝洞体连通方式[7-8]，动态上利用数值试井、生产特征相似法、流体特征相似法、初始压力系数、油藏工程等方法对井间连通方式进行分析[9-12]，指导缝洞体连通单元的注水开发。本文基于地震反射特征、AFE裂缝预测、缝洞体量化雕刻、试井干扰测试等将H区块目前注采单元连通方式分为3种类型，进而建立缝洞连通数值模型，指导连通注采井组的注水开发，结合矿场注采效果动态调整注采比，对于提高缝洞体连通单元采收率具有一定的指导意义。
1 缝洞单元储层连通方式研究目标区块的主力产层是一间房组鹰山组内部大型缝洞集合体，以裂缝、洞穴溶蚀孔洞为主，主控因素是断裂、不整合面、暗河[13]。研究发现，目前H区块发育的大型缝洞集合体主要有两种类型：一种是多洞穴组合的模式，储层连通性好；另一种是孔洞、洞穴、裂缝组合，储层主要靠有效裂缝沟通[13]。根据溶洞理论，有溶洞发育的地方必然有暗河[14]，经过地下暗河体系的水长时间冲刷造成了溶洞。暗河根据在地震上的识别程度分为过水溶洞暗河段和暗河膨胀段，暗河膨胀段由于上覆重压和构造应力的挤压作用，形成坍塌式溶洞，体积扩大数倍，就是地震剖面上的“串珠状”反射[14]。
对比“暗河膨胀段” [1]和多洞穴组合的模式[13]，笔者认为H区块钻遇注采单元主要有两种类型：一种是溶洞群，也就是大型缝洞集合体，受潜水面和地下暗河控制[14]；另一种是单井钻遇孤立洞穴型，通过溶蚀孔洞、裂缝、断裂带沟通，构成有效注采连通单元。
通过地震属性和蚂蚁体追踪对井间微裂缝体系和大尺度裂缝进行识别，静态上刻画缝、孔洞、洞穴空间连通方式，并通过动态矿场实例验证，结合单井成像测井、岩芯描述等将目前H区块储层单元连通方式分为3类：暗河岩溶管道，表层裂缝孔洞和大尺度缝或断裂带。
2 缝洞体连通单元注水开发对策研究 2.1 数值模拟注水开发研究将H区块中孔隙度大于5.2% “串珠”相和片状相反射的储集体认为是洞穴型储集体[15-19]，同时结合地震识别的大型溶洞，建立离散大型溶洞分布模型；然后，基于蚂蚁切片搜索追踪大尺度缝分布，建立离散大尺度裂缝分布模型；对于微裂缝，结合单井成像测井、岩芯描述等资料，模型利用曲率属性形象表征微裂缝，通过曲率属性构建微裂缝模型。最后，基于量化雕刻建立储层模型：（1）基于波阻抗反演数据体建立孔隙度模型；（2）建立孔隙度、裂缝参数与渗透率关系得到渗透率的静态分布规律，结合动态试井数据对静态渗透率分布进行修正，建立渗透率模型。
模型构建时，由于微裂缝伴随储层而存在的，将微裂缝与孔洞储层整体作为基质模型，大尺度裂缝作为裂缝模型，基于确定性建模方法，采用成熟的ECLIPSE软件双重介质数值模型等效模拟裂缝孔洞型碳酸盐岩油藏，通过窜流系数表征裂缝与孔洞基质之间流动状况，而窜流系数是利用试井解释通过动态数据求得。由于碳酸盐岩储层非均质性极强，饱和度场和压力场分布采用平衡启动方法和非平衡启动枚举法相结合的技术思路，即同时赋予模型油水界面和参考压力、毛管压力曲线、初始饱和度场，互相约束以保证模型初始压力场的平衡。
利用已有两个连通井组资料，根据曲率属性及蚂蚁体追踪得到的微裂缝、大尺度缝分布模型（图 1），建立了能表征H区块典型连通井组的数值模型（图 2），进行不同连通方式井组注水方案研究。网格数为90×83×20，平面上的网格步长均为20 m，总网格节点数为149 400。储层及流体参数为：油藏深度为6 500 m，油层有效厚度为40 m，孔隙度18%，基质渗透率10.8 mD，裂缝渗透率1 123 mD，洞穴含油饱和度70%，裂缝含油饱和度90%，油藏压力75 MPa，原油体积系数为1.088，气油比为112 m3/m3，油、水密度分别为0.83，1.0 g/cm3。
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| 图1 平面储层微裂缝与大尺度缝展布分布图 Fig. 1 Microfracture and large-scale fracture distribution diagram of reservoir |
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| 图2 裂缝孔洞型、大尺度缝连通井组数值模型 Fig. 2 Fracture-cavern and large scale fracture connected well group numerical model |
设计方案为定油井初期产油20 m3/d，定储层基质裂缝密度比、渗透率比，分别考虑不同注水速度，不同注采比模拟5 a后的生产情况。
对于裂缝孔洞型连通井组数值模型，模拟不同注采比（1：1，1：2，1：3，1：4，1：5）井组注水效果（图 3），注采比高于临界值1：4时，注入水沿大尺度缝突进，波及效果差；注采比低于1：1，水线突进速度慢，波及范围广，更好地驱替井周围剩余油，提高单元注水开发效果。
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| 图3 裂缝孔洞型连通井组数值模型含水率与累产油曲线 Fig. 3 The water cut and cumulative oil curve for fracture-cavern connected well group |
对于大尺度缝连通井组数值模型，模拟不同注采比（1：1、1：2）注水突破速度（图 4），通过不同方案对比表明：不同注采比下，注水都会沿大尺度缝突进，突破时间略有不同，单含水率迅速上升至高含水阶段，整体注采效果差。
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| 图4 大尺度缝连通井组数值模型含水率与累产油曲线 Fig. 4 The water cut and cumulative oil curve for large scale fracture connected well group |
一方面，可以通过地震属性体识别“膨胀段暗河”；另一方面，通过缝洞体雕刻注采井组连通方式，雕刻空间展布主要以储层发育为主。暗河体系沟通溶洞洞穴，储层连通性好，底水能量充足。油水流动以“管流”为主，油水界面“近似”水平抬升。前期主要以单独自喷生产，低部位油井油水界面抬升到井底后，转单元井组注水开发，建立低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系[2]。
缝洞型油藏发育的裂缝一方面具有储集油气的功能，另一方面可沟通缝洞体，准确识别和刻画裂缝的形态对于判定缝洞注采单元连通方式，优化单元井组的注采方式至关重要[2]。最大曲率属性可以形象描述弥散缝（微缝），而蚂蚁体追踪大尺度缝的分布，进而利用缝洞雕刻技术刻画裂缝、孔洞、洞穴储层的连通方式（图 5）。
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| 图5 裂缝沟通缝洞储层图 Fig. 5 The combination of fracture and vug reservoir graph |
注采井间由裂缝孔洞型储层沟通（图 5a），井间分布大尺度裂缝高渗条带，油水流动规律与砂岩储层类似，存在层内矛盾。当注入量过大时，水会沿大尺度缝突击，采油井会快速见水，造成采油井过早水淹，注采井间剩余油大量富集。不同于砂岩层间矛盾，层间渗透率极差造成笼统注水，注入水都会沿高渗层突进，通常采用分层注水或调剖等其他三采措施[16-17]。
H区块碳酸盐岩储层埋藏最深超过7 200 m，油藏温度高达150 ℃，层内大尺度裂缝、微裂缝发育较好，非均质性极强[18]，单井完井方式以裸眼完井为主，试油方式采用大段整体试油[20]。H区块埋藏深，油藏温度高，地层水的矿化度大，地层条件与聚合物驱配伍性差，不宜采用调剖等其他三采措施；完井、试油方式同样不适宜采用分层注水。结合矿场试验分析，采用动态调整注采比可以达到改善注入水流动关系，扩大波及范围，从而驱替井间剩余油。
大尺度缝或断裂带沟通两口注采井（图 5b），发育大尺度裂缝高渗条带，注入水都会沿大尺度裂缝突进，注采效果差，不适合注水开发，应以单独机采为主，利用压差驱替原油流向井筒。后期利用数值模拟模拟井间剩余油分布，探索打加密井，避开大尺度缝，前期采油，后期转注水开发。
3 矿场实例分析 3.1 裂缝孔洞型储层沟通HA1与HA2井钻井过程中均发生放空漏失，钻遇洞穴型储层。从地震反射特征看，HA1与HA2井注采单元之间表层是一套弱反射的储层，井间地震蚂蚁体沿层切片和曲率属性分析表明，大尺度缝和微裂缝发育。HA1井表层取芯显示岩芯较破碎，说明储层是发育的，HA2井测井成像显示小角度传导性裂缝十分发育。综合取芯、成像测井、裂缝储层预测、地震反演、动态注水干扰，地质上认为HA1与HA2井注采单元主要通过表层裂缝孔洞沟通，既有大尺度缝，又存在微裂缝。
现场探索性实施3轮注水，第一轮注水HA2井日注250 m3，HA1井日采液60 m3，HA2井注水后HA1井快速见水，HA1井含水率迅速从低含水阶段突破至高含水阶段，含水率接近100%；通过调整HA2井注水量，第二轮注水总体注采比1：2，方案实施之后HA1含水率明显下降，累产油逐渐上升。目前HA1井受效显著，累计增油4 500 t，吨水换油率由0.18上升至0.33。
3.2 大尺度缝或断裂带沟通HA1-1与HA2-1井构造基本相当，HA1-1井试采高产稳产，后续钻探的HA2-1试油气举，发现地层存在亏空，试井干扰测试证实HA1-1与HA2-1存在连通通道。借助缝洞体雕刻技术展布了HA1-1与HA2-1注采井组空间连通方式。动静态综合分析表明，HA1-1与HA2-1注采井组之间靠大尺度缝连通，存在高渗通道，现场实施三轮注水，采油井都快速见水，含水率迅速升高。基于以上认识，将HA2-1停止注水转机抽，两口井增油1 800 t。
3.3 暗河体系沟通缝洞单元常规地震剖面上（图 6a）识别出了HA3与HA4井钻遇的溶洞，钻遇过程中均发生放空漏失，表明储集体均为洞穴型。
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| 图6 HA3与HA4地震储层预测剖面 Fig. 6 Earthquake and reservoir prediction profile of Well HA3 and Well HA4 |
地震剖面显示两口井靠暗河岩溶管道连通，地震储层预测（图 6b）也显示两井为连通单元，通过示踪剂已经证实两井连通，HA3井钻遇构造低部位，HA4井钻遇构造高部位，HA3与HA4井初期自喷生产，当HA4井油水界面抬升至井底，地层产纯水，迅速暴性水淹时转单元注水开发。目前HA3与HA4井进行低注高采单元注水开发，累计增油约1.51×104 t。
4 结论（1） 通过静态缝洞体雕刻技术及动态矿场试验证实，H区块目前注采单元主要有3种连通方式：大型暗河体系、大尺度缝、弥散缝伴有大尺度缝。
（2） 暗河体系连通井组具有低注高采、洞注暗河驱洞采的注采关系；弥散缝伴有大尺度缝沟通缝洞单元，缝洞型油藏储层非均质性极强，井间连通方式差异性也很大，应结合数模理论研究及矿场试验动态调整注采比，改善单元井组开发效果。
（3） 大尺度缝连通单元，主采井间形成高渗条带，不宜采用一注一采注水开发。
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