缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术探讨
盖瑜（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院 山东东营 257000）
作者简介：盖瑜，女，1985年5月出生，工程师，从事油田开发工作。
摘要：针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发时间和开发地质特点，以储层成因相关性和流体连通性研究为基础，以系统层次性为原则，以油藏的基本研究单元为目标，通过对此类油藏精细描述研究和开发实践，提出了一个新的碳酸盐岩储层研究模型---缝洞单元，用以表征岩溶缝洞储集体及其中的流体连通特征。本文介绍了缝洞单元的定义和划分及其缝洞单元的开发特征，阐述了缝洞型碳酸盐岩油藏的开采技术。
关键词：缝洞型 碳酸盐岩油藏 开发技术 探讨
1 缝洞单元的定义和划分
缝洞型油藏流动单元的动态划分方法有：压力趋势分析法；井间生产干扰分析法；流体性质差异分析法；干扰试井法。
1.1压力趋势分析法
在一连通的油藏储集体内，随着越来越多的原油采出及压降漏斗的逐渐扩大，该储集体的地层压力值应该越来越低。从时间上看，开采后期所钻新井的测试地层压力应低于早期钻探井的测试地层压力。
1.2井间生产干扰分析法
针对生产异常的井，以相邻井为基本单元，进行井组分析。充分利用开发过程中的井间干扰现象，如新井投产、工作制度的改变，在临井能否观察到井间干扰信息，如果存在井间干扰现象说明井间是连通的，井间无不渗透边界存在，井组处于同一压力系统。反之，无井间干扰现象，两井之间的油层就有可能不连通，其思路类似于干扰试井，本文称之为“井间生产干扰分析”。
1.3流体性质差异分析法
在同一储集单元中，烃在漫长的混合过程可以完全消除不同成因的烃的成分差异；反之，如果储层是分隔的，那么由各种原因（烃源差异、烃在保存过程中的生物降解作用等）造成的差异特性将保存下来。基于此，根据不同油井流体组成的差异，可推断油藏内部的分隔性。
1.4干扰试井法
干扰试井是通过激动井改变制度，在另一口或数口观察井中通过高精度压力计接受干扰压力反应，进而研究激动井和观察井之间的地层参数。井间干扰试井是多井试井中比较简单的一种，现场应用也较多。和砂岩油藏一样，缝洞型碳酸盐岩油藏以双重介质为基础，进行干扰试井分析。
通过划分缝洞单元，可以认识岩溶储集体的非均质性，深化对于不同类型缝洞储集体开发地质特征的认识和对油藏性质的把握。对于不同单元可以分别制定开发方案、进行井网部署及指标调整，不同的单元采取不同的开发技术政策。
2 缝洞单元的开发特征（以塔河油田为例）
塔河油田奥陶系油藏自1997年投入开发以来，共投入一百多口井。由于储集体发育程度、天然能量、垂直裂缝发育程度以及断层等地质因素的影响，油井在产量递减、含水率上升、地层能量变化上表现出不同的特征，反映出此类油田的复杂性和开采难度大的特征。
2.1产量变化特征
根据塔河油田单井生产特征，其产量变化可划分为缓慢递减型、快速递减型和间歇生产型等三种类型。缓慢递减型的井说明钻遇的储集体规模大、连通性好、岩块物性也较好（图1）；快速递减型的井说明钻遇的储集体规模较小、连通性较差（图2）；而间歇生产型的井说明钻遇的储集体规模、连通性、岩块物性分布及其复杂。
图1缓慢递减型油井产量曲线
图2 快速递减型油井产量曲线
2.2 含水率变化特征
依据该区单井生产特征，其含水率变化可划分为缓慢上升型、暴性水淹型和间隙出水型等三种类型。由于含水率变化特征与产量变化特征密切相关，因此，含水缓慢上升型与产量缓慢递减型都反映钻遇的储集体规模大、连通性好、岩块物性也较好；而暴性水淹型与产量快速递减型反映钻遇的储集体规模较小、连通性较差，可能发生了溶洞塌陷；间歇出水型与间歇生产型反映钻遇的储集体规模、连通性、岩块物性分布及其复杂，且裂缝与水体沟通程度较差，水体也较小。
2.3地层能量变化特征
塔河碳酸盐岩油田投产初期生产井较少，其压力下降较慢。随着投产井数量的增多，压力下降速度增大，随着单井采油强度降低及油藏含水上升，油藏底水能量得以补充，使压力下降也随之变缓。
依据石油天然气行业标准SY/T5842-93油藏天然能量评价方法，塔河油田4区和6区奥陶系油藏弹性产量比处在类，属于具有一定的天然能量；而每采出1%地质储量的平均地层总压降处于类，属于较充足的范畴（表3-1）。因此，塔河油田油藏能量介于较充足和具有一定的天然能量之间。但由于塔河油田储集体分布复杂，随着油田的不断开发，地层压力变得不均匀，需对某些开发单元采取注水保持地层能量的开发方式，即适时补充地层能量。
3 缝洞型碳酸盐岩油藏的开采技术
3.1衰竭式开采
衰竭式开采可以充分利用天然能量，节省投资，而且地层适应性强。因此，只要油藏的应力敏感性不是太强，可以采用衰竭方式开采原油。在塔里木油田，衰竭式开采获得了较好的效果。
我国裂缝-溶洞型碳酸盐岩油藏的开发属于一个较新的研究范畴，而且由于油藏埋葬深，裂缝发育，见水早等特点，从经济和技术上来说，注水开发和注气开发都不是最好的开采方式，一般采用衰竭式开采，滚动开发。
在矿场试验和水动力学研究表明，在油田开发后期对水淹油藏停止注水，采用衰竭式开采可以提高原油采收率。主要机理是利用岩块、流体的弹性能量及岩块的滞水排油作用采出部分剩余原油。从水淹区岩块出来的油进入裂缝，并在重力作用下向油藏顶部聚集进而被采出。在衰竭方式开采时，油层压力较大幅度下降，有助于开采出水进不去的低渗透带及岩块中的原油。
该方法适合于常规注水时压力水平较高、能量较充足的油藏，而油层压力低、产能低的油藏不宜采用衰竭式开采。
3.2注水开发技术（以塔河奥陶系油藏为例）
对缝洞单井油藏，依靠天然能量开发，能量衰减快，产能下降快，在机抽泵深达到极限时油井将停产，部分剩余油无法采出，补充能量开发是必要的。但单井控制的定容性缝洞单元储量规模小，建立注采井网进行注水开发在经济上可行性较差。经研究论证认为碳酸盐岩储集体导流能力强、界面张力弱、油水易于置换，对定容性油井实施注水潜油是一种经济有效的开采方式。
(1)注水替油开发机理
在裂缝和洞穴占主要渗流通道的油藏中，单井注水替油机理主要根据物质平衡原理和油水重力分异原理，利用碳酸盐岩储集体导流能力强、界面张力弱、油水易于置换的特点。通过注水快速补充地层能量，恢复油井产能和通过不断产生次生底水类似活塞式向上驱油，达到提高采收率目的。
物质平衡原理：定容性缝洞单元是一个封闭体，与外界没有自然的能量交换，在注采过程中，能够实现物质平衡原理。
(2)注水替油井的选择
根据上述机理研究，通过对储集体类型、钻遇溶洞在裸眼井段部位、投产初期产能、含水级别、累计产出、底水能量、原油物性等方面资料进行系统分析，认为影响注水替油效果的主要因素应是储集体类型和底水能量，尤其以井眼直接钻遇溶洞、生产中表现明显定容特征的井注水替油效果好。
(3)注水替油技术参数研究
①注水时机
为充分利用原始地层能量，注水时间应选在停喷转抽并尽量利用目前机采技术进行生产后可进行注水替油采油。
②注入压力和周期注水量的选择
根据物质平衡原则，在没有微裂隙补充流体的情况下，实现注采平衡，缝洞单元内达到原始压力状况；在有微裂隙流体侵入的情况下，实现（注+侵）与采的平衡，同样在短期内缝洞单元内达到原始压力状况，一般这种情况出现在长期关井的第一周期注采替油井中：
③关井时间
关井期间，一般在压力恢复平稳后24小时开井。因缝洞单元内的油水重力分异完全后井口压力恢复表现为平稳，及时开井可提高油井的生产时率。
参考文献
【1】杨宇等.塔河油田缝洞型油藏流动单元的定义与划分[J].大庆石油地质与开发，2007，26(2)
【2】李珂,李允,刘明.缝洞型碳酸盐岩油藏储量计算方法研究[J].石油钻采工艺，2007，29(2)