宋傳真，馬翠玉

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206；2.中國石油化工集團(tuán)公司海相油氣藏開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206）

0 引言

塔河油田奧陶系縫洞油藏為世界范圍內(nèi)罕見的復(fù)雜油藏，埋藏超深，儲(chǔ)集體空間結(jié)構(gòu)復(fù)雜、縫洞離散分布、非均質(zhì)性極強(qiáng)［1-2］，該類油藏的高效開發(fā)屬世界級(jí)難題。塔河油田投入開發(fā)二十多年，目前已進(jìn)入開發(fā)中后期，但整體采收率仍較低，約為18%，水驅(qū)提高采收率效果不理想［3］?？p洞油藏中油水流動(dòng)規(guī)律的認(rèn)識(shí)不清一直是制約油藏開發(fā)成效的最根本因素。不少學(xué)者通過室內(nèi)制作不同類型的縫、洞及縫洞組合可視化模型模擬水驅(qū)油過程來研究油水流動(dòng)規(guī)律［4-6］，但對(duì)這種非均質(zhì)性極強(qiáng)的離散縫洞系統(tǒng)來說，物理模型與實(shí)際油藏有很大偏差，不能很好地反映實(shí)際油藏中油水的流動(dòng)特征。呂愛民等［7］基于滲流理論和傳統(tǒng)的分流量方程研究了縫洞型底水油藏含水率變化規(guī)律，但預(yù)測(cè)的含水變化規(guī)律與實(shí)際產(chǎn)水存在一定偏差。縫洞油藏的油水流動(dòng)規(guī)律仍是困擾油藏開發(fā)的難題。

在研究塔河油田縫洞型油藏地質(zhì)特征和生產(chǎn)特征的基礎(chǔ)上，建立縫洞油藏地質(zhì)模型，采用流線模擬手段，表征油水在縫洞油藏內(nèi)的分布及流動(dòng)特征，以期揭示鉆遇不同類型縫洞儲(chǔ)集體的單井、生產(chǎn)井間以及注采井間的油水流動(dòng)規(guī)律，了解縫洞油藏水驅(qū)油效果不理想的原因，為開發(fā)中后期制定調(diào)整對(duì)策提供依據(jù)。

1 油藏概況

1.1 地質(zhì)條件

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起中段阿克庫勒凸起南部，是以奧陶系碳酸鹽巖古巖溶縫洞油藏為主體的油氣藏（圖1），也是我國發(fā)現(xiàn)的第一個(gè)古生界海相大油田。油田的形成受到加里東中晚期—海西早期、海西晚期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，斷裂體系復(fù)雜，斷裂不僅控制了研究區(qū)的主要局部構(gòu)造，對(duì)儲(chǔ)集體改造及油氣充注也起到十分重要的作用［8-9］。研究區(qū)經(jīng)過了多期次強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、巖溶作用和成巖作用的疊加改造，在碳酸鹽巖中形成了分布極不均勻的裂縫和孔、洞系統(tǒng)，儲(chǔ)集空間類型多樣、尺度差異大、呈非連續(xù)性分布，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)。在多期油氣充注的條件下，原油性質(zhì)平面變化大，“東稀西稠”，且油水分布異常復(fù)雜，油藏類型極其特殊，完全不同于陸相碎屑巖油藏，也不同于已發(fā)現(xiàn)的裂縫型或孔隙型海相碳酸鹽巖油藏［10］。

圖1 塔河油田構(gòu)造位置（a）及奧陶系巖性地層綜合柱狀圖（b）Fig.1 Structural location（a）and stratigraphic column of Ordovician of Ordovician（b）of Tahe Oilfield

1.2 儲(chǔ)集體發(fā)育特征

儲(chǔ)集體發(fā)育狀況是控制油水流動(dòng)規(guī)律的主要因素。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲(chǔ)集體經(jīng)過多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)與溶蝕改造，其發(fā)育特征及特殊性主要體現(xiàn)以下4 個(gè)方面［10］：

（1）油藏儲(chǔ)集空間多樣。塔河縫洞型油藏涵蓋了所有碳酸鹽巖儲(chǔ)集空間類型，包括大型溶洞、溶蝕孔洞、溶蝕孔隙、構(gòu)造裂縫等，其中大型孔洞是最主要的儲(chǔ)集空間，不同尺度的斷裂和裂縫是主要的連通通道，且具有一定的儲(chǔ)集能力。不同類型的儲(chǔ)集空間組合關(guān)系復(fù)雜，主要?jiǎng)澐譃? 種：溶洞型、裂縫-孔洞型和裂縫型。

（2）孔、洞內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜?？锥捶譃榇笮投囱ê腿芪g孔洞。大的溶洞高達(dá)數(shù)十米，按充填程度可分為未充填、部分充填和完全充填，充填類型包括垮塌巖溶角礫充填、方解石充填和砂泥充填等［11］；溶蝕孔洞直徑為幾百微米至上百毫米，密集分布或孤立發(fā)育，有的部分或全部被泥質(zhì)充填。

（3）高角度裂縫發(fā)育。塔河奧陶系碳酸鹽巖斷裂-裂縫主要發(fā)育于加里東—海西期，經(jīng)歷了多期應(yīng)力改造，以高角度構(gòu)造縫為主。地震剖面顯示，斷裂傾角普遍大于80°，斷距?。怀上駵y(cè)井顯示，裂縫傾角主要為70°～90°，以高導(dǎo)縫為主。高角度裂縫是控制研究區(qū)流體流動(dòng)性的主要因素之一。

（4）基質(zhì)為非有效儲(chǔ)集空間。塔河奧陶系純碳酸鹽巖基質(zhì)物性極差，錄井、測(cè)井、酸壓、測(cè)試等資料顯示，基質(zhì)基本不含油，只起到分割各類有效儲(chǔ)集體的作用，不是油藏的有效儲(chǔ)集空間。基質(zhì)不含油也導(dǎo)致了有效儲(chǔ)集體呈離散分布。

2 開發(fā)特征

2.1 油井生產(chǎn)特征

明確對(duì)儲(chǔ)集體的認(rèn)識(shí)是油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析的目標(biāo)之一。縫洞油藏可通過油井產(chǎn)油、產(chǎn)水變化特征來判斷井控范圍內(nèi)儲(chǔ)集體的主要類型及規(guī)模［12］。綜合油井鉆井資料（如放空漏失），測(cè)井解釋成果，地震預(yù)測(cè)結(jié)果，油井產(chǎn)能、產(chǎn)量及產(chǎn)水變化等靜動(dòng)態(tài)信息，可將塔河縫洞型油藏的油井分為溶洞型、裂縫-孔洞型和裂縫型［13］。

（1）溶洞型

此類井在鉆井過程一般會(huì)出現(xiàn)放空和漏失；地震剖面上以強(qiáng)“串珠”、強(qiáng)反射特征為主，規(guī)模較大；即使通過酸壓溝通溶洞的井，一般泵壓也會(huì)隨排量快速降低。油井初期日產(chǎn)量一般大于100 t，有一定穩(wěn)產(chǎn)期和高產(chǎn)期，無水采油期較長(zhǎng)，早期投產(chǎn)井無水采油期可達(dá)2 年以上。油井的含水上升情況受溶洞充填程度的影響，統(tǒng)計(jì)108 口鉆遇的未充填或充填程度很低的溶洞型油井，發(fā)現(xiàn)此類井見水后多呈暴性水淹特征（圖2a）；鉆遇砂泥充填程度較高的油井192 口，此類井見水后表現(xiàn)出含水率逐步上升的特征（圖2b）。溶洞型油井一般天然能量充足，水突破后含水率驟增，產(chǎn)油量快速遞減。

（2）裂縫-孔洞型

此類井在鉆井過程中較少出現(xiàn)放空和井漏現(xiàn)象；地震剖面以雜亂反射特征為主；測(cè)井顯示裂縫較發(fā)育，巖心見小尺度溶洞；大部分井靠酸壓投產(chǎn)，投產(chǎn)初期日產(chǎn)量為50～100 t，無水采油期短或沒有無水采油期，大部分油井沒有穩(wěn)產(chǎn)期，含水率呈逐步上升或臺(tái)階上升的特征（圖2c），油井能量較充足，產(chǎn)油量遞減較快。

圖2 塔河油田奧陶系縫洞油藏不同類型油井產(chǎn)油和含水特征曲線Fig.2 Oil production and water cut curves of Ordovician fractured-vuggy reservoirs of different types of oil wells in Tahe Oilfield

（3）裂縫型

此類井測(cè)井顯示裂縫較為發(fā)育；地震剖面呈縱向延伸的弱反射特征；油井雖靠酸壓建產(chǎn)，但投產(chǎn)效果都較差。此類井投產(chǎn)初期日產(chǎn)量普遍低于30 t，呈鋸齒狀波動(dòng)，無穩(wěn)產(chǎn)期，絕大部分油井投產(chǎn)即見水，且含水率波動(dòng)大（圖2d），油井產(chǎn)量和含水率都沒有明顯規(guī)律。

2.2 注采井間響應(yīng)特征

（1）基于生產(chǎn)指標(biāo)的注采響應(yīng)分析

依據(jù)塔河油田縫洞油藏注采井組動(dòng)態(tài)分析，確定了4 個(gè)注采響應(yīng)判別指標(biāo)，分別為液-油產(chǎn)量、含水率、油壓和動(dòng)液面。根據(jù)判別指標(biāo)變化情況，將注水井組內(nèi)的生產(chǎn)井分為注水見效井、響應(yīng)未見效井和未響應(yīng)井三大類（表1）。對(duì)100 個(gè)注采井組進(jìn)行了類型劃分，其中見效井占比27.5%，響應(yīng)未見效井占比22.5%，未響應(yīng)井占49.0%。由此可見，井組注水后多方向有響應(yīng)，但見效井占比低。

表1 塔河油田注采井組生產(chǎn)井受效類型劃分指標(biāo)Table 1 Index and characteristics of efficiency types of injection-production well group in Tahe Oilfield

（2）基于示蹤劑監(jiān)測(cè)的注采響應(yīng)分析

根據(jù)研究區(qū)11 口井111 井次示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果，示蹤劑響應(yīng)主要表現(xiàn)出4 個(gè)特征：①示蹤劑響應(yīng)呈現(xiàn)多向性，監(jiān)測(cè)到示蹤劑52 井次，占比46.8%，表明井間連通性較好，示蹤劑監(jiān)測(cè)的連通關(guān)系與注采動(dòng)態(tài)響應(yīng)吻合度較高。②示蹤劑響應(yīng)濃度曲線以單峰型為主，占75.7%，雙峰或多峰型井占比24.3%，說明井間連通通道以單一通道為主，少部分注采井間呈現(xiàn)多個(gè)導(dǎo)流能力不同的連通通道。③示蹤劑突破快，油井示蹤劑突破時(shí)間主要為2～60 d，前緣水線推進(jìn)速度快（每天幾十到幾百米），表現(xiàn)為井間大裂縫連通的特征。④示蹤劑整體回采率低。大部分井示蹤劑回采率低于0.01%，在一定程度上說明注入水橫向流動(dòng)量少，橫向驅(qū)替弱，注入水主要流入底水，存水率高。

3 流線模擬方法

3.1 方法原理

常規(guī)數(shù)值模擬器是采用有限差分方法模擬地下流體，流體只能沿網(wǎng)格方向流動(dòng)，而流線模擬器則可以有效地避免數(shù)值彌散和網(wǎng)格方向的影響，可形象地反映流體運(yùn)動(dòng)特征。傳統(tǒng)的商業(yè)化流線模擬器是基于隱式壓力顯示飽和度（IMPES）和流線/前緣追蹤概念的油藏模擬器，將三維模型還原為一系列的一維流線。計(jì)算過程：先在基礎(chǔ)網(wǎng)格上建立壓力方程，計(jì)算得到壓力等勢(shì)面；再對(duì)流線進(jìn)行正交運(yùn)算，建立一個(gè)自然運(yùn)移網(wǎng)絡(luò)，即流線場(chǎng)，模擬流體沿流線在壓力梯度方向運(yùn)移［14-15］。

本文中采用的流線模擬方法是根據(jù)傳統(tǒng)的有限差分方法計(jì)算的數(shù)值模擬結(jié)果轉(zhuǎn)化而來，即基于有限差分方法計(jì)算出的壓力場(chǎng)求得速度場(chǎng)，然后根據(jù)速度場(chǎng)分布，采用Pollock 流線追蹤方法［16］，計(jì)算并追蹤出模型的流線（圖3）。

圖3 三維Pollock 流線追蹤示意圖Fig.3 Schematic diagram of 3D Pollock streamline tracing

對(duì)于網(wǎng)格內(nèi)的某一點(diǎn)，其所在位置用坐標(biāo)（x，y，z）表示，經(jīng)過該點(diǎn)的粒子在運(yùn)動(dòng)時(shí)必然會(huì)通過網(wǎng)格體的某一個(gè)界面離開網(wǎng)格，將該粒子的流動(dòng)軌跡與離開界面的交點(diǎn)記做（xe，ye，ze）。假定該粒子是通過網(wǎng)格界面離開網(wǎng)格的，那么粒子從（x，y，z）運(yùn)動(dòng)到網(wǎng)格界面所需的時(shí)間為

式中：Δtx為點(diǎn)沿流線從網(wǎng)絡(luò)入口端到達(dá)出口所需時(shí)間，s；Ax為Δx距離內(nèi)滲流速度的變化量，m/s；ux為沿x方向的滲流速度，m/s。

粒子穿出網(wǎng)格后將以（xe，ye，ze）點(diǎn)作為進(jìn)入下一網(wǎng)格的流入點(diǎn)，繼續(xù)飛入相鄰網(wǎng)格，直到收斂于生產(chǎn)井所在網(wǎng)格。若某個(gè)單元沒有流線穿過，則采用反追蹤技術(shù)做出將該單元與注水井之間的流線。

3.2 模型建立

采用縫洞型油藏三維地質(zhì)建模方法［17］，考慮溶洞充填程度及與裂縫的組合關(guān)系，建立了4 種單溶洞概念模型，分別為未充填溶洞、部分充填溶洞、全充填溶洞和裂縫貫穿充填溶洞（圖4）。因塔河縫洞型油藏大部分單元表現(xiàn)為強(qiáng)底水能量特征，本模型中將數(shù)值水體設(shè)置為50 倍以上（表2）。

表2 塔河油田單溶洞模型中分類儲(chǔ)集體物性參數(shù)賦值統(tǒng)計(jì)Table 2 Physical property parameters of classified reservoirs in single cave model in Tahe Oilfield

圖4 塔河油田不同類型縫洞概念地質(zhì)模型Fig.4 Conceptual geological models of different types of caves in Tahe Oilfield

另外，選擇塔河油田已有二十多年開采歷史的S 縫洞單元建立油藏地質(zhì)模型［18-19］（圖5），該模型反映了縫洞復(fù)雜結(jié)構(gòu)組合在空間上的分布特征及強(qiáng)非均質(zhì)性。

圖5 塔河油田S 單元油藏剖面模型Fig.5 Reservoir profile model of S unit in Tahe Oilfield

4 油水流動(dòng)規(guī)律認(rèn)識(shí)

4.1 不同類型溶洞內(nèi)油水流動(dòng)規(guī)律

基于建立的4 種塔河油田不同縫洞組合概念模型，開展常規(guī)油藏模擬和流線模擬，揭示其井控范圍內(nèi)的油水流動(dòng)規(guī)律［20-23］。

（1）未充填溶洞

因溶洞為空腔，洞內(nèi)壓力可以實(shí)現(xiàn)瞬間平衡，其大小主要受位勢(shì)影響呈層狀分布。流體在垂向勢(shì)差均勻控制下均勻流動(dòng)，呈管流特征，在下部存在底水的情況下，底水平推驅(qū)替原油，油水界面呈水平抬升特征（圖6）。油井一直無水采油，當(dāng)油水界面平推到井底時(shí)，油井見水，且瞬間暴性水淹。

圖6 塔河油田未充填溶洞常規(guī)模擬飽和度（a）和流線模擬（b）飽和度Fig.6 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of unfilled caves in Tahe Oilfield

（2）部分充填溶洞

溶洞垮塌或被砂泥充填時(shí)，易形成下部充填上部保留部分空腔的特征。油井鉆遇此類儲(chǔ)集體投產(chǎn)后，在底水作用下，下部充填洞表現(xiàn)出常規(guī)砂巖油藏底水錐進(jìn)的特征，但是一旦底水錐進(jìn)到上部空腔洞，因空腔洞內(nèi)流體不受毛管力作用，油水開始快速分異，流體均勻流動(dòng)，隨著流線展布范圍變大，油水界面又趨于水平，將會(huì)產(chǎn)生底板效應(yīng)，水封下部溶洞內(nèi)的剩余油，從而抑制洞內(nèi)儲(chǔ)量的有效動(dòng)用（圖7）。

圖7 塔河油田部分充填溶洞常規(guī)模擬飽和度（a）和流線模擬（b）飽和度Fig.7 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of partially-filled caves in Tahe Oilfield

（3）全充填溶洞

全充填溶洞模型類似于常規(guī)底水砂巖油藏模型。油井鉆遇此類儲(chǔ)集體投產(chǎn)后，在井底附近快速形成壓降漏斗，在毛管力作用下，底水呈錐狀驅(qū)替，在井兩側(cè)溶洞頂部剩余油較富集。流線模擬顯示溶洞能實(shí)現(xiàn)整體動(dòng)用，但在溶洞中上部流線稀疏（圖8），對(duì)產(chǎn)液貢獻(xiàn)小，動(dòng)用程度偏低。

圖8 塔河油田全充填溶洞常規(guī)模擬飽和度（a）和流線模擬（b）飽和度Fig.8 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of fully filled caves in Tahe Oilfield

（4）斷裂或中大尺度裂縫穿過充填溶洞

全充填溶洞后期受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)等破壞作用，裂縫穿過后，油井生產(chǎn)過程中，因裂縫滲透率高，流體流速大，底水很容易沿裂縫突進(jìn)形成高速通道，抑制縫外側(cè)溶洞內(nèi)原油的流動(dòng)，從而形成高角度裂縫屏蔽剩余油。流線集中分布在油井鉆遇的充填洞一側(cè)和裂縫內(nèi)部，裂縫內(nèi)流線密度最高，流體流動(dòng)能力最強(qiáng)，而縫外側(cè)基本無流體流動(dòng)（圖9），形成難動(dòng)用剩余油。

圖9 塔河油田斷裂或裂縫貫穿充填溶洞常規(guī)模擬飽和度（a）和流線模擬（b）飽和度Fig.9 Conventional simulation saturation（a）and streamline simulation saturation（b）of fully filled caves through with faults or fractures in Tahe Oilfield

4.2 采油井間油水流動(dòng)規(guī)律

在建立研究區(qū)S 單元油藏地質(zhì)模型的基礎(chǔ)上，開展流線模擬。天然能量開發(fā)期間，流體流動(dòng)僅受井周儲(chǔ)集體發(fā)育情況控制，因有效儲(chǔ)集體分布連續(xù)性差、規(guī)模有限，流線較為密集地分布在井周小范圍內(nèi)（圖10a），單井有效動(dòng)用范圍較為局限；在多井生產(chǎn)時(shí)，流線也成簇狀獨(dú)立分布（圖10b），僅在油水界面以下相連、且分布范圍較廣，說明對(duì)于強(qiáng)非均質(zhì)性、有效儲(chǔ)集體離散分布的縫洞型油藏來說，在彈性開采期間，流體以垂向流動(dòng)為主，井間干擾少。

圖10 塔河油田奧陶系縫洞型油藏天然能量開發(fā)期間壓力流線分布Fig.10 Distribution of pressure streamlines during natural energy development period of Ordovician fractured-vuggy reservoirs in Tahe Oilfield

4.3 注采井間油水流動(dòng)規(guī)律

油藏模型模擬注采井組的流線分布情況顯示，注入水主要在注水井周圍流動(dòng)，且以垂向流動(dòng)為主，注采井之間在油藏中上部基本沒有流線分布，僅在底部統(tǒng)一水體位置流線連接較好（圖11）。由此可見，縫洞型油藏注水開發(fā)時(shí)，因垂向裂縫發(fā)育，注入水受重力作用主導(dǎo)，主要沿裂縫進(jìn)入到底水，然后再以底水的形式向上驅(qū)替，油水垂向運(yùn)動(dòng)為主，橫向驅(qū)替弱。此油水流動(dòng)規(guī)律認(rèn)識(shí)很好地揭示了縫洞型油藏出現(xiàn)上述注采響應(yīng)特征的原因。因此，縫洞型油藏受制于自身特殊的地質(zhì)條件和流體流動(dòng)規(guī)律，注水開發(fā)時(shí)很難達(dá)到如砂巖油藏一樣的橫向水驅(qū)替效果，導(dǎo)致水驅(qū)動(dòng)用難度大，水驅(qū)提高采收率的效果也不理想。

圖11 塔河油田奧陶系縫洞型油藏注采井間壓力流線分布Fig.11 Distribution of pressure streamlines between injection and production wells of Ordovician fracturedvuggy reservoirs in Tahe Oilfield

5 結(jié)論

（1）流線模擬能夠基于實(shí)際油藏地質(zhì)條件形象地表征塔河油田復(fù)雜縫洞介質(zhì)內(nèi)的油水流動(dòng)特征。

（2）塔河油田不同類型縫洞儲(chǔ)集體內(nèi)油水流動(dòng)規(guī)律有差異。未充填溶洞內(nèi)流體均勻流動(dòng)，在底水驅(qū)替下，油水界面呈水平抬升特征；部分充填溶洞在下部充填區(qū)表現(xiàn)為底水錐進(jìn)特征，上部未充填區(qū)油水界面趨于水平抬升，水封下部溶洞內(nèi)的剩余油；全充填溶洞與砂巖油藏油水流動(dòng)特征相似，底水錐狀驅(qū)替；對(duì)于有斷裂貫穿的全充填溶洞，底水易沿裂縫突進(jìn)，流線集中分布在油井鉆遇的充填洞一側(cè)和裂縫內(nèi)部，裂縫內(nèi)流線密度最高，易形成水流快速通道，且屏蔽縫外剩余油。

（3）塔河縫洞型油藏因高角度裂縫發(fā)育，在天然能量開發(fā)期，油水流動(dòng)范圍受有效儲(chǔ)集體規(guī)模的控制，以垂向流動(dòng)為主，單井動(dòng)用范圍局限，井間干擾小，以底水驅(qū)動(dòng)為主；在注水開發(fā)時(shí)，注入水受重力作用主導(dǎo)，主要沿裂縫流入到底水，油水垂向運(yùn)動(dòng)為主，橫向驅(qū)替弱，驅(qū)油效果差。