鄭松青，楊敏，康志江，劉中春，龍喜彬，劉坤巖，李小波，張世亮

（1.中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國(guó)石化西北油田分公司，烏魯木齊 830011）

0 引言

碳酸鹽巖油藏按儲(chǔ)集空間類型可分為孔隙型、裂縫-孔隙型和縫洞型3類。據(jù)最新油氣資源評(píng)價(jià)結(jié)果，截至2015年底，中國(guó)碳酸鹽巖油藏累計(jì)探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量29.34×108t[1]，縫洞型占近2/3。中國(guó)縫洞型碳酸鹽巖油藏主要分布在塔里木盆地，儲(chǔ)集空間由形態(tài)多樣、大小懸殊的溶洞、裂縫和溶孔組成[2-3]，非均質(zhì)性極強(qiáng)，開發(fā)特征及開發(fā)模式與碎屑巖油藏、裂縫-孔隙型或孔隙型碳酸鹽巖油藏有較大差別[4-5]。塔河油田奧陶系油藏是世界上儲(chǔ)量規(guī)模最大的縫洞型碳酸鹽巖油藏，經(jīng)過(guò)20多年的開發(fā)，主體區(qū)塊水淹嚴(yán)重，水驅(qū)效率降低，已經(jīng)進(jìn)入以剩余油挖潛為主的開發(fā)調(diào)整和提高采收率階段。查明水驅(qū)后剩余油的分布成為目前的核心工作。

針對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏剩余油的分布問(wèn)題，王敬等[6]、劉中春[7]、程倩等[8]、張宏方等[9]采用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬方法探索了剩余油的分布特征，初步總結(jié)了剩余油的分布規(guī)律；榮元帥等[10]通過(guò)油藏精細(xì)描述、測(cè)試及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料分析，根據(jù)分布類型，將剩余油分為4大類5亞類；熊陳微等[11]采用類似方法將塔河2區(qū)剩余油劃分為3大類9亞類；湯妍冰等[12]從宏觀、微觀、表觀3個(gè)方面對(duì)剩余油進(jìn)行分類；吳永超等[13]、李巍等[14]基于物理模擬實(shí)驗(yàn)對(duì)縫洞型油藏剩余油控制因素進(jìn)行了研究；Artun等[15]、Goudarzi等[16]、Pennell等[17]、Ameri等[18]、Ayatolahi等[19]針對(duì)國(guó)外裂縫性潛山油藏基巖內(nèi)的剩余油，提出通過(guò)周期注水、表面活性劑驅(qū)、氣驅(qū)等方式動(dòng)用。這些研究成果對(duì)縫洞型碳酸鹽巖油藏的開發(fā)起到了積極的指導(dǎo)與借鑒作用，但也可以看到，國(guó)外碳酸鹽巖油藏剩余油分布及提高采收率研究主要針對(duì)裂縫性潛山油藏，中國(guó)對(duì)縫洞型油藏的相關(guān)研究多基于底水驅(qū)，且以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬為主，相對(duì)比較缺乏注水開發(fā)后期剩余油主控因素及提高采收率途徑的系統(tǒng)性研究。

本文綜合巖心、測(cè)井、地震、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)等多方面的資料，系統(tǒng)研究?jī)?chǔ)集空間多尺度特征、儲(chǔ)集體類型、縫洞體空間形態(tài)及分布、儲(chǔ)集體與生產(chǎn)井的配置關(guān)系等控制因素對(duì)剩余油分布的影響，建立水驅(qū)后剩余油分布的主控因素模式，結(jié)合塔河油田開發(fā)實(shí)踐，系統(tǒng)研究提高原油采收率的方法。

1 縫洞型碳酸鹽巖油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏與碎屑巖油藏、裂縫-孔隙型或孔隙型碳酸鹽巖油藏相比，地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征差異較大。地質(zhì)結(jié)構(gòu)特征的差異性決定了剩余油形成與分布的差異。

1.1 儲(chǔ)集空間的多尺度特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集空間類型多，不同類型儲(chǔ)集空間的尺度差異很大（見圖1）。尺度最小的是微米級(jí)的晶間孔、粒間孔、微裂縫等；中等尺度有毫米級(jí)的溶蝕孔、溶蝕縫；大尺度有米級(jí)的溶蝕洞。大尺度溶洞多已充填，據(jù)有限的FMI成像測(cè)井資料，塔里木盆地奧陶系至少存在0.2 m左右的未充填溶洞空隙（見圖1d）。

從微米級(jí)的晶間孔、粒間孔到米級(jí)的未充填溶洞空隙，縫洞型油藏儲(chǔ)集空間尺度相差5～6個(gè)數(shù)量級(jí)（碎屑巖油藏多在1～2個(gè)數(shù)量級(jí)[20]），根據(jù)毛細(xì)管模型，理論滲透率相差高達(dá)10～12個(gè)數(shù)量級(jí)，差異巨大，注水、注氣開發(fā)過(guò)程中，天然底水或注入介質(zhì)易沿大型巖溶管道或大規(guī)模斷裂形成的高導(dǎo)流通道流動(dòng)，小尺度儲(chǔ)集空間易富集剩余油。

從開發(fā)的角度，一切宏觀非均質(zhì)性都是儲(chǔ)集空間的多尺度性導(dǎo)致的。儲(chǔ)集空間的多尺度性也是縫洞型油藏區(qū)別于其他類型油藏的典型特征之一。

1.2 儲(chǔ)集體類型

縫洞體是縫洞型油藏最基本的油氣儲(chǔ)集單元和開發(fā)目標(biāo)，其單體規(guī)模小，但群體可構(gòu)成大規(guī)模含油氣區(qū)。

根據(jù)油藏描述與實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析，縫洞體可分成3大類5亞類：①溶洞型，該類縫洞體地震剖面呈“強(qiáng)串珠狀”反射特征（見圖2a、圖2b），鉆井過(guò)程中會(huì)出現(xiàn)鉆具放空、鉆井液漏失等現(xiàn)象[21-22]。連通性好、底水能量強(qiáng)、充填程度弱的溶洞型縫洞體初期產(chǎn)量高、累計(jì)產(chǎn)量高、無(wú)水采油期長(zhǎng)；連通性差、底水能量弱或充填程度高的溶洞型縫洞體則呈現(xiàn)初期產(chǎn)量低、累計(jì)產(chǎn)量低、供液不足等特征。依據(jù)縫洞體的成因與形態(tài)，溶洞型縫洞體又可進(jìn)一步細(xì)分為殘丘型、斷控型和河道型。殘丘型縫洞體位于風(fēng)化剝蝕面附近，是暴露期風(fēng)化淋濾溶蝕形成；斷控型縫洞體位于斷裂附近，是在裂縫基礎(chǔ)上溶蝕擴(kuò)大形成；河道型縫洞體多是古潛水面附近地下水長(zhǎng)期溶蝕作用形成。殘丘型和斷控型縫洞體多呈孤立分布（見圖2a），河道型縫洞體沿河道呈管道狀展布（見圖2b）。溶洞型縫洞體是縫洞型油藏最主要的儲(chǔ)集體類型，70%以上的地質(zhì)儲(chǔ)量都分布在溶洞型縫洞體內(nèi)。②裂縫-孔洞型，該類縫洞體地震剖面呈現(xiàn)“寬波谷”反射特征（見圖2c），開發(fā)中常表現(xiàn)為初期產(chǎn)量低、累計(jì)產(chǎn)量低、無(wú)水采油期短、能量略不足、含水逐漸上升等特征。③裂縫型，該類縫洞體地震剖面常呈現(xiàn)“內(nèi)幕弱”等反射特征（見圖2d），開發(fā)上多表現(xiàn)為易水淹、累計(jì)產(chǎn)量低等特征。不同類型縫洞體，結(jié)構(gòu)不同，物性不同，開發(fā)特征不同，剩余油分布也存在差異。

圖2 縫洞型碳酸鹽巖油藏不同類型儲(chǔ)集體地震剖面與地質(zhì)模式

需要說(shuō)明的是，儲(chǔ)集體類型只是影響開發(fā)特征和剩余油分布的一個(gè)因素，相同的儲(chǔ)集體類型，充填不同、儲(chǔ)量規(guī)模不同、與其他儲(chǔ)集體或生產(chǎn)井的配置關(guān)系不同、水體能量不同，開發(fā)和剩余油分布特征也會(huì)有很大差異。

1.3 縫洞體空間分布模式

縫洞型油藏是離散介質(zhì)油藏，縫洞體的空間分布和配置關(guān)系對(duì)開發(fā)影響很大。無(wú)論是底水開發(fā)還是注水開發(fā)，關(guān)鍵在于連通通道。連通通道是位于兩井井間、底水與生產(chǎn)井間，能夠作為水驅(qū)通道的單個(gè)或多個(gè)縫洞體組合。只有存在連通通道，才能構(gòu)建注采關(guān)系。

在縫洞體描述的基礎(chǔ)上，依據(jù)縫洞體與連通通道的關(guān)系，將其空間分布模式歸為3大類8亞類。第1大類為井間連通型，連通通道位于兩井之間，又可進(jìn)一步細(xì)分為4亞類：①井間串聯(lián)型，縫洞體位于連通通道上（見圖3a）；②上洞型，縫洞體位于連通通道上部，僅一條通道與連通通道相連（見圖3b）；③下洞型，縫洞體位于連通通道下部，僅有一條通道與連通通道相連（見圖3c）；④井間并聯(lián)型，兩井之間存在兩條或多條連通通道（見圖3d）。第2大類是底水連通型，連通通道用于溝通底水與生產(chǎn)井，又可進(jìn)一步細(xì)分為3個(gè)亞類：①底水串聯(lián)型，縫洞體分布于連通通道上（見圖3e）；②側(cè)洞型，縫洞體位于連通通道外側(cè)，僅有一條通道與之相連（見圖3f）；③底水并聯(lián)型，底水和生產(chǎn)井之間存在兩條或多條連通通道（見圖3g）。第3大類是封閉型，縫洞體不與任何一條連通通道相連。封閉型縫洞體可以是單個(gè)縫洞體，也可以是多個(gè)縫洞體。只要不與底水溝通，也無(wú)法構(gòu)建注采關(guān)系，都可視為封閉型（見圖3h）。

1.4 縫洞體分割性

因致密基巖、充填物、斷裂等的遮擋，不同縫洞體間或同一縫洞體內(nèi)存在不連通、油水關(guān)系相對(duì)獨(dú)立的現(xiàn)象，稱之為縫洞體分割[23-24]。

依據(jù)分割介質(zhì)的不同，縫洞體分割可分為3類：①致密基巖分割型，多個(gè)縫洞體在空間上相隔很近，但彼此被基巖分隔，互不連通，為獨(dú)立的油水系統(tǒng)；②充填分割型，河道型縫洞體內(nèi)因充填類型和充填程度的差異，形成致密隔斷，將原本一體的河道分隔成多個(gè)不連通的空間；③斷裂分割型，縫洞體內(nèi)原本發(fā)育較大貫穿斷裂，斷裂具有高導(dǎo)流能力，成為流體及填充物的運(yùn)移通道，后期逐漸被外來(lái)物質(zhì)充填、堵塞，失去導(dǎo)流能力，將縫洞體分割為獨(dú)立的空間。

圖3 縫洞體空間分布模式

2 儲(chǔ)集體與生產(chǎn)井的空間配置關(guān)系

縫洞型碳酸鹽巖油藏地質(zhì)結(jié)構(gòu)是剩余油形成的根本原因，生產(chǎn)井與儲(chǔ)集體的配置關(guān)系則是剩余油形成的直接原因。根據(jù)塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏多年的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，可將儲(chǔ)集體與生產(chǎn)井的空間配置關(guān)系歸為4類。

2.1 生產(chǎn)井位于縫洞體最高點(diǎn)

油氣運(yùn)移過(guò)程中，受油水密度差異影響，縫洞體頂部油氣更為富集[25-26]。因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏多將生產(chǎn)井部署在縫洞體的最高點(diǎn)，可細(xì)分為2大類4亞類。

①生產(chǎn)井位于單縫洞體頂部?？杉?xì)分為2類：生產(chǎn)井位于形狀規(guī)則單縫洞體頂部，該類縫洞體形狀簡(jiǎn)單，僅一個(gè)高點(diǎn)；生產(chǎn)井位于形狀不規(guī)則單縫洞體頂部，該類縫洞體頂面起伏，存在多個(gè)局部高點(diǎn)，一般選擇將生產(chǎn)井部署在最高點(diǎn)。

②生產(chǎn)井位于多個(gè)連通縫洞體的主縫洞體頂部。對(duì)于主縫洞體與次縫洞體的兩種配置關(guān)系（主縫洞體位置偏上和主縫洞體位置偏下），生產(chǎn)井均位于主縫洞體的最高點(diǎn)，次縫洞體內(nèi)的剩余油往往難以動(dòng)用，成為中后期的挖潛重點(diǎn)。

2.2 生產(chǎn)井偏離縫洞體最高點(diǎn)

受描述精度、鉆完井施工、不利地質(zhì)因素等的綜合影響，生產(chǎn)井未能直接或通過(guò)裂縫與縫洞體最高點(diǎn)溝通，井（或裂縫）與縫洞體交界處成為“溢出點(diǎn)”，上部為剩余油的聚集提供了場(chǎng)所。

2.3 生產(chǎn)井位于分割縫洞體上部

生產(chǎn)井一般位于某個(gè)分割縫洞體的上部，由于其他分割縫洞體與該縫洞體相互獨(dú)立，其中的流體并不參與流動(dòng)，生產(chǎn)井無(wú)法同時(shí)控制，為剩余油富集提供了條件。如塔河油田2區(qū)TK222直井未建產(chǎn)，第1次側(cè)鉆井（TK222CH）高含水低產(chǎn)，但第2次向北部側(cè)鉆的TK222CH2井則獲得較好產(chǎn)能，初期日產(chǎn)油25 t，不含水，截止到2018年7月已累計(jì)產(chǎn)原油8.19×104t。

2.4 生產(chǎn)井位于干流（較大支流）河道

河道型縫洞體多呈樹枝或網(wǎng)狀分布，分干流河道和支流河道，這些河道是油氣聚集的重要空間。干流河道（或較大支流河道）儲(chǔ)集體規(guī)模大，油氣富集程度高，是生產(chǎn)井部署的首選位置。而儲(chǔ)集體規(guī)模相對(duì)較小的支流河道往往布井較少。單個(gè)支流河道規(guī)模較小，但數(shù)量較大，支流河道所控制的原油儲(chǔ)量亦較可觀。

3 水驅(qū)后剩余油分布主控因素

縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)后剩余油的分布受儲(chǔ)集空間多尺度性、儲(chǔ)集體類型、縫洞體空間形態(tài)及分布、縫洞體分割性、與生產(chǎn)井的配置關(guān)系等多種因素綜合控制，分析這些因素的影響，可將主控因素模式歸納為4種大的類型（見表1、圖4）。

①局部高點(diǎn)控制剩余油：生產(chǎn)井位于形狀規(guī)則縫洞體頂部，生產(chǎn)井與縫洞體配置合理，通過(guò)天然底水驅(qū)或人工注水開發(fā)，基本可以達(dá)到最大水驅(qū)采出程度，剩余油極少。而表1中Ⅰ-a、Ⅰ-b這2種類型均存在一個(gè)或多個(gè)次高點(diǎn)，Ⅰ-c類縫洞體雖然形狀規(guī)則，但生產(chǎn)井偏離縫洞體頂部，在注水替油（或水驅(qū)）過(guò)程中，因油、水密度差異，剩余油被控制在縫洞體頂部“溢出點(diǎn)”以上，局部高點(diǎn)成為剩余油的富集區(qū)（見圖4a—圖4c)。

表1 縫洞型油藏水驅(qū)后剩余油分布主控因素

圖4 縫洞型油藏水驅(qū)后剩余油分布主控因素模式圖

②井控不足控制剩余油：因縫洞體空間分布的強(qiáng)非均質(zhì)性，井網(wǎng)很難控制所有的地質(zhì)儲(chǔ)量，特別是縫洞體規(guī)模較小、縫洞體間（或內(nèi)部）存在致密封隔介質(zhì)時(shí)，被封隔（分割）的儲(chǔ)量基本無(wú)法有效控制。如表1中Ⅱ-a—Ⅱ-c這3類被封隔（分割）的次縫洞體與Ⅱ-d河道系統(tǒng)小支流盲端，無(wú)論儲(chǔ)集體與生產(chǎn)井如何配置，這些地質(zhì)儲(chǔ)量均難有效控制（見圖4d—圖4g）。另外對(duì)于封閉型的多個(gè)縫洞體（見圖4h，Ⅱ-e類），因其既不與底水溝通，又因儲(chǔ)量有限不能構(gòu)建注采關(guān)系，只能通過(guò)主縫洞體上的生產(chǎn)井注水替油開發(fā)，注入水難以通過(guò)重力分異作用替換次縫洞體內(nèi)的原油，生產(chǎn)井對(duì)次縫洞體控制弱，導(dǎo)致剩余油滯留其中。

③連通通道屏蔽控制剩余油：水驅(qū)過(guò)程中，縫洞體被波及的前提是注入水（或底水）在一個(gè)縫洞體內(nèi)既有“入口”，也有“出口”。而對(duì)于圖4i（Ⅲ-a類）所示情況，連通通道外的縫洞體只有“入口”，沒(méi)有“出口”，難以形成水驅(qū)通道，導(dǎo)致屏蔽形成剩余油。另一種如圖4j（Ⅲ-b類）所示，生產(chǎn)井間或底水與生產(chǎn)井間（或局部）存在多條并聯(lián)連通通道，注入水（或底水）易沿大裂縫等高滲通道突進(jìn)，造成生產(chǎn)井暴性水淹，屏蔽其他連通通道，形成剩余油。

④局部低滲、弱水動(dòng)力控制剩余油：由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、溶蝕作用以及充填改造等的差異性，充填作用強(qiáng)或溶蝕程度弱的區(qū)域易形成低滲區(qū)。水驅(qū)過(guò)程中，這些區(qū)域水動(dòng)力條件相對(duì)較弱，波及程度低，如圖4k（Ⅳ-a類）、圖4l（Ⅳ-b類）所示，在縫洞體充填部分或物性較差的溶蝕孔洞區(qū)富集剩余油?，F(xiàn)有研究認(rèn)為，縫洞型油藏充填嚴(yán)重，70%～80%的溶洞型儲(chǔ)集體被充填[27]，說(shuō)明有近50%的地質(zhì)儲(chǔ)量?jī)?chǔ)存在充填介質(zhì)內(nèi)，有效動(dòng)用Ⅳ-a類剩余油對(duì)開發(fā)效果的改善意義重大。

另需說(shuō)明的是，剩余油的分布是多個(gè)因素共同作用的結(jié)果，實(shí)際油藏極少出現(xiàn)單一因素控制形成的剩余油。多種控制因素綜合影響，形成千差萬(wàn)別的剩余富集模式，實(shí)際生產(chǎn)應(yīng)用中，應(yīng)根據(jù)主要影響因素有針對(duì)性地進(jìn)行挖潛，同時(shí)兼顧次要影響因素。

4 提高采收率途徑

國(guó)內(nèi)外研究[28-29]和塔河油田開發(fā)實(shí)踐都表明，對(duì)于存在多種類型儲(chǔ)集空間且儲(chǔ)集空間尺度存在較大差異的油藏，開發(fā)過(guò)程中，大尺度儲(chǔ)集空間內(nèi)的原油首先被采出，其一旦被水占據(jù)，改善開發(fā)效果難度往往很大。因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率是一個(gè)系統(tǒng)工程，不能全依賴注水開發(fā)后期的“三次采油”，必須貫穿其整個(gè)開發(fā)周期：早期，根據(jù)油藏地質(zhì)特征做好開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)，盡量減少剩余油；中后期，根據(jù)不同類型剩余油分布特點(diǎn)，實(shí)施精準(zhǔn)挖潛；此外，縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)采收率一般較低，為進(jìn)一步提高采收率，必須做好技術(shù)儲(chǔ)備，開展超前技術(shù)室內(nèi)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。

4.1 早期優(yōu)化設(shè)計(jì)

縫洞型碳酸鹽巖油藏早期開發(fā)，主要包括天然能量和注水補(bǔ)充能量?jī)蓚€(gè)開發(fā)階段。塔河油田開發(fā)實(shí)踐顯示，縫洞型油藏50%～60%的可采儲(chǔ)量在天然能量開發(fā)階段產(chǎn)出，天然能量開發(fā)階段高效開發(fā)的關(guān)鍵是做好生產(chǎn)調(diào)控，防止底水竄進(jìn)淹井。當(dāng)壓力下降到一定程度（室內(nèi)實(shí)驗(yàn)顯示，地層壓力下降至85%左右），為防止裂縫閉合損失可動(dòng)用儲(chǔ)量，應(yīng)盡快實(shí)施注水。

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水主要包括單井縫洞單元注水替油[30]和多井縫洞單元人工水驅(qū)[31]。人工水驅(qū)的關(guān)鍵是注采關(guān)系的構(gòu)建，要綜合考慮儲(chǔ)集體類型、連通性、儲(chǔ)集體空間位置等因素進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，通過(guò)空間結(jié)構(gòu)化注水，提高水驅(qū)控制程度，減少剩余油。

4.2 中后期剩余油挖潛

隨著含水率上升，水淹井增多，開發(fā)進(jìn)入中后期。塔河油田開發(fā)實(shí)踐顯示，年綜合含水超過(guò)40%后，含水上升率明顯增大，進(jìn)入以提高采收率為主的開發(fā)調(diào)整階段。

縫洞型碳酸鹽巖油藏是離散介質(zhì)油藏，縫洞體在空間呈離散分布（與碎屑巖油藏的土豆?fàn)钌绑w類似），其提高采收率途徑同層狀連續(xù)介質(zhì)油藏有很大不同。層狀連續(xù)介質(zhì)油藏采收率與波及系數(shù)和洗油效率有關(guān)，提高采收率也主要從提高波及系數(shù)（如聚合物驅(qū)）和洗油效率（如注表面活性劑）入手。但縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率不僅與波及系數(shù)和洗油效率有關(guān)，還與儲(chǔ)量控制程度有關(guān)，可用下式表示。

式中ED——洗油效率，%；ES——儲(chǔ)量控制程度，%；EV——波及系數(shù)，%；η——采收率，%。

開發(fā)實(shí)踐顯示，對(duì)于這種儲(chǔ)集體單體規(guī)模小且離散分布的油藏，無(wú)論是碎屑巖油藏[32]還是碳酸鹽巖油藏，提高儲(chǔ)量控制程度都是提高采收率最直接最有效的途徑，也是提高采收率的基礎(chǔ)，其次是提高波及系數(shù)，最后才是改善洗油效率。

因此，縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)中后期剩余油挖潛應(yīng)從3方面著手：①通過(guò)部署調(diào)整井、側(cè)鉆、酸壓等加強(qiáng)井控，提高儲(chǔ)量控制程度；②通過(guò)注水替油、注氣等發(fā)揮重力分異與滲吸作用，通過(guò)周期注水、調(diào)剖堵水等擾動(dòng)或改造流場(chǎng)，擴(kuò)大波及范圍；③通過(guò)加入表面活性劑改善注水效果，提高洗油效率。具體實(shí)施過(guò)程中，應(yīng)根據(jù)剩余油的分布特征與主控因素有針對(duì)性地進(jìn)行選擇。

4.2.1 加強(qiáng)井控

表1中Ⅱ-a、Ⅱ-b、Ⅱ-c類剩余油形成的原因是縫洞體不連通，壓力無(wú)法波及；Ⅱ-d、Ⅱ-e以及Ⅳ-b類剩余油形成的主控因素雖然有所不同，但直接原因均為注入水無(wú)法波及。提高這6類剩余油采收率最直接有效的方法是通過(guò)部署調(diào)整井、側(cè)鉆、酸壓等加強(qiáng)井控，提高儲(chǔ)量控制程度，同時(shí)輔以重力分異與滲吸、擾動(dòng)流場(chǎng)等方式擴(kuò)大波及范圍。

依據(jù)剩余儲(chǔ)量規(guī)模和位置差異，加強(qiáng)井控主要有3種手段：①與井距離大于500 m、地質(zhì)儲(chǔ)量大于10×104t的縫洞體、分支河道通過(guò)新井控制；②距離井較遠(yuǎn)(150～500 m)、儲(chǔ)量規(guī)模較大的縫洞體通過(guò)側(cè)鉆短半徑水平井動(dòng)用；③近井地帶（小于150 m）的縫洞體通過(guò)酸化壓裂、高壓注水等方式動(dòng)用。需要指出的是，上述指標(biāo)并非定值，需綜合鉆井、酸壓技術(shù)水平、成本以及油價(jià)等多因素確定。

2016—2017 年，塔河油田4區(qū)、6區(qū)、7區(qū)針對(duì)井控不足型剩余油，部署新井（含側(cè)鉆）13口，平均日產(chǎn)油47.8 t，效果良好。酸壓、高壓注水等是動(dòng)用近井地帶井控不足剩余油的有效手段，以S80單元為例，該單元27口直井，上返（下返）酸壓井8口，截止到2017年12月，累計(jì)增油量14.2×104t，是其注水增油量的1.5倍。塔河油田T753CH井2017年12月注水替油失效，通過(guò)大排量高壓注水（日注水量200 m3，井口壓力15.3 MPa）改善縫洞體連通狀況，動(dòng)用Ⅱ-e類剩余油，開井后自噴生產(chǎn)，已累計(jì)產(chǎn)油1 715 t。

4.2.2 重力分異與滲吸

表1中Ⅰ類剩余油、Ⅲ-a類連通通道上部縫洞體內(nèi)的剩余油，可通過(guò)單井注氣吞吐或氣驅(qū)方式動(dòng)用。動(dòng)用機(jī)理是：注入氣體因重力分異進(jìn)入縫洞體局部高點(diǎn)（或上部縫洞體），形成次生氣頂非混相驅(qū)替縫洞體頂部（或上部縫洞體）剩余油（見圖5）。綜合考慮氣源、氣體密度等因素，氮?dú)馐撬锬九璧乜p洞型油藏注氣氣源的首選。

圖5 注氣動(dòng)用I-a類剩余油示意圖

以塔河油田12區(qū)AD9井為例，該井2007年10月投產(chǎn)，2012年6月19日高含水關(guān)井。根據(jù)油藏描述結(jié)果，該井鉆遇點(diǎn)位于縫洞體下部，認(rèn)為縫洞體頂部存在Ⅰ-c類剩余油。2012年12月實(shí)施單井注氮?dú)鈩?dòng)用縫洞體頂部剩余油，累計(jì)增油3 668 t。塔河油田2013年開始單井注氣（氮?dú)猓┩掏潞蜌怛?qū)試驗(yàn)，截止到2017年12月，累計(jì)產(chǎn)油154.7×104t。

表1中Ⅳ-a類剩余油、Ⅲ-a類連通通道下部縫洞體內(nèi)的剩余油，可通過(guò)油水置換和滲吸動(dòng)用。單井注水吞吐替油中的悶井、周期注水的停注、高含水井的關(guān)井壓錐，均是重力分異置換與滲吸作用的典型范例。在停注（采）期間，油水在密度差、浮力、毛細(xì)管力等的作用下進(jìn)行較長(zhǎng)時(shí)間的置換，聚集至縫洞體上部，隨后開井采出。

塔河油田7區(qū)TH10323X井2010年8月水淹后實(shí)施單井注水替油，第1輪次噸油耗水2.8 m3，第2輪次效果變差，噸油耗水高達(dá)159 m3。為動(dòng)用充填介質(zhì)內(nèi)Ⅳ-a類剩余油，2012年10月，第3輪次注水替油時(shí)添加表面活性劑，噸油耗水降至2.7 m3，說(shuō)明在重力分異或滲吸過(guò)程中，通過(guò)加入表面活性劑提高洗油效率、改善開發(fā)效果是可行的。

縫洞型油藏生產(chǎn)層段厚，重力作用下油氣水具有良好的垂向流動(dòng)條件，充分利用重力分異和毛細(xì)管的滲吸作用，對(duì)動(dòng)用局部高點(diǎn)（Ⅰ類、Ⅲ-a類）及低部位相對(duì)低滲區(qū)（Ⅳ-a類、Ⅲ-a類）的剩余油意義重大。

4.2.3 擾動(dòng)（改造）流場(chǎng)

表1中Ⅲ-a、Ⅲ-b類剩余油主要是注入水或底水沿大裂縫或巖溶管道等高滲通道突進(jìn)屏蔽了儲(chǔ)集體內(nèi)相對(duì)低滲區(qū)域內(nèi)原油的流動(dòng)形成，這2類剩余油，可以通過(guò)注采優(yōu)化調(diào)整（改變注采參數(shù)、調(diào)整注水方式）、封堵高滲通道、關(guān)井（降低產(chǎn)量）壓錐等方法擾動(dòng)或改造流場(chǎng)、發(fā)揮油水重力分異與毛細(xì)管滲吸作用，提高注入水（底水）波及效率來(lái)改善開發(fā)效果，提高采收率。

Ⅲ-a類剩余油位于水驅(qū)通道周圍，可通過(guò)周期性的注水和停注擾動(dòng)流場(chǎng)改善波及效率加以動(dòng)用。注水過(guò)程中，驅(qū)替通道壓力高，通道周圍剩余油被封存，停注后，驅(qū)替通道壓力降低，通道周圍縫洞體內(nèi)剩余油在壓差、重力、浮力等作用下進(jìn)入驅(qū)替通道，再次注水，將剩余油驅(qū)至井底。塔河油田8區(qū)TK836CH-S86注采井組于2011年3月通過(guò)TK836CH井連續(xù)注水，2011年8月，S86井含水快速上升并水淹，研究后確定兩井之間存在高滲通道作用形成的屏蔽剩余油，通過(guò)周期注水，剩余油得到很好動(dòng)用，含水基本控制在75%以下，油井日產(chǎn)油基本在12 t左右，生產(chǎn)平穩(wěn)，應(yīng)用效果顯著。

Ⅲ-b類剩余油由不同水驅(qū)通道相互干擾形成，可通過(guò)調(diào)剖堵水等措施改造流場(chǎng)加以動(dòng)用。針對(duì)該類剩余油，塔河油田2016—2017年先后調(diào)剖堵水5井組，累計(jì)增產(chǎn)原油1.4×104t。

需要說(shuō)明的是，同一縫洞體內(nèi)可能存在多種類型的剩余油，即使同一類型的剩余油，由于豐度、位置等的差異，也可能采用不同的挖潛技術(shù)，因此，在實(shí)際挖潛中，應(yīng)綜合分析并制定挖潛方案，采用針對(duì)性的措施，最大限度地提高采收率。

4.3 超前技術(shù)儲(chǔ)備

與渤海灣盆地潛山裂縫型碳酸鹽巖油藏和中東孔隙型碳酸鹽巖油藏不同，塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏開發(fā)面對(duì)的核心問(wèn)題是儲(chǔ)集體的連通性和連續(xù)性。連通性差、連通通道間差異大、不同驅(qū)替介質(zhì)的驅(qū)替方式不同是其典型特征。提高縫洞型碳酸鹽巖油藏的采收率必須圍繞關(guān)鍵問(wèn)題，做好3方面的超前研究工作：①加強(qiáng)靶向酸壓等新型儲(chǔ)集層改造技術(shù)的研發(fā)工作，改善縫洞體的連通狀況，提高儲(chǔ)量控制程度；②開展泡沫等新型注入介質(zhì)以及不同介質(zhì)協(xié)同作用的室內(nèi)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，改進(jìn)注入方式，做好水驅(qū)、氣驅(qū)后的技術(shù)接替；③加強(qiáng)信息技術(shù)、人工智能等技術(shù)與油氣田開發(fā)的結(jié)合，通過(guò)油藏、井筒、地面及管理系統(tǒng)的整體優(yōu)化，降低人工成本，實(shí)現(xiàn)注采的精細(xì)化、智能化，提高開發(fā)效益。

5 結(jié)論

縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)后剩余油分布受儲(chǔ)集空間尺度非均質(zhì)性、儲(chǔ)集體類型、縫洞體形狀及空間分布、縫洞體分割性、儲(chǔ)集體與生產(chǎn)井的空間配置關(guān)系等地質(zhì)因素和開發(fā)因素的綜合影響，主控因素可歸結(jié)為局部高點(diǎn)、井控不足、連通通道屏蔽、弱水動(dòng)力4大類。

縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率是一個(gè)系統(tǒng)工程。天然能量開發(fā)階段，做好生產(chǎn)調(diào)控，防止底水竄進(jìn)；注水開發(fā)早期，依據(jù)儲(chǔ)集體類型、連通性、空間位置構(gòu)建注采關(guān)系，提高水驅(qū)控制及動(dòng)用程度，盡量減少剩余油；注水開發(fā)中后期，依據(jù)剩余油主控因素及分布特征，通過(guò)加強(qiáng)井控、利用重力分異和毛細(xì)管的滲吸作用、擾動(dòng)（改造）流場(chǎng)等措施，實(shí)施精準(zhǔn)挖潛。同時(shí)做好技術(shù)儲(chǔ)備，開展儲(chǔ)集層改造、新型注入介質(zhì)、智能優(yōu)化開發(fā)等技術(shù)的研發(fā)，做好注水、注氣技術(shù)的接替，最大限度地提高采收率。