袁士寶，劉文強(qiáng)，蔣海巖，趙黎明，王 姣

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西西安 710065；3.陜西延長石油（集團(tuán)）研究院，陜西西安 710075；4.中國石化西北油田分公司采油一廠，新疆烏魯木齊 830011）

碳酸鹽巖縫洞型油藏的巖溶洞穴系統(tǒng)和巖溶縫洞系統(tǒng)十分發(fā)育，儲(chǔ)集空間分布復(fù)雜，隨機(jī)性極強(qiáng)。其裂縫和溶洞埋藏深，發(fā)育形態(tài)多樣、分布錯(cuò)綜復(fù)雜、大小不均，造成了橫、縱向的非均質(zhì)性極強(qiáng)［1］。與常規(guī)油氣藏不同，碳酸鹽巖縫洞型油氣藏（群）具有復(fù)雜的儲(chǔ)集空間與成藏演化過程，普遍具有鉆井成功率低、高效井比例低、開井率低、平均單井產(chǎn)量低以及油井壽命短等特征。因此，此類油藏的開發(fā)技術(shù)已經(jīng)成為研究的重點(diǎn)和難點(diǎn)之一［2-3］。由于碳酸鹽巖縫洞型油氣藏的非均質(zhì)性和空間多尺度性以及流體運(yùn)動(dòng)規(guī)律的復(fù)雜性，使得這類油氣藏的勘探開發(fā)非常困難［4-7］。

縫洞體分布的描述是一大難題，為此學(xué)者們不斷提升縫洞體描述的準(zhǔn)確程度。魯新便等提出以縫洞體為基礎(chǔ)的縫洞型油藏“5 步法”建模技術(shù)［8］，GULBRANSRN 等提出了多尺度混合有限元方法模擬縫洞型油藏［9］，在張憲國等理論基礎(chǔ)上［10］，劉航宇等基于分形特征定量評(píng)價(jià)了碳酸鹽巖油藏的孔隙結(jié)構(gòu)［11］，為該類油藏的描述提供了多角度的理論基礎(chǔ)。HIKARU 等研究了非均質(zhì)碳酸鹽巖的滲透率與孔隙度的關(guān)系，并建立了數(shù)學(xué)模型，得出僅有一部分孔隙有助于液體流動(dòng)的結(jié)論［12］。至今，碳酸鹽巖縫洞型油藏的數(shù)值模擬已具備較好的可行性，成為研究該類油藏開發(fā)方式的重要手段之一。在開發(fā)方式上，中外大多數(shù)碳酸鹽巖縫洞型油藏均是衰竭式開發(fā)，如注水、注氣、熱采或水平井開發(fā)等［1，13］。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏的基質(zhì)滲透率極低，不利于油氣滲流［14］，因此采用常規(guī)注采井網(wǎng)開發(fā)產(chǎn)量低，經(jīng)濟(jì)效益不佳。碳酸鹽巖縫洞型油藏的能量補(bǔ)充方式，要結(jié)合縫洞體分布規(guī)律來優(yōu)選，中外學(xué)者先后證實(shí)了注水開發(fā)在該類油藏的可行性［15-17］，論證了不同連通情況下的縫洞油藏注采模式。但未提出一套較為系統(tǒng)的碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)方式優(yōu)選流程。碳酸鹽巖縫洞型油藏的儲(chǔ)層構(gòu)型，決定了各類井型的應(yīng)力適用范圍［18］，而縫洞體的尺度規(guī)模直接決定了其開發(fā)價(jià)值。對(duì)該類油藏應(yīng)該考慮儲(chǔ)層各項(xiàng)特性來制定開發(fā)方案。為此，筆者以A區(qū)塊典型碳酸鹽巖非均質(zhì)油藏為例，利用數(shù)值模擬與生產(chǎn)實(shí)踐相結(jié)合的手段，基于斷層與縫洞體發(fā)育關(guān)系和經(jīng)濟(jì)效益論證水平井的適用性，基于基質(zhì)滲透率探討定點(diǎn)開發(fā)的適用區(qū)間，基于縫洞體間連通性提出不同油藏條件下的開發(fā)方式優(yōu)選流程。

圖1 A區(qū)塊屬性模型Fig.1 Geological model of Block A

1 地質(zhì)建模及井型適用性

碳酸鹽巖縫洞型油藏的儲(chǔ)層構(gòu)型及縫洞體單元規(guī)模，決定了水平井的適用范圍和經(jīng)濟(jì)效益。通過建立地質(zhì)模型，充分描述儲(chǔ)層特征，依據(jù)斷層與縫洞體發(fā)育關(guān)系考慮水平井適用性。

1.1 地質(zhì)建模

縫洞型油藏由于探井少、開采年限短，缺乏生產(chǎn)數(shù)據(jù)，導(dǎo)致建模困難。預(yù)測縫洞體單元的規(guī)模和油水分布情況，要求比一般的砂巖、油頁巖油藏更為精細(xì)準(zhǔn)確，故運(yùn)用1 種恰當(dāng)?shù)慕７椒梢蕴岣哳A(yù)測縫洞體單元分布情況的精度。A區(qū)塊面積約為28 km2，西北—東南方向延伸約為7 km，西南—東北方向延伸約為4 km，儲(chǔ)層埋深為6 032 m，屬于奧陶系C 組，地表海拔高度為1 040～1 070 m，斷層復(fù)雜，產(chǎn)少量天然氣，含極少量底水，可近似認(rèn)為是黑油油藏，平均含油飽和度達(dá)0.8 以上。運(yùn)用Petrel 軟件克里金插值法提取并建立屬性模型，序貫高斯模擬方法構(gòu)建構(gòu)造模型，螞蟻?zhàn)粉櫵惴枋隽芽p。

由圖1 可以看出，A 區(qū)塊縫洞體孔隙度為13%～25%，滲透率達(dá)100 mD，基質(zhì)孔隙度、滲透率均明顯比縫洞體低，區(qū)塊整體西側(cè)縫洞體孔隙度、滲透率高于東側(cè)，且多為單獨(dú)縫洞單元，少有相互連通的縫洞體群；探井Well-1—Well-6 中，僅探井Well-2位處A 區(qū)塊西邊主斷層所過縫洞體群；大多數(shù)縫洞單元的規(guī)模大，直徑達(dá)500 m，高度達(dá)110 m；小規(guī)模的直徑為160 m，高度為90 m。根據(jù)油藏空間形態(tài)將碳酸鹽巖油藏劃分為3 種類型：洞穴-裂縫孔洞型、洞穴型和裂縫-孔洞型［19］?？偟膩碚f，A 區(qū)塊油藏縫洞體和基質(zhì)的孔隙度差異明顯，縫洞體單元大小不一、分布無規(guī)則，根據(jù)連通性分為連通縫洞體和單獨(dú)縫洞單元，屬于上述類型中的洞穴-裂縫孔洞型。

1.2 水平井適用性

水平井作為油藏開發(fā)的一種重要井型，在碳酸鹽巖縫洞型油藏依然適用。斷層走向決定著地層最大主應(yīng)力的方向，限制了水平井軌跡走向，對(duì)水平井的應(yīng)用有2 點(diǎn)要求：①儲(chǔ)層構(gòu)型決定了水平井的鉆井成功率，據(jù)統(tǒng)計(jì)，1 口水平井的造價(jià)是1 口直井的1.5～2 倍。一般要求水平井井身結(jié)構(gòu)要垂直于地層最大主應(yīng)力方向，減少鉆井難度和費(fèi)用［20］。②碳酸鹽巖縫洞型油藏由于縫洞體規(guī)模大小不一，儲(chǔ)層中縫洞體單元分布無規(guī)則，其分布規(guī)律和規(guī)模直接決定了水平井的生產(chǎn)效益。因此，斷層與縫洞體發(fā)育關(guān)系和縫洞體單元規(guī)模決定了開發(fā)井型。

考慮經(jīng)濟(jì)原因，在縫洞體間隔距離較大，同時(shí)單獨(dú)縫洞單元體積較大的縫洞體上推薦使用直井開發(fā)；在間隔距離較小，各單獨(dú)縫洞單元有一定體積的情況下，推薦使用水平井。A 區(qū)塊儲(chǔ)層最小水平應(yīng)力方向?yàn)槲鞅薄獤|南向，從儲(chǔ)層整體看來，縫洞體較多且相對(duì)獨(dú)立，油氣藏縱向上單一油氣層發(fā)育，最大厚度為140 m，最小僅有28 m?；谝延械乃骄_發(fā)經(jīng)驗(yàn)，水平井開采的油層厚度應(yīng)大于6 m。

如表1 所示，部署Well-5 和Well-9 共2 口水平井，這是由于A 區(qū)塊在Well-5井和Well-9井位置附近有較小縫洞體單元，其應(yīng)力條件符合水平井部署要求。其中Well-5 井串聯(lián)2 個(gè)距離約為350 m 且規(guī)模大約為長度為250 m、高度為100 m 的縫洞體單元，Well-9 井串聯(lián)3 個(gè)規(guī)模中等的單元體。探井Well-2 處于連通性好的縫洞體群處，其滲透性比單獨(dú)縫洞單元好，在縫洞體群處采用成本較低的直井生產(chǎn)，其他的單獨(dú)縫洞單元處，采用單直井控制單洞的方式生產(chǎn)。

2 基于儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率的開發(fā)方式

縫洞體的填充程度決定井孔位置，而基質(zhì)滲透率可以反映不同縫洞體單元之間的相互影響程度，基質(zhì)滲透率越低，縫洞單元間的相互影響越小，這也導(dǎo)致了各縫洞單元具有壓力體系、流體性質(zhì)等均不同的特性。對(duì)于砂巖油藏，一般情況下多用注采井組來控制整個(gè)區(qū)塊油藏的開采。相對(duì)于常規(guī)的井網(wǎng)布置方式，縫洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層由于基質(zhì)滲透率低，而填充或者半填充的縫洞體處的孔隙度、滲透率均較高，故在碳酸鹽巖縫洞型油藏的油藏工程設(shè)計(jì)時(shí)，依據(jù)縫洞體單元的分布情況及井控半徑，采用單井控制單洞、水平井串聯(lián)多洞的基本布井思路，即為定點(diǎn)開發(fā)。A 區(qū)塊油藏內(nèi)原油儲(chǔ)量約為3 200×104t，平均基質(zhì)孔隙度不到3%，平均基質(zhì)滲透率為0.67 mD，屬于特低滲透油藏。圖1可清晰看出有些縫洞體孔隙度大，連通性好，更多的則是分布較散的單獨(dú)縫洞單元?；诨|(zhì)滲透率分析定點(diǎn)開發(fā)的適用性，在油藏?cái)?shù)值模擬軟件CMG 中，設(shè)計(jì)A 區(qū)塊井位分布。由圖2 可以看出，A 區(qū)塊油藏發(fā)育多條斷層，2 條主斷層均為東北—西南向，其他斷層多與2條主斷層相連接且被阻擋。圖2a為定點(diǎn)開發(fā)井位，10 口生產(chǎn)井分布于各較大縫洞體單元；圖2b 為面積井網(wǎng)開發(fā)井位，為排狀井網(wǎng)，2 排生產(chǎn)井，1 排注水井，生產(chǎn)井井間距約為1 000 m，各注水井井間距約為1 000 m，共計(jì)生產(chǎn)井10 口，注水井3口。2 個(gè)模型中，規(guī)定所有注水井日注水量為200 m3/d，所有生產(chǎn)井日產(chǎn)液量為100 m3/d。一般情況下，碳酸鹽巖縫洞型油藏基質(zhì)滲透率為0.05～10 mD，在此范圍內(nèi)選取12 組不同的滲透率，以開發(fā)20 a 后的最終采收率為依據(jù)，論證定點(diǎn)開發(fā)適用的滲透率范圍。

表1 縫洞型油藏井型適應(yīng)性對(duì)比Table1 Applicability comparison of well types in fracture-cavity reservoir

圖2 不同開發(fā)方式下的井位分布Fig.2 Well location distribution in different development modes

從不同基質(zhì)滲透率下2種開發(fā)方式的采收率曲線（圖3）可以看出，對(duì)于碳酸鹽巖縫洞型油藏，基質(zhì)滲透性越好，定點(diǎn)開發(fā)適用性越差，基質(zhì)滲透率低于某一值時(shí)（A 區(qū)塊為2.9 mD），適合選用定點(diǎn)開發(fā)的布井方式。若基質(zhì)滲透率相對(duì)較高的部分占絕大多數(shù)，則更適合面積井網(wǎng)開發(fā)，或在基質(zhì)滲透率相對(duì)較高的集中區(qū)域，采用面積井網(wǎng)開發(fā)，而低滲透基質(zhì)處則采用縫洞體的定點(diǎn)開發(fā)，這2 種方式的結(jié)合，可以得到更好的采收效果。由于A 區(qū)塊儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率為0.03～5.89 mD，滲透率為0.1～1.3 mD，占整個(gè)儲(chǔ)層基質(zhì)的85%以上。因此，A 區(qū)塊更適合定點(diǎn)開發(fā)。

圖3 不同基質(zhì)滲透率下2種布井方式的最終采收率Fig.3 Ultimate recoveries for two types of well location with different matrix permeability

3 基于縫洞體連通性的開發(fā)方式

3.1 連通縫洞體的注水開發(fā)可行性

油藏開發(fā)方式大致分為衰竭式開發(fā)和保持壓力開發(fā)2 種。縫洞型油藏的衰竭式開采，其目的在于節(jié)約成本，這是由于這類油藏一般位于深層，注水井的成本非常高。碳酸鹽巖縫洞型油藏注水開發(fā)過程易出現(xiàn)見水時(shí)間上的極大差異，有的井見水過早，有的則見水緩慢，若縫洞單元垂向分布描述及油水界面計(jì)算較為準(zhǔn)確，可使井孔位置更為準(zhǔn)確，有效延緩見水速度。若可以準(zhǔn)確描述縫洞體垂向分布，注水開發(fā)連通性好的縫洞體群或大型單獨(dú)縫洞型油藏是有必要的。縫洞型油藏的注采井組首先應(yīng)以儲(chǔ)集體間的連通為基礎(chǔ)，其次根據(jù)縫洞儲(chǔ)集體發(fā)育和展布特征、裂縫連通狀況及油水分布模式所共同形成的縫洞空間立體結(jié)構(gòu)進(jìn)行配置，形成不同的注采井組關(guān)系，最大程度地提高注入水的驅(qū)替效率［21］。結(jié)合注水成本進(jìn)行論證，1 口注水井的成本大約為0.65 億元。在A 區(qū)塊中，采用2 種不同開發(fā)方案，對(duì)比注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)的采收效果。注水開發(fā)方案中，探井Well-2 附近儲(chǔ)層有2 處為連通縫洞體，2 口注水井分別位于Well-2 井所處連通縫洞體的兩端，1 口水平井位于Well-5 井所處連通縫洞體，總計(jì)3口注水井，注采比為1∶1；與注水開發(fā)方案相比，衰竭式開發(fā)方案模型中將實(shí)際的3口注水井去除，生產(chǎn)井保持?jǐn)?shù)量一致。

圖4 A區(qū)塊注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)采收率Fig.4 Recoveries for water-flooding development and depletion development in Block A

由圖4 可以看出，開發(fā)20 a 后，有3 口注水井的注水開發(fā)的采收率為17.97%，而衰竭式開發(fā)的采收率僅為13.19%。由圖5 可以看出，注水開發(fā)中注水井附近儲(chǔ)層的最終儲(chǔ)量豐度明顯比衰竭式開發(fā)同部位低，這說明連通性好的縫洞體群和大縫洞體采用注水開發(fā)能夠有效提高原油采收率。故這種考慮了經(jīng)濟(jì)因素的早期衰竭式開發(fā)單獨(dú)縫洞單元、早期注水開發(fā)連通縫洞體的選擇性注水開發(fā)方式，適合于以A 區(qū)塊為典型實(shí)例的縫洞體儲(chǔ)層的定點(diǎn)開發(fā)。

圖5 注水開發(fā)和衰竭式開發(fā)最終儲(chǔ)量豐度Fig.5 Ultimate reserve abundances of water-flooding development and depletion development

3.2 單獨(dú)縫洞單元開發(fā)產(chǎn)量遞減規(guī)律及能量補(bǔ)充方式

3.2.1 單獨(dú)縫洞單元產(chǎn)量遞減規(guī)律

對(duì)于典型的縫洞體儲(chǔ)層中的單獨(dú)縫洞單元，產(chǎn)量遞減曲線大致分為“幾”字型、“Λ”字型和波動(dòng)型遞減3 種曲線形態(tài)［4］，且每種曲線形態(tài)代表了縫洞單元的規(guī)?；蚰芰看笮?，進(jìn)而可以為驅(qū)油工藝選擇良好時(shí)機(jī)和進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測。

由圖6 可以看出，雖A 區(qū)塊的產(chǎn)量遞減曲線前端（OB 段）為“Λ”字型，但整條曲線中存在明顯的兩段式遞減，且在前期（AC 段）遞減率較大，平均年遞減率為27%，之后遞減率較為緩和，平均年遞減率為15%。由于A區(qū)塊碳酸鹽巖縫洞型儲(chǔ)層內(nèi)部分縫洞體單元的產(chǎn)量規(guī)律一部分符合“Λ”字型遞減規(guī)律，另一部分（BD 段）符合半“幾”字型遞減規(guī)律，因此，A 區(qū)塊總體呈現(xiàn)了兩段式產(chǎn)量遞減。由圖7 可以看出，Well-1 井的產(chǎn)量遞減曲線也表現(xiàn)出明顯的兩段式遞減規(guī)律，符合Well-1 井所控縫洞體單元儲(chǔ)量中等、能量一般的特征。因此，在類似的碳酸鹽巖單獨(dú)縫洞體后續(xù)開發(fā)過程中，還需具體分析其遞減規(guī)律來優(yōu)選能量補(bǔ)充方式。

圖6 A區(qū)塊產(chǎn)量遞減曲線Fig.6 Production-decline curve of Block A

圖7 Well-1井衰竭式開發(fā)產(chǎn)量遞減曲線Fig.7 Production-decline curve of Well-1 in depletion development

3.2.2 單獨(dú)縫洞單元定點(diǎn)開發(fā)能量補(bǔ)充方式

對(duì)于碳酸鹽巖縫洞體儲(chǔ)層，在衰竭式開發(fā)產(chǎn)量遞減的趨勢下，有2 種方式能夠有效補(bǔ)充單獨(dú)縫洞單元處的地層能量，一是單井注水替油［22-23］，文獻(xiàn)［4］中表明注水替油為生產(chǎn)井在生產(chǎn)一定時(shí)間后關(guān)停，并以此生產(chǎn)井向儲(chǔ)層內(nèi)注水補(bǔ)充能量，經(jīng)重力分異作用將油浮于縫洞體上部的驅(qū)油工藝。二是注氣吞吐，將生產(chǎn)的天然氣回注入井中混相驅(qū)油，或注入N2形成氣頂可以有效動(dòng)用“閣樓油”，甚至同時(shí)注入天然氣和N2來提高原油采收率［24］。2種方式的選擇，取決于當(dāng)?shù)氐V場條件，若無氣源，只需考慮注水替油；若有氣源，可以結(jié)合數(shù)值模擬對(duì)比2種能量補(bǔ)充方式并做出優(yōu)選。A 區(qū)塊儲(chǔ)層具有溶解氣，區(qū)塊平均天然氣占比為0.76，生產(chǎn)氣油比為144，可知該區(qū)塊有充足的天然氣量以回注驅(qū)油，由此分別建立A 區(qū)塊注水替油和單井注氣吞吐數(shù)值模擬模型，開發(fā)參數(shù)見表2。

表2 2種能量補(bǔ)充方式的數(shù)值模擬模型參數(shù)選取Table2 Selection of numerical simulation parameters for two energy supplement modes

數(shù)值模擬結(jié)果表明，A 區(qū)塊的注水開發(fā)結(jié)合單井注水替油第1 周期的最終采收率為20.71%，注水開發(fā)結(jié)合單井注氣吞吐最終采收率為20.98%。由圖8 可知，注氣吞吐和注水替油均可在一定期限內(nèi)提升Well-1 井的日產(chǎn)油量，說明這2 種方式均是有效的。由于注水替油的成本較低，且A 區(qū)塊注水替油的驅(qū)油效果比注氣吞吐略高，因此A 區(qū)塊最終選用注水開發(fā)結(jié)合單井注水替油的開發(fā)方式。

圖8 3種方案下Well-1井產(chǎn)量遞減曲線Fig.8 Production-decline curve of Well-1 in three development modes

由圖9 可以看出，Well-1 井的衰竭式開發(fā)最終含油飽和度約為0.79，而經(jīng)過1 個(gè)周期的注水替油，其最終含油飽和度為0.76，分布情況符合該處縫洞體單元的構(gòu)造特征。這說明1次注水替油的效果遠(yuǎn)不及注水開發(fā)，想要達(dá)到好的開發(fā)效果并保證經(jīng)濟(jì)效益，需要不定期分析產(chǎn)量遞減規(guī)律，選擇恰當(dāng)?shù)淖⑺嬗蜁r(shí)機(jī)進(jìn)行多周期注水替油。

圖9 Well-1井衰竭式開發(fā)和注水替油開發(fā)后含油飽和度Fig.9 Ultimate oil saturation of Well-1 in modes of water-flooding and depletion development

4 開發(fā)方式優(yōu)選流程

將開發(fā)方式優(yōu)選方法推廣，提出以縫洞體規(guī)模、基質(zhì)滲透率及縫洞體連通性依次為主要依據(jù)來優(yōu)選開發(fā)方式的思想，并總結(jié)出一套縫洞型油藏的開發(fā)方式優(yōu)選流程（圖10）。

圖10 縫洞型油藏開發(fā)方式優(yōu)選流程Fig.10 Optimization process for development modes of fracture-cavity carbonate reservoirs

依照A 區(qū)塊的開發(fā)方式選擇方法，對(duì)于該類碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)方案的制定，推薦以基質(zhì)滲透率為依據(jù)選擇布井方式，以縫洞體的連通性為基準(zhǔn)討論后續(xù)驅(qū)油措施。建議根據(jù)不同的儲(chǔ)集類型（如風(fēng)化殼、古暗河、斷溶體等），設(shè)計(jì)靈活而有針對(duì)性的井網(wǎng)形式，通過多指標(biāo)的綜合比對(duì)，優(yōu)化出不同儲(chǔ)集類型的井網(wǎng)形式。首先充分分析特定的縫洞型油藏特征，考察基質(zhì)的滲透性是否達(dá)到可以采用面積井網(wǎng)開發(fā)；根據(jù)縫洞體的規(guī)模和空間分布位置優(yōu)選優(yōu)化井型，論證水平井的可行性；如果基質(zhì)滲透率低，井型優(yōu)化完成后，分析縫洞體連通性，連通性強(qiáng)的縫洞體群需要注水開發(fā)，而連通性差的單獨(dú)縫洞單元可以考慮多周期的注水替油或注氣吞吐開發(fā)。

5 結(jié)論

通過以A區(qū)塊儲(chǔ)層為典型實(shí)例的碳酸鹽巖縫洞型油藏的數(shù)值模擬分析，對(duì)其開發(fā)方式有幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)：①水平井的應(yīng)用，應(yīng)考慮具體區(qū)塊縫洞體單元所處地層構(gòu)造情況和其成藏規(guī)模大小，A 區(qū)塊有2處水平井的應(yīng)用得到較好收益。②通過基質(zhì)滲透率來選擇定點(diǎn)開發(fā)或面積井網(wǎng)開發(fā)，可經(jīng)數(shù)值模擬計(jì)算具體碳酸鹽巖縫洞型儲(chǔ)層的定點(diǎn)開發(fā)適用區(qū)間，根據(jù)儲(chǔ)層滲透率分布情況，來優(yōu)選井位布置方法。基質(zhì)滲透率低，如在A 區(qū)塊中基質(zhì)滲透率低于2.9 mD，應(yīng)對(duì)縫洞體單元定點(diǎn)開發(fā)；滲透率相對(duì)高處，可以應(yīng)用面積井網(wǎng)開發(fā)來提高整個(gè)儲(chǔ)層的采收效果。③對(duì)于連通性好的縫洞體單元，注水開發(fā)是有效的；對(duì)于單獨(dú)縫洞單元，應(yīng)根據(jù)其天然能量大小選擇補(bǔ)充能量時(shí)機(jī)，同時(shí)根據(jù)開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益優(yōu)選補(bǔ)充能量的方法（注水替油或注氣吞吐）。④基于碳酸鹽巖縫洞型油藏儲(chǔ)層特性的研究，總結(jié)了有效的開發(fā)方式優(yōu)選流程，為該類油藏開發(fā)方式的選擇提供參考。