哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏开发技术

范秋海1 李茂辉2 彭得兵1 沈磊2 张东2 张爱倩2

1.中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司勘探开发研究院 库尔勒 841000

2.山东胜软科技股份有限公司 山东 东营 257000

摘要：哈拉哈塘油田储层具有极强的非均质性，其产能分布、含水率变化及地层能量等具有明显的多样性，钻遇洞穴型储集体开发效果明显好于裂缝-孔洞型储集体，洞穴型储层以无水生产井为主，裂缝-孔洞型以波动型和暴型水淹为主。开发方式必须根据各单井控制区块实际情况进行选择，按“一井一策”进行差异化管理。

关键词：哈拉哈塘 碳酸盐岩油藏 产能评价 含水规律

Development for carbonate reservoir in Halahatang Oilfield

Fan Qiuhai，Li Maohui，Peng Debing，Shen Lei，Zhang Dong，Zhang Aiqian

1. Tarim Oilfi eld，Korla 841000，China

Abstract：The reservoirs in Halahatang Oilfield have strong heterogeneity，whose capacity distribution，change of water content and energy of strata are diversified. The development effect in drilling cave type reservoir is better than that of fractured vuggy reservoir，anhydrous production wells are widely used in cave type reservoir，fluctuation and violence type flooding are for fractured vuggy reservoirs. Development methods must be chosen according to the actual situation of blocks where single wells locate，and differentiated management should be carried out according to “one method for one well”.

Keywords：Halahatang Oilfield； carbonate reservoir； capacity evaluation； water containing

1 油田概况

哈拉哈塘油田位于塔里木盆地塔北隆起轮南低凸起西斜坡，是轮古－塔河－哈拉哈塘奥陶系特大型油田的一部分。产层为奥陶系，其中主力含油层系为良里塔格组、一间房组。哈拉哈塘地区古生界断裂发育复杂，多为花状、直立断裂，走滑特征明显，具有多期活动特点。储层类型根据储集空间的组合可划分为洞穴型和裂缝-孔洞型两种，良里塔格组储层以裂缝-孔洞型为主，一间房组以洞穴型储层为主。原油总体表现为低粘度、低硫、中含胶质沥青质、高含蜡、低凝固点的轻质原油特征。大部分井地层温度低于临界温度，地层压力远高于泡点压力，表现出不饱和油藏特征。2.2.2 台阶上升型

这类油井在含水生产期出现一个或多个台阶状的含水突然上升拐点。此类井所在储集体往往与附近多个储集体沟通，随着地层能量下降，周围沟通的水体陆续为油井补充能量，造成台阶上升。2.2.3 台阶下降型

该类型井投产初期含水较高，随着产液量的增加，含水呈台阶式下降。油井所在储层孔洞发育，具有多套油水系统相互作用影响，油井沟通储集体位置较低且水体能量较小，多为定容封存水，封存水采出后，含水呈现台阶下降。2.2.4 含水波动型

该类型试采井所在储层孔洞发育，与周围多个储集体沟通较好，含水短时间的波动起伏较大，主要是由于多个储集体间断出水，油水相互影响，含水时高时低。2 开发特征

碳酸盐岩油藏的储层具有极强的非均质性，导致产能变化、含水规律以及地层能量等开发动态特征具有明显的多样性[1-5]。2.2.5 暴性水淹型

该类井钻遇的储层一般都有天然或人工的大型裂缝与下部的底水沟通，底水沿裂缝快速窜入到井底，油井产量迅速下降，很快高含水。经过统计，研究区含水上升类型主要以暴性水淹型和波动型为主（图1）。无水生产型油井一般为高产高效井；暴性水淹型和台阶上升型开发效果较差。按照储层类型来分，洞穴型储层以无水生产井为主，井数比例达61.1%；裂缝-孔洞型以波动型和暴型水淹为主，总井数比例达到.7%。2.1 产能评价

哈拉哈塘油田二期产能建设区内不同储集体类型油井生产状况存在差异。目前，洞穴型储层油井累产油43.1×104t，平均单井累产油1.2×104t；裂缝孔洞型储层油井累产油10.2×104t，平均单井累产油0.6×104t。钻遇洞穴型储集体开发效果明显好于裂缝-孔洞型储集体。2.2 含水变化规律

碳酸盐岩油藏储层是由众多的局部缝洞集合体组成的，各缝洞体之间连通性差，整个油田没有统一的油水界面。各缝洞集合体内部填充程度不同，成藏条件有差异，油气充注强度各异，具有各自不同的油水界面。因此，含水变化规律可分为以下5种类型：2.2.1 缓慢上升型

油井纵向上各段储层发育程度相当，见水后沿着生产层段逐步上升，由于生产层段下部存在比较致密的隔层，含水上升速度比较缓慢。图1 哈拉哈塘油田新垦-金跃区块油井含水上升分布图

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勘探开发2.3 递减规律分析

根据油井投产后日产油能力随时间变化关系，将递减类型划分为稳定型、正常递减型、快速递减型三类。2017年第9期22.9MPa，平均日产油53.9t/d。但各单井天然能量存在较大差异，天然能量充足-较充足和一般的井占了总井数的63.1%（表1）。综合分析认为，研究区整体上具有一定天然能量。表1 哈拉哈塘油田新垦-金跃区块单位压降产液量分级

分类

充足-较充足（>1100）一般（400～1100）不足（<400）合计

井数/口21152157

平均单位压降产液量/（t•MPa-1）7284.5 590.1 195.9 2911.2 

井数比例，%36.826.336.8100.0

2.3.1 稳定型

稳产时间大于6个月，生产一段时间后，多数油井由于能量充足，产量递减较缓，年递减小于10%。2.3.2 正常递减型

油井具有一定能量，稳产期在0～3个月之间，年递减率在10%～30%。2.3.3 快速递减型

油井投产后受能量或含水因素影响，基本没有稳产期，产量递减快。不同储层类型递减特征不同，洞穴型储层平均年递减20.5%，此类油井钻遇较好的缝洞集合体，在钻井过程中容易出现放空、漏失等现象，油井投产后表现为高产稳产，递减较慢。裂缝-孔洞型储层年递减达到43.2%，此类油井钻遇的储层发育较差，储集能力相对有限，在钻井过程中一般无放空、漏失现象，油井投产后多数无稳产期，产量递减快。2.5 影响开发效果的因素分析

2.5.1 邻近Ⅰ级主控断裂开发效果好

统计距离加里东早中期、海西晚期Ⅰ级主控断裂小于1km油井共37口，其中34口井初期产能均大于30t/d，且72.3%的高产井分布在距离主控断裂1000m以内的范围，平均单井累产油达到1.34×104t。距离主控断裂大于1km的油井20口，只有13口油井初期产能大于30t/d，平均单井累产油仅为0.68×104t。综上所述，油井与主控断裂的距离越近，高产井比例越高，单井累产油量越大，开发效果越好。2.4 天然能量分析

2.4.1 Npr及Dpr评价

无因次弹性产量比值Npr反映的是实际的弹性产量与封闭条件下的理论弹性产量的比值，该值越大，说明天然能量补充越充足。每采出1%地质储量的平均地层压降Dpr反映了油藏天然能量的充足程度，其值越小，说明油藏的天然能量越充足。目前Npr为3.18，Dpr为7.41。2.5.2 缝洞体储量规模越大、地层能量越充足，单井开发效果越好

缝洞体地质储量和地层能量对油井开发效果有较大的影响，缝洞体储量规模越大、地层能量越充足，高产井比例越高，单井累产油量越大，单井开发效果越好（表2）。2.4.2 单位压降产量

研究区57口投产井初期均能自喷生产，平均油压表2 哈拉哈塘油田新垦-金跃区块地层能量对单井产能影响统计

单位压降产液量分类

充足-较充足（>1100）一般（400-1100）不足（<400）

井数/口211521

平均单位压降

产液量/（t•MPa-1）6639.6581.7191.1

平均地质储量/104t9973.768.7

平均单井

初期平均单井日产>30t/d井数比

累产油/

油/（t•d-1）例，%

t60.251.550.1

40.427.731.9

18879.910744.93610.7

2.5.3 储集体类型对油井开发效果影响分析

洞穴型储层和裂缝孔洞型分别具有不同的试采特征。洞穴型储层产油压高（>20MPa），高产稳产，油压呈线性关系或指数缓慢递减，注水替油效果好，关井压锥效果好。裂缝孔洞型储层投产油压低（<20MPa），油压递减快，产量低，注水替油效果差，关井压锥无效。通过试采特征对比可看出，洞穴型储层的开发效果明显优于裂缝-孔洞型。洞穴型储层总体储集空间体积较大，缝洞集合体内部连通性较好，多数井定容特征明显，地层能量充足，试采效果较好。裂缝-孔洞型储层储集空间体积明显变小，储集体内部连通性受裂缝发育程度控制，地层能量普遍不足，产量相对较低。开发方式必须根据各单井控制区块储量实际情况进行选择。开发初期，采用天然能量开发；后期根据新的动静态认识，对洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层采用不同的开发方式，补充地层能量开采。单井生产按“一井一策”进行差异化管理。3.1 自喷转机采

油藏开发初期依靠天然能量开采，地层能量不足时，自喷转机采可有效提高采收率。统计相邻的哈6区块转机采井23口，有效率达83%，目前累计增油量7.×104t，最终采收率可提高5.4%。3.2 针对不同储层类型采取不同方式补充能量

3.2.1 洞穴型储层

洞穴型储层一般储集空间体积较大，多数井定容特征明显，油压持续下降，边界反映明显，没有外界流体供应，投产后初期产量高，产量下降快，含水低或不含水，3 开发方式

由于哈拉哈塘油田二期产能建设区碳酸盐岩缝洞型储层非均质极强，井位选择主要依据储集体的平面分布，没有储集体的地方不能打井，故没有注采井网的概念。因此（下转第96页）

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勘探开发通过两张门槛值与井下总产量关系图版（见图4~5），可知井下总产气量是随着门槛值呈线性增长趋势，门槛值绝对值越高，产气量越大，理论门槛值越接近实际刻度门槛值，产气量误差越小。所以通过实际门槛值与理论门槛值的比较分析，得出在无法确定某井门槛值时，确定一个合理的经验范围值，最大程度减小解释结果误差。所以这一参数将对资料敏感性而言较大。2017年第9期2）随着涩北气田出水、出砂严重，某些井产层水淹或砂埋却有一定的产能。在应用密度曲线拟合时效果差，影响气水产量计算，所以单井水样分析报告及其出砂情况综合考虑，才能得出精准解释结果。3）根据电缆速度及其涡轮转速交会图图版，在得到不同密度段井筒流体视速度时，门槛值的确定因砂埋产层等因素造成解释结果偏差，统计涩北气田历年产气剖面资料得出不同密度段下的门槛值范围，给定合理经验值，减小解释结果误差。4 结论

通过几个参数对涩北气田产气剖面资料解释结果敏感性分析，确定了影响解释精度的重要因素，更大程度的减小了随着气田开发生产伴随的出水、出砂对资料的影响。1）针对气体相对密度，作了单相及两相下对资料解释的敏感性分析，得出在两相状态时，对解释结果影响较大。参考文献 

[1]马立宁.涩北气田开发中存在的技术难题及解决途径[J].天然气工业，2009，29（7）.

[2]游明定，黄和.天然气相对密度对流量计量的影响[J].天然气与石油，1996（1）：55-58.

（上接第108页）

能量弱，弹性产率低，驱动方式为弹性驱动。注水替油补充能量：油井投产初期，依靠弹性能量自喷采油，生产一段时间后，液面下降，地层能量下降，出现产液量低、停喷等情况。通过注水关井补充地层能量，依靠油水重力分离抬升油水界面，使油井恢复自喷生产。注水替油开发方式适用于完钻在储层高部位的油井。哈拉哈塘油田洞穴型储层共注水替油15井次、117轮次，累计增油17.17×10t，最终采收率可提高4.2%。注气提高采收率：完钻部位在油藏腰部或底部的油井多轮次注水替油后形成阁楼油，依靠重力置换顶部原油的机理，注入氮气形成次生气顶，提高油产量。哈拉哈塘油田已优选三口试采井开展注气提高采收率现场实验。开发对策老井侧钻上返改层老井加深

4量钻井费用。碳酸盐岩储层的具体发育位置难以判断，少量井按照设计完钻后没有钻遇储层，酸压后仍无法沟通有效储层，经储层再认识，认为储层发育在深部，加深钻探可以沟通有效储层。实践证明，哈拉哈塘油田碳酸盐岩油藏利用老井上返、侧钻及加深等措施可有效利用老井眼，减少钻井费用，是提高采收率的有效手段（表3）。表3  哈拉哈塘油田哈6区块老井措施效果

实施

成功井成功累产油

措施原则与目标井数

数/口率，％/104t/口985

674

678880

5.018.100.58

侧钻高部位另一缝洞体上返酸压高部位储层加深钻遇缝洞体主体

3.2.2 裂缝-孔洞型储层

裂缝-孔洞型储层是小型孔洞经裂缝沟通形成的缝洞集合体，分布面积较大，其均质性相对洞穴型要好一些。该类储层短期内监测不到明显边界，定容特征不明显，外部流体补充明显。钻井过程中漏失，裂缝、缝洞体发育，油井见水后，含水长升快，驱动方式以弹性驱动和水驱为主。单元注水：裂缝-孔洞型储层地层能量下降后，主要采用单元注水的方式补充地层能量的对策提高采收率，注水时机是原始地层压力水平的60%～70%。邻区哈6区块某连通单元采用单元注水后，产量由注水前的46.3t/d上升至注水后的144t/d，含水由12.6%降至2.6%，效果非常明显。4 结束语

1）碳酸盐岩油藏的储层具有极强的非均质性，开发动态特征具有明显的多样性。洞穴型储层开发效果好于裂缝孔洞型储层。2）开发初期采用天然能量开发；后期根据新的动静态认识，对洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层采用不同的开发方式，补充地层能量开采。单井生产实施“一井一策”。参考文献 

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[5]任爱军. 塔河油田托甫台区块缝洞型碳酸盐岩油藏开发技术研究[J]. 石油天然气学报，2011，33（6）：304-306.

3.3 利用老井上返、侧钻、加深

哈拉哈塘油田奥陶系储层从分布层位上看，主要有良里塔格组、一间房组两套，在一间房组内部也存在高阻层，形成一间房组内部的多套储盖组合。因此，深部储层试采结束后上返浅部储层是碳酸盐岩油藏老井利用的重要方式之一。由于碳酸盐岩储层极强的非均质性，缝洞体与缝洞体之间通常都是不连通的，因此，试采结束后，利用老井眼侧钻周边缝洞体，可探索新缝洞体的含油气性，侧钻成功后，侧钻井的产能等开发特征与新井相当，还可以节约大 96