碳酸盐岩开发技术调研报告

碳酸盐岩开发技术调研报告
_、概述
碳酸盐岩油气藏活着界油气田散布中占有重要的地位。

其主要特点是储层类
型多样，储集空间转变大；非均质性强，发育天然裂痕和溶洞；基质渗透率低, 相当一部份孔隙是死孔隙，部分储层表现为髙孔低渗。

因此，碳酸盐岩油气田的开发存在许多的难点，主要表此刻：
单井产量高，建产速度快，地层压力递减快，产量递减快。

大多数孔隙-裂痕性碳酸盐岩油藏都具有地质构造复杂、油水界面周围的封锁性、储油物性低的特点，这些特点使得他们采用一般碎屑岩油藏的
传统开发系统效果很差。

碳酸盐岩储层持续性差，裂痕、溶洞和断层发育，储层描述和裂痕模拟难度大，油藏数值模拟难度大。

碳酸盐岩储层的开发方式选择难度大。

储层的非均质性大大影响了采用常规开采方式的采收率，尤其是开采后期需要选择适合的开发方式。

含天然裂痕的底水驱油藏极易出现水淹。

碳酸盐岩油田注水开发后期含水率进一步提高，地下油水散布更为复杂，剩余油可采储量已呈高度分散状态等。

提高采收率难度大。

部份钻采
工艺技术与碎屑岩钻采工艺技术存在较大区别。

碳酸盐岩的常规开发方式主要包括：衰竭式开采、边底水驱开采、注水开发、钻水平井多支井开采。

国内外碳酸盐岩油藏大部份第一都利用天然能量进行一次采油，有些油藏长期依托天然能量开采，在开发的中后期再采用注水开发和其他驱替技术提高采收率。

对于裂痕性碳酸盐岩油田主要的和有效的开发方式是依托天然能量开采和
注水维持压力，但一般在地层压力接近或稍高于饱和压力时开始注水维持压力。

开采方式整体而言分为以下三类：
(1)长期依托封锁式弹性驱动能量开采
这种油田的特点是没有天然的边水和底水，为封锁式油藏。

油藏压力高，地饱压差大，弹性能量足。

开采后地层压降与累计采油液量呈直线下降，采出的大体是无水原油。

(2)长期依托封锁式弹性水驱能量开采
这种油田的特点是边底水有限且活跃程度有不同，因此，有些则长期依托弹性水驱能量开采，有些则在中后期进行注水开发。

(3)依托混合驱(气驱+溶解气驱和弱水驱能量)开采
这种油田多数为裂痕发育的块状油藏，都存在有大小不同的气顶和强弱不同的边底水驱，因此，在开发进程中气油比大体维持稳固，即便油层压力降到饱和压力以下，油藏气油比也维持不变。

二、碳酸盐岩油藏注水开发
碳酸盐岩油藏多数属背斜构造，断层多，裂痕发育，断层封锁性差，储层结构复杂，非均质程度严峻，基质岩渗透率低，注水开发难度大。

其注水开发技术的核心包括：注水开发的可行性研究方式、注水机会、注水方式、井网密度和中后期的稳产办法等。

I国外碳酸盐岩油藏注水开发
碳酸盐岩储集层一般比较致密，经受了明显的次生转变，其储集空间、物性比较
复杂，又裂痕发育，常具有多变性和突变性，即非均质程度严峻等。

因此为了开发好这种油田，在实施注水方案之前，对油藏水驱油机理多数进行过研究，归纳起来主要有数值模拟研究，渗吸理论模拟研究等。

1.运用数值模拟技术编制开发方案
油田在编制开发方案时，主如果利用已取得的各类资料,运用数值模拟计算, 从当选择出最优方案。

例如康德列尔油田在肯定是不是需要进行注水开发时，运用数值模拟计算了不同条件下的压力、产量转变，预测注水开发后可将采收率由％提高到％,因此肯定采用注水开发。

2.渗吸理论模拟研究
为了肯定裂痕型油田注水开发的可行性，进行了渗吸理论的研究。

研究了注入压力与油藏含水的关系，注水体积与采油速度、采收率的关系，对油田注水开发起了必然的指导作用。

3.注水机会的选择
按如实验室研究和矿场实验证明，在整个开发阶段，当油层压力接近或稍高于饱和压力时注水，可维持原油性质，利于提高采收率。

如前苏联的大部份边底水不活跃的厚层状碳酸盐岩油田都是在接近或稍高于饱和压力时开始注水维持压力。

从油田发觉或投入开发到注水的时刻，大致为2-8年。

此刻人们普遍以为，早注水比晚注水好。

早注水可使开发系统灵活，易调整，能够维持油田高产稳产，所以很多油田一上手就开始注水。

另外，对地质条件差、靠弹性驱和溶解气驱开发的油田一般要做到昔时开发昔时注水才能避免被动；对于具有天然水驱的油田能够按照水驱活跃程度和所要求的采油速度肯定注水时刻。

4.注水油田井网密度
世界各产油国普遍采用较稀的井网。

中东有些髙产的碳酸盐岩大油田，一般井距为1()0()〜32()(血，单井控制面积为5-7km2o底水驱或底部注水开发的碳酸盐岩油田，虽然也采用了稀井网，但相对要密一些。

这是因为底水驱动或底部注水开发的油田对水线的均匀推进要求比较严格,需常常调整生产井的产量和生产压差，乃至要暂时关闭一些井，以消除或避免底水锥进。

在这种情形下，油田投产初期就打好较密的井网，少留后备井位，可使水线均匀推进，并具有更大的可能性和灵活性。

保证油井有比较高的采油速度。

5.井网部署
注水开发的碳酸盐岩油田多数采取顶部密、边部稀的不均匀布井方式，在平面上大体沿等高线交织布井。

另外，注水井的布置与驱动类型有关。

若是是底水驱，注水井主要布在构造顶部并将翼部井加深至水层；若是是边水驱，则应该注水井布在翼部。

6.采油速度
由于裂痕一孔隙型碳酸盐岩油田水驱油的特殊性，采袖速度很低。

由于注水开发的普遍应用，已使很多油田的采油速度都有所提高。

这些油田的开发实践表明,注水开发裂痕一孔隙型碳酸盐岩袖田是能够做到髙产稳产的。

7.压力维持水平
按如实验室研究和油田矿场实验，在整个注水开发阶段，当压力维持在高于油层饱和压力时，原油即可维持原始性质，利于提高采收率，开发也主动。

从搜集的资料来看，压力水平一般应维持在60%〜90%之间，多数为80%左右。

但美国有人却以为，油层压力应维持在原始地层压力的70%〜8()%左右，或维持在饱和压力以上，处于均匀散布，从而水驱前缘可均匀推动，以取得最高采收率。

同时还应注意，油井以自喷
为宜，压力恢复速度也不该过快。

若回升过快，就需要增加注水量，提髙注采比，从而给注水设备带来困难，还会使水沿裂痕窜入油井, 影响油田最终采收率。

8.注釆井数比
为了合理开发油田，就应有一个合理的注采强度，因此也就需要有合理的注采井数。

有关部割裂痕性碳酸盐岩袖田注采井大体统计表明，油水界面控制比较好，上升比较均匀，开发效杲比较好的油田，注采井数比为1 ：4〜1 ：6之间。

n碳酸盐岩油藏的注水开发方式
碳酸盐岩油田注水方式的选择是按照油藏几何形态、油藏范围大小、油藏储层类型、驱动类型、油藏物性和油层的非均质程度来肯定的。

归纳起来讲，碳酸盐岩油田注水方式主要有两种，即边部注水和内部注水。

1•稳固注水
⑴边部注水
①ft缘注水
适用于油田面积不大、油层物性和油层连通性好的背料、边底水不活跃的裂痕性油藏。

②边外注水
墨西哥西蒂奥格兰德油田1972年投产，1975年地层压力降到饱和压力周围。

1975年5月进行环状边外注水开发。

由于注水比较及时，地层压力始终维持在饱和压力之上。

注水成功的原因除地质因素外，主如杲注水及时，注水井布在油水界面以下，对驱油有利。

同时在发觉裂痕水窜时，尺时进行调整。

另外，有些油田，按照其本身的特点，在注水开发时，采用边缘加边内或边部加内部
的注水方式也取得好的效杲。

有的油田则采用选择性注水方式。

还有些
油田，由于不断取得新的资料，所以采用的注水方式不断转变。

必要时可进行补充“切割”，也可转为面积注水，或由一种注水方式转为另一种或先采用一种，然后再采用另一种。

总之，一个油田究意采用哪一种注水方式，这要按照具体情形而定。

可是需要强调的是，厚层块状水驱不活跃的裂痕型碳酸盐岩油田主要采用的是油水界面以下自下而上的边底部注水方式，其长处是驱油效率高，这已由实践证明的。

(2)内部注水
内部注水是一种比较强化的注水方式，多用于不规则油藏或髙粘、低渗而较均质和溶解气驱、弹性驱油藏及孔隙型油藏。

①面积注水
美国沃森油田丹佛区油藏1934年发觉，194()年开发，一次采油机理为溶解气驱，采出程度为地质储量的16%o 1964—1966年采用边缘注水方式，但效果很差，气油比比预测的高，注水受效差。

因此从1968—1969年将边缘注水慢慢改成反九点井
网的面积注水。

通过调整，使日产油量由注水初期的170()1慢慢提高到197()年的100001,气油比下降，年采油速度达到1%。

②行列切割注水
即：两排注水井间夹三排生产井。

美国杰伊油田通过量种注水方案对比，得岀的最适宜的注水方式是内部交织行列切割注水。

该油田选择这种注水方式主如杲考虑到：内部行切割注水，注采井数比为2: 4,即生产井62 口，注水井
26 口，而且井排方向平行构造短轴，使流体运动方向和长轴方向油层的连通
性一致；
生产井数多、初产能髙、采水量水、能够降低处置费用；井网灵
活性大，一旦注水效率低或油层传导性差，即可通过中央并排生产井转为注
水井而变成五点法井网；
比五点法和混合式(五点法和边部综合注水方式)井网别离可増产油量和X10W；
易于调节油水前缘推动，控制含水。

实际注水效杲表明，采用这种行列式井网是成功的。

③环状注水
利比亚的印蒂萨尔A油田在注水前研究了注气与注水维持油层压力的可能性后
以为，油藏不适宜注气。

另外还用A油田岩心做了整体岩心的室内实验，取得了水油相对渗透资料，完成了水驱油预测后，按照油田的形态，决定采用内部环状井网底部注水的方式。

④轴部注水
美国克利斯耐德油田沙克洛克区在其注水开发阶段就采用了轴部注水方式。

该油田1948年发觉，195()年末投产，按正方形井网布井，到1954年末采出程度为地质储量的5%,估量溶解气驱的最终采收率为地质储量的18%, 1954年以前靠天然能量开采，到1954年地层压力为22MPn迅速下降到llMPa,大多数井停喷。

1954年9月开始沿构造长轴方向注水维持压力，结果使油藏压力由1954年的11 MPa増加到1967年以上，也使气油比接近溶解气油比，使生产维持在设计的水平上。

1967年前，年采油速度为％,估量注水最终采收率可达5()%,实践证明，该油田应用轴部注水是有效的。

®点状注水
利比亚德法油田在肯定注水方案时进行了模拟研究，研究结果表明，采用边
外注水所能达到的日产量低，因此选择了内部油水界面以下点状注水方案。

点状注水井如何布也是通过模拟肯定的。

大部份注水井都集中在产能高、可采储量大、日采油量高的南部。

按照运算机预测，油田在溶解气驱下开采的采收率仅为11%, 注水开发，采收率可达34%。

有些油田按照其本身的地质特征、袖藏类型、原油物性、油层压力、水动力条件和水驱油实验资料等，采用环状底部注水、顶部注气和翼部注水、顶部注气相结合的方式，一样取得了好的开发效杲。

据国外新近资料报导，美国计划在两个碳酸盐岩油田（布拉德和普罗一普斯特油田）上开始实施水平井注水方案，这是第一次对这种注水方案的尝试。

计划沿这两个油田的下倾边缘钻8 口水平井注水，水平井段长约45（加。

估计水平井注水可能比常规注水采出更多的储量。

2.不稳固注水
（1）间歇注水
即：注水井注水4—5个月，然后停注2—3个月，间歇注水不会致使驱油特性变差。

从矿场及室内实验结果看，越是亲水的油层其效果越好。

非均质程度严峻，裂痕孔隙性油层最好。

这是因为在持续注水条件下形成的许多注入水未波及的低渗透块和裂痕岩块体在周期注水条件下可充分进行水油互换,提髙水的波及体积，这是持续注水方式所不能比拟的。

实践还证明，对含高粘度原油的低渗碳酸盐岩储层和对含低粘度原油的高渗砂岩储层，采用不稳固注水的效杲好。

（2）脉冲注水
即：在注水井迸行短时刻注水（4—7天），将地层压力提髙，然后采液9—22 天，使地层压力下降。

实验说明，脉冲注水开发高粘油碳酸盐岩油藏是可行的, 水未向生产井窜流，平均含水维持在低水平。

卡利诺夫一斯捷潘诺夫油藏是进行脉冲注水取得成功的油田之一。

该油田上有气顶、下有底水，194()年投入开发，1947年以前主要为溶解气驱，未见底水侵入。

1948年开始面积注水，注水井一天工作12-16小时，每一年有2--3个月停注。

脉冲注水效杲好，采收率髙达57-58%,最终采收率增加12--25%。

(3)应用注水控制阀间歇注水
即：把注水控制阀安装在水平注水井用分隔器卡开的裂痕井段。

这项技术能够
避免注入水沿裂痕过早的冲破。

在正常注水时，当水生平产井的含水率髙时，关闭水井的注水控制阀，当水生平产井的含水率低时，打开水井的注水控制阀，实现层内脉冲注水，达到提高产油量，控制含水率，维持地层压力的目的。

(4)注采井换位注水(交叉注水)
注采井换位注水方式能够改变流体方向及流场,此方式受到许多主要产油国家的重视。

如阿曼伊巴尔油田采用这种注水方式，见到了效杲。

3.优化注水方式和井网密度
实践证明，无论是碳酸盐岩油藏仍是砂岩油藏，若开发初期设计井网过稀的话，则在油田开发的中、后期时，钻加密井提高注水采收率和采油量是必然的，也是切实可行的。

SAN ANDRES灰岩袖藏研究表明，打加密井、老井补射孔、扩大注水是提高低渗碳酸盐岩油藏采收率的唯一方式。

Sail Andres and Clcarfork碳酸盐岩油藏通过经验预测模型预测，井控制面积应小于80000平方米。

多林油田表明：注水与加密井网结合可极大的提高石油采收率。

Dagger Draw油田，采用常规注水造成了专门快的水冲破。

后来, 通
过深切研究，抓住垂向上油层持续的长处，决定采用底部注水方式，减少水
平高渗透油层的影响，效果良好。

4.注水与酸化处賈办法结合
(1)注水与人工集油洞窟结合
人工集油洞窟指用多次盐酸浸泡(酸浴)处置井底周围地带。

舍古尔钦油田实验说明，采用注水维持地层压力和井底成立人工集油洞窟的强化采油方式，不仅可提高油井产量，而且可提高石油采收率。

(2)注水与注硫酸结合
西列涅夫油田注水与注硫酸结合提高了采油速度和产油量。

注硫酸的目的是拉匀吸水剖面。

(3)定向酸化处■与注水结合
定向酸化处置就是预先在油层中利用反乳化液，限制高渗透孔道、裂痕、贼层的吸水能力，然后对低渗层进行酸处置。

定向酸化处置与注水结合，提髙了采油速度和产油量。

5.强化注水
强化注水系统，提高地层压力(上蘆岩层压力的倍)，增大了注水波尺范围。

Oan致密石灰岩油藏采用单裂痕的斜井，多裂痕的水平井实行超破裂压力注水效果良好。

6.水平井、侧向水平井注水开发
(1)水平井的主要作用
沙特阿拉伯海上油田和其它油田的研究表明，水平井的主要作用是:
①增加死油区的采出量；
②能大大提高油井产能和注水井注水能力，尤其是在低渗透油藏；
③增加非均质油层的产油量；
④提高边缘注水的效杲；
® 通过在上部或下部注水，开采薄油层；
⑥ 降低生产压差，减缓水（底水、边水、夹层水、注入水）的突进。

（2）水平井应用普遍
水平井已经用于薄油层、裂痕油藏、水锥气锥油层、注水的轻油和重油油藏、
低和高渗透气藏、热驱和二氧化碳驱。

在美国，水平井多数用于低渗透天然裂痕碳酸盐岩油藏。

（3）多侧向水平注水井与多侧向水生平产井结合
多侧向注水开发技术能提高低渗（vlOmd）油藏的产量和采收率，关键技术如下：
生产多侧向水平井和注水多侧向水平井（鱼骨结构式井）之比为
1 : 1；
层顶部注水；
密井网，最小井距为4（）米；
注水压力小于地层破裂压力；
不采用压裂办法；
配真技术：欠平衡钻井、堵水、增产办法、三次采油等。

⑷多侧向水平注水井在油水界面以下注水
Saih Raw］是致密碳酸盐岩油藏，采用多侧向水平注水井在油水界面以下注
水，水生平产井在油藏顶部采油，效杲显普。

(5)多侧向短半径水平井
Aneth油田开发表明，过去维持压力注水、打加密井和单侧向短半径水平井技术的效杲都不太好，合理布置的多侧向短半径水平井增产幅度大,驱油效率高。

(6)多分支水平井
Oman的Shuaiba灰岩油藏，是一个几乎无断层低起伏构造的大油藏，渗透率1-lOmP,油层厚度15-30m,轻质油，采用了多分支(7 legs)水平井注水开发,单井裸眼总长度达到llkm,产量达到9000 cu m/d,井距60m还符合经济标准。

(7)水平井
Red River and Ratcliffe油田在打加密井、喷射完井，短半径测向完井、水平井完井等方面进行了研究。

实践证明，采用水平井提高注水量是经济的。

7.其它配套技术
(1)四维多组分地雲判断注水层裂痕技术
(2)核磁共振技术在注水开发中的应用
①核磁共振技术跟踪注水前缘
②核磁共振和CT -X射线结合进行水驱研究
(3)注水井耐温微生物调剖
m注水开发失败的原因
注水开发失败的原因较多，除油藏本身特征的原因之外，还有技术和管理方面的原因，诸如油藏评价、注入方案、注采工艺、经济评价、不肯定变量的的肯
定等原因。

在某些情形下，由于某些不肯定参数的假设或粗略估量，或软件尺软件应用存在问题,使得油藏实际动态与预测情形不匹配，或差距专门大，致使
注水开发失败。

因此，准确肯定对注水动态有重大影响的关键参数和决定这些关键参数对注水动态的灵敏性是十分重要的。

IV油田注水开发中常存在的问题及处■办法
表1油田注水开发中常存在的问题农处直办法
以成对注采水平井、鱼翅水平井技术为主，按照油藏的特点配合诸如密井网、间歇注水.加热等技术，是开发低渗透碳酸盐岩油藏的最佳方式。

综上所述，国内外碳酸盐岩油藏中后期注水开发方式进展见表2:
三、碳酸盐岩油藏注气开发
注气（注烧气技术）是碳酸盐岩油藏开发中后期采用的技术，理论上属于三次采油技术的范围。

美国是最先采用注化学剂、注蒸汽、注二氧化碳等三次采油技术的国家之一。

气驱采油是一个复杂的物理进程，其中包括提取、溶解、汽化、增溶、凝析和其他一些能改变原油相态特性的作用机理。

用于注气的各类气体包括天然气和液化天然气、二氧化碳、空气、氮气、废气和烟道气。

目前美国利用提高原油采收率的方式主如果蒸汽驱、第二是二氧化碳和烧气的混相驱。

对于碳酸盐岩的注气技术主要分为混相气驱和非混相气驱，其中混相气驱分为氮气和烟道气、烧气和二氧化碳。

对于注气技术的挑选标准不仅受方式本身的效率、储层条件的制约，而且还受各个国家的不同需要、技术水平和油价等因素的控制。

我国的注气技术的挑选标准如表。

I碳酸盐岩注气技术种类
1气驱
气驱是最先也是最有进展前途的一种已OR方式。

活着界范围内气驱的规模仅次于蒸汽驱，运用规模呈增加趋势。

具体选择何种气驱方式，这要按照具体油藏条件和现有的供气本钱而定。

①氮气和烟道气驱
除紧缩空气外，氮气和烟道气是可供人的廉价气体，它们驱达到必然驱替效杲的最低混相压力类似。

显然，这两种提高采收率方式能够互换利用。

来自内燃机的烟道气具有侵蚀性，相较之下氮气驱的长处较多：
1氮气价廉、来源广；
2氮气也是所注入气当中最不活泼；
3它的最低混相压力高，只有在深层、轻质油油藏才可能达到混相驱。

提出了采用注氮气提高采收率的挑选标准表。

其适用范围相对普遍，表4为
注氮气提高采收率应用情形表。

②婭气驱
妊气驱也是最老的提高原油采收率的方式之一。

在最低混相压力理论尚未形
成之前，已在现场实施连年。

那时，一些油田生产出多余的低分于烧气，当场注入地层。

烧气驱包括一次接触混相驱（LPG移动相）、凝析气驱（富气驱）、汽化气驱。

按照混相驱所需压力来讲，烧气驱介于需要很高混相压力的氮气驱与混相压力适中的
CO?驱之间。

若是储层埋藏浅，所需的注入压力低，在经济许可的条件下，添加富气（GYJ也能达到混相驱驱替。

③CO2驱
在美国C（）2驱比其他任何一种EOR方式更具有竞争力，惟一一种采油量持续增加的已OR方式。

在美国Permian 地有大尺寸的管道网把本钱低于甲烷的CO?供给到许多油田利用。

CO’驱对油藏原油性质和埋藏深度的要求适应范围广, 达到混相驱的要求条件低。

由于密度随温度升髙而降低（C（）2在原油中的溶解度也降低），因此对给定原油所需最低混相压力，随着温度升高也增加。

地层温度与地层深度有必然的正比关系，最低混相压力也随之相应増加，对于裂痕性地层，最低混相压力的增加速度比温度随深度增加的速度快得多。

2.水代交替注入技术
即：在一个气段塞以后紧接着注入一个水段塞的方式就叫做水气交替注入法。

水气交替注入（Wiitu •—Alternatingas, WAG）的目的是提高注气波及体积，主如杲用水控制驱替流度并稳固前缘，用气驱油的微观驱替效杲要好于水，因此水气交替注入把提高气驱的微观驱替效率与提高注水的波&体积结合了起来。

采用气水交替注入的所有油田都提高了采收率（与纯注水相较）。

回注气对环境有利处，能够限制火炬燃烧，减少二氧化碳的排放。

①混相水气交替注入
混相与非混相水气交替注入之间的区别很难区分。

在许多情形下，可能已经取得了多次接触的气/油混相，但实际驱替进程仍存在许多不肯定因素。

经研究发觉大多数情形能够概念为混相。

不可能通过水气交替注入消除组分数应对原油采收率的影响。

为了使储层压力大于流体的最小混相压力，大部份混相项目都要从头加压。

由于不能维持足够的压力就意味着丧失了混相压力，因此油田实际情形介于混相与非混相气驱二间。

大部份混相水气交替注入都是在近井距上实施的，但最近混相处置也已经在尝试以海上类型的井距实施。

②非混相水代交替注入。