碳酸盐岩油藏注水开采
碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析
碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，表现在储集体三维空间的复杂性，缝洞体连通关系的多样性以及油水关系的复杂性，部分井油井可能会出现排出一定水后含水下降，或是注水初期排水，后期甚至不含水的现象。
借鉴排水采气的基本思路，生产中采用排水采油工艺矿场试验和研究，为底水油藏的高效快速开发提供新的开发思路和开发方法。
标签：碳酸盐岩油藏;储层复杂性;含水上升;排水采油现场实践生产中，有时含水只是假象，储集体内剩余油丰富。
对于一些已含水井，当排水量达到一定值时，油井可以重新恢复无水生产。
对于这种形式的井，若降低采液量来减缓含水上升的速度，无疑不利于油田的高效生产。
结合地质资料及生产特征，认识排水采油的生产工艺有利于油田的高效生产。
1 排水采油生产方式塔河碳酸盐岩排水采油方法及原理不同于其他油田，由于塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，存在一定封存水、钻遇油水界面、隔油式、隔水式储集体，油井可能会出现排出一定水后含水下降的现象，称为排水采油。
1.1钻遇油水界面塔河油田碳酸盐岩油藏油水关系复杂，直接钻遇水体的概率高。
钻遇油水界面如图1（a）。
生产过程中表现为供液较充足，一直含水，累产水油比较大，关井压锥效果差;区域具有一定水体。
抽水一段时间后，油水界面下降，含水逐渐下降为0%。
此类井小工作制度排水，产油期间需小工作制度控制。
1.2钻遇储集体下部钻遇储集体下部即井眼位置偏低的地质特征：一般处于构造的斜坡位置，或进山较深;地震剖面显示产层段上部有异常反射体，如图1（b）。
生产典型特征是注水排水、修井漏失排水，此类油井模型往往在注水排水后才得以验证。
初期排水一段时间后，含水逐渐下降，后期采油。
此类井可维持目前生产或深抽，后期注水考虑适当减少注水量。
1.3裂缝连接储集体裂缝连接的储集体，注水采油或是修井后，井筒附近有部分储集空间（微裂缝等）的油置换不出来，必须先将水排出，才能采出油。
塔河碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用的开题报告
塔河碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用的开题报告一、选题背景塔河油田是我国重要的油气田之一，其油藏类型主要为碳酸盐岩油藏。
由于碳酸盐岩的特殊性质，使得注水替油技术在该类油藏中应用较为广泛。
然而，目前塔河油田注水替油技术的研究和应用还存在一些问题，如注水产生的沉积物堵塞孔隙，经济效益不高等。
二、选题意义注水替油技术是提高油田开采效率和延长油田寿命的重要手段之一。
针对塔河油田的特殊地质条件和油藏特点，研究和应用注水替油技术具有重要意义。
通过建立合理的注水替油模型和优化注水方案，提高注水效果，减少沉积物对油井的影响，推动塔河油田的可持续发展。
三、研究内容1. 分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术优缺点。
2. 建立塔河碳酸盐岩油藏注水替油模型，探究影响注水效果的因素。
3. 通过现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果。
4. 分析经济效益和环境影响，评估注水替油技术的可行性和应用前景。
四、研究方法1. 收集相关文献，分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术的优缺点。
2. 建立注水替油模型，运用数学模拟方法和物理模拟方法分析模型的可行性，并提出优化方案。
3. 进行现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果。
4. 评估注水替油技术的经济效益和环境影响，分析其可行性和应用前景。
五、预期成果1. 建立塔河碳酸盐岩油藏注水替油模型，探究影响注水效果的因素。
2. 提出优化注水方案，提高注水效果，减少沉积物对油井的影响。
3. 分析经济效益和环境影响，评估注水替油技术的可行性和应用前景。
4. 发表相关学术论文或专著，为其他类似油田的注水替油技术提供参考。
六、进度安排1. 第一学期：收集相关文献，分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术优缺点，建立注水替油模型。
2. 第二学期：运用数学模拟和物理模拟方法分析模型可行性和提出优化方案。
3. 第三学期：进行现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果，分析经济效益和环境影响，并撰写论文。
碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化
ｌ 注 水 替 油 的机 理 ： 首 先 是 通 过 注 入 水 补 充 地 层 能 量 ， 恢复地层压力 ； 其
《 次是利用重力 分异的原理， 在焖井过程 中， 油水不断置 换，产 生次生底
ｉ 水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围 比较小的裂缝 中， 置换其
中难 以采 出的剩余 油。油 井 以 “ 注水 一焖井 一采油 ”为一个 周期进行注采
； 古地 形、天 然水和 高矿 化度水 、差异风 化作用 、岩石 性质及火成岩侵 入体
ｌ 等因素有关 。 潜 山油藏具有七套含油层系 ， 每套层系 内部又被多组断层切割， ； 形成具底水 或边水 的层状 或块状复杂缝 洞型油藏 ，且 各含油层系无统 一的 ； 油水 界面，同一层系 不同断块之 间油水关系也 不尽 相同 。油藏属 常温 常压
｝ 油井产 量的递 减率高达 ２ ０ ％一 ３ ２ ％ 。特别是储集 体规模较 小的单井缝洞单
一般注水速度不应使注入压力超过井口的承压能力和地层破裂压力。对注
入速 度进 行优化 ，首先 固定 其它参 数，即单井 周期注 入量均 取 ７ ２ ０ ０ ０ ｍ ３ ，
Байду номын сангаас
｝ 元 ，由于其相对封闭， 没有其它能量的供给 ，能量不足造成的产量递减更
系统 。
２ 注 水 替 油 机 理
一－
数比采取措施前增加 ２ ％时关井 ，即关井压力 １ ３ ． ７ Ｍ Ｐ ａ 。 随着焖 井时间的增加 ，累产油增加 ，但焖并时间增加到 ４ ０天左右时 ， 累产油递增 变缓 。这是 因为焖井 时间越长，油水置 换越 充分 ，重力 分异作 用程度越 高，累产油量越 多，但如果 油水置换完成后 继续焖井 ，累产 油量 不会发生太 大变化 。数值 模拟 出了焖井 ｉ ０ ０天 时 Ｚ Ｇ ４井 的压力变化 ，焖井 前期压力急剧 降低 ，说 明此 时正在进行渗 吸和油水 重力分异 ，但 当焖 井时 间到 ４ ０天后，压力几乎不变 ，说 明此 时油水重 力分异 作用、油水置换作用
碳酸盐岩油藏高压扩容注水开发技术及现场应用
155缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间是不同尺度的大型溶洞和裂缝，基岩不具备储渗能力[1]。
缝洞发育规模及形态不一，储集体分布不均、远井储集体导流能力差[2]。
缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率贯穿其整个开发阶段[3]。
通过油井井储关系分析及矿场试验，形成了高压扩容注水提高剩余油动用技术[4-5]，可有效解决油藏水驱动用程度低、波及范围小等问题，达到提高储量动用程度目的。
1 碳酸盐岩油藏高压扩容注水机理当油井能量下降时，通过实施注水替油补充油井能量，因油水界面抬升、远井端无有效供给等原因，常规注水替油效果有限[6]。
高压扩容注水以常规注水替油为基础，借鉴水力压裂造缝原理，达到扩大注水波及范围、提高储集体动用程度目的。
其机理：一是提高注水压力补充远端储集体能量；二是改善储集体间裂缝导流能力。
2 高压扩容注水选井方法高压扩容注水井应满足：①储集体发育程度高、连通基础好；②井周存在未动用储集体，且位置相对较低；③储量规模满足经济开发下限。
利用静态资料识别井周储集体分布及规模，结合生产动态和注水指示曲线判断井周储集体动用情况，动用程度低则可实施高压扩容注水。
根据注水指示曲线见图1，利用物质平衡方程，得到不考虑岩石和水压缩系数的二套储集体规模、周期注水量计算公式[6]，见式（1）-（4）。
动用一套储集体：（1）动用一套+二套储集体：（2）由上述方程可知：（3）其中：N 1、N 2、N 0为一、二套储集体地质储量，累产油量，104t；W 为累注水量，104t；l 1、l 2为阶段1、2曲线斜率，无量纲；B oi 、C 0—原油体积系数、压缩系数；V 1、V 2为一、二套储集体体积，m 3。
周期注水量（W i ）：（4）其中：ΔP —设计二套储集体补充压力，MPa；P i —二套储集体原始地层压力，MPa。
3 高压扩容注水现场应用针对高注采比失效井和低注采比效果变差井，通过高压扩容注水突破近井储集体，扩大或恢复泄油半径。
碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化
碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化摘要：在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行注水替油试验，可大幅度提高原油采收率。
注水替油技术是选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油，并优先选择溶洞型储集体油井；注水替油前要尽可能利用天然能量，在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油。
桩西古潜山对地层能量低、连通性差、面积小的单元或井区，考虑了进行单井吞吐试验以提高采收率，并对单井周期注入量、注入速度、焖井时间等参数进行了优化。
关键词：桩西古潜山单井注水替油提高采收率注采方案统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降，地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～32% 。
特别是储集体规模较小的单井缝洞单元，由于其相对封闭，没有其它能量的供给，能量不足造成的产量递减更为突出。
2012年以来，桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。
1 地质概况桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。
其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。
储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。
裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。
溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。
潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。
油藏属常温常压系统。
2 注水替油机理主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量，恢复地层压力；其次是利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换其中难以采出的剩余油。
油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率。
碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水提高采收率技术
碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水提高采收率技术根据碳酸盐岩缝洞型油藏地质特征，依托油藏工程方法，利用油藏物质平衡原理，结合现场实验，分析了缝洞型碳酸盐岩油藏定量化注水技术。
该技术实现了缝洞型油藏注水时机的准确把控，可有效保持油藏能量及泄油半径。
对于单井缝洞单元注水替油井实现了周期注水定量化设计，对于多井缝洞单元水驱井组，通过采油井分水量计算，实现了注采井组多流线差异化定量水驱及均衡波及。
该技术的使用对碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发，有效提高油藏采收率具有重要的意义。
标签：碳酸盐岩;缝洞型油藏;物质平衡方程;定量化注水;采收率一、地质背景塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起區南坡阿克库勒凸起南部，是典型的奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞型油藏（漆立新，2014）。
受多期构造岩溶控制，储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主，基岩基本不具备储渗能力，储集体非均质性极强，空间分布复杂（李阳，2013;金强等，2013）。
开发过程中普遍出现含水快速上升，产量递减快，常规开发手段开发效果不理想，采收率较低。
二、定量化注水理论依据2.1单井注水替油生产实践表明，储集体发育程度越好，规模越大，其注水替油效果越好，尤其以溶洞型储集体效果最好。
2.2单元注水开发实践表明，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏有相当一部分注采单元为一注多采或多注一采模式，要保证注水过程均衡波及，需要精准确定每口受效井的分水量。
同理，可根据油藏物质平衡原理，计算单元中受效井的分水量。
定量化注水技术可以实现单元注水量的定量化配注与调整，通过调整生产压差、注水参数等方式，来调整井间压差，从而分配引导分水量，使得同一注采井组中，不同受效井均达到注采平衡，均衡波及。
三、定量化注水生产实践3.1注水替油井的定量化注水实践以A井为例，该井钻完井过程中发生少量漏失（205.5m3），钻遇溶洞型储集体。
投产即带水，累计产液2442t，产油2164t后停喷转抽，生产过程中与邻井无明确动态响应，为典型的定容性单井缝洞单元。
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术
碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术前言碳酸盐岩油气田在世界油气田的分布中占有重要地位。
据统计，全世界 236 个大型油田中，砂岩油藏占 59％，碳酸盐油藏约占 40%。
碳酸盐岩油藏以灰岩和白云岩油藏为主，目前，世界上已有 40 多个国家和地区在近 60 个沉积盆地中找到了碳酸盐岩油气田，其原油产量约占世界原油总产量的 65%，主要来自位于中东、墨西哥和加拿大等地的碳酸盐岩油藏，如：伊朗的阿兹马里灰岩油藏、墨西哥的孔洞型碳酸盐油藏、北海的白垩统油藏等。
碳酸盐岩油气富集的类型，除大型隆起富集带、生物礁型富集带等以外，潜山也是一种重要的富集类型。
潜山油气田包括构造隆起潜山油气田、岩性潜山油气田和断块潜山油气田，我国的潜山油藏多属于断块潜山油气田。
碳酸盐岩油气藏在储层结构和驱替机理上与砂岩油藏相比有一些本质的区别，在开发与开采方面也具有一系列特殊性。
开发这类油藏的关键是搞清其地质特征，特别是裂缝和溶洞的发育情况及其对开采的影响。
目前，胜利油田已找到了 15 个潜山油田，地质储量达 1.53 亿吨。
碳酸盐岩潜山油藏成为重要的开发对象和原油生产的重要来源之一。
针对这一情况，广泛调研了国内外碳酸盐岩油田的碳酸盐岩油藏的分类及特征、开发方式及开发经验、提高采收率技术的应用等方面的内容。
通过对国内外有关碳酸盐岩油田的文献和资料分析，并结合胜利油田碳酸盐岩油藏的类型和特点，对国内外部分油田（重点是碳酸盐岩潜山油藏）在开发与提高采收率方面的做法及成功经验进行了总结，供领导和科研人员参考。
一、碳酸盐岩油藏的分类及特征(一) 国外碳酸盐岩油气藏的分类由于碳酸盐岩储层的多样性，对碳酸盐岩油藏进行简单的分类是很困难的，依据强调的不同特征，分类体系也各不相同。
以下是近年来国外几种较常用的分类方法。
1 以岩相和成岩特征的分类方法被认为是一种实用的分类体系该方法把碳酸盐岩储层主要分为六类：①碳酸盐岩砂；②碳酸盐岩建造／骸晶堤；③前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩；④深海白垩岩／白垩质陆硼石灰岩；⑤泥质白云岩；⑥岩溶／裂缝碳酸盐岩。
碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律研究——以塔河油田为例的开题报告
碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律研究——以塔河油田为例的开题报告一、选题背景及意义碳酸盐岩储层是全球重要的油气资源储藏类型之一，占据着全球石油储量的40%以上。
碳酸盐岩储层的缝洞类型油藏是其中的主要类型，其油气开发成本高、开发难度大等问题一直制约着油田的开发利用。
因此，在碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发中，深入研究其开发规律，制定科学合理的开发方案，具有重要的现实意义和理论价值。
本研究以中国大型油气田之一的塔河油田为研究对象，通过对其碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律的深入研究，旨在为该区域油气资源的高效、可持续利用提供一定的技术支持。
二、研究内容和方法1. 碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律探究通过油藏地质特征、地质构造、油藏物性等因素对碳酸盐岩缝洞型油藏进行分析，探究其注水替油开发的规律。
2. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发现状分析收集塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发的现状和历史生产数据，分析其开发中所遇到的问题和挑战。
3. 油藏物性和注水方案对注水替油效果的影响分析通过对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏物性特征的分析，结合不同注水方案进行实验研究，分析注水替油效果的影响因素，制定合理的注水方案。
4. 油藏数值模拟建立塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的数值模拟模型，通过对模型的模拟实验，验证注水替油方案的可行性。
三、预期成果及创新点1. 研究得出塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律和适用的注水方案，为该油田的注水替油开发提供技术支持。
2. 发现注水替油效果受油藏物性和注水方案影响，制定合理的注水方案可以提高注水替油效果，具有一定的创新性。
3. 本研究可以为其他碳酸盐岩缝洞型油藏的注水替油开发提供借鉴和参考。
四、研究进度安排1. 文献调研和分析：2021年2月-2021年4月2. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发现状分析：2021年4月-2021年6月3. 油藏物性和注水方案对注水替油效果的影响分析：2021年6月-2022年2月4. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的数值模拟：2022年2月-2022年10月5. 结果分析和论文撰写：2022年10月-2023年3月五、参考文献1. 王志奇. 碳酸盐岩油藏水驱开发中注水方案的优化[J]. 大行天下, 2008(10):35-38.2. 于大浩. 注水量对强缝性碳酸盐岩油藏注水替油效果的影响[J]. 油气地质与采收率, 2007, 14(1):5-9.3. 赵晓楠, 王敬波. 碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发技术[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6):100-107.4. Adibhatla B, Mohanty K K, Panigrahi A K. Reservoir characterization of a fractured carbonate reservoir using well logs and seismic data in western offshore, India[J]. Journal of PetroleumExploration and Production Technology, 2019, 9(4): 3007–3024.。
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早期注水试验必要性分析
注水开发试验之所以在没有完全查明油藏类型的情况下提上议事日程,是因为考虑到:
1.开发过程具有不可逆性,早试验可以早研究、早指导开发实践;
2.天然裂缝开度随地层压力释放而闭合的现象同样具有不可逆特性;
3.渗透率滞后效应虽然可逆,但渗透率无法也恢复不到原始水平;
4.油田开发到中、高含水期时再注水,注入水利用系数会降低,形成低效循环.
注水试验目的
通过注水试验可望解决以下3 个问题:
1.对比研究注水试验区与具有可比性的非注水区的开发动态,可了解此类碳酸盐岩油藏是否适宜注水开发;
2.提前了解注水开发全过程,了解该类油藏怎样进行注水采油,如何保持油田合理压力水平,总结认识该类油田注水开发的水驱油机理和开采规律;
3.利用取得的各种试验资料,进行油田地质、油藏工程、采油工程和提高原油采收率等方面的综合研究,把握油藏注水开发规律.
注水试验层位的选择
注水层位的选取必须满足复杂油田注水开发试验要求,所选层位适应性强.对于块状碳酸盐岩油藏,一般宜采用边缘底部注水方式.对于层状碳酸盐岩油藏,注水方式最好采用边部注水.
鉴于A 区碳酸岩油藏的复杂性(油藏类型还未完全搞清楚),所以目前只能做如下选择:①平面上,注水层位尽可能选择在试验区的边底部(或腰部);②剖面上,试注层位尽可能选择在缝洞储集体的底部.
特殊性及风险分析
国内外碳酸盐岩油藏注水开发实践证明,由于其储层结构和岩石性质与砂岩油田有着显著的差异,使碳酸盐岩油藏
注水工艺与砂岩油田相比,具有以下显著的特殊性:
1.储层具有明显的双重介质特征,渗透率级差大;
2.注水方式以底部、边部为主;
3.注水井井距大、注水压力低、吸水指数高;
4.注入水受重力影响明显.
关于注水方式
试验注水方式有以下3 种特征:
1.按注水井所处剖面位置是底部注水;
2.按其所处平面位置而言是边缘注水;
3.按注水井与生产井间的排列关系看是点状注水.
周期注水
周期注水根据油藏的开采条件, 按对称与不对称周期、不同含水阶段等条件, 设计了周期注水方案。
1 周期注水与稳定注水相比可以增加采油量。
周期注水时, 只要地层压力变化范围的低值比稳定注水时的压力水平低, 就可以获得增油效果。
2 岩块系统的增油效果与压力变化幅度有关;微细裂缝的增油效果与压力变化速度有关。
压力变化幅度大、速度快有利于增油。
3 相同开采条件下, 非对称周期(长停短注)的效果好于对称周期。
4 含水80 % 以前开始周期注水效果更好。
降压开采
为了对比不同采液量、注水量时的降压开采效果, 结合油藏的实际情况, 共设计了9个方案。
分析计算结果得到以下认识:
1.油田开发后期采用降压衰竭式开采可以充分发挥岩石和流体的弹性作用, 采出水淹区岩块内的部分剩余原油。
依靠各种方式(控注、停注、提液)降压开采, 在同一时刻的岩块累积产油量都高于保持压
力方案的岩块累积产油量。
且随着压降增大, 油藏水淹体积增加变慢, 岩块累积采油量增值大于裂缝累积采油量增值。
这说明, 油藏增加的产量主要来自广大水淹区的岩块。
2.可以控制油水界面和含水上升速度, 水驱油效率提高。
降压开采一方面使油藏由人工水驱为主转为以天然水驱为主, 使底水推进速度更趋均匀;另一方面使重力作用得到充分发挥。
边部的油向顶部聚集的作用增强。
其结果, 油水界面和含水上升速度下降, 产量递减减缓。
从停注降压的水驱特征曲线可见, 曲线偏向产油轴, 水驱油效率有所提高。
3.可以充分利用油藏边底水能量, 降低采油成本。
诸如任丘雾迷山组油藏边底水能量较充足的油藏, 降压开采可以充分发挥其作用。
这样既保证了一定的生产液面,又减少了注水量,故采油成本降低。
4.单纯靠提高排液量降压,不利于改善开发效果。
提高排液量可以加快降压速度, 且由于生产压差增大,使岩块产油量增加。
但同时却又加剧了底水沿高渗透裂缝的窜流,使含水上升速度加快,累积水油比增大,开发的经济效果变差。
所以,要采取提液降压就必须以有效堵水为前提, 有效地控制底水窜流, 才能在增油的同时改善油藏的开发效果。
5.可提高油藏的最终采收率和经济效益。
对比停注降压和保持压力水平。