塔河碳酸盐岩油藏提高采收率方法初探
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油藏开发条件国内外罕见，开采难度极大。
塔河油田奥陶系油藏开发进程 三个开发阶段
➢ 评价及试采阶段 ➢ 滚动开发阶段 ➢ 规模开发阶段
评价及试采上产阶段特点
➢ 阶段时间长、采出程度低； ➢ 依靠天然能量开采，油藏压力下降快 ➢ 油井产能高，产量、油压比较稳定，油
田开发基本处于无水采油期 ➢ 底水锥进呈点状分布
前期快速开发所暴露的问题
➢ 油井过早见水，无水采收率低
➢ 含水上升快，部分区域奥陶系综合含水高 达80%
➢ 中高含水井和因含水停喷井的比例大幅度 增加
➢ 部分区域已进入产量递减期，自然递减率 高，明显表现出天然能量不足
影响塔河油田提高采收率的关键问题
➢对缝洞型油藏储层尚缺乏充分的认识 ➢ 地层水波及程度低 ➢ 平面上储集空间分布复杂 ➢ 裸眼井段不利于提高纵向上原油的采出程度 ➢ 部分区域已显出天然能量不足
提高采收率手段
控制含水上升
早期注水 提高扫油效率 改变润湿性
基质渗透率好 注水
基质渗透率差 注气
水驱 提高扫油效率 堵水
低粘 高基质渗透率 大地层倾角
典型油田及提高采收率措施
Casablance、Amposta Marino油藏 当含水增加时，减小油嘴的尺寸
Yihezhuang、Maozhou油田高速注水后扫油效率低；Rinqiu 油田利用亲水岩石的自吸特性成功水驱开采，此时生产速 度与自吸速度匹配，才能保持较高的扫油效率。
国内外碳酸岩盐油藏开发
表1 典型缝洞型碳酸盐岩油藏的动态控制因素与采收率技术的应用
驱动方式 水驱
控制开发 动态因素
强底水驱 水体强度
弱底水驱 润湿性
水驱 溶解气 气顶驱
基质渗透率 润湿性
溶解气 重力驱
地层压力 溶解油气比
基质渗透率 油柱高度 地层倾角
开发方式 一次采油 二次采油 二次采油
二次采油 一次采油
由于油藏的特殊性和复杂性，以及技术上的局限性， 无法对储层充分认识和客观描述，因此采用滚动勘探开发 的模式。在开发初期采用“稀井高产”的开发原则，快速 建产，取得了很高的经济效益。
快速上产的许多弊端：油井过早见水、自然递减率高、 平面上和纵向上储量动用程度低。
国内外碳酸岩盐油藏开发
百分数（%）
5 15 25 35 45 55 65 >70
水驱技术
常规水
稠化水
高温高盐稠化技术
岩块中含 是油
活性剂或碱剂吞吐技术
探索单井单注单采技术 `
油井底部注水 ↓
封堵水道 ↓
上提油管 开采储油段顶部
结论
➢ 提出了以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储 量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率 方法为后续保证的提高采收率技术思路。
➢注水是塔河油田首选的补充能量的方法，同时还必须开 展稠化水驱、表面活性剂或碱剂吞吐或驱替技术可行性 研究。
提高油井储量动用能力
压锥
堵水
纵向细化层系
提高横向沟通能力
缝洞单元整体控水压锥技术
提高动油能力技术
Hale Waihona Puke Baidu
补充能量等提高采收率方法探索
补充能量提高采收率
定容的缝洞单元
纵深断裂沟通底水层的流动单元
无底水
具有封闭底水 缝洞单元
裂缝系统
具有底水缝洞
能量不足 底水锥进
能量不足
底水锥进
整体控水压锥技术 提高动油能力技术
国内外溶洞/裂缝型碳酸岩盐采收率技术特征
➢ 国内外典型缝洞型碳酸岩盐油藏的埋藏深度小 于4000m
➢ 采用的提高采收率方法包括注水 注气 CO2混 相驱及水平井技术。
➢ 应用注气技术的油藏埋藏深度小于1000m。
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏特征
1. 受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，非均质性极强； 2. 埋藏深度达5500m左右； 3. 地层温度125C，原始地层压力59MPa； 4. 地层水矿化度约22104mg/L； 5. 基质渗透率特低
伊拉克北部的Kirkuk油田
Haft Kel油田由于注气时机太晚，未成功。
Weyburn和Midale油藏由于早期快速压力递减，从而进行油 田范围的水驱。由于裂缝，水突进的速度较快，后应用堵 剂取得好效果。
Empire Abo和Cantarell油藏，进行重力驱替，其采油速度 对采收率影响较大。为延长油藏寿命，提高最终采收率， 通常在在较深的地带二次完井并关闭高气油比的生产井。
滚动开发稳产阶段特点
➢ 油井采油强度大、油藏采速高，阶段采 出程度低
➢ 油井利用率低，部分井转入机采，措施 效果差
➢ 产量递减、含水上升远超过预测 ➢ 油井普遍见水，底水锥进速度快
规模开发阶段及现状
➢整个油田的产能建设形成了一定规模，已形成一套适应 于各区特点的技术方法和经验，取得了较好的效果。
缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率途径
➢ 以缝洞流动单元为基础，开展以整体控水压锥、 提高油井平面和纵向上储量动用能力，来提高 天然能量开采阶段的采收率
➢ 以“补充能量”等为后续保证来提高采收率
天然能量开采阶段提高采收率技术流程图
控制底水
提高天然能量阶段采收率
分锥析进堵水速、度压
锥施工经验，
改进现有增技加术底水波及程度
16
14
油田总数：116
12
10
8
6
4
2
0
采收率（%）
图1 碳酸盐岩油藏采收率
国内外碳酸岩盐油藏开发
80
74%
70
60
50
40
30
20
10
0 注水
储层埋深小于4000m
岩溶/裂白缝垩和/裂缝，薄/重
礁岩构造的油碳油酸岩盐油藏
24%
藏
25%
8%
4%
3%
注气 烃溶剂驱 注CO2 注聚合物 水平井
图2 碳酸盐岩油气藏采收率技术应用情况
塔河碳酸盐岩油藏 提高采收率方法初探
中石化勘探开发研究院油藏所
主要内容：
前言 国内外碳酸岩盐油藏开发 塔河开发现状及提高采收率的主要问题 塔河缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率途径 结论
前言
塔河奥陶系碳酸盐岩油藏是以溶洞为主要储集空间， 裂缝为主要渗流通道，非均质性极强的古风化壳油藏。
截至2004年底，已累积探明石油地质储量5.28亿吨， 已建产能384104t。
➢截止2004年底，全油田现有油水井355口（不包括报废井），其中 油井351口，污水回灌井4口；油井开井299口；开井中自喷井160口， 占开井数的53.51%，机采井139口，占开井数的46.49%。年产油 量358.62104t，采油速度1.45%，累计产油量1687.79104t，采 出程度6.84%，可采储量采出程度48.31%，综合含水38.52%，年 自然递减21.66%，综合递减13.01%。
塔河油田奥陶系油藏开发进程 三个开发阶段
➢ 评价及试采阶段 ➢ 滚动开发阶段 ➢ 规模开发阶段
评价及试采上产阶段特点
➢ 阶段时间长、采出程度低； ➢ 依靠天然能量开采，油藏压力下降快 ➢ 油井产能高，产量、油压比较稳定，油
田开发基本处于无水采油期 ➢ 底水锥进呈点状分布
前期快速开发所暴露的问题
➢ 油井过早见水，无水采收率低
➢ 含水上升快，部分区域奥陶系综合含水高 达80%
➢ 中高含水井和因含水停喷井的比例大幅度 增加
➢ 部分区域已进入产量递减期，自然递减率 高，明显表现出天然能量不足
影响塔河油田提高采收率的关键问题
➢对缝洞型油藏储层尚缺乏充分的认识 ➢ 地层水波及程度低 ➢ 平面上储集空间分布复杂 ➢ 裸眼井段不利于提高纵向上原油的采出程度 ➢ 部分区域已显出天然能量不足
提高采收率手段
控制含水上升
早期注水 提高扫油效率 改变润湿性
基质渗透率好 注水
基质渗透率差 注气
水驱 提高扫油效率 堵水
低粘 高基质渗透率 大地层倾角
典型油田及提高采收率措施
Casablance、Amposta Marino油藏 当含水增加时，减小油嘴的尺寸
Yihezhuang、Maozhou油田高速注水后扫油效率低；Rinqiu 油田利用亲水岩石的自吸特性成功水驱开采，此时生产速 度与自吸速度匹配，才能保持较高的扫油效率。
国内外碳酸岩盐油藏开发
表1 典型缝洞型碳酸盐岩油藏的动态控制因素与采收率技术的应用
驱动方式 水驱
控制开发 动态因素
强底水驱 水体强度
弱底水驱 润湿性
水驱 溶解气 气顶驱
基质渗透率 润湿性
溶解气 重力驱
地层压力 溶解油气比
基质渗透率 油柱高度 地层倾角
开发方式 一次采油 二次采油 二次采油
二次采油 一次采油
由于油藏的特殊性和复杂性，以及技术上的局限性， 无法对储层充分认识和客观描述，因此采用滚动勘探开发 的模式。在开发初期采用“稀井高产”的开发原则，快速 建产，取得了很高的经济效益。
快速上产的许多弊端：油井过早见水、自然递减率高、 平面上和纵向上储量动用程度低。
国内外碳酸岩盐油藏开发
百分数（%）
5 15 25 35 45 55 65 >70
水驱技术
常规水
稠化水
高温高盐稠化技术
岩块中含 是油
活性剂或碱剂吞吐技术
探索单井单注单采技术 `
油井底部注水 ↓
封堵水道 ↓
上提油管 开采储油段顶部
结论
➢ 提出了以“整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储 量动用能力”为近期目标，“补充能量”等提高采收率 方法为后续保证的提高采收率技术思路。
➢注水是塔河油田首选的补充能量的方法，同时还必须开 展稠化水驱、表面活性剂或碱剂吞吐或驱替技术可行性 研究。
提高油井储量动用能力
压锥
堵水
纵向细化层系
提高横向沟通能力
缝洞单元整体控水压锥技术
提高动油能力技术
Hale Waihona Puke Baidu
补充能量等提高采收率方法探索
补充能量提高采收率
定容的缝洞单元
纵深断裂沟通底水层的流动单元
无底水
具有封闭底水 缝洞单元
裂缝系统
具有底水缝洞
能量不足 底水锥进
能量不足
底水锥进
整体控水压锥技术 提高动油能力技术
国内外溶洞/裂缝型碳酸岩盐采收率技术特征
➢ 国内外典型缝洞型碳酸岩盐油藏的埋藏深度小 于4000m
➢ 采用的提高采收率方法包括注水 注气 CO2混 相驱及水平井技术。
➢ 应用注气技术的油藏埋藏深度小于1000m。
塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏特征
1. 受多次构造运动影响，岩溶缝洞交互发育，非均质性极强； 2. 埋藏深度达5500m左右； 3. 地层温度125C，原始地层压力59MPa； 4. 地层水矿化度约22104mg/L； 5. 基质渗透率特低
伊拉克北部的Kirkuk油田
Haft Kel油田由于注气时机太晚，未成功。
Weyburn和Midale油藏由于早期快速压力递减，从而进行油 田范围的水驱。由于裂缝，水突进的速度较快，后应用堵 剂取得好效果。
Empire Abo和Cantarell油藏，进行重力驱替，其采油速度 对采收率影响较大。为延长油藏寿命，提高最终采收率， 通常在在较深的地带二次完井并关闭高气油比的生产井。
滚动开发稳产阶段特点
➢ 油井采油强度大、油藏采速高，阶段采 出程度低
➢ 油井利用率低，部分井转入机采，措施 效果差
➢ 产量递减、含水上升远超过预测 ➢ 油井普遍见水，底水锥进速度快
规模开发阶段及现状
➢整个油田的产能建设形成了一定规模，已形成一套适应 于各区特点的技术方法和经验，取得了较好的效果。
缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率途径
➢ 以缝洞流动单元为基础，开展以整体控水压锥、 提高油井平面和纵向上储量动用能力，来提高 天然能量开采阶段的采收率
➢ 以“补充能量”等为后续保证来提高采收率
天然能量开采阶段提高采收率技术流程图
控制底水
提高天然能量阶段采收率
分锥析进堵水速、度压
锥施工经验，
改进现有增技加术底水波及程度
16
14
油田总数：116
12
10
8
6
4
2
0
采收率（%）
图1 碳酸盐岩油藏采收率
国内外碳酸岩盐油藏开发
80
74%
70
60
50
40
30
20
10
0 注水
储层埋深小于4000m
岩溶/裂白缝垩和/裂缝，薄/重
礁岩构造的油碳油酸岩盐油藏
24%
藏
25%
8%
4%
3%
注气 烃溶剂驱 注CO2 注聚合物 水平井
图2 碳酸盐岩油气藏采收率技术应用情况
塔河碳酸盐岩油藏 提高采收率方法初探
中石化勘探开发研究院油藏所
主要内容：
前言 国内外碳酸岩盐油藏开发 塔河开发现状及提高采收率的主要问题 塔河缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率途径 结论
前言
塔河奥陶系碳酸盐岩油藏是以溶洞为主要储集空间， 裂缝为主要渗流通道，非均质性极强的古风化壳油藏。
截至2004年底，已累积探明石油地质储量5.28亿吨， 已建产能384104t。
➢截止2004年底，全油田现有油水井355口（不包括报废井），其中 油井351口，污水回灌井4口；油井开井299口；开井中自喷井160口， 占开井数的53.51%，机采井139口，占开井数的46.49%。年产油 量358.62104t，采油速度1.45%，累计产油量1687.79104t，采 出程度6.84%，可采储量采出程度48.31%，综合含水38.52%，年 自然递减21.66%，综合递减13.01%。