碳酸盐岩油藏各技术

碳酸盐岩油藏中各技术
世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。

碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。

碳酸盐岩储集层都是具天然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。

在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流动很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和天然气流)。

如果是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀波及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。

众多的研究者把碳酸盐储层的含油丰度作为研究目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有决定性的影响。

1、水平井注水技术：水平井注水技术作为一项新兴的技术，是由Taber在1992年为提高传统注水方式效率而提出的。

Taber指出，在低井口压力下，水平井的注入速度比直井快，因而原油开采速度快：且相对于直井的驱替方式，水平井注水的线驱方式能更有效地提高驱替效率．因此，水平井注水能达到更好的效益。

水平井注水技术作为一种高效的油气田开采技术。

水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用。

虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势。

但它并不是万能的。

水平井注水能增大注入量，降低油井气油比。

降低注入压力．增大了产油量，与配套水平产油井生产效果良好。

精确地质导向技术确保水平钻井的成功，最大限度地确保钻井的成功率。

利用水平井进行注水开采，可极大提高二次采收率，获得较高的经济效益。

同时，水平井注水开发技术是一项系统工程，涉及地质、油藏、钻井、采油工艺等各个领域，需要多学科协同管理，应加强研究适合水平井注水相关后续配套措施，以便达到更好的开发效果。

水平井水驱采油具有的优势是：①和直井相比水平井注水时的压力降不会集中在某一点而是分散在比较长的泄油井段上压力降较小油水界面变形也小井到达油水界面的距离大所以可以推迟井的突破或使含水量增加缓慢②水平井与井之间的泄油均匀性可使前缘均匀推进因此当有多相同时流动时流度比条件越不利水平井的优势就越明显③在低渗透油藏或低渗透层钻水平井可以提高注水能力及产油能力减少油藏注入水的补充时间注水见效早④在开发中后期老区油田时钻加密井是改善直井水驱后波及效率的一项有效措施但是水平井可以通过侧钻、分支钻井等取得比钻加密井更好的效果⑤在薄层油藏中水平井注入速度接近
于线性注水速度。

当地层10英尺厚水平井流体流动速度是直井的8到10倍。

这一优势随地层厚度逐渐削弱当地层厚度超出300英尺后水平井的波及效率将低于直井⑥大井距的条件下只需用较少井数就可以取得等量或更多的注水量和采油量快速的注水速度产生显著的经济效益和作业效益。

另外J.J.Taber等人指出，水平井注水系统在薄油层，高流度比条件下相对直井注水具有较大的优势。

但他同时也指出，随着油层厚度的增大，水平井注水效果变差，当油层厚度大于300ft，水平井注水的扫油效率不及直井注水的扫油效率。

实际上水平井注水受流度比、油层非均质性、垂向渗透率、井距、注采井在油层厚度上的位臵的影响：
①流度比对注水效果的影响
所以流度比越高，水平井注水增产峰值降低，但是随着流度比的增大，水平井注水稳定增产期变长。

②油藏非均质性对注水效果的影响
假设X方向渗透率是Y方向渗透率的两倍，研究九种不同组合情况。

所以在非均质油藏，水平注水井和生产井在同一个方向上效果最好。

在不同的方向上效果最差。

③垂向渗透率对注水效果的影响
分析三个垂向渗透率1.0，20.0，100.0 md
所以垂向渗透率越大，水平井注采效果越好；低垂向渗透率下，最好采用直井组合，高垂向渗透率下，采用水平井组合最好。

④井距对注水效果的影响
分析三个井距100，200， 300 acres
所以在所有井距下，水平井方案均比直井方案好。

所有井距下的，增油峰值不差上下，随着井距的增大，增油期更长。

⑤水平井在油层中位臵对注水效果的影响
所以水平井在油层中位臵的变化对开发效果的影响不是很明显,但从图中可以看出,方案2最优,方案6效果最差。

考虑到非均质性各方面的影响水平注采井在厚度方向分布上有最优位臵。

综上所述，不难发现并非所有的水平井注水都比直井注水有效，它与注采井型、井网分布及油藏参数有很大的关系。

水平井注直井采系统中，以法线注水方式最为有效。

水平井注采系统中L型短注水井长生产井组合效果最优，水平交错分布井网优于平行对应反向井网，而平行对应反向井网又优于平行对应正向井网。

随流度比的增大，所有注水系统的注水效果都下降。

高流度比时，水平井注水系统效果最好。

在非均质油藏，水平井注采井在同一方向上取得较好的效果。

水平井注采系统适合大井距采油；水平井在油层高度分布上的影响不大。

2、自然衰竭式方式开采：衰竭式开采主要是利用油藏的边水、底水,以及油气藏自身、储层岩石和束缚水的弹性能采出原油。

衰竭式开采有以下三个优点,①充分利用天然能量②可以节省投资③地层适应性强。

由于衰竭式开采是以压力的大幅度下降为代价进行开采的,因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。

自然衰竭式方式开采依靠地层能量衰竭开发油田的方式往往发生在无气顶时水压驱动的油田开发初期,在该阶段没有压力补给系统,或者少数区块用来增压的注入井布局不适用,亦或是不合理。

除此之外,当采液速度比较大,甚至含有边水、底水或者是气顶的储层能量发生衰竭,而水或者气体又不足以弥补由于采出原油而造成的地层亏空体积时,该开采方式也会产生作用。

自然衰竭式开采分为两个阶段:①弹性封闭开采阶段,该阶段发生在地层压力由原始压力下降至泡
点压力的时期;②溶解气驱开采阶段,该阶段发生在地层压力低于泡点压力的时期
衰竭式开采可以充分利用天然能量,节省投资,而且地层适应性强。

因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以采用衰竭方式开采原油。

下面主要对采油速度、油水粘度比、水平和垂向渗透率、水油密度差、地层水粘度、夹层等参数进行敏感性分析。

对于衰竭式开采,不像补充能量开采,在一次采油后可通过二次采油甚至三次采油来提高最终采收率。

如果低于合理速度开采,虽然能够有效保持地层压力,但从经济角度来说是不利的,而且地层天然能量就没有很好的利用。

如果高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。

一是因为底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的波及系数降低;二是岩块被水包围时,油相渗透率会下降,位于岩块中部较小孔隙中的油很难排出来,甚至产生水锁,降低了驱油效率,导致最终采收率降低。

尤其在开发早期,如果采油速度没有控制好,引起水淹,造成油水关系复杂,为中后期的生产和治理增加了难度。

自然衰竭式开采即无压力补给系统与具有压力补给的储层在采收率计算方法上是存在差异的。

采用三种方法计算油田自然衰竭式开采的采收率:①采收率模型法,通过油藏开采的三维模拟试验计算采收率;②图表法,通过油藏自然衰竭式开采的采收率图表计算采收率;③API采收率公式法,通过API(美国石油学会)采收率公式计算采收率。

通过流体动力学模拟试验得到的采收率结果是最可靠的，因为在计算过程中考虑了大量影响油藏开采过程的参数和因素,并且模型是根据实际储层状况建立起来的。

该方法得到的采收率是技术文件中油田开发方案筛选和确定原油可采储量的依据。

但是该方法存在的缺点是计算过程中工作量大、计算周期长；当进行模拟试验的模型缺乏稳定性时则不能确定原油采收率。

API 采收率计算公式由每个储油层实际参数组成，它使原油采收率计算过程变得简单。

利用图表法可以分别计算油藏弹性封闭开采阶段和溶解气驱开采阶段的采收率。

使用基本的储层物性参数就可计算采收率，包括：原始地质储量、原油饱和度、储层孔隙度、原始地层压力、原油中气体饱和压力、气体因子、原油体积系数、
原油密度。

在计算油藏弹性封闭开采的采收率时，除了上述基本参数以外，还需要考虑原油、地层水和岩石压缩系数。

而对于溶解气驱时采收率的计算要具备的参数是溶解气含量、原油黏度和取决于开采压力的气体黏度。

原始资料可以从储量估算和根据一定的试验研究来获得，当不具备上述手段时可以通过油田类比方法得到。

在油藏自然衰竭式开采的采收率的计算图表中考虑了影响油田开发指标的储层特征动力学因素，并且该方法使用能量的增量作为计算的尺度，它可以表明地层压力下降过程中储层的能量状况。

该指标决定了油藏自然衰竭式开采的目前和最终采收率大小。

本文利用API采收率公式法和采收率图表法计算了均为自然衰竭式开采的13个油区的采收率，并将计算结果与技术文件中通过渗流力学模拟试验确定的采收率进行对比，计算结果如表1所示。

对表1中所列举的区块利用API公式法与渗流力学模拟试验法所得采收率结果之差的平均值为0.039, 通过方法调整以接近于彼尔姆地区储层条件可提高计算精度。

利用图表法同样与渗流力学模拟试验法的计算结果具有良好的吻合性，其中谷德理夫兹夫和斯特列简油田的吻合性最好，并且在两个油田的运算过程中仅用到储层自身的参数。

当储层原始资料均具备时采收率平均差值为
0.012；而新契民、卡梅史洛夫、列斯、萨斯诺夫和阿布立夫油田有三个基本参数（地层水压缩系数、介质和气体黏度）是通过油田类比方法得到的，因此降低了结果吻合性 , 其差值将近0.113。

通过上述计算可以发现，为了提高计算结果的准确度，应该利用具体储层中原油和油气物性与对应地层温度下压力之间的关系、原油和地层水以及介质（岩石）压缩系数。

在必要的原始资料具备情况下利用油藏自然衰竭式开采的采收率图表法可完成以下工作；①确定弹性储量；②监测储层能量状态、规划油田开发年限和预测油气产量；③根据目前储层压力和累计采油量可有效评价剩余地质储量。

因此，为了快速计算油藏衰竭式开采条件下的采收率可以采用图表法和
API 公式法。

利用图表法的优势在于能够快速拟合自然衰竭式开采的油藏能量 , 并且可以计算该开采方式下的采收率。

衰竭式开发后的主要问题有：①衰竭程度高的老区新井投产难度大，投产时间长，甚至不能自喷生产②地面工程不配套，限制油田的正常生产；③老区新井初期有较高产量，但稳产难度大，递减快；④老区地层亏空严重，部分老井已处于停喷的边缘。

另外，有的油田采取衰竭式方式开采,滚动开发。

滚动开发油田的过程,也是对油田逐步提高认识的过程。

由于在滚动勘探开发的过程中认识到缝洞组系的不均质性,就采取大斜度井沟通洞缝组系,改善储层条件,提高单井产量,发现底水活跃,就取消了打注水井的计划,避免了大量资金的浪费。

随着新生产井的投入,井网的不断完善,油田采油量越来越多,投资逐年减少,经济效益变得越来越好。

3、水平井酸压技术：我国深层碳酸盐岩储层多数属于基质基本不具备储渗能力的缝洞性储层，酸压追求的目标在于最大限度地增大裂缝的规模，增加与天然裂缝系统的沟通机会．多级交替注入酸压工艺是我国深层碳酸盐岩储层酸压改造的发展方向之一。

水平井技术将逐步成为碳酸盐岩油藏开发的主导技术之一，对水平井酸压的研究将会逐步得到重视和加强．
酸压改造的技术难点：影响常规酸压改造效果的关键因素是：酸蚀裂缝的有效长度和酸压后酸蚀裂缝的导流能力，而酸蚀裂缝的有效长度是低渗透碳酸盐岩储集层酸压改造的关键．如何有效获得较长的酸蚀裂缝一直是酸压技术需要解决的难题．尤其是对于深井碳酸盐岩储层，酸蚀裂缝的有效延伸更加困难，其技术难点主要有：①储层温度较高，基质中碳酸盐纯度高，酸岩反应速度较快，酸液的深穿透能力有限；②微裂缝和小溶洞的发育造成酸液滤失严重，要实现酸液的深穿透必须有效降低酸液的滤失；③储层埋藏深，注酸管柱长，施工中管线摩阻大，造成井口泵压高，排量难以提高，井底施工压力难以达到地层的破裂压力．由于储层巨厚，缝高很难控制；④深井酸压液柱压力高，残酸返排困难，容易对储层造成二次污染；⑤为实现酸液的深穿透，在“大酸量，大排量，高泵压”的原则下，缝高很难控制．
高温胶凝酸：通过研制高效酸液胶凝剂，将酸液中聚合物的质量分数从2.5降至0.8％～1.0，减少了酸压过程中高黏聚合物对储层造成的潜在伤害，同时优选添加剂形成了低聚合物加量胶凝酸液体系。

该酸液体系耐温性能良好，在140℃温度、170 S 剪切速率下黏度达到30 m Pa ·S 以上。

温控变黏酸：图1为温控变黏酸的流变曲线。

从图1可以看出，温控变黏酸在低温条件下黏度较低，具有良好的可泵性和降阻性能；但在105～14O ℃高温件
下酸液黏度迅速升至200mPa·S以上形成凝胶，在140 ℃温度下剪切60 m in 黏度仍能保持在60mPa·S以上。

所以在对高温裂缝孔洞发育的储层进行改造时，可利用其优良的降滤失和缓速性能，实现酸液深穿透的目的，达到有效增加酸蚀缝长的目的。

前臵液酸压：对于近井地带储集体不发育且无明显底水的储层，采用冻胶+ 变黏酸(胶凝酸)施工工艺施工时遵循“大排量、大规模”的改造思路。

针对裂缝相对发育或温度接近140℃的储层，主要采用变黏酸，利用变黏酸随温度的增黏过程，实现降滤深穿透；针对相对欠发育的储层则主要采用胶凝酸；若储层较为致密，还需考虑采用多级注入方式施工，以提高酸压改造效果。

变黏酸酸压：对于近井地带裂缝发育，且底水较活跃的储层(如塔河3区潜山型油藏)，采用前臵液酸压改造工艺，酸蚀裂缝高度大，极易沟通底水。

采用变黏酸直接进行酸压改造，可以充分利用变黏酸良好的降滤失、高温变黏特性进行造缝，以代替前臵液大排量造缝，在实现沟通天然裂缝系统的同时，控制裂缝垂向延伸，达到改造近井地带储层，又避免沟通底部水体的目的。

从图5看，注入变黏酸后，泵压和套压逐渐上升，表现了变黏酸接触地层后温度升高导致变黏增稠，滤失量降低，裂缝内摩阻和净压力升高，具有一定的造
缝能力。

停泵压力15．1MPa，停泵20rain后压力降至7．8 Mpa，压降达7．3 MPa，明显显示沟通了缝洞储集体。

转向酸均质酸压：对于井筒附近裂缝、溶洞发育，钻井过程出现漏失、测井存在多个极有利的裂缝发育带的水平井，采用常规酸压工艺往往会出现裂缝发育带过度改造沟通底水，而钻、完井污染带却带得不到改造。

针对这种储层主要采用转向酸+变黏酸两级注入方式施工，先采用转向酸初期低排量实现暂堵高渗段，再采用后续液体(如变黏酸等)对相对欠发育段重点改造，最终达到全井筒均质改造的目的。

“多级注入深度酸压+闭合裂缝酸化”技术：是近年来国内外同时采用的一种较新的酸化工艺。

即先采用前臵液造缝，再交替注入酸液和前臵液段塞，随后在裂缝闭合的情况下注入一定浓度的盐酸溶蚀裂缝壁面，形成高导流能力的流动通道，从而达到增产的目的。

这一工艺对于某些难于处理的地层，例如滤失量大，难于获得不均匀刻蚀的均质、柔软的储层，重复酸压等均可获得极好的效果．
固体酸酸压技术将常规酸固化成颗粒，然后用非反应流体压开裂缝并将固体酸携带入裂缝中预定位臵，并根据所设计裂缝的长度和导流能力确定布酸方式，最后注入释放液，使固体酸释放出酸并与岩石作用，从而实现对裂缝壁面的刻蚀并实现深部改造．它解决了常规酸压技术有效作用距离短、酸化效果有限的技术难题，其酸蚀裂缝长度不受酸岩反应速度的影响，固体酸能够达到的地方，其酸都能刻蚀裂缝，因此能获得较长的酸蚀裂缝．固体酸在释放前呈惰性，因此便于运输和保存，并且不会对地面和井下设备造成腐蚀。

为实现深穿透，酸液体系已由单一型向复合型发展，已经逐步成为降滤失、缓速、缓蚀、降阻和助排的多功能酸液体系。

高黏度胶凝酸和低摩阻乳化酸的发
展实现了大排量、高泵压、深穿透的目标。

酸液的注入工艺已发展为不同酸液体系的交替单级注入或多级交替注入，在深井碳酸盐岩储层能同时实现裂缝的深穿透和高导流能力。

复合酸压技术的应用大大提高了酸蚀裂缝的规模和导流能力，基本满足了高温深井碳酸盐岩储层增产改造的需要。

多数碳酸盐岩油藏属于块状底水或带有气顶的油藏，避气顶和避底水是目前酸压急待解决的问题之一．分层酸压和控缝高酸压技术是未来的发展方向之一。

缝洞性碳酸盐岩储层酸液滤失问题，影响了裂缝的延伸长度，降低了酸压裂缝沟通天然裂缝系统的几率．变黏酸酸压技术的发展和现场应用是深储层酸压的主流技术。