塔河碳酸鹽巖油藏提高采收率方法初探

塔河碳酸鹽巖油藏提高采收率方法初探

劉中春李江龍

(中國石化石油勘探開發(fā)研究院)

摘要本文在總結國內(nèi)外碳酸鹽巖縫洞型油藏開發(fā)經(jīng)驗基礎h針對塔河油藏具體的油藏條件和開發(fā)特點，分析了碳酸鹽巖油藏影響采收率的主控因素和開發(fā)中存在的關鍵問題，初步探索了縫洞型油藏提高采收率的途徑，提出了以“整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力”為近期目標，“補充能量”等提高采收率方法為后續(xù)保證的提高采收率技術思路。討論了各種提高采收率技術在塔河縫洞型油藏應用的可行性，對塔河油田進一步提高采收率具有重要的指導意義。

1997年發(fā)現(xiàn)的塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏是以裂縫溶洞為主要儲集空間的古風化殼油藏，受多次構造運動影響，儲油空間非均質(zhì)性極強，且埋藏深度達55()om左右、地層溫度

125℃、地層水礦化度高(約22×10'm#L)。截至2004年底，已累積探明石油地質(zhì)儲量

5．28×l擴t，已建產(chǎn)能384×104t。由于油藏的特殊性和復雜性，以及技術上的局限性，無法對縫洞油藏的儲層進行充分認識和客觀地描述，因此采用滾動勘探開發(fā)的模式。在開發(fā)初期采用“稀井高產(chǎn)”的開發(fā)原則，快速建產(chǎn)，取得了很高的經(jīng)濟效益”“J。但隨著開發(fā)程度的深入，逐漸暴露出快速上產(chǎn)的許多弊端：油井過早見水、自然遞減率高、平面上和縱向上儲量動用程度低。

為進一步提高塔河碳酸鹽巖油藏采收率，借鑒國內(nèi)外同類油藏的開發(fā)經(jīng)驗，調(diào)研了

116個碳酸鹽巖油藏的開發(fā)情況，對其中9個縫洞型碳酸鹽巖油藏的油藏參數(shù)、開發(fā)方式進行了詳盡分析，并結合塔河油田實際油藏條件，初步探索了縫洞型油藏提高采收率的途徑。

一、國內(nèi)外碳酸巖鹽油藏開發(fā)

(一】碳酸鹽巖油藏的類型及天然驅動方式國外學者根據(jù)油藏流體的性質(zhì)和儲油物性將碳酸鹽巖油藏劃分為：稠油油藏、溶洞／

裂縫油藏、白晉微孔型油藏、常規(guī)碳酸鹽巖油藏、礁塊油藏五類。原油API重度小于

22的油藏為稠油油藏；溶洞／裂縫油藏中裂縫和溶洞為流體流動的主要通道，此外基質(zhì)滲透率、孔隙度、驅動方式也影響著最終的采收率；微}L型油藏的主要儲集空間為滲透率非常低的基質(zhì)孔隙，雖然也存在裂縫，但驅出基質(zhì)微孔中油對提高采收率更重要；常規(guī)碳酸鹽巖油藏類似與層狀砂巖油藏，沉積旋回決定油藏特性；礁塊油藏具有大量顆粒碳酸鹽巖的堆積形成的海底地貌特征，其垂向孔隙度、滲透率非常高。對不同類型的碳酸鹽巖油藏，由于儲油物性、流體性質(zhì)、天然驅動方式均存在很大差別，因此提高采收率方法應用也各不相同。

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(二)碳酸鹽巖油藏提高采收率技術

1．采收率變化范圍碳酸鹽巖油藏最終采收率變化范圍較大。統(tǒng)計接近開采界限的116個油藏采收率的變化

jrL[虱1。碳酸鹽巖油藏采收率的變化范圍在10％～70％，大部分油田的采收率在20％～45％之間。對于縫洞型油藏，又分為基質(zhì)滲透率差(如西班牙的Casablance和AmpostaMarino油田)和基質(zhì)滲透率好(如美國Albion．Seipio，腿Basin，EmpireAb,J，Lisbon和Yates油田)的兩

種。前一種油藏采收率在5％一35％范圍內(nèi)，后一種采收率能達到35％一60％。

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圖1碳酸鹽巖油藏采收率

2．采收率技術應用對于碳酸鹽巖油藏，提高采收率技術的應用是獲得較高采出程度的基本保證。已開發(fā)碳

酸鹽巖油藏的采收率技術應用情況見圖2。

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圈2碳酸鹽巖油氣藏采收率技術應用情況

注水是目前碳酸鹽巖油藏一次采油后應用最為普遍的保持地層壓力、驅掃殘余油的二次采油方法。注氣是另一種較常應用的方法，特別是針對巖溶，裂縫和礁巖構造的油藏。此外，烴類溶劑驅、CO：驅、聚合物驅、活性劑驅及微生物采油分別在北美和前蘇聯(lián)的碳酸鹽巖油藏均有應用和相應的研究。在垂向連通好的礁巖構造油藏，應用注氣技術均能獲得較高的采收率。在白堊、裂縫、薄，重油碳酸鹽巖油藏也曾嘗試了水平井開采，對這種類型的油藏，水乎井是獲得經(jīng)濟開采的有效方法。

3。溶洞／裂縫碳酸鹽巖油藏提高采收率技術應用縫洞油藏的開發(fā)動態(tài)與驅動方式、基質(zhì)孔隙度、滲透率、潤濕性、油藏管理、提高采收

率技術密切相關。表1列出了不同驅動類型典型縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率技術的應用，表

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2為國內(nèi)外早期典型縫洞型碳酸鹽巖油藏參數(shù)及采收率。從表1、表2可看出，國內(nèi)外典型縫洞型碳酸鹽巖油藏的埋藏深度小于4000in，采用的

提商采收率方法包括注水、注氣、Co：混相驅及水平井技術。其中應用注氣技術的油藏埋藏深度小于1000m。

表1典型縫洞型碳酸鹽巖油藏的動態(tài)控制因素與采收率技術的應用

控制開發(fā)

驅動方式 開發(fā)方式 提高采收率手段 典型油田及握高采收率措施動態(tài)因素

強底水驅 c鵯a池n嘴，^Il批M踟滴藏

一次采油 控制含水上升

水體強度 當含水增加時，減小油嘴的尺寸

水驅早期注水Ylhe士“啷、M袖0u油田高速注水后掃油效率低；

弱底水驅

二次采i蟲 提高掃濁效宰 純呷u鐳胃秘甩糸永巖石的自鹱特性成功水醯開采，此

潤濕性 改變潤濕性 時生產(chǎn)速度與自吸速度匹配，才能保持較高的掃油效率

基質(zhì)滲透率好

水驅基質(zhì)滲透率注水伊拉克北部的Kirkuk油田

溶解氣潤濕性二次采油

氣頂驅基質(zhì)滲透率羞}蛐Kd油田由于注氣時機太晚，未成功

注氣

柬駔 we蛐，和Mj讎e油藏由于早期快速壓力遵減，從而進

地層壓力

溶解氣 二次果油 提高掃{曲效率 行油田范圍的承驅。由于裂縫．水突進的速度較快，后溶解油氣比 堵水 應用堵劑取得好效果

E呻雌Abo和Camarell油藏，進行重力駔替，其采油速

基質(zhì)滲透率 低粘

度對栗收事影響較大。為延長油藏壽命，提高最終采收重力驅 油柱高度 一次采油 高基質(zhì)滲遙率

辜．通常在較深的地帶二狀完井并關閉高氣油比的生產(chǎn)地層煩角 大地層倚角

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二、塔河油田開發(fā)現(xiàn)狀及提高采收率的主要問題

塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏儲集體受多次構造運動影響，多期次疊置、改造，巖溶縫洞交互發(fā)育，形成了控制因素復雜、非均質(zhì)性極強的儲集特征。根據(jù)巖心統(tǒng)計，孔隙度分布在0．04％一10．6％，平均為0．76％，87％的樣品孔隙度小于1．o％；平均滲透率0，7087×

10。p齏，96％樣品的滲透率小于l，O×10。p矗，屬于基質(zhì)滲透率低的縫漏型碳酸鹽巖滴藏。加上其埋藏深度之深、地層溫度之高、地層水礦化度之大是國內(nèi)外罕見的，因此，開發(fā)難度極大。

l一】開發(fā)階段與現(xiàn)狀塔河油田奧陶系油藏根據(jù)開發(fā)的進程可以劃分為三個開發(fā)階段，即評價及試采階段、滾

動開發(fā)階段、規(guī)模開發(fā)階段。

1．評價及試采上產(chǎn)階段滾動開發(fā)井主要沿局部構造主體部位占巖溶山頭布井，探井、評價井則向外甩開、擴大

含油面積；單井開采采取大油嘴、高產(chǎn)量生產(chǎn)；酸壓成為油并增產(chǎn)酌主要技術。該階段主要

開采特點：階段時間長、采出程度低；依靠天然能量開采，油藏壓力下降快；油井產(chǎn)能高，而且產(chǎn)量、油壓都比較穩(wěn)定，油田開發(fā)基本上處于無水采油期；底水錐進呈點狀分布。

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2．滾動開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)階段采用滾動開發(fā)方式，在擴邊評價的同時，迅速投入開發(fā)。主要開采特點：井采油強度

大；油藏采速高，階段采出程度較低；油井利用率較低、部分井轉入機抽，措施效果差；產(chǎn)量遞減、含水上升速度遠超過預測；油井普遍見水，底水錐進速度快。

3．規(guī)模開發(fā)階段及現(xiàn)狀整個油田的產(chǎn)能建設形成了一定的規(guī)模，并形成了一套適應于各區(qū)特點的技術方法和經(jīng)

驗，取得了較好的效果。截至2004年底，全油田現(xiàn)有油水井355口(不包括報廢井)，其中油井351El，污水回灌井4口；油井開井299口；開井中自噴井160口，占開井數(shù)的53．51％，機采井139VI，占開井數(shù)的46．49％；年產(chǎn)油量358．62×104t，采油速度1．45％，累計產(chǎn)油量1687．79×104t，采出程度6．84％，可采儲量采出程度48．31％，綜合含水38．52％，年自然遞減21．66％，綜合遞減13．01％。

但也暴露了前期快速開發(fā)所產(chǎn)生的一些問題，如油井過早見水，無水采收率低；含水上升快，部分區(qū)域奧陶系綜合含水高達80％，中高含水井和因含水停噴井的比例大幅度增加；部分區(qū)域已進入產(chǎn)量遞減期，自然遞減率高，明顯表現(xiàn)出天然能量不足。

(二)目前影響采收率的關鍵問題

1．對縫洞型油藏儲層尚缺乏充分的認識由于目前技術手段的局限性，客觀上無法精確描述縫洞的發(fā)育規(guī)律、儲層的連通性和油

藏底水的分布；對儲集單元能量狀況、油水空間分布和運動規(guī)律的認識程度還較低；對整個

油藏天然能量的大小和底水規(guī)模也缺乏了解。因此，開發(fā)方式轉換、井網(wǎng)調(diào)整、控水穩(wěn)油措施的制定上均缺少可靠依據(jù)。

2．地層水波廈程度低因為儲層認識的局限性，在開發(fā)初期，采用“稀井高產(chǎn)”的開發(fā)原則，雖提高了油田的

開發(fā)速度，但井網(wǎng)密度小、單井采油強度大，部分油井過早見水，不僅油藏無水采收率低，而且底水不能均勻推進，將縱向儲層中原油嚴重分割，油水分布復雜化，使大部分油井見水，且含水上升快，產(chǎn)量遞減迅速，增大了后期提高采收率的難度。油井見水后，各種控水

措施效果不理想，導致穩(wěn)產(chǎn)期較短。

3．平面上儲集空間分布復雜由于縫洞碳酸鹽巖油藏儲層嚴重的非均質(zhì)性，使得油藏的連通性問題顯得異常復雜。溝

通更多的儲油空間，提高油藏平面上的動用程度，應是提高采收率的主要手段。塔河油田

70％左右鉆的井在酸化壓裂后建產(chǎn)，酸化壓裂工藝技術也在不斷完善，但酸壓措施平均有效率僅為52．7％。定向井、水平井開發(fā)技術已經(jīng)突顯出其作用和效果，但仍需結合儲集體、裂縫預測技術的改進，進一步提高溝通能力。

4．裸眼井段不利于提高縱向上原油的采出程度大段的裸眼完井方式難以避免出油層段間相互串通、相互干擾；難以全面認識、評價各

產(chǎn)層；更難以對各出油層段進行控制，不利于有針對性、有選擇地進行儲層改造作業(yè)，不利于縱向上原油開采。

5．部分區(qū)域已顯出天然能量不足由于儲層非均質(zhì)性強，早期以建產(chǎn)為目的，根據(jù)勘探開發(fā)程度不同，采用不規(guī)則面積布

井方式，并利用天然能量進行開采，使油田在短時間內(nèi)迅速建成較高的產(chǎn)能，實踐證明是行

之有效的開發(fā)技術政策。但對與底水溝通較差的定容縫洞單元，隨著天然能量的消耗，不僅

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地層壓力降低，隨之引起儲集空間內(nèi)主要流動通道裂縫閣合、原詘中重質(zhì)成分析出，甚至高礦化度地層水中鹽的析出，增加了儲層油流的滲流阻力，因此，產(chǎn)量遞減是必然結果。

三、塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏提高采收率途徑

綜合分析塔河油田目前的開發(fā)狀態(tài)，可咀確定，油井過早出水、油井儲量動用能力低、天然能量不足等是引起塔河油田采收率低的三個主要原因。因此，首先要以縫洞流動單元為基礎，開展以“整體控水壓錐、提高油井平面和縱向上儲量動用能力”以提高天然能量開采階段的采收率為近期目標，同時以“補充能量”等為后續(xù)保證，才能切實抓好提高采收率的方法研究工作。

(一)天然能量開采階段提高采收率技術對于天然能量開采階段，從控制底水錐進速度、提高油井儲層動用能力兩個方面人手，

研究思路見圖3。利用地質(zhì)、測井、測試、生產(chǎn)動態(tài)等相關信息，以油藏縫洞流動單元為研

究對象，綜合分析縫洞儲層底水錐進程度、油水分布、油井出水層位及分隔底水的致密體層位，為提高堵水的成功率奠定充分的地質(zhì)基礎。同時，分析現(xiàn)有堵水壓錐施工成敗的原因，改進現(xiàn)有堵水壓錐技術，探索新的提高地層水波及效率的控水壓錐新方法。

圖3提高天然能量開采階段提高采收率技術研究

此外，結臺地質(zhì)與生產(chǎn)動態(tài)資料，研究現(xiàn)有井網(wǎng)條件下平面剩余油可能分布情況及油井縱向上儲油層段的動用程度。在此基礎上，探索提高酸壓橫向作用距離的新方法、優(yōu)化側鉆與水平井對天然能量開采階段提高采收率的作用，努力擴大油井溝通能力，增加油藏平面上動用程度；同時探索縱向上細化開發(fā)層系、分層段開采、分層段實施堵水和增產(chǎn)措施的可行性，提高油井縱向上原油的動用能力。

【二)補充能量等提高采收率方法探索根據(jù)國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏的開發(fā)經(jīng)驗，依靠天然能量開采的油藏采收率均很低，特別是

對于基質(zhì)滲透率低的縫洞型碳酸鹽巖油藏，進行人工補充地層能量即開始二次采油是提高碳

酸鹽巖油藏采收率的必經(jīng)之路。塔河奧陶系碳酸鹽巖油藏埋藏深度5500m，原始地層壓力59MPa．由于地面注入條件

及流體自身性質(zhì)的限制，用于補充地層能量的流體不能是氣體，只能用壓縮性小、密度較高的液體。因此，廉價的水是塔河油田的首選。但是由于縫洞型油藏特有的非均質(zhì)性，國內(nèi)外已開發(fā)的同類油藏水驅并未取得顯著效果，分析其原因主要還是由于儲層認識不清，在選井、選層及注入方案確定上缺乏可靠的依據(jù)。因此，深人研究儲層特征，是水驅等提高采收

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率技術成功應用的根本保證。與此同時，對極小的定容縫洞單元中，已表現(xiàn)出天然能量顯著不足的油井，研究單注單采補充能量的技術可行性和科學的實施工藝已勢在必行。

高油藏地層水礦化度及高油藏溫度，使得所有已成功用于砂巖油藏的聚合物、三元復合驅、微生物法、熱采等提高采收率方法，均不適用于塔河奧陶系碳酸鹽巖油藏。加上儲油層