1 碳酸盐岩油田注水替油开发技术的可行性
碳酸盐岩油田随着开发的不断进行,地层能量衰减严重,开发中后期,随着采出程度的提高,产量递减明显。要提高区块后期开发效果,必须加强精细地质研究与油田开发相结合,进行储层精细描述和精细构造描述,实施精确注水。例如某一碳酸盐岩油田油藏开采后期,含水达到80%以上,年递减为20%。此阶段注入水的利用系数不断降低,已由低含水期的0.9下降到0.2,说明水驱效率越来越差,油水界面上升高,水淹严重,水淹体积达到90%以上。所以油水界面以上的纯油带以及含油区变得相当小。水淹体积内,裂缝系统已经大部分水淹,只是在连通不好的部分地带滞留剩余油,而岩块系统则相反,含水饱和度很低,剩余油相对较高,就会形成高含水饱和度的裂缝系统分割的含油饱和度较高的岩块区域,这种区域往往是剩余油分布处于不连续状态。造成油藏后期油水关系异常复杂,常规注水开发收不到良好的效果。因此随着区块油井的生产,剩余纯油区厚度越来越小,以往常用的技术措施例如关井压锥、堵水措施难以发挥应有的作用,油藏继续递减,因此构造顶部的剩余油在水驱条件下开采难度越来越大。碳酸盐油藏在开发后期,为了提高区块的开发效果,必须积极探索新途径,努力提高水驱开发效率。最大发挥碳酸盐岩油田的生产能力,通过对水淹部分取心,并经过成像分析、电镜扫描等研究,准确找出剩余油分布情况,实施精准注水。
2 碳酸盐岩油田水驱后残余油的分布形式
碳酸盐岩油田经过水驱后,剩余储量的70-80%分布在油水界面以下,分布形式复杂,主要受构造结构和非均质双重控制。在单条裂缝中由于裂缝上倾端尖灭或者由于其他原因遮挡,或者因为宽度的变化致使水驱效率波及不到形成的剩余油区域,由多组裂缝交织组成裂缝网络结构,在其交汇处形成较大的空洞,这里含油富集。裂缝和裂缝带中充填各种复杂的粒间孔隙、晶内裂隙、晶间,这些孔隙之间连通吼道沿断层或裂隙带分布,不受其层位控制。碳酸盐岩油田孔洞内储集大量残余油,由于孔洞周围连通吼道细或者通道与孔洞的位置配置不相当而形成,例如大洞细喉型、上洞下吼型。这类孔洞多半分布在各种角砾间,在裂缝边缘也存在一些溶蚀基质孔隙,这类孔喉较细。在水驱后期仍然存在一定量的剩余油,对于三次采油具有现实的意义。
3 碳酸盐岩油田水驱开发模式
碳酸盐岩双重孔隙介质油藏存在孔隙度、渗透率大不相同的储集空间一类是裂缝系统,由张开大的裂缝以及连通的孔洞形成的高渗透网路系统。另一类是岩块系统,他是由被裂缝切割的储渗条件各异的大量大小不同的岩块组成,岩块内晶洞、粒间孔隙、次生小裂缝、溶孔同时存在。
裂缝系统主要依靠外部水驱压力梯度的作用进行驱油,流动条件符合达西定律,油水相对渗透率曲线并非完全渗透率关系,以裂缝为主的油藏存在一定的合理采油速度,超过合理采油速度,裂缝系统就会发生水窜,所以底水锥进是碳酸盐岩底水油藏开发的主要矛盾,该类油藏油井投产后在井底和油层内部形成一定的压差,使得井轴上由于压力梯度产生一个向上的力,使的底水上升形成水锥。
岩块系统这类油藏的复杂性,能够准确放映岩块水驱油流动特性的相对渗透率曲线很难获得。碳酸盐岩块状底水油藏,当水体体积为油体体积百倍以上的时候,每开采百分之一的地质储量压力下降小于0.1MPa,边底水活跃的油藏,必须合理控制采油速度,可进行天然能量的开采,水体体积是油体体积10-100倍的油藏,每开采百分之一的地质储量压力下降小于0.1-2MPa,这种油藏通常具有较强的边底水驱动能量,但是也不够充分,需要及时补充能量。假如水体体积与油体体积比小于10,每开采百分之一的地质储量压力下降大于2MPa,这种油藏边底水不活跃,开采耗费能量较多,必须依靠合理补充地层能量进行开采。
确定合理的注水前,应该搞清构造形态、油水界面深度、含油范围、含油高度等,了解储集层的性质、储集层的类型、连通情况,动态分析油藏的压力系统和温度系统,分析油井的潜力大小,准确判断能量来源方向,完善射孔对应率,调整注采强度,改善平面和层间矛盾。配合合理的工艺改造措施,确定合理的注水方式和注水方案。
4 结语
4.1 碳酸盐岩油藏开发必须重视早期的评价工作,深入研究区块地质特征,搞清构造形态,合理安排中途测试、分段测试以及各种测试新技术,加深油藏的认识,适当的进行取芯和油井试采,动态分析油水界面变化情况,储层分布情况以及驱动类型、生产能力的问题。
4.2 采用边部底部注水,要充分利用油藏重力的作用,有效控制注水井的注入速度,进行合理的速度模拟,防止单层锥进。通过后期的沉积微相、储层非均质性及微型构造研究成果指导碳酸盐岩油藏的配注方案编制,改善开发效果。
4.3结合区块特征采用合理的井距,例如某个区块原有井距500米,后期通过加密调整加密到300米,油藏递减速度得到了控制,开发指标大幅度提高,但是投资巨大,经济指标明显变差。尤其后期注水调整难度加大。布井方式顶密边稀比均匀布井开发效果好。
4.4碳酸盐岩油藏通过模拟和生产经验,采用2.5-3的采油速度比较合适,油藏无水期延长,含水上升较慢,从经济指标来看采油速度过高,优越性不明显,油井见水较早,边底水推进后,后期注水能量补充,生产矛盾突出,生产效果不理想。
摘要：我们在碳酸盐岩油藏开发中受到地质条件影响因素较多,最突出的问题是油藏的非均质性强,受到多期构造的破裂因素影响,双孔隙网络普遍存在,不具有规则性,裂缝发展不均,有的油藏地层能量衰减快,及时补充地层能量,延长区块开发效果,探索合理的注水开发值得深入探索。
参考文献
[1] 隋宏光,王殿生,刘金玉,高建申.缝洞型介质结构对水驱油采收率影响的物理模型实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版).2011(06).