厚層孔隙型碳酸鹽巖油藏注采優(yōu)化研究

康博韜，皮 建，李長(zhǎng)勇

（1.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083；3.中國(guó)海洋石油國(guó)際有限公司，北京 100027）

油田開(kāi)發(fā)方式或驅(qū)動(dòng)方式的選擇是油田開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)的重要內(nèi)容，它直接影響著油田的開(kāi)發(fā)部署、生產(chǎn)規(guī)模、最終采收率及最終的經(jīng)濟(jì)效益，開(kāi)發(fā)方式的選擇是建立在油藏能量研究的基礎(chǔ)之上。目前國(guó)內(nèi)外大多數(shù)碳酸鹽巖油氣藏的開(kāi)發(fā)歷程首先是采用天然能量開(kāi)發(fā),其次轉(zhuǎn)為注水開(kāi)發(fā)[1-3]。衰竭式開(kāi)采可以充分利用天然能量，節(jié)省投資，而且地層適應(yīng)性強(qiáng)。因此，只要油藏的應(yīng)力敏感性不是太強(qiáng)，可以采用衰竭方式開(kāi)采原油。在塔里木盆地的碳酸鹽巖油藏，衰竭式開(kāi)采獲得了較好的效果。但由于受井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度、地層能量下降、含水快速上升等因素的影響，油田采收率比較低。注水開(kāi)發(fā)最早主要應(yīng)用于砂巖油藏，現(xiàn)階段對(duì)碳酸鹽巖油藏也有了一定的應(yīng)用，但在注水方式、注采層位、注水時(shí)機(jī)、注采井網(wǎng)部署、地層壓力保持水平、合理注采壓差、合理注采比以及開(kāi)發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律等方面的研究還處于探索階段，還沒(méi)有從根本上解決該類(lèi)油藏的二次采油問(wèn)題[4-6]。針對(duì)上述問(wèn)題，筆者針對(duì)中東地區(qū)某大型碳酸鹽巖油田，在油田實(shí)際生產(chǎn)測(cè)試資料的基礎(chǔ)上，借鑒相似油田開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，利用油藏工程與數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，對(duì)該油田的注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中的關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化研究，為同類(lèi)油田實(shí)現(xiàn)高效注水開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支持。

1 區(qū)塊概況

1.1 地質(zhì)油藏特征

B 油田位于中東地區(qū)伊拉克東南部Missan 省，毗鄰伊朗邊界，構(gòu)造上處于美索不達(dá)米亞地區(qū)。B 油田由南、北兩個(gè)高點(diǎn)組成，北部為穹隆背斜，南部為長(zhǎng)軸背斜。B 油田南區(qū)主要含油層段為上白堊統(tǒng)Mishrif組[7-9]。Mishrif 組縱向分為MA、MB、MC 三個(gè)油組，其中，MA 油組儲(chǔ)量很小，尚未動(dòng)用，MC 油組油水關(guān)系復(fù)雜，動(dòng)用難度較大，MB 油組構(gòu)造落實(shí)程度高，儲(chǔ)層發(fā)育較好，儲(chǔ)量規(guī)模大，其中MB21 亞油組地質(zhì)儲(chǔ)量占整個(gè)B油田地質(zhì)儲(chǔ)量的66 %，占Mishrif 層儲(chǔ)量的98 %。Mishrif 組儲(chǔ)層展布情況良好，其中，MB21 油組厚度大，南高點(diǎn)MB21 油組單井平均鉆遇厚度達(dá)到86.8 m，且儲(chǔ)層橫向連通性好。

MB21 亞油組按照沉積特征可劃分為I～I(xiàn)V 小層，儲(chǔ)層以中孔低滲儲(chǔ)層為主，縱向上局部發(fā)育中孔高滲儲(chǔ)層，較強(qiáng)的層間非均質(zhì)性，I、II 小層物性最好，隨著深度增加，物性變差，同時(shí)，底部VII 小層滲透率較高。根據(jù)測(cè)井及壓力測(cè)試資料顯示，主力層MB21 縱向儲(chǔ)層連通性好，NTG 接近于1，儲(chǔ)層中隔夾層不發(fā)育。

根據(jù)目標(biāo)儲(chǔ)層的地質(zhì)特征，借鑒碳酸鹽巖油藏類(lèi)型劃分標(biāo)準(zhǔn)，B 油田含油層段上白堊統(tǒng)Mishrif 組為典型的厚層孔隙型碳酸鹽巖油藏，其中，MB21 亞油組厚度大（平均80 m），儲(chǔ)量豐富，MB21 亞油組的高效開(kāi)發(fā)成為決定B 油田開(kāi)發(fā)成敗的關(guān)鍵。

1.2 目前開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

B 油田于1976 年末投產(chǎn)，油井全部自噴開(kāi)采，目前尚未采用人工注水或其他補(bǔ)充能量的開(kāi)發(fā)方式。地層壓力資料顯示，油藏平均壓力系數(shù)已從原始的1.15 降到目前0.86，部分區(qū)域甚至降得更低。根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)該油藏屬于天然能量不足的油藏，水體倍數(shù)只有4 倍左右，邊水能量較弱，根據(jù)靜壓測(cè)試資料顯示，目前地層壓力32.4 MPa 左右，部分地區(qū)地層壓力衰竭幅度更大。

由于地層壓力的大幅度衰竭，導(dǎo)致油井生產(chǎn)能力下降，老井遞減率達(dá)到14 %，且部分生產(chǎn)井有瀝青析出，嚴(yán)重影響油井的正常生產(chǎn)。B 油田目前的開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀表明，Mishrif 層天然能量不足，地層壓力下降快，使整個(gè)高產(chǎn)油田受到停噴減產(chǎn)的威脅，為了實(shí)現(xiàn)油田的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，應(yīng)盡快人工補(bǔ)充地層能量開(kāi)發(fā)。

2 基礎(chǔ)參數(shù)選取

2.1 注水時(shí)機(jī)

注水時(shí)機(jī)的選擇對(duì)油井生產(chǎn)能力和油田開(kāi)發(fā)效益有直接關(guān)系：注水太早，彈性等天然能量得不到充分利用，還需要投資較多的注水設(shè)備和處理費(fèi)用；注水太晚，油層內(nèi)部因壓力低而可能發(fā)生脫氣和巖石形變等現(xiàn)象，導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降，或因壓力不足而導(dǎo)致自噴井停噴等問(wèn)題。因此，合理選擇注水時(shí)機(jī)是油井具有旺盛產(chǎn)能的保證，同時(shí)也是實(shí)現(xiàn)油田較長(zhǎng)時(shí)間高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要條件[10，11]。

考慮到目標(biāo)油田水體倍數(shù)小，天然能量不足，地層壓力下降速度快，目前地層壓力衰竭幅度大，單井產(chǎn)能遞減快，油田面臨停噴減產(chǎn)的壓力。同時(shí)，一口井的巖心上覆試驗(yàn)結(jié)果顯示，巖心的滲透率隨上覆壓力增大而減小，基本成指數(shù)關(guān)系，卸載之后，滲透率不能恢復(fù)到原值，只能恢復(fù)到原來(lái)的57 %～97 %。根據(jù)以上分析，結(jié)合目標(biāo)油田的實(shí)際情況與生產(chǎn)目標(biāo)，在經(jīng)過(guò)目前的衰竭式開(kāi)采后，應(yīng)盡早開(kāi)展注水，早注水可使開(kāi)發(fā)系統(tǒng)靈活，易調(diào)整，可以保持油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

2.2 地層壓力保持水平

合理壓力水平是注水開(kāi)發(fā)油田經(jīng)濟(jì)、高速高效開(kāi)發(fā)的保證，通過(guò)類(lèi)比相似油田Halfaya 油田注水開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)[3]。同時(shí)，考慮到目標(biāo)油田后期放大壓差生產(chǎn)的可行性，地層壓力保持水平初步定為原始地層壓力的80 %，以保證獲得較高的采收率和好的經(jīng)濟(jì)效益。

2.3 注采比

厚層碳酸鹽巖油藏多采用底部注水的方式，水自下而上頂油，故碳酸鹽巖油田的注采比受底水影響比較大，當(dāng)?shù)姿钴S，水驅(qū)能量大時(shí)，注采比可適當(dāng)降低；當(dāng)水驅(qū)能量小時(shí)，注采比要高一些[12]。目前，碳酸鹽巖油藏的注采比為0.86～1.56，一般為1 左右。考慮到目標(biāo)油田水體倍數(shù)小，邊水能量弱，借鑒相似油田注水開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，初始注采比定為1.2，地層壓力達(dá)到原始地層壓力的80 %，恢復(fù)注采平衡。

3 數(shù)值模擬研究

3.1 井網(wǎng)模型建立

選取B 油田典型井組建立井組模型（見(jiàn)圖1、圖2），模型基本信息（見(jiàn)表1）。根據(jù)實(shí)際儲(chǔ)層情況，縱向分為MA、MB、MC 三個(gè)油組，主要含油層位MB21 分為I～VIII 個(gè)小層。

圖1 注水試驗(yàn)井組

圖2 注水試驗(yàn)井組模型

表1 井網(wǎng)基本情況

為了保證井網(wǎng)模型的代表性，以巖心滲透率為基礎(chǔ)，采用試井校正后的值作為模型的滲透率（見(jiàn)表2）。

表2 MB21 亞油組縱向各層位物性情況

根據(jù)該井組生產(chǎn)井靜壓測(cè)試資料，對(duì)井網(wǎng)模型的地層壓力變化情況進(jìn)行擬合。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工程技術(shù)條件，根據(jù)該井組生產(chǎn)井實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及地質(zhì)油藏特征，確定合理的單井控制條件。

3.2 注采層位優(yōu)化

3.2.1 底部注水 國(guó)內(nèi)外開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，碳酸鹽巖油藏注水壓力低、注水指數(shù)高，縱向連通性好的厚層儲(chǔ)層多采用底部注水，能充分利用重力分異作用，抑制注入水上竄，有效控制注入水向生產(chǎn)井突進(jìn)，使油水界面上升比較均勻，有利于擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍，提高驅(qū)油效率，延長(zhǎng)油井穩(wěn)產(chǎn)期[13]。

根據(jù)MB21 儲(chǔ)層特點(diǎn)，分別考慮水井和油井射開(kāi)不同層位進(jìn)行生產(chǎn)，并對(duì)比不同注采層位下的累產(chǎn)油情況。首先，對(duì)比油井射開(kāi)相同層位時(shí)，注水井射開(kāi)不同層位時(shí)的累產(chǎn)油情況（見(jiàn)圖3～圖6），分析底部注水時(shí)注水層位對(duì)油田開(kāi)發(fā)效果的影響規(guī)律。分析發(fā)現(xiàn)底注頂采時(shí)，油井射開(kāi)相同層位，注水井射開(kāi)層位越多，含水上升越快，累產(chǎn)油越少。

圖3 油井射開(kāi)I 小層時(shí)注水井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

圖4 油井射開(kāi)I～I(xiàn)I 小層時(shí)注水井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

圖5 油井射開(kāi)I～I(xiàn)II 小層時(shí)注水井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

圖6 油井射開(kāi)I～I(xiàn)V 小層時(shí)注水井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

圖7 注水井射開(kāi)VIII～V 時(shí)油井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

圖8 注水井射開(kāi)VIII～VI 時(shí)油井射開(kāi)程度對(duì)累產(chǎn)油的影響

對(duì)比注水井射開(kāi)相同層位時(shí)，油井射開(kāi)不同層位時(shí)的累產(chǎn)油情況（見(jiàn)圖7、圖8），分析底部注水時(shí)油井射開(kāi)程度對(duì)油田開(kāi)發(fā)效果的影響規(guī)律。分析發(fā)現(xiàn)：（1）底注頂采時(shí)，主要產(chǎn)油層位為I 和II 層，其他層位產(chǎn)油貢獻(xiàn)率很低；（2）油井射孔過(guò)度，導(dǎo)致含水上升加快，累產(chǎn)油量相對(duì)減少。

3.2.2 分層配注 考慮到MB21 儲(chǔ)層縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重，小層間物性差異大，籠統(tǒng)注水可能會(huì)導(dǎo)致注入水大量涌入頂部的高滲層位，底部物性差的層位得不到有效動(dòng)用，因此，借鑒以往砂巖油藏的注水開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，考慮采用分層配注的方法將注入水合理的分配到各層段，使不同滲透性的層位都能發(fā)揮注水的作用，以期提高注水利用率，擴(kuò)大注水波及范圍，改善儲(chǔ)層的動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)油田長(zhǎng)期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)[14]。

參考各小層儲(chǔ)量分布情況，結(jié)合MB21 層的沉積特征，借鑒砂巖油藏開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)將I～VII 根據(jù)儲(chǔ)層沉積特征和滲透率級(jí)差分布情況劃分為5 個(gè)層段進(jìn)行分層配注。為保證儲(chǔ)量盡可能均勻動(dòng)用，每段的注水量按照各層段的儲(chǔ)量分布比例進(jìn)行劈分。對(duì)比籠統(tǒng)注水、3 層段、5 層段、8 層段四種情況，分析劃分5 個(gè)層段進(jìn)行配注的必要性與合理性，其中，油井射開(kāi)I～I(xiàn)I 小層，配注層段劃分具體情況（見(jiàn)表3）。

表3 層系劃分情況

對(duì)比不同層段分層注水方案的累產(chǎn)油量（見(jiàn)圖9）發(fā)現(xiàn)，采取分層配注后，累產(chǎn)油量明顯增加，說(shuō)明分層配注可以有效減弱層間縱向非均質(zhì)性的影響，提高注水利用率，增大儲(chǔ)量動(dòng)用程度；同時(shí)，分5 個(gè)層段與分8 個(gè)層段的累產(chǎn)油量基本相同，說(shuō)明分5 個(gè)層段進(jìn)行注水比較合理。

圖9 不同層段分層注水方案累產(chǎn)油量對(duì)比

3.2.3 注水方式選擇 對(duì)比底部注水和分層配注兩種注采方式下的推薦方案合同期的累產(chǎn)油情況（見(jiàn)圖10）。分析發(fā)現(xiàn)，底部注水明顯好于分層配注，同時(shí)，考慮到在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，由于邊底水較發(fā)育，對(duì)于構(gòu)造低部位的生產(chǎn)井，分層配注油井射開(kāi)程度過(guò)大，可能會(huì)出現(xiàn)次生底水突破快，油井含水上升快，造成水淹嚴(yán)重的現(xiàn)象，為油田后期的調(diào)整造成困難，且分層配注對(duì)工藝技術(shù)要求高，成本高，因此，不建議采用分層配注。

圖10 分層配注與底部注水推薦方案開(kāi)發(fā)效果對(duì)比

3.3 注水參數(shù)敏感性分析

3.3.1 地層壓力保持水平 分析地層壓力保持在55 %～95 %井組的累產(chǎn)油情況（見(jiàn)圖11）發(fā)現(xiàn)，合理地層壓力水平對(duì)碳酸鹽巖油藏注水開(kāi)發(fā)至關(guān)重要，地層壓力維持的水平越高，累產(chǎn)油量相對(duì)越多，但是由于注入能力的限制，要維持較高的地層壓力水平，需要增大注水井的射開(kāi)程度，此時(shí)，含水上升速度加快會(huì)限制產(chǎn)油，從結(jié)果來(lái)看，地層壓力維持在原始地層壓力的80 %～85 %的水平開(kāi)發(fā)效果最好。

圖11 不同地層壓力水平情況下累產(chǎn)油量對(duì)比

3.3.2 注采比 對(duì)比不同注采比情況下累產(chǎn)油（見(jiàn)圖12）發(fā)現(xiàn)，初始注采比越大，地層壓力恢復(fù)速度越快，油井產(chǎn)能提高越快，累產(chǎn)油量相對(duì)也越大；但是，當(dāng)注采比大于1.5 以后，累產(chǎn)油增加幅度變緩，增油效果并不明顯；同時(shí)，考慮到注采比越大，對(duì)注水量的要求越大，對(duì)工程設(shè)備的要求越高，且注采比過(guò)高會(huì)造成較大外溢量，注水利用率低，成本也較高，因此，初始注采比定為1.5 開(kāi)發(fā)效果較好。

圖12 不同注采比情況下累產(chǎn)油量對(duì)比

4 結(jié)論

（1）厚層碳酸鹽巖儲(chǔ)層注水壓力低、注水指數(shù)高，縱向連通性好，采用底部注水比較合理，有利于延長(zhǎng)無(wú)水采油期和控制含水上升速度，比較充分地發(fā)揮重力的有效驅(qū)油作用，形成比較穩(wěn)定的驅(qū)油前緣，從而擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍，提高驅(qū)油效率，其開(kāi)發(fā)效果相比分層配注要好。

（2）合理地層壓力水平對(duì)碳酸鹽巖油藏注水開(kāi)發(fā)至關(guān)重要，對(duì)于飽和壓力低，油井自噴能力弱的油田，在開(kāi)發(fā)的前期與中期普遍保持較高的地層壓力水平，使油井具有較高的生產(chǎn)能力，研究表明，地層壓力維持在80 %左右既能保證油井有較高生產(chǎn)能力，又能有效控制含水率上升，注水開(kāi)發(fā)效果最好。

（3）對(duì)于邊底水能量弱，壓力下降速度快，衰竭幅度大的碳酸鹽巖油藏，注采比越大，地層壓力恢復(fù)速度越快，油井產(chǎn)能提高越快，累產(chǎn)油量相對(duì)越大，但注采比大于1.5 以后，累產(chǎn)油增加幅度變緩，增油效果不明顯，注采比定為1.5 左右開(kāi)發(fā)效果最好。