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自然裂缝的地层，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，储层中流体的流淌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自然气流)。

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

众多的争论者把碳酸盐储层的含油丰度作为争论目标，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打算性的影响。

1、水平井注水技术：水平井注水技术作为一项兴的技术，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，水平井注水能到达更好的效益。

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。

准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。

利用水平井进展注水开采，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，需要多学科协同治理，应加强争论适合水平井注水相关后续配套措施，以便到达更好的开发效果。

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动因此当有多一样时流淌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力量及产油力量削减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涉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淌速度是直井的 8 到 10 倍。

这一优势随地层厚度渐渐减弱当地层厚度超出300 英尺后水平井的涉及效率将低于直井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置的影响：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，争论九种不同组合状况。

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，最好承受直井组合，高垂向渗透率下，承受水平井组合最好。

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

全部井距下的，增油峰值不差上下，随着井距的增大，增油期更长。

⑤水平井在油层中位置对注水效果的影响所以水平井在油层中位置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置。

综上所述，不难觉察并非全部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，水平穿插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，全部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充分利用自然能量②可以节约投资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展开采的,因此, 只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以承受衰竭方式开采原油。

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,而水或者气体又缺乏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自然能量,节约投资,而且地层适应性强。

因此,只要油藏的应力敏感性不是太强,都可以承受衰竭方式开采原油。

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、夹层等参数进展敏感性分析。

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。

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

假设高于合理速度开采,虽然短期内有较好的经济效益,但从长期来看是不利的。

一是由于底水锥进,油水界面上升不均匀,从而使边底水的涉及系数降低;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,假设采油速度没有掌握好,引起水淹,造成油水关系简单,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。

承受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牢靠的，由于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,并且模型是依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；当进展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洁。

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。

使用根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，除了上述根本参数以外，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依据肯定的试验争论来获得，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，它可以说明地层压力下降过程中储层的能量状况。

该指标打算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展比照，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；而契民、卡梅史洛夫、列斯、萨斯诺夫和阿布立夫油田有三个根本参数〔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。

通过上述计算可以觉察，为了提高计算结果的准确度，应当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状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推测油气产量；③依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承受图表法和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老区地层亏空严峻，局部老井已处于停喷的边缘。

另外，有的油田实行衰竭式方式开采,滚动开发。

滚动开发油田的过程,也是对油田逐步提高生疏的过程。

由于在滚动勘探开发的过程中生疏到缝洞组系的不均质性,就实行大斜度井沟通洞缝组系,改善储层条件,提高单井产量,觉察底水活泼,就取消了打注水井的打算,避开了大量资金的铺张。

随着生产井的投入,井网的不断完善,油田采油量越来越多,投资逐年削减,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根本不具备储渗力量的缝洞性储层，酸压追求的目标在于最大限度地增大裂缝的规模，增加与自然裂缝系统的沟通时机．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进展方向之一。