厚层孔隙型碳酸盐岩油藏注采优化研究

康博韬，皮 建，李长勇

（1.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；2.中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083；3.中国海洋石油国际有限公司，北京 100027）

油田开发方式或驱动方式的选择是油田开发方案设计的重要内容，它直接影响着油田的开发部署、生产规模、最终采收率及最终的经济效益，开发方式的选择是建立在油藏能量研究的基础之上。目前国内外大多数碳酸盐岩油气藏的开发历程首先是采用天然能量开发,其次转为注水开发[1-3]。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，可以采用衰竭方式开采原油。在塔里木盆地的碳酸盐岩油藏，衰竭式开采获得了较好的效果。但由于受井网对储量的控制程度、地层能量下降、含水快速上升等因素的影响，油田采收率比较低。注水开发最早主要应用于砂岩油藏，现阶段对碳酸盐岩油藏也有了一定的应用，但在注水方式、注采层位、注水时机、注采井网部署、地层压力保持水平、合理注采压差、合理注采比以及开发指标变化规律等方面的研究还处于探索阶段，还没有从根本上解决该类油藏的二次采油问题[4-6]。针对上述问题，笔者针对中东地区某大型碳酸盐岩油田，在油田实际生产测试资料的基础上，借鉴相似油田开发经验，利用油藏工程与数值模拟相结合的手段，对该油田的注水开发过程中的关键参数进行优化研究，为同类油田实现高效注水开发提供技术支持。

1 区块概况

1.1 地质油藏特征

B 油田位于中东地区伊拉克东南部Missan 省，毗邻伊朗边界，构造上处于美索不达米亚地区。B 油田由南、北两个高点组成，北部为穹隆背斜，南部为长轴背斜。B 油田南区主要含油层段为上白垩统Mishrif组[7-9]。Mishrif 组纵向分为MA、MB、MC 三个油组，其中，MA 油组储量很小，尚未动用，MC 油组油水关系复杂，动用难度较大，MB 油组构造落实程度高，储层发育较好，储量规模大，其中MB21 亚油组地质储量占整个B油田地质储量的66 %，占Mishrif 层储量的98 %。Mishrif 组储层展布情况良好，其中，MB21 油组厚度大，南高点MB21 油组单井平均钻遇厚度达到86.8 m，且储层横向连通性好。

MB21 亚油组按照沉积特征可划分为I～IV 小层，储层以中孔低渗储层为主，纵向上局部发育中孔高渗储层，较强的层间非均质性，I、II 小层物性最好，随着深度增加，物性变差，同时，底部VII 小层渗透率较高。根据测井及压力测试资料显示，主力层MB21 纵向储层连通性好，NTG 接近于1，储层中隔夹层不发育。

根据目标储层的地质特征，借鉴碳酸盐岩油藏类型划分标准，B 油田含油层段上白垩统Mishrif 组为典型的厚层孔隙型碳酸盐岩油藏，其中，MB21 亚油组厚度大（平均80 m），储量丰富，MB21 亚油组的高效开发成为决定B 油田开发成败的关键。

1.2 目前开发现状

B 油田于1976 年末投产，油井全部自喷开采，目前尚未采用人工注水或其他补充能量的开发方式。地层压力资料显示，油藏平均压力系数已从原始的1.15 降到目前0.86，部分区域甚至降得更低。根据行业标准该油藏属于天然能量不足的油藏，水体倍数只有4 倍左右，边水能量较弱，根据静压测试资料显示，目前地层压力32.4 MPa 左右，部分地区地层压力衰竭幅度更大。

由于地层压力的大幅度衰竭，导致油井生产能力下降，老井递减率达到14 %，且部分生产井有沥青析出，严重影响油井的正常生产。B 油田目前的开发现状表明，Mishrif 层天然能量不足，地层压力下降快，使整个高产油田受到停喷减产的威胁，为了实现油田的高产、稳产，应尽快人工补充地层能量开发。

2 基础参数选取

2.1 注水时机

注水时机的选择对油井生产能力和油田开发效益有直接关系：注水太早，弹性等天然能量得不到充分利用，还需要投资较多的注水设备和处理费用；注水太晚，油层内部因压力低而可能发生脱气和岩石形变等现象，导致油井产能下降，或因压力不足而导致自喷井停喷等问题。因此，合理选择注水时机是油井具有旺盛产能的保证，同时也是实现油田较长时间高产、稳产的重要条件[10，11]。

考虑到目标油田水体倍数小，天然能量不足，地层压力下降速度快，目前地层压力衰竭幅度大，单井产能递减快，油田面临停喷减产的压力。同时，一口井的岩心上覆试验结果显示，岩心的渗透率随上覆压力增大而减小，基本成指数关系，卸载之后，渗透率不能恢复到原值，只能恢复到原来的57 %～97 %。根据以上分析，结合目标油田的实际情况与生产目标，在经过目前的衰竭式开采后，应尽早开展注水，早注水可使开发系统灵活，易调整，可以保持油田高产稳产。

2.2 地层压力保持水平

合理压力水平是注水开发油田经济、高速高效开发的保证，通过类比相似油田Halfaya 油田注水开发经验[3]。同时，考虑到目标油田后期放大压差生产的可行性，地层压力保持水平初步定为原始地层压力的80 %，以保证获得较高的采收率和好的经济效益。

2.3 注采比

厚层碳酸盐岩油藏多采用底部注水的方式，水自下而上顶油，故碳酸盐岩油田的注采比受底水影响比较大，当底水活跃，水驱能量大时，注采比可适当降低；当水驱能量小时，注采比要高一些[12]。目前，碳酸盐岩油藏的注采比为0.86～1.56，一般为1 左右。考虑到目标油田水体倍数小，边水能量弱，借鉴相似油田注水开发经验，初始注采比定为1.2，地层压力达到原始地层压力的80 %，恢复注采平衡。

3 数值模拟研究

3.1 井网模型建立

选取B 油田典型井组建立井组模型（见图1、图2），模型基本信息（见表1）。根据实际储层情况，纵向分为MA、MB、MC 三个油组，主要含油层位MB21 分为I～VIII 个小层。

图1 注水试验井组

图2 注水试验井组模型

表1 井网基本情况

为了保证井网模型的代表性，以岩心渗透率为基础，采用试井校正后的值作为模型的渗透率（见表2）。

表2 MB21 亚油组纵向各层位物性情况

根据该井组生产井静压测试资料，对井网模型的地层压力变化情况进行拟合。结合现场工程技术条件，根据该井组生产井实际生产动态及地质油藏特征，确定合理的单井控制条件。

3.2 注采层位优化

3.2.1 底部注水 国内外开发实践表明，碳酸盐岩油藏注水压力低、注水指数高，纵向连通性好的厚层储层多采用底部注水，能充分利用重力分异作用，抑制注入水上窜，有效控制注入水向生产井突进，使油水界面上升比较均匀，有利于扩大水驱波及范围，提高驱油效率，延长油井稳产期[13]。

根据MB21 储层特点，分别考虑水井和油井射开不同层位进行生产，并对比不同注采层位下的累产油情况。首先，对比油井射开相同层位时，注水井射开不同层位时的累产油情况（见图3～图6），分析底部注水时注水层位对油田开发效果的影响规律。分析发现底注顶采时，油井射开相同层位，注水井射开层位越多，含水上升越快，累产油越少。

图3 油井射开I 小层时注水井射开程度对累产油的影响

图4 油井射开I～II 小层时注水井射开程度对累产油的影响

图5 油井射开I～III 小层时注水井射开程度对累产油的影响

图6 油井射开I～IV 小层时注水井射开程度对累产油的影响

图7 注水井射开VIII～V 时油井射开程度对累产油的影响

图8 注水井射开VIII～VI 时油井射开程度对累产油的影响

对比注水井射开相同层位时，油井射开不同层位时的累产油情况（见图7、图8），分析底部注水时油井射开程度对油田开发效果的影响规律。分析发现：（1）底注顶采时，主要产油层位为I 和II 层，其他层位产油贡献率很低；（2）油井射孔过度，导致含水上升加快，累产油量相对减少。

3.2.2 分层配注 考虑到MB21 储层纵向非均质性严重，小层间物性差异大，笼统注水可能会导致注入水大量涌入顶部的高渗层位，底部物性差的层位得不到有效动用，因此，借鉴以往砂岩油藏的注水开发经验，考虑采用分层配注的方法将注入水合理的分配到各层段，使不同渗透性的层位都能发挥注水的作用，以期提高注水利用率，扩大注水波及范围，改善储层的动用程度，实现油田长期高产稳产[14]。

参考各小层储量分布情况，结合MB21 层的沉积特征，借鉴砂岩油藏开发经验将I～VII 根据储层沉积特征和渗透率级差分布情况划分为5 个层段进行分层配注。为保证储量尽可能均匀动用，每段的注水量按照各层段的储量分布比例进行劈分。对比笼统注水、3 层段、5 层段、8 层段四种情况，分析划分5 个层段进行配注的必要性与合理性，其中，油井射开I～II 小层，配注层段划分具体情况（见表3）。

表3 层系划分情况

对比不同层段分层注水方案的累产油量（见图9）发现，采取分层配注后，累产油量明显增加，说明分层配注可以有效减弱层间纵向非均质性的影响，提高注水利用率，增大储量动用程度；同时，分5 个层段与分8 个层段的累产油量基本相同，说明分5 个层段进行注水比较合理。

图9 不同层段分层注水方案累产油量对比

3.2.3 注水方式选择 对比底部注水和分层配注两种注采方式下的推荐方案合同期的累产油情况（见图10）。分析发现，底部注水明显好于分层配注，同时，考虑到在实际生产过程中，由于边底水较发育，对于构造低部位的生产井，分层配注油井射开程度过大，可能会出现次生底水突破快，油井含水上升快，造成水淹严重的现象，为油田后期的调整造成困难，且分层配注对工艺技术要求高，成本高，因此，不建议采用分层配注。

图10 分层配注与底部注水推荐方案开发效果对比

3.3 注水参数敏感性分析

3.3.1 地层压力保持水平 分析地层压力保持在55 %～95 %井组的累产油情况（见图11）发现，合理地层压力水平对碳酸盐岩油藏注水开发至关重要，地层压力维持的水平越高，累产油量相对越多，但是由于注入能力的限制，要维持较高的地层压力水平，需要增大注水井的射开程度，此时，含水上升速度加快会限制产油，从结果来看，地层压力维持在原始地层压力的80 %～85 %的水平开发效果最好。

图11 不同地层压力水平情况下累产油量对比

3.3.2 注采比 对比不同注采比情况下累产油（见图12）发现，初始注采比越大，地层压力恢复速度越快，油井产能提高越快，累产油量相对也越大；但是，当注采比大于1.5 以后，累产油增加幅度变缓，增油效果并不明显；同时，考虑到注采比越大，对注水量的要求越大，对工程设备的要求越高，且注采比过高会造成较大外溢量，注水利用率低，成本也较高，因此，初始注采比定为1.5 开发效果较好。

图12 不同注采比情况下累产油量对比

4 结论

（1）厚层碳酸盐岩储层注水压力低、注水指数高，纵向连通性好，采用底部注水比较合理，有利于延长无水采油期和控制含水上升速度，比较充分地发挥重力的有效驱油作用，形成比较稳定的驱油前缘，从而扩大水驱波及范围，提高驱油效率，其开发效果相比分层配注要好。

（2）合理地层压力水平对碳酸盐岩油藏注水开发至关重要，对于饱和压力低，油井自喷能力弱的油田，在开发的前期与中期普遍保持较高的地层压力水平，使油井具有较高的生产能力，研究表明，地层压力维持在80 %左右既能保证油井有较高生产能力，又能有效控制含水率上升，注水开发效果最好。

（3）对于边底水能量弱，压力下降速度快，衰竭幅度大的碳酸盐岩油藏，注采比越大，地层压力恢复速度越快，油井产能提高越快，累产油量相对越大，但注采比大于1.5 以后，累产油增加幅度变缓，增油效果不明显，注采比定为1.5 左右开发效果最好。