薛江龙　刘应飞　朱文平

(中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院， 新疆 库尔勒 841000)



碳酸盐岩油藏注水开发方式研究

薛江龙刘应飞朱文平

(中国石油塔里木油田分公司勘探开发研究院， 新疆 库尔勒 841000)

摘要：碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主，后期生产大都表现为天然能量不足，通常采用注水替油方式来有效地补充能量、提高油气采收率。利用ECLIPSE数值模拟软件建立单元注水、一注一采机理模型，优化注水替油、保压开采、单元注水等3种不同开发方式的注入参数，为矿场注水开发和提高采收率提供依据。

关键词：碳酸盐岩； 注水替油； 保压开采； 注水开发

塔里木盆地哈拉哈塘油田位于塔北隆起南缘斜坡中部，属于缝洞型油藏,储集层主要为奥陶系一间房组和鹰山组[1]。储集空间由洞穴型、孔洞型和裂缝型组成，储层具有非均质性强，连续性差，裂缝、溶洞、断层发育，流体性质差异较大及油水关系复杂等特点[1]，钻遇不同储层类型单井注水开发效果差异大。通过建立局部区块油藏地质模型和数值模拟模型，开展单井注水替油、挥发性油藏保压开采、单元注水注水方式及注水参数优化研究。

1模型建立

基于哈拉哈塘油田岩溶地层发育规律，通过分析单井地震反射特征、测井数据及钻、录井资料，结合钻井分层及地震资料雕刻构建储层地质模型。在油藏地质模型基础上，结合单井动态数据体、PVT物性、相渗曲线数据建立油藏数值模拟模型(图1)，网格步长为30 m×30 m×10 m，开展不同储层类型单井、单元注水方式机理性研究。

表1　机理模型井位分布表

图1　机理模型井位图

2注水开发方式研究

2.1注水替油

定容封闭型油藏自喷采油后期，产量递减快、能量衰减迅速，需要有效的能量补充[2-3]。注水替油主要由注水 — 闷井 — 采油3个阶段组成。在一个替换周期内，主要利用油水之间的密度差达到油水置换，及时补充能量的目的。

通过建立典型机理数值模型，模拟研究不同闷井时间对于油藏注水替油效果的影响。油藏数值模拟结果表明：不考虑油水置换时间，采用低部位注水补充能量，闷井时间越短，开发效果越好(图2)。鉴于现场实际注水替油过程中油水重力分异需要一定的时间，且在不同储层其分异时间不同，因此结合现场实际：定容洞穴型优选合理的闷井时间为2~5 d，裂缝孔洞型合理的闷井时间为7~15 d。

图2　累产油与闷井时间关系曲线

2.2保压开采

保压开采是指保持地层压力开发，减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进[4]。保压开发要求油藏保持在一定的压力水平之上进行开发，因此须明确在油藏开发中合理的注入时机。采用枚举法，设计超前注水保压开采(油藏投入开发之前优先注水)、泡点压力Pb前注水、Pb后注水等11个注水方案，以累计产油量作为评价指标，利用数值模拟模型模拟不同开发方式下单井开发效果(图3、图4)。

图3　注水超前时间与累计增产油量关系曲线

图4　累计产油量在不同注水时机的柱状图

对于挥发性油气藏，采用超前注水保压开采，随着开采周期的延长，累计产油量逐渐增加，超前注水周期3个月时累计产油量达到峰值，3个月为合理的保压开采超前注水周期(图3)；而当油藏投入开发之后进行保压开采，在油藏泡点压力前9个月进行注水开发为合理的注入时机(图4)。

2.3连通单元注水方式研究

碳酸盐岩缝洞体多方位组合型或水平方位组合型油藏，初期利用天然能量开发，后期通过建立灵活的注采井网进行注水开发[5-6]。通过建立缝洞体连通单元注采井网数值模型，模拟缝注洞采与洞注缝采、大洞注小洞采等不同开采方式对单元井组注水开发效果的影响及在合理的注采方式下，优选缝洞体连通单元合理的注水时机。

2.3.1注水方式研究

通过建立局部区块缝洞体连通单元注采井网数值模拟模型，研究不同开采方式对连通单元开发效果的影响，以累计产油量作为开发效果评价对比指标。模拟结果表明采用缝注洞采的方式，其累计产油量高于洞注缝采的，小洞注大洞采的模拟开发效果要好于大洞注小洞采的开发效果(图5)。

图5　不同方案累计产油量预测曲线

2.3.2注水时机研究

采用合理的开发方式进行单元注水开发，提高油藏最终采收率的一个影响因素就是确定合理的注水时机。通过建立缝注洞采连通单元注采井网数值模拟模型，模拟压力分别在原始地层压力的60%，80%，90%，100%时开展注水开发的效果，仍然以累计产油量为评价指标。结果表明：当压力保持在100%时进行注水开发，累计产油量最高(图6)。在矿场实践中，对于连通单元井组注水开发，注水时机越早，其开发效果越好，但相应的经济成本也越高，因此应结合经济效益进行综合评价。

图6　注水时机与累计产油量关系曲线

3结语

(1)通过数值模拟效果分析，对于裂缝孔洞型油藏，缝注洞采开发效果好于洞注缝采，小洞注大洞采的开发效果优于大洞注小洞采。

(2)孤立洞穴单井进行注水替油开发，考虑油藏油水置换因素，定容洞穴型合理的闷井时间为2~5 d，裂缝孔洞型合理的闷井时间为7~15 d。

(3)挥发性碳酸盐岩油藏应该进行保压开采。对于未开发区块采用超前注水方式进行开采，合理超前注水持续时间为3个月；对于已开发区块，在达到泡点压力前进行注水开发较为适宜。由于碳酸盐岩储层非均质性极强，不同类型储层的单井注水时机需合理论证。

参考文献

[1] 陈利新,孙银行,高春海,等.哈拉哈塘油田饱和压力经验公式[J].新疆石油地质,2014,35(6):690-693.

[2] 李鹴,李允.缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究[J].西南石油大学学报(自然科学版),2010,32(1):117-120.

[3] 杨旭,杨迎春,廖志勇.塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价[J].新疆石油天然气,2010,6(2):59-64.

[4] 成福田,杨小华,徐文涛,等.超前注水在哈拉哈塘油田的探索与应用[J].中国石油化工质量与标准,2013(23):204.

[5] 刘剑,刘月田,梁武全,等.碳酸盐岩潜山裂缝性油藏异步注采研究[J].科学技术与工程,2013(29):10812-10816.

[6] 李红凯,袁向春,康志红,等.缝洞型碳酸盐岩油藏储集体组合对注水开发效果的影响研究[J].科学技术与工程,2013(29):8605-8611.

Research on Water Injection Method in Carbonate Reservoir

XUEJianglongLIUYingfeiZHUWenping

(Exploration and Development Research Institute of Tarimu Oilfield, Koala Xinjiang 841000, China)

Abstract:The main reservoir spaces of carbonate reservoir are solution pores-cavities and fractures. The last stage of production mainly appears the characteristic of shortage of bottom water. Regularly, water injection-production is used to supply reservoir energy and enhance oil recovery. The injection-production mechanism model is established with Eclipse software to optimize the parameters of water injection substituting, pressure maintenance production and water injection between the connected well groups, and provide basis for water injection process and improvement of recovery ratio.

Key words:carbonate reservoir; water injection huff and puff; produce by maintaining pressure; develop by injecting water

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)01-0043-03

中图分类号：TE357

作者简介：薛江龙(1987 — )，男，工程师，研究方向为油气田开发工程。

基金项目：中国石油天然气股份公司重大开发试验项目“塔北碳酸盐岩油藏重大开发试验” (2011ZX05004-006)

收稿日期：2015-05-07