碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)方式研究

薛江龍　劉應(yīng)飛　朱文平

(中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 庫爾勒 841000)

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碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)方式研究

薛江龍劉應(yīng)飛朱文平

(中國石油塔里木油田分公司勘探開發(fā)研究院， 新疆 庫爾勒 841000)

摘要：碳酸鹽巖儲層儲集空間以洞穴、溶蝕孔洞、裂縫為主，后期生產(chǎn)大都表現(xiàn)為天然能量不足，通常采用注水替油方式來有效地補(bǔ)充能量、提高油氣采收率。利用ECLIPSE數(shù)值模擬軟件建立單元注水、一注一采機(jī)理模型，優(yōu)化注水替油、保壓開采、單元注水等3種不同開發(fā)方式的注入?yún)?shù)，為礦場注水開發(fā)和提高采收率提供依據(jù)。

關(guān)鍵詞：碳酸鹽巖； 注水替油； 保壓開采； 注水開發(fā)

塔里木盆地哈拉哈塘油田位于塔北隆起南緣斜坡中部，屬于縫洞型油藏,儲集層主要為奧陶系一間房組和鷹山組[1]。儲集空間由洞穴型、孔洞型和裂縫型組成，儲層具有非均質(zhì)性強(qiáng)，連續(xù)性差，裂縫、溶洞、斷層發(fā)育，流體性質(zhì)差異較大及油水關(guān)系復(fù)雜等特點(diǎn)[1]，鉆遇不同儲層類型單井注水開發(fā)效果差異大。通過建立局部區(qū)塊油藏地質(zhì)模型和數(shù)值模擬模型，開展單井注水替油、揮發(fā)性油藏保壓開采、單元注水注水方式及注水參數(shù)優(yōu)化研究。

1模型建立

基于哈拉哈塘油田巖溶地層發(fā)育規(guī)律，通過分析單井地震反射特征、測井?dāng)?shù)據(jù)及鉆、錄井資料，結(jié)合鉆井分層及地震資料雕刻構(gòu)建儲層地質(zhì)模型。在油藏地質(zhì)模型基礎(chǔ)上，結(jié)合單井動態(tài)數(shù)據(jù)體、PVT物性、相滲曲線數(shù)據(jù)建立油藏數(shù)值模擬模型(圖1)，網(wǎng)格步長為30 m×30 m×10 m，開展不同儲層類型單井、單元注水方式機(jī)理性研究。

表1　機(jī)理模型井位分布表

圖1　機(jī)理模型井位圖

2注水開發(fā)方式研究

2.1注水替油

定容封閉型油藏自噴采油后期，產(chǎn)量遞減快、能量衰減迅速，需要有效的能量補(bǔ)充[2-3]。注水替油主要由注水 — 悶井 — 采油3個階段組成。在一個替換周期內(nèi)，主要利用油水之間的密度差達(dá)到油水置換，及時補(bǔ)充能量的目的。

通過建立典型機(jī)理數(shù)值模型，模擬研究不同悶井時間對于油藏注水替油效果的影響。油藏數(shù)值模擬結(jié)果表明：不考慮油水置換時間，采用低部位注水補(bǔ)充能量，悶井時間越短，開發(fā)效果越好(圖2)。鑒于現(xiàn)場實(shí)際注水替油過程中油水重力分異需要一定的時間，且在不同儲層其分異時間不同，因此結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際：定容洞穴型優(yōu)選合理的悶井時間為2~5 d，裂縫孔洞型合理的悶井時間為7~15 d。

圖2　累產(chǎn)油與悶井時間關(guān)系曲線

2.2保壓開采

保壓開采是指保持地層壓力開發(fā)，減緩由于能量衰減而造成的遞減或抑制底水錐進(jìn)[4]。保壓開發(fā)要求油藏保持在一定的壓力水平之上進(jìn)行開發(fā)，因此須明確在油藏開發(fā)中合理的注入時機(jī)。采用枚舉法，設(shè)計超前注水保壓開采(油藏投入開發(fā)之前優(yōu)先注水)、泡點(diǎn)壓力Pb前注水、Pb后注水等11個注水方案，以累計產(chǎn)油量作為評價指標(biāo)，利用數(shù)值模擬模型模擬不同開發(fā)方式下單井開發(fā)效果(圖3、圖4)。

圖3　注水超前時間與累計增產(chǎn)油量關(guān)系曲線

圖4　累計產(chǎn)油量在不同注水時機(jī)的柱狀圖

對于揮發(fā)性油氣藏，采用超前注水保壓開采，隨著開采周期的延長，累計產(chǎn)油量逐漸增加，超前注水周期3個月時累計產(chǎn)油量達(dá)到峰值，3個月為合理的保壓開采超前注水周期(圖3)；而當(dāng)油藏投入開發(fā)之后進(jìn)行保壓開采，在油藏泡點(diǎn)壓力前9個月進(jìn)行注水開發(fā)為合理的注入時機(jī)(圖4)。

2.3連通單元注水方式研究

碳酸鹽巖縫洞體多方位組合型或水平方位組合型油藏，初期利用天然能量開發(fā)，后期通過建立靈活的注采井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)[5-6]。通過建立縫洞體連通單元注采井網(wǎng)數(shù)值模型，模擬縫注洞采與洞注縫采、大洞注小洞采等不同開采方式對單元井組注水開發(fā)效果的影響及在合理的注采方式下，優(yōu)選縫洞體連通單元合理的注水時機(jī)。

2.3.1注水方式研究

通過建立局部區(qū)塊縫洞體連通單元注采井網(wǎng)數(shù)值模擬模型，研究不同開采方式對連通單元開發(fā)效果的影響，以累計產(chǎn)油量作為開發(fā)效果評價對比指標(biāo)。模擬結(jié)果表明采用縫注洞采的方式，其累計產(chǎn)油量高于洞注縫采的，小洞注大洞采的模擬開發(fā)效果要好于大洞注小洞采的開發(fā)效果(圖5)。

圖5　不同方案累計產(chǎn)油量預(yù)測曲線

2.3.2注水時機(jī)研究

采用合理的開發(fā)方式進(jìn)行單元注水開發(fā)，提高油藏最終采收率的一個影響因素就是確定合理的注水時機(jī)。通過建立縫注洞采連通單元注采井網(wǎng)數(shù)值模擬模型，模擬壓力分別在原始地層壓力的60%，80%，90%，100%時開展注水開發(fā)的效果，仍然以累計產(chǎn)油量為評價指標(biāo)。結(jié)果表明：當(dāng)壓力保持在100%時進(jìn)行注水開發(fā)，累計產(chǎn)油量最高(圖6)。在礦場實(shí)踐中，對于連通單元井組注水開發(fā)，注水時機(jī)越早，其開發(fā)效果越好，但相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)成本也越高，因此應(yīng)結(jié)合經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行綜合評價。

圖6　注水時機(jī)與累計產(chǎn)油量關(guān)系曲線

3結(jié)語

(1)通過數(shù)值模擬效果分析，對于裂縫孔洞型油藏，縫注洞采開發(fā)效果好于洞注縫采，小洞注大洞采的開發(fā)效果優(yōu)于大洞注小洞采。

(2)孤立洞穴單井進(jìn)行注水替油開發(fā)，考慮油藏油水置換因素，定容洞穴型合理的悶井時間為2~5 d，裂縫孔洞型合理的悶井時間為7~15 d。

(3)揮發(fā)性碳酸鹽巖油藏應(yīng)該進(jìn)行保壓開采。對于未開發(fā)區(qū)塊采用超前注水方式進(jìn)行開采，合理超前注水持續(xù)時間為3個月；對于已開發(fā)區(qū)塊，在達(dá)到泡點(diǎn)壓力前進(jìn)行注水開發(fā)較為適宜。由于碳酸鹽巖儲層非均質(zhì)性極強(qiáng)，不同類型儲層的單井注水時機(jī)需合理論證。

參考文獻(xiàn)

[1] 陳利新,孫銀行,高春海,等.哈拉哈塘油田飽和壓力經(jīng)驗公式[J].新疆石油地質(zhì),2014,35(6):690-693.

[2] 李鹴,李允.縫洞型碳酸鹽巖孤立溶洞注水替油實(shí)驗研究[J].西南石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2010,32(1):117-120.

[3] 楊旭,楊迎春,廖志勇.塔河縫洞型油藏注水替油開發(fā)效果評價[J].新疆石油天然氣,2010,6(2):59-64.

[4] 成福田,楊小華,徐文濤,等.超前注水在哈拉哈塘油田的探索與應(yīng)用[J].中國石油化工質(zhì)量與標(biāo)準(zhǔn),2013(23):204.

[5] 劉劍,劉月田,梁武全,等.碳酸鹽巖潛山裂縫性油藏異步注采研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程,2013(29):10812-10816.

[6] 李紅凱,袁向春,康志紅,等.縫洞型碳酸鹽巖油藏儲集體組合對注水開發(fā)效果的影響研究[J].科學(xué)技術(shù)與工程,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

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1673-1980(2016)01-0043-03

中圖分類號：TE357

作者簡介：薛江龍(1987 — )，男，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)工程。

基金項目：中國石油天然氣股份公司重大開發(fā)試驗項目“塔北碳酸鹽巖油藏重大開發(fā)試驗” (2011ZX05004-006)

收稿日期：2015-05-07