碳酸鹽巖開發(fā)技術(shù)調(diào)研報告

碳酸鹽巖開發(fā)技術(shù)調(diào)研報告

一、概述

碳酸鹽巖油氣藏活著界油氣田散布中占有重要的地位。其主要特點是儲層類型多樣，儲集空間轉(zhuǎn)變大；非均質(zhì)性強，發(fā)育天然裂痕和溶洞；基質(zhì)滲透率低，相當(dāng)一部份孔隙是死孔隙，部分儲層表現(xiàn)為高孔低滲。因此，碳酸鹽巖油氣田的開發(fā)存在許多的難點，主要表此刻：

單井產(chǎn)量高，建產(chǎn)速度快，地層壓力遞減快，產(chǎn)量遞減快。

大多數(shù)孔隙-裂痕性碳酸鹽巖油藏都具有地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、油水界面周圍的封鎖性、儲油物性低的特點，這些特點使得他們采用一般碎屑巖油藏的傳統(tǒng)開發(fā)系統(tǒng)效果很差。

碳酸鹽巖儲層持續(xù)性差，裂痕、溶洞和斷層發(fā)育，儲層描述和裂痕模擬難度大，油藏數(shù)值模擬難度大。

碳酸鹽巖儲層的開發(fā)方式選擇難度大。儲層的非均質(zhì)性大大影響了采用常規(guī)開采方式的采收率，尤其是開采后期需要選擇適合的開發(fā)方式。

含天然裂痕的底水驅(qū)油藏極易出現(xiàn)水淹。

碳酸鹽巖油田注水開發(fā)后期含水率進一步提高，地下油水散布更

為復(fù)雜，剩余油可采儲量已呈高度分散狀態(tài)等。提高采收率難度大。

部份鉆采工藝技術(shù)與碎屑巖鉆采工藝技術(shù)存在較大區(qū)別。

碳酸鹽巖的常規(guī)開發(fā)方式主要包括：衰竭式開采、邊底水驅(qū)開采、注水開發(fā)、鉆水平井多支井開采。國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏大部份第一都利用天然能量進行一次采油，有些油藏長期依托天然能量開采，在開發(fā)的中后期再采用注水開發(fā)和其他驅(qū)替技術(shù)提高采收率。對于裂痕性碳酸鹽巖油田主要的和有效的開發(fā)方式是依托天然能量開采和注水維持壓力，但一般在地層壓力接近或稍高于飽和壓力時開始注水維持壓力。開采方式整體而言分為以下三類：

（1）長期依托封鎖式彈性驅(qū)動能量開采這種油田的特點是沒有天然的邊水和底水，為封鎖式油藏。油藏壓力高，地飽壓差大，彈性能量足。開采后地層壓降與累計采油液量呈直線下降，采出的大體是無水原油。

（2）長期依托封鎖式彈性水驅(qū)能量開采這種油田的特點是邊底水有限且活躍程度有不同，因此，有些則長期依托彈性水驅(qū)能量開采，有些則在中后期進行注水開發(fā)。

（3）依托混合驅(qū)（氣驅(qū)+溶解氣驅(qū)和弱水驅(qū)能量）開采這種油田多數(shù)為裂痕發(fā)育的塊狀油藏，都存在有大小不同的氣頂和強弱不同的邊底水驅(qū)，因此，在開發(fā)進程中氣油比大體維持穩(wěn)固，即便油層壓力降到飽和壓力以下，油藏氣油比也維持不變。

二、碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)碳酸鹽巖油藏多數(shù)屬背斜構(gòu)造，斷層多，裂痕發(fā)育，斷層封鎖性差，儲層結(jié)構(gòu)復(fù)雜，非均質(zhì)程度嚴峻，基質(zhì)巖滲透率低，注水開發(fā)難度大。其注水開發(fā)技術(shù)的核心包括：注水開發(fā)的可行性研究方式、注水機會、注水方式、井網(wǎng)密度和中后期的穩(wěn)產(chǎn)辦法等。

I國外碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)

碳酸鹽巖儲集層一般比較致密，經(jīng)受了明顯的次生轉(zhuǎn)變，其儲集空間、物性比較復(fù)雜，又裂痕發(fā)育，常具有多變性和突變性，即非均質(zhì)程度嚴峻等。因此為了開發(fā)好這種油田，在實施注水方案之前，對油藏水驅(qū)油機理多數(shù)進行過研究，歸納起來主要有數(shù)值模擬研究，滲吸理論模擬研究等。

1．運用數(shù)值模擬技術(shù)編制開發(fā)方案

油田在編制開發(fā)方案時，主如果利用已取得的各類資料，運用數(shù)值模擬計算，從當(dāng)選擇出最優(yōu)方案。例如康德列爾油田在肯定是不是需要進行注水開發(fā)時，運用數(shù)值模擬計算了不同條件下的壓力、產(chǎn)量轉(zhuǎn)變，預(yù)測注水開發(fā)后可將采收率由%提高到%，因此肯定采用注水開發(fā)。

2．滲吸理論模擬研究

為了肯定裂痕型油田注水開發(fā)的可行性，進行了滲吸理論的研究。研究了注入壓力與油藏含水的關(guān)系，注水體積與采油速度、采收率的關(guān)系，對油田注水開發(fā)起了必然的指導(dǎo)作用。

3．注水機會的選擇

按如實驗室研究和礦場實驗證明，在整個開發(fā)階段，當(dāng)油層壓力接近或稍高于飽和壓力時注水，可維持原油性質(zhì)，利于提高采收率。如前蘇聯(lián)的大部份邊底水不活躍的厚層狀碳酸鹽巖油田都是在接近或稍高于飽和壓力時開始注水維持壓力。從油田發(fā)覺或投入開發(fā)到注水的時刻，大致為2~8年。此刻人們普遍以為，早注水比晚注水好。早注水可使開發(fā)系統(tǒng)靈活，易調(diào)整，能夠維持油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，所以很多油田一上手就開始注水。

另外，對地質(zhì)條件差、靠彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)開發(fā)的油田一般要做到昔時開發(fā)昔時注水才能避免被動；對于具有天然水驅(qū)的油田能夠按照水驅(qū)活躍程度和所要求的采油速度肯定注水時刻。

4．注水油田井網(wǎng)密度

世界各產(chǎn)油國普遍采用較稀的井網(wǎng)。中東有些高產(chǎn)的碳酸鹽巖大油田，一般井距為1000?3200m,單井控制面積為5~7km2。底水驅(qū)或底部注水開發(fā)的碳酸鹽巖油田，雖然也采用了稀井網(wǎng)，但相對要密一些。這是因為底水驅(qū)動或底部注水開發(fā)的油田對水線的均勻推進要求比較嚴格，需常常調(diào)整生產(chǎn)井的產(chǎn)量和生產(chǎn)壓差，乃至要暫時關(guān)閉一些井，以消除或避免底水錐進。在這種情形下，油田投產(chǎn)初期就打好較密的井網(wǎng)，少留后備井位，可使水線均勻推進，并具有更大的可能性和靈活性。保證油井有比較高的采油速度。

5．井網(wǎng)部署

注水開發(fā)的碳酸鹽巖油田多數(shù)采取頂部密、邊部稀的不均勻布井方式，在平面上大體沿等高線交織布井。另外，注水井的布置與驅(qū)動類型有關(guān)。若是是底水驅(qū)，注水井主要布在構(gòu)造頂部并將翼部井加深至水層；若是是邊水驅(qū)，則應(yīng)該注水井布在翼部。

6．采油速度

由于裂痕—孔隙型碳酸鹽巖油田水驅(qū)油的特殊性，采油速度很低。由于注水開發(fā)的普遍應(yīng)用，已使很多油田的采油速度都有所提高。這些油田的開發(fā)實踐表明，注水開發(fā)裂痕—孔隙型碳酸鹽巖油田是能夠做到高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的。

7．壓力維持水平

按如實驗室研究和油田礦場實驗，在整個注水開發(fā)階段，當(dāng)壓力維持在高于油層飽和壓力時，原油即可維持原始性質(zhì)，利于提高采收率，開發(fā)也主動。從搜集的資料來看，壓力水平一般應(yīng)維持在60%~90%之間，多數(shù)為80%左右。但美國有人卻以為，油層壓力應(yīng)維持在原始地層壓力的70%~80%左右，或維持在飽和壓力以上，處于均勻散布，從而水驅(qū)前緣可均勻推動，以取得最高采收率。同時還應(yīng)注意，油井以自噴為宜，壓力恢復(fù)速度也不該過快。若回升過快，就需要增加注水量，提高注采比，從而給注水設(shè)備帶來困難，還會使水沿裂痕竄入油井，

影響油田最終采收率

8．注采井?dāng)?shù)比

為了合理開發(fā)油田，就應(yīng)有一個合理的注采強度，因此也就需要有合理的注采井?dāng)?shù)。有關(guān)部割裂痕性碳酸鹽巖油田注采井大體統(tǒng)計表明，油水界面控制比較好，上升比較均勻，開發(fā)效果比較好的油田，注采井?dāng)?shù)比為1：4~1:6之間。

n碳酸鹽巖油藏的注水開發(fā)方式

碳酸鹽巖油田注水方式的選擇是按照油藏幾何形態(tài)、油藏范圍大小、油藏儲層類型、驅(qū)動類型、油藏物性和油層的非均質(zhì)程度來肯定的。歸納起來講，碳酸鹽巖油田注水方式主要有兩種，即邊部注水和內(nèi)部注水。

穩(wěn)固注水

邊部注水

邊緣注水

適用于油田面積不大、油層物性和油層連通性好的背料、邊底水不活躍的裂痕性油藏。

邊外注水

墨西哥西蒂奧格蘭德油田1972年投產(chǎn)，1975年地層壓力降到飽和壓力周圍。1975年5月進行環(huán)狀邊外注水開發(fā)。由于注水比較及時，地層壓力始終維持在飽和壓力之上。注水成功的原因除地質(zhì)因素外，主如果注水及時，注水井布在油水界面以下，對驅(qū)油有利。同時在發(fā)覺裂痕水竄時，及時進行調(diào)整。

另外，有些油田，按照其本身的特點，在注水開發(fā)時，采用邊緣加邊內(nèi)或邊部加內(nèi)部的注水方式也取得好的效果。有的油田則采用選擇性注水方式。還有些油田，由于不斷取得新的資料，所以采用的注水方式不斷轉(zhuǎn)變。必要時可進行補充“切割”也可轉(zhuǎn)為面積注水，或由一種注水方式轉(zhuǎn)為另一種或先采用一種，然后再采用另一種。

總之，一個油田究意采用哪一種注水方式，這要按照具體情形而定?？墒切枰獜娬{(diào)的是，厚層塊狀水驅(qū)不活躍的裂痕型碳酸鹽巖油田主要采用的是油水界面以下自下而上的邊底部注水方式，其長處是驅(qū)油效率高，這已由實踐證明的。

內(nèi)部注水

內(nèi)部注水是一種比較強化的注水方式，多用于不規(guī)則油藏或高粘、低滲而較均質(zhì)和溶解氣驅(qū)、彈性驅(qū)油藏及孔隙型油藏。

面積注水

美國沃森油田丹佛區(qū)油藏1934年發(fā)覺，1940年開發(fā)，一次采油機理為溶解氣驅(qū)，采出程度為地質(zhì)儲量的16%。1964—1966年采用邊緣注水方式，但效果很差，氣油比比預(yù)測的高，注水受效差。因此從1968—1969年將邊緣注水慢慢改成反九點井網(wǎng)的面積注水。通過調(diào)整，使日產(chǎn)油量由注水初期的1700t慢慢提高到1970年的10000t,氣油比下降，年采油速度達到1%。。

行列切割注水

即：兩排注水井間夾三排生產(chǎn)井。美國杰伊油田通過量種注水方案對比，得出的最適宜的注水方式是內(nèi)部交織行列切割注水。該油田選擇這種注水方式主如果考慮到：

內(nèi)部行切割注水，注采井?dāng)?shù)比為2:4，即生產(chǎn)井62口，注水井

26口，而且井排方向平行構(gòu)造短軸，使流體運動方向和長軸方向油層的連通性一致；

生產(chǎn)井?dāng)?shù)多、初產(chǎn)能高、采水量水、能夠降低處置費用；井網(wǎng)靈

活性大，一旦注水效率低或油層傳導(dǎo)性差，即可通過中央并排生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注水井而變成五點法井網(wǎng)；

比五點法和混合式（五點法和邊部綜合注水方式）井網(wǎng)別離可增

產(chǎn)油量和X104E3；

易于調(diào)節(jié)油水前緣推動，控制含水。

實際注水效果表明，采用這種行列式井網(wǎng)是成功的。

環(huán)狀注水

利比亞的印蒂薩爾A油田在注水前研究了注氣與注水維持油層壓力的可能性后以為，油藏不適宜注氣。另外還用A油田巖心做了整體巖心的室內(nèi)實驗，取得了水油相對滲透資料，完成了水驅(qū)油預(yù)測后，按照油田的形態(tài)，決定采用內(nèi)部環(huán)狀井網(wǎng)底部注水的方式。

軸部注水

美國克利斯耐德油田沙克洛克區(qū)在其注水開發(fā)階段就采用了軸部注水方式。該油田1948年發(fā)覺，1950年末投產(chǎn)，按正方形井網(wǎng)布井，到1954年末采出程度為地質(zhì)儲量的5%,估量溶解氣驅(qū)的最終采收率為地質(zhì)儲量的18%,1954年以前靠天然能量開采，到1954年地層壓力為22MPa迅速下降到11MPa，大多數(shù)井停噴。1954年9月開始沿構(gòu)造長軸方向注水維持壓力，結(jié)果使油藏壓力由1954年的11MPa增加到1967年以上，也使氣油比接近溶解氣油比，使生產(chǎn)維持在設(shè)計的水平上。1967年前，年采油速度為％，估量注水最終采收率可達50%，實踐證明，該油田應(yīng)用軸部注水是有效的。

點狀注水

利比亞德法油田在肯定注水方案時進行了模擬研究，研究結(jié)果表明，采用邊

外注水所能達到的日產(chǎn)量低，因此選擇了內(nèi)部油水界面以下點狀注水方案。點狀注水井如何布也是通過模擬肯定的。大部份注水井都集中在產(chǎn)能高、可采儲量大、日采油量高的南部。按照運算機預(yù)測，油田在溶解氣驅(qū)下開采的采收率僅為11%，注水開發(fā)，采收率可達34%。

有些油田按照其本身的地質(zhì)特征、油藏類型、原油物性、油層壓力、水動力條件和水驅(qū)油實驗資料等，采用環(huán)狀底部注水、頂部注氣和翼部注水、頂部注氣相結(jié)合的方式，一樣取得了好的開發(fā)效果。

據(jù)國外新近資料報導(dǎo)，美國計劃在兩個碳酸鹽巖油田（布拉德和普羅—普斯特油田）上開始實施水平井注水方案，這是第一次對這種注水方案的嘗試。計劃沿這兩個油田的下傾邊緣鉆8口水平井注水，水平井段長約450m。估計水平井注水可能比常規(guī)注水采出更多的儲量。

2．不穩(wěn)固注水

（1）間歇注水

即：注水井注水4—5個月，然后停注2---3個月，間歇注水不會致使驅(qū)油特性變差。從礦場及室內(nèi)實驗結(jié)果看，越是親水的油層其效果越好。非均質(zhì)程度嚴峻，裂痕孔隙性油層最好。這是因為在持續(xù)注水條件下形成的許多注入水未波及的低滲透塊和裂痕巖塊體在周期注水條件下可充分進行水油互換，提高水的波及體積，這是持續(xù)注水方式所不能比擬的。實踐還證明，對含高粘度原油的低滲碳酸鹽巖儲層和對含低粘度原油的高滲砂巖儲層，采用不穩(wěn)固注水的效果好。

（2）脈沖注水

即：在注水井進行短時刻注水（4—7天），將地層壓力提高，然后采液9—22天，使地層壓力下降。實驗說明，脈沖注水開發(fā)高粘油碳酸鹽巖油藏是可行的，

水未向生產(chǎn)井竄流，平均含水維持在低水平

卡利諾夫一斯捷潘諾夫油藏是進行脈沖注水取得成功的油田之一。該油田上有氣頂、下有底水，1940年投入開發(fā)，1947年以前主要為溶解氣驅(qū)，未見底水侵入。1948年開始面積注水，注水井一天工作12—16小時，每一年有2—3個月停注。脈沖注水效果好，采收率高達57---58%，最終采收率增加12—25%。

（3）應(yīng)用注水控制閥間歇注水

即：把注水控制閥安裝在水平注水井用分隔器卡開的裂痕井段。這項技術(shù)能夠避免注入水沿裂痕過早的沖破。在正常注水時，當(dāng)水生平產(chǎn)井的含水率高時，關(guān)閉水井的注水控制閥，當(dāng)水生平產(chǎn)井的含水率低時，打開水井的注水控制閥，實現(xiàn)層內(nèi)脈沖注水，達到提高產(chǎn)油量，控制含水率，維持地層壓力的目的。

（4）注采井換位注水（交叉注水）

注采井換位注水方式能夠改變流體方向及流場,此方式受到許多主要產(chǎn)油國家的重視。如阿曼伊巴爾油田采用這種注水方式，見到了效果。

優(yōu)化注水方式和井網(wǎng)密度

實踐證明，無論是碳酸鹽巖油藏仍是砂巖油藏，若開發(fā)初期設(shè)計井網(wǎng)過稀的話，則在油田開發(fā)的中、后期時，鉆加密井提高注水采收率和采油量是必然的，也是切實可行的。

SANANDRES灰?guī)r油藏研究表明，打加密井、老井補射孔、擴大注水是提高低滲碳酸鹽巖油藏采收率的唯一方式。

SanAndresandClearfork碳酸鹽巖油藏通過經(jīng)驗預(yù)測模型預(yù)測，井控制面積應(yīng)小于80000平方米。

多林油田表明：注水與加密井網(wǎng)結(jié)合可極大的提高石油采收率

DaggerDraw油田，采用常規(guī)注水造成了專門快的水沖破。后來,通過深切研究，抓住垂向上油層持續(xù)的長處，決定采用底部注水方式，減少水平高滲透油層的影響，效果良好。

注水與酸化處置辦法結(jié)合

注水與人工集油洞窟結(jié)合

人工集油洞窟指用多次鹽酸浸泡(酸浴)處置井底周圍地帶。舍古爾欽油田實驗說明，采用注水維持地層壓力和井底成立人工集油洞窟的強化采油方式，不僅可提高油井產(chǎn)量，而且可提高石油采收率。

⑵注水與注硫酸結(jié)合

西列涅夫油田注水與注硫酸結(jié)合提高了采油速度和產(chǎn)油量。注硫酸的目的是拉勻吸水剖面。

定向酸化處置與注水結(jié)合

定向酸化處置就是預(yù)先在油層中利用反乳化液，限制高滲透孔道、裂痕、賊層的吸水能力，然后對低滲層進行酸處置。定向酸化處置與注水結(jié)合，提高了采油速度和產(chǎn)油量。

強化注水

強化注水系統(tǒng)，提高地層壓力(上覆巖層壓力的倍)，增大了注水波及范圍。

Dan致密石灰?guī)r油藏采用單裂痕的斜井，多裂痕的水平井實行超破裂壓力注水效果良好。

水平井、側(cè)向水平井注水開發(fā)

水平井的主要作用

沙特阿拉伯海上油田和其它油田的研究表明，水平井的主要作用是:

增加死油區(qū)的采出量；

能大大提高油井產(chǎn)能和注水井注水能力，尤其是在低滲透油藏；

增加非均質(zhì)油層的產(chǎn)油量；

提高邊緣注水的效果；

通過在上部或下部注水，開采薄油層；

降低生產(chǎn)壓差，減緩水（底水、邊水、夾層水、注入水）的突進。

⑵水平井應(yīng)用普遍

水平井已經(jīng)用于薄油層、裂痕油藏、水錐氣錐油層、注水的輕油和重油油藏、低和高滲透氣藏、熱驅(qū)和二氧化碳驅(qū)。在美國，水平井多數(shù)用于低滲透天然裂痕碳酸鹽巖油藏。

（3）多側(cè)向水平注水井與多側(cè)向水生平產(chǎn)井結(jié)合

多側(cè)向注水開發(fā)技術(shù)能提高低滲（＜10md）油藏的產(chǎn)量和采收率，關(guān)鍵技術(shù)如下：

生產(chǎn)多側(cè)向水平井和注水多側(cè)向水平井（魚骨結(jié)構(gòu)式井）之比為

1:1；

層頂部注水；

密井網(wǎng)，最小井距為40米；

注水壓力小于地層破裂壓力；不采用壓裂辦法；

配套技術(shù)：欠平衡鉆井、堵水、增產(chǎn)辦法、三次采油等。

⑷多側(cè)向水平注水井在油水界面以下注水

SaihRawl是致密碳酸鹽巖油藏，采用多側(cè)向水平注水井在油水界面以下注水，水生平產(chǎn)井在油藏頂部采油，效果顯著。

（5）多側(cè)向短半徑水平井

Aneth油田開發(fā)表明，過去維持壓力注水、打加密井和單側(cè)向短半徑水平井技術(shù)的效果都不太好，合理布置的多側(cè)向短半徑水平井增產(chǎn)幅度大，驅(qū)油效率高。

（6）多分支水平井

Oman的Shuaiba灰?guī)r油藏，是一個幾乎無斷層低起伏構(gòu)造的大油藏，滲透率1---10mD，油層厚度15---30m，輕質(zhì)油，采用了多分支（7legs）水平井注水開發(fā),單井裸眼總長度達到11km，產(chǎn)量達到9000cum/d，井距60m還符合經(jīng)濟標準。

（7）水平井

RedRiverandRatcliffe油田在打加密井、噴射完井，短半徑測向完井、水平井完井等方面進行了研究。實踐證明，采用水平井提高注水量是經(jīng)濟的。

7．其它配套技術(shù)（1）四維多組分地震判斷注水層裂痕技術(shù)

（2）核磁共振技術(shù)在注水開發(fā)中的應(yīng)用

核磁共振技術(shù)跟蹤注水前緣

核磁共振和CT-X射線結(jié)合進行水驅(qū)研究

（3）注水井耐溫微生物調(diào)剖

皿注水開發(fā)失敗的原因

注水開發(fā)失敗的原因較多，除油藏本身特征的原因之外，還有技術(shù)和管理方面的原因，諸如油藏評價、注入方案、注采工藝、經(jīng)濟評價、不肯定變量的的肯

定等原因。在某些情形下，由于某些不肯定參數(shù)的假設(shè)或粗略估量，或軟件及軟件應(yīng)用存在問題，使得油藏實際動態(tài)與預(yù)測情形不匹配，或差距專門大，致使注水開發(fā)失敗。因此，準確肯定對注水動態(tài)有重大影響的關(guān)鍵參數(shù)和決定這些關(guān)鍵參數(shù)對注水動態(tài)的靈敏性是十分重要的。

IV油田注水開發(fā)中常存在的問題及處置辦法

表1油田注水開發(fā)中常存在的問題及處置辦法

存在的問題

原因

處理措施

驅(qū)油效率低

滲透率太小

滲透率差別大；

地層裂縫；

不利的流度比；

地層傾斜。

鉆水平井；

調(diào)剖，分采分注，調(diào)整注水量；井網(wǎng)調(diào)整；

改變流體性能；

選擇適當(dāng)?shù)淖⒉删弧?/p>

地層中存在大通道

孔隙度大，滲透率大，裂縫發(fā)育

化學(xué)或機械隔離

生產(chǎn)氣油比大

注水晚或注水壓力小

關(guān)閉高含氣生產(chǎn)井；提高注水量；

適當(dāng)選擇注采井?dāng)?shù)；早期注水。

含水率高

含水層的水流入

閉開高含水區(qū)；

應(yīng)用聚合物或其它化學(xué)劑減少水

循環(huán)。

注采不平衡

評價失敗；

滲透率差異大；

注入能力存在問題

正確理解和評價油藏特征；注水量調(diào)整；井網(wǎng)調(diào)整；

采用增產(chǎn)增注措施。

注水能力低

油層污染；

地層壓力高。

提高注入水的質(zhì)量；

采取增注措施

地層損害

微粒運移；

酸化；

有機垢沉淀；

無機垢沉淀；

細菌堵塞。

化學(xué)溶解；添加抑制劑；殺菌，污水和清水分注。

污水含油超標

設(shè)計不當(dāng)；

分油設(shè)備存在問題。

加強維護管理。

注水剖面存在問題

作業(yè)施工困難

加強化堵和修井的質(zhì)量控制。

注入能力不足

設(shè)備設(shè)計存在問題

有關(guān)學(xué)科之間相互勾通。

結(jié)垢，腐蝕

不配伍。

機械和化學(xué)清防垢；電、化學(xué)和機械防腐；；水質(zhì)處理。

水的質(zhì)量差

過濾或分離系統(tǒng)存在問題。

加強維護管理。

舉升設(shè)備存在問題

方案設(shè)計不當(dāng)。

管理不當(dāng)

更換設(shè)備；

加強管理

以成對注采水平井、魚翅水平井技術(shù)為主，按照油藏的特點配合諸如密井網(wǎng)

間歇注水、加熱等技術(shù)，是開發(fā)低滲透碳酸鹽巖油藏的最佳方式。

綜上所述，國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏中后期注水開發(fā)方式進展見表2：

表2國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏中后期注水開發(fā)概況

開發(fā)方式

應(yīng)用范圍

、丫

水開發(fā)

定注水

、王

邊部

魚注水

邊緣注水

油田面積不大、油層物性和連通性好的背斜、邊底水不活躍的裂縫性油藏。

邊外注水

邊底水碳酸鹽巖油藏。

邊底部注水

厚層塊狀水驅(qū)不活躍的裂縫性油藏，面積較大，內(nèi)部需要補充能量（油水界面以下）。

內(nèi)部

注水

面積注水

比較強化的注水方法，多用于不規(guī)則油藏或高粘、低滲而比較均質(zhì)和溶解氣驅(qū)、彈性驅(qū)油藏及孔隙性油藏。

或根據(jù)儲層特點由油藏模擬確定。

行列切割注水

環(huán)狀注水

軸部注水

點狀注水

其他

環(huán)狀底部注水頂部注氣和翼部注水自流注水

根據(jù)儲層特點由油藏模擬確定。

不

穩(wěn)

疋

注

水

間歇注水

氣頂?shù)姿娜芙鈿怛?qū)碳酸鹽巖油藏中后期使

用或通過動態(tài)監(jiān)測注水情況后采用。

脈沖注水

塊狀裂縫性具有一定能量的灰?guī)r，實驗表明，

親水的、非均質(zhì)性嚴重（如孔隙-裂縫型）效果最好。

注采井換位注水

裂縫性、斷層發(fā)育、不活躍的底水、中后期使

用。

水平井、多支井注水

碳酸鹽巖油藏中后期使用。

三、碳酸鹽巖油藏注氣開發(fā)

注氣（注烴氣技術(shù)）是碳酸鹽巖油藏開發(fā)中后期采用的技術(shù)，理論上屬于三次采油技術(shù)的范圍。美國是最先采用注化學(xué)劑、注蒸汽、注二氧化碳等三次采油技術(shù)的國家之一。氣驅(qū)采油是一個復(fù)雜的物理進程，其中包括提取、溶解、汽化、增溶、凝析和其他一些能改變原油相態(tài)特性的作用機理。用于注氣的各類氣體包括天然氣和液化天然氣、二氧化碳、空氣、氮氣、廢氣和煙道氣。目前美國利用提高原油采收率的方式主如果蒸汽驅(qū)、第二是二氧化碳和烴氣的混相驅(qū)。

對于碳酸鹽巖的注氣技術(shù)主要分為混相氣驅(qū)和非混相氣驅(qū)，其中混相氣驅(qū)分為氮氣和煙道氣、烴氣和二氧化碳。對于注氣技術(shù)的挑選標準不僅受方式本身的效率、儲層條件的制約，而且還受各個國家的不同需要、技術(shù)水平和油價等因素的控制。我國的注氣技術(shù)的挑選標準如表。

表3我國碳酸鹽巖注氣技術(shù)挑選標準

參數(shù)

混相氣驅(qū)

非混相氣驅(qū)

氮氣和煙道

氣

烴氣

CO

2

重度，°API

>35

>23

>22

>12

粘度，mPa?s

>23

<3

<10

<600

組分

C1—C7含量高

C2—C7含量高

C—C

57

含量高

無要求

原油飽和

度，%pv

>40

>30

>20

>35

地層類型

砂巖或

碳酸鹽巖

砂巖或

碳酸鹽巖

砂巖或

碳酸鹽巖

無要求

油層厚度，m

非傾斜薄層

非傾斜薄

層

范圍寬

無要求

平均滲透率

10—3pm2

無要求

無要求

無要求

無要求

深度，m

>2000

>1300

>800

>600

溫度，°C

無要求

無要求

無要求

無要求

I碳酸鹽巖注氣技術(shù)種類

氣驅(qū)

氣驅(qū)是最先也是最有進展前途的一種EOR方式。活著界范圍內(nèi)氣驅(qū)的規(guī)模僅次于蒸汽驅(qū)，運用規(guī)模呈增加趨勢。具體選擇何種氣驅(qū)方式，這要按照具體油藏條件和現(xiàn)有的供氣本錢而定。

氮氣和煙道氣驅(qū)

除緊縮空氣外，氮氣和煙道氣是可供人的廉價氣體，它們驅(qū)達到必然驅(qū)替效果的最低混相壓力類似。顯然，這兩種提高采收率方式能夠互換利用。來自內(nèi)燃機的煙道氣具有侵蝕性，相較之下氮氣驅(qū)的長處較多：

氮氣價廉、來源廣；

氮氣也是所注入氣當(dāng)中最不活潑；

它的最低混相壓力高，只有在深層、輕質(zhì)油油藏才可能達到混相驅(qū)。

提出了采用注氮氣提高采收率的挑選標準表。其適用范圍相對普遍，表4為注氮氣提高采收率應(yīng)用情形表

表4注氮氣提高采收率方式應(yīng)用表

方式

油藏特點

典型油田及效

果

主要經(jīng)營公司

名稱

油田

數(shù)個

日注氣

量104m3

非混相

驅(qū)

1?背斜構(gòu)造，有氣頂；

2?油層厚度

30-152;

3?原油相對

密度；

RyckmanCreek,1981年開始，與天然氣同時注，預(yù)計提高米收率％

EXO

N

4

555

保持壓

力

1?應(yīng)用于開發(fā)早期，保持壓力在泡點或露點以上，適用于高產(chǎn)油田；

2.原油相對密度；

Yates，1976年

開始注N2淺層

（365m），與煙道氣

同注，預(yù)計提高采收

率5%

AMO

CO

4（懷

俄明）

396

重力驅(qū)

動

適用于傾斜油藏

或厚油藏；

Hawkins,1977年

開始預(yù)計可提高采

收率20%

TEX

ACO

8（路易斯安娜）

71

CO2驅(qū)

或LPG（液化

石油氣）段塞

1?油層深度較

淺；

2?原油相對密度

左右；

Fordeche（美國）WillisdenGreen（加拿大）

混相驅(qū)

替

1?油藏比較深；

2?原油比較輕；

Painter，1980年開始，頂部注氮氣與底部注水相結(jié)合，最終采收率可達68%

烴氣驅(qū)烴氣驅(qū)也是最老的提高原油采收率的方式之一。在最低混相壓力理論尚未形成之前，已在現(xiàn)場實施連年。那時，一些油田生產(chǎn)出多余的低分子烴氣，當(dāng)場注入地層。烴氣驅(qū)包括一次接觸混相驅(qū)（LPG移動相）、凝析氣驅(qū)（富氣驅(qū)）、汽化氣驅(qū)。按照混相驅(qū)所需壓力來講，烴氣驅(qū)介于需要很高混相壓力的氮氣驅(qū)與混相壓力適中的CO驅(qū)之間。若是儲層埋藏淺，所需的注入壓力低，在經(jīng)濟許可

2

的條件下，添加富氣（c—c）也能達到混相驅(qū)驅(qū)替。

24

cO驅(qū)

2

在美國CO驅(qū)比其他任何一種EOR方式更具有競爭力，惟一一種采油量持2

續(xù)增加的EOR方式。在美國Permian盆地有大尺寸的管道網(wǎng)把本錢低于甲烷的CO供給到許多油田利用oCO驅(qū)對油藏原油性質(zhì)和埋藏深度的要求適應(yīng)范圍廣,

22

達到混相驅(qū)的要求條件低。

由于密度隨溫度升高而降低（CO在原油中的溶解度也降低），因此對給定

2

原油所需最低混相壓力，隨著溫度升高也增加。地層溫度與地層深度有必然的正比關(guān)系，最低混相壓力也隨之相應(yīng)增加，對于裂痕性地層，最低混相壓力的增加速度比溫度隨深度增加的速度快得多。

2．水氣交替注入技術(shù)即：在一個氣段塞以后緊接著注入一個水段塞的方式就叫做水氣交替注入法。水氣交替注入（Water—Alternating—Gas,WAG）的目的是提高注氣波及體積，主如果用水控制驅(qū)替流度并穩(wěn)固前緣，用氣驅(qū)油的微觀驅(qū)替效果要好于水，因此水氣交替注入把提高氣驅(qū)的微觀驅(qū)替效率與提高注水的波及體積結(jié)合了起來。采用氣水交替注入的所有油田都提高了采收率（與純注水相較）。回注氣對環(huán)境有利處，能夠限制火炬燃燒，減少二氧化碳的排放。

混相水氣交替注入

混相與非混相水氣交替注入之間的區(qū)別很難區(qū)分。在許多情形下，可能已經(jīng)取得了多次接觸的氣/油混相，但實際驅(qū)替進程仍存在許多不肯定因素。經(jīng)研究發(fā)覺大多數(shù)情形能夠概念為混相。不可能通過水氣交替注入消除組分數(shù)應(yīng)對原油采收率的影響。為了使儲層壓力大于流體的最小混相壓力，大部份混相項目都要從頭加壓。由于不能維持足夠的壓力就意味著喪失了混相壓力，因此油田實際情形介于混相與非混相氣驅(qū)之間。大部份混相水氣交替注入都是在近井距上實施的，但最近混相處置也已經(jīng)在嘗試以海上類型的井距實施。

非混相水氣交替注入這種類型的水氣交替注入法的應(yīng)用目的在于提高前沿穩(wěn)固性或接觸未波及層。因氣資源或儲層性質(zhì)（如低傾角或嚴峻的非均質(zhì)性）重力穩(wěn)固注氣受到限制的情形下也進行了非混相水氣交替注入，除波及體積之外，微觀驅(qū)替效率也提高了。水氣交替注入的殘余油飽和度通常要低于水驅(qū)，有時乃至低于氣驅(qū)，這要歸因于三相效應(yīng)和循環(huán)相關(guān)相對滲透率。有時候第一個氣段塞能夠在某種程度上溶解到油中，這能夠在驅(qū)替前沿引發(fā)質(zhì)量互換和流體粘度/密度關(guān)系的有利轉(zhuǎn)變。這種驅(qū)替能夠變成近混相。

混合水氣交替注入當(dāng)注入一個大的氣段塞后，接著注入數(shù)個小的水段塞和氣段塞，這種方式稱為混合水氣交替注入。

其它

一種水、氣同時注入（SWAG）方式已在幾個油藏進行了實驗。循環(huán)注入的最后一種形式是水汽交替法（WASP）o

n注氣油藏的大體條件

油田地質(zhì)

,傾斜油層中注氣或注氣水混合物的效果比平緩油層要好得多。注氣開發(fā)必需成立高壓驅(qū)替，以達到混相，這就要求油藏不能有天然裂痕，不然會因氣體竄槽而降低氣驅(qū)的有效性；另外，還要求注氣油藏具有必然的埋藏深度，以避免驅(qū)替壓力超過油藏破裂壓力，破壞儲層及蓋層完整性。并非具有裂痕的油藏完全不能進行注氣開發(fā)，若設(shè)計適當(dāng)，可有效利用存在的裂痕，作為增加氣體與油層原油接觸面積的通道，采出水驅(qū)后的殘余油。

選擇注氣開發(fā)的儲油層應(yīng)具有水動力學(xué)封鎖性，沒有活躍的邊水區(qū)，如此就有可能消除注入介質(zhì)向邊外的漏失。

含油巖石的儲集性質(zhì)

滲透率對于注氣開發(fā)的油藏，低滲透率可提供充分的混相條件，減少重力分離；而高滲透率易致使初期氣竄，從而造成較低的驅(qū)油率；但對高傾角油藏，按照重力穩(wěn)固驅(qū)油機理，要求垂向滲透率為呷2或更高。高滲透油層注水開發(fā)將占優(yōu)勢，而低滲透油層采用氣驅(qū)效果更好。

油藏縱向非均質(zhì)性對于注氣開發(fā)，縱向非均質(zhì)效應(yīng)加倍嚴峻，專門是注小溶劑段塞混相驅(qū)，由

于滲透差異，進入高滲透層的段塞將會大于進入低滲透層的段塞，且低滲透層小段塞又由于橫向及縱向分散作用而被稀釋，從而使混相驅(qū)替在低滲透層中生效甚微。

縱向非均質(zhì)性可抑制混相溶劑因重力超覆帶來的危害，有助于水平驅(qū)替，但對于垂向驅(qū)替，它將阻礙溶劑向下運動，而且由于低滲率屏障的截流作用，會造成溶劑大量損失及經(jīng)濟效益下降。油層非均質(zhì)性是直接影響氣驅(qū)效果的主要因素之一，也是肯定注入氣量和注采井網(wǎng)時必需考慮的因素。

油藏流體飽和度

i原油飽和度；

被選定注氣的油藏，其原油飽和度是預(yù)測經(jīng)濟可行性最關(guān)鍵的參數(shù)。飽和度越大越好。若被選定注氣的油藏原油飽和度值很低，原油將不易被驅(qū)替出來。

ii含氣飽和度；對于飽和油氣藏、不適合注氣開采；對于未飽和油藏，溶解的氣量越少，氣驅(qū)效果越好。

iii含水飽和度；

原生水飽和度越低，越有利于氣驅(qū)，通常要小于50%孔隙體積。原生水飽和度高，常意味著地層很致密，或粘土、頁巖含量很高，或二者兼而有之。

油藏流體的性質(zhì)

i原油粘度注氣開發(fā)要求油藏原油的粘度要低。重力穩(wěn)固驅(qū)替對原油粘度的要求，將取

決于垂向滲透率的大小。

ii原油密度

混相驅(qū)要求原油密小于876kg/m3；

當(dāng)注干氣驅(qū)替油藏流體時，要求原油中富含C?C成份；

26

汽化氣驅(qū)要求原油密度要小于825kg/m3；

而非混相驅(qū)替時，原油密度可在876?1000kg/m3之間；

油藏壓力

油藏注氣開發(fā)效果也取決于驅(qū)替前緣的壓力。它的大小，主如果由地層原油與注入氣的成份決定。注干氣時，在油藏壓力下，非混相驅(qū)替壓力比飽和壓力超過得越多，原油采收率就越高。注富氣時，可在較低的壓力下實現(xiàn)混相驅(qū)油。

氣源問題

決定油藏注氣開發(fā)可行性的關(guān)鍵因素是氣源，無論注氣開發(fā)取得如何好的效果，若無充沛的氣源都不會使其得以實施和推行。

綜上所述，國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏中后期注氣開發(fā)方式進展見表5：

表5國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏中后期注氣開發(fā)概況

開發(fā)方式

應(yīng)用范圍

氣

驅(qū)

烴混相/非混相

CO2混相

CO2非混相（CO2吞吐）

氮氣

煙道氣（混相/非混相）

水-氣或氣-水交替注入

低滲透孔隙型碳酸鹽巖油藏

四、碳酸鹽巖油藏稠油開采

稠油油藏開采方式主要有熱采和非熱采兩種方式。從世界范圍來看，熱采法是稠油油藏開采方式的主要方式，熱采方式包括：注熱水、注蒸汽和火燒油層。注蒸汽是最常常利用的熱采方式，其產(chǎn)量占熱采法的90%以上，它包括蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、蒸汽輔助重力驅(qū)、水平井輔助蒸汽驅(qū)。非熱采方式包括：完善水驅(qū)、聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)，堿水驅(qū)及其它化學(xué)驅(qū)、非混相二氧化碳及溶劑驅(qū)。

國外近期開展了多種新的注蒸汽法采油的工業(yè)性實驗，最典型的方式有：水平井蒸汽吞吐；水平井注蒸汽輔助重力泄油；水平裂痕輔助蒸汽驅(qū)；水平壓裂輔助蒸汽驅(qū)；垂向燃燒輔助水平井重力泄油。我國的稠油開發(fā)以蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)開采技術(shù)為主要方式。

I稠油熱采技術(shù)進展

我國稠油油藏的分類是按原油粘度劃分的，以油層溫度下地面脫氣油粘度為

標準，共分為普通稠油（小于10000mPa.s）、特稠油（10000?50000mPa.s）和超稠油（大于50000mPa.s）三個大的級別。

1成熟技術(shù)目前的成熟技術(shù)包括有蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)及火燒油層。

蒸汽吞吐技術(shù)

該項技術(shù)對普通稠油和特稠油油藏均很適用，特別對淺油層、厚油層、高滲透率、高含油飽和度的普通稠油和特稠油油藏超級有效。但對于超稠油油藏來講，蒸汽吞吐技術(shù)還未完全過關(guān)。用蒸汽吞吐技術(shù)成功開采超稠油油藏，除油藏條件要好，還需要更多的改良的技術(shù)配合。如注非凝析氣和化學(xué)劑提高吞吐效果技術(shù)。

蒸汽驅(qū)技術(shù)

蒸汽驅(qū)技術(shù)是一項比較成熟的熱采技術(shù)。采用蒸汽驅(qū)可使油藏存儲更多的熱量和維持更高的溫度。蒸汽驅(qū)除補充能量和加熱降粘作用外，還有熱膨脹能量、蒸餾、改變巖石表面潤濕性、混相驅(qū)等作用，能夠大大提高采收率。從世界范圍看，蒸汽驅(qū)技術(shù)目前已成為開采稠油的主要技術(shù)之一。從國外最近幾年來開展的蒸汽驅(qū)項目看，大體上取得了較好的開發(fā)效果。

在我國，蒸汽驅(qū)技術(shù)的應(yīng)用并非睬想。主要原因是我國很多稠油油藏地質(zhì)條件不太好。例如，我國稠油油藏埋深大（1000?1600米），而深井筒低注汽速度汽驅(qū)井底蒸汽干度很低；陸相油藏油層非均質(zhì)嚴峻影響波及體積；邊、底水活躍地層壓力偏高使注入蒸汽體積小并降低注入熱量的利用率；原油粘度很高的特、超稠油驅(qū)油效率變差；埋藏較深的油藏蒸汽驅(qū)各項投入費用高等。

蒸汽驅(qū)開發(fā)大體是在蒸汽吞吐以后進行的，由于連年的蒸汽吞吐開發(fā)，油層狀況已發(fā)生了專門大的轉(zhuǎn)變。因此，安排下步轉(zhuǎn)汽驅(qū)開發(fā)方案，需對蒸汽吞吐轉(zhuǎn)汽驅(qū)時的油層狀況、生產(chǎn)動態(tài)等進行總結(jié)、分析，專門是汽驅(qū)進程中取全、取準各項動態(tài)監(jiān)測資料，做好蒸汽驅(qū)進程中的跟蹤分析工作，蒸汽驅(qū)技術(shù)是目前蒸汽吞吐開采后能較大幅度提高采出程度的最有成功希望的稠油開采技術(shù)。

熱水驅(qū)

熱水沒有汽化熱，攜熱量少，體積小，熱采進程中油藏溫度較低，因此，驅(qū)油效果遠不如蒸汽驅(qū)。熱水驅(qū)僅在原油粘度較低的普通稠油和含蠟量較高的高凝油上有些應(yīng)用。

火燒油層

火燒油層（或稱火驅(qū)）是向井下油層注入空氣或富氧氣體，依托自燃或井下點火裝置使原油在油層內(nèi)燃燒，形成高溫燃燒帶，通過油層向生產(chǎn)井推動采出原油的采油技術(shù)，遠不如注蒸汽熱采應(yīng)用普遍。火燒油層的優(yōu)缺點如下：

i長處：沒有井筒熱損失，可用于2000米以下的深井；對薄油層（1?3米）也適用；燃燒生成的CO2和蒸餾、裂解生成的輕烴具有很強的混相驅(qū)作用；濕式燃燒法（火燒與蒸汽吞吐相結(jié)合）能夠有更高的采收率。

ii缺點：火燒進程中對燃燒前沿的控制難度大；不適合原油粘度很高的特、超稠油等。

二、大體成熟技術(shù)

國外超稠油開發(fā)新技術(shù)主要有蒸汽輔助重力泄油（SAGD）、蒸汽-氮氣輔助重力泄油（SAGP）、裂痕輔助蒸汽驅(qū)（FAST）、超臨界溶劑萃?。╒APEX）和垂向火燒油層（COSH）等技術(shù)，已取得工業(yè)化應(yīng)用的主如果SAGD技術(shù)。

水平井蒸汽吞吐技術(shù)

對于超稠油油藏，通過利用水平井注蒸汽開采，不但能夠提高油層的吸汽能力，還能夠加速井筒到油藏之間的熱傳遞，提高波及系數(shù)及增加原油的生產(chǎn)能力。

為改善高輪次蒸汽吞吐開采效果，國外進展了先進、成熟的水平井及多分支水平

井開采稠油技術(shù)，注化學(xué)添加劑和注非凝析氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)，高溫調(diào)剖改善油層縱向動用程度等配套技術(shù)的研究，延長蒸汽吞吐周期等。因水平段與油層的接觸面大，利用水平井蒸汽吞吐，可取得幾倍于普通直井的產(chǎn)油量。

蒸汽輔助重力泄油（SAGD）技術(shù)

i經(jīng)典SAGD技術(shù)

在足夠厚的油層內(nèi)由上下平行的兩口水平井組成。其采油原理是：上部水平井向油層持續(xù)注入高干度低密度蒸汽，在水平井上方形成“蒸汽腔”加熱油層。由于低密度蒸汽與受熱的高密度稠油的重力差，密度小的蒸汽向上向水平方不斷擴張，而密度大的熱油和凝析水沿蒸汽腔外邊部向下流入下部生產(chǎn)水平井采出。

ii強化SAGD技術(shù)

下部采油水平井輔助中斷注汽，加速蒸汽腔形成。

iii混注非凝析氣體SAGD技術(shù)

在注蒸汽的同時，注入非凝析氣體（例如N、CO），進一步減小并維

22

持汽腔的低密度狀態(tài)。

iv直井與水平井組合SAGD技術(shù)

采油原理同上，只是把上部水平井改成若干直井。

v單水平井SAGD技術(shù)

只用一口水平井，井筒內(nèi)有注采兩套管柱，實行邊注邊采。

vi單直井SAGD技術(shù)

用封隔器卡封厚油層，井筒內(nèi)注采雙管柱，上部注汽形成蒸汽腔，下部采出熱油和凝析水。

預(yù)熱油層輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)

i環(huán)空預(yù)熱油層輔助蒸汽驅(qū)（HASD技術(shù)）

i水平井壓裂輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)

水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)

主要增產(chǎn)機理是：那個粘度范圍的稠油，輕質(zhì)組分含量較高，蒸汽驅(qū)除加熱降粘作用外，蒸餾作用顯著增強；該項技術(shù)適合的油藏條件是：油層條件下原油粘度在50?200mPa.s（密度大于）；油層厚度大于6米；水驅(qū)后含油飽和度大于40%;滲透率大于300md；孔隙度大于30%；反韻律油層。

復(fù)合水平井技術(shù)

復(fù)合水平井包括叢式復(fù)合水平井和疊式復(fù)合水平井。叢式復(fù)合水平井是指一口井有一個直井眼，而在一個油層內(nèi)各個方向有多個水平段。疊式復(fù)合水平井是指一口井有一個直井眼，而在多個油層內(nèi)有多個水平段。復(fù)合水平井在少井情形下對油層有很高的控制能力，熱利用率高，油井產(chǎn)量高，還能夠節(jié)省大量直井段的鉆井費用。但復(fù)合水平井的鉆井和采油的技術(shù)難度大。

3、基礎(chǔ)研究階段技術(shù)

氣體溶劑萃取技術(shù)（VAPEX）

該技術(shù)與SAGD技術(shù)重力泄油的機理有些相似。成對的水平井組中，上部水平井注入烴類氣體（例如乙烷、丙烷、丁烷或其混合物等）。下部的水平井是采油井。在地層溫度和壓力下，注入的氣體處于臨界狀態(tài)，重油和瀝青被氣體溶劑溶解，其中的某些重組分被抽提出來，形成的稀釋液流動性大大提高，不斷地沿“氣腔”的邊部向下靠重力流入生產(chǎn)井。采出液在地面通過加熱又很容易把輕烴氣體分離出來再循環(huán)利用注入油層。該技術(shù)不是熱力采油，不存在熱損失，且所用設(shè)備廉價，操作簡單，適應(yīng)范圍較廣。

注蒸汽條件下加氫超稠油井下改質(zhì)技術(shù)該項技術(shù)的原理是，在有蒸汽、催化劑（自然地層和甲烷）和高溫高壓條件

下，加入供氫添加劑，能夠?qū)Τ碛瓦M行裂解改質(zhì)。改質(zhì)后的原油密度和粘度均大幅度降低。

重力輔助火燒技術(shù)（COSH）

該技術(shù)是在油層下部鉆生產(chǎn)水平井，水平井上方鉆若干直井注空氣燃燒，燃燒帶自上而下進展，被加熱的原油靠重力流向下部生產(chǎn)井。另外，油層上部還有專門的產(chǎn)氣井排除燃燒生成的廢氣，以調(diào)控燃燒前沿均勻推動。

油層電加熱技術(shù)

i低頻電阻型

低頻電阻型原理是：低頻電流能夠穿過地層骨架中的間隙水，電能損失在地層電阻上，把電能轉(zhuǎn)變成熱能，對原油進行加熱降粘。

ii高頻微波加熱型

iii電感加熱型

電感加熱器的原理是：在油管底部附加一系列電感線圈，并使其對應(yīng)于油層部位，把套管作為感應(yīng)加熱元件，并通過套管把熱量傳導(dǎo)給周圍油層。

總的來講，電加熱技術(shù)比較適合下列類型的油藏：油藏較深，油層厚度較?。ù笥?m）,原油粘度不太高的普通稠油油藏；灰?guī)r高滲透裂痕稠油油藏；地層電阻率大于30Q?m；需要在井壁加熱解堵的油層等。

4、熱采配套技術(shù)進展

井筒隔熱技術(shù)井筒隔熱技術(shù)的新進展：隔熱油管（超級隔熱油管、絕熱同心持續(xù)油管）、隔

熱接箍、環(huán)空密封、噴涂防輻射層等。

蒸汽監(jiān)控技術(shù)

TPS-9000型井下多參數(shù)測量儀用于測量井下壓力、溫度、流量等注汽參數(shù),其壓力測量采用毛細管傳壓方式,通過毛細管將井下的壓力信號傳到地面進行測量，溫度測量采用“K”型熱電偶作為熱敏元件，蒸汽流量測量采用渦輪流量計,通太高溫電纜將井下熱電偶及渦輪流量計測得的信號傳到地面,經(jīng)運算機處置后得出測量結(jié)果。

化學(xué)輔助調(diào)剖開采稠油技術(shù)

國外在這方面進展較快，井具有較成熟的方式。調(diào)剖，封堵劑大致可分為兩

大類：凝膠體系和泡沫劑，這兩類調(diào)堵劑均已應(yīng)用于現(xiàn)場，且取得良好的效果

凝膠體系：此類調(diào)剖、封堵劑是最常常利用、工藝較成熟、效果理想的添加

劑，它能夠有效的調(diào)整滲透性、堵塞大的孔道，避免水的沖破和汽竄。

泡沫型：泡沫劑類型的封堵、調(diào)剖劑在地層中形成穩(wěn)固的泡沫，可增加流動阻力，有效的堵塞孔道，降低高滲透帶的滲透性。泡沫劑不僅對初期處置有效，且對已受污染的油田也收到良好的效果。

氮氣控制水錐技術(shù)研究

注氮氣控制水錐及提高采收率的機理是：氮氣在油層條件下始終處于氣態(tài)，具有專門好的彈性，在開采進程中始終對底水有專門大的壓制作用，有效地控制了底水的錐進；

綜上所述，國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏稠油開采進展見表6：

表6國內(nèi)外碳酸鹽巖油藏稠油開采概況

開發(fā)方式

應(yīng)用范圍

采

熱水驅(qū)

原油粘度較低的普通稠油和含蠟量較高的高凝油藏。

熱

'蒸汽驅(qū)

淺油層、厚油層、高滲透率、高含油飽和度的普通稠油和特稠油

油藏。

火燒油層

不適合原油粘度很高的特、超稠油等。

他

加密井網(wǎng)

初期井網(wǎng)過稀，油藏進入中后期。

水平井蒸汽吞吐

超稠油油藏。

注入聚合物稠化水

其

開發(fā)初期，采用高效的面積注水系統(tǒng)貨各派注水系統(tǒng)進行邊內(nèi)注

水。

轉(zhuǎn)換生產(chǎn)井排強化

開采

巖性不均質(zhì)油藏

強化采液

中后期如高含水井

衰竭油田降壓開采

處于開發(fā)后期的油田注水費用高限制或停止注水減少采油費用。

五、遼河油田碳酸鹽巖油藏開發(fā)大體情形

I遼河油田碳酸鹽巖油藏概況

遼河油區(qū)碳酸鹽巖油藏主要散布在曙光、靜安堡、高升、大民屯等4個油田的曙古一、曙古3二、高一、高1一、高8一、靜北灰?guī)r、沈253、沈257、沈62五、曙103等10個區(qū)塊。其大體資料見下表7：

表7遼河油區(qū)碳酸鹽巖油藏大體概況

油藏類型

油藏名稱

層

位

動用

儲量（萬

噸）

可采

儲量（萬

噸）

采收

率％

裂縫型碳酸鹽油

曙古1

P

t

2100

672

32

藏

曙古32

P

t

1032

317

裂縫性碳酸鹽油

雷家杜家臺油層

D

344

44

藏

高81塊

D

111

16

裂縫性碳酸鹽油

藏

靜北灰?guī)r

P

t

3292

893

沈253塊

P

t

157

23

裂縫性碳酸鹽油

沈257塊

P

t

433

23

藏

P

t

沈625塊

+Ar

裂縫性碳酸鹽油

藏

曙103塊

P

t

570

合計

2422.

97

遼河碳酸鹽巖油藏開發(fā)數(shù)據(jù)見表8：

表8遼河碳酸鹽巖油藏開發(fā)數(shù)據(jù)表

油藏

名稱

地質(zhì)儲量采油速度（％）

地質(zhì)儲量采出程度（％）

含

水％

油井

日產(chǎn)液m3/d

日產(chǎn)油104t/d

累

產(chǎn)油

104t

水井

注水量

累

積注

采比

總

（口）

開

（口）

總

（口）

開

(

日

m3/d

年

104

口）

m3

曙古

2

1

5

1

7

1

1

9

75

07

曙古

2

2

5

5

5

32

6

3

61

5

雷家

6

2

9

杜家臺油

62

6

6

2

2

1

3

1

層

高81

4

2

3

2

塊

6

0

靜北

8

4

1

2

3

2

1

灰?guī)r

2

5

624

54

9

4

863

沈

1

1

1

9

1

2

2

253塊

1

0

15

5

17

沈

3

2

2

2

1

4

4

257塊

6

4

70

35

96

沈

5

4

5

5

1

1

7

625塊

4

4

50

16

4

3

98

曙

1

1

7

7

103塊

9

6

1

1

3

1

7

4

3

合計

89

98

778

303

3

5

065

遼河碳酸鹽巖開發(fā)主要經(jīng)歷了3個階段:

初期以靜北、曙古潛山為代表，油藏埋藏中?中

深，以大井距、天然能量開發(fā)為主；

中期以潛山油藏調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)、綜合治理為主要特

征，開發(fā)方式從衰竭式開發(fā)轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，針對含水上升、產(chǎn)量快速遞減，以加密調(diào)整，結(jié)合周期注水、間歇注水、邊部低部位注水轉(zhuǎn)面積注水，提高采注井?dāng)?shù)比為特征。

近期一方面老油田繼續(xù)低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，一方面以2002年以后陸續(xù)投入開發(fā)的沈229、沈257低潛山油藏為代表，埋藏埋藏深，潛山地層巖性和黑幕構(gòu)造加倍復(fù)雜。開發(fā)上在充分利用天然能量基礎(chǔ)上，適時轉(zhuǎn)入注水開發(fā);開采上，在先期直井控制、減小風(fēng)險的基礎(chǔ)上，米用水平井技術(shù)，并實現(xiàn)了組合注水，取得了較好效果。

目前遼河油田碳酸鹽巖油藏出現(xiàn)以靜北、曙古潛山為代表的開發(fā)老區(qū)地層能量不充沛、注水水竄、低產(chǎn)低效等問題。主要表此刻：

含水上升速度較快，面臨控制含水和維持地層能量、提高動液面的開發(fā)矛盾；

剩余油層厚度小、滲透率相對較低；

處于開發(fā)后期，剩余油主要富集在微小裂痕與基質(zhì)孔隙中，周期注水、降低注采比辦法已經(jīng)實施連年，堵水效果差，需要采取加倍踴躍地辦法，挖掘剩余潛力；

生產(chǎn)壓差?。?/p>

以沈625-229、沈257、沈253等為代表的新區(qū)也存在一些問題主要表此刻：注水生效后，遞減率明顯減小（老井年綜合遞減率由％下降到%）,但隨著注水開發(fā)進程的進一步加速，控制含水上升速度、完善注水將成為新區(qū)主要工作。

n遼河油田碳酸鹽巖油藏開發(fā)

㈠油藏大體概況

遼河油區(qū)碳酸鹽巖油藏主要散布在曙光、靜安堡、高升、大民屯等4個油田。

選擇曙古一、靜北潛山、沈625－229斷快和沈257斷快為研究重點。油藏大體資料見表9：

表9遼河碳酸鹽巖油藏大體地質(zhì)參數(shù)表

油

藏名

稱

孔

隙度

(%)

有

效厚

度(m)

空

氣滲透率

(卩

m2)

油藏

埋深(m)

原始地層壓力(Mpa)

地層原油性質(zhì)

地面原油性質(zhì)

密度(g/cm3)

粘

度

飽

和壓力

(Mpa)

密度

(g/cm3)

粘

度

凝

固點

(°C)

含

蠟量

(%)

膠質(zhì)+瀝青質(zhì)

(%)

曙

1670-2

古1

000

靜

北灰

i-U

巖

1750-2

500

<

5-301

沈

257斷

快

5

3150-3

550

沈

625—

6

3150-3

4

229斷

0

710

3

快

㈡主要開發(fā)方式

⑴曙古1油藏

①主要開發(fā)方式

i嚴格控制揭開厚度，延長了油井的無水采油期;

曙古1油藏揭開厚度與無水采油期關(guān)系表

井號

項目

曙

古16

曙

古41

曙

古1

曙

古11

曙

古43

曙

古47

曙古

40

曙

4-5-23

含油高度

m

揭開程

度%

無水采油

期d

0

256

473

117

4

112

0

118

8

2935

2397

ii及時采取邊外底部注水維持油層壓力的開發(fā)方式，取得明顯效果;

曙古1油藏注水前后主要開發(fā)指標對比表

階

段

對比時間

（年月）

開

井?dāng)?shù)

（口）

油層壓力Mpa

對比期末

含

水上

升

率％

初

末

階

段

壓

差

總

壓降

產(chǎn)油

t/d

采

、、.

液

速

度

%

采

油

速

度

%

綜

合

含

水

%

注

水前

注

水后

開展降低注采比實驗，改善油藏開發(fā)效果;

iv錐間帶鉆加密調(diào)整井；

曙古油藏第一批錐間帶調(diào)整井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

②油藏目前存在的問題及其解決辦法

該油田目前存在的問題如下：

i油水界面上升速度快，水淹體積大，剩余油層厚度小；

ii油井生產(chǎn)壓差逐漸降低；

iii油藏堵水效果差；

iv油藏采出程度較高；

真對以上問題，對以后油田的開發(fā)提出以下建議：

1、優(yōu)化油井辦法；

2、在精細油藏描述基礎(chǔ)上，開展錐間帶水平井實驗；

⑵靜北潛山油藏

主要的開發(fā)方式

i合理調(diào)整注采井網(wǎng)，不斷完善注采系統(tǒng)；

由于試采期間壓降大，為盡快補充能量，前后有5口井在3000m以下經(jīng)酸化乃至壓裂辦法后注水，注水壓力高達30MPa仍注不進水。通過進一步的研究,熟悉到主體部位油層在2900m以下裂痕不發(fā)育，產(chǎn)液和吸水能力都比較差。據(jù)此，對原注水方案進行了適當(dāng)調(diào)整，將原方案邊底部注水改成層內(nèi)低部位注水，注水井段上調(diào)到2850?2950m。方案調(diào)整后，注水工作比較順利。到1989年末,主體部位大體實現(xiàn)注水開發(fā)。

i采用舉升新工藝，提高油井生產(chǎn)能力；

i探索有效的注水調(diào)配方式，減緩開發(fā)中穩(wěn)固地層壓力與控制含水上升的矛盾；

合理劃分注水單元，肯定最佳注水周期。按照歷年動態(tài)調(diào)配熟悉兼顧示蹤劑結(jié)果，將整個區(qū)塊分6個低壓斷塊和g二、g4兩個主體斷塊,求出最佳注水周期為42d。

按照階段壓降與階段注采比關(guān)系曲線肯定各單元合理注采比，實施脈沖注水和周期注水等辦法。

iv增強油藏動態(tài)監(jiān)測，不斷加深油藏特征熟悉；

針對高凝油測壓難的問題，研制開發(fā)了水力泵井下取樣測壓等新技術(shù)，同時在油藏的東西和南北兩個方向部署了兩條監(jiān)測剖面，監(jiān)測壓力轉(zhuǎn)變。

針對高凝油閉式抽油和水力活塞泵井下有封隔器不能進行油層測試的技術(shù)難題，研制開發(fā)高凝油雙管測試技術(shù)及水力泵隨泵測試技術(shù)，準確掌握油藏儲層動用狀況。

進行井間干擾測試，共進行了7個井組的脈沖測試，了解井間連通狀況，儲層物性參數(shù)等。

應(yīng)用了示蹤劑監(jiān)測，電位法測試等技術(shù)手腕，了解油水井對應(yīng)關(guān)系，注水的推動速度和剩余油的散布，加深對油藏特征的進一步熟悉。

靜北潛山堅持邊開發(fā)、邊熟悉、邊治理的原則，通過不斷提高熟悉，反復(fù)調(diào)整，慢慢完善和推行利用新工藝技術(shù)，取得比較好的開發(fā)效果：

一、注采系統(tǒng)日趨完善；

二、通過增強綜合治理，近幾年產(chǎn)量遞減速度有所減緩，2000年實現(xiàn)老井綜合不遞減、自然遞減率控制在10%。之內(nèi)；

3、從存水率曲線上看近期階段存水率整體高于理論值，積累存水率也逐漸接近理論值；

4、通過增強脈沖注水、周期注水，區(qū)塊含水上升得以控制；

油藏目前存在的問題及其解決辦法

該油田目前存在的問題如下：

i邊部及深部動用程度低，油層改造工藝有待繼續(xù)攻關(guān)；

ii主體部位高含水井多，堵水工藝不過關(guān)；

iii注水井調(diào)剖技術(shù)有待于完善和沖破；

V提高地層壓力和控制含水上升的矛盾仍然存在；

真對以上問題，對以后油田的開發(fā)提出以下建議:一、以井組為單元細化注水，通過注水井動態(tài)調(diào)配實現(xiàn)區(qū)塊內(nèi)穩(wěn)油控水；二、通過復(fù)注和動態(tài)調(diào)配增強斷塊注水量，提高斷塊地層壓力；3、進行裂痕性油藏堵水、調(diào)剖技術(shù)攻關(guān)；

⑶沈625-229斷塊該斷塊所采