康博韜，皮 建，李長勇

（1.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028；2.中國地質(zhì)大學（北京）能源學院，北京 100083；3.中國海洋石油國際有限公司，北京 100027）

油田開發(fā)方式或驅(qū)動方式的選擇是油田開發(fā)方案設(shè)計的重要內(nèi)容，它直接影響著油田的開發(fā)部署、生產(chǎn)規(guī)模、最終采收率及最終的經(jīng)濟效益，開發(fā)方式的選擇是建立在油藏能量研究的基礎(chǔ)之上。目前國內(nèi)外大多數(shù)碳酸鹽巖油氣藏的開發(fā)歷程首先是采用天然能量開發(fā),其次轉(zhuǎn)為注水開發(fā)[1-3]。衰竭式開采可以充分利用天然能量，節(jié)省投資，而且地層適應(yīng)性強。因此，只要油藏的應(yīng)力敏感性不是太強，可以采用衰竭方式開采原油。在塔里木盆地的碳酸鹽巖油藏，衰竭式開采獲得了較好的效果。但由于受井網(wǎng)對儲量的控制程度、地層能量下降、含水快速上升等因素的影響，油田采收率比較低。注水開發(fā)最早主要應(yīng)用于砂巖油藏，現(xiàn)階段對碳酸鹽巖油藏也有了一定的應(yīng)用，但在注水方式、注采層位、注水時機、注采井網(wǎng)部署、地層壓力保持水平、合理注采壓差、合理注采比以及開發(fā)指標變化規(guī)律等方面的研究還處于探索階段，還沒有從根本上解決該類油藏的二次采油問題[4-6]。針對上述問題，筆者針對中東地區(qū)某大型碳酸鹽巖油田，在油田實際生產(chǎn)測試資料的基礎(chǔ)上，借鑒相似油田開發(fā)經(jīng)驗，利用油藏工程與數(shù)值模擬相結(jié)合的手段，對該油田的注水開發(fā)過程中的關(guān)鍵參數(shù)進行優(yōu)化研究，為同類油田實現(xiàn)高效注水開發(fā)提供技術(shù)支持。

1 區(qū)塊概況

1.1 地質(zhì)油藏特征

B 油田位于中東地區(qū)伊拉克東南部Missan 省，毗鄰伊朗邊界，構(gòu)造上處于美索不達米亞地區(qū)。B 油田由南、北兩個高點組成，北部為穹隆背斜，南部為長軸背斜。B 油田南區(qū)主要含油層段為上白堊統(tǒng)Mishrif組[7-9]。Mishrif 組縱向分為MA、MB、MC 三個油組，其中，MA 油組儲量很小，尚未動用，MC 油組油水關(guān)系復雜，動用難度較大，MB 油組構(gòu)造落實程度高，儲層發(fā)育較好，儲量規(guī)模大，其中MB21 亞油組地質(zhì)儲量占整個B油田地質(zhì)儲量的66 %，占Mishrif 層儲量的98 %。Mishrif 組儲層展布情況良好，其中，MB21 油組厚度大，南高點MB21 油組單井平均鉆遇厚度達到86.8 m，且儲層橫向連通性好。

MB21 亞油組按照沉積特征可劃分為I～IV 小層，儲層以中孔低滲儲層為主，縱向上局部發(fā)育中孔高滲儲層，較強的層間非均質(zhì)性，I、II 小層物性最好，隨著深度增加，物性變差，同時，底部VII 小層滲透率較高。根據(jù)測井及壓力測試資料顯示，主力層MB21 縱向儲層連通性好，NTG 接近于1，儲層中隔夾層不發(fā)育。

根據(jù)目標儲層的地質(zhì)特征，借鑒碳酸鹽巖油藏類型劃分標準，B 油田含油層段上白堊統(tǒng)Mishrif 組為典型的厚層孔隙型碳酸鹽巖油藏，其中，MB21 亞油組厚度大（平均80 m），儲量豐富，MB21 亞油組的高效開發(fā)成為決定B 油田開發(fā)成敗的關(guān)鍵。

1.2 目前開發(fā)現(xiàn)狀

B 油田于1976 年末投產(chǎn)，油井全部自噴開采，目前尚未采用人工注水或其他補充能量的開發(fā)方式。地層壓力資料顯示，油藏平均壓力系數(shù)已從原始的1.15 降到目前0.86，部分區(qū)域甚至降得更低。根據(jù)行業(yè)標準該油藏屬于天然能量不足的油藏，水體倍數(shù)只有4 倍左右，邊水能量較弱，根據(jù)靜壓測試資料顯示，目前地層壓力32.4 MPa 左右，部分地區(qū)地層壓力衰竭幅度更大。

由于地層壓力的大幅度衰竭，導致油井生產(chǎn)能力下降，老井遞減率達到14 %，且部分生產(chǎn)井有瀝青析出，嚴重影響油井的正常生產(chǎn)。B 油田目前的開發(fā)現(xiàn)狀表明，Mishrif 層天然能量不足，地層壓力下降快，使整個高產(chǎn)油田受到停噴減產(chǎn)的威脅，為了實現(xiàn)油田的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，應(yīng)盡快人工補充地層能量開發(fā)。

2 基礎(chǔ)參數(shù)選取

2.1 注水時機

注水時機的選擇對油井生產(chǎn)能力和油田開發(fā)效益有直接關(guān)系：注水太早，彈性等天然能量得不到充分利用，還需要投資較多的注水設(shè)備和處理費用；注水太晚，油層內(nèi)部因壓力低而可能發(fā)生脫氣和巖石形變等現(xiàn)象，導致油井產(chǎn)能下降，或因壓力不足而導致自噴井停噴等問題。因此，合理選擇注水時機是油井具有旺盛產(chǎn)能的保證，同時也是實現(xiàn)油田較長時間高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要條件[10，11]。

考慮到目標油田水體倍數(shù)小，天然能量不足，地層壓力下降速度快，目前地層壓力衰竭幅度大，單井產(chǎn)能遞減快，油田面臨停噴減產(chǎn)的壓力。同時，一口井的巖心上覆試驗結(jié)果顯示，巖心的滲透率隨上覆壓力增大而減小，基本成指數(shù)關(guān)系，卸載之后，滲透率不能恢復到原值，只能恢復到原來的57 %～97 %。根據(jù)以上分析，結(jié)合目標油田的實際情況與生產(chǎn)目標，在經(jīng)過目前的衰竭式開采后，應(yīng)盡早開展注水，早注水可使開發(fā)系統(tǒng)靈活，易調(diào)整，可以保持油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

2.2 地層壓力保持水平

合理壓力水平是注水開發(fā)油田經(jīng)濟、高速高效開發(fā)的保證，通過類比相似油田Halfaya 油田注水開發(fā)經(jīng)驗[3]。同時，考慮到目標油田后期放大壓差生產(chǎn)的可行性，地層壓力保持水平初步定為原始地層壓力的80 %，以保證獲得較高的采收率和好的經(jīng)濟效益。

2.3 注采比

厚層碳酸鹽巖油藏多采用底部注水的方式，水自下而上頂油，故碳酸鹽巖油田的注采比受底水影響比較大，當?shù)姿钴S，水驅(qū)能量大時，注采比可適當降低；當水驅(qū)能量小時，注采比要高一些[12]。目前，碳酸鹽巖油藏的注采比為0.86～1.56，一般為1 左右。考慮到目標油田水體倍數(shù)小，邊水能量弱，借鑒相似油田注水開發(fā)經(jīng)驗，初始注采比定為1.2，地層壓力達到原始地層壓力的80 %，恢復注采平衡。

3 數(shù)值模擬研究

3.1 井網(wǎng)模型建立

選取B 油田典型井組建立井組模型（見圖1、圖2），模型基本信息（見表1）。根據(jù)實際儲層情況，縱向分為MA、MB、MC 三個油組，主要含油層位MB21 分為I～VIII 個小層。

圖1 注水試驗井組

圖2 注水試驗井組模型

表1 井網(wǎng)基本情況

為了保證井網(wǎng)模型的代表性，以巖心滲透率為基礎(chǔ)，采用試井校正后的值作為模型的滲透率（見表2）。

表2 MB21 亞油組縱向各層位物性情況

根據(jù)該井組生產(chǎn)井靜壓測試資料，對井網(wǎng)模型的地層壓力變化情況進行擬合。結(jié)合現(xiàn)場工程技術(shù)條件，根據(jù)該井組生產(chǎn)井實際生產(chǎn)動態(tài)及地質(zhì)油藏特征，確定合理的單井控制條件。

3.2 注采層位優(yōu)化

3.2.1 底部注水 國內(nèi)外開發(fā)實踐表明，碳酸鹽巖油藏注水壓力低、注水指數(shù)高，縱向連通性好的厚層儲層多采用底部注水，能充分利用重力分異作用，抑制注入水上竄，有效控制注入水向生產(chǎn)井突進，使油水界面上升比較均勻，有利于擴大水驅(qū)波及范圍，提高驅(qū)油效率，延長油井穩(wěn)產(chǎn)期[13]。

根據(jù)MB21 儲層特點，分別考慮水井和油井射開不同層位進行生產(chǎn)，并對比不同注采層位下的累產(chǎn)油情況。首先，對比油井射開相同層位時，注水井射開不同層位時的累產(chǎn)油情況（見圖3～圖6），分析底部注水時注水層位對油田開發(fā)效果的影響規(guī)律。分析發(fā)現(xiàn)底注頂采時，油井射開相同層位，注水井射開層位越多，含水上升越快，累產(chǎn)油越少。

圖3 油井射開I 小層時注水井射開程度對累產(chǎn)油的影響

圖4 油井射開I～II 小層時注水井射開程度對累產(chǎn)油的影響

圖5 油井射開I～III 小層時注水井射開程度對累產(chǎn)油的影響

圖6 油井射開I～IV 小層時注水井射開程度對累產(chǎn)油的影響

圖7 注水井射開VIII～V 時油井射開程度對累產(chǎn)油的影響

圖8 注水井射開VIII～VI 時油井射開程度對累產(chǎn)油的影響

對比注水井射開相同層位時，油井射開不同層位時的累產(chǎn)油情況（見圖7、圖8），分析底部注水時油井射開程度對油田開發(fā)效果的影響規(guī)律。分析發(fā)現(xiàn)：（1）底注頂采時，主要產(chǎn)油層位為I 和II 層，其他層位產(chǎn)油貢獻率很低；（2）油井射孔過度，導致含水上升加快，累產(chǎn)油量相對減少。

3.2.2 分層配注 考慮到MB21 儲層縱向非均質(zhì)性嚴重，小層間物性差異大，籠統(tǒng)注水可能會導致注入水大量涌入頂部的高滲層位，底部物性差的層位得不到有效動用，因此，借鑒以往砂巖油藏的注水開發(fā)經(jīng)驗，考慮采用分層配注的方法將注入水合理的分配到各層段，使不同滲透性的層位都能發(fā)揮注水的作用，以期提高注水利用率，擴大注水波及范圍，改善儲層的動用程度，實現(xiàn)油田長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)[14]。

參考各小層儲量分布情況，結(jié)合MB21 層的沉積特征，借鑒砂巖油藏開發(fā)經(jīng)驗將I～VII 根據(jù)儲層沉積特征和滲透率級差分布情況劃分為5 個層段進行分層配注。為保證儲量盡可能均勻動用，每段的注水量按照各層段的儲量分布比例進行劈分。對比籠統(tǒng)注水、3 層段、5 層段、8 層段四種情況，分析劃分5 個層段進行配注的必要性與合理性，其中，油井射開I～II 小層，配注層段劃分具體情況（見表3）。

表3 層系劃分情況

對比不同層段分層注水方案的累產(chǎn)油量（見圖9）發(fā)現(xiàn)，采取分層配注后，累產(chǎn)油量明顯增加，說明分層配注可以有效減弱層間縱向非均質(zhì)性的影響，提高注水利用率，增大儲量動用程度；同時，分5 個層段與分8 個層段的累產(chǎn)油量基本相同，說明分5 個層段進行注水比較合理。

圖9 不同層段分層注水方案累產(chǎn)油量對比

3.2.3 注水方式選擇 對比底部注水和分層配注兩種注采方式下的推薦方案合同期的累產(chǎn)油情況（見圖10）。分析發(fā)現(xiàn)，底部注水明顯好于分層配注，同時，考慮到在實際生產(chǎn)過程中，由于邊底水較發(fā)育，對于構(gòu)造低部位的生產(chǎn)井，分層配注油井射開程度過大，可能會出現(xiàn)次生底水突破快，油井含水上升快，造成水淹嚴重的現(xiàn)象，為油田后期的調(diào)整造成困難，且分層配注對工藝技術(shù)要求高，成本高，因此，不建議采用分層配注。

圖10 分層配注與底部注水推薦方案開發(fā)效果對比

3.3 注水參數(shù)敏感性分析

3.3.1 地層壓力保持水平 分析地層壓力保持在55 %～95 %井組的累產(chǎn)油情況（見圖11）發(fā)現(xiàn)，合理地層壓力水平對碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)至關(guān)重要，地層壓力維持的水平越高，累產(chǎn)油量相對越多，但是由于注入能力的限制，要維持較高的地層壓力水平，需要增大注水井的射開程度，此時，含水上升速度加快會限制產(chǎn)油，從結(jié)果來看，地層壓力維持在原始地層壓力的80 %～85 %的水平開發(fā)效果最好。

圖11 不同地層壓力水平情況下累產(chǎn)油量對比

3.3.2 注采比 對比不同注采比情況下累產(chǎn)油（見圖12）發(fā)現(xiàn)，初始注采比越大，地層壓力恢復速度越快，油井產(chǎn)能提高越快，累產(chǎn)油量相對也越大；但是，當注采比大于1.5 以后，累產(chǎn)油增加幅度變緩，增油效果并不明顯；同時，考慮到注采比越大，對注水量的要求越大，對工程設(shè)備的要求越高，且注采比過高會造成較大外溢量，注水利用率低，成本也較高，因此，初始注采比定為1.5 開發(fā)效果較好。

圖12 不同注采比情況下累產(chǎn)油量對比

4 結(jié)論

（1）厚層碳酸鹽巖儲層注水壓力低、注水指數(shù)高，縱向連通性好，采用底部注水比較合理，有利于延長無水采油期和控制含水上升速度，比較充分地發(fā)揮重力的有效驅(qū)油作用，形成比較穩(wěn)定的驅(qū)油前緣，從而擴大水驅(qū)波及范圍，提高驅(qū)油效率，其開發(fā)效果相比分層配注要好。

（2）合理地層壓力水平對碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)至關(guān)重要，對于飽和壓力低，油井自噴能力弱的油田，在開發(fā)的前期與中期普遍保持較高的地層壓力水平，使油井具有較高的生產(chǎn)能力，研究表明，地層壓力維持在80 %左右既能保證油井有較高生產(chǎn)能力，又能有效控制含水率上升，注水開發(fā)效果最好。

（3）對于邊底水能量弱，壓力下降速度快，衰竭幅度大的碳酸鹽巖油藏，注采比越大，地層壓力恢復速度越快，油井產(chǎn)能提高越快，累產(chǎn)油量相對越大，但注采比大于1.5 以后，累產(chǎn)油增加幅度變緩，增油效果不明顯，注采比定為1.5 左右開發(fā)效果最好。