碳酸盐岩油藏开发技术对策探讨

2022-09-12

一、开发技术政策是依据开发方针的要求, 结合所开发油藏的特点和应采取的工艺技术手段, 制定出开发技术政策

根据碳酸盐岩油藏的开发实践, 其开发技术政策主要包括如下方面:

1. 确定油藏合理的采油速度, 保证油藏有较长的无水期和稳产期;

2. 采取以自喷为主的开采方式, 保证油井高产;

3. 注水方式要适应碳酸盐岩油藏的特点, 研究合理的压力保持水平;

4. 井网密度和布井方式一般采用顶密边稀的方式布置, 使单控储量相近;

5. 从油藏特点出发决定完井方式, 既能发挥油层生产能力, 又便于进行各项工艺措施, 同时也应考虑经济效益;

6. 确定改造油层的主要采油工艺技术;

7. 建立油田监测系统, 取全取准资料;

8. 开展室内和现场的开发试验。

碳酸盐岩在开发过程中可能会出现各种复杂问题, 需要及时研究并制定各种技术政策界限。

二、井网密度

1. 碳酸盐岩油藏井网密度影响因素

碳酸盐岩油藏井网密度的影响因素主要考虑以下几个方面:

(1) 、一般碳酸盐岩油藏都为裂缝性油藏, 储层的渗透率高, 单井产量高 (达数千吨) 。投产少数油井即可达到区块的采油速度要求, 因此对碳酸盐岩油藏来说, 满足采油速度要求不是井网密度考虑的主要因素。

(2) 碳酸盐岩油藏除考虑井间干扰外, 还要考虑减少水锥高度, 有利于油水界面比较均匀的上升, 提高油层的波及系数。

(3) 底水油藏水驱油过程以垂向驱油为主, 当井网比较稀时单井采油强度必然就大, 油井附近水锥严重。井距过大, 单井产量高, 造成油井见水时的波及系数比较小, 无水采收率低, 油井见水后稳产难度大。反之, 适当加密井网、降低单井产量可以明显减小水锥高度, 增加油井见水时的波及系数, 从而延长无水采油期和稳产期。

(4) 经济效益好, 多钻井需增加钻井和地面建设投资, 但可提高采收率, 降低水油比, 减少耗水量, 提高经济效益。

2. 层状边水油藏井网密度的确定

油层厚度比较薄的层状油藏以横向驱油为主, 确定井距主要考虑油层连通情况、采油速度和经济效益;厚层边水油藏虽没有底水, 但是随着边水或注入水推进, 油井陆续出现底水, 重力作用不容忽略, 所以也应该考虑控制水锥高度, 井网不能过稀, 防止单井采油强度过大。

三、布井方式

整个块状底水油藏为一个连通体, 油井的见水时间与油层厚度的平方成正比, 油层厚度越大, 油井见水时间越晚, 无水采收率越高, 稳产时间越长, 块状底水油藏构造顶部含油高度大, 一般来说储层厚度也大, 边部含油高度小, 储层厚度也小, 因此采取顶密边稀不均匀的布井方式效果比均匀布井好。不仅稳产期比较长, 稳产期采出程度也比较高, 累积水油比低, 经济效果也比较好。

对于层状边水油藏纯油带内一般可采用均匀布井, 过渡带可根据具体情况区别对待, 当地层倾角较陡时, 过渡带范围小, 可不布井, 当过渡带宽度较大时可布少量井。

三、采油速度

1. 采油速度对无水采收率和稳产年限的影响

对碳酸盐岩块状底水油藏延长无水期是保持油田稳产的一个重要因素。碳酸盐岩油藏油井见水后放大生产压差, 底水沿裂缝到达井底, 液量提高, 油量增加幅度小, 水量增加幅度大, 使得含水上升加快, 水油比增加, 油井一旦见水很难稳产。因此, 碳酸盐岩油藏的无水采油期就是稳产期。

采油速度的高低决定了油水界面上升的速度, 单井采油强度和生产压差的大小决定了水锥高度。根据数值模拟结果, 分析实测油水界面深度和分层试油资料, 油藏在开发过程中的油水界面 (裂缝系统油水界面) 呈现顶部高 (生产井密、采油强度大) 、边部低 (生产井少、产量低) 的形态, 相当于一个大的水锥, 每口生产井附近形成一个小的水锥。油水界面上升快慢取决于采油速度的高低, 单井水锥高度取决于油井产量高低和生产压差的大小。

适当降低采油速度可以减缓油水界面上升速度, 延长无水采油期, 提高无水采收率, 有利于油田稳产。

2. 采油速度对采收率和经济效益的影响

室内物理模型实验和数值模拟计算结果表明, 采油速度越高, 最终采收率越低。注水速度越高, 无水采收率与最终采收率都低, 在相同含水条件下采油速度越低, 采出程度越高, 累积水油比越大, 经济效益就会下降。

对于天然水驱能量比较充足的小型碳酸盐岩潜山油藏, 应分析边底水能量所能满足的采油速度, 因此采用天然水驱开采, 油水界面推进相对比较均匀, 可有效提高采收率。

碳酸盐岩油藏采油速度的选择, 应在满足产量要求的前提下, 使得无水采收率高, 稳产时间长, 油水界面上升速度慢, 驱油效率高, 并达到较高的采收率和较好的经济效益。

四、开采方式

开采方式包括两方面内容, 一是对油藏来说是采用天然能量开采还是人工补充能量的方式开采;二是油井是自喷生产还是机械采油。

1. 油井的开采方式

随着油田开发的不断进行, 油井由自喷逐渐转为机械采油是必然规律, 碳酸盐岩油藏也不例外。碳酸盐岩油藏裂缝发育、渗透性好、油藏连通好, 油井见水后由自喷转为机械采油, 加大生产压差往往使裂缝中的水大量采出, 油井产液量提高, 但是主要是水量增加, 油量增加的幅度很小, 导致水油比增加, 开发效果变差。有效地堵住出水裂缝、放大生产压差充分发挥次要裂缝的作用, 才能受到较好效果。碳酸盐岩油藏油井产量比较高, 机械采油对泵排量要求比较高。油井应尽可能的保持自喷生产, 既能获得高产, 又能获得较好的经济效益。

2. 油藏开采方式

对于大中型碳酸盐岩油藏一般都需要人工补充能量开采, 以便使油井有比较充足的生产能力并保持油井较长时间的自喷生产期。大量生产资料说明, 油井无水采油期只要压力保持稳定, 油井产量也是稳定的, 随着地层压力的下降, 油井产量也下降, 对于天然能量充足的小型潜山油藏可采取天然能量开采, 后期可采用人工注水来补充地层能量。

3. 注水方式

对连通性好、物性好的块状底水碳酸盐岩油藏, 采用边底部注水可以充分发挥重力作用, 使油水界面由下向上比较均匀的推进。

对边水层状油藏, 如果油层厚度较大, 仍应采用边部注水;如果层间隔层较厚、且起封隔作用, 则可采取分层边底部注水;对油层厚度较薄的层状油藏, 可采用边部与内部点状注水相结合的注水方式。实践证明当油层倾角较大时顶部注水效果差, 应采用边部腰部注水, 油层倾角缓、含油面积比较大的油藏, 也可采用边部与内部相结合的方式, 但内部注入量不宜过大。

4. 压力保持水平

碳酸盐岩油藏压力保持水平要考虑两个因素:一是保证油井有较长的自喷期, 二是避免注采比过高, 造成较大的外溢量。

碳酸盐岩油藏大多数饱和压力很低, 油气比小, 油井自喷能力弱, 必须保持较高的压力水平才能保证油井自喷生产。油田开发末期可采取降压开采来提高采收率。

六、完井方式

对于块状底水油藏特别是油层厚度大、裂缝发育、连通好、油水界面一致的油藏, 采用先期完井法。将生产套管下至油藏的上覆地层底部或油层顶部, 然后射开油层裸眼完井。这种方法的优点是钻井工程简单、周期快、成本低、油井完善程度高、油井产量高, 不足之处是未打开部分的油层地质情况不清楚, 开发过程中进行分段改造的工艺措施实施难度较大。

裸眼完井必须严格控制射开程度, 开发前期射开程度应控制在20%~30%以内, 碰到较好的裂缝发育段即可完钻。油井见水后, 采取压锥措施、打水泥塞或下封隔器卡堵下部出水层段后, 仍能取得较好的效果。开发中后期, 所钻调整井由于油水界面上升, 纯油厚度减少, 若射开厚度过小而又未钻遇裂缝发育段, 则油井难于投产, 因此射开程度可适当加大。

对于层状油藏油层厚度不大、非均质性严重、油水界面复杂的油藏, 应采用下套管射孔完井的方式, 有利于认识油层、充分发挥每个层的作用, 更有利于后期进行分层改造措施的实施。

结束语

开发部署正确与否取决于对油藏地质的认识程度, 取全取准各项资料, 充分对第一手资料分析研究, 加深对油藏的认识。大中型碳酸岩油藏成功的开发策略应该在一个较长的时期内实现油田高产稳产、达到较高的采收率和较好的经济效益。当对小型碳酸盐岩油藏地质认识比较清楚时, 可考虑以较高的开采速度开采, 以便尽快回收投资。

摘要：正确的开发部署是开发好油田的基础, 部署正确与否, 衡量的标准是最大限度的适合油田地下情况, 充分考虑碳酸盐岩油藏的特点, 获得较高的采收率和经济效益。开发技术对策的制定是油藏开发策略制定的保障, 准确有效的技术对策是油藏开发效率的前提。本文通过实践经验总结了碳酸盐岩在开发过程中的开发技术对策, 从井网密度、布井方式、采油速度、开采方式和完井方式等方面进行了充分论证, 对碳酸盐岩的开发和评价具有一定的借鉴意义。

关键词：碳酸盐,技术对策,采油速度,驱油效率