碳酸盐岩油藏注水开采

碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，表现在储集体三维空间的复杂性，缝洞体连通关系的多样性以及油水关系的复杂性，部分井油井可能会出现排出一定水后含水下降，或是注水初期排水，后期甚至不含水的现象。

借鉴排水采气的基本思路，生产中采用排水采油工艺矿场试验和研究，为底水油藏的高效快速开发提供新的开发思路和开发方法。

标签：碳酸盐岩油藏;储层复杂性;含水上升;排水采油现场实践生产中，有时含水只是假象，储集体内剩余油丰富。

对于一些已含水井，当排水量达到一定值时，油井可以重新恢复无水生产。

对于这种形式的井，若降低采液量来减缓含水上升的速度，无疑不利于油田的高效生产。

结合地质资料及生产特征，认识排水采油的生产工艺有利于油田的高效生产。

1 排水采油生产方式塔河碳酸盐岩排水采油方法及原理不同于其他油田，由于塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，存在一定封存水、钻遇油水界面、隔油式、隔水式储集体，油井可能会出现排出一定水后含水下降的现象，称为排水采油。

1.1钻遇油水界面塔河油田碳酸盐岩油藏油水关系复杂，直接钻遇水体的概率高。

钻遇油水界面如图1（a）。

生产过程中表现为供液较充足，一直含水，累产水油比较大，关井压锥效果差;区域具有一定水体。

抽水一段时间后，油水界面下降，含水逐渐下降为0%。

此类井小工作制度排水，产油期间需小工作制度控制。

1.2钻遇储集体下部钻遇储集体下部即井眼位置偏低的地质特征：一般处于构造的斜坡位置，或进山较深;地震剖面显示产层段上部有异常反射体，如图1（b）。

生产典型特征是注水排水、修井漏失排水，此类油井模型往往在注水排水后才得以验证。

初期排水一段时间后，含水逐渐下降，后期采油。

此类井可维持目前生产或深抽，后期注水考虑适当减少注水量。

1.3裂缝连接储集体裂缝连接的储集体，注水采油或是修井后，井筒附近有部分储集空间（微裂缝等）的油置换不出来，必须先将水排出，才能采出油。

塔河碳酸盐岩油藏注水替油技术研究与应用的开题报告一、选题背景塔河油田是我国重要的油气田之一，其油藏类型主要为碳酸盐岩油藏。

由于碳酸盐岩的特殊性质，使得注水替油技术在该类油藏中应用较为广泛。

然而，目前塔河油田注水替油技术的研究和应用还存在一些问题，如注水产生的沉积物堵塞孔隙，经济效益不高等。

二、选题意义注水替油技术是提高油田开采效率和延长油田寿命的重要手段之一。

针对塔河油田的特殊地质条件和油藏特点，研究和应用注水替油技术具有重要意义。

通过建立合理的注水替油模型和优化注水方案，提高注水效果，减少沉积物对油井的影响，推动塔河油田的可持续发展。

三、研究内容1. 分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术优缺点。

2. 建立塔河碳酸盐岩油藏注水替油模型，探究影响注水效果的因素。

3. 通过现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果。

4. 分析经济效益和环境影响，评估注水替油技术的可行性和应用前景。

四、研究方法1. 收集相关文献，分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术的优缺点。

2. 建立注水替油模型，运用数学模拟方法和物理模拟方法分析模型的可行性，并提出优化方案。

3. 进行现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果。

4. 评估注水替油技术的经济效益和环境影响，分析其可行性和应用前景。

五、预期成果1. 建立塔河碳酸盐岩油藏注水替油模型，探究影响注水效果的因素。

2. 提出优化注水方案，提高注水效果，减少沉积物对油井的影响。

3. 分析经济效益和环境影响，评估注水替油技术的可行性和应用前景。

4. 发表相关学术论文或专著，为其他类似油田的注水替油技术提供参考。

六、进度安排1. 第一学期：收集相关文献，分析塔河碳酸盐岩油藏特点和注水替油技术优缺点，建立注水替油模型。

2. 第二学期：运用数学模拟和物理模拟方法分析模型可行性和提出优化方案。

3. 第三学期：进行现场实验和模拟计算，验证模型的可行性和优化方案的效果，分析经济效益和环境影响，并撰写论文。

155缝洞型碳酸盐岩油藏储集空间是不同尺度的大型溶洞和裂缝，基岩不具备储渗能力[1]。

缝洞发育规模及形态不一，储集体分布不均、远井储集体导流能力差[2]。

缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率贯穿其整个开发阶段[3]。

通过油井井储关系分析及矿场试验，形成了高压扩容注水提高剩余油动用技术[4-5]，可有效解决油藏水驱动用程度低、波及范围小等问题，达到提高储量动用程度目的。

1 碳酸盐岩油藏高压扩容注水机理当油井能量下降时，通过实施注水替油补充油井能量，因油水界面抬升、远井端无有效供给等原因，常规注水替油效果有限[6]。

高压扩容注水以常规注水替油为基础，借鉴水力压裂造缝原理，达到扩大注水波及范围、提高储集体动用程度目的。

其机理：一是提高注水压力补充远端储集体能量；二是改善储集体间裂缝导流能力。

2 高压扩容注水选井方法高压扩容注水井应满足：①储集体发育程度高、连通基础好；②井周存在未动用储集体，且位置相对较低；③储量规模满足经济开发下限。

利用静态资料识别井周储集体分布及规模，结合生产动态和注水指示曲线判断井周储集体动用情况，动用程度低则可实施高压扩容注水。

根据注水指示曲线见图1，利用物质平衡方程，得到不考虑岩石和水压缩系数的二套储集体规模、周期注水量计算公式[6]，见式（1）-（4）。

动用一套储集体：（1）动用一套+二套储集体：（2）由上述方程可知：（3）其中：N 1、N 2、N 0为一、二套储集体地质储量，累产油量，104t；W 为累注水量，104t；l 1、l 2为阶段1、2曲线斜率，无量纲；B oi 、C 0—原油体积系数、压缩系数；V 1、V 2为一、二套储集体体积，m 3。

周期注水量（W i ）：（4）其中：ΔP —设计二套储集体补充压力，MPa；P i —二套储集体原始地层压力，MPa。

3 高压扩容注水现场应用针对高注采比失效井和低注采比效果变差井，通过高压扩容注水突破近井储集体，扩大或恢复泄油半径。

碳酸盐岩油藏单井注水替油注采方案优化摘要：在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行注水替油试验，可大幅度提高原油采收率。

注水替油技术是选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油，并优先选择溶洞型储集体油井；注水替油前要尽可能利用天然能量，在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油。

桩西古潜山对地层能量低、连通性差、面积小的单元或井区，考虑了进行单井吞吐试验以提高采收率，并对单井周期注入量、注入速度、焖井时间等参数进行了优化。

关键词：桩西古潜山单井注水替油提高采收率注采方案统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降，地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～32% 。

特别是储集体规模较小的单井缝洞单元，由于其相对封闭，没有其它能量的供给，能量不足造成的产量递减更为突出。

2012年以来，桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。

1 地质概况桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。

其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。

储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。

裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。

溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。

潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。

油藏属常温常压系统。

2 注水替油机理主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量，恢复地层压力；其次是利用重力分异的原理，在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中，置换其中难以采出的剩余油。

油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率。

碳酸盐岩缝洞型油藏定量化注水提高采收率技术根据碳酸盐岩缝洞型油藏地质特征，依托油藏工程方法，利用油藏物质平衡原理，结合现场实验，分析了缝洞型碳酸盐岩油藏定量化注水技术。

该技术实现了缝洞型油藏注水时机的准确把控，可有效保持油藏能量及泄油半径。

对于单井缝洞单元注水替油井实现了周期注水定量化设计，对于多井缝洞单元水驱井组，通过采油井分水量计算，实现了注采井组多流线差异化定量水驱及均衡波及。

该技术的使用对碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发，有效提高油藏采收率具有重要的意义。

标签：碳酸盐岩;缝洞型油藏;物质平衡方程;定量化注水;采收率一、地质背景塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起區南坡阿克库勒凸起南部，是典型的奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞型油藏（漆立新，2014）。

受多期构造岩溶控制，储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主，基岩基本不具备储渗能力，储集体非均质性极强，空间分布复杂（李阳，2013;金强等，2013）。

开发过程中普遍出现含水快速上升，产量递减快，常规开发手段开发效果不理想，采收率较低。

二、定量化注水理论依据2.1单井注水替油生产实践表明，储集体发育程度越好，规模越大，其注水替油效果越好，尤其以溶洞型储集体效果最好。

2.2单元注水开发实践表明，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏有相当一部分注采单元为一注多采或多注一采模式，要保证注水过程均衡波及，需要精准确定每口受效井的分水量。

同理，可根据油藏物质平衡原理，计算单元中受效井的分水量。

定量化注水技术可以实现单元注水量的定量化配注与调整，通过调整生产压差、注水参数等方式，来调整井间压差，从而分配引导分水量，使得同一注采井组中，不同受效井均达到注采平衡，均衡波及。

三、定量化注水生产实践3.1注水替油井的定量化注水实践以A井为例，该井钻完井过程中发生少量漏失（205.5m3），钻遇溶洞型储集体。

投产即带水，累计产液2442t，产油2164t后停喷转抽，生产过程中与邻井无明确动态响应，为典型的定容性单井缝洞单元。

碳酸盐岩油藏的开发及提高采收率技术前言碳酸盐岩油气田在世界油气田的分布中占有重要地位。

据统计，全世界 236 个大型油田中，砂岩油藏占 59％，碳酸盐油藏约占 40%。

碳酸盐岩油藏以灰岩和白云岩油藏为主，目前，世界上已有 40 多个国家和地区在近 60 个沉积盆地中找到了碳酸盐岩油气田，其原油产量约占世界原油总产量的 65%，主要来自位于中东、墨西哥和加拿大等地的碳酸盐岩油藏，如：伊朗的阿兹马里灰岩油藏、墨西哥的孔洞型碳酸盐油藏、北海的白垩统油藏等。

碳酸盐岩油气富集的类型，除大型隆起富集带、生物礁型富集带等以外，潜山也是一种重要的富集类型。

潜山油气田包括构造隆起潜山油气田、岩性潜山油气田和断块潜山油气田，我国的潜山油藏多属于断块潜山油气田。

碳酸盐岩油气藏在储层结构和驱替机理上与砂岩油藏相比有一些本质的区别，在开发与开采方面也具有一系列特殊性。

开发这类油藏的关键是搞清其地质特征，特别是裂缝和溶洞的发育情况及其对开采的影响。

目前，胜利油田已找到了 15 个潜山油田，地质储量达 1.53 亿吨。

碳酸盐岩潜山油藏成为重要的开发对象和原油生产的重要来源之一。

针对这一情况，广泛调研了国内外碳酸盐岩油田的碳酸盐岩油藏的分类及特征、开发方式及开发经验、提高采收率技术的应用等方面的内容。

通过对国内外有关碳酸盐岩油田的文献和资料分析，并结合胜利油田碳酸盐岩油藏的类型和特点，对国内外部分油田（重点是碳酸盐岩潜山油藏）在开发与提高采收率方面的做法及成功经验进行了总结，供领导和科研人员参考。

一、碳酸盐岩油藏的分类及特征(一) 国外碳酸盐岩油气藏的分类由于碳酸盐岩储层的多样性，对碳酸盐岩油藏进行简单的分类是很困难的，依据强调的不同特征，分类体系也各不相同。

以下是近年来国外几种较常用的分类方法。

1 以岩相和成岩特征的分类方法被认为是一种实用的分类体系该方法把碳酸盐岩储层主要分为六类：①碳酸盐岩砂；②碳酸盐岩建造／骸晶堤；③前缘斜坡/碎屑碳酸盐岩；④深海白垩岩／白垩质陆硼石灰岩；⑤泥质白云岩；⑥岩溶／裂缝碳酸盐岩。

碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律研究——以塔河油田为例的开题报告一、选题背景及意义碳酸盐岩储层是全球重要的油气资源储藏类型之一，占据着全球石油储量的40%以上。

碳酸盐岩储层的缝洞类型油藏是其中的主要类型，其油气开发成本高、开发难度大等问题一直制约着油田的开发利用。

因此，在碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发中，深入研究其开发规律，制定科学合理的开发方案，具有重要的现实意义和理论价值。

本研究以中国大型油气田之一的塔河油田为研究对象，通过对其碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律的深入研究，旨在为该区域油气资源的高效、可持续利用提供一定的技术支持。

二、研究内容和方法1. 碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律探究通过油藏地质特征、地质构造、油藏物性等因素对碳酸盐岩缝洞型油藏进行分析，探究其注水替油开发的规律。

2. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发现状分析收集塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发的现状和历史生产数据，分析其开发中所遇到的问题和挑战。

3. 油藏物性和注水方案对注水替油效果的影响分析通过对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏物性特征的分析，结合不同注水方案进行实验研究，分析注水替油效果的影响因素，制定合理的注水方案。

4. 油藏数值模拟建立塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的数值模拟模型，通过对模型的模拟实验，验证注水替油方案的可行性。

三、预期成果及创新点1. 研究得出塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发规律和适用的注水方案，为该油田的注水替油开发提供技术支持。

2. 发现注水替油效果受油藏物性和注水方案影响，制定合理的注水方案可以提高注水替油效果，具有一定的创新性。

3. 本研究可以为其他碳酸盐岩缝洞型油藏的注水替油开发提供借鉴和参考。

四、研究进度安排1. 文献调研和分析：2021年2月-2021年4月2. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发现状分析：2021年4月-2021年6月3. 油藏物性和注水方案对注水替油效果的影响分析：2021年6月-2022年2月4. 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的数值模拟：2022年2月-2022年10月5. 结果分析和论文撰写：2022年10月-2023年3月五、参考文献1. 王志奇. 碳酸盐岩油藏水驱开发中注水方案的优化[J]. 大行天下, 2008(10):35-38.2. 于大浩. 注水量对强缝性碳酸盐岩油藏注水替油效果的影响[J]. 油气地质与采收率, 2007, 14(1):5-9.3. 赵晓楠, 王敬波. 碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油开发技术[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6):100-107.4. Adibhatla B, Mohanty K K, Panigrahi A K. Reservoir characterization of a fractured carbonate reservoir using well logs and seismic data in western offshore, India[J]. Journal of PetroleumExploration and Production Technology, 2019, 9(4): 3007–3024.。

异常高压碳酸盐岩油藏二次采油技术随着石油资源的逐渐枯竭，油田开采难度不断增加。

对于异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术，研究人员进行了大量的实践和探索。

异常高压碳酸盐岩油藏是指地下储层中的压力远远高于常规油藏的油藏。

在这种油藏中，采取传统的采油方法已经不能满足需求，因此需要采用一些特殊的技术手段。

首先，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，常用的一种方法是注水压裂。

通过向油层注入高压水，形成压裂裂缝，从而增加油层的渗透率，促进油的流动，提高采油效果。

这种方法适用于油层孔隙度较小、渗透率较低的情况。

其次，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，还可以采用CO2驱油技术。

CO2是一种常见的驱油剂，能够增加油层的压力，同时与油层中的原油发生反应，形成溶解气体，促进原油的流动。

此外，CO2还可以改变油层的物理性质，减小油层的黏度，提高采油效果。

此外，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术中，还可以采用水驱技术。

这种技术利用水的低粘度和高渗透性，将水注入油层，形成水驱前缘，从而推动原油向井口流动。

同时，水还可以改变油层的物理性质，提高采油效果。

当然，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术还有很多其他方法，如热采技术、化学驱油技术等。

这些方法都是根据油层的特点和需求进行选择的。

在实际应用中，研究人员需要根据油藏的地质条件、油层特性以及经济效益等因素进行综合考虑，选择合适的二次采油技术。

总之，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术是针对特殊油藏的一种技术手段。

通过采用注水压裂、CO2驱油、水驱等方法，可以提高油藏的采收率，延长油田的寿命，为石油资源的开发和利用提供了有效的技术支持。

未来，随着科技的不断进步和油藏开采技术的不断创新，异常高压碳酸盐岩油藏的二次采油技术将得到更广泛的应用。

（下转第112页）1 注采受效初期注采初期的油井，井间剩余油较多，注入水在注采井间尚未形成窜流通道。

此时采用水井控注或油井控液的方式，使注入水缓慢均匀地推进有助于扩大波及体积，避免水窜。

采用注水井控注如TH10328-TH10332CH井组，TH10328井大排量注水时含水率迅速上升至高点，而对TH10328井控制注水量，其注采比控制在0.8-1，含水率下降并维持在一个平稳的水平，防止了含水率的快速上升，见图1-1。

对生产井采用控液的方式，如TH12206-TH12202井组，以日产液40t/d的工作制度下含水率陡升，当控制工作制度在较低水平时，含水率显著下降，并长时间维持在较低水平，见图1、图2。

图1 TH10328-TH10332CH注采曲线图2 TH12206-TH12202注采曲线2 注采受效中后期此阶段注采井间可动用的剩余油逐渐被采出，注水达到一定程度，一方面已有的注采模式效率越来越低；另一方面含水率存在上升的风险。

此时进行注采关系、注水方式等的优化，实现均衡注水，提高注水波及效率，改善水驱效果。

1）实行双向、多向注水。

改变“一注一采”单向注水格局，调整注采关系，实行双向注水、多向注水、低注高采、洞注缝采以及低产、低效井适时转注等手段，进一步扩大波及体积，实现均衡注水，防止水窜。

如T403/TK420CH/TK446CH-TK469井组,平面上TK469井存在多条联通通道，早期TK446CH井注水，TK469井明显受效，油井含水率保持一个稳定的值，在后期，油井含水率从50%迅速上升到80%；后期T403井、TK420CH井相继专注，TK469井含水率从50%下降到20%，并保持长期的稳定状态，见图3。

图3 T403-TK420CH-TK446CH-TK469注采曲线2）注水方式优化。

因储集体类型不同而阶段采取的注水方式而有所不同。

在注水受效的中后期，采取周期注水方式对井组控水是非常有效的。

塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田是中国最大的碳酸盐岩油田之一，其中以稠油为主，油藏类型以碳酸盐岩为主，由于地质条件复杂，油藏性质独特，采油工艺实现的技术创新和突破一直是石油工作者们不断探索和努力的方向。

稠油采油技术一直是塔河油田的重点技术之一，下面我们就来了解一下塔河油田碳酸盐岩稠油采油工艺技术。

一、碳酸盐岩稠油特点碳酸盐岩属于非常复杂的油藏类型，具有孔隙度小、渗透率低、粘度大、粘沙岩、泥雾岩和页岩等特点。

在油藏中，稠油主要是以油滴的形式存在的，其中含有大量的沉积物和杂质，粘度通常在1000mPa.s以上，密度大于0.9g/cm³。

碳酸盐岩稠油还存在着气体溶解度低、油藏温度高、岩石的成岩作用和成藏过程复杂等特点。

稠油采油技术需要克服油藏渗透率低、稠油粘度大、高含杂质等特点，实现高效稠油开发。

二、碳酸盐岩稠油采油工艺技术1. 地质勘探技术地质勘探技术是碳酸盐岩稠油采油工艺的首要环节。

通过地质勘探技术，可以掌握油藏的地质构造、油气分布规律、岩石圈闭性等关键信息，为后续的综合开发提供重要依据。

在碳酸盐岩稠油采油过程中，地质勘探技术可以辅助确定沉积层、分析岩性、控制沉积期、识别多次侵入等地质构造特征。

还可以辅助在地层压力、地层温度和油气运移方面定量研究，为后续稠油采油提供有力的地质依据。

2. 稠油开发技术稠油开发技术是碳酸盐岩稠油采油工艺的核心内容之一。

在稠油开发技术中，主要是通过高效的采油装备、先进的注水技术、改进的油井开发方式等手段，实现对稠油的高效开采。

在研究和实践中，通过改进采油设备，扩大采油范围，提高采油效率等途径，可以提高碳酸盐岩稠油的采收率，降低采油成本。

3. 油井注水技术注水技术是碳酸盐岩稠油采油工艺中极为重要的环节之一。

通过注水技术，可以提高油藏压力，改善油藏物理性质，增加油藏动用能力，提高采收率，并且可以提高采油效率。

在注水技术中，要确保注入的水质纯净，确保注入的水量符合地层容量的要求，并且要保证注水井的位置合理，以达到最佳的油藏压力增量。

碳酸盐岩油藏中各技术世界油气资源主要来自碳酸盐岩油藏。

碳酸盐储层通常为低孔隙度，而且可能含有裂缝。

碳酸盐岩储集层都是具自然裂缝的地层，具有孔隙度和渗透率不均匀分布的特性。

在碳酸盐岩(尤其是岩石基质中)处于低渗透率和低孔隙度的状态时，储层中流体的流淌很可能完全取决于裂缝系统的状况；而岩石基质仅仅起一个油源的作用(类似于敏密砂岩层和自然气流)。

假设是孔隙型碳酸盐岩，裂缝系统可能造成注入流体对储层的不均匀涉及，从而使其过早突破进入生产井，结果是采收率下降。

众多的争论者把碳酸盐储层的含油丰度作为争论目标，试图刻画其非均匀性，将不同类型的裂缝性储层分门别类，并确定哪些岩石特性和流体性能对最终采收率有打算性的影响。

1、水平井注水技术：水平井注水技术作为一项兴的技术，是由Taber 在1992 年为提高传统注水方式效率而提出的。

Taber 指出，在低井口压力下，水平井的注入速度比直井快，因而原油开采速度快：且相对于直井的驱替方式，水平井注水的线驱方式能更有效地提高驱替效率．因此，水平井注水能到达更好的效益。

水平井注水技术作为一种高效的油气田开采技术。

水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有可极大的改善作用。

虽然水平井注水较直井注水具有上述的优势。

但它并不是万能的。

水平井注水能增大注入量，降低油井气油比。

降低注入压力．增大了产油量，与配套水平产油井生产效果良好。

准确地质导向技术确保水平钻井的成功，最大限度地确保钻井的成功率。

利用水平井进展注水开采，可极大提高二次采收率，获得较高的经济效益。

同时，水平井注水开发技术是一项系统工程，涉及地质、油藏、钻井、采油工艺等各个领域，需要多学科协同治理，应加强争论适合水平井注水相关后续配套措施，以便到达更好的开发效果。

水平井水驱采油具有的优势是：①和直井相比水平井注水时的压力降不会集中在某一点而是分散在比较长的泄油井段上压力降较小油水界面变形也小井到达油水界面的距离大所以可以推迟井的突破或使含水量增加缓慢②水平井与井之间的泄油均匀性可使前缘均匀推动因此当有多一样时流淌时流度比条件越不利水平井的优势就越明显③在低渗透油藏或低渗透层钻水平井可以提高注水力量及产油力量削减油藏注入水的补充时间注水见效早④在开发中后期老区油田时钻加密井是改善直井水驱后涉及效率的一项有效措施但是水平井可以通过侧钻、分支钻井等取得比钻加密井更好的效果⑤在薄层油藏中水平井注入速度接近于线性注水速度。

随着工业生产的逐渐扩大和私家车的普及，人们的日常生活对于油气有很强的依赖性。

在我国的北方地区有较多碳酸盐岩结构，其中存储的油气具有分布不连续、存储量差异大等特点，其开采的技术难度较大，需要做好前期的探测工作，提升油井的开采效率。

在过去，由于受到技术条件的限制，无法正确认识岩石储层结构特点，对于很多碳酸盐岩油藏没有进行完全的开发。

在技术不断进步的条件之下，已经能够更好的实现油藏开发工作。

一、进行碳酸盐岩油藏开发中存在的不足1.对内部结构认识不足碳酸盐岩由于容易受到流水冲击产生孔洞，油气在其中的分布十分复杂，必须加强重视前期的探测工作，才能够选择有针对性的开采技术手段。

在碳酸盐岩的内部有许多不连续的孔洞，大部分的油气都分散在其中。

但是由于这些孔洞是天然形成,并没有实现联通,在开采过程中很容易受到技术限制。

在碳酸盐岩的底部还有许多地下河流分布，如果盲目挖井采油很有可能会导致油田透水，损坏底部的油气存储或造成油气溢散，对有限的资源造成极大的浪费。

常见的油藏开发方式是通过注水进行水油交换实现的。

由于对内部结构认识不足，无法有效实现注水产油，且注入的水流很有可能带着地下的油藏一起深入到其他的孔洞内，给后续的开采带来了很大麻烦。

在这样的情况下，开发工作也可能会面临着一定问题和不足之处。

2.不同油井开采差异大油田类的油井分布可以分为单井、眼井等，油藏分布会在井下形成一定的油压，如果不同的油井开采差异较大，很可能会导致压力不均，导致井下出现压裂情况。

眼井的体积较大、深度更深，有时会在钻井时出现不同深度油层贯通的情况，引起较大的油藏损失，也会给开采人员的正常作业带来较大干扰。

在开采过程中会向油井内注水，在进行水油交换的同时也弥补了地下油量抽取过程中产生的压力损失，注水量分布的不均匀也有可能引发油层中油气流动的变化。

针对不同的油井工作人员，需要制定不同的开采方案，并合理设计注水量，增强提升油井的开采效率，减少作业过程中油气资源的损失。

低渗透碳酸盐岩油藏的多侧向注水开发李旭;Y.Bigno【期刊名称】《国外油气地质信息》【年(卷),期】2002(000)003【摘要】Saih Rawl油田（阿曼）的Shuaiba石灰岩储层是一个几乎无断层的大面积低起伏构造。

渗透率较低（1－10mD），受基质控制。

储层含有约90×106m3的轻质油（35° API），油柱高度一般为15－30m。

油田的工业生产始于油田有效引进水平井技术后的二十世纪九十年代早期，此时距它的发现已有二十年。

如今，油田的面积注水开发中运用了每口井拥有7口分支井的多侧向注水技术。

单井在储层中钻穿的裸眼总长度已达11km。

迄今，钻穿的生产井的裸眼长度是166km，注水井的裸眼长度是107km。

有着167口水平分支井，原油生产水平达到9000m3／d(60000bbl/d）。

原始开发井与其注水分支井之间的井距原先是250m，现已逐渐缩短为60m，但还是符合经济标准。

在2000－2001年间，为找到短期和长期意义上的更长远的开发目标，油田回顾了自身的开发历史。

在油田内，运用一系列的油藏管理新方法来预测储层对不同开发方案的反应效果。

为检测这些开发方案和广泛收集数据，确定出一块监测区，最后开展实验性研究和可行性研究。

此次回顾制定了短期和中短期开发活动的投资组合方案，包括加密钻井至井距为40m和在现有的注水井间补钻注水分支井；还识别出油田冀部的开发地区的上盘（油柱下部的15m）；以后将对鱼骨结构式的侧向钻井以及将水反注入现有生产井的措施进行试验，其间计划将波及优化方法，如封水法及再次增产措施法的目标定为采收率达到50％。

【总页数】8页(P86-93)【作者】李旭;Y.Bigno【作者单位】不详;不详【正文语种】中文【中图分类】TE341【相关文献】1.异常高压碳酸盐岩油藏应力敏感实验评价--以滨里海盆地肯基亚克裂缝-孔隙型低渗透碳酸盐岩油藏为例 [J], 赵伦;陈烨菲;宁正福;范子菲;吴学林;刘丽芳;陈希2.改善低渗透碳酸盐岩油藏注水开发效果的技术及应用 [J], 石秀秀;杨荣荣3.中东碳酸盐岩油藏注水开发思路与对策 [J], 宋新民;李勇4.缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发水平分级标准初探 [J],5.碳酸盐岩油藏高压扩容注水开发技术及现场应用 [J], 张晓怡因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

碳酸盐岩油藏高压扩容注水开发技术分析郑佳佳发布时间：2021-09-28T07:31:48.361Z 来源：《中国科技人才》2021年第19期作者：郑佳佳[导读] 碳酸盐岩油藏的开发和利用，是当前石油开采领域的重要难题。

中国石油冀东油田公司陆上作业区河北唐山 063200摘要：碳酸盐岩油藏的开发和利用，是当前石油开采领域的重要难题。

本文以碳酸盐岩油藏高压扩容注水开发技术为主要研究对象，针对碳酸盐岩油藏的开采工作进行多角度、多层次、多内容的论述和分析，结合笔者多年从事油藏开采工作的施工经验，以高压扩容注水技术为核心，进行深层次的论述和探索，助力相关领域的从业人员给予力所能及地帮助和支持。

仅供参考。

关键词：碳酸盐岩油藏；高压扩容注水；油藏开采引言：基于我国油藏资源的稀缺性，合理开发、高效利用我国现有的油藏资源，成为行业关注的重点和核心。

以碳酸盐岩油藏为例，其开采难度以及利用效率对比普通油田，弱势相对突出，需要借助多种现代化开采技术进行有效处理和应用，进而实现油藏资源的稳定开发。

一、碳酸盐岩油藏的主要特点碳酸盐岩油藏在注水前，对应的地质环境极为复杂，特别是原油资源之间，存在较大的差异性，不少油藏在后期开采工作中，都存在较为苛刻的开采问题，特别是油藏的渗透率、吸水性、流动性等一系列技术指标，存在较大的差异和不同。

不仅为油藏的开采工作带来前所未有的压力和难题，同时也会阻碍油藏开采工作的实施，进而导致油藏的开采成本远高于其利用价值。

因此，在进行碳酸盐岩油藏的开发工作时，需要对其油藏的特点以及各项技术指标进行严格分析，从而了解油藏在开采后可能存在的相关隐患和问题。

二、碳酸盐岩油藏高压扩容注水开发技术（一）高压扩容注水技术通常，碳酸盐岩油藏在进行油藏开发时，大多会采用高压扩容注水技术。

众所周知，由于石油与水的密度存在较大差异，因此对于油藏储备不足或者油田资源分散等碳酸盐岩油藏，需要对油藏进行高压扩容，以恒定、高效、快速的应用模式，满足碳酸盐岩油藏的生产需求。