中东碳酸盐岩油藏注水开发思路与对策

宋新民，李勇

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

近年来，中国在中东地区油气业务快速发展，已经建成中国在海外最重要的油气生产基地。中东地区主要为海相碳酸盐岩油藏，但与国内有很大区别[1-4]。中东碳酸盐岩油藏以生物碎屑灰岩为主，构造期次少，以构造圈闭为主，局部有岩性尖灭，以中生界白垩系缓坡台地和镶边台地相灰岩及侏罗系潮坪相白云岩储集层为主，受沉积及成岩改造控制。该类油藏规模大，储集层连通性好，但纵向上隔夹层和高渗层较多，以规则注采井网开发为主[5-8]。中东地区已开发油藏以孔隙型碳酸盐岩油藏为主，物性相对较好，平均孔隙度为14%～25%。总体发育边底水油藏，天然能量较弱。其中，两伊地区油田开采程度较低，以衰竭式开采为主，衰竭开发采收率为 4.5%～7.0%。目前逐步向注水开发转化，但由于油藏非均质性强、隔夹层发育且多数油藏储集层纵向物性差异大、内部存在高渗条带，先导试验表明不规则分布的隔夹层及“贼层”导致注水波及效率低、水驱储量动用效果差，注水开发面临重大挑战[9-12]。大规模的生物碎屑灰岩油藏注水开发在世界范围内都缺乏成熟经验，仍处于探索阶段，需要尽快建立这类油藏的开发模式。本文通过对中东地区多个已开发碳酸盐岩油藏的深入研究，厘清不同类型碳酸盐岩油藏注水开发存在的共性问题，提出碳酸盐岩油藏高效注水开发方式及技术对策。

1 中东碳酸盐岩油藏基本特征

中东碳酸盐岩油藏以孔隙型碳酸盐岩油藏为主，各油田均发育一套生物碎屑灰岩主力油层，对油田开发和新建产能起决定作用。通过对中东部分碳酸盐岩油藏（见表1）的研究发现，其存在以下基本特征：①主力油层全油田连续稳定分布，含油面积大（165～1 770 km2），油层厚度大（60～120 m）；②储集层主要是孔隙型生物碎屑灰岩，物性相对较好，平均孔隙度为14%～25%，渗透率为（2～38）×10-3μm2；③属正常温压未饱和油藏，原油密度主要在820～870 kg/m3；④油田储量规模大，地质储量为（3.0～55.9）×108t，单个主力油藏储量一般占全油田储量的 40%～99%；⑤油藏主要为块状边底水油藏，天然能量较弱，部分油藏为（带气顶）块状底水油藏或带气顶的油藏，油藏类型复杂多样；⑥两伊地区油藏开采程度较低，以衰竭式开采为主，并逐步向注水开发转化。

表1 中东部分碳酸盐岩油藏基础信息表

具体从岩石学、储集层结构、隔夹层、流体性质及储集层非均质性 5个方面介绍中东碳酸盐岩油藏的基本特征。

1.1 岩石学特征

与碎屑岩相比，碳酸盐岩的化学组分相对简单，但是其结构组分则要复杂得多，且溶解和结晶更容易发生，这些因素导致碳酸盐岩储集层更复杂[13]。中东地区碳酸盐岩油藏以侏罗系和白垩系为主，其中侏罗系主要为白云岩储集层，白垩系主要为灰岩储集层。从沉积环境来看，潮坪、缓坡、礁滩和斜坡环境均有储集层发育；从岩性来看，格架灰岩、砾屑灰岩、颗粒灰岩、泥粒灰岩、粒泥灰岩和白云岩均有储集层发育（见图1）。

中东地区主要碳酸盐岩储集层均沉积于清洁的海相环境，储集层中基本没有黏土矿物。碳酸盐岩中的微晶及泥晶灰岩尽管粒度较细（与碎屑岩中的粉细砂岩—泥岩的粒度接近），但仍是结晶的碳酸盐岩。同时碳酸盐沉积作用主要是原地生长，其搬运距离一般很短，不像碎屑岩经过长时间的搬运作用而沉积形成储集体。因此，受泥岩隔挡的影响，碎屑岩储集层一般具有更明显的优势连通方向。区别于碎屑岩油藏，中东地区碳酸盐岩储集层具有泥质含量少、横向连通性较好、储集体规模较大等特征，使得该类油藏压力传播快且远，这是中东海相块状碳酸盐岩油藏与国内陆相多层砂岩油藏的根本区别。

1.2 储集层结构特征

中东地区主要为孔隙型碳酸盐岩油藏，储集层发育生物格架孔、粒间溶孔、铸模孔、粒间孔、基质微孔、晶间孔、体腔孔等多种不同成因和尺度的孔隙（见图1），储集层内部孔隙结构复杂，且具有多模态特征。由图2a可知，哈法亚油田MB2-1小层孔喉以双模态为主，个别呈现多模态。复杂的储集层孔隙结构特征导致储集层孔隙度与渗透率相关性差，同一孔隙度对应的渗透率分布频带较宽（见图2b）。储集层微观孔隙结构复杂性也给后期高效注水开发带来极大挑战。

1.3 隔夹层特征

碳酸盐岩油藏隔夹层与砂岩油藏隔夹层不同，碳酸盐岩油藏一般是物性夹层，比较“隐蔽”，但在开发过程中能够起到阻隔作用。如哈法亚油田Mishrif油藏平均油层厚度119 m，储集层纵向物性差异大，根据岩心分析结果及测井电性特征将其夹层分为 3类（见表2）。其中，该油藏MB1与MB2段间发育一套厚度约3 m的相互叠置的炭质泥岩、泥灰岩及泥粒灰岩，平面上分布相对稳定；MB1-2C与MB1-2B小层间的物性夹层及差油层（起隔挡作用）也相对稳定；MB1段内从下到上Ⅱ、Ⅲ类夹层层数逐渐增多，厚度逐渐增大（见图3）。哈法亚油田Mishrif油藏隔夹层横向交错，平面展布范围较大，连续性好，是油藏划分为多套层系开发的重要基础。

图1 中东地区主要灰岩储集层岩石学特征

图2 哈法亚油田MB2-1层孔喉半径分布图（a）及Mishrif油藏孔渗关系图（b）

表2 哈法亚油田Mishrif油藏夹层参数统计表

图3 哈法亚油田Mishrif油藏南西—北东（短轴）向隔夹层分布剖面图

1.4 流体性质特征

中东碳酸盐岩油藏地下原油黏度总体偏低，绝大部分油藏地下原油黏度不超过 3 mPa·s（见图 4a），绝大多数油藏原油密度小于880 kg/m3（见图4b），以轻质原油为主。整个中东地区碳酸盐岩油藏地下油品性质较好，流动性好，油水流度比小，有利于注水开发。

1.5 储集层非均质性特征

图4 中东地区53个碳酸盐岩油藏原油黏度及密度统计图

受沉积及成岩改造作用等综合影响，中东碳酸盐岩油藏储集层平面及纵向非均质性强[13-16]。以哈法亚油田Mishrif油藏为例，地层厚度在120～350 m，多轮次的沉积旋回及不同沉积相类型叠加导致储集层纵向上非均质性极强（见图5a）。此外，成岩作用对于不同沉积相具有选择性，比如颗粒滩顶部更容易暴露而形成次生溶孔，改善储集层渗透性，从而进一步加剧储集层纵向非均质性。如MB2-2小层优质的颗粒滩顶部经暴露溶蚀后渗透率可高达数百毫达西，位于其上的MB1-2C小层属于局限台地内的潟湖沉积，平均渗透率仅为（2～3）×10-3μm2，相差数百倍（见图 5b）。不同沉积相之间原生沉积物质和沉积组构的差异以及沉积相随海平面升降的迁移造成储集层平面上非均质性强。如MB1-2层构造高部位物性明显好于边部区域，同时MB1-2层隔夹层发育，渗透率总体偏低，如何规模高效动用是一个难题。伊朗阿扎德甘油田Sarvark油藏、阿布扎比Umm Shaif油藏等也具有相似的特征。

2 注水开发原则及提高储集层动用程度的方法

2.1 注水开发原则

中东碳酸盐岩油藏具体注水开发原则如下。

图5 哈法亚油田典型井测井曲线及北西—南东向油藏剖面图

①针对中东碳酸盐岩油藏原油黏度普遍较低、总体为轻质油的特点，主体采用注水开发方式。同时，中东碳酸盐岩油藏地层水矿化度普遍较高（一般在150～200 g/L），而注入水多为简单处理后的地层水，矿化度及菌类等含量仍较高。当油井含水率较高时，不仅增加了地面产出水处理费用，也会引起油井井筒及地面管线等的腐蚀问题。因此，总的注水开发目标是保证无水和低含水期的最大采出程度并尽量避免腐蚀的产生。

②针对中东碳酸盐岩油藏普遍发育稳定物性隔夹层的特点，坚持分层系注水开发的原则。由于多数中东碳酸盐岩油藏均为中厚—厚层碳酸盐岩油藏，油层厚度大于50 m（见表1），储集层纵向物性差异大、非均质性强，同时纵向上又发育隔夹层，当采用一套井网对油藏进行合注合采时，注入水优先沿物性较好的高渗层流动并造成油井过早水淹，导致层间波及系数差异大、油井过早见水、含水上升快等问题。分层系开发可以有效改善注水开发效果，采用灵活多样的井型提高井与储集层的接触面积，从而提高注入与产出能力，利用简单适用的分层注水技术提高剖面动用程度。

③针对中东地区碳酸盐岩储集层泥质含量少、横向连通性较好、储集体规模较大等特征，注水开发适宜采用较大的注采井距。中东碳酸盐岩油藏注水开发过程中压力传播速度快，较小的井距容易导致油井过早见水。

④针对中东碳酸盐岩储集层孔隙结构多模态的特征，采取针对性的注水开发技术对策，采用点弱面强的井网进行温和注水开发，从而充分利用渗吸作用，有效驱替小孔隙中的油。如果注水速度过快，将导致注入水优先沿大孔隙或大孔道流动，小孔隙或小孔道中的油则很难被驱替出来，从而导致采收率较低。

2.2 分层系开发

针对中厚层碳酸盐岩油藏存在物性隔夹层的特点，坚持分层系开发是保证注水开发效果的前提。以哈法亚油田Mishrif油藏为例，该油藏主力油层纵向上可细分为6个小层，分别是MB1-1、MB1-2A、MB1-2B、MB1-2C、MB2、MC1，每个小层厚度约10～30 m（见图 5a）。油藏储量丰度较高，约为（140～430）×104t/km2。这些小层之间共发育5套隔夹层及差油层组成的低渗条带，其中MC1-2泥灰岩隔夹层发育于台地边缘斜坡，分布稳定；MB2-2炭质泥岩隔夹层发育于台地边缘沼泽，局部发育；MB1-2内部3套泥灰岩、粒泥灰岩隔夹层发育于台地内潟湖，薄互层交互发育，MB1-1在构造全区发育稳定的隔夹层。这些隔夹层在区域上分布稳定，加之各个小层储量丰度较高，为Mishrif油藏分层系注水开发奠定了基础。综合哈法亚油田Mishrif油藏主力油层的储集层特征和隔夹层展布情况，可以将其划分为MB1-2A+MB1-2B、MB1-2C及MB2+MC1等3套开发层系（见图 5b）。其中 MB2—MC1为底水油藏，整体物性较好，采用底部注水、中上部水平井采油的开发模式。巨厚的MB1-2低渗储集层隔夹层发育，划分为两套开发层系。

2.3 提高储集层动用程度的方法

中东碳酸盐岩油藏存在较强的平面及纵向非均质性。针对油藏平面非均质性问题，在不同区域采用不同类型注采井网进行开发。针对纵向非均质性问题，在分层系开发的基础上采用不同井型开发不同类型的储集层。目前，哈法亚油田Mishrif油藏注采井组中有水平井、多分支井、直井以及大斜度井等各种井型。哈法亚油田 Mishrif油藏 MB1-2储集层较厚、隔夹层发育、渗透率低（见图5b），该储集层划分为两套开发层系注水开发。MB1-2A+MB1-2B层展布面积最大，在油藏构造高部位部署以直井、斜井为主的五点法注采井网；在油藏构造边翼区域，油层变薄，物性变差，直井产量较低，部署排状大斜度井或斜穿多层的水平井网，实施边外注水。由于MB1-2储集层较厚、隔夹层较多、物性较差，采用大斜度井开发效果较好。大斜度井初始产量是直井的1.2倍，是水平井的1.1倍；大斜度井目前产量是直井的1.7倍，是水平井的1.4倍。鲁迈拉油田Mishrif油藏北部储集层厚、物性好，南部储集层薄、物性差，初期均采用井距900 m的注采井网，后期北部逐步加密控制不同类型储集层，南部仍维持井距900 m的基础井网。

另外，在分层系开发的基础上，通过应用简单适用的分层注水技术可以大大改善油藏整体剖面的动用状况，从而提高水驱波及效率及采收率。中国石油分层注水技术经过几十年的发展，目前发展到了第4代，可实现实时监测及不同层段配注量的自动控制，实现油藏、工程一体化的水驱开发。中东碳酸盐岩油藏主体处于注水开发初期，以笼统合注合采的开发方式为主。哈法亚油田Mishrif油藏前期主要以衰竭式开发为主，直井生产井所有射孔层段笼统生产时，主体产液层段为下部物性较好的MB2层段，厚度仅占总厚度的15%，产量却占到整体的60%以上（见图 6）。目前该油藏已经开始注水试验，下一步将在层系划分的基础上开展分层注水试验，提高剖面动用程度，延缓油井见水时间，降低含水上升速度。

图6 哈法亚油田Mishrif油藏某生产井产液剖面图

3 注水开发方式

中东碳酸盐岩油藏类型复杂多样，主要为中厚层块状边底水油藏，另外还发育块状底水油藏、带气顶的边底水油藏、薄层弱边水油藏等不同类型的油藏。通过对中东多个已开发碳酸盐岩油藏的深入研究，针对油藏各自的特点，总体上立足于开发层系的划分，提出了一套针对不同类型碳酸盐岩油藏的高效注水开发方式，具体包括顶部注气与边缘注水相结合、底注顶采（浮力托浮）和点弱面强面积井网等开发方式。同时采用灵活多样的井型提高产出和注入能力，并通过简单适用的分层注水提高储集层的动用程度。

3.1 顶部注气与边缘注水相结合的开发方式

中东部分碳酸盐岩油藏为带气顶的边底水油藏，这类油藏衰竭开发过程中，边水及气顶能量弱且能量补充有限，边水能量差异导致边水不均匀驱替，气顶附近油井容易气窜，导致产量大幅降低。针对这类油藏可以采用顶部注气与边缘注水相结合的开发方式，顶部注气可以维持气顶压力，还可以保持油气界面稳定；而边缘注水则在补充油藏压力的同时保证边水的均匀驱替，从而实现较高的平面波及系数及较高的采收率。图7为中东油田4带气顶及边水的碳酸盐岩油藏的含油饱和度分布示意图。该油藏采用边缘注水及顶部注气的开发方式，油藏边缘注水驱替效果较好，水驱前缘较一致，剩余油集中在顶部油气界面附近，油气界面基本保持不变（见图 7b）。目前该油藏采出程度已达 30%，含水率仅 11%，开发效果较好。该类油田若含油面积大，开发后期可逐步改为边缘注水、面积注水及顶部注气相结合的开发方式（见图 7c），增加注水受效井点，维持油田压力稳定及保证一定的提液能力。

3.2 底注顶采开发方式

对于底水或弱底水油藏，当隔夹层不发育时，采用底注顶采（浮力托浮）开发方式最佳。如阿曼Daleel油田、艾哈代布KH2油藏、哈法亚MB2+MC1油藏、阿布扎比 DY油藏等目前均采用这种开发方式。对于这类油藏，开发初期可采用水平井顶部采油，利用天然能量开发。待油藏压力降低后，可考虑采用直井或水平井在油水界面附近或油水界面以下进行底部注水补充能量开发。

哈法亚油田Mishrif油藏MB2+MC1层系近似为块状底水油藏，油藏物性较好。为了延长无水采油期，采用水平井顶部采油，完井位置应尽量远离底水，水平段平均避射高度建议为20 m以上。采用直井老井或新钻水平井进行底部注水，注水层位在油水界面附近及以下，目前已经开始进行底部注水试验。阿曼Daleel油田Shuaiba油藏为薄层碳酸盐岩油藏，艾哈代布KH2油藏为中厚层弱边底水油藏，目前均采用水平井线性注采井网，水平采油井顶部生产，水平注水井底部注水。其中，阿曼Daleel油田平均油层厚度10～30 m，为薄层低渗碳酸盐岩油藏（见表 1），目前采出程度达28%以上，含水率65%，开发效果较好。

3.3 点弱面强面积井网开发方式

图7 中东某碳酸盐岩油藏不同时刻井网分布及含油饱和度分布示意图（黄色部分为气顶）

点弱面强面积注采井网开发方式是目前中东碳酸盐岩油藏采用的最重要的一种开发方式。哈法亚Mishrif油藏MB1层、鲁迈拉Mishrif油藏、西谷尔纳Mishrif油藏及伊朗阿扎德甘油田等均是在开发层系划分的基础上逐步建立起完善的点弱面强面积井网进行注水开发。鲁迈拉油田初期采用900 m井距直井井网衰竭式开发，待油藏压力接近泡点压力后，逐步开展线性切割注水试验及反九点井网注水试验，目前已经开始反九点井网扩大注水试验。由于采用900 m井距注采井网，油井平均见水时间在 1年左右。后期将逐步进行井网加密并转为点弱面强的五点法注采井网开发（见图8a）。基础井网以控制Ⅰ、Ⅱ类较好储集层为主，加密井网以控制Ⅱ、Ⅲ类储集层为主（见图8b）。阿布扎比部分陆上油田初期采用边缘注水或边缘注水与顶部注气相结合的开发方式，当油田开发进入中后期以后，为了全面提高对油藏的动用程度，实现较大的波及体积，逐渐转为点弱面强的面积注采井网。

哈法亚油田Mishrif主力油藏初期部署水平井生产直井注水的排状注采井网，井排距500 m（见图9a），采用笼统注采的方式进行开发，目前基本形成了基础注采井网。通过几年的开发和先导性注水试验，暴露出这类厚层碳酸盐岩油藏层间差异大、层内矛盾突出，笼统注采导致水驱波及效率低、注水快速突进等开发问题。基于该类油藏的特点，以现有井网为基础，在尽量维持注采总井数变化不大的前提下进一步优化注采井网。为了确保油藏整体充分动用，将哈法亚Mishrif主力油藏分为3套开发层系，针对MB1-2层系，考虑到小井距易导致MB1-2油层注水快速突破、含水快速上升等问题，对原有井网进行分层抽稀部署。MB1-2油层中部500 m排状井网分层抽稀为800～1 000 m的五点法直井井网（见图9）。原井网中A、C、E、G列的采油井转换为MB1-2A+MB1-2B层五点法井网的角井，B、D、F列的注水井转为其对应的注入井（见图9b）；而 B、D、F列的采油井转为 MB1-2C层五点井网的角井，A、C、E、G列的注水井转为其对应的注入井（见图9c），这样客观上增大了各层系注采井距，避免生产井过早见水。油藏开发中后期，视剩余油的分布状况，将原先抽稀的井网合并为500 m井距的加密井网，以提高低渗储集层的动用程度。

由于中东碳酸盐岩油藏注水后压力传播快且远，一般采用较大井距注采井网进行注水开发。不论低渗油藏还是中高渗油藏，注采井距普遍大于700 m，部分油藏注采井距大于1 000 m。例如，鲁迈拉及西古尔纳Mishrif油藏采用900 m井距直井井网注水开发；哈法亚Mishrif油藏MB1-2层目前为500 m排距，后面将抽稀调整为800～1 000 m井距的注采井网；中东油田3为中渗碳酸盐岩油藏，初期采用边外注水，边部注水井与生产井的井距在2 000～5 000 m，周围生产井压力补充效果较好；中东油田 2采用边外注水，边部注水井与生产井的平均井距为2 000 m，目前采出程度19%，含水率仅15%。

4 注水开发技术对策

由于中东碳酸盐岩油藏非均质性强、孔隙结构普遍具有多模态的特征，在选择合适的注水开发方式的前提下，还需要采用合理的注水开发技术对策。注水开发中需要温和注水，保持合理的生产压差和注采比。

图8 点弱面强面积注采井网开发示意图

图9 哈法亚MB1-2油层中部井网抽稀及边翼井网注采关系调整部署示意图

对于生产井，主要是通过控制单井生产压差来实现较好的注水开发效果。通过对比中东不同物性碳酸盐岩油藏单井生产压差（见图 10）发现，对于渗透率大于等于20×10-3μm2的碳酸盐岩油藏，单井生产压差总体需控制在 4 MPa以下；对于渗透率小于 20×10-3μm2的碳酸盐岩油藏，生产压差需要适当增大，从而保证一定的生产能力，可控制在7 MPa以下。

注采比是维持地层压力、控制含水上升的关键指标。当注采比大于 1后地层压力会逐渐上升，注采比小于 1时地层压力逐渐下降。而中东碳酸盐岩油藏一般先衰竭式开采，然后转注水开发，即油藏压力在衰竭开采期逐渐下降，注水开发后维持当前压力水平或逐步恢复地层压力。考虑到中东碳酸盐岩油藏的强非均质性，注水开发过程中尽量维持注采比在0.8～1.2，从而使注入水在平面上相对均匀驱替。注入量及注采比不宜过大，避免注入水沿高渗层快速水淹。当油藏边底水能量较强时，控制注采比小于1，从而充分利用边底水能量进行注水开发。图 11a为中东某碳酸盐岩油藏2017年度注采井组平均注采比分布图，该油藏为弱边底水油藏，采用面积井网注水开发。注水开发后尽量维持注采比在1附近（主体在0.8～1.2），保持地层压力开发。图11b中单井日注水量维持在150～300 m3，该注采井组尽量维持注采平衡，开发效果较好。

图10 中东不同物性碳酸盐岩油藏单井生产压差对比图

图11 中东某碳酸盐岩油藏2017年度注采井组平均注采比分布图（a）及单井注水曲线（b）

图12 中东地区5个注水开发碳酸盐岩油田的含水率与采出程度关系曲线

图12为中东已注水开发的5个典型碳酸盐岩油田的含水率与采出程度关系曲线。其中，油田 1采用底注顶采注水开发方式，油田2和油田3采用点弱面强面积井网注水开发方式，油田4和油田5采用顶部注气与边缘注水相结合的注水开发方式。注水开发中保持合理的注采比及生产压差，实现了压力平面均衡分布、注入水均匀驱替。其中 4个油田无水—低含水期采出程度达15%以上，油田4低含水期采出程度甚至达到30%以上，开发效果较好。

5 结论

中东地区碳酸盐岩储集层均沉积于清洁的海相环境，具有泥质含量少、横向连通性较好的特点，压力传播快且远，储集层孔隙具有多模态特征，具有比较隐蔽的物性夹层，原油黏度低、地层水矿化度高，储集层平面及纵向非均质性强。

中东碳酸盐岩油藏注水开发应遵循 4点原则：主体采用注水补充能量的开发方式；坚持分层系注水开发；注水开发宜采用较大的注采井距；宜采用点弱面强温和注水开发井网。

中东碳酸盐岩油藏油层厚度大、储集层层间物性差异大、纵向非均质性强，在分层系开发的基础上，应采用灵活多样的井型开发不同类型的储集层，并采用简单适用的分层注水等剖面控制技术，提高对储集层的控制及动用程度。

针对不同类型碳酸盐岩油藏应采用不同的注水开发方式，包括顶部注气与边缘注水相结合、底注顶采（浮力托浮）注水开发方式和点弱面强的面积井网驱替开发方式。注水开发时坚持温和注水、严控生产压差和注采比等开发技术对策，最终目标是实现无水和低含水期的最大采出程度。