宋新民，李勇

（中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

近年來，中國(guó)在中東地區(qū)油氣業(yè)務(wù)快速發(fā)展，已經(jīng)建成中國(guó)在海外最重要的油氣生產(chǎn)基地。中東地區(qū)主要為海相碳酸鹽巖油藏，但與國(guó)內(nèi)有很大區(qū)別[1-4]。中東碳酸鹽巖油藏以生物碎屑灰?guī)r為主，構(gòu)造期次少，以構(gòu)造圈閉為主，局部有巖性尖滅，以中生界白堊系緩坡臺(tái)地和鑲邊臺(tái)地相灰?guī)r及侏羅系潮坪相白云巖儲(chǔ)集層為主，受沉積及成巖改造控制。該類油藏規(guī)模大，儲(chǔ)集層連通性好，但縱向上隔夾層和高滲層較多，以規(guī)則注采井網(wǎng)開發(fā)為主[5-8]。中東地區(qū)已開發(fā)油藏以孔隙型碳酸鹽巖油藏為主，物性相對(duì)較好，平均孔隙度為14%～25%?？傮w發(fā)育邊底水油藏，天然能量較弱。其中，兩伊地區(qū)油田開采程度較低，以衰竭式開采為主，衰竭開發(fā)采收率為 4.5%～7.0%。目前逐步向注水開發(fā)轉(zhuǎn)化，但由于油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、隔夾層發(fā)育且多數(shù)油藏儲(chǔ)集層縱向物性差異大、內(nèi)部存在高滲條帶，先導(dǎo)試驗(yàn)表明不規(guī)則分布的隔夾層及“賊層”導(dǎo)致注水波及效率低、水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用效果差，注水開發(fā)面臨重大挑戰(zhàn)[9-12]。大規(guī)模的生物碎屑灰?guī)r油藏注水開發(fā)在世界范圍內(nèi)都缺乏成熟經(jīng)驗(yàn)，仍處于探索階段，需要盡快建立這類油藏的開發(fā)模式。本文通過對(duì)中東地區(qū)多個(gè)已開發(fā)碳酸鹽巖油藏的深入研究，厘清不同類型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)存在的共性問題，提出碳酸鹽巖油藏高效注水開發(fā)方式及技術(shù)對(duì)策。

1 中東碳酸鹽巖油藏基本特征

中東碳酸鹽巖油藏以孔隙型碳酸鹽巖油藏為主，各油田均發(fā)育一套生物碎屑灰?guī)r主力油層，對(duì)油田開發(fā)和新建產(chǎn)能起決定作用。通過對(duì)中東部分碳酸鹽巖油藏（見表1）的研究發(fā)現(xiàn)，其存在以下基本特征：①主力油層全油田連續(xù)穩(wěn)定分布，含油面積大（165～1 770 km2），油層厚度大（60～120 m）；②儲(chǔ)集層主要是孔隙型生物碎屑灰?guī)r，物性相對(duì)較好，平均孔隙度為14%～25%，滲透率為（2～38）×10-3μm2；③屬正常溫壓未飽和油藏，原油密度主要在820～870 kg/m3；④油田儲(chǔ)量規(guī)模大，地質(zhì)儲(chǔ)量為（3.0～55.9）×108t，單個(gè)主力油藏儲(chǔ)量一般占全油田儲(chǔ)量的 40%～99%；⑤油藏主要為塊狀邊底水油藏，天然能量較弱，部分油藏為（帶氣頂）塊狀底水油藏或帶氣頂?shù)挠筒?，油藏類型?fù)雜多樣；⑥兩伊地區(qū)油藏開采程度較低，以衰竭式開采為主，并逐步向注水開發(fā)轉(zhuǎn)化。

表1 中東部分碳酸鹽巖油藏基礎(chǔ)信息表

具體從巖石學(xué)、儲(chǔ)集層結(jié)構(gòu)、隔夾層、流體性質(zhì)及儲(chǔ)集層非均質(zhì)性 5個(gè)方面介紹中東碳酸鹽巖油藏的基本特征。

1.1 巖石學(xué)特征

與碎屑巖相比，碳酸鹽巖的化學(xué)組分相對(duì)簡(jiǎn)單，但是其結(jié)構(gòu)組分則要復(fù)雜得多，且溶解和結(jié)晶更容易發(fā)生，這些因素導(dǎo)致碳酸鹽巖儲(chǔ)集層更復(fù)雜[13]。中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏以侏羅系和白堊系為主，其中侏羅系主要為白云巖儲(chǔ)集層，白堊系主要為灰?guī)r儲(chǔ)集層。從沉積環(huán)境來看，潮坪、緩坡、礁灘和斜坡環(huán)境均有儲(chǔ)集層發(fā)育；從巖性來看，格架灰?guī)r、礫屑灰?guī)r、顆?；?guī)r、泥?；?guī)r、粒泥灰?guī)r和白云巖均有儲(chǔ)集層發(fā)育（見圖1）。

中東地區(qū)主要碳酸鹽巖儲(chǔ)集層均沉積于清潔的海相環(huán)境，儲(chǔ)集層中基本沒有黏土礦物。碳酸鹽巖中的微晶及泥晶灰?guī)r盡管粒度較細(xì)（與碎屑巖中的粉細(xì)砂巖—泥巖的粒度接近），但仍是結(jié)晶的碳酸鹽巖。同時(shí)碳酸鹽沉積作用主要是原地生長(zhǎng)，其搬運(yùn)距離一般很短，不像碎屑巖經(jīng)過長(zhǎng)時(shí)間的搬運(yùn)作用而沉積形成儲(chǔ)集體。因此，受泥巖隔擋的影響，碎屑巖儲(chǔ)集層一般具有更明顯的優(yōu)勢(shì)連通方向。區(qū)別于碎屑巖油藏，中東地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層具有泥質(zhì)含量少、橫向連通性較好、儲(chǔ)集體規(guī)模較大等特征，使得該類油藏壓力傳播快且遠(yuǎn)，這是中東海相塊狀碳酸鹽巖油藏與國(guó)內(nèi)陸相多層砂巖油藏的根本區(qū)別。

1.2 儲(chǔ)集層結(jié)構(gòu)特征

中東地區(qū)主要為孔隙型碳酸鹽巖油藏，儲(chǔ)集層發(fā)育生物格架孔、粒間溶孔、鑄?？?、粒間孔、基質(zhì)微孔、晶間孔、體腔孔等多種不同成因和尺度的孔隙（見圖1），儲(chǔ)集層內(nèi)部孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，且具有多模態(tài)特征。由圖2a可知，哈法亞油田MB2-1小層孔喉以雙模態(tài)為主，個(gè)別呈現(xiàn)多模態(tài)。復(fù)雜的儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)特征導(dǎo)致儲(chǔ)集層孔隙度與滲透率相關(guān)性差，同一孔隙度對(duì)應(yīng)的滲透率分布頻帶較寬（見圖2b）。儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜性也給后期高效注水開發(fā)帶來極大挑戰(zhàn)。

1.3 隔夾層特征

碳酸鹽巖油藏隔夾層與砂巖油藏隔夾層不同，碳酸鹽巖油藏一般是物性?shī)A層，比較“隱蔽”，但在開發(fā)過程中能夠起到阻隔作用。如哈法亞油田Mishrif油藏平均油層厚度119 m，儲(chǔ)集層縱向物性差異大，根據(jù)巖心分析結(jié)果及測(cè)井電性特征將其夾層分為 3類（見表2）。其中，該油藏MB1與MB2段間發(fā)育一套厚度約3 m的相互疊置的炭質(zhì)泥巖、泥灰?guī)r及泥粒灰?guī)r，平面上分布相對(duì)穩(wěn)定；MB1-2C與MB1-2B小層間的物性?shī)A層及差油層（起隔擋作用）也相對(duì)穩(wěn)定；MB1段內(nèi)從下到上Ⅱ、Ⅲ類夾層層數(shù)逐漸增多，厚度逐漸增大（見圖3）。哈法亞油田Mishrif油藏隔夾層橫向交錯(cuò)，平面展布范圍較大，連續(xù)性好，是油藏劃分為多套層系開發(fā)的重要基礎(chǔ)。

圖1 中東地區(qū)主要灰?guī)r儲(chǔ)集層巖石學(xué)特征

圖2 哈法亞油田MB2-1層孔喉半徑分布圖（a）及Mishrif油藏孔滲關(guān)系圖（b）

表2 哈法亞油田Mishrif油藏夾層參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

圖3 哈法亞油田Mishrif油藏南西—北東（短軸）向隔夾層分布剖面圖

1.4 流體性質(zhì)特征

中東碳酸鹽巖油藏地下原油黏度總體偏低，絕大部分油藏地下原油黏度不超過 3 mPa·s（見圖 4a），絕大多數(shù)油藏原油密度小于880 kg/m3（見圖4b），以輕質(zhì)原油為主。整個(gè)中東地區(qū)碳酸鹽巖油藏地下油品性質(zhì)較好，流動(dòng)性好，油水流度比小，有利于注水開發(fā)。

1.5 儲(chǔ)集層非均質(zhì)性特征

圖4 中東地區(qū)53個(gè)碳酸鹽巖油藏原油黏度及密度統(tǒng)計(jì)圖

受沉積及成巖改造作用等綜合影響，中東碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集層平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)[13-16]。以哈法亞油田Mishrif油藏為例，地層厚度在120～350 m，多輪次的沉積旋回及不同沉積相類型疊加導(dǎo)致儲(chǔ)集層縱向上非均質(zhì)性極強(qiáng)（見圖5a）。此外，成巖作用對(duì)于不同沉積相具有選擇性，比如顆粒灘頂部更容易暴露而形成次生溶孔，改善儲(chǔ)集層滲透性，從而進(jìn)一步加劇儲(chǔ)集層縱向非均質(zhì)性。如MB2-2小層優(yōu)質(zhì)的顆粒灘頂部經(jīng)暴露溶蝕后滲透率可高達(dá)數(shù)百毫達(dá)西，位于其上的MB1-2C小層屬于局限臺(tái)地內(nèi)的潟湖沉積，平均滲透率僅為（2～3）×10-3μm2，相差數(shù)百倍（見圖 5b）。不同沉積相之間原生沉積物質(zhì)和沉積組構(gòu)的差異以及沉積相隨海平面升降的遷移造成儲(chǔ)集層平面上非均質(zhì)性強(qiáng)。如MB1-2層構(gòu)造高部位物性明顯好于邊部區(qū)域，同時(shí)MB1-2層隔夾層發(fā)育，滲透率總體偏低，如何規(guī)模高效動(dòng)用是一個(gè)難題。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 注水開發(fā)原則及提高儲(chǔ)集層動(dòng)用程度的方法

2.1 注水開發(fā)原則

中東碳酸鹽巖油藏具體注水開發(fā)原則如下。

圖5 哈法亞油田典型井測(cè)井曲線及北西—南東向油藏剖面圖

①針對(duì)中東碳酸鹽巖油藏原油黏度普遍較低、總體為輕質(zhì)油的特點(diǎn)，主體采用注水開發(fā)方式。同時(shí)，中東碳酸鹽巖油藏地層水礦化度普遍較高（一般在150～200 g/L），而注入水多為簡(jiǎn)單處理后的地層水，礦化度及菌類等含量仍較高。當(dāng)油井含水率較高時(shí)，不僅增加了地面產(chǎn)出水處理費(fèi)用，也會(huì)引起油井井筒及地面管線等的腐蝕問題。因此，總的注水開發(fā)目標(biāo)是保證無水和低含水期的最大采出程度并盡量避免腐蝕的產(chǎn)生。

②針對(duì)中東碳酸鹽巖油藏普遍發(fā)育穩(wěn)定物性隔夾層的特點(diǎn)，堅(jiān)持分層系注水開發(fā)的原則。由于多數(shù)中東碳酸鹽巖油藏均為中厚—厚層碳酸鹽巖油藏，油層厚度大于50 m（見表1），儲(chǔ)集層縱向物性差異大、非均質(zhì)性強(qiáng)，同時(shí)縱向上又發(fā)育隔夾層，當(dāng)采用一套井網(wǎng)對(duì)油藏進(jìn)行合注合采時(shí)，注入水優(yōu)先沿物性較好的高滲層流動(dòng)并造成油井過早水淹，導(dǎo)致層間波及系數(shù)差異大、油井過早見水、含水上升快等問題。分層系開發(fā)可以有效改善注水開發(fā)效果，采用靈活多樣的井型提高井與儲(chǔ)集層的接觸面積，從而提高注入與產(chǎn)出能力，利用簡(jiǎn)單適用的分層注水技術(shù)提高剖面動(dòng)用程度。

③針對(duì)中東地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層泥質(zhì)含量少、橫向連通性較好、儲(chǔ)集體規(guī)模較大等特征，注水開發(fā)適宜采用較大的注采井距。中東碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)過程中壓力傳播速度快，較小的井距容易導(dǎo)致油井過早見水。

④針對(duì)中東碳酸鹽巖儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)多模態(tài)的特征，采取針對(duì)性的注水開發(fā)技術(shù)對(duì)策，采用點(diǎn)弱面強(qiáng)的井網(wǎng)進(jìn)行溫和注水開發(fā)，從而充分利用滲吸作用，有效驅(qū)替小孔隙中的油。如果注水速度過快，將導(dǎo)致注入水優(yōu)先沿大孔隙或大孔道流動(dòng)，小孔隙或小孔道中的油則很難被驅(qū)替出來，從而導(dǎo)致采收率較低。

2.2 分層系開發(fā)

針對(duì)中厚層碳酸鹽巖油藏存在物性隔夾層的特點(diǎn)，堅(jiān)持分層系開發(fā)是保證注水開發(fā)效果的前提。以哈法亞油田Mishrif油藏為例，該油藏主力油層縱向上可細(xì)分為6個(gè)小層，分別是MB1-1、MB1-2A、MB1-2B、MB1-2C、MB2、MC1，每個(gè)小層厚度約10～30 m（見圖 5a）。油藏儲(chǔ)量豐度較高，約為（140～430）×104t/km2。這些小層之間共發(fā)育5套隔夾層及差油層組成的低滲條帶，其中MC1-2泥灰?guī)r隔夾層發(fā)育于臺(tái)地邊緣斜坡，分布穩(wěn)定；MB2-2炭質(zhì)泥巖隔夾層發(fā)育于臺(tái)地邊緣沼澤，局部發(fā)育；MB1-2內(nèi)部3套泥灰?guī)r、粒泥灰?guī)r隔夾層發(fā)育于臺(tái)地內(nèi)潟湖，薄互層交互發(fā)育，MB1-1在構(gòu)造全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定的隔夾層。這些隔夾層在區(qū)域上分布穩(wěn)定，加之各個(gè)小層儲(chǔ)量豐度較高，為Mishrif油藏分層系注水開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。綜合哈法亞油田Mishrif油藏主力油層的儲(chǔ)集層特征和隔夾層展布情況，可以將其劃分為MB1-2A+MB1-2B、MB1-2C及MB2+MC1等3套開發(fā)層系（見圖 5b）。其中 MB2—MC1為底水油藏，整體物性較好，采用底部注水、中上部水平井采油的開發(fā)模式。巨厚的MB1-2低滲儲(chǔ)集層隔夾層發(fā)育，劃分為兩套開發(fā)層系。

2.3 提高儲(chǔ)集層動(dòng)用程度的方法

中東碳酸鹽巖油藏存在較強(qiáng)的平面及縱向非均質(zhì)性。針對(duì)油藏平面非均質(zhì)性問題，在不同區(qū)域采用不同類型注采井網(wǎng)進(jìn)行開發(fā)。針對(duì)縱向非均質(zhì)性問題，在分層系開發(fā)的基礎(chǔ)上采用不同井型開發(fā)不同類型的儲(chǔ)集層。目前，哈法亞油田Mishrif油藏注采井組中有水平井、多分支井、直井以及大斜度井等各種井型。哈法亞油田 Mishrif油藏 MB1-2儲(chǔ)集層較厚、隔夾層發(fā)育、滲透率低（見圖5b），該儲(chǔ)集層劃分為兩套開發(fā)層系注水開發(fā)。MB1-2A+MB1-2B層展布面積最大，在油藏構(gòu)造高部位部署以直井、斜井為主的五點(diǎn)法注采井網(wǎng)；在油藏構(gòu)造邊翼區(qū)域，油層變薄，物性變差，直井產(chǎn)量較低，部署排狀大斜度井或斜穿多層的水平井網(wǎng)，實(shí)施邊外注水。由于MB1-2儲(chǔ)集層較厚、隔夾層較多、物性較差，采用大斜度井開發(fā)效果較好。大斜度井初始產(chǎn)量是直井的1.2倍，是水平井的1.1倍；大斜度井目前產(chǎn)量是直井的1.7倍，是水平井的1.4倍。魯邁拉油田Mishrif油藏北部?jī)?chǔ)集層厚、物性好，南部?jī)?chǔ)集層薄、物性差，初期均采用井距900 m的注采井網(wǎng)，后期北部逐步加密控制不同類型儲(chǔ)集層，南部仍維持井距900 m的基礎(chǔ)井網(wǎng)。

另外，在分層系開發(fā)的基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用簡(jiǎn)單適用的分層注水技術(shù)可以大大改善油藏整體剖面的動(dòng)用狀況，從而提高水驅(qū)波及效率及采收率。中國(guó)石油分層注水技術(shù)經(jīng)過幾十年的發(fā)展，目前發(fā)展到了第4代，可實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)及不同層段配注量的自動(dòng)控制，實(shí)現(xiàn)油藏、工程一體化的水驅(qū)開發(fā)。中東碳酸鹽巖油藏主體處于注水開發(fā)初期，以籠統(tǒng)合注合采的開發(fā)方式為主。哈法亞油田Mishrif油藏前期主要以衰竭式開發(fā)為主，直井生產(chǎn)井所有射孔層段籠統(tǒng)生產(chǎn)時(shí)，主體產(chǎn)液層段為下部物性較好的MB2層段，厚度僅占總厚度的15%，產(chǎn)量卻占到整體的60%以上（見圖 6）。目前該油藏已經(jīng)開始注水試驗(yàn)，下一步將在層系劃分的基礎(chǔ)上開展分層注水試驗(yàn)，提高剖面動(dòng)用程度，延緩油井見水時(shí)間，降低含水上升速度。

圖6 哈法亞油田Mishrif油藏某生產(chǎn)井產(chǎn)液剖面圖

3 注水開發(fā)方式

中東碳酸鹽巖油藏類型復(fù)雜多樣，主要為中厚層塊狀邊底水油藏，另外還發(fā)育塊狀底水油藏、帶氣頂?shù)倪叺姿筒?、薄層弱邊水油藏等不同類型的油藏。通過對(duì)中東多個(gè)已開發(fā)碳酸鹽巖油藏的深入研究，針對(duì)油藏各自的特點(diǎn)，總體上立足于開發(fā)層系的劃分，提出了一套針對(duì)不同類型碳酸鹽巖油藏的高效注水開發(fā)方式，具體包括頂部注氣與邊緣注水相結(jié)合、底注頂采（浮力托?。┖忘c(diǎn)弱面強(qiáng)面積井網(wǎng)等開發(fā)方式。同時(shí)采用靈活多樣的井型提高產(chǎn)出和注入能力，并通過簡(jiǎn)單適用的分層注水提高儲(chǔ)集層的動(dòng)用程度。

3.1 頂部注氣與邊緣注水相結(jié)合的開發(fā)方式

中東部分碳酸鹽巖油藏為帶氣頂?shù)倪叺姿筒?，這類油藏衰竭開發(fā)過程中，邊水及氣頂能量弱且能量補(bǔ)充有限，邊水能量差異導(dǎo)致邊水不均勻驅(qū)替，氣頂附近油井容易氣竄，導(dǎo)致產(chǎn)量大幅降低。針對(duì)這類油藏可以采用頂部注氣與邊緣注水相結(jié)合的開發(fā)方式，頂部注氣可以維持氣頂壓力，還可以保持油氣界面穩(wěn)定；而邊緣注水則在補(bǔ)充油藏壓力的同時(shí)保證邊水的均勻驅(qū)替，從而實(shí)現(xiàn)較高的平面波及系數(shù)及較高的采收率。圖7為中東油田4帶氣頂及邊水的碳酸鹽巖油藏的含油飽和度分布示意圖。該油藏采用邊緣注水及頂部注氣的開發(fā)方式，油藏邊緣注水驅(qū)替效果較好，水驅(qū)前緣較一致，剩余油集中在頂部油氣界面附近，油氣界面基本保持不變（見圖 7b）。目前該油藏采出程度已達(dá) 30%，含水率僅 11%，開發(fā)效果較好。該類油田若含油面積大，開發(fā)后期可逐步改為邊緣注水、面積注水及頂部注氣相結(jié)合的開發(fā)方式（見圖 7c），增加注水受效井點(diǎn)，維持油田壓力穩(wěn)定及保證一定的提液能力。

3.2 底注頂采開發(fā)方式

對(duì)于底水或弱底水油藏，當(dāng)隔夾層不發(fā)育時(shí)，采用底注頂采（浮力托?。╅_發(fā)方式最佳。如阿曼Daleel油田、艾哈代布KH2油藏、哈法亞MB2+MC1油藏、阿布扎比 DY油藏等目前均采用這種開發(fā)方式。對(duì)于這類油藏，開發(fā)初期可采用水平井頂部采油，利用天然能量開發(fā)。待油藏壓力降低后，可考慮采用直井或水平井在油水界面附近或油水界面以下進(jìn)行底部注水補(bǔ)充能量開發(fā)。

哈法亞油田Mishrif油藏MB2+MC1層系近似為塊狀底水油藏，油藏物性較好。為了延長(zhǎng)無水采油期，采用水平井頂部采油，完井位置應(yīng)盡量遠(yuǎn)離底水，水平段平均避射高度建議為20 m以上。采用直井老井或新鉆水平井進(jìn)行底部注水，注水層位在油水界面附近及以下，目前已經(jīng)開始進(jìn)行底部注水試驗(yàn)。阿曼Daleel油田Shuaiba油藏為薄層碳酸鹽巖油藏，艾哈代布KH2油藏為中厚層弱邊底水油藏，目前均采用水平井線性注采井網(wǎng)，水平采油井頂部生產(chǎn)，水平注水井底部注水。其中，阿曼Daleel油田平均油層厚度10～30 m，為薄層低滲碳酸鹽巖油藏（見表 1），目前采出程度達(dá)28%以上，含水率65%，開發(fā)效果較好。

3.3 點(diǎn)弱面強(qiáng)面積井網(wǎng)開發(fā)方式

圖7 中東某碳酸鹽巖油藏不同時(shí)刻井網(wǎng)分布及含油飽和度分布示意圖（黃色部分為氣頂）

點(diǎn)弱面強(qiáng)面積注采井網(wǎng)開發(fā)方式是目前中東碳酸鹽巖油藏采用的最重要的一種開發(fā)方式。哈法亞Mishrif油藏MB1層、魯邁拉Mishrif油藏、西谷爾納Mishrif油藏及伊朗阿扎德甘油田等均是在開發(fā)層系劃分的基礎(chǔ)上逐步建立起完善的點(diǎn)弱面強(qiáng)面積井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)。魯邁拉油田初期采用900 m井距直井井網(wǎng)衰竭式開發(fā)，待油藏壓力接近泡點(diǎn)壓力后，逐步開展線性切割注水試驗(yàn)及反九點(diǎn)井網(wǎng)注水試驗(yàn)，目前已經(jīng)開始反九點(diǎn)井網(wǎng)擴(kuò)大注水試驗(yàn)。由于采用900 m井距注采井網(wǎng)，油井平均見水時(shí)間在 1年左右。后期將逐步進(jìn)行井網(wǎng)加密并轉(zhuǎn)為點(diǎn)弱面強(qiáng)的五點(diǎn)法注采井網(wǎng)開發(fā)（見圖8a）。基礎(chǔ)井網(wǎng)以控制Ⅰ、Ⅱ類較好儲(chǔ)集層為主，加密井網(wǎng)以控制Ⅱ、Ⅲ類儲(chǔ)集層為主（見圖8b）。阿布扎比部分陸上油田初期采用邊緣注水或邊緣注水與頂部注氣相結(jié)合的開發(fā)方式，當(dāng)油田開發(fā)進(jìn)入中后期以后，為了全面提高對(duì)油藏的動(dòng)用程度，實(shí)現(xiàn)較大的波及體積，逐漸轉(zhuǎn)為點(diǎn)弱面強(qiáng)的面積注采井網(wǎng)。

哈法亞油田Mishrif主力油藏初期部署水平井生產(chǎn)直井注水的排狀注采井網(wǎng)，井排距500 m（見圖9a），采用籠統(tǒng)注采的方式進(jìn)行開發(fā)，目前基本形成了基礎(chǔ)注采井網(wǎng)。通過幾年的開發(fā)和先導(dǎo)性注水試驗(yàn)，暴露出這類厚層碳酸鹽巖油藏層間差異大、層內(nèi)矛盾突出，籠統(tǒng)注采導(dǎo)致水驅(qū)波及效率低、注水快速突進(jìn)等開發(fā)問題?；谠擃愑筒氐奶攸c(diǎn)，以現(xiàn)有井網(wǎng)為基礎(chǔ)，在盡量維持注采總井?dāng)?shù)變化不大的前提下進(jìn)一步優(yōu)化注采井網(wǎng)。為了確保油藏整體充分動(dòng)用，將哈法亞Mishrif主力油藏分為3套開發(fā)層系，針對(duì)MB1-2層系，考慮到小井距易導(dǎo)致MB1-2油層注水快速突破、含水快速上升等問題，對(duì)原有井網(wǎng)進(jìn)行分層抽稀部署。MB1-2油層中部500 m排狀井網(wǎng)分層抽稀為800～1 000 m的五點(diǎn)法直井井網(wǎng)（見圖9）。原井網(wǎng)中A、C、E、G列的采油井轉(zhuǎn)換為MB1-2A+MB1-2B層五點(diǎn)法井網(wǎng)的角井，B、D、F列的注水井轉(zhuǎn)為其對(duì)應(yīng)的注入井（見圖9b）；而 B、D、F列的采油井轉(zhuǎn)為 MB1-2C層五點(diǎn)井網(wǎng)的角井，A、C、E、G列的注水井轉(zhuǎn)為其對(duì)應(yīng)的注入井（見圖9c），這樣客觀上增大了各層系注采井距，避免生產(chǎn)井過早見水。油藏開發(fā)中后期，視剩余油的分布狀況，將原先抽稀的井網(wǎng)合并為500 m井距的加密井網(wǎng)，以提高低滲儲(chǔ)集層的動(dòng)用程度。

由于中東碳酸鹽巖油藏注水后壓力傳播快且遠(yuǎn)，一般采用較大井距注采井網(wǎng)進(jìn)行注水開發(fā)。不論低滲油藏還是中高滲油藏，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，魯邁拉及西古爾納Mishrif油藏采用900 m井距直井井網(wǎng)注水開發(fā)；哈法亞Mishrif油藏MB1-2層目前為500 m排距，后面將抽稀調(diào)整為800～1 000 m井距的注采井網(wǎng)；中東油田3為中滲碳酸鹽巖油藏，初期采用邊外注水，邊部注水井與生產(chǎn)井的井距在2 000～5 000 m，周圍生產(chǎn)井壓力補(bǔ)充效果較好；中東油田 2采用邊外注水，邊部注水井與生產(chǎn)井的平均井距為2 000 m，目前采出程度19%，含水率僅15%。

4 注水開發(fā)技術(shù)對(duì)策

由于中東碳酸鹽巖油藏非均質(zhì)性強(qiáng)、孔隙結(jié)構(gòu)普遍具有多模態(tài)的特征，在選擇合適的注水開發(fā)方式的前提下，還需要采用合理的注水開發(fā)技術(shù)對(duì)策。注水開發(fā)中需要溫和注水，保持合理的生產(chǎn)壓差和注采比。

圖8 點(diǎn)弱面強(qiáng)面積注采井網(wǎng)開發(fā)示意圖

圖9 哈法亞MB1-2油層中部井網(wǎng)抽稀及邊翼井網(wǎng)注采關(guān)系調(diào)整部署示意圖

對(duì)于生產(chǎn)井，主要是通過控制單井生產(chǎn)壓差來實(shí)現(xiàn)較好的注水開發(fā)效果。通過對(duì)比中東不同物性碳酸鹽巖油藏單井生產(chǎn)壓差（見圖 10）發(fā)現(xiàn)，對(duì)于滲透率大于等于20×10-3μm2的碳酸鹽巖油藏，單井生產(chǎn)壓差總體需控制在 4 MPa以下；對(duì)于滲透率小于 20×10-3μm2的碳酸鹽巖油藏，生產(chǎn)壓差需要適當(dāng)增大，從而保證一定的生產(chǎn)能力，可控制在7 MPa以下。

注采比是維持地層壓力、控制含水上升的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)注采比大于 1后地層壓力會(huì)逐漸上升，注采比小于 1時(shí)地層壓力逐漸下降。而中東碳酸鹽巖油藏一般先衰竭式開采，然后轉(zhuǎn)注水開發(fā)，即油藏壓力在衰竭開采期逐漸下降，注水開發(fā)后維持當(dāng)前壓力水平或逐步恢復(fù)地層壓力?？紤]到中東碳酸鹽巖油藏的強(qiáng)非均質(zhì)性，注水開發(fā)過程中盡量維持注采比在0.8～1.2，從而使注入水在平面上相對(duì)均勻驅(qū)替。注入量及注采比不宜過大，避免注入水沿高滲層快速水淹。當(dāng)油藏邊底水能量較強(qiáng)時(shí)，控制注采比小于1，從而充分利用邊底水能量進(jìn)行注水開發(fā)。圖 11a為中東某碳酸鹽巖油藏2017年度注采井組平均注采比分布圖，該油藏為弱邊底水油藏，采用面積井網(wǎng)注水開發(fā)。注水開發(fā)后盡量維持注采比在1附近（主體在0.8～1.2），保持地層壓力開發(fā)。圖11b中單井日注水量維持在150～300 m3，該注采井組盡量維持注采平衡，開發(fā)效果較好。

圖10 中東不同物性碳酸鹽巖油藏單井生產(chǎn)壓差對(duì)比圖

圖11 中東某碳酸鹽巖油藏2017年度注采井組平均注采比分布圖（a）及單井注水曲線（b）

圖12 中東地區(qū)5個(gè)注水開發(fā)碳酸鹽巖油田的含水率與采出程度關(guān)系曲線

圖12為中東已注水開發(fā)的5個(gè)典型碳酸鹽巖油田的含水率與采出程度關(guān)系曲線。其中，油田 1采用底注頂采注水開發(fā)方式，油田2和油田3采用點(diǎn)弱面強(qiáng)面積井網(wǎng)注水開發(fā)方式，油田4和油田5采用頂部注氣與邊緣注水相結(jié)合的注水開發(fā)方式。注水開發(fā)中保持合理的注采比及生產(chǎn)壓差，實(shí)現(xiàn)了壓力平面均衡分布、注入水均勻驅(qū)替。其中 4個(gè)油田無水—低含水期采出程度達(dá)15%以上，油田4低含水期采出程度甚至達(dá)到30%以上，開發(fā)效果較好。

5 結(jié)論

中東地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層均沉積于清潔的海相環(huán)境，具有泥質(zhì)含量少、橫向連通性較好的特點(diǎn)，壓力傳播快且遠(yuǎn)，儲(chǔ)集層孔隙具有多模態(tài)特征，具有比較隱蔽的物性?shī)A層，原油黏度低、地層水礦化度高，儲(chǔ)集層平面及縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。

中東碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)應(yīng)遵循 4點(diǎn)原則：主體采用注水補(bǔ)充能量的開發(fā)方式；堅(jiān)持分層系注水開發(fā)；注水開發(fā)宜采用較大的注采井距；宜采用點(diǎn)弱面強(qiáng)溫和注水開發(fā)井網(wǎng)。

中東碳酸鹽巖油藏油層厚度大、儲(chǔ)集層層間物性差異大、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，在分層系開發(fā)的基礎(chǔ)上，應(yīng)采用靈活多樣的井型開發(fā)不同類型的儲(chǔ)集層，并采用簡(jiǎn)單適用的分層注水等剖面控制技術(shù)，提高對(duì)儲(chǔ)集層的控制及動(dòng)用程度。

針對(duì)不同類型碳酸鹽巖油藏應(yīng)采用不同的注水開發(fā)方式，包括頂部注氣與邊緣注水相結(jié)合、底注頂采（浮力托?。┳⑺_發(fā)方式和點(diǎn)弱面強(qiáng)的面積井網(wǎng)驅(qū)替開發(fā)方式。注水開發(fā)時(shí)堅(jiān)持溫和注水、嚴(yán)控生產(chǎn)壓差和注采比等開發(fā)技術(shù)對(duì)策，最終目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)無水和低含水期的最大采出程度。