塔河4区碳酸盐岩缝洞型油藏周期注水实践及认识

李肃 LI Su；王佳乐 WANG Jia-le

（①中石化西北油田分公司开发处，乌鲁木齐 830011；②中石化西北油田分公司采油一厂，轮台 841600）

（①Development Department of China Petrochemical Group Northwest Oilfield Branch，Urumqi 830011，China；②The First Oil Production Plant of China Petrochemical Group Northwest Oilfield Branch，Luntai 841600，China）

0 引言

塔河4区奥陶系缝洞型油藏风化壳岩溶发育，储层主要以溶洞、裂缝为主，非均质性极强。含油面积56.7km2，探明地质储量6345×104t，标定可采储量1272×104t，采收率20.1%，至2013年底采出程度12.1%。2005年开始以“低注高采、缝注洞采”为原则实施单元注水，取得了明显效果，至2010年稳定见效期达到5年，先后明显见效井组16个，采收率由12.8%提高到2010年的20.1%，自然递减由30%下降到2010年的12.3%。2011年开始部分早期受效明显的注采井间已形成水窜通道，注水效果开始明显变差，区块自然递减2011年达到31.7%。为改善水驱效果，2012年下半年开始开展周期注水实践，区块开发效果明显改善。区块产量2012年下半年以来一直稳定在220吨左右，自然递减2013年下降到21.6%。

1 剩余油分布及周期注水机理探讨

1.1 剩余油分布认识 缝洞型碳酸盐岩油藏剩余油主要有以下两种形式：水驱未波及剩余油和水驱波及剩余油。其中水驱未波及剩余油主要包括阁楼油、小尺度连通缝洞油和非主要通道剩余油；水驱波及剩余油主要包括鱼鳞结构封挡油，注水远推到裂缝油和缝洞表面吸附油。

1.2 周期注水机理探讨 水驱油藏提高采收率的方法一是提高驱油效率，一是提高波及系数。提高驱油效率目前常用的方法是提高注入速度，但是由于碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性极强，提高注入速度极易水窜。通过S65单元大尺度可视化水驱油物理模拟实验表明，不同注入速度

图1 碳酸盐岩缝洞型油藏水驱后剩余油分布状况图

下的水驱效果相差较大，高速注入时原油采收率相对较高。这是由于当以高速注水驱替原油时，注入水在缝洞中引起较强的扰动效应，从而提高了水驱油过程的扰动对流置换，改善了驱油效果。

周期注水是提高驱油效率和波及体积，同时防止水窜的有效方法。周期注水机理是：针对已形成水驱优势通道的井组，通过改变注水方式，改变井周压力场分布，从而动用低渗区剩余油，达到扩大波及体积的作用。注水时高渗带吸水好，压力高；停注后高渗带压力传导快压降快，低渗带相对成为高压区，油向高渗带渗吸而被采出。

2 塔河四区周期注水实践

2.1 周期注水参数研究 注水周期确定：分析区块注采历史上、示踪剂监测上注入量、产液量与响应时间关系，在动态安全范围内，确定注水周期。统计4区水井注水强度与响应天数关系可以看出，历史注水突破时间主要集中在30天以内，为防止水窜，给定动态注水时间为初期突破时间的1/3-2/3，并根据不同储集体类型井组差异性调整；关井时间根据缝洞体置换速度差异设计。储集体越发育、连通关系越好，注水时间和关井时间越短。

周期注水量确定：周期注水参数设计时需考虑前期油井至受效前累计注水量，以此为周期注入量底界。周期注水量设定为前期受效前累计注水量的0.6-0.8，并根据储集体类型井组差异性调整。储集体越发育、连通关系越好周期注水量应该越大，才能有效提高波及体积。

2.2 塔河4区周期注水主要做法及效果

2.2.1 周期注水总体思路 ①根据区域油井历史净产情况，强化历史弱（净产高、注水弱）区域注水，弱化历史强（净产低、注水强）区域注水，达到区域多向平衡注水。②提高单元注水强度，逐步上提注采比，提高波及体积。③结合井距、注采类型、连通程度、响应时间等进行调整，易水窜类型短注长停，不易水窜且历史累注量较大受效类型等时注停或长注短停。

2.2.2 周期注水主要做法及效果 2012年6月开始对全区注采井组进行了周期注水调整，共调整周期注水井组14个，12个效果得到明显改善。区块产量从调整前的210吨上升到2013年底的232吨，综合含水稳定在85%，日注水量由1252方上升到2906方，区块自然递减2013年下降到21.6%。

①针对缝注洞采型井组，延长降压周期，充分发挥高低渗区置换能力，降低水窜风险。此类井组周期注水期间，注水井近井增压快降压慢，远井降压快增压慢，注水升压阶段能够提供较充足压力差，适当延长采油降压期时间，充分发挥高低渗区注入水、剩余油置换能力，减小水窜风险。如TK435-TK455井组，注水时间由15天减小为10天，停注时间由15天增加为30天，注水效果更加突出。

图2 TK435-TK455周期注水井组注采动态图

②针对缝注缝采型井组，提高升压阶段压差，动用新的缝洞通道剩余油，改善水驱效果。此类井组主、次通道渗透性差异较小，如周期注水升压阶段形成的压力差不足以驱替距主通道更远处剩余油，将导致效果逐渐变差。需上调注采比提高增压幅度，保证驱油能量充足。如TK432-TK478-S65注采井组，提高周期注水量和日注水强度，达到了提高波及体积的目的，增油效果明显改善。

图3 TK432-TK478-S65周期注水井组注采动态图

③针对洞注洞采型受效井组，降低增压降压幅度防水窜，缩短增压降压时间保证驱替效率。对洞注洞采井组周期注水的关键是保证注水增压阶段产生足够压力差前提下，又能将降压阶段排出的剩余油驱替至生产井；具体做法是下调注入量，同时缩短增压降压周期（短注短停）。如TK458H-TK410注采井组，前期水井提高排量周期注水有所改善，但有效期短暂，快速失效，下调注入量同时缩短注水周期后效果改善。

图4 TK458H-TK410周期注水井组注采动态图

④针对多方向注采井组，协调各向增压幅度，充分动用平面剩余油。注采井组各个方向注采受效程度不同，剩余油动用程度也不同。通过削弱主要受效方向增压幅度，提高次受效方向增压幅度，从而实现多向均衡动用。如T403-TK420CH-TK446CH井组，通过强化TK420CH方向增压幅度，弱化T403方向增压幅度，注水效果得到了保持。

图5 T403-TK420CH-TK446CH井组周期注水井组注采动态图

3 周期注水实践认识总结

①通过全面周期注水改变单元压力场，能有效提高注水波及体积，改善注水效果，降低水窜风险。②针对缝注洞采型受效井组，延长降压周期，有利于剩余油在降压周期充分排出，同时降低水窜风险；针对缝注缝采型受效井组，提高升压阶段压差，有利于动用新的缝洞通道的剩余油，改善水驱效果；针对洞注洞采型受效井组，需降低增压降压幅度防水窜，同时缩短增压降压周期以保证驱替效率；针对多方向注采井组，协调各向增压幅度，充分动用平面剩余油。

[1]沙尔巴托娃,苏尔古切夫主编.层状不均质油层的周期注水开发[M].北京∶石油工业出版社,1966.

[2]冈秦麟主编.高含水期油田改善水驱效果新技术[M].北京∶石油工业出版社,1999.

[3]冯瑞林等.普通稠油油藏周期注水提高水驱效率技术研究与应用[J].石油钻采工艺,2001,23（1）.

[4]郑小敏等.缝洞型油藏大尺度可视化水驱油物理模拟实验及机理[J].地质科技情报,2010,29（2）.