塔河油田缝洞单元注水开发研究

刘利清，喻亚娇

（中石化西北油田分公司塔河油田采油三厂，新疆 轮台 841000）

塔河油田奥陶系油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏类型十分特殊。表现为储集空间类型多，以裂缝、溶蚀孔隙和溶蚀孔洞及大型洞穴为主，储集体的空间分布变化大，具有形态不规则、随机不均匀分布；油藏油水关系复杂、无统一油水界面，原油物理性质差异大，以重质油为主；油藏埋藏较深，地震勘探的分辨率有限，空间属性的描述难度较大。不同类型的缝洞单元由于储集体规模和水体的发育程度不同，造成天然驱动能量具有较大差异，底水锥进和能量下降造成了产量快速递减。如何提高这类单井控制的缝洞单元的产能和采收率，显得尤为重要。为此，通过分析总结定容性单井的动态静态特征，逐步探索发展了针对单井和多井缝洞单元注水采油开发技术［2］。

1 注水井的选择

S86缝洞单元位于塔河油田八区西南部，单元面积7.3788km2，地质储量390.66×104t。构造上受2条北北西大断裂控制，构造幅度南北向缓、东西向陡，断裂平面延伸长度为0.47～3.02km，断开层位向下至下奥陶统底或更深，向上断至石炭系卡拉沙依组。单元整体储集体发育程度较好，区域油气富集，完钻17口井，建产15口，单井平均累产油7.5×104t，最高S86井累产达22.5×104t。

S86单元内共有12口井，选取TK835CH2井和TK836CH井作为单元试注井 （见表1）。

表1 S86单元示踪剂监测情况表

2 单元井间连通性分析

2.1 示踪剂响应情况

从表1中的注水示踪剂监测情况可以看出，TK836CH注水时，示踪剂监测浓度峰值时间响应长短依次为S86井、TK743井、TK720井和TK850井，可判断主要流动通道是S86井和TK743井。TK835CH2注水时，TK720示踪剂峰值监测时间较S86长。综合分析，可以看出S86单元井间连通性很好。

2.2 生产动态响应情况

从单元南部S86井、TK743井、TK720井投产之后油压变化情况来看，3口井变化趋势一致（见图1），TK720井投产后S86井油压有明显的下降趋势，TK743井投产后，S86、TK720井油压均出现下降，生产动态响应显示单元连通性加好。

2.3 干扰试井情况

2007年5月27日－6月2日，对 S86－TK720井进行干扰试井，激动井TK720井，监测井S86井。试验结果表明S86井和TK720井之间连通性好，井间距646m，开始响应时间25h，解释井间渗透率198.9MD，属于高渗透，解释弹性储能系数7.08×10－7m／kPa。

图1 S86井、TK743井、TK720井生产动态响应曲线

3 注水效果分析

3.1 TK836CH－S86井组

1）前期受效情况 TK836CH井2010年9月21日开始注水，日注水量200m3、累注4598m3后S86井生产动态上受效，表现为油压由0.6MPa上升为4.5MPa，日产液量由23t上升为61t，含水由66%下降为26%。为了进一步保证注水效果，防止水窜，TK836CH井注水量逐步下调至100m3／d，截止2011年7月28日，注水有效期长达310d，受效井S86井期间生产呈现间断抽喷，累计产油8275t。

2）注水调整情况 S86井2011年7月20日启抽后，单元注水效果开始变差，含水出现台阶上升（29%上升至66%）。通过下调注水量至40m3／d，从连续注水转变为周期脉冲式注水［1］（注水20d＋10d），S86井含水趋于平稳，到2013年7月25日，日产油11.7t，含水60%，调整注水后累计产油10198t。

3.2 TK835CH2－TK743井组

1）前期受效情况 TK835CH2井2011年2月19日开始注水，日注水量150m3，注水4680m3后，TK743井出现生产动态响应，表现为日产液24t上升至64.5t，日产油21t上升至35t。为了进一步保证注水效果，防止水窜，TK835CH2井注水量逐步下调至50m3／d，截止2012年7月1日，注水有效期长达499d，受效井TK743井期间生产呈现间断抽喷，累计产油19438t。

2）注水调整情况 2012年7月1日以后，TK743井生产效果开始变差，8月15日对TK835CH2井进行加注示踪剂，示踪剂结果显示TK743井80d后监测到峰值浓度450.2。根据示踪剂结果调整注水井TK835CH2井注水周期为:注水20d＋停80d，调整后TK743井含水平稳下降 （68%下降至49%），到2013年7月25日，日产油40.9t，含水47.8%，调整注水后受效井TK743井累计产油16845t。

4 注水参数的确定

实施周期注水关键是既要造成地层压力的明显波动，又要保持油藏有足够的驱油能量，需要在注水初期优化注水参数，并在生产过程中根据受效井生产动态及时调整。

4.1 试注阶段主要注水参数的具体确定

1）日注水量 试注阶段由于对单元连通性认识有限，为避免出现水窜，日注水量应控制在预计受效井日产液体积的0.5～1倍，注水必须匀速进行。

2）周期注水时间 试注阶段为避免出现水窜的风险，连续注水时间一般为20～30d，试注水期间密切观察预计受效井压力、产液、含水、液面等参数变化情况。

3）周期停注时间 根据停注期间受效井压力、产液、含水变化确定，若预计受效井无明显动态变化则初步定为与周期注水时间相同。

4）注水时机 碳酸盐岩缝洞油藏溶蚀缝洞发育，以裂缝为主要流动通道，储集体非均质性及通道尺度远远大于砂岩油藏及常规裂缝性油藏，流动阻力小，快速水窜风险远远大于砂岩油藏，所以预防水窜越早越好，宜实施不稳定注水。

此外，试注期间要加入示踪剂，为后期调整提供依据。

4.2 正式注水阶段注水参数的确定

1）周期注水时间 周期注水的周期从理论上讲取决于井底压力波动大小及在油水井之间储层中的分布完成时间。碳酸盐岩油藏由于油藏地质构造的特殊性，流体流动十分复杂，可通过示踪剂监测结果近似确定压力重分布的时间。

2）周期停注时间 示踪剂衰减程度一定程度代表了水流通道压力下降程度，周期停注时间宜大于示踪剂由峰值衰减至背景浓度时间，同时根据受效井压力、含水、产液、液面等变化加以辅助确定停注时间。

3）日注水量 日注水量不宜过大，采取温和注水的原则，同时在保证周期注采比小于1的前提下根据注停时间比、水窜风险大小，初期日注采比在0.5～1适当调整，注水速度必须稳定［3］。

由于随着注水量的增多，主流通道水相越来越连续，注采井动态响应越来越快，水窜风险越来越大，原油由波及带向主流动通道聚集的速度越来越慢，需要的时间越来越长，因此周期注水时间宜逐渐下调，停注时间宜逐渐上调，日注水量逐渐下调，采用 “短注长停”的方式。其中如果示踪剂突破时间越短，波峰跨度范围越窄，峰值浓度越大，示踪剂上升速度越快，则说明流动通道非均质性越严重，水流优势通道越明显，水窜风险越大，需及时加快调整频次和幅度。

［1］张煜，张进平，王国壮 .不稳定注水技术研究及应用 ［J］.江汉石油学院学报，2001，23（3）:49－52.

［2］周小英，陆正元，周小庆 .塔河油田T705缝洞单元注水开发效果分析 ［J］.重庆科技学院学报 （自然科学版），2010，1（2）:36－37.

［3］荣元帅，刘学利，罗娟 .塔河油田多井缝洞单元注水开发试验研究 ［J］.石油钻采工艺，2008，4（8）:83－84.