塔河油田六區縫洞型油藏綜合挖潛技術研究

宋俊梅 (中石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

侯文波 (中石化西北油田分公司質量安全環保處，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河油田六區縫洞型油藏綜合挖潛技術研究

宋俊梅 (中石化西北油田分公司勘探開發研究院，新疆 烏魯木齊 830011)

侯文波 (中石化西北油田分公司質量安全環保處，新疆 烏魯木齊 830011)

針對塔河油田六區縫洞型油藏采取綜合挖潛技術，即對高含水井儲層實施堵水或轉層酸壓技術、對多井單元實施整體注水技術，同時部署直井和側鉆井提高采收率。結果表明，采取綜合挖潛技術可以提高油藏采收率。

塔河油田；縫洞型油藏；綜合挖潛技術；提高采收率

塔河油田奧陶系縫洞型油氣藏規模大、埋藏深、儲層非均質性強、流體分布復雜，多種油氣藏類型并存，其油氣藏特征、形成機理和控制因素復雜。由于碳酸鹽巖儲層形成的特殊性，致使其物性在垂向上的變化規律不強，儲集空間往往由孔、洞、縫以不同方式組合在一起，形成具有不同能量和油水關系的縫洞單元體[1]。油藏埋深5400m以下，原始壓力系數為1.11，屬正常壓力，地層靜溫為125～128℃，平均地溫梯度為2.18℃/100m。塔河油田自1998年滾動開發以來，表現出油井見水早、區塊含水上升快和年度老井遞減大(一般大于17%，甚至達到45%)的特點，其中六區奧陶系油藏自1999年10月開采以來，油藏處于遞減階段，年自然遞減率最高達40%，其高含水、低產低效井及停產井逐步增多等問題嚴重制約了區塊產量。為此，筆者對塔河油田六區縫洞型油藏綜合挖潛技術進行了研究。

1 對高含水井儲層實施堵水或轉層酸壓技術

儲層精細挖潛基本思路為儲層全部動用油井堵水挖潛，層內具有未動用儲層且具有較好的隔層條件的油井分段酸壓挖潛。根據生產情況，采取儲層層內精細挖潛措施，即對六區北部底水錐進、油井含水快速上升的 S66縫洞單元實施整體堵水，而對部分多井縫洞單元高含水井實施堵水或分段酸壓。

1)S66單元 以該單元中的S66井為例，該井關井壓錐效果差，2009年3月產剖顯示分4段產出，含水逐層上升。2009年7月正擠耐高溫、高礦化度CaO系列化學堵劑至5510m處，一長度為10m左右的致密隔層上部進行封堵層間水，酸化后一直自噴生產，初期采用4mm油嘴，油壓5.0MPa，日產液25t，不含水，日增油24t，無水生產26d見水，油嘴下調至3.5mm生產，含水緩慢上升至40%后基本保持穩定，目前油壓4.2MPa，日產液27t，日產油16t，含水38.5%，日增油15t，已累增油2967t。

2)S74單元 以該單元中的TK612井為例，該井酸壓投產即見水，但含水緩慢上升，2007年1月底含水率由40%突升至75%，之后波動上升，2009年4月含水率達到85%以上。打撈井底落魚后因氣舉測產剖井口不出液改為注入剖面測試，測試顯示5521m以下井段主吸水，頂部5483～5488m(Ⅰ 類)、5504～5513.5m(Ⅲ類)2個層段不吸水，測井顯示5492～5501m井段為相對致密隔層。打塞至5595m對5470～5595m井段射孔酸壓(5483～5487m射孔)建產，生產低含水，初期日增油19t，2009年10月底供液不足后加深泵掛正常生產，已累增油2431t(含加深泵掛增油量1032t)。儲層挖潛措施效果如表1所示。

2 多井單元實施整體注水技術

對六區北部S74多井縫洞單元和南部TK634多井縫洞單元，通過單元注水達到抑制底水錐進、增加平面水驅波及系數，以此改善水驅開發效果[2]。

1)TK634單元 以該單元中的TK634井為例，2009年4月18日對該井實施注水，累計注水5.00×103m3后停注。停注關井2個月后開井生產評價注水效果，該井能夠恢復自噴。無自噴能力后含水上升，為此關井壓錐，15d后再開井生產20d，產油300t左右，連續間開生產4個周期后于2010年1月10日再次開井生產，日產油22t，不含水，至今已生產6個月，產量一直較平穩且無水生產，效果明顯好于前期關井壓錐效果，增油2500t。

2)S74單元 針對該單元中的TK652實施注水措施后未見效果，分析原因主要為單元采出量大(產液118.26×104t，產油79.92×104t)，虧空程度高，注入水還未波及到鄰井油體邊界。儲層挖潛措施效果如表2所示。

表1 儲層挖潛措施效果統計

表2 儲層挖潛措施效果統計

3 部署直井和側鉆井提高采收率

在總結前期鉆井成功經驗的基礎之上，針對儲量動用程度較低、水淹程度低的區域進行部署調整井和側鉆井以提高儲量動用程度。計劃部署4口井，目前投產3口，投產井中TK672井、TK673X井2口調整井均位于六區東北部井網密度較稀、儲量動用程度較低區域，TK613CH井位于六區中部儲量動用程度低區域。3口井投產初期產能下降較快，TK672井轉抽后供液不足注水替油，TK673X井轉抽后生產較為平穩，日產油15t，含水30%左右，TK613CH井投產后即高含水，生產效果較差。整體來看，新井部署情況未能達到預期效果(見表3)。

表3 研究區09年投產新井效果統計

4 結論及建議

對于縫洞型奧陶系油藏，通過單元注水可以達到抑制底水錐進、增加平面水驅波及系數、改善水驅開發效果的目的。在實施過程中尤其注重對高含水、低產低效且位于構造相對低位置的單元采取挖潛措施。對于儲層全部動用油井采取深部堵水挖潛，層內具有未動用儲層且具有較好的隔層條件的油井則采取分段酸壓挖潛。對于整體高含水且累產產量較高、初期產能較高的開發單元可考慮整體堵水來控制多井開發單元的含水上升速度。

[1]張希明.新疆塔河油田下奧陶統碳酸鹽巖縫洞型油氣藏特征[J].石油勘探與開發，2001,28(5):17-22.

[2]李培廉，張希明，陳志海.塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏開發[M].北京：石油工業出版社，2003.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.04.023

TE344

A

1673-1409(2012)04-N071-02

2012-02-21

宋俊梅(1976-)，女，2001年大學畢業，碩士，工程師，現主要從事油氣藏開發方面的研究工作。