塔河油田縫洞單元注水開發研究

劉利清，喻亞嬌

（中石化西北油田分公司塔河油田采油三廠，新疆 輪臺 841000）

塔河油田奧陶系油藏屬于縫洞型碳酸鹽巖油藏，油藏類型十分特殊。表現為儲集空間類型多，以裂縫、溶蝕孔隙和溶蝕孔洞及大型洞穴為主，儲集體的空間分布變化大，具有形態不規則、隨機不均勻分布；油藏油水關系復雜、無統一油水界面，原油物理性質差異大，以重質油為主；油藏埋藏較深，地震勘探的分辨率有限，空間屬性的描述難度較大。不同類型的縫洞單元由于儲集體規模和水體的發育程度不同，造成天然驅動能量具有較大差異，底水錐進和能量下降造成了產量快速遞減。如何提高這類單井控制的縫洞單元的產能和采收率，顯得尤為重要。為此，通過分析總結定容性單井的動態靜態特征，逐步探索發展了針對單井和多井縫洞單元注水采油開發技術［2］。

1 注水井的選擇

S86縫洞單元位于塔河油田八區西南部，單元面積7.3788km2，地質儲量390.66×104t。構造上受2條北北西大斷裂控制，構造幅度南北向緩、東西向陡，斷裂平面延伸長度為0.47～3.02km，斷開層位向下至下奧陶統底或更深，向上斷至石炭系卡拉沙依組。單元整體儲集體發育程度較好，區域油氣富集，完鉆17口井，建產15口，單井平均累產油7.5×104t，最高S86井累產達22.5×104t。

S86單元內共有12口井，選取TK835CH2井和TK836CH井作為單元試注井 （見表1）。

表1 S86單元示蹤劑監測情況表

2 單元井間連通性分析

2.1 示蹤劑響應情況

從表1中的注水示蹤劑監測情況可以看出，TK836CH注水時，示蹤劑監測濃度峰值時間響應長短依次為S86井、TK743井、TK720井和TK850井，可判斷主要流動通道是S86井和TK743井。TK835CH2注水時，TK720示蹤劑峰值監測時間較S86長。綜合分析，可以看出S86單元井間連通性很好。

2.2 生產動態響應情況

從單元南部S86井、TK743井、TK720井投產之后油壓變化情況來看，3口井變化趨勢一致（見圖1），TK720井投產后S86井油壓有明顯的下降趨勢，TK743井投產后，S86、TK720井油壓均出現下降，生產動態響應顯示單元連通性加好。

2.3 干擾試井情況

2007年5月27日－6月2日，對 S86－TK720井進行干擾試井，激動井TK720井，監測井S86井。試驗結果表明S86井和TK720井之間連通性好，井間距646m，開始響應時間25h，解釋井間滲透率198.9MD，屬于高滲透，解釋彈性儲能系數7.08×10－7m／kPa。

圖1 S86井、TK743井、TK720井生產動態響應曲線

3 注水效果分析

3.1 TK836CH－S86井組

1）前期受效情況 TK836CH井2010年9月21日開始注水，日注水量200m3、累注4598m3后S86井生產動態上受效，表現為油壓由0.6MPa上升為4.5MPa，日產液量由23t上升為61t，含水由66%下降為26%。為了進一步保證注水效果，防止水竄，TK836CH井注水量逐步下調至100m3／d，截止2011年7月28日，注水有效期長達310d，受效井S86井期間生產呈現間斷抽噴，累計產油8275t。

2）注水調整情況 S86井2011年7月20日啟抽后，單元注水效果開始變差，含水出現臺階上升（29%上升至66%）。通過下調注水量至40m3／d，從連續注水轉變為周期脈沖式注水［1］（注水20d＋10d），S86井含水趨于平穩，到2013年7月25日，日產油11.7t，含水60%，調整注水后累計產油10198t。

3.2 TK835CH2－TK743井組

1）前期受效情況 TK835CH2井2011年2月19日開始注水，日注水量150m3，注水4680m3后，TK743井出現生產動態響應，表現為日產液24t上升至64.5t，日產油21t上升至35t。為了進一步保證注水效果，防止水竄，TK835CH2井注水量逐步下調至50m3／d，截止2012年7月1日，注水有效期長達499d，受效井TK743井期間生產呈現間斷抽噴，累計產油19438t。

2）注水調整情況 2012年7月1日以后，TK743井生產效果開始變差，8月15日對TK835CH2井進行加注示蹤劑，示蹤劑結果顯示TK743井80d后監測到峰值濃度450.2。根據示蹤劑結果調整注水井TK835CH2井注水周期為:注水20d＋停80d，調整后TK743井含水平穩下降 （68%下降至49%），到2013年7月25日，日產油40.9t，含水47.8%，調整注水后受效井TK743井累計產油16845t。

4 注水參數的確定

實施周期注水關鍵是既要造成地層壓力的明顯波動，又要保持油藏有足夠的驅油能量，需要在注水初期優化注水參數，并在生產過程中根據受效井生產動態及時調整。

4.1 試注階段主要注水參數的具體確定

1）日注水量 試注階段由于對單元連通性認識有限，為避免出現水竄，日注水量應控制在預計受效井日產液體積的0.5～1倍，注水必須勻速進行。

2）周期注水時間 試注階段為避免出現水竄的風險，連續注水時間一般為20～30d，試注水期間密切觀察預計受效井壓力、產液、含水、液面等參數變化情況。

3）周期停注時間 根據停注期間受效井壓力、產液、含水變化確定，若預計受效井無明顯動態變化則初步定為與周期注水時間相同。

4）注水時機 碳酸鹽巖縫洞油藏溶蝕縫洞發育，以裂縫為主要流動通道，儲集體非均質性及通道尺度遠遠大于砂巖油藏及常規裂縫性油藏，流動阻力小，快速水竄風險遠遠大于砂巖油藏，所以預防水竄越早越好，宜實施不穩定注水。

此外，試注期間要加入示蹤劑，為后期調整提供依據。

4.2 正式注水階段注水參數的確定

1）周期注水時間 周期注水的周期從理論上講取決于井底壓力波動大小及在油水井之間儲層中的分布完成時間。碳酸鹽巖油藏由于油藏地質構造的特殊性，流體流動十分復雜，可通過示蹤劑監測結果近似確定壓力重分布的時間。

2）周期停注時間 示蹤劑衰減程度一定程度代表了水流通道壓力下降程度，周期停注時間宜大于示蹤劑由峰值衰減至背景濃度時間，同時根據受效井壓力、含水、產液、液面等變化加以輔助確定停注時間。

3）日注水量 日注水量不宜過大，采取溫和注水的原則，同時在保證周期注采比小于1的前提下根據注停時間比、水竄風險大小，初期日注采比在0.5～1適當調整，注水速度必須穩定［3］。

由于隨著注水量的增多，主流通道水相越來越連續，注采井動態響應越來越快，水竄風險越來越大，原油由波及帶向主流動通道聚集的速度越來越慢，需要的時間越來越長，因此周期注水時間宜逐漸下調，停注時間宜逐漸上調，日注水量逐漸下調，采用 “短注長停”的方式。其中如果示蹤劑突破時間越短，波峰跨度范圍越窄，峰值濃度越大，示蹤劑上升速度越快，則說明流動通道非均質性越嚴重，水流優勢通道越明顯，水竄風險越大，需及時加快調整頻次和幅度。

［1］張煜，張進平，王國壯 .不穩定注水技術研究及應用 ［J］.江漢石油學院學報，2001，23（3）:49－52.

［2］周小英，陸正元，周小慶 .塔河油田T705縫洞單元注水開發效果分析 ［J］.重慶科技學院學報 （自然科學版），2010，1（2）:36－37.

［3］榮元帥，劉學利，羅娟 .塔河油田多井縫洞單元注水開發試驗研究 ［J］.石油鉆采工藝，2008，4（8）:83－84.