塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

李小波，荣元帅，刘学利，彭小龙，王可可

（1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

塔河油田缝洞型油藏注水替油井失效特征及其影响因素

李小波1，荣元帅1，刘学利1，彭小龙2，王可可2

（1.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500）

塔河油田实施注水替油生产是单井缝洞单元提高采收率的主导技术，但是失效井比例逐步增大，极大影响了注水开发效果。在分析该油田注水替油改善开发效果作用机理的基础上，对注水替油井进入失效阶段的主要动态特征进行了总结。结果表明，溶洞型、裂缝—孔洞型、裂缝型3类储集体注水替油井失效特征存在明显差异，但整体上裂缝型储集体注水替油井较溶洞型和裂缝—孔洞型更易失效；注水替油井进入失效阶段的主要动态特征为周期含水率快速上升、注水指示曲线斜率明显增大、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大。影响注水替油井失效的主要客观因素为单井储集体类型和注水替油后期的底水入侵；主观因素为周期注水量偏大和阶段焖井时间短导致的周期注采参数不合理。

缝洞型油藏单井缝洞单元注水替油含水率塔河油田

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏是经历多期构造运动和古岩溶共同作用形成的岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏［1-3］。单井缝洞单元是缝洞型碳酸盐岩油藏的基本开发单元，注水替油是塔河油田缝洞型油藏单井缝洞单元提高采收率的主要生产措施。自2005年塔河741井实施注水替油试验并取得明显效果以来，塔河油田奥陶系油藏对能量不足的单井缝洞单元实施了注水替油；截至2012年底，累积实施单井注水替油井442口，累积注水量为686.4×104m3，累积增油量为104.1×104t，注水替油增油效果明显，单井采出程度平均提高2.4%。但是，随着注水替油周期的增加，吨油耗水比越来越高，产油量越来越低，注水替油效果逐渐变差。2013年6月，单井缝洞单元注水替油失效井累积高达132口，占注水替油井数的30%，注水替油井的失效极大地影响了缝洞型油藏采收率的提高。为此，笔者总结了研究区注水替油井的动态失效特征，在此基础上对影响注水替油效果的主要因素进行了分析，以期为后期注水替油井注采参数的优化调整及失效预警提供参考和依据，并为进一步改善单井缝洞单元注水开发效果、提高采收率奠定基础。

1 单井缝洞单元注水替油机理

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的单井缝洞单元储集体规模有限，油井生产多表现为能量不足，通过自喷—转抽—深抽后，再实施注水替油生产，具有较好的增油效果［4-6］。室内实验和现场注水替油效果分析表明，缝洞型油藏单井缝洞单元注水替油机理为：①定容型单井缝洞单元的油井依靠天然能量生产，当地层压力降至不能维持油井正常生产时，通过注入水补充地层能量使地层压力得到恢复；②利用油水密度差、重力分异原理，使注入水在焖井过程中，与油不断置换，产生次生底水，在重力作用下，注入水形成的锥体逐渐变平缓，向周围的裂缝和溶孔推进，达到平衡后抬高次生油水界面，使剩余油重新富集在缝洞单元的上部；③当井口压力恢复到基本稳定后开井生产，采出缝洞单元上部的原油。塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油井以注水—焖井—采油为1个周期，进行循环注采（图1），经过多轮次的注水替油，逐步提高缝洞单元的采收率。

图1 单井缝洞单元注水替油机理示意

2 注水替油井失效特征

注水替油井注采参数 单井缝洞单元的储集体类型可分为溶洞型、裂缝—孔洞型和裂缝型3种［3］。通过对不同类型储集体注水替油失效井的注水周期、周期时效、周期注采比、周期吨油耗水比等参数进行对比分析发现，裂缝型储集体注水替油井更易失效。裂缝型储集体注入水易沿裂缝通道窜进，其生产周期特征表现为初期效果明显，但由于油水置换空间有限，裂缝型储集体注水替油井平均替油周期数为8～11个，有效周期数一般为6～8个，周期时效约为12 d，与溶洞型和裂缝—孔洞型储集体注水替油井相比，其周期最短、时效最低、失效速度较快。分析周期注采比发现，由于裂缝型储集体规模小，易导致多周期生产后注水压力上升快，注水量减少，周期注采比减小。

周期含水率 注水替油失效井周期含水率变化特征分析表明，注水替油井经多周期生产后，含水率上升是注水替油效果变差和失效的重要标志［7］。132口注水替油井失效阶段的含水率变化统计结果表明：溶洞型、裂缝—孔洞型和裂缝型储集体油井在注水后，其含水率变化均包括厂字型、缓慢上升、台阶上升、V字型和U字型5种变化模式，其中厂字型为油井含水率变化的主要类型。该类型注水替油井注水前无水或中—低含水率，在实施多周期注水替油后，油水界面抬升导致油水置换率急剧下降，注入水被产出，油井含水率快速上升，油井多周期生产后含水率高是注水替油井进入低效、失效阶段的主要特征。如塔河12332井，投产后能量不足，实施注水替油生产，在前21个周期中，油井含水率低；在第22个周期后，油井含水率开始快速上升，导致注水替油失效（图2）。

图2 塔河12332井注水替油生产曲线

注水指示曲线 周期注水累积注水量和周期注水压力关系分析表明，注水指示曲线的变化趋势可反映周期替油效果的变化，连续几个周期注水指示曲线斜率呈快速增大趋势，表明注水替油井进入失效阶段。注水替油失效井的注水指示曲线主要有低压—无压型、逐渐上升型和波动型3种。溶洞型储集体注水替油井初期注水压力低或无压，在进入低效阶段后注水压力急剧增加，注水指示曲线为低压—无压型（图3a）；裂缝—孔洞型储集体注水替油井初期具有较短的低压注水周期，后期注水压力逐步上升，直到注水失效，注水指示曲线斜率为逐步上升型和波动型；裂缝型储集体注水替油井初期存在注水压力，随周期数增加注水压力逐步增加，注水指示曲线斜率同时逐步增大，注水指示曲线为逐渐上升型（图3b）。

图3 储集体注水替油井注水指示曲线

周期存水率 周期存水率为周期注水量减去周期产水量的差与周期注水量的比值［8］，反应了注水替油周期中油水的置换效果。在注水替油初期注入水补给油藏的能量亏空，产水量很少，随着注水替油周期的增加，注水阶段储层吸液能力减小，注水压力增大，焖井阶段油水置换效果差，生产阶段周期产水量增加，导致单周期的存水率明显减小。溶洞型储集体在注水替油效果稳定阶段存水率为1，注水替油效果开始变差后，存水率急剧变小；裂缝—孔洞型储集体周期存水率初期保持在0.83，注水替油低效后呈现逐步递减趋势；裂缝型储集体注水替油井周期存水率呈快速递减的趋势，特别在失效阶段产水量与注水量相当时，存水率小于0.1。

周期吨油耗水比 周期吨油耗水比为周期注水量和周期增油量的比值。周期吨油耗水比在一定程度上反映了注水周期增油效果。在注水替油进入低效或失效阶段，周期吨油耗水比急剧增大。溶洞型和裂缝—孔洞型储集体注水替油井在初期增油效果好且稳定，周期吨油耗水比基本为低值且保持不变；中、后期注水替油效果变差，周期吨油耗水比快速增大。裂缝型储集体注水替油井在初期增油效果差，周期吨油耗水比较大，在失效阶段增油量减少，周期吨油耗水比急剧增大。

3 注水替油井失效的影响因素

由于注水替油是对单井缝洞单元采取的一种周期性的生产方式，注水替油井的失效既有单井储集体类型、底水入侵等客观因素，也有周期注采参数不合理、井壁垮塌和井筒砂埋等主观因素［9-10］。其主要影响因素包括单井储集体类型、底水入侵和周期注采参数。

单井储集体类型 由于实施注水替油生产的油井一般为单井缝洞单元，其储集体规模较小且与邻井连通性较差，经过多周期注水替油生产，储集空间大部分剩余油被注入水置换，人工油水界面逐步抬升到井底。特别是裂缝型储集体，储集体空间小，注水替油有效周期数、周期时效明显少于溶洞型和裂缝—孔洞型储集体。所以储集体类型是影响替油失效快慢的重要因素。现场已失效井总结分析表明，注水替油井失效速度由大到小依次为裂缝型、裂缝—孔洞型和溶洞型储集体。

底水入侵 注水替油失效井多表现为高的含水率，原因主要有2个：①油水置换率降低后，注入水被产出；②周期注水压力增大，沟通水层导致底水入侵。现场132口注水替油失效井分析表明，后期高含水率的注水替油失效井中，30%的井为进入注水替油后期油水置换率降低导致的注入水被产出；70%的井为后期注水压力增大，缝洞体周边的裂缝开启，沟通了井周围的水层，引起底水的入侵，导致注水替油失效。

周期注采参数 部分注水替油井在初期的注水替油生产中增油效果明显，但是某个周期注水量过大，开井后高含水率导致注水替油失效。这是因为油井短期注水量急剧增大，导致油水界面快速上升，注水替油井快速失效。如塔河12412井，前2个注水替油周期的周期注水量分别为6 058和6 635 m3，周期生产效果较稳定；在第3周期注水量增加为13 081 m3，周期注采比由1.3突然增至4，同时该井在加大注水量后并没有相应延长焖井时间便开井生产，开井后油井高含水率生产，后期实施多轮次关井压锥和油井间开，含水率仍然较高（图4）。分析认为该井失效的原因是周期注水量不合理。

图4 塔河12412井注水替油生产曲线

对不同类型储集体的注水替油井未考虑焖井时间的差异，影响了油水置换效果，导致注水替油井失效提前。现场判定注水替油井注水后焖井时间的主要依据是停注关井后井口压力的变化情况，若压力不再变化则开井生产。在注水替油中、后期，裂缝型和裂缝—孔洞型储集体注水替油井中油水置换空间变小，置换速度降低，在焖井期间油压稳定不再变化后，油水置换并未结束，延长焖井时间可以使油水充分置换，提高周期增油效果。

4 结束语

塔河油田缝洞型油藏单井缝洞单元采取注水替油的生产方式，主要是利用油水密度差、重力分异原理，实施油水置换，提高单井采收率。通过综合分析进一步认识到储集空间类型是决定注水替油井效果的基础，周期含水率快速上升、指示曲线斜率快速增加、周期存水率逐渐减小、周期吨油耗水比急剧增大是注水替油井失效的主要动态特征；同时明确了注水替油井储集体类型差异、注水替油后期的底水入侵、周期注水量偏大和阶段焖井时间不够导致的周期注采参数不合理是注水替油井失效的主要影响因素。注水替油井要实现长期、有效、稳定的增油，除需合理的注采参数外，还需根据不同的储集体类型和不同注水替油阶段进行调整，才能最大程度地提高单井缝洞单元的采收率。

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［10］荣元帅，黄咏梅，刘学利.塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究［J］.石油钻探技术，2008，36（4）：57-60.

编辑武云云

TE344

A

1009-9603（2014）01-0059-04

2013-12-10。

李小波，男，工程师，硕士，从事碳酸盐岩缝洞型油藏开发工作。联系电话：15276508668，E-mail：lxb969@163.com。

国家科技重大专项“塔里木盆地大型碳酸盐岩油气田开发示范工程”（2011ZX05049）。