塔河多井缝洞单元注水模式及注采参数优化

李春磊 谢 爽 杜 洋

(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司勘探开发研究院， 乌鲁木齐 830011；2.川庆钻探公司地质勘探开发研究院， 成都 610000)

塔河油田缝洞型油藏单元注水的机理主要有以下3个方面：一是补充地层能量作用，减缓由于能量不足造成的递减，现场受效形式表现为油井含水稳定，油压、液面、液量的上升或递减减缓；二是单元注水具有驱油作用，包括横向和纵向驱油，现场受效形式表现为产液稳定，产油量增加，含水大幅度下降；三是具有抑制底水锥进的作用，能减缓含水上升或降低含水，现场受效形式表现为产液稳定，产水量减小，含水下降，油量小幅上升[3]。而周期注水机理初步认为主要是通过周期性改变注水量和注停时间比来改变地下压力场(图1、图2)，使流体在地层中不断重新分布，增大波及体积，使驱替效率最大化的同时，形成段塞式驱替，避免注入水在流动优势通道形成连续水相导致水窜，改善水驱效果。本文在全面分析塔河油田多井缝洞单元注水开发资料的基础上，深入研究不同储集体的注水开发机理，通过现场实践及室内数值模拟研究，进一步优化了不同储集体类型下多井缝洞单元的注水开发模式及注采参数，为合理高效开发此类油藏提供参考。

图1 周期性注水阶段(升压过程)

图2 周期性注水阶段(降压过程)

1 优化单元注水开发模式

针对塔河油田多井单元注水开发上的需求，根据缝洞储集体分类描述和缝洞连通体刻画的研究成果，结合现场注水实践，加强了对风化壳岩溶、断控岩溶体和古河道(岩溶管道)的分类刻画，提出并形成了不同类型储集体发育模式下的单元注水方式。

(1)风化壳岩溶发育区：构造隆起区域，致密碳酸盐岩陆块内部长期暴露地表，经过多期岩溶叠加形成相对发育的储集体(主要分布在塔河2区、4区、6 — 7区)，风化壳表层储集体以似均匀的网状裂缝-孔洞型(溶洞)为主，储集体发育，单元注采井以“缝注孔洞采，小洞注大洞采”的注水开发模式为主，宜采用碎屑岩油藏的连续注水方式(图3)，如塔河4区S48单元的TK430CX-TK429CX注采井组采用连续注水方式(图4)，累计注水34.9万m3，累计增油15.06万t，注水效果较好。

图3 风化壳缝溶型储集体

图4 TK430CX-TK429CX井组注采曲线

(2)断控岩溶发育区：裂缝沟通型缝洞储集体连通模式主要发育在断控岩溶区(特别是塔河上奥陶覆盖区10区、12区南部以及托甫台区)，受主干断裂影响伴生的次级断裂和裂缝是不同规模溶洞连通的主要通道，储集体以方向性的次级断裂和裂缝连通的溶洞为主(图5)。在断控岩溶带上的注采受效井组具有沿裂缝展布方向分布的特点，受效方式以单向受效为主，单元注采井以“缝注洞采”的注水开发模式为主。通过总结现场的注水效果认为，该类型缝洞体的注水方式宜采用周期注水方式(图6)，防止注入水过早水窜。如TH10301CH-TH10304注采井组，实施周期注水22个周期，含水56%，平均日产油52 td，累计注水增油达1.3万t，实现了裂缝沟通缝洞体持续受效。

图5 断控岩溶型储集体

图6 TH10301CH-TH10304井组注采曲线

(3)古河道发育区：岩溶管道缝洞系统是受地表水系和地下暗河的双重作用，沿河道展布方向上纵向发育多套储层，且中深部一般以较大规模溶洞型储层为主，浅部发育裂缝-孔洞型储层。岩溶管道分为主管道和分支管道，主管道规模大，连通性好，分支管道规模小，局部连通，沿河道局部连通的注采井以“洞注洞采” 的注水开发模式为主(图7)。通过现场实践认为，古河道(岩溶管道)缝洞规模较大，注水初期主要以驱油为主，需进行连续注水，使其持续受效，失效(后期)后可转为周期注水，提高波及体积，充分驱动岩溶管道周围储集体欠发育区滞留的剩余油。如TK440-TK449H注采井组，整体位于岩溶管道发育的区域，TK440注水TK449H受效，累计注水29.35万m3，累计增油2.93万t。早期采取大排量连续注水，见效后转温和连续注水，受效变差后转为周期注水，注水效果有一定改善(图8)。

图8 TK440-TK449H井组注采曲线

2 选择合理注采比

不同缝洞注采类型数值模拟研究表明：碳酸盐岩缝洞型油藏注采比应控制在0.4～1.2之间。低含水阶段以温和注水为主，注采比相对较低；中高含水阶段注采比相对较高；高含水阶段缝注洞采比宜控制在0.8～1.0(图9)，缝注孔洞采比宜控制在1.2左右(图10)，洞注洞采比宜控制在0.8左右(图11)。储集体发育程差井组应温和注水，缝洞发育程度高(洞注洞采)注采比有所增大[2]。

图9 高含水阶段缝注洞采不同注采比关系图

图10 高含水阶段缝注孔洞采不同注采比关系图

图11 高含水阶段洞注洞采不同注采比关系图

3 优化单元注采参数

由于缝洞型油藏的复杂性，不同类型缝洞单元及注采井组，储集体发育状况及连通状况存在较大的差异，注采参数的建立是一个不断完善优化的过程[4]。近年来，通过室内数值模拟研究并结合现场实践，初步建立了缝洞型油藏单元注水注采参数体系。

注水初期：温和注水、控液生产，防止注入水快速窜进，在生产井上采取温和注水，风化壳岩溶发育区注水速度控制在80～150 m3d，古河道(岩溶管道)发育区注水速度控制在150～200 m3d，特别是断控岩溶区，要以低注水量、低注采比注水，注水速度控制在50～100 m3d，防止水窜造成油井水淹。但对于因能量不足递减较快的单元，如果缝洞发育程度较高，注入水窜进相对较慢，可适当加大注水量，弥补亏空，通过连续监测地层压力，压力下降减缓后，调小注水量。

注水中期：注水效果有一定程度下降，需适当加大注采比提高水驱效率。风化壳岩溶、古河道(岩溶管道)、断控岩溶发育区的注水速度分别应控制在150～200、200～400、80～150 m3d。

注水后期：注水后期效果变差，可加大注水量，增大压力场波及范围，进行注采联动调整，改变压力场，改善水驱效果。对于低渗透井组应提高注采比、高渗井组降低注采比、水窜井组立即停注或进行周期注水；明显长期受效井组控制液量、长期未受效井组提高液量、水窜井立即关井[5]。

对于周期注水阶段，优化注采周期，针对多次注水后水窜风险增大，小孔洞驱油速度慢的问题，开展非对称不稳定注水(周期注水一种方式)，根据示踪剂峰值、衰减时间确定注水周期，可采用“短注长停” 的周期注水方式，改善周期注水效果[6]。

目前已初步完善了一套针对多井单元注水参数体系(表1)，通过对注水井和采油井的优化调整，改善了水驱效果，保证注采井组的持续受效和增油。

表1 多井缝洞单元注水注采参数

4 结 论

经过近年来的单元注水开发实践，初步形成了针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的单元注水开发模式，进一步完善了单元注采关系。通过现场应用，达成以下几点认识：

(1)在选择注采井的储集体类型时，要实行缝注洞采、缝注孔洞采，整体上储集体发育程度差的向发育好的注水，以提高驱油效率。

(2)在目前认识的风化壳岩溶、古河道(岩溶管道)和断控岩溶体3种主要缝洞发育模式下，分别采取具有针对性的注水方式，实施注水开发，以提高水驱效率。

(3)在单元注水的初期、中期及低效失效期，分别采取不同的注水方式和不同的注水速度，实现阶段性的效果，最终达到注水驱替效率和注水提高采收率的最大化。

[1] 柏松章.碳酸盐岩潜山油田开发[M].北京:石油工业出版社,1996：1-120.

[2] 彭长水,高文君.注采井网对水驱采收率的影响[J].新疆石油地质，2000，21(4)：315-317.

[3] 荣元帅,刘学利,罗娟.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发试验研究[J].石油钻采工艺,2008,30(4):83-87.

[4] 许强.塔河四区缝洞单元注水开发技术政策及效果分析[J].新疆石油天然气,2008,12(4):77-80.

[5] 谭承军,杜玉山,郑舰.对塔河A区碳酸盐岩油藏注水开发试验的几点思考[J].新疆地质,2005,23(1):92-93.

[6] 姜泽菊,安申法.注水油田转周期注水开发影响因素探讨[J].石油钻探技术，2005，33(6)：54-56.