断溶体油藏大排量高压注水实践效果及影响因素认识

谢菲

摘要：目前塔河油田断溶体油藏已全面进入老区开发阶段，水驱开发全面覆盖，新增注水选井难度较大、部分多轮次注水替油井失效、单元注水水窜问题日益突出，变差井影响产量居高不下，水驱开发进入瓶颈。通过高压注水实现由近井储量覆盖走向远井动用已成为下步注水工作的重点攻关方向及产量增长点。通过改变注采参数，使用井口高压注水泵大幅提高注入压力以求达到开启新裂缝[1]或恢复原始天然裂缝导流能力的目的。本文通过对碳酸盐岩断溶体油藏开展高压注水提高采收率的矿场实践，分析不同注采参数对注水效果的影响，确定合理的选井标准及注采关系，进一步为高压注水提高采收率提供思路。

关键词：断溶体油藏;注水起压;高压注水;大排量

塔河油田断溶体油藏具有较复杂的储集体类型及组合方式，储集体非均质性较强，井间能量特征差异较大，常规水驱开发失效后剩余油被屏蔽[2]。主要剩余油类型有被优势水流通道屏蔽后难以启用的剩余油及远井有连通基础但一般水驱未波及难动用剩余油。通过高压注水可有效实现沟通远井，达到扩大水驱范围提高动用的目的。

1、高压注水起压原因及对策

经过前期工作的研究总结，得出注水起压的原因主要有以下六个方面：1、正常油藏压力升高导致的高压;2、储层结构损伤导致的高压;3、注水波及增加储量动用导致的高压;4、低压区向高压区注水导致的高压;5、井周/井间阻力大导致的高压;6、井周与储集体沟通差导致的高压。

由Pwf（井筒流压）=P地（地层压力）+△P（流动阻力）可以得出，影响到近井压力的因素有两种：一种是地层高压;另一种是渗流阻力大引起的注入高压。地层高压导致的高压注水一般只能以继续高压注水来动用剩余油，而渗流阻力增大导致的高压注水，则要通过酸化改善渗流通道，来提高生产效果。

2、改变不同注采参数对注水效果的影响

2.1流体势分析方法

以24CH2井为例，从静态地震资料分析，该井未直接钻遇有效储集体，为近井裂缝型储层，远井溶洞型的井储关系组合（见图1、图2）。从能量指示曲线上可以看出，该井为明显的两段式，反映不同压差下动用的储集空间不同.机抽阶段较自喷阶段增大动用压差20MPa后，单位压降产油量至264m3/MPa。后期生产表现为注水替油效果差，治理前周期注水量3000m3，周期产油仅576t。前期注入水由于优势通道动用程度高而注水效果变差，因此实施仿底水注水治理。

注水总量设计：最小注水量=20MPa*264m3/MPa=5280m3，因此将注水量由3000m3上调至6000m3。

24CH2井实施仿底水注水后，周期增油量由576t上漲至2112t，方水换油率0.15↑0.29，置换效率上升近1倍，效果明显。

2.2改变注水规模对注水效果的影响

以829井为例，从静态地震资料上分析该井未有效控制储集体，井筒位于储集体边部，同时有多套缝洞组合（见图3、4）。生产动态表现为常规注水已失效。鉴于该井存在明显未井控储集体，有进一步建立缝网动用体系的潜力，可进行仿压裂高压注水。注水压力设计：该井地层裂缝破裂延展压力系数0.015MPa/m，因此达到岩石破裂，裂缝延展所需的井底压力需达到88.3MPa。

注水量设计：根据注水指示曲线形态变化，注水量至少达到第二个走缓段。829井实施仿压裂注水后，油井由供液不足，注水替油效果差井恢复为自喷井，目前仍3mm油嘴，油压11.4MPa，日产液23.3t，日产油23.1t，含水0.7%，阶段增油3453t。

2.3改变注水规模对注水效果的影响

改变注水排量注水对波及多套储集体或启用新流线起到了较为关键的作用。263井是井组内单元注水井，在前期注水排量为100m3/d时受效井7-4井快速水窜，后下调注水量至30m3/d，邻井7-4井无响应，再次上调至60m3/d，见图5。变排量对驱油通道的影响暂未得到充分认识及应用。

3.结论

根据改变不同注采参数高压大规模变排量注水探索实验，总结出改变注水压力提高注入压力可达到开启新裂缝或恢复原始天然裂缝导流能力的目的实现有效增油。

加大注水量至注水指示曲线斜率走缓可有效补充远井储集体能量，后期生产过程中可释放远端剩余油。

改变注水排量注水对波及多套储集体或启用新流线起到了较为关键的作用，大排量注水可有效驱替井间水窜通道屏蔽的剩余油。

参考文献：

[1]刘向君，刘战君，等.裂缝闭合规律研究及其对油气田开发的影响[J].天然气工业，2004，24（7）：39-41

[2]易斌，崔文斌，等.塔河油田碳酸盐岩缝洞型储集体动态连通性分析[J].新疆石油地质，2011，32（5）：469-472