缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发技术政策研究.doc

塔河四区缝洞单元注水开发技术政策及效果分析
摘要：塔河四区奥陶系油藏是受构造断裂及在其基础上的多期岩溶控制的，多套缝洞体系在三维空间上叠合形成的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。储集空间以溶洞为主；油藏油水关系复杂，受缝不同缝洞系统的控制，局部存在封存水，同时存在底部活跃的大底水，油藏动用程度低，采出程度低，采收率低，本文就目前在塔河四区见效明显的注水开发技术政策及效果进行了简单分析，对今后提高该类油藏的采收率有很大的指导意义。
主题词：塔河油田奥陶系注水开发机理效果分析
塔河四区奥陶系油藏是受构造断裂及在其基础上的多期岩溶控制的，多套缝洞体系在三维空间上叠合形成的碳酸盐岩岩溶缝洞型油气藏。储集空间以溶洞为主；油藏油水关系复杂，受不同缝洞系统的控制，局部存在封存水。如何提高多井缝洞单元的采收率，是提高整个区块采收率的重点。2005年5月开始在在S48单元进行了注水开发。
本文针对塔河四区奥陶系油藏注水开发实践，从注水机理、注水开发技术政策以及开发效果进行了详细分析，为下一步开发具有一定的指导作用。
1.多井缝洞单元注水开发机理探讨
经过2年多的注水摸索实践，塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注水开发，见效表现为三种形式：一是高含水井注水压锥开井含水降低增油；二是注水受效油井含水下降增油；三是恢复地层能量油井产液增加增油，通过对见效形式，结合前期生产分析初步认为塔河油田缝洞单元注水主要有以下二种机理：
（1）注水压锥机理
塔河油田4区缝洞型油藏储渗空间主要以溶洞为主，流体的流动主要表现为管流和渗流的耦合流动。据数学推导，关井t时刻水锥高度h满足以下表达式：
h(r,t)=79.62Qμ[ln2.25(T+t)/(μCtr2)–αln2.25Kt/(μCtr2)]/(K△γb)
式中：α－产量减小系数，其表达式为：α=[Q–Q′]/Q
对于缩嘴压锥，α<1，不能完全消除水锥；
对于关井压锥，α＝1，需要相当长的时间消除水锥；
对于注水压锥，α>1，相对较短时间消除水锥。
以TK429CX井为注水压锥实例，进行分析。TK429CX井2004年2月9日投产即见水，高含水关井。注水前累积产液7100m3，累产油4280t，供液能力充足。分析认为该井区剩余油富集。2005年7月28日开始连续注水10.99×104m3，关井后，油压迅速上升，2006年1月15日开井自喷生产，日液98.0m3，日油92.6t，含水0%，截至目前累积增油6.86×104t。
（2）注水驱油机理
注水驱替根据注水井段的位置主要有两种方式：
第一、横向驱替，注水井的位置与采油井的位置相当，注入水沿渗流通道，提高水体波及体积，驱动剩余油流向采油井，但易水窜。
第二、纵向驱替，注水井段位于低部位，注入水形成次生底水或进入底水，补充能量，抬升油水界面，起到纵向驱油作用。
1）横向驱替
TTK438CH和TK446CH井储层都发育在5420-5440m左右，2006年5月23日至2006年5月30日进行干扰试井，结果显示TK438CH和TK446CH井连通，导压能力很强。TK438CH井位于TK446CH井西南方向，两井距离1379.25m。2006年12月1日TK446CH井开始注水，注水无压力，日注50m3/d，2006年12月10日TK438CH井即见到明显效果，压力上升，含水下降，计算水线推进138m/d。
2）纵向驱替
S48井位于S48单元中的东部，该井周围有5口邻井。主要产层段见表（表1）。低部位TK430CX、TK426、TK411、TK425CH经注水（表2），注水后地层能量由57.2Mpa上升到57.4Mpa，含水由51％下降到40.1％，日产油水平由61t/d升到73t/d纵向驱油效果明显。
表1S48井区主要产层段统计表
序号井号奥陶系顶面（m)主要产层段1S4853635363-53702TK46753405366.6-5367.53T40153675377-53814TK425CH54365436-54405TK4115432.55437-54886TK42654965517-5580
表2S48井注水见效统计表
序号注水井注水日期见效日期平均注水量（m3/d）水驱速度（m/d）1TK430CX2005-7-232005-10-1367617.12TK4262006-1-202006-1-24572215.63TK4112006-2-232006-3-860170.54TK425CH2006-9-232006-10-120098.62.缝洞单元注水开发技术研究
在前期实践和注水机理研究的基础上，初步建立了3种缝洞型油藏多井单元的注水开发模式：一是底注高采的注水开发方式；二是初期试注，实时监测连通，实时优化注水开发程序；三是单元整体温和注水、井区差异化。