操銀香，李柏頡，郭 媛

（中國(guó)石化西北油田分公司采油二廠，新疆輪臺(tái)841604）

塔河油田位于塔里木盆地北部沙雅隆起阿克庫(kù)勒凸起南部，主要產(chǎn)層為中、下奧陶統(tǒng)灰?guī)r，具有埋藏深、厚度大、地層溫度高、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等特征。油藏埋深5 400～7 000 m，區(qū)域地層溫度梯度為2.26 ℃/100 m，儲(chǔ)層基質(zhì)致密（孔隙度2 %～3 %，滲透率（0.01～0.1）×10-3μm2，無儲(chǔ)油氣能力[1-2]。儲(chǔ)集空間主要以溶洞、溶孔和裂隙為主，裂縫既是儲(chǔ)集空間，又是滲流通道。由于受到多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)及巖溶作用的影響，縫、洞展布特征，連通關(guān)系復(fù)雜[3-6]，井周縫洞系統(tǒng)儲(chǔ)量高效動(dòng)用難度大，單井采出程度低[7]。

高壓注水工藝是改善低滲透敏感性砂巖油藏或裂隙型油藏開發(fā)效果的一種重要手段。主要是用于注水井注水困難的情況下，通過提高注水壓力，達(dá)到改善井組水驅(qū)效果的目的?？p洞型碳酸鹽巖油藏中單井注水替油是最常見的開發(fā)手段。隨著注水替油輪次的增加，近井油水界面抬升，效果逐漸變差，但井周剩余油豐富，故需探索動(dòng)用井周縫洞體的有效手段。酸壓改造是碳酸鹽巖油藏溝通近井縫洞體，高效提產(chǎn)的主要手段[8-10]，但縫洞型碳酸鹽巖改造液體濾失量大，造縫距離短[11-12]，同時(shí)酸巖反應(yīng)速度快、酸液有效距離短[13]。目前酸壓僅能實(shí)現(xiàn)井周200 m以內(nèi)儲(chǔ)層的溝通，并且酸壓施工費(fèi)用高。為了經(jīng)濟(jì)高效動(dòng)用遠(yuǎn)井（200 m以外）縫洞系統(tǒng)儲(chǔ)量，借鑒低滲砂巖油藏注水井高壓注水技術(shù)[14-15]，開展了縫洞型碳酸鹽巖油藏高壓力、大排量的高壓注水?dāng)U容現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，增油效果顯著。

1 高壓注水?dāng)U容工藝介紹

塔河油田碳酸鹽巖油藏溶孔、溶洞發(fā)育，流體與巖石界面張力弱，當(dāng)油井能量下降后，通過向地層注水，提高地層壓力，補(bǔ)充近井儲(chǔ)集體能量。在燜井過程中利用油水密度差分異的原理，油水發(fā)生置換，達(dá)到產(chǎn)油的目的。常規(guī)注水替油，由于注水壓力低（＜15 MPa），只能實(shí)現(xiàn)對(duì)井底已連通縫洞系統(tǒng)的補(bǔ)能，難以達(dá)到挖潛井周剩余油的目的[16-18]。

相比常規(guī)注水替油，高壓注水?dāng)U容工藝注水壓力更高、注水量更大。高壓注水?dāng)U容工藝，即在高壓、高排量下向地層注水，以注入水為能量載體，在井底構(gòu)建高壓環(huán)境，突破井周、井間縫洞系統(tǒng)屏障[19]，激活裂縫[20-22]，使裂縫產(chǎn)生錯(cuò)位或者滑移形成導(dǎo)流能力，突破定容界面，改善縫洞體之間的連通性。挖潛動(dòng)用井周縫洞系統(tǒng)儲(chǔ)量?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)單輪次最大注水量達(dá)到5×104m3，最高注水壓力達(dá)到30 MPa，實(shí)現(xiàn)對(duì)遠(yuǎn)井縫洞系統(tǒng)或者鄰井縫洞系統(tǒng)的有效連通，進(jìn)而達(dá)到單井增產(chǎn)增儲(chǔ)的目的，同時(shí)也可以改善油藏注采矛盾，提高油藏水驅(qū)效果。同時(shí)，相比酸壓工藝，高壓注水?dāng)U容工藝費(fèi)用更低、水驅(qū)波及范圍更大。

該文以塔河S1井為例分析高壓注水?dāng)U容工藝在塔河油田中的應(yīng)用。

2 塔河S1井前期生產(chǎn)情況分析

塔河S1井是阿克庫(kù)勒凸起西部斜坡的一口開發(fā)側(cè)鉆水平井，完鉆層位奧陶系一間房組，完鉆井深：6 367.20 m/6 147.30 m（斜/垂），未酸壓改造直接投產(chǎn)。

2013年11月29日，自噴投產(chǎn)，生產(chǎn)35 d后停噴，套壓由23.5 MPa 下降至4.5 MPa，日產(chǎn)油由70.1 t 下降至10.1 t，階段產(chǎn)油913 t，產(chǎn)水18 m3。該井停噴后，采用機(jī)抽配合注水替油方式生產(chǎn)，實(shí)施常規(guī)注水替油3輪次，前2輪注水替油效果好，開井初期排水，后期維持低含水穩(wěn)定生產(chǎn)，第3 輪注水替油后，初期排水，含水率由100 %下降至0，后期含水又突升至100%，間開無效。階段產(chǎn)油8 331 t，產(chǎn)水4 561 m3，累注水10 167 m3。

塔河S1 井實(shí)施3 輪常規(guī)注水替油，注水指示曲線見圖1。第1 輪注水1 608 m3未起壓，第2 輪注水2 587 m3起壓，第3 輪注水3 548 m3起壓。注水起壓后，隨著注水量的增加，注水壓力線性增加，無拐點(diǎn)出現(xiàn)，說明井底縫洞系統(tǒng)表現(xiàn)為定容體特征，即井底縫洞系統(tǒng)與遠(yuǎn)井縫洞系統(tǒng)之間連通性差或者不連通。經(jīng)歷前面2個(gè)生產(chǎn)階段，注采基本平衡。綜合第3 輪注水后，含水突升現(xiàn)象分析，近井縫洞系統(tǒng)油水界面已抬升，再實(shí)施常規(guī)注水替油，意義不大。

圖1 塔河S1井3輪次常規(guī)注水指示曲線Fig.1 Three rounds of conventional water injection indicator curve of well S1 in Tahe Oilfield

3 高壓注水?dāng)U容工藝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

塔河S1井注水波及儲(chǔ)量12.96×104m3，采出程度低，近井油水界面抬升，常規(guī)注水替油效果變差，遠(yuǎn)井縫洞系統(tǒng)儲(chǔ)層未有效動(dòng)用。井周未動(dòng)用儲(chǔ)層距離井底遠(yuǎn)（大于200 m），需采用超大規(guī)模酸壓改造，但酸壓溝通難度大，且作業(yè)費(fèi)用高。分析表明，隨著地層壓力下降，裂縫壁面有效應(yīng)力增加，裂縫處于閉合狀態(tài)，或者裂縫處于未激活狀態(tài)，導(dǎo)致縫洞體之間的連通性差，因此，開展高壓注水?dāng)U容現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。注水指示曲線見圖2。

圖2 塔河S1井常規(guī)注水與高壓注水曲線對(duì)比Fig.2 Comparison of conventional water injection curve and high pressure water injection curve of well S1 in Tahe Oilfield

3.1 第1輪高壓注水?dāng)U容

相比第3輪常規(guī)注水替油，第1輪高壓注水壓力由15 MPa升至23 MPa，注水量由3 887 m3增至9 361 m3，注水2 469 m3起壓，隨著注水量的增加，注水壓力呈線性增長(zhǎng)；當(dāng)注水量達(dá)到3 931 m3時(shí)，在注水強(qiáng)度不變的情況下，注水壓力由15.5 MPa下降至12 MPa，高壓注水突破井周第2套縫洞系統(tǒng)；隨著注水量的持續(xù)增加，當(dāng)注水量達(dá)到8 202 m3時(shí)，注水壓力急劇上升，由15 MPa 升至23 MPa，之后注水壓力緩慢下降，高壓注水突破第3 套縫洞系統(tǒng)。第1 輪高壓注水累注水9 361 m3，階 段 產(chǎn) 油917 t，產(chǎn) 水1 067 m3，含水56%，生產(chǎn)效果依然不理想。分析原因?yàn)榈?輪高壓注水注水量小，第2 套縫洞系統(tǒng)規(guī)模小，第3 套縫洞系統(tǒng)剛突破，溝通還不完善所致。

3.2 第2輪高壓注水?dāng)U容

基于前面分析，實(shí)施第2 輪高壓注水?dāng)U容，注水量增加至20 404 m3，注水1 657 m3起壓，相比第1 輪高壓注水，第2輪高壓注水壓力整體較低，第3套縫洞系統(tǒng)激活完善程度更高，注水壓力下降了接近4 MPa，并且高壓注水過程中存在2次明顯的壓力下降，即溝通縫洞體顯示。第2 輪高壓注水后，開井生產(chǎn)，初期排水后，含水率由100%快速下降至0，后期生產(chǎn)過程中日產(chǎn)油量最高27.5 t，平均21 t，基本不含水，截至目前階段累產(chǎn)油13 804 t，產(chǎn)水625 m3。3 輪常規(guī)注水替油和2輪高壓注水?dāng)U容生產(chǎn)效果對(duì)比見圖3。

圖3 塔河S1井高壓注水?dāng)U容前后生產(chǎn)曲線Fig.3 Production curve before and after high pressure water injection expansion of well S1 in Tahe Oilfield

3.3 高壓注水?dāng)U容效果分析

結(jié)合地震屬性見圖4，地震剖面上井周發(fā)育強(qiáng)振幅異常體，分析井周存在多套孤立縫洞體，概念油藏縫洞體組合模式見圖5。高壓注水?dāng)U容曲線顯示溝通了井周多套縫洞系統(tǒng)，且第2輪高壓注水?dāng)U容后期，注水壓力有走平趨勢(shì)，說明井周存在注入水外溢空間，同時(shí)為降低近井油水界面創(chuàng)造了空間條件。該井實(shí)施高壓注水?dāng)U容后，生產(chǎn)效果明顯變好。將第2輪高壓注水?dāng)U容與第3輪常規(guī)注水替油進(jìn)行對(duì)比，周期產(chǎn)油由3 221 t增至13 804 t，周期含水率由45%降至4%，生產(chǎn)壓降由29 MPa降至26 MPa，單位壓降產(chǎn)液量由201 m3/MPa增至547 m3/MPa（表1）。

圖4 塔河S1井地震剖面Fig.4 Seismic profile of well S1 in Tahe Oilfield

表1 塔河S1井高壓注水前后生產(chǎn)變化Table 1 Production changes before and after high pressure water injection of well S1 in Tahe Oilfield

圖5 塔河S1井概念模型Fig.5 Concept model of well S1 in Tahe Oilfield

4 結(jié)論與建議

1）塔河油田奧陶系碳酸鹽巖油藏基質(zhì)低孔低滲，縫、洞為主要儲(chǔ)油空間和流動(dòng)通道，但縫洞體空間分布不連續(xù)，以多縫洞系統(tǒng)的形式彼此孤立存在，油藏投產(chǎn)后初期高產(chǎn)，產(chǎn)量遞減快，采出程度低。

2）塔河S1井底第1套縫洞系統(tǒng)呈定容特征，常規(guī)注水替油效果變差，通過高壓注水?dāng)U容突破第1套縫洞系統(tǒng)屏障，溝通了井周第2套和第3套縫洞系統(tǒng)，高效連通了遠(yuǎn)井縫洞系統(tǒng)，同時(shí)為降低近井油水界面創(chuàng)造了空間條件，極大地改善了本井的生產(chǎn)狀態(tài)。

3）塔河S1井第1輪高壓注水對(duì)第3套縫洞系統(tǒng)溝通不完善，導(dǎo)致增油效果不理想，第2 輪高壓注水加大了注水量，極大地提高了溝通完善程度，說明高壓注水的效果具有疊加性，同時(shí)應(yīng)該開展高壓注水?dāng)U容工藝參數(shù)定量化研究，進(jìn)一步提升高壓注水?dāng)U容效果。