皇甫靜靜，張宇辰，楊小騰 (中國石油化工股份有限公司西北油田分公司, 新疆 烏魯木齊 830000)

1 油藏概況

巴什托油田位于塔里木盆地西南坳陷區(qū)麥蓋堤斜坡，為典型的斷背斜構(gòu)造。巴楚組為本次研究的主要目的層段。巴楚組地層埋深4 770 m，原始地層壓力92.05 MPa，壓力系數(shù)1.97，飽和壓力18.8 MPa，地飽壓差73.25 MPa。綜合評價為背斜型、裂縫－孔隙、孔洞型低孔低滲白云巖超高壓未飽和底水碳酸鹽巖油藏。

2 開發(fā)歷程

巴什托石炭系巴楚組油藏開發(fā)階段可大致分為：試采階段、快速遞減階段、穩(wěn)產(chǎn)階段和綜合治理階段。

(1)試采階段(1994.10—2008.9)：1994年至1997年，兩口井試采巴楚組油藏，1997年年末，兩井均由于能量不足、低產(chǎn)低效關(guān)井。直到2007年11月，W1井經(jīng)過修井重新投入生產(chǎn)。

(2)快速遞減階段(2008.9—2009.9)：投入全面開發(fā)后，即進(jìn)入快速遞減階段。各井投產(chǎn)初期產(chǎn)量均較高，但是隨著含水的快速上升，區(qū)塊產(chǎn)量快速遞減，綜合含水由1.60%上升到5.27%。

(3)高含水穩(wěn)產(chǎn)階段(2009.10—2013.2)：該階段體現(xiàn)了封閉定容油藏特征，高含水穩(wěn)產(chǎn)，12年五月產(chǎn)量遞減，期間開展了水平井提液增油、直井間開、酸壓改造等治理措施，綜合含水穩(wěn)定在80%左右，產(chǎn)量穩(wěn)定。

(4)綜合治理階段(2013.2至今)：將油藏定性為構(gòu)造圈閉、異常超高壓碳酸鹽巖封閉定容裂縫型油藏，直井、水平井提液增油，并對高含水、井筒堵塞井進(jìn)行儲層改造，增產(chǎn)效果明顯。截止2018年5月底，巴楚組共有7口生產(chǎn)井，開井6口[1]。

3 注水開發(fā)可行性分析

3.1 注水開發(fā)必要性

3.1.1 剩余油大部分在基質(zhì)中

儲層主要表現(xiàn)為雙重介質(zhì)特征，裂縫、基質(zhì)孔隙均參與滲流：通過對各井試井解釋參數(shù)及累產(chǎn)進(jìn)行統(tǒng)計，巴楚組裂縫性儲層特征的井累產(chǎn)低，生產(chǎn)效果不好，基質(zhì)供液能力相對較差，裂縫主要起滲流作用；而雙重介質(zhì)儲層井均累產(chǎn)較高，生產(chǎn)較好，說明基質(zhì)參與供液效果好。通過雙重介質(zhì)儲層評價，儲容比在0.01～0.003之間，說明大部分流體儲存在基質(zhì)中；竄流系數(shù)7.10×10-3～2.15×10-7之間，說明基質(zhì)向裂縫系統(tǒng)供給能力一般，剩余油大部分在基質(zhì)中[2]。

表1 單井試井解釋儲層參數(shù)統(tǒng)計表

巴什托單井投產(chǎn)初期產(chǎn)量非常高，但基本無法穩(wěn)定，說明裂縫系統(tǒng)儲油量比較小。單井試井資料顯示，儲層物性變差，有堵塞現(xiàn)象，制約了基質(zhì)向裂縫的供液能力，剩余油大部分仍在基質(zhì)中。巴什托巴楚組目前采出程度18.55%，采出程度較低，有挖潛潛力。

3.1.2 地層能量不足，壓力保持程度低

壓力保持程度低，基本無能量補充：巴什托石炭系巴楚組原始地層壓力92.05 MPa，原始壓力系數(shù)1.97，目前地層壓力41.48 MPa，壓力系數(shù)0.88，壓力保持程度僅45%，巴楚組PVT分析飽和壓力19.69 MPa，地飽壓差小，彈性能量不充足；同時壓力系統(tǒng)已由開發(fā)初期的異常高壓變?yōu)槌骸?/p>

地層壓力下降，產(chǎn)能呈下降趨勢：巴什托產(chǎn)量總體呈遞減趨勢，且遞減快。巴什托屬于雙重介質(zhì)，投產(chǎn)初期產(chǎn)量主要來源于裂縫系統(tǒng)，單井產(chǎn)量非常高，但基本無法穩(wěn)定，投產(chǎn)即快速下降，同時由于含水快速上升，產(chǎn)量遞減很快；高含水穩(wěn)定后，主要由于能量下降，基質(zhì)供液能力下降，以及瀝青質(zhì)和無機垢堵塞、大壓差下裂縫閉合等影響，直井均進(jìn)入低產(chǎn)低效階段；2013年開始實施儲層改造、提液增油、轉(zhuǎn)抽等措施，基本無法維持穩(wěn)定，主要是沒有從根本上解決能量和供液的問題?？傮w上，可能主要由于能量不足，大量油在基質(zhì)中無法采出來。

地層壓力下降，可能引起裂縫閉合，降低導(dǎo)流能力：托甫臺區(qū)塊臨界壓力為37.87-42 MPa，巴什托區(qū)塊目前地層壓力41.48 MPa，推測可能引起部分裂縫閉合。

水體能量有限，高含水保持穩(wěn)定：靜態(tài)法計算水體倍數(shù)為3.92倍，動態(tài)法計算水體倍數(shù)為4倍，根據(jù)生產(chǎn)情況，油藏綜合含水80%左右，且保持長時間穩(wěn)定，說明水驅(qū)弱，水體能量有限。

天然能量評價顯示地層能量不足：通過計算反映油藏天然能量充足程度的指標(biāo)Npr、Dpr，判斷油藏自身存在的驅(qū)動能力的大小。根據(jù)油藏天然驅(qū)動能量及邊底水活躍程度判別標(biāo)準(zhǔn)(2＜Npr＜10, 0.8＜Dpr＜2.5 為有一定；Npr＜2, Dpr＞2.5 為不足 )，Npr計算結(jié)果為2.17(2012年)、1.79(2017年)，Dpr計算結(jié)果為2.18(2012年)、2.78(2017年)，巴楚組油藏有一定的天然能量，由于儲層低孔、低滲，天然能量補充緩慢，驅(qū)動能力不足，水體不活躍。

3.2 注水潛力分析

3.2.1 連通性分析

投產(chǎn)初期測試W1、W4、W5井地層壓力相近，接近原始地層壓力；2010年測試地層壓力W6井與同時期W4井相近，同期新投產(chǎn)井W8井測試地層壓力66.82 MPa，明顯較低，可能主要與鉆井漏失泥漿污染有關(guān)，說明初期地層可能是連通的。后期由于瀝青質(zhì)、無機垢析出造成地層堵塞，以及各井裂縫發(fā)育情況不同，使得單井壓力差異大，儲層間連通性變差。

(1)W6、W8井組存在井間干擾

W8井酸壓后，W6、W8井出現(xiàn)明顯井間干擾，局部酸壓形成連通。W8井關(guān)井后，W6井日產(chǎn)液量上升、含水下降，井間干擾明顯。而W8井2013年10月打撈落魚失敗但疏通井筒開井成功后，W6井11月隨即停噴，造成W8井含水上升，W6井2014年4月轉(zhuǎn)抽恢復(fù)生產(chǎn)后，W8井含水下降明顯，整體上W8井在投產(chǎn)初期酸壓后，與W6井井間干擾明顯[3]。

根據(jù)W8井甲型水驅(qū)曲線變化可知：W8井酸化前直線段擬合可采儲量6.8萬t，酸化后甲型水驅(qū)曲線出現(xiàn)臺階狀直線段，說明溝通了新的水體；同時所對應(yīng)階段W8井產(chǎn)水礦化度出現(xiàn)明顯的下降，顯然W8井溝通了W6井儲集體，酸化后直線段擬合可采儲量增加3萬t。

圖1 W8井甲型水驅(qū)曲線

(2)W1、W7間存在井間干擾

W1與W7井地層壓力分別為43.19 MPa、43.98 MPa，僅相差0.79 MPa，說明地層連通性好。W1井酸壓關(guān)井后，W7井產(chǎn)液上升，待W1井開井生產(chǎn)后，W7井產(chǎn)液下降，井間干擾明顯[4]。

3.2.2 剩余油評價

目前巴什托井網(wǎng)控制程度38.68%，儲量動用程度54.49%，井網(wǎng)控制程度和儲量動用程度較低?，F(xiàn)有井網(wǎng)集中于構(gòu)造北部呈直線排列，南部控制程度低。

儲量復(fù)算原油可采儲量為37萬t，目前采出原油24萬t，剩余可采儲量13萬t。

4 結(jié)語

巴什托油田自1994年試采以來，地層壓力快速下降，壓力保持程度低，僅為45%。地層能量不足，水驅(qū)能力弱，水體能量有限。地層壓力下降，可能引起裂縫閉合，降低導(dǎo)流能力，剩余油大部分在基質(zhì)中，基質(zhì)供液能力相對較差。地層壓力下降，產(chǎn)能呈下降趨勢，高含水生產(chǎn)一定階段后，進(jìn)行綜合治理，目前生產(chǎn)井均轉(zhuǎn)機抽，巴什托油田需轉(zhuǎn)變思路，進(jìn)行注水開發(fā)。通過論證分析，W6-W8、W1-W7井組存在井間干擾，連通性較好；剩余可采儲量13萬t，有挖掘潛力，因而可通過注水開發(fā)，補充地層能量，驅(qū)替基質(zhì)中的剩余油流向井底，從而提高采收率。