塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式荣元帅.pdf

第20卷 第2期 油 气 地 质 与 采 收 率 Vol.20,No.2 2013年3月 PetroleumGeologyandRecoveryEfficiency Mar.2013 塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏多井 缝洞单元注水开发模式 1，2 2 2 2 荣元帅 ，李新华 ，刘学利 ，李小波 （1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都 610500； 2.中国石化西北油田分公司勘探开发研究院，新疆乌鲁木齐830011） 摘要：针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏试注阶段出现见效井组少、有效期短和含水率上升快等问题，在系统分析 前期现场注水试验并结合室内研究成果的基础上，提出了碳酸盐岩缝洞型油藏多井缝洞单元注水开发模式，即保 压、多阶段、立体注水开发。保压开发是指保持地层压力开发，减缓由于能量衰减而造成的递减或抑制底水锥进； 多阶段开发是指在不同注水开发阶段，采用不同的注水方式、注采参数及配套技术进行开发，注水受效前适当大排 量试注验证连通性并建立注采关系，受效后至效果变差前期采用温和注水，后期则适当提高排量周期注水，并考虑 换向注水及注水调剖；立体注水开发是指根据缝洞发育规律、剩余油分布以及连通状况，建立立体开发的注采井 网，实行双向或多向注水、分段注水、低注高采、缝注洞采等注水开发方式及配套技术进行开发。 关键词：碳酸盐岩缝洞型油藏 多井缝洞单元注水开发模式保压开发 多阶段开发 立体注水开发 中图分类号：TE344 文献标识码：A 文章编号：1009-9603（2013）02-0058-04 塔河油田奥陶系油藏既不同于中东地区碳酸 试验并结合室内研究成果，提出了碳酸盐岩缝洞型 盐岩裂缝型油藏，也不同于中国东部典型的碳酸盐 油藏注水开发模式，即保压、多阶段、立体注水开发 ［1-3］ 岩裂缝性油藏，更不同于常规孔隙性砂岩油藏 。 模式，以期为碳酸盐岩缝洞型油藏注水开发提供参 它是经过多期构造运动和古岩溶共同作用形成的 考。 碳酸盐岩缝洞型油藏，油藏储集体以构造变形产生 的构造裂缝与岩溶作用形成的孔、洞、缝为主，其中 1 多井缝洞单元注水概况 大型洞穴是最主要的储集空间，裂缝既是储集空 间，也是连通通道。碳酸盐岩基质基本不具有储渗 针对塔河油田缝洞型油藏一次采收率低的问 性能，储集空间形态多样，大小悬殊，分布不均，且 题，从2005年7月开始，在较早开发的塔河4区沙48 ［4-8］ 具有很强的非均质性 。目前，碎屑岩油藏和东部 缝洞单元北部选择了塔河开发440井、塔河开发429 碳酸盐岩裂缝性油藏注水开发技术已经相对成 侧斜井、塔河开发430侧斜井等开展单元注水试验， ［9-11］ 同年9月塔河开发424侧斜井、塔河开发水平井449 熟 ，而碳酸盐岩缝洞型油藏的注水开发技术尚 不完善。2005年以来，塔河油田在部分多井缝洞单 井及塔河开发429侧斜井相继受效增油，3口井总产 元的注采井组进行了注水试验，并见到良好效 油量由6.25 t/d上升至285.1t/d，综合含水率由 果［12-13］，表明注水开发已成为碳酸盐岩缝洞型油藏 93.1%降至13.2%。通过注水开发，缝洞单元能量均 提高采收率的一项主导技术。但在前期试注阶段 得到有效补充，地层压力由注水前的57.2MPa恢复 只是利用了一些低产低效或停产井进行试注，没有 到57.8MPa；而且含水率显著下降，并控制了含水率 完全考虑油藏特征进行注水部署，也未形成统一的