氣水協同、量化井間壓差技術在碳酸鹽巖油藏開發中的應用

劉洪源 李桂云 魏林杉 黃米娜

摘要：塔河碳酸鹽巖油藏不同于常規砂巖油藏，其儲集體具有極強的非均質性，橫向上井間連通模式復雜多樣，縱向上沒有統一油水界面。這些特殊性導致常規的注水、注氣驅替井間剩余油提高采收率措施有效期短，增油效果無法保障。本文通過對碳酸鹽巖縫洞油藏典型井組A-B井組地質特征和開發動態進一步深入研究，從井組儲集體發育特點，油藏能量狀況、剩余油分布特征，研究了該井組開發矛盾，對井組注氣效果變差原因進一步研究認識，提出了：注氣后持續注水保持井組壓差，氣水協同延長井組氣驅有效期，提升井組開發效果。

關鍵詞：塔河油田;氣水協同;井組壓差;井組注氣;

本文以塔河八區典型井組A-B為研究對象，分析單元剩余油并創新提出氣水協同、量化井間壓差的開發對策，氣水協同通過注氣氣體縱向分異替換閣樓油向下運移，注氣后持續單元注水水驅橫向驅替置換下來的閣樓油可以維持井間驅油能量，延長井組驅油受效時間，提升井間剩余油動用程度，量化井間壓差可以為注氣后注水保持井間驅替效果提供量化依據，根據井間壓差調整注入井的日注水量，在保證井組驅油效果的同時可以降低注水成本，提升開發經濟效益。

1、井組地質特征認識

A-B井組位于塔河八區C大單元，通過螞蟻體精細刻畫及能量體疊加圖等靜態地質資料分析，同時結合動態生產特征分析認為A-B井組主要受控于單元內②號北東向斷裂，如圖1-1。結合井組地震剖面和50Hz分頻圖分析A-B井組具有較好的連通基礎，如圖1-2。井組所在的②號斷裂油氣充注程度高，產能高，平均單井產油7.3萬噸。井組所在②號斷裂水體能量較強，隨著開發的不斷深入，油水界面整體抬升，斷裂上含水以快速上升為主，屬于分段水淹。

2、井組前期治理對策和開發矛盾

通過前期開發認識，分析認為井組所在②號斷裂井周主要為快速水淹后形成的“底水封隔型”剩余油，同時斷裂上以裂縫孔洞型儲集體為主，剩余油類型主要為平面上“井間未動用儲量”。為了動用井間剩余油，A井2015年8月實施氣水混注，通過加大注氣規模至300萬方，注水12823方，成功與B井建立油線連通，B井15年12月22日開井后形成自噴，含水由97%下降至3%，日產油由0↑44t/d，停噴后機抽期間含水在61%左右，日產油30t/d左右，A井16年8月因上修更換管柱停止注水，停注后42d后，B含水上升，井組氣驅失效，受效358d，階段增油9940t。如何恢復井組油線連通，延長井組受效時間，提高井間剩余油動用是井組面臨的主要開發矛盾。

3、井組開發治理對策與實施效果

結合上輪次井組注氣效果分析，決定采用氣水協同的治理對策，氣水協同即通過注氣氣體縱向分異替換閣樓油向下運移，注氣后持續單元注水水驅橫向驅替置換下來的閣樓油延長井組受效時間，同時根據井組原始地層壓力及注氣受效后能量狀態，計算出井間壓差，結合油藏工程方法，實現A單元定量化注水，優化注水量提升經濟效益。

通過計算，A-B井間壓差=A井地層壓力-B井地層壓力與注氣前地層壓力之差，井組16年注氣后注水受效階段井間壓差為12.5MPa，含水上升階段16年10月井間壓差為9MPa，因此分析認為井間驅替剩余油所需注水保持的壓差為12MPa，表1-1。17年1月A井進行新一輪注氣150萬方，注氣后持續單元注水，根據井間受效壓差逐步優化注水量至30方/天，節約了注水成本，本輪氣水協同井組驅油，在注氣量較上一輪減少一半的情況下，截至19年6月14日井組受效期延長至880d，增油量達29317t，目前井組仍在受效中。

4、結論

通過研究得出以下結論：

（1）通過前期分析認識，即使在井點高水淹后，井間剩余油仍較為富集，主要為井間未連通動用型。

（2）氣水協同即通過注氣氣體縱向分異替換閣樓油向下運移，注氣后持續單元注水水驅橫向驅替置換下來的閣樓油可以維持井間驅油能量，延長井組驅油受效時間，提升井間剩余油動用程度。

（3）通過井間壓差計算，可以為注氣后注水保持井間驅替效果提供量化依據，根據井間壓差調整注入井的日注水量，在保證井組驅油效果的同時可以降低注水成本，提升開發經濟效益。

參考文獻：

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