注水指示曲线在碳酸盐岩油藏的应用

注水指示曲线在碳酸盐岩油藏的应用
靳永红;李安国;解慧;田景;胡利娟
【摘要】塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏埋藏深，储集空间多样，油水关系复杂。

缝洞型碳酸盐岩基质基本不具备储渗能力。

裂缝和溶洞既是储集空间，也是主要的连通通道。

注水指示曲线能很好地反映注水过程中油井压力随着累计注水量增加的变化情况，对初步分析储集体类型以及规模提供了可靠的依据。

因此，注水指示曲线的应用，能基本反映储集体以及裂缝等油藏特征，显示储层吸水能力的变化，为初步分析储集体类型以及规模提供可靠依据，指导后期注水工作以及措施作业。

%The Ordovician fractured-vuggy carbonate reservoirs in Tahe oilfield are deeply buried with multiple storage space and complex oil-water relation. The matrix of fractured-vuggy carbonate rocks have little storage and permeability capacity. Fracture and vug are not only the storage space, but also the main connected channels. Waterflood index curve can well reflect the change of the oil well pressure with the increase of the cumulative water injection rate during the waterflood process and provide a reliable basis for the preliminary analysis of the accumulative body types and scale. Therefore, the application of waterflood index curve can basically reflect the reservoir characteristics of the accumulative bodies and the fractures, show the change of the absorption capacity of the reservoirs, provide a reliable basis for the preliminary analysis of the accumulative body types and scale, and guide the waterflood operations and measures in the later period.
【期刊名称】《油气藏评价与开发》
【年(卷),期】2013(000)004
【总页数】5页(P30-34)
【关键词】塔河油田;碳酸盐岩;注水指示曲线;注水及措施
【作者】靳永红;李安国;解慧;田景;胡利娟
【作者单位】中国石化西北油田分公司塔河采油二厂，新疆塔河 841604;中国石化西北油田分公司塔河采油二厂，新疆塔河 841604;中国石化西北油田分公司塔河采油二厂，新疆塔河 841604;中国石化西北油田分公司塔河采油二厂，新疆塔河 841604;湖南天源国土资源勘查有限公司，湖南长沙 410000
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.6
塔河油田奥陶系油藏为典型的缝洞型碳酸盐岩油藏，埋藏深度在5 350～7 000m 之间，受多期构造作用、岩溶作用和成岩作用的叠加改造，逐步形成了以孔、洞、缝为储集空间和渗透通道，非渗透或低渗透的基质岩块为遮挡，非均质性极强的岩溶缝洞体系[1-4]。

自2005年3月在TK741井尝试单井注水替油试验获得成功以来，缝洞型碳酸盐岩油藏注水替油技术在塔河油田已有7年的发展历史，注水替油已成为塔河油田提高采收率、延缓自然递减的重要技术手段之一[5-9]。

随着注水规模的不断增大，注水效果变差井以及失效井逐步增多，因此，注水过程中水量的调整以及后期措施将变得越来越重要。

1 技术原理
塔河油田缝洞型油藏储集空间主要为裂缝、溶洞、溶蚀孔洞，油水分布关系复杂，流体在储层中的流动近似为“管流”，毛细管力作用较小[10-12]。

鉴于以上各因
素分析，研究认为注水替油增产的主要机理包括：重力分异置换作用、补充地层能量、驱替作用和渗吸作用[13-16]。

注水指示曲线能很好地反映注水过程中油井压力随着累计注水量增加的变化情况，对初步分析储集体类型以及规模提供了可靠的依据，并显示出储层吸水能力的变化，通过注水指示曲线特征分析，能及时根据曲线特征对注水量进行调整，并能为后期措施挖潜起到指导作用[17-21]。

2 应用情况
2.1 注采参数优化
塔河油田为缝洞型油藏，缝洞体在纵横上发育极不均质，储集体空间形态多样、大小悬殊、分布不均，故油井注水过程中表现的特征差距比较大。

2.1.1 初期注水量过大，导致油水界面上升或近井无法有效置换
一方面因裂缝型储层油井油水置换空间有限，周期注水量过大，导致剩余油被驱替至远井地带，油水置换困难。

如TH12503井2008年10月酸压投产，酸压沟通
了一定规模的储集体，注水前累计产油7 308t，供液不足后尝试注水，初期不起压，注水4 350m3后井口起压，开井后含水在80%以上，延长关井时间则供液不足。

从起压情况分析，注水指示曲线斜率较大，说明该井储集体规模有限且受污染，因初期注水量过大导致剩余油被驱散至远井带，后酸化处理，目前周期注水量控制在2 000m3左右，周期产液量在1 800t，周期产油1 000t，增油效果明显。

图1、2分别为TH12503井注水指示曲线和生产曲线。

图1 TH12503井注水指示曲线Fig.1 Waterflood index curve of well TH12503 另一方面为溶洞系统为主的储集空间，因井眼位置在储集体中下部，注水前产液量大，前期注水量过大导致油水界面抬升，开井初期表现为高含水。

如TH10208井
钻至5 967.16～5 968.66m放空，漏失泥浆96.9m3，后常规完井，累计产液
111 474t后尝试注水，累计注水11 255m3，在起压后指示曲线基本走平，结合
前期累产液较高等特征分析，该井储集体规模较大，但该井在开井初期高含水，累计排水4 641t后含水下降，目前油井不含水生产。

结合前期钻井情况、注水指示
曲线分析认为，该井井眼位于储集体中下部，因初期注水量过大导致油水界面抬升，开井初期高含水，在排出部分水后含水呈下降趋势。

针对这两类井，建议在注水过程中适当降低注水量，不断摸索最佳注入量，并适当延长关井时间，使油水能充分的置换，延长注水有效期。

2.1.2 累计注采比低，注水量小，未起到补充能量作用
部分井因初期注水量较低，未能起到补充能量的作用，开井后仍供液不足，注水指示曲线显示起压较慢，在起压后斜率较低，在后期加大注水量后增油效果明显。

如TH12129CH井常规完井，漏失495m3，因能量递减快，2009年10月尝试注水1 014m3不起压，开井产油1 594t，注水替油效果好，后注水量加大至13
464m3，生产至今，累计产油9 226t，效果明显。

2.1.3 中后期油水界面抬升，近井可置换原油减少
图2 TH12503井生产曲线Fig.2 Production curve of well TH12503
该类油井定容特征明显，注水过程中指示曲线显示较好的线性关系，因油井前期能量较弱，注入量远超出采出量时也能持续注入，但由于油水界面已抬升，开井高含水。

如TH10201井2008年4月钻遇放空漏失后常规完井，自喷仅23天后转抽，2008年8月开始注水，注水过程指示曲线线性关系明显，在19轮注水失效后，
仍能继续注水但是开井即高含水，注水失效，累计注采比达1.46。

图3、4分为TH10201井第9轮、第20轮注水情况。

图3 TH10201井第9轮注水情况Fig.3 The 9th waterflood situation of well
TH10201
图4 TH10201井第20轮注水情况Fig.4 The 20th waterflood situation of well TH10201
2.1.4 累计注采比高，油藏不封闭或近井通道不畅影响
该类井注水达到一定量后曲线逐渐走平，注水量增大后压力仍能维持稳定，表现出能持续注水却不能采油的现象，原油被驱替至远端，形成“阁楼”油。

在微细裂缝中，受岩石表面吸附力、油水界面张力影响，油水重力差被全部或部分抵消，重力分异难以发生，注入水无论从哪个方向进入储集空间均以横向驱替作用为主，一部分油被驱到远井储集空间，一部分油被吸附在岩石表面上或在小的封闭储集空间被压缩。

如TH10330CX井2008年1月25日酸压完井，完井过程中最高泵压仅45.2 MPa，停泵压力较低，酸压效果较好，后转机抽后配合注水间开生产，效果
较好，累计注水20轮次后注水开井即高含水，注水失效，但是在注水过程中仍能够连续注入，结合酸压情况分析认为该井裂缝比较发育，长注水形成“阁楼”油，导致后期开采困难。

图5为TH10330CX井酸压曲线。

2.1.5 近井储集体小，加大水量或提高注水压力主动寻找连通信息
该类型油井一般连接两套储集体，近井储集体多为裂缝型或裂缝—孔洞型储集体，因受置换空间的限制，开井后一直含水。

由于近井储集体不封闭，注入水可波及至远处空间，指示曲线斜率波动较大，初期线性关系比较明显，后期走平，说明沟通了第二套储集体。

如TH12303井，酸压过程中最高泵压仅80 MPa，裂缝发育，但在注水过程中起压较快，说明储集体规模有限，在后期则压力趋于平稳，注水指示曲线现在有两个斜率，初期斜率较大，后期斜率较小，说明存在第二套储集体，因此，在20轮注水过程中，加大注水量，为第二套储集体补充能量，开井后效果明显，周期产油量增加390t。

2.2 潜力及挖潜措施
根据周期注水量、周期采油量及注水指示曲线，可以判断储集体规模和储层受污染
情况。

图5 TH10330CX井酸压曲线Fig.5 Acid fracturing curve of well TH10330CX 2.2.1 判断井底垮塌，指导冲砂、酸化
部分油井在生产过程中出现供液能力突然变差的现象，常采用试注水的方法来验证井底，为后期措施提供依据。

若注水困难（快速起压），注水指示曲线显示斜率和前期相比变大比较明显，判断井底存在垮塌或者污染严重，导致吸水能力下降，从而指导冲砂、酸化措施。

如TH12417井2009年1月酸压投产，2011年5月首轮注水2 028m3，注水后油套压8/22 MPa，2011年9月第三轮注水至1
791m3时起压至16.8/28.7 MPa，注水困难，分析认为井底可能垮塌。

2011年10月冲砂酸化，砂埋101m，后进行冲砂酸化，酸化后注水曲线斜率明显下降，有效解除污染，目前生产稳定。

图6、7分别为TH12417冲砂前、后注水曲线。

图6 TH12417井冲砂前注水曲线Fig.6 Waterflood curve of well TH12417 before sand cleaning
图7 TH12417井冲砂后注水曲线Fig.7 Waterflood curve of well TH12417 after sand cleaning
2.2.2 判断近井通道差，指导大型压裂和水力扩容
部分井近井地带置换空间减少，注水期间通过指示曲线显示远井地带有泄压通道，但是启动压差比较大，也无法将原油置换出，尝试水力扩容和大型压裂，从本质上解决了注水变差的问题。

如TK672井压裂前累计注水14 915m3，累计产液7 307t，累计产油6 821t，累计注采比2.04。

2010年9月实施水力压裂，开井日产液75t，含水6.3%，措施效果好。

能量下降后再次实施注水补充能量，水力扩容前在注水20 MPa后出现第二个吸水段。

水力扩容后出现第二个吸水段时，压力下降至15 MPa，且第一段曲线斜率要小于扩容前，第二段斜率与扩容前相当，说明水力扩容提高了第一套的渗透率，改造了第一套和第二套间的连通通道。

2.2.3 判断远井通道差，指导大型压裂
针对前期注水指示曲线呈现走平迹象的油井，结合完井期间酸压、测井曲线等资料，后期提高注水压力、加大注水量，判断储集体结构，为寻找新的储集体提供指引。

如12137井2009年12月酸压完井，酸压最高泵压为70 MPa，说明裂缝发育，投产后供液不足，且注水过程中起压快，注水指示曲线显示斜率较大，证明储集体规模有限，远井通道不畅通。

2010年5月进行大型压裂。

大型压裂后增油效果好，生产较稳定，且第四周期注水5 400m3不起压，说明大型压裂沟通了远处新的储集体，注入水有了扩散通道。

图8、9分为TH12137压裂前、后注水指示曲线。

2.2.4 油水界面抬升，近井可置换原油减少，采用转
抽、深抽排水采油
随着注水周期的增加，油井前期能量较弱，当注入量远超出采出量时也能持续注入，但是油水界面已抬升，注水效果变差，注水曲线显示斜率逐步增大，说明油层吸水能力下降，吸水指数变小。

针对这类油井，通过转抽、深抽等措施降低油水界面，加大生产压差。

如TH12212井酸压完井，生产期间产液、压力下降快，后注水间开生产，第14轮后开井初期含水，生产期间含水能快速下降，效果变差，从注水曲线分析，斜率较首轮注水明显增大，于2010年8月27日转电泵，生产期间液量稳定，措施效果好。

3 认识及结论
1）初期注水井，结合钻井过程中漏失情况、自喷期间生产情况，以及首轮注水生产情况，并结合注水指示曲线，后期注水过程中优化注水量。

图8 TH12137压裂前注水指示曲线Fig.8 Waterflood index curve of well
TH12137 before fracturing
图9 TH12137压裂后注水指示曲线Fig.9 Waterflood index curve of well
TH12137 after fracturing
2）反映注水井井底受污染程度以及吸水能力，对注水指示曲线斜率突然变大井，可能存在井底垮塌、砂埋，指导冲砂酸化。

3）对注水指示曲线显示有两套储集体的油井，可以尝试大型压裂或水力扩容。

4）对首轮注水困难效果差井，结合注水指示曲线、酸压曲线、投产后生产情况，可以判断远井通道，后期进行大型压裂。

5）效果变差井，结合注水指示曲线判断储集体特征，对相对定容体特征明显的井采取深抽、转抽等措施排水采油。

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