塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)開發(fā)特征及改善對策

鄭松青，康志江，程曉軍，，李小波，張世亮，崔書岳，蔣 林

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石化西北油田分公司，新疆烏魯木齊 830011）

中國海相碳酸鹽巖石油資源豐富。新一輪國家油氣資源評價結(jié)果表明，截至2015 年底，中國海相碳酸鹽巖石油地質(zhì)資源量達(dá)340×108t［1］，截至2020 年底，探明石油地質(zhì)儲量已超過30×108t，其中近2/3 儲存在塔里木盆地奧陶系縫洞型碳酸鹽巖儲層中，其科學(xué)高效開發(fā)對中國西部能源安全戰(zhàn)略意義重大。

注水是塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏最主要的補充能量方式［2］。塔河油田奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏2005 年開始試注水，截至2020 年底，水驅(qū)覆蓋石油地質(zhì)儲量已近6.6×108t，占已開發(fā)石油地質(zhì)儲量的76.7%。哈拉哈塘油田2009 年投入開發(fā)即開始注水［3］。注水大幅降低了縫洞型碳酸鹽巖油藏的自然遞減率，但與其他類型的碳酸鹽巖油藏相比，仍存在一定差距。從世界范圍看，碳酸鹽巖油藏注水提高采收率幅度平均在15個百分點左右，但目前縫洞型碳酸鹽巖油藏采收率提高幅度平均僅為3～5 個百分點，進(jìn)一步改善水驅(qū)開發(fā)效果成為亟待解決的問題。

中外學(xué)者對縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)進(jìn)行了大量的研究，在注采井網(wǎng)構(gòu)建［4-5］、注水方式調(diào)整［6-10］、注水時機選擇［11］、注采參數(shù)優(yōu)化［12-14］等方面取得了豐碩的成果，對縫洞型碳酸鹽巖油藏的注水開發(fā)起到了積極的推動作用［15］。但研究多針對單一技術(shù)，對縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)存在問題未做深入探討，技術(shù)對策不系統(tǒng)。針對上述問題，以塔河油田注水開發(fā)實踐為基礎(chǔ)，綜合應(yīng)用地質(zhì)、地球物理、示蹤劑測試、生產(chǎn)動態(tài)等資料，以動態(tài)分析為主要技術(shù)手段，對縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)開發(fā)特征及改善技術(shù)對策進(jìn)行系統(tǒng)研究，以期為塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏以及中外同類型油藏的注水開發(fā)提供借鑒。

1 塔河油田開發(fā)簡況

塔河油田位于塔里木盆地塔北沙雅隆起阿克庫勒凸起西南部，其奧陶系油藏是中國目前儲量規(guī)模最大的縫洞型碳酸鹽巖油藏。塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏1997年投入開發(fā)，主要經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、補充能量開發(fā)和提高采收率3個階段。

1997—2005 年為天然能量開發(fā)階段。其地飽壓差大（約為40 MPa），底水能量充足，以彈性驅(qū)和底水驅(qū)為主。該階段是塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏最主要的開發(fā)階段，截至2020 年底，塔河油田主體區(qū)主要縫洞單元天然能量開發(fā)階段可采儲量與目前可采儲量的比值為65%～85%，表明在目前的開發(fā)技術(shù)水平下，60%以上的可采儲量可依靠天然能量采出。

2005 年起塔河油田逐步進(jìn)入補充能量開發(fā)階段。同年塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏開始注水開發(fā)試驗，2013 年開始注氣開發(fā)試驗。注水、注氣的主要目的是補充地層能量，主要形成注水替油、單元注水2種注水開發(fā)技術(shù)，以及單井注氣、單元注氣2 種注氣開發(fā)技術(shù)，近幾年又形成了氣水復(fù)合驅(qū)油技術(shù)［16］。注水、注氣開發(fā)技術(shù)有效補充了地層能量，減緩了產(chǎn)量遞減，提高了采收率。塔河油田開發(fā)實踐表明，注水、注氣實施效果較好的單元提高采收率幅度為5～8個百分點。

2015年后，塔河油田部分單元/井組開始提高采收率實踐探索。針對注水、注氣失效井組，開展了表面活性劑輔助替油、氮氣泡沫輔助氣驅(qū)以及智能納米材料驅(qū)油控水等技術(shù)的研發(fā)和實踐，都取得了一定的效果。塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏埋藏深，高溫高鹽，常規(guī)的表面活性劑、聚合物適應(yīng)性較差，發(fā)展適合高溫高鹽的提高采收率技術(shù)是下一步的攻關(guān)重點。

需要說明2點：一是開發(fā)階段是逐漸改變的，從井組探索，到先導(dǎo)試驗，再到大規(guī)模推廣，一般經(jīng)歷幾年時間，很難有嚴(yán)格的時間劃分線，即便現(xiàn)在，塔河油田部分區(qū)域的縫洞型碳酸鹽巖油藏仍然處在天然能量開發(fā)階段。二是注水、注氣都是提高采收率的過程，這里的提高采收率階段主要是指通過改變油藏巖石或流體的物性來提高采收率的開發(fā)階段。

2 水驅(qū)開發(fā)特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏是離散介質(zhì)油藏，與整裝碎屑巖油藏和裂縫-孔隙型碳酸鹽巖油藏相比，水驅(qū)開發(fā)特征有很大不同。

2.1 水驅(qū)受效特征

在整裝碎屑巖油藏水驅(qū)開發(fā)過程中，一口井注水，周圍多口井受效，但縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)開發(fā)單向受效非常普遍（圖1）。統(tǒng)計塔河油田主體開發(fā)區(qū)86口有效注水井（即其注水后周圍有明顯受效井），其中只有1口受效井的井組61個，占70.9%；有2 口受效井的井組24 個，占27.9%；受效井?dāng)?shù)大于2的井組僅1個。

圖1 塔河油田某單元注水量及受效方向圖Fig.1 Water injection volumes and response directions of a unit in Tahe Oilfield

導(dǎo)致這一現(xiàn)象的主要原因是縫洞體連通性差。渤海灣盆地任丘潛山油藏和塔里木盆地奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏是中國碳酸鹽巖油藏的典型代表。任丘潛山油藏具有統(tǒng)一的油水界面、壓力系統(tǒng)、水動力系統(tǒng)和熱力系統(tǒng)。與其相比，塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏縫洞體連通性差，分割性十分嚴(yán)重［17-18］，相鄰縫洞體間也可能不連通。如塔河油田2 區(qū)某直井未建產(chǎn)，第1 次北東東向側(cè)鉆井低產(chǎn)且高含水，第2次正北部側(cè)鉆井則獲得較好產(chǎn)能，初期日產(chǎn)油量為25 t/d，不含水。塔河油田6 區(qū)A井，2005 年投產(chǎn)油壓為4.2 MPa，投產(chǎn)后壓力迅速下降，9 d 后停噴，累積產(chǎn)油量為3.6×104t，與之相鄰的B 井2002 年投產(chǎn)，2005 年油壓為8 MPa，截至2020年底累積產(chǎn)油量為40×104t。連通性差導(dǎo)致很多井難以建立注采關(guān)系，注水受效方向單一。

需要說明的是，前文所述縫洞體連通性差是針對注水而言的。塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏不同介質(zhì)連通路徑不同，“氣走氣路、水走水路”，“氣連水不連、水連氣不連”現(xiàn)象比較普遍。如塔河油田6 區(qū)TK6A 井，2009 年示蹤劑測試結(jié)果顯示其與6 口鄰井連通，TK6B 井為主要連通方向，但注水后TK6C 井出現(xiàn)明顯響應(yīng)，注氣后TK6D 井出現(xiàn)明顯響應(yīng)，其余井響應(yīng)皆不明顯。這說明縫洞體間可能存在連通通道，但這種連通通道不一定能成為有效的水驅(qū)路徑。

2.2 注水利用率特征

塔河油田縫洞型碳酸鹽巖油藏注水利用率偏低。油田注水利用率通常用存水率評價［19］。但縫洞型碳酸鹽巖油藏部分井注水后，周圍井無明顯響應(yīng)（比如塔河油田6區(qū)某井累積注水量近60×104m3，依然未產(chǎn)生明顯的驅(qū)油效果），計算存水率很高，但注水利用率并不高。故提出利用噸油耗水量評價注水利用率。將噸油耗水量定義為累積注水量與注水后累積增油量的比值，該值越高，注水利用率越低。2020 年，塔河油田某區(qū)碳酸鹽巖油藏綜合含水率為40.1%，但噸油耗水量已經(jīng)高達(dá)8.0 m3/t，相當(dāng)于砂巖油藏含水率為80%以上的水平。

縱向連通性好，注水“外溢”是導(dǎo)致這一現(xiàn)象的主要原因?？p洞型碳酸鹽巖油藏注采井間垂向斷裂、裂縫發(fā)育（圖2），部分?jǐn)嗔选⒘芽p被方解石充填，但也有很多斷裂、裂縫經(jīng)過后期的溶蝕作用，儲集空間進(jìn)一步擴大，成為重要的油氣儲集空間和運移通道。注水開發(fā)階段，在重力和高角度裂縫的雙重作用下，注入水容易沿高角度裂縫進(jìn)入底水，發(fā)生“外溢”。如塔河油田A 區(qū)，注水開發(fā)階段累積注水量為908.5×104m3，注水增油量為88×104m3，增水量為150×104m3，壓力上升1.98 MPa（折算地下體積為65×104m3），根據(jù)縫洞型碳酸鹽巖油藏物質(zhì)平衡方程［20］，606.3×104m3注入水沒有起到作用，外溢比高達(dá)66.7%。

圖2 塔河油田6區(qū)連井剖面Fig.2 Cross-well profile of Block6 in Tahe Oilfield

需要補充說明2 點：一是外溢的水進(jìn)入底水或其他區(qū)域，可能通過次生底水起到驅(qū)油作用，也可能在其他區(qū)域補充了地層能量，但因作用過程復(fù)雜，很難作為驅(qū)油的直接證據(jù)。也正因此，不同研究者評價縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)效果往往得出不同的結(jié)論。二是數(shù)值模擬結(jié)果顯示，注入水在驅(qū)替過程中沿高角度裂縫進(jìn)入底水，仍然會造成油藏上部壓力升高，驅(qū)動剩余油進(jìn)入生產(chǎn)井，同時對底水錐進(jìn)產(chǎn)生抑制作用。另外，生產(chǎn)實踐也顯示，注水跨斷裂受效情況也不鮮見。這說明同砂巖油藏中斷裂的遮擋作用不同，縫洞型碳酸鹽巖油藏斷裂對注水開發(fā)的影響是十分復(fù)雜的。

2.3 注水失效特征

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)失效的主要表現(xiàn)是含水率再度升高，甚至水淹。底水水侵和注入水水竄都會導(dǎo)致采油井水淹。

底水水侵型 縫洞型碳酸鹽巖油藏注水提高采收率的重要機理是注入水對底水的抑制作用。具體分為2 種情況：①注水后，油藏壓力升高，底水與油藏的壓力差減小，底水上升速度減緩，含水率降低。②油井控制范圍內(nèi)存在未動用連通通道，注水后，注采井間通道剩余油被動用，進(jìn)入油井，導(dǎo)致含水率降低。但隨著開發(fā)的進(jìn)行，地下虧空進(jìn)一步擴大，注入水在重力的作用下，沿高角度裂縫進(jìn)入底水，對底水的抑制作用減弱，底水沿高角度裂縫再次抬升，進(jìn)入井底，導(dǎo)致油井含水率再次升高，甚至水淹，注水失效（圖3a）。

注入水水竄型 該模式同常規(guī)砂巖油藏或裂縫性碳酸鹽巖油藏相同，注入水沿連通通道進(jìn)入油井，引起油井含水率升高，進(jìn)而水淹，注水失效（圖3b）。

圖3 縫洞型碳酸鹽巖油藏注水失效模式Fig.3 Waterflooding failure modes in fracture-cavity carbonate reservoirs

雖然底水水侵和注入水水竄都會導(dǎo)致生產(chǎn)井高含水，但因塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏厚度大，注采井距大，井間高角度裂縫發(fā)育，數(shù)值模擬結(jié)果顯示油水流動以垂向流動為主，底水（包括原生底水和注入水形成的次生底水）沿高角度裂縫水侵是失效的主要原因（圖4）。這導(dǎo)致塔河油田累積注采比仍處于較低的水平，但高含水已經(jīng)成為產(chǎn)量遞減的主要因素。2020 年底，塔河油田某區(qū)累積注采比為0.38，但暴性水淹對產(chǎn)量遞減的貢獻(xiàn)率已達(dá)52.0%（含水上升貢獻(xiàn)率為85.3%）。近年隨著注水規(guī)模的擴大，注入水水竄型失效也在不斷增多。

圖4 水驅(qū)后含油飽和度連井剖面Fig.4 Cross-well profile of oil saturation of Block6 in Tahe Oilfield after waterflooding

3 低效水驅(qū)模式

縫洞型碳酸鹽巖油藏不同注采井組的注水開發(fā)效果差異很大。部分井組水驅(qū)效率低與縫洞體結(jié)構(gòu)、連通性、底水、注采井配置等都有關(guān)系。但根本上還是注采井與縫洞結(jié)構(gòu)不匹配導(dǎo)致的?？p洞體在空間離散分布，同碎屑巖油藏中土豆?fàn)钌绑w、透鏡狀砂體相似（圖2）。水驅(qū)采收率是水驅(qū)控制程度、水驅(qū)波及系數(shù)、水驅(qū)洗油效率的乘積。據(jù)此，將低效水驅(qū)模式分為3大類10亞類。

3.1 低水驅(qū)控制型（Ⅰ）

好的水驅(qū)開發(fā)效果必須以高水驅(qū)控制程度為前提。低水驅(qū)控制程度是注水低效的首要原因。縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)控制儲量目前尚無理論界定。筆者將注采井連通路徑上的儲量定義為水驅(qū)控制儲量。低水驅(qū)控制型又可進(jìn)一步分為3個亞類。

無注采系統(tǒng)型（Ⅰ-a）一個連通縫洞體（或縫洞群）如果只有采油井沒有注水井，或者只有注水井沒有采油井（圖5a），注采系統(tǒng)無法建立，注水效果更無從談起。由于塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖油藏連通性差，井間距大，受油藏描述精度或經(jīng)濟(jì)效益的制約，井間沒有建立注采系統(tǒng)的小縫洞體（或縫洞群）并不鮮見。

弱連通型（Ⅰ-b）不同縫洞體之間或者同一縫洞體內(nèi)，由于儲集體不發(fā)育、充填等原因，連通性很差，存在分割性（圖5b），導(dǎo)致很多區(qū)域壓力可以波及但注入水很難波及。換言之，這種連通對注水是無效的。這種縫洞體（或縫洞群）雖然構(gòu)建了注采系統(tǒng)，但水驅(qū)控制程度很低，注水開發(fā)效果不佳。

注采井配置不合理型（Ⅰ-c）縫洞型碳酸鹽巖油藏早期注水井多由低產(chǎn)低效轉(zhuǎn)注產(chǎn)生，沒有經(jīng)過系統(tǒng)設(shè)計，可能導(dǎo)致在一個連通縫洞體（或縫洞群）內(nèi)，油井為二線井，甚至三線井、四線井（圖5c），靜態(tài)上注水井雖然與其連通，但在動態(tài)上一線井會在注水井與二、三線井間形成水動力屏障，導(dǎo)致二、三線井的儲量很難有效控制，開發(fā)效果不佳。

圖5 縫洞型碳酸鹽巖油藏低效水驅(qū)模式Fig.5 Low-efficiency waterflooding modes in fracture-cavity carbonate reservoirs

3.2 低水驅(qū)動用型（Ⅱ）

縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)動用儲量同樣沒有理論定義。筆者將水驅(qū)能夠波及的最大儲量定義為縫洞型碳酸鹽巖油藏水驅(qū)動用儲量。要提高水驅(qū)開發(fā)效果，在控制的基礎(chǔ)上，注水還要能夠有效波及。該類低效模式又可進(jìn)一步分為6亞類。

同向通道間干擾型（Ⅱ-a）該模式主要是指注采井間在平面或垂向存在多條連通通道（圖5d），注水開發(fā)過程中，不同通道因位置、通道尺度等的差異產(chǎn)生干擾，位于下部、連通性好的通道容易被水驅(qū)替，位于上部或連通性比較差的通道注入水則難以進(jìn)入，導(dǎo)致連通物性差或上部的通道動用差。

同向通道內(nèi)干擾型（Ⅱ-b）不僅通道間會彼此干擾，注采井間存在一條通道時，通道內(nèi)部由于物性差異，同樣會存在干擾。對于裂縫孔洞型儲集體，如果發(fā)育裂縫，注入水會沿裂縫優(yōu)先流動，而裂縫周圍的弱水動力區(qū)域動用程度較低（圖5e）。

多向干擾型（Ⅱ-c）一口注水井與多口采油井連通，不同方向的連通通道同樣會因位置、流動通道尺度等的差異產(chǎn)生干擾（圖5f），注入水沿優(yōu)勢通道驅(qū)替，弱勢通道難以動用。

注水溢出型（Ⅱ-d）縫洞型碳酸鹽巖油藏高角度裂縫發(fā)育，注水開發(fā)階段，在重力和高角度裂縫的雙重作用下，注入水容易沿高角度裂縫進(jìn)入底水，導(dǎo)致注采井間連通通道剩余油難以動用（圖5g）。

注采垂向位置不匹配型（Ⅱ-e）縫洞型碳酸鹽巖油藏儲層厚度大，縱向裂縫發(fā)育，重力是主要的作用力，垂向流動是主要的流動形式。注采垂向位置必須同重力相匹配。低注高采，重力作用和水驅(qū)方向相反，重力會抑制過早水淹，動用程度高，反之，則容易導(dǎo)致過早水淹，開發(fā)效果不理想（圖5h）。

井洞配置不合理型（Ⅱ-f）縫洞體形狀多不規(guī)則，注水開發(fā)過程中，注采井位于縫洞體局部高點利于發(fā)揮重力作用，注入水自下而上波及，開發(fā)效果好。如果注采井位置與縫洞體形狀不匹配，縫洞體局部高點注入水難以波及，導(dǎo)致動用程度較低（圖5i）。

3.3 低洗油效率型（Ⅲ）

縫洞型碳酸鹽巖油藏雖然大洞、大縫發(fā)育，但充填嚴(yán)重，溶蝕孔洞也是重要的儲集空間，微觀剩余油依然是重要的提高采收率對象。在塔里木盆地縫洞型碳酸鹽巖親油性油藏［21］注水替油或單元注水過程中，盲端縫洞內(nèi)的剩余油主要靠重力分異作用動用，但受注水速度、尺度、潤濕性等因素影響，小尺度裂縫溝通的以及位于驅(qū)替通道上部盲端縫洞內(nèi)的剩余油依靠重力無法采出，導(dǎo)致部分區(qū)域宏觀上注入水雖已波及，但微觀上并未動用，驅(qū)油效率低（圖5j）。

4 改善水驅(qū)技術(shù)對策

連通縫洞體是縫洞型碳酸鹽巖油藏最基本的注水開發(fā)單元。注水開發(fā)必須圍繞連通縫洞體進(jìn)行。

4.1 提高水驅(qū)控制程度對策

對于無注采系統(tǒng)型、弱連通型、注采井配置不合理型低效水驅(qū)模式，完善井網(wǎng)是最行之有效的提高水驅(qū)控制程度技術(shù)手段。在經(jīng)濟(jì)有效的前提下，每一個連通縫洞體（群）都應(yīng)有完善的注采關(guān)系。塔河油田針對縫洞型碳酸鹽巖油藏特殊的地質(zhì)特征，提出了“空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)”的概念［4，22］?？臻g結(jié)構(gòu)井網(wǎng)的本質(zhì)是立體化和結(jié)構(gòu)化?！傲Ⅲw化”要求建立井網(wǎng)時必須考慮重力作用和縱向驅(qū)替，“結(jié)構(gòu)化”要求井別、井型、井位必須同縫洞結(jié)構(gòu)匹配?？臻g結(jié)構(gòu)井網(wǎng)沒有固定的井網(wǎng)型式，沒有固定的井距，注采關(guān)系完全由井的生產(chǎn)狀態(tài)和縫洞結(jié)構(gòu)決定。不同地質(zhì)背景下，縫洞結(jié)構(gòu)不同，井網(wǎng)型式不同，這一理念最早可追溯到20 世紀(jì)80 年代老君廟油田的注水開發(fā)［23］。對非均質(zhì)性極強的縫洞型碳酸鹽巖油藏，這一理念更顯重要。受縫洞體描述精度和鉆井成本的制約，塔河油田早期部署注水井風(fēng)險過大，多數(shù)注水井都由生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注產(chǎn)生。隨著油藏描述精度的提高和鉆井成本的降低，部署注水井將成為完善井網(wǎng)的重要技術(shù)手段。如塔河油田10 區(qū)某連通縫洞體，前期有5 口生產(chǎn)井，沒有注水井，注采關(guān)系不完善，2020年5月，通過新鉆注水井完善注采關(guān)系，5口井受效，日增油量為50 t/d。

對于弱連通型低效模式，還可通過改善連通提高水驅(qū)控制程度?？p洞型儲層發(fā)育微裂縫、層間縫，地層壓力下降后，裂縫會閉合，但當(dāng)注水壓力高于裂縫的擴展壓力后，微裂縫會開啟，連通性差的通道變好，進(jìn)而建立注采關(guān)系。如塔河油田6 區(qū)A井前期注水過程中，周圍無明顯受效井，2019年4月高壓注水（日注水量為1 600 m3/d，注入壓力為32 MPa），B 井出現(xiàn)響應(yīng)，動液面升高，日產(chǎn)液量升高，日產(chǎn)油量由8 t/d 上升到19 t/d，但隨之水竄，含水率上升至98%。該井組也是注水跨斷裂受效的典型代表。

4.2 提高水驅(qū)動用程度對策

同向通道間干擾型、同向通道內(nèi)干擾型、多向干擾型、注水溢出型低效水驅(qū)模式都是連通通道干擾導(dǎo)致的，可通過調(diào)驅(qū)，封堵水竄優(yōu)勢通道，迫使注入水進(jìn)入弱勢通道驅(qū)替剩余油進(jìn)而提高動用。如塔河油田托甫臺TP1-TP2 井組，兩井存在上、下兩條通道，存在同向通道間干擾，TP1井注水后沿下部裂縫通道竄進(jìn)，剩余油聚集于上部儲集體，采用橡膠顆粒、塑彈體顆粒對下部通道封堵，增油量為2 260 t。另如塔河油田TP3 井組，TP3 井注水后，注入水流向TP4 井和TP5CH 井，存在多向干擾，其中TP4井方向為優(yōu)勢方向，在其注水失效后，采用橡膠顆粒、塑彈體顆粒對優(yōu)勢水竄通道封堵，處于弱勢方向的TP5CH 井含水率明顯下降，產(chǎn)油量、產(chǎn)液量上升，受效明顯，累積增油量為1 020 t。

對于多向干擾型低效水驅(qū)模式，也可以通過注采參數(shù)優(yōu)化改善。通過改變注采井間生產(chǎn)壓差，即降低優(yōu)勢通道生產(chǎn)壓差，提高弱勢通道生產(chǎn)壓差，實現(xiàn)不同方向的均衡驅(qū)替。截至2020 年3 月，塔河采油三廠通過調(diào)整注采參數(shù)優(yōu)化分水量9 井次，有效率為85.2%，累積增油量為1.75×104t［13］。

對于注采垂向位置不匹配型低效水驅(qū)模式，可通過改變液流方向改善。如塔河油田10 區(qū)TH10A和TH10BX井組，2018年5月TH10A井注水后，TH10BX 井含水率迅速升高，2019 年9 月調(diào)整為TH10BX 井注水，TH10A 井見效，日產(chǎn)油量最高升至25 t/d。

對于井洞配置不合理型，通過注水很難有效動用縫洞體頂部的剩余油，現(xiàn)場針對這種類型的井，在其失效后，會通過注氣動用頂部的剩余油。

4.3 提高水驅(qū)洗油效率對策

對于低洗油效率型以及同向通道內(nèi)干擾型低效水驅(qū)模式，改善巖石及油水界面性質(zhì)是重要的技術(shù)手段。

針對注水替油井，塔河油田開展了注表面活性劑試驗，取得了一定的效果。2014 年，利用CRS（碳酸鹽巖油藏表面活性劑提高采收率）技術(shù)對4 口注水替油井進(jìn)行治理，增油量為4 125.5 t。2012年，哈拉哈塘油田研制耐溫耐鹽表面活性劑對HA13-X和XK4-X 兩口注水替油井進(jìn)行治理，注水替油率分別由0.519，0.106增加到0.612，0.151；含水率分別由上一輪的48.5%，60.1%降低至40.7%，53.8%［3］。

近兩年，塔河油田通過注入智能納米黑卡也取得了不錯的效果。智能納米黑卡提高采收率的主要機理是：改變巖石潤濕性，降低毛管阻力，將油膜從巖石表面剝離，降低油水界面張力，乳化降黏，提高驅(qū)油效率［24］。2020 年5 月22 日，TK7A 井注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.005%的2-D 智能納米黑卡溶液，注水單元內(nèi)3 口井陸續(xù)見到效果，截至2020 年9 月15 日，3口井環(huán)比增油量為2 233.9 t，產(chǎn)量及含水保持穩(wěn)定，平均含水率從82%降低到25.7%。

城市的基礎(chǔ)設(shè)施是城市發(fā)展的基礎(chǔ)與保障，智慧城市對基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)提出了更高的要求。揚中市加大對基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)的投入力度：實施雷公島直達(dá)通道、建設(shè)路等項目，運營公交主樞紐，入選“全國城鄉(xiāng)交通運輸一體化創(chuàng)建示范市”，加快智慧交通建設(shè)步伐；開工建設(shè)天然氣高壓管線、萬太220千伏輸變電等工程；建成防汛指揮中心等一批水利工程，建設(shè)智慧水利項目，實現(xiàn)防汛調(diào)蓄能力提升；加快建設(shè)寬帶揚中、無線揚中，構(gòu)建與“智慧揚中”相配套的網(wǎng)絡(luò)基礎(chǔ)設(shè)施，實現(xiàn)家庭百兆寬帶接入網(wǎng)服務(wù)和4G網(wǎng)絡(luò)全覆蓋；完善公共服務(wù)和便民設(shè)施，推動城市功能進(jìn)一步完善。

4.4 底水治理對策

嚴(yán)格意義上，底水水侵并不是水驅(qū)的問題。但底水是影響水驅(qū)開發(fā)效果的關(guān)鍵因素，利用注入水抑制底水也是縫洞型碳酸鹽巖油藏注水提高采收率的關(guān)鍵機理之一。因此，解決底水問題也作為改善水驅(qū)開發(fā)效果的重要方向。中外底水油藏的開發(fā)經(jīng)驗也表明，控制（或抑制）底水錐進(jìn)是開采底水油藏的關(guān)鍵［25-26］。底水侵入必須滿足2 個條件，一是底水壓力比生產(chǎn)井井底壓力高（折算統(tǒng)一深度），二是底水與生產(chǎn)井間存在連通通道。針對這2個條件，可以采取3種技術(shù)手段：一是提高生產(chǎn)井井底壓力，二是封堵水侵通道，三是降低底水能量。

4.4.1 提高生產(chǎn)井井底壓力

縮嘴壓錐、關(guān)井壓錐、注水壓錐、注氣壓錐等是提高生產(chǎn)井井底壓力常用的技術(shù)手段。

縮嘴壓錐通過減小油嘴抑制底水錐進(jìn)?；驹硎牵河妥煺{(diào)小，產(chǎn)液量降低，井底壓力升高，底水與井底壓差減小，從而減緩底水錐進(jìn)。塔河油田6 區(qū)TK6D 井2005 年5 月6 日含水率由53.1%升至81.8%，采取縮嘴壓錐措施，油嘴由7 mm調(diào)至6 mm，5 d后含水率下降至18.6%。

關(guān)井壓錐通過短時間關(guān)井抑制底水錐進(jìn)。基本原理是：關(guān)井后，井底壓力恢復(fù)升高，底水與井底壓差減小，在油水重力差的作用下，水錐降低。塔河油田6 區(qū)TK6E 井2005 年4 月11 日含水率上升至84.6%，油嘴縮小至8 mm，仍未有效控制含水率上升，4 月19 日關(guān)井壓錐9 d，開井后含水率穩(wěn)定在25%左右。

注水壓錐通過注水抑制本井底水錐進(jìn)［27］?；驹硎牵鹤⑺a充生產(chǎn)井所在縫洞體能量，減小底水與油井的壓力差，同時，燜井過程中，注入水在重力作用下置換原油，兩種機理共同作用，控制底水，恢復(fù)本井產(chǎn)能。塔河油田4區(qū)TK4ACX 井投產(chǎn)2個月后含水率上升至95%以上，2005 年7 月，實施注水壓錐，累積注水量為10.99×104m3后，2006 年1月開井日產(chǎn)油量為150 t/d，累積增油量為13.31×104t［28］。

注氣壓錐是通過注氣抑制本井底水錐進(jìn)?；驹硎牵簹怏w注入后在重力作用下運移至儲層頂部，形成次生氣頂，增加油體能量，迫使油水界面下移抑制底水錐進(jìn)。華北雁翎油田潛山油藏和樂安油田草古1 潛山油藏均采取過注氣壓錐方法，降水增油效果顯著［25］。

4.4.2 封堵水侵通道

堵水是封堵水侵通道最常用的技術(shù)手段。躍進(jìn)區(qū)塊YJ1H 井2020 年1 月29 日見水，產(chǎn)能迅速下降，2 月17 日，通過耐溫160 ℃、超低密度觸變凝膠堵劑深部堵水，4 月開井后，油壓從措施前的7.9 MPa上升到23.8 MPa，含水率由89%下降到30%，日產(chǎn)油量由23.6 t/d上升到112 t/d，增油效果顯著。

4.4.3 降低底水能量

排水采油是一種通過降低底水能量抑制底水錐進(jìn)或脊進(jìn)的常用方法?；驹硎牵涸谟退缑嫦伦饔靡粋€可控流量，形成一個向下的附加壓降來平衡采油時所產(chǎn)生的壓降，達(dá)到保持油水界面穩(wěn)定的目的［29］。

塔河油田在長期的開發(fā)實踐中，提出了一種調(diào)流勢排水采油新技術(shù)［30-31］。傳統(tǒng)的排水采油技術(shù)針對底水、一口生產(chǎn)井、油水同采的情況，新技術(shù)則針對有邊水性質(zhì)的底水，通過上游井大排量抽水降低水體能量，降低下游井水侵強度，進(jìn)而降低含水，恢復(fù)產(chǎn)能。該技術(shù)在實施過程中，判斷水侵方向十分關(guān)鍵。如果措施井處于下游可能會加速上游井水淹，起到反效果。塔河油田6 區(qū)S80 單元中部區(qū)域底水由南西向北東方向侵入。該區(qū)域內(nèi)兩井組實施排水采油，一組為TK6EX-TK6FCH 井組，TK6EX井為措施井，TK6FCH 井為預(yù)期受效井，TK6FCH 井位于TK6EX 井南西方向，相當(dāng)于下游抽水，結(jié)果導(dǎo)致TK6FCH 井含水率上升，停抽后，含水率下降；另一組為TK6GCH-TK6H 井組，TK6GCH 井為措施井，TK6H 井為預(yù)期受效井，因其位于TK6GCH 井北東方向，屬于上游抽水，實施后TK6H 井含水率下降（圖6）。

圖6 TK6EX-TK6FCH井組、TK6GCH-TK6H井組位置及排水采油效果Fig.6 Location of Well Group TK6EX-TK6FCH and TK6GCH-TK6H and effect of oil producing by water drainage

當(dāng)然，改善水驅(qū)開發(fā)效果最根本的工作是要綜合利用多種技術(shù)手段提高油藏描述精度?？p洞型碳酸鹽巖油藏描述的核心是縫洞結(jié)構(gòu)，包括縫洞體的幾何形狀、儲量規(guī)模、物性參數(shù)以及不同縫洞體間的連通狀況和配置關(guān)系等。這是一切技術(shù)得以有效實施的基礎(chǔ)。油藏認(rèn)識不清，再有效的技術(shù)也難以發(fā)揮作用。

5 結(jié)論

縫洞型碳酸鹽巖油藏的水驅(qū)開發(fā)呈現(xiàn)3 大特征：①受效方向單一；②注水利用率低；③底水水侵是注水失效的主要原因。

縫洞型碳酸鹽巖油藏注水開發(fā)效果與縫洞結(jié)構(gòu)、連通性、底水、注采井配置等有關(guān)。低效水驅(qū)模式主要有3 類，低水驅(qū)控制型、低水驅(qū)動用型、低洗油效率型。

改善水驅(qū)開發(fā)效果：一要圍繞連通縫洞體（或縫洞群）構(gòu)建（或完善）注采關(guān)系，通過構(gòu)建（或完善）井網(wǎng)、改善連通等提高水驅(qū)控制程度；二要通過調(diào)驅(qū)、注采參數(shù)優(yōu)化、改變水驅(qū)方向、變強度注水等提高水驅(qū)動用程度；三要通過改善巖石及油水界面性質(zhì)提高水驅(qū)洗油效率；四要通過提高（恢復(fù)）井底壓力、封堵水侵通道、降低底水能量等方式抑制底水。同時，還要綜合利用多種技術(shù)手段提高油藏描述精度。