塔河采油一厂全方位“追剿”缝洞里的剩余油
2月底，在西北油田分公司2014年油气田开发技术交流会上，塔河采油一厂油藏开发研究所的汇报，让在座的领导、专家大加称赞。
该分公司副总经理窦之林说：“采油一厂产油量从2007年244万吨到2012年底155万吨，每年平均下降16万吨，而2013年只下降了5万吨，靠的是大幅度降低递减，实现了年超4万吨的前所未有的好成绩。”
“溯本正源”打开“迷宫”突破口
碳酸盐岩作为该厂的主力油藏，是什么开创了其开发稳产的奇迹呢？全方位“追剿”藏在缝洞里的剩余油为您揭开答案。
塔河四区是西北油田碳酸盐油藏最早一个单元注水的区块，辖属塔河采油一厂采油二队管理，探明面积56.7平方公里，地质储量6345万吨，目前采出程度为12.5%，至少还有360万吨的原油有待挖掘。
储层以溶洞及大尺度裂缝为主，储层连通性极强，但孔隙度又大小不一，错综复杂。由于缺少经验，2005年初期，注水强度过大，油井虽然见效快、产量高，但有效期很短，很快形成水窜。
回顾2012年初，四区出现含水飙升、产量下滑的严峻形势，当年7月份该油田在采油一厂召开了“注水推进会”，专家、技术人员汇聚一堂，“望、闻、问、切”，集中力量“会诊”，全力探索改善注水驱油的“突破口”。
“通过碳酸盐岩油藏储集体‘数值模拟’与‘物模实验’，认为水驱后剩余油主要被‘封隔’在溶洞最高的出口以上的部位以及弱连通的缝洞中，并且以残丘、分隔溶洞、底水未波及、井间剩余油四种形式‘藏匿’。”塔河采油一厂总地质师马洪涛总结道。
如何提高碳酸盐岩油藏采收率呢？油藏管理技术人员根据注采井组之间渗透性差异，从“平衡注水”、“提高波及体积”、“降低注水幅度”等方面挖掘藏在缝洞里的剩余油。
针对注水井储层为裂缝，采出井的储层为溶洞构造，根据裂缝渗透性小于溶洞渗透性的特点，技术人员采取了“延长降压周期”的策略，充分发挥高、低渗区注入水、剩余油置换能力，降低“水窜”的风险。
“TK435——TK455”注采井组，从2012年7月之前因高含水，开发效果变差，日产油水平不足2吨，原注水周期为“注15天/停15天”，每天注入量为130立方米。经过14个月的试验，日注入量逐渐下调为100m3-80m3-70立方米，注水周期优化调整为“注10天/停30天”。
调整后油井TK455从1.8兆帕稳升到4.0—4.5兆帕之间，套管自喷日产油水平13.5吨。截至2014年3月上旬，稳产602天，累计增油8000吨。
以此同理，TK439、TK460H—TK474井注采井组，由于区域剩余油富集，井网控制程度差，符合“低注高采、缝注洞采”方式，动用井间剩余油后，日产油在2013年10月份由2吨上升到20吨。
“缝注缝采”高压驱替新发现
塔河四区目前总井数74口，其中油井51口，水井22口，共划分为12个注采井组。在缝洞型碳酸盐岩油藏注采井组中，有一种注采井组的储层类型都属于裂缝构造。由于储集体的渗透性基本相同，因此可采取“缝注缝采”的驱替模式。
“此类井组主、次通道渗透性差异较小，如周期注水升压阶段形成的压力差不足以驱替距主通道更远处以及渗透性更差的储层剩余油，将导致效果逐渐变差。对于此类井组，需上调注采比提高增压幅度，同时在降压期仍需注入一定量水，保证驱油能量充足。”
采油二队队长姜昊罡分析道。
“TK432、TK478——S65”属于“两注一采”井组，在2012年7月注水调整之前，以“注15天/停15天”的周期，日注水量分别为200和300立方米，S65井虽然日产油水平为12.2吨，但存在不稳定、不理想的问题。当月，把日注入量都加大到400立方米，旨在提高升压阶段压差。到2012年10月初日增油能力为17.5吨，从2013年1月份至7月日增油20吨。截至目前，S65井稳产330天，累计增油4200吨。实践证明，通过提高注采比，动用了“新发现”的缝洞通道里的剩余油，改善了水驱效果。
“洞注洞采”减小幅度防水窜
针对“洞注洞采”型注采井组，室内模拟实验显示，溶洞型的储集体内通过增大注水强度，能一定程度上增大波及体积，但“水窜”形成较快；而单纯延长停注周期又会降低驱油效率。
“TK458H——TK410”井组在初期注水阶段，采取“注30天/停30天”的注水强度，虽然周期注水驱油作用有所改善，但有效期短暂，在2012年6月份因高含水停产。技术人员分析认为治理关键，是保证注水增压阶段产生足够压力差的前提下，又能将降压阶段排出的剩余油驱替至生产井。
2012年7月，采油二队按照精细注水要科学配注的要求，对该井组实施“短注短停”，即调整为“注15天/停15天”的周期来下调注入量，以降低增压降压幅度防水窜，同时缩短增压降压周期。从2012年9月1日该井组开始见效，含水稳定在90%，日产油15吨，套压2.1兆帕，保证了驱替效率。
2012年以来通过18个月的注水优化调整实施，塔河四区的日注水量超过1万立方米，注采比由1.3提高到2.6。实践证明可以通过优化注入量、注水周期，改善井组注采效果。
2013年实施注水驱油12个井组，8个井组见效，实现累积增油2.5万吨，有力减缓了自然递减幅度。由于注水成本低、效益高、易操作，所以为下步扩大注水规模提供了有力的佐证。