塔河注水替油技术渐入佳境
[中国石化报 2010年11月15日] 塔河油田是目前我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田。塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏属于严重非均质奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏，埋深5350米～7000米，储层主要是受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用形成的缝—洞系统。储集空间以裂缝、溶蚀孔隙和溶蚀孔洞及大型洞穴为主，局部缝—洞体发育，基质基本不具有渗流能力。部分储集体规模较小且相对封闭的油井投产初期产能较高，但在开发过程中得不到有效的能量补给，生产期间压力、产液量下降快，短时间即可停喷，一次采收率只有2.5%～5.5%，开发效果差，在国内乃至全球，都找不到相似油藏。
注水替油首先是人工注入流体补充地层能量，同时利用油水密度差和重力分异作用，使注入水与地层油发生置换，从而实现注入水把油驱到井筒采出地面的目标。在单井控制的局限封闭储层中，单井注水替油是一种提高采收率的好方法。2005年3月以来，该厂共对170余口停躺、低产低效井注水替油，累计注水222.55万立方米，增油77.8万吨，吨油耗水率仅2.85，采收率提高4个百分点。
注水替油，修井过程中的偶然发现
塔河油田奥陶系油藏自1999年大规模投入开发以来，部分井投产后产量下降快，转抽后日产量一直较低，采用掺稀降黏或间隙开井等方式生产都无法提高产量，且成本很高、效益差。技术人员一直被这个问题困扰。
注水替油增产的主要机理是在选井、选层理论的基础上，利用重力分异置换作用、驱替作用、渗吸作用，通过地面强化注水补充地层能量，结合地面、井下配套开采设备和技术，达到原油高效开采目的。
2005年3月，该厂对TK741井进行下返酸压施工。在作业中，技术人员发现有800立方米盐水漏失，井口起压并逐渐升高，有原油不断返出井口。现场技术人员当即将此特殊现象记录下来，迅速反馈给厂领导。
TK741井井口压力较高、油稠、气多，难以实施压井作业。该厂根据井口压力情况，对TK741井停止施工，直接转入掺稀生产。3月13日开井后，该井最高日产油192吨，含水0.8%，累计产油992吨以后停喷，平均含水9.16%。面对这次开井到停喷的现象，该厂领导和技术人员认为“水”可以解决问题，于3月25日向TK741井地层试注1031立方米盐水，井口压力快速上升至19.1兆帕，开井生产，日产油105吨，且不含水。一次是盐水自然漏失回注，一次是措施注入盐水，效果却同样明显，足以证明“注水”措施具有可行性，单井采收率提高两倍，吨水换油率为0.48，取得了很好的经济效益。
注水替油，在不断研究中成熟
尽管注水替油试验在塔河油田取得成功，但注水替油增油机理、影响因素还认识不清楚，周期注采参数的确定缺乏科学指导。
2005年，塔河采油二厂组织有关专家进行立项研究，搞清了注水替油增油机理。他们发现，油水地下置换的通道必须满足一定的孔喉直径或是裂缝宽度。当储集空间孔喉半径（裂缝宽度）小于一定值后，注入水无法完成置换，开井后将沿注入通道返出。
进一步的研究发现，注入水在地层发生两种形式的驱替作用：一种情况是通过重力分异将油驱到井底采出；另一种情况是由于井眼沟通储集体位置不利或者孔喉半径（裂缝宽度）过小，地层中油水无法完成置换，注入水将油驱到更远的储集空间。研究人员还发现，几乎每口注水吞吐井都是在这两种形式的驱替作用下同时发生的。
这一认识上的突破，为注水替油选井、注水井动态分析与管理奠定了理论基础，形成了塔河碳酸盐岩缝洞油藏注水替油技术对策，为后期注水替油工作的顺利开展提供了技术支撑。
注水替油，在反复论证中确立
自2005年3月实施注水替油试验至今，注水替油历经试验、平稳、稳步推进、大幅提高4个阶段。目前，选井选层标准、生产指标评价体系标准、现场注水管理标准已经确立。从注水替油技术现场应用情况来看，日注水量呈先降后升趋势，日产油量则一直呈上升趋势。
早期试验主要针对放空、漏失井进行注水替油，增油效果好，在生产过程中主要采取快注快采方式，周期注水量及日注水量较高。但经过多轮次的注水，第一批高效注水替油井相继失效。注水替油井类型开始由试验阶段的放空、漏失溶洞型油井逐渐向酸压裂缝型油井转变。裂缝型油井注水增油效果总体较溶洞型油井差。该厂适当控制注水规模，优化周期注水量、开井工作制度及关井置换时间，尽量增强裂缝型油井注水替油增油效果。注水量、注水井产油量、增油量相对于早期试验阶段明显偏低，注水替油进入一个相对平稳阶段。
今年以来，塔河油田采油二厂十二区优选17口具备注水潜力的油井实施注水替油，外加1口井实施注水压锥，减缓老井递减。他们相继对18口井实施29轮次注水，累计注水量3.38万立方米，累计产油3.66万吨，增油2.52万吨，吨增油耗水率1.34，平均单井日增油14吨。与过去相比，该区注水替油工程注水井数增多，注水量下降，增油效果明显，注水替油技术渐入佳境。