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摘要：在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行注水替油试验， 可大幅度提高原油采收率。注水替油技术是选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油， 并优先选择溶洞型储集体油井； 注水替油前要尽可能利用天然能量， 在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油。桩西古潜山对地层能量低、连通性差、面积小的单元或井区，考虑了进行单井吞吐试验以提高采收率，并对单井周期注入量、注入速度、焖井时间等参数进行了优化。
关键词：桩西古潜山 单井 注水替油 提高采收率 注采方案
统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降， 地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～ 32% 。特别是储集体规模较小的单井缝洞单元， 由于其相对封闭，没有其它能量的供给， 能量不足造成的产量递减更为突出。2012年以来， 桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。
1 地质概况
桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。油藏属常温常压系统。
2 注水替油机理
主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量， 恢复地层压力； 其次是利用重力分异的原理， 在焖井过程中， 油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中， 置换其中难以采出的剩余油。油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环， 经过多轮次的注水替油， 逐步提高油藏原油采收率。
3 单井注水替油注采方案优化
桩古17井区位于桩西古潜山西北部，西以正断层与桩古21井区紧邻，南部位桩古13断块，东部与桩古18及井区相邻。目的层主要为奥陶系及寒武系张夏组，目的层埋深3400-4100m。井区仅桩古17井生产，到2012年7月3日因机采手段无法正常生产，能量供给不足停井，累积产油38.9万吨，综合含水5.0%。根据类似油藏塔河油田定容性油井注水替油成功经验，对该井进行单井注水替油试验。应用数值模拟方法对单井注水替油的注采方案进行优化。井区位于逆断层边界处，断裂十分发育，发育多期正断层和逆断层，精细描述难度大，所以地质建模采用机理模型。
3.1周期注入量优化
周期注入量是影响单井注水吞吐效果一个重要因素。对周期注入量进行分析是固定其它参数，在各优化方案中焖井时间均取2个月，注入速度为150m3/d，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
在注入速度、焖井时间、采液速度一定的情况下，随着周期注入量的增加，累积产油量、日产油量和油水置换率均增加，在周期注入量达到72000m3时，日产油量增加变缓。这是由于随着周期注入量的增加，地层能量不断补充，地层压力得到恢复，累产油量不断增加，但吞吐周期变长，日产油量增加变缓，因此取最佳周期注入量为72000m3。
3.2注入速度优化
注水速度受限于储集体的发育程度，储集体越不发育，注水越困难，注入压力越高，而注入压力过高，会造成地层破裂，另外井口承压也有限。一般注水速度不应使注入压力超过井口的承压能力和地层破裂压力。对注入速度进行优化，首先固定其它参数，即单井周期注入量均取72000m3，焖井时间取60天，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
在周期注入量一定的情况下，随着注入速度增大，累积产油量、平均日产油缓慢增加，但当注入速度增大到300m3/d后，再增大注入速度，累产油、平均日产油量基本不变。因此优选注入速度为300m3/d。
3.3焖井时间优化
在焖井阶段，地层原油和注入水通过重力分异发生置换，抬升了油水界面高度，增大了井筒附近的含油饱和度。焖井时间与地层的垂向渗透率、油水密度差、井底距油水界面的距离有关，焖井时间过短，重力分异不彻底，达不到注水吞吐的效果。焖井时间过长，延误生产时间，造成了不必要的经济损失。以下通过油藏数值模拟软件计算了ZG17井区注水吞吐的开发效果。对焖井时间进行优化，首先固定其它参数，即周期注入量均取72000m3，注入速度为300m3/d，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
随着焖井时间的增加，累产油增加，但焖井时间增加到40天左右时，累产油递增变缓。这是因为焖井时间越长，油水置换越充分，重力分异作用程度越高，累产油量越多，但如果油水置换完成后继续焖井，累产油量不会发生太大变化。数值模拟出了焖井100天时ZG4井的压力变化，焖井前期压力急剧降低，说明此时正在进行渗吸和油水重力分异，但当焖井时间到40天后，压力几乎不变，说明此时油水重力分异作用、油水置换作用基本完成，油水已达到平衡状态。因此综合累产油和焖井压力考虑，优选焖井时间为40天。焖井时间取值从5天到180天，焖井时间大于40天后累计产油增长缓慢，平均日产油量先上升后下降， 在40天时平均日产油达到最大值。因此，实际生产合适的焖井时间为40天。
3.4结论
从以上结果可知，周期注入量的影响最为敏感，因为随着周期注入量的变化，累积产油量、生产时间变化的程度很大，而不同的注入速度、焖井时间下，累产油、生产时间差别相对较小。ZG17井区单井吞吐方案优选结果如下：周期注入量为72000m3，注入速度为300m3/d，焖井时间40天。
3.5现场实施
ZG17井2012年7月16日开始注水，2013年1月6日停注，注水7.22万立方米后焖井40天，2013年1月26日替油开井效果显著，日增油能力72.9吨/天，目前已生产39.9天，累增油3972吨。
4 认识
（1） 主要选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油， 优先选择溶洞型储集体油井。
（2）油井要尽可能地利用天然能量开采， 在后期地层压力难以维持正常机抽生产时才能进行注水替油。
（3）溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度， 裂缝性储集体油井注水速度不宜过高； 注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力。
（4）关井后压力平稳或者先下降后平稳至上升平稳的时间为合理焖井时间。
关键词：桩西古潜山 单井 注水替油 提高采收率 注采方案
统计表明，碳酸盐岩油藏由于地层压力下降， 地层能量不足造成某些油井产量的递减率高达20% ～ 32% 。特别是储集体规模较小的单井缝洞单元， 由于其相对封闭，没有其它能量的供给， 能量不足造成的产量递减更为突出。2012年以来， 桩西古潜山在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验。
1 地质概况
桩西古潜山为一复杂裂缝-溶洞型油藏。其构造和断裂系统复杂，整体上为被多条不同期次断层切割自东向西推移的大型推覆体。储集空间类型多样，结构复杂，主要为缝洞型和裂缝溶孔型。裂缝发育受构造运动、构造部位、断裂、岩性等多种因素控制。溶蚀孔洞发育程度与剥蚀程度、古地形、天然水和高矿化度水、差异风化作用、岩石性质及火成岩侵入体等因素有关。潜山油藏具有七套含油层系，每套层系内部又被多组断层切割，形成具底水或边水的层状或块状复杂缝洞型油藏，且各含油层系无统一的油水界面，同一层系不同断块之间油水关系也不尽相同。油藏属常温常压系统。
2 注水替油机理
主要借鉴塔河油田单井注水替油开发经验，碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油的机理：首先是通过注入水补充地层能量， 恢复地层压力； 其次是利用重力分异的原理， 在焖井过程中， 油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面；最后，使注入水进入油井周围比较小的裂缝中， 置换其中难以采出的剩余油。油井以“注水-焖井-采油”为一个周期进行注采循环， 经过多轮次的注水替油， 逐步提高油藏原油采收率。
3 单井注水替油注采方案优化
桩古17井区位于桩西古潜山西北部，西以正断层与桩古21井区紧邻，南部位桩古13断块，东部与桩古18及井区相邻。目的层主要为奥陶系及寒武系张夏组，目的层埋深3400-4100m。井区仅桩古17井生产，到2012年7月3日因机采手段无法正常生产，能量供给不足停井，累积产油38.9万吨，综合含水5.0%。根据类似油藏塔河油田定容性油井注水替油成功经验，对该井进行单井注水替油试验。应用数值模拟方法对单井注水替油的注采方案进行优化。井区位于逆断层边界处，断裂十分发育，发育多期正断层和逆断层，精细描述难度大，所以地质建模采用机理模型。
3.1周期注入量优化
周期注入量是影响单井注水吞吐效果一个重要因素。对周期注入量进行分析是固定其它参数，在各优化方案中焖井时间均取2个月，注入速度为150m3/d，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
在注入速度、焖井时间、采液速度一定的情况下，随着周期注入量的增加，累积产油量、日产油量和油水置换率均增加，在周期注入量达到72000m3时，日产油量增加变缓。这是由于随着周期注入量的增加，地层能量不断补充，地层压力得到恢复，累产油量不断增加，但吞吐周期变长，日产油量增加变缓，因此取最佳周期注入量为72000m3。
3.2注入速度优化
注水速度受限于储集体的发育程度，储集体越不发育，注水越困难，注入压力越高，而注入压力过高，会造成地层破裂，另外井口承压也有限。一般注水速度不应使注入压力超过井口的承压能力和地层破裂压力。对注入速度进行优化，首先固定其它参数，即单井周期注入量均取72000m3，焖井时间取60天，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
在周期注入量一定的情况下，随着注入速度增大，累积产油量、平均日产油缓慢增加，但当注入速度增大到300m3/d后，再增大注入速度，累产油、平均日产油量基本不变。因此优选注入速度为300m3/d。
3.3焖井时间优化
在焖井阶段，地层原油和注入水通过重力分异发生置换，抬升了油水界面高度，增大了井筒附近的含油饱和度。焖井时间与地层的垂向渗透率、油水密度差、井底距油水界面的距离有关，焖井时间过短，重力分异不彻底，达不到注水吞吐的效果。焖井时间过长，延误生产时间，造成了不必要的经济损失。以下通过油藏数值模拟软件计算了ZG17井区注水吞吐的开发效果。对焖井时间进行优化，首先固定其它参数，即周期注入量均取72000m3，注入速度为300m3/d，采液速度为30m3/d，都生产到地层压力系数比采取措施前增加2%时关井，即关井压力13.7MPa。
随着焖井时间的增加，累产油增加，但焖井时间增加到40天左右时，累产油递增变缓。这是因为焖井时间越长，油水置换越充分，重力分异作用程度越高，累产油量越多，但如果油水置换完成后继续焖井，累产油量不会发生太大变化。数值模拟出了焖井100天时ZG4井的压力变化，焖井前期压力急剧降低，说明此时正在进行渗吸和油水重力分异，但当焖井时间到40天后，压力几乎不变，说明此时油水重力分异作用、油水置换作用基本完成，油水已达到平衡状态。因此综合累产油和焖井压力考虑，优选焖井时间为40天。焖井时间取值从5天到180天，焖井时间大于40天后累计产油增长缓慢，平均日产油量先上升后下降， 在40天时平均日产油达到最大值。因此，实际生产合适的焖井时间为40天。
3.4结论
从以上结果可知，周期注入量的影响最为敏感，因为随着周期注入量的变化，累积产油量、生产时间变化的程度很大，而不同的注入速度、焖井时间下，累产油、生产时间差别相对较小。ZG17井区单井吞吐方案优选结果如下：周期注入量为72000m3，注入速度为300m3/d，焖井时间40天。
3.5现场实施
ZG17井2012年7月16日开始注水，2013年1月6日停注，注水7.22万立方米后焖井40天，2013年1月26日替油开井效果显著，日增油能力72.9吨/天，目前已生产39.9天，累增油3972吨。
4 认识
（1） 主要选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油， 优先选择溶洞型储集体油井。
（2）油井要尽可能地利用天然能量开采， 在后期地层压力难以维持正常机抽生产时才能进行注水替油。
（3）溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度， 裂缝性储集体油井注水速度不宜过高； 注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力。
（4）关井后压力平稳或者先下降后平稳至上升平稳的时间为合理焖井时间。